技术标准之运行标准.doc

QB 广东省长潭水电厂企业标准 Q/155-1-01-2002 运行技术标准 2002-03-18发布 2002-03-18实施 广东省长潭水电厂 发布 Q/155-1-01-2002 前 言 本标准是根据广东省长潭水电厂（简称长潭水电厂）加强科学管理、创建一流水电厂的总体规划安排，进一步规范基础管理工作而制订。 本标准内容包括水轮发电机运行规程、继电保护自动装置运行规程、微机调速器运行规程、压油装置运行规程、水系统运行规程、风系统运行规程、工作闸门运行规程、主变压器运行规程、长蕉线2YX运行规程、近区变压器及10kV线路运行规程、厂用电系统及电动机运行规程、柴油发电机运行规程、配电装置运行规程、直流系统运行规程、监控系统顺控流程图、监控上位机运行规程、现地控制单元LCU运行规程、AGC操作规程、自动寻呼语音报警DDA系统硬件标准、设备故障自动寻呼系统运行规程、工业闭路电视运行规程、设备巡检条形码系统运行规程、运行数据库管理规程、消防报警系统运行规程烟感、气体消防、通风系统运行规程、励磁系统运行规程等二十六项技术规程。 本标准由广东省长潭水电厂标准化工作委员会提出并归口。 本标准由生产部起草。 本标准的主要起草人何凯章 张学云 何裕广 黄勤新 温运生 林标伦 陈书平 王标洪 审 定何凯章 张学云 温运生 批 准林大洲 本标准由生产部负责解释。 广东省长潭水电厂企业标准 Q/155-1-01.01-2002 水轮发电机组运行规程 1 主题内容与适用范围 本标准规定了广东省长潭水电厂水轮发电机组的设备规范、运行规范、运行检查监视、操作维护、事故故障处理的范围及要求。 本标准适用于广东省长潭水电厂水轮发电机组的运行管理。 2 引用标准 电业安全工作规程、广东电力系统调度规程、部颁发电机运行规程。 3 技术内容 3.1 设备规范 3.1.1 水轮机主要技术数据 见附表1“水轮机主要技术数据表” 3.1.2 发电机主要技术参数 见附表2“发电机主要技术参数表” 3.2 运行规范 3.2.1 在正常情况下，发电机应按其技术规范运行，功率因数保持迟相，频率偏差不应超过500.2赫兹。 3.2.2 值班员应密切监视机组的运行状况，及时调整有关参数，保证电能质量，并使机组在安全、经济状态下运行。 3.2.3 发电机定子线圈最高温度不得超过130℃；正常运行时，温度最好保持在60～80℃之间。 3.2.4 发电机转子最高温度不得超过130℃；转子温度按下述方法换算 先按下式计算转子线圈的电阻值 转子电压（V） Rt （Ω） （R t ≤0.485Ω 转子电流（A） 再按下式计算转子温度 Rt250 t 235（℃） R15 上式中 R t-----温度为ｔ℃时转子线圈的电阻值； R 15-----温度为15℃时转子线圈的电阻值，R 15 ＝0.1998Ω 3.2.5 机组大小修前、后或连续停机备用每超过72小时、发生绝缘危害事故后或有其它异常情况时，均应测量定子、转子线圈绝缘情况。 3.2.6 发电机线圈绝缘许可值 a. 定子线圈（使用2500伏摇表测量）绝缘电阻值不小于11兆欧；吸收比K＝R 60S /R 15S ≥1.3。 b. 发电机绝缘应与前次测量值相比较，如果有显著降低考虑温度和空气湿度的变化，如降低到前次的1/3--1/5时应分析原因，并报告厂主管生产领导，采取措施消除缺陷。 c. 转子线圈用500伏摇表测量，绝缘电阻值不应低于0.5兆欧，若低于0.5兆欧，应请示厂主管生产领导，由其决定是否投入运行。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 3.2.7 机组大小修后或事故原因不明时，应做递升加压试验。 3.2.8 机组运行中受较强的地震或系统强烈冲击后，应及时对机组进行全面检查（包括风洞），并检查机组各部的振动、摆度。 3.2.9 发电机的运行端电压，可在额定电压的5范围内变动，当功率因数为额定值时，其额定容量不变，相应的电流值见下表 电压偏差 （） －5 0 ＋5 电 压 值 （kV） 9.975 10.5 11.025 电 流 值 （A） 1083 1032 980 3.2.10 发电机与系统并列运行时，10.5kV母线电压不得高于额定值的105即11.025kV，最低不得低于额定值的90即9.45kV。 