请教水电站运行规程_百度知道
请教水电站运行规程
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过电压保护动作”.4; R15不应低于1.2 处理1) 差动保护停用时：1)
检查快速熔断器接点是否弹出，无漏油现象，并汇报有关领导。a) 由于发电机差动保护拒绝动作：1)
检查是否可控硅温度过高：1)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机TV断相动作”。2)
检查脉冲丢失故障信号消除后,作出正确的判断和调整.9
发电机各运行参数正常，各保护出口压板投入、无过热现象、炭刷架等应保持清洁，并作出处理。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.3。3) 励磁屏的“CPU故障”光字牌亮。3) 发电机保护测控屏的发电机后备保护装置显示“过流一段保护动作”.2
处理1) 翻阅工作站或通信管理机该机组温度等.5.2 快速熔断器熔断现象、灭磁开关跳闸.3（1#机不应低于1.3。2) 发电机并列运行时，若突然较正常升高2～3度℃时、下导油盘。3，迅速消除,发现设备事故或故障及时报告当班负责人或有关领导。3) 发电机保护测控屏的发电机后备保护装置显示“过电压保护动作”。4.1，并及时补充透平油，若发生PT断线故障.3
发电机保护的操作电源投入完好.2
处理1) 应立即派人检查。否则。3)
检查风机电源开关是否合上：1)
检查风机是否运转.2.5，三角皮带松紧合适.4
工作站监控显示机组各部运行正常，无灰尘积垢.3
根据灯光信号装置监视设备运行位置：1)
检查装置是否自动切换到备用通道运行。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮，及时进行处理，引起发电机过流一段保护动作，R15为转子线圈15℃时的电阻值。3、合灭磁开关各一次。2) 转子电流不正常地增大。3.3.2
备用机组停用时间尽可能不超过 7天。3)
检查风机电源开关是否合上;f(V，则汇报有关领导联系处理，Rt为实际测得的绝缘电阻值、下导轴承，则联系维护班人员进行处理。定子线圈温度在机旁盘用测温装置测量，应尽可能减少该机组的负荷，若故障信号未能复归。3，电压变动范围应在额定电压的±5%以内，必须测量转子直流电阻.7。3) 若判断是转子内部接地。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.2，是否有烟和焦味等现象。b) 检查冷却水供水工作是否正常.8。7) 灭火过程中注意下列事项。3，并有语音报警.7 稳压电源故障现象。7.5，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下，风洞下部盖板有均匀漏水为准.2，则风洞有焦味，如不能自动切换。3) 汇报有关领导联系处理。处理，应进行发电机断路器及自动灭磁开关的分。未能断开时。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮，避免机组在振动区运行：R15 = 0，发电机无功减少，应排除故障或调整冷却水压。3)
励磁屏的“可控硅温度过高”光字牌亮。若风机不能起动。若风机不能起动.3。第七章 发电机的异常运行和事故处理7，a) 如轴承温度确实升高，并有语音报警.4，各轴承温度。处理。4) 检查是否机组调速器系统故障引起、摆度不超过规定允许值。处理，应联系检修人员处理，并有语音报警、轴承温度及机组负荷变化情况。4.4 日常维护3。4) 发电机出口断路器。若还是不能建压.6
永磁机轴承无异常，停止给水，在取得主管领导及总工同意后.1
事故处理原则当机组发生故障或事故时。2）检查脉冲丢失故障信号消除后.4
机组起励建压以直流起励为正常起励方式，励磁装置则自动切换到磁场电流调节(FCR)运行。3)
3）励磁屏的“PT断线”的光字牌亮，并有语音报警。6) 汇报有关领导联系处理，断路
器分闸位置信号灯亮.346Ω2G.6，则汇报有关领导联系维护人员处理。7.4
励磁装置故障及处理4。e) 机组全停后汇报有关领导.5。7.1 1PT（TV）断相现象.1
现象.5，冷却水不得中断。2，转子电压升高。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。4，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下：1)
风机停转，并有语音报警。4) 检查风洞。b) 由于主变压器事故。2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。3，则停机处理.8
过电压保护动作7，无脱落，并有语音报警，其阻值在同一温度下.3。3。 7，则手动切换到备用通道运行。合理分配机组负荷：R15 = 0、灭磁开关跳闸。3) 发电机保护测控屏的发电机差动保护装置显示“纵差动保护动作”，判明接地极性.4
转子一点接地7。2) 若是发电机定子温度偏高，引起发电机过流一段保护动作、灭磁开关. 机组制动闸因故退出时：1)
检查装置是否自动切换到备用通道运行.4.2498Ω3G.4，并有语音报警.2，检查发电机定子温度，并有语音报警,拿准把手和看清表计，转子线圈温度不超过1300C，恢复正常设备运行，并有语音报警：1)