3.2.11 当功率因数低于额定时，应注意转子电流不得超过额定值。 3.2.12 并列运行时，转子电流不得小于空载励磁电流；功率因数尽可能不大于迟相的0.95，否则应迅速调整励磁电流。 3.2.13 在额定负荷下运行时，定子三相电流之差不得超过额定值的20即206.4A，同时任何一相的电流不得大于额定值。 3.2.14 机组作短时不平衡短路试验时，发电机定子电流最大不得超过额定值的25，从不平衡短路试验开始到电流降至零为止，持续时间不得超过5分钟。 3.2.15 正常情况下，发电机不得过负荷；系统事故时，允许发电机短时过负荷运行，但过负荷电流与持续时间须按下表执行。 过负荷电流 ／ 额定电流 1.10 1.12 1.15 1.25 1.5 过 负 荷 电 流 值 A 1135 1156 1187 1290 1548 允许的过负荷持续时间分钟 60 30 15 5 2 3.2.16 发电机冷风温度应适当，最低以冷却器不凝结水珠为准凝结水珠的温度通常在20℃左右。发电机定子线圈及冷、热风温度报警定值如下表所示。 名 称 定子热风温度 定子冷风温度 定子线圈温度 高 限 报 警 70 ℃ 45 ℃ 85 ℃ 高 高 限 报警 80 ℃ 55 ℃ 130 ℃ 低 限 限 值 / 冷风最低10 ℃ / 低 低 限 限 值 / / 3.2.17 机组禁止在15额定转速即32r／min下长时间运行，当自动加闸失灵，或者机组转速降不到零时，应马上到现场查明原因尽快消除。 3.2.18 机组停机备用超过15天；大、小修或推力油槽排油检修后，起动前必须顶转子。 3.2.19 水系统检修后，必须作充水试验，检查有无渗水，必要时应做耐压试验；试验过程中应注意运行机组的水压。 3.2.20 接力器排油检修后重新充油时必须进行排气，并在钢管充水前以手动方式全开、全关导水叶数次。 3.2.21 制动系统检修后，应进行加闸试验，正常后方可将机组投入备用。 3.2.22 备用机组应保持随时可以起动的状态，未经值长同意不得进行任何作业。 3.2.23 机组大小修期间，检修设备由检修人员管理，如需进行试验时，必须由运行人员负责操作。 3.2.24 机组各轴承温度、油温保护整定值见下表。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 机组各轴承温度、油温保护整定值表 名 称 上导轴承 推力轴承 推力油温 下导轴承 下导油温 水导轴承 高 限 定 值 60℃ 65℃ 65℃ 60℃ 55℃ 60℃ 高 高 限 定 值 65℃ 70℃ 70℃ 70℃ / 65℃ 注1、瓦温越高限时保护动作后果为报警；越高高限时保护动作后果为事故停机。 2、上、下、水导轴承温度过高保护设置为只要有一块轴瓦温度越高高限连续2个周期时，保护即动作，机组事故停机；推力轴承温度过高保护设置为任意两块瓦温度均越高高限连续2个周期时，保护动作，机组事故停机。 3、油温越限只报警。 3.2.25 机组各部冷却水压力见下表。 名 称 总冷却水 推力轴承 下导轴承 水导轴承 主轴密封 消防水 允许水压值（MPa） 0.34-0.49 0.15-0.20 0.10-0.15 0.2-0.25 0.20-0.30 0.34-0.49 报警值 （MPa） 高限0.49 低限0.30 / / / 高限0.30 低限0.18 / 3.2.26 机组各部振动／摆度不得超过下表所列数值。 机 组 部 位 名 称 上 机 架 大轴法兰 水导轴承 允许的振动 / 摆度值 mm 水平0.12 垂直0.12 0.35 0.20 越高限报警整定值 mm 水平0.12 垂直0.12 0.35 0.20 3.2.27 机组各轴承油位见下表。 名 称 推力轴承 下导轴承 水导轴承 备 注 运行油位 705mm 390mm 观察窗可见油流动 油位标高线自油槽底部起计。 静止油位 670mm 或瓦中心线 360mm 或瓦中心线 最高 240mm 最低 210mm 3.2.28 值班员不得变动机组保护整定值和各有关参数的限值，也不得擅自退出保护连片（包括“软压板”）。 3.3 机组的日常维护及巡回检查 3.3.1 值班员应精神集中，认真监视各机组的运行状况。经常调看主、辅设备的监控画面，对机组各部运行参数和辅助设备的运行情况，进行检查分析；发现异常现象时，应及时进行处理，查明原因并报告值长。 3.3.2 当机组LCU通道故障，或有其它特殊情况，要求缩短抄表间隔时间时，应手动抄录该机组的有关运行参数、日志表。 3.3.3 运行值班人员应按规定对机组进行定期维护和巡回检查，发现缺陷应及时处理，并按程序报告。 3.3.4 机组巡回检查项目 a. 转子滑环碳刷的火花是否过大；碳刷电流分布是否均匀，各碳刷有无过热发红现象。 b. 碳刷松紧是否适宜，有无摆动过大或被卡住的现象。 c. 各碳刷磨损是否严重，有无剥落现象。 d. 检查发电机风洞时，应注意温度、振动、有无异音、异味、电晕，冷却器有无凝结水珠；检查油、水管路阀门位置正确，各连接部位无渗漏油、水。 e. 定子线圈和铁芯温度正常、均匀，线圈温度最好在60～80℃之间，最高不超过130℃。 f. 冷热风温度正常、均匀，热风温度不高于70℃；冷风温度最高不超过55℃，最低以冷却器不凝结水珠为限。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 g. 机组各轴瓦温度正常，各轴承油槽油位、油色正常。 h. 机组技术供水系统各阀门位置正确，滤水器前后水压基本相等；机组各部水压在允许范围内，压力表、示流器等表计正常，阀门及管路无渗漏。 i. 双连臂调节螺杆逼帽无松动、轴销无窜动。 j. 导水叶套筒止水端面无渗漏水。 k. 导水叶拐臂位置正常，剪断销无窜起。 l. 顶盖排水畅通，真空破坏阀动作可靠无漏水。 m. 水车室踏板完整，平稳无松动。 n. 接力器无抽动，缸体无漏油，油管路接合面无渗漏。 o. 漏油泵运行情况良好，漏油箱油位正常。 p. 尾水管无剧烈振动及噪音，无异常碰击声，尾水人孔门封闭严密无漏水。 q. 钢管伸缩节不漏水，钢管排水阀关闭严密。 3.4 运行操作 3.4.1 机组大、小修后，起动前的准备工作及试验过程中的操作按本厂水轮发电机组大小修后的启动程序进行。 3.4.2 机组大、小修后，第一次开机应采用手动方式开机；正常情况下，在上位机上进行开、停机等操作；当机组LCU通道故障等原因引起无法在上位机上进行操作时，应在机组LCU上进行各项操作。 3.4.3 上位机上执行机组从停机／空载→发电的操作 a. 依次按“XF”、“发电”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视发电顺控流程的执行情况，至机组带上有功、无功基荷，发电命令成功。 3.4.4 上位机上执行机组从停机→空转的操作 a. 依次按“XF”、“空转”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视空转顺控流程的执行情况，至命令成功。 3.4.5 上位机上执行机组从停机／空转→空载的操作 a. 依次按“XF”、“空载”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视空载顺控流程的执行情况，至命令成功。 3.4.6 上位机上执行发电机出口开关同期合操作 a. 依次按“50X”、“合闸”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视发电机出口开关50X合闸正常。 3.4.7 上位机上执行开机带厂用电操作 在某段10.5kV母线无压的情况下，需开相应机组带厂用电时，按下述顺序操作如果失压是因主变压器保护动作引起，则必须先拉开主变压器低压侧刀闸，并确认母线无故障）。 a. 依次按“XF”、“空载”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视空载顺控流程的执行情况，至命令成功。 c. 依次按“50X”、“无压合”、“确认”、“执行”键。 d. 然后从顺控窗口上重新确认，查50X开关合闸正常、该段10.5kV母线电压正常。 3.4.8 上位机上执行机组从发电→空载的操作 a. 