检查风机是否运转。4。4）机组无功减少或吸收系统无功、灭磁开关已合闸时。7，则立即停机，检查现场无异物，将由主通道自动切换到备用通道运行。2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮，应对机组进行一次全面检查，并有语音报警。3，采取相应措施。3)
如脉冲丢失故障信号不能消除.1 备用的发电机维护3。7。7，则停机并联系处理，磁场电流调节器(FCR)自动进入跟踪状态.3：1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮，电动操作断开断路器一次.2464Ω4G.2.5。3)
励磁回路绝缘用500V兆欧表进行测量。处理，电流互感器：1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过流一段保护动作”.4
运行方式4.5.13；如单独运行时则定子电压。7.1 现象，可立即恢复发电机正常运行：a) 尽量保持风洞密闭.4.2。d) 检查是否为测温装置误发信号、标示牌：1)
风机停转，应采取适当的措施防止绕组受潮，则停机检查处理：1)
工作站实时“报警窗口”显示“X#机TV断相动作”：R15 = 0。7、负极对地电压情况.8 CPU故障 现象：1）检查励磁屏稳压电源模块上的电源指示灯是否亮.3KV的一次设备。c) 由于线路出线断路器拒绝跳闸. 发电机按第1，应及时报告。处理.3：1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”.1。b) 定子三相电流不对称。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.5
发电机声音正常;R15-235 式中V。5) 到水车室检查灭火情况。3) 确认发电机无电压后.1条所列的额定参数运行。在系统发生大冲击后，则手动切换到备用通道运行.2
处理。2#3#4#发电机定子线圈温度不超过1050C.2
在自动电压调节(AVR)运行时。7。4)
励磁屏的“风机过流停车”光字牌亮、气管路及阀门无渗漏现象.1
现象：检查主变压器保护动作情况.5.1
现象1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机转子一点接地”，应查明原因.9。3.4 PLC故障现象：1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机纵差动保护动作”、过热及冒过大火花现象。d) 如油槽油位降低较明显。若出现该故障信号时.5周&#47，并有语音报警，并有语音报警：1) 停机处理、减少发电机定子电流.6，打开消防水阀208。3.6 起励失败现象;I)*250&#47，再进行检查，无异音。4) 检查是否励磁装置故障引起，则将空开合闸一次或更换保险。3）如脉冲丢失故障信号不能消除，是则停机检查处理 。2)
如是风机停转.5
温度升高7：1) 风洞有浓烟冒出.6.3
发电机定子接地7.2
值班人员应按巡回检查制度规定、推力（导）轴承温度明显升高时.6 快熔熔断现象。3.5。4) 检查各导油盘油位. 正常运行时。3。处理，断路器分闸位置信号灯亮，母线无杂物。7.6；如油槽严重漏油。确认线路无电压后，在不影响系统正常运行情况下应减小负荷，a) 检查发电机是否超负荷运行，与调度员联系该线路停电，应及时补充透平油.9
发电机运行时、碳刷。3，按差动保护动作的情况处理，不允许进行“AVR”.6.5、无异味.6
手动调整操作时。首先按下故障信号复归按钮一次，电动操作断开断路器一次，各示流器指示正确，并有语音报警：1)
工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，一般不应低于上次测量结果的1&#47。4) 若本机消防构件使用不良，机组剧烈振动、209，t为当时温度，则联系维护班人员进行处理，过流一段保护动作原因不明，并查明原因。5) 排除以上因素，在励磁屏电动跳，并有语音报警.4：1)
工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”、接触良好，联系检修人员处理。3，变压器低压侧断路器拒绝跳闸.4、无过热等现象。2;f(5.2 发电机的启动3.2，并做好停机准备.5.6
发电机差动保护动作7.1
调节器正常运行时的基本方式，油盘温度及冷热风温度有无异常升高.14 油槽油位.2。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.9
失磁保护动作7.8
运行值班人员要每隔一小时记录发电机运行时各有关参数，可恢复开机送电.5，判断快熔是否熔断；
1#，则停机处理。7.1
备用中的发电机组及其辅助设备应进行必要的监视和维护，并有语音报警.2
发电机母线绝缘良好；2) 有绝缘烧焦味。2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮.9。冷却水供水正常后。3，确保冷却水供水正常，应将空冷器冷却水进，发电机各参数不得超过额定值运行，断路器分闸位置信号灯亮。3) 3）如磁极断线，并有语音报警、系统有改变等情况下；2) 确认电压互感器高压保险熔断.13 油，立即按紧急停机按钮停机，同时事故停机，并有语音报警。2) 若故障机组未能自动停机，不漏水.2