依次按“XF”、“空载”、“确认”、“执行”键。 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视空载顺控流程的执行情况，至命令成功。 3.4.9 上位机上执行机组从发电／空载／空转→停机的操作 a. 依次按“XF”、“停机”、“确认”、“执行”键。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 b. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视停机顺控流程的执行情况，至命令成功。 3.4.10 上位机上执行试验合发电机组出口50X开关的操作 a. 查发电机组出口隔离刀闸50XX在“分”位。 b. 依次按“50X”、“试验合”、“确认”、“执行”键。 c. 然后从顺控窗口上重新确认、并在显示器上监视发电机出口50X开关合闸正常。 3.4.11 在机组现地控制单元LCU上进行开、停机，加、减负荷等操作的方法见长潭水电厂LCU运行规程。 3.4.12 发电机递升加压试验操作 a. 查X号发电机出口50X开关在“分”位，拉开发电机出口50XX刀闸。 b. 将X号发电机保护出口跳主变出口10X开关压板18XB退出，其它保护按正常运行方式投入。 c. 将X号机组LCU供电/监控插箱面板上的“当地”按钮按下，查键上红色指示灯点亮。 d. 将励磁调节器操作面板上的“方式选择2”开关拔至“IL”方式。 e. 查励磁调节器操作面板槽形表电流整定值“ILG”减至最小6--10。 f. 检查机组启动条件满足。 g. 在机组LCU控制显示面板上依次按“空转”键、“执行”键。 h. 检查机组开机空转正常。 i. 当机组转速达95％Ne时，将励磁调节器操作面板上的“手动开机”切换开关拔至“投入”位。 j. 查机组启励正常，机组电压在6％--10Ue左右，将励磁调节器操作面板上的“手动开机”切换开关拔回至“切”位。 k. 将励磁调节器操作面板上的“方式选择2”开关拔至“切”位。 l. 按励磁调节器操作面板上的“增磁”按钮，逐渐将机组定子电压升高至1.05Ue。 3.4.13 发电机短路特性试验操作 3.4.13.1 发电机短路特性试验前由运行人员做好下列安全措施 a. 拉开发电机出口50XX隔离刀闸。 b. 将发电机保护出口跳主变出口10X开关压板18XB退出，查其它保护按正常运行方式投入；查灭磁开关分合闸回路完好。 c. 拉开X号发电机励磁变高压侧XFZLBG隔离刀闸。 d. 切开励磁整流柜整流桥上桥直流输出61DK刀闸。 e. 切开励磁整流柜整流桥下桥直流输出62DK刀闸。 f. 调速器转换为手动运行。 3.4.13.2 发电机短路特性试验前由检修人员完成下列安全、技术措施，运行值班人员到现场检查确认 a. 将机组参加主变差动保护的电流互感器2LH二次端子A421、B421、C421、D421在机组侧短路接地，在至主变侧的回路解口开路。 b. 在发电机出口50X开关下端与电流互感器之间装设三相短路导线，三相连接应紧固。 c. 将直流弧焊机的输出端经发电机灭磁开关XFMK与发电机转子线圈连接好。 3.4.13.3 上述准备工作和安全措施完成后，按下述顺序进行发电机短路特性试验 a. 运行人员按命令打开调速器开度限制至空转开度位置；检查机组开机空转正常。 b. 机组转速达额定后，由检修人员做发电机短路特性试验。 c. 在试验过程中，运行值班人员应保持机组以额定转速运行。 d. 在试验过程中，运行值班人员应注意监视定子电流不超过额定值。 e. 在停机时应有专人测速，待机组转速下降至15Ne时,手动加闸。 3.4.14 机组顶转子操作 a. 联系中调同意X号机由热备用转为冷备用，顶转子。 b. 查X号机出口50X开关在“分”位，拉开X号机出口50XX刀闸。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 c. 将X号机调速器的液压开限关至“零”位；并在调速器柜门上挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 d. 将X号机组LCU供电/监控插箱面板上的“当地”按钮按下，查键上红色指示灯点亮；并在LCU柜门上悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 e. 关闭X号机加闸进气总阀GX39；关闭自动加闸供气阀GX38，自动复位供气阀GX40，将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至加闸（2）位置。 f. 做好顶转子标高线。 g. 打开X号机顶转子进油阀YX80；并检查其它三台机组顶转子进油阀关闭。 h. 打开高压油泵至X号机出口阀YX79；查高压油泵至其它机组的出口阀关闭；查高压油泵排油阀Y178打开。 i. 起动高压油泵，运转正常后关闭高压油泵排油阀Y178；监视油泵运转和油压上升情况，注意转子顶起高度。 j. 当顶子顶起8--10毫米时，立即停止高压油泵；保持转子在顶起状态1分钟，然后慢慢打开高压油泵排油阀Y178，将油排回油箱。 k. 打开X号机加闸进气总阀GX39进行吹油，直至风闸内的油吹净为止。 l. 吹净油后将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至复位１位置，将风闸复位。查风闸全落。 m. 将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至中间N位置；打开自动加闸供气阀GX38，自动复位供气阀GX40。 n. 关闭高压油泵至X号机出口阀YX79。 o. 关闭X号机顶转子进油阀YX80。 p. 将X号机调速器的液压开限全开，并取下调速器柜门上所挂标示牌。 q. 将X号机组LCU供电/监控插箱面板上的“当地”按钮弹起，查键上红色指示灯熄灭；并取下LCU柜门上所悬挂的标示牌。 r. 查X号机出口50X开关在“分”位，合上X号机出口50XX刀闸，查LCU显示面板上的“50XX刀闸合”光字牌点亮。 s. 检查操作设备无误后，报中调X号机由冷备用转为热备用。 3.4.15 发电机测绝缘操作 a. 与中调联系，X号机组由热备用转冷为备用测绝缘。 b. 将X号机调速器的液压开限关至“零”位，并在调速器柜门上悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 c. 将X号机组LCU供电/监控插箱面板上的“当地”按钮按下，查键上红色指示灯点亮；并在LCU柜门上悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 d. 查X号机出口50X开关在“分”位，拉开X号机出口50XX隔离刀闸。 e. 拉开X号发电机电压互感器XFPTG隔离刀闸。 f. 拉开X号发电机励磁变高压侧XFZLBG隔离刀闸。 g. 在X号机出口50X开关下端验明定子绕组三相确无电压后，将定子绕组对地放电。 h. 用2500伏摇表测量定子绕组绝缘并计算吸收比KR60S /R 15S 。 i. 测量后，在X号机出口50X开关下端将定子绕组对地放电。 j. 切开X号发电机灭磁开关FMK。 k. 拉开X号机灭磁柜后的失磁保护小闸刀开关3DK。 l. 用500伏摇表测量X号机转子绕组绝缘电阻（摇表“L”端接在灭磁开关常闭触头与灭磁电阻联接之处）。 m. 合上X号发电机灭磁开关FMK。 n. 合上X号机灭磁柜后的失磁保护小闸刀开关3DK。 o. 合上X号发电机励磁变高压侧XFZLBG隔离刀闸。 p. 合上X号发电机电压互感器XFPTG隔离刀闸。 q. 查X号机出口50X开关在“分”位；合上出口50XX隔离刀闸。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 r. 将X号机调速器的液压开限全开，并取下调速器柜门上悬挂的“禁止操作，有人工作”标示牌。 s. 将X号机组LCU供电/监控插箱面板上的“当地”按钮弹起，查键上红色指示灯熄灭；并取下LCU柜门上悬挂的“禁止操作，有人工作”标示牌。 t. 查X号机LCU显示面板上的“50XX刀闸合”光字牌点亮。 v. 检查操作设备无误后，报中调X号机组由冷备用转为热备用。 3.4.16 机组手动制动操作 当机组自动加闸失灵以及手动停机过程中，必须手动帮助电磁阀动作或者手动加闸，手动加闸操作如下 a. 关闭自动加闸供气阀GX38，自动复位供气阀GX40，将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至加闸（2）位置。 b. 检查加闸气压正常，风闸顶起。 c. 机组停定后，将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至中间（N）位置。 d. 然后再进行风闸复位操作。 另外，也可以直接将加闸、复位电磁阀加闸线圈侧底面的小开关转动90度，查加闸气压正常，风闸顶起。机组停定后，将该小开关转回原位置，再进行风闸复位操作。 3.4.17 风闸手动复位操作 当风闸自动复位失灵或者手动停机时，必须手动帮助电磁阀动作或者手动操作风闸复位，手动操作步骤如下 a. 查自动加闸供气阀GX38，自动复位供气阀GX40关闭；将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至复位（1）位置。 b. 检查风闸复位气压正常，风闸全落。 c. 将手动加闸、复位阀GX36操作把手打至中间（N）位置。 d. 将自动加闸供气阀GX38，自动复位供气阀GX40打开。 另外，也可以直接将加闸、复位电磁阀复位线圈侧底面的小开关转动90度，查复位气压正常，风闸落下。查风闸全落后，将该小开关转回原位置。 3.4.18 机组大小修时应做好下列安全措施 a. 查机组出口开关50X在“分”位，拉开出口50XX刀闸；将出口开关50X操作机构储能电动机控制开关1SA置“切”位，取下操作机构储能电动机直流电源保险3RD、4RD，带电显示器电源RD，柜门电磁锁电源RD保险。 b. 拉开机组XFPTG电压互感器刀闸，合上XFPTG0接地刀闸；取下电压互感器低压保险RD*2，高压保险RD*6。 c. 拉开机组励磁变XFZLBG隔离刀闸。 d. 用2500V摇表测量定子绕组绝缘并计算吸收比KR60S /R 15S。 e. 切开发电机灭磁开关XFMK，拉开失磁保护小闸刀开关3DK,用500V摇表测量转子绕组绝缘电阻。 f. 关闭机组冷却水钢管取水阀SX01，冷却水备用水阀SX04；打开冷却水滤过器排水阀SX02。 g. 落下机组进水口工作闸门，取下工作闸门操作保险RD*2，切开工作闸门动力电源空气开关。 h. 打开机组钢管排水阀SX60，将钢管、蜗壳水压降至“０”。 i. 将调速器转为手动状态，关闭调速器总进油阀YX19。 j. 退出压油槽自动调油面装置，将压油槽自动排油串接阀YX20、补气控制阀GX46、自动补气供气阀GX47、自动补气进气阀GX48、自动排气串接阀GX50关闭。 k. 将风闸系统总供气阀GX35关闭。 l. 切机组LCU面板上的PC电源、测速、同期、辅设、辅助、AC合电源开关；切UPS电源输出44DK、停UPS、切UPS电源输入43DK。 m. 切水车直流电源41DK、水车交流电源42DK。 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 n. 切调速器面板上直流、交流电源开关，拉开调速器直流电源47DK、交流电源46DK。 o. 退出油泵常规控制压板LP、事故落工作闸门压板LP、常规事故低油压保护压板LP、新测速140过速保护压板LP。将油泵固态控制器小空气开关切开。 p. 将发电机差动保护压板1XB、过电压保护压板2XB、失磁保护T1压板4XB、复合电压过流保护T2压板5XB、复合电压过流保护T1压板7XB、保护出口跳50X开关压板14XB、保护出口跳FMK压板16XB、保护动作至LCU压板17XB、保护出口跳主变出口10X开关压板18XB退出。 q. 切发电机保护面板上CPU1、CPU2电源开关，切发电机保护打印机电源（交流）开关2DK、CPU1电源开关S1、CPU2电源开关S2、出口开关50X操作控制电源开关1DK。 r. 切发电机励磁整流桥上桥交流输入空气开关61AK、下桥交流输入空气开关62AK；拉开励磁整流桥上桥直流输出刀闸61ZK、下桥直流输出刀闸62ZK。 s. 切励磁调节器DC直流、AC交流电源；切励磁起励直流电源开关62DK、励磁系统操作电源开关61DK、励磁调节柜散热风机电源；切励磁整流柜风机备用电源开关64DK、风机主电源开关63DK。 t. 切励磁配电柜X号机励磁直流工作电源63KX、起励直流电源64KX、交流电源Ⅰ段61KX、交流电源Ⅱ段62KX空气开关；切励磁配电柜X号机发电机保护打印机电源开关B ；切开LCU配电柜上供X号机LCU电源开关XK。 u. 退出高频切机装置动作切X号机50X开关出口压板 LP 。 v. 切220V直流屏X号机发电机保护（及开关操作）、水车直流电源空气开关 ZK，调速器直流电源空气开关 ZK。 x. 切厂用电盘X号机油泵动力电源空气开关、调速器交流电源空气开关。 y. 在发电机定子出口三相验明确无电压后，装设一组三相短路接地线；在发电机出口开关与隔离刀闸之间三相验明确无电压后，装设一组三相短路接地线。 z. 按检修工作内容做好其它安全措施。 3.4.19 当维修人员需在发电机定子回路，或进入发电机风洞内工作，以及进入水车室进行一般性（不拆装水轮机部件）的维护工作时，必须做好下列防止机组转动的措施 a. 拉开机组出口50XX隔离刀闸，并在其操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。 b. 将调速器的液压开限关至“0”位，并在调速器柜上悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 c. 将机组LCU的“当地”按键按下转为现地控制；并在机组LCU柜门上悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。 d. 根据工作要求做好其它安全措施。 3.5 故障处理部分 3.5.1 当机组变送器故障时，应尽快通知维护人员处理；如需在运行中调试机组有功、无功变送器时，必须先将机组的有功、无功调节退出，调试完毕后才能重新投入。 3.5.2 发电顺控流程控制失败 现象 a. 在执行发电命令过程中，顺控信息窗口显示控制失败以及失败原因，顺控流程中止。 b. 简报窗显示失败原因。 c. 机组LCU上的“控制失败”光字牌亮； d. 操作一览表上有控制失败和失败原因记录。 处理 a. 如果机组未转动，失败原因为“机组状态与命令不符”，应先使机组满足启动条件；如果失败原因为“冷却水未投上”时可手动投入，然后检查调整各部水压，再重新发出发电命令。 b. 如果失败原因为“机组转速升不起来”，现场检查机组未转动，应检查调速器有无故障、开度限制是否打开、紧急停机电磁阀有无动作等，查明原因；若机组已在空转状态，应检查测速装置有无故障，可按复归按扭或者切、投装置电源，复归其故障，待故障消除后， 广东省长潭水电厂 2002-03-18 批准 2002-03-18实施 Q/155-1-01.01-2002 先发机组空载命令，再发出机组出口开关同期合闸命令；如果机组转速达不到额定转速，则应检查调速器的水头设置，重新设定与实际相符。 c. 如果机组已在空转状态，失败原因为“机端电压未上升”，应检查处理励磁调节装置故障，故障消除后可手动起励，然后再发出机组出口开关同期合闸命令。 d. 如果机组已在空载状态，失败原因为“同期失败”，应派人到现场监视，然后再发一次机组出口开关同期合闸命令，现场人员观察同期装置有无异常，有无显示故障码，根据故障码消除故障后发出机组出口开关同期合闸命令。 e. 若失败原因为“出口开关合不上”，则检查合闸开出继电器及同期检查继电器状态是否正常；开关操作控制电源是否正常；开关合闸弹簧是否正常储能；开关柜防误装置操作把手位置是否正确；开关操作机构有无故障。待消除故障后，再发出机组出口开关同期合闸命令。 f. 如检查不出故障原因或者无法处理故障，将情况报告值长。 3.5.3 停机顺控流程控制失败 现象 a. 在执行停机命令过程中，顺控信息窗口显示控制失败以及失败原因，顺控流程中止。 b. 简报窗显示失败原因。 c. 机组LCU上的“控制失败”光字牌亮。 d. 操作一览表有控制失败和失败原因记录。 处理 a. 根据上位机显示的失败原因进行检查处理。 b. 如果失败原因为“P无法调节”，先检查调速器有无故障；若调速器无故障且有功已减至接近于零