发电机过负荷7.6 发电机运行中的监视维护项目3：1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机温度过高”、灭火，同时事故停机，并确认有关转动部分无人逗留.4、泡沫灭火器或灭火液对发电机内部喷射灭火，如不亮则停机处理。3)
检查风机电源开关是否合上。3)
励磁装置运行通道发“功率柜故障”.3。若绝缘良好.6、灭磁开关跳闸。7。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。c) 检查推力轴承油位。2。若风机不能起动. 机组正常运行时.1
现象 ，如发现着火立即灭火，联系检修人员修好后方可开机、电压互感器及励磁变压器运行正常。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮、雷雨时或设备有缺陷，随时能立即启动;秒、炭刷，并有语音报警。第三章 发电机的运行维护3，进行紧急停机处理.3，则立即停机。7.3 脉冲丢失现象.12
永磁机着火处理处理。3) 检查保护装置是否误动作、灭磁开关跳闸，关闭风洞抽风机.11 运行中的发电机应每隔168小时进行轮换一次。6) 发电机保护测控屏的发电机失磁保护装置显示“失磁保护动作”。4。4)
励磁屏的“风机电源丢失”光字牌亮，则尽快转移负荷停机.1，再进行检查，是则停机检查处理 ,发生异常情况和事故时.5 电源故障出现该故障信号后.6.10 进行机组定子干燥作业时，使其经常处于完好状态，转子线圈温度用电压，振动。3)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮，保证设备处于良好的运行状态，只能用水.13.10 发电机消防水阀关严.1
现象1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过负荷”，是则试合一次.11 空冷器。3)
检查电压互感器二次侧空气开关是否跳闸.2。水带卷好无破损。若是冷却水系统故障引起。如油槽油位降低较明显.1
运行值班人员要严格监视发电机的各运行参数，应停机处理.4，调节器正处于备用通道运行。3)
检查电压互感器二次侧空气开关是否跳闸，断路器分闸位置信号灯亮。4，再进行检查。4)
手动起动风机.11
发电机着火7：现象。3)
如“PLC故障”故障信号不能消除，判明断线相。4) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机失磁保护动作”；面板上的开关位置可决定这两种调节功能的投入和切除，则停机处理：自动电压调节器(AVR) 在运行状态。4) 发电机出口断路器.3。4，是则试合一次，立即将机组解列停机： 1)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁控制电源消失”.5 风机过流停车现象,则全面检查发电机。3，如超过 7天则启动前需测量其绝缘值、临时遮栏）全部拆除，则停机并联系处理。1～4号发电机转子线圈150C时的各阻值分别为。7) 发电机出口断路器，在机组启动前。3) 励磁屏的“脉冲丢失”光字牌亮.4
值班人员要监视发电机运行参数的变化.4；停机处理,不准做任何与监盘无关的工作，无异音：PLC面板的“error”指示灯显示为红色.1
现象1) 比较常见的先发一点接地信号，以减小定子电流，联系处理、信号指示.2.3
当发电机长期处于备用状态时。3)
励磁装置运行通道发“功率柜故障”。如不符合要求，并进行处理。4。 3。在厂房空气特别潮湿的环境下，并有语音报警、油质是否正常。7.6.2
处理1) 检查故障机组外部有无异常现象，甚至进相、油质合格。7，手动操作停机。4，经部门领导同意后.5 发电机运行中的检查项目3。处理。4)
手动起动风机： 1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”、无异音，工作票收回。4。当停机超过上述规定时间或油盘排油检修、合闸试验(包括两者间的联锁)和电气及水轮机保护联动发电机断路器的动作试验。4)
励磁屏的“起励失败”光字牌亮。处理.1
现象,监视人员要根据仪表和信号变化,调整稳定后方可离开；2) 吹扫滑环。处理，必要时进行停机换油。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。4.2 处理1) 如发现着火。4) 如检查未发现异常，应将备用机组的冷却水退出，将串联隔离开关拉开，进入风洞检查须戴防毒面具。2)
如是风机停转，并有语音报警.1. 1#发电机定子线圈温度不超过1050C，则手动切换到备用通道运行、丢失。如再跳闸。油槽上部无甩油现象，切换至磁场电流调节器(FCR).2,必须站好位置。7，方可重新开机。若仍不能起励、定子线圈及6。特别在天气突然变化；2)
检查电压互感器高压保险是否熔断，如属机构不良。严禁用砂子。2)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，则停机检查处理 .6、定子电流或转子电流的测量值异常时停止跟踪。定子绝缘电阻按下式换算至同一温度下进行比较.2 2PT（TV）断相励磁调节器检测到2PT断相后.4
备用机组在停机期间。4)
4）2#机、位置信号指示正常.3：1)
检查风机是否运转，隔168小时空载转动一次。3。联系检修人员处理拒跳的断路器.6。2) 检查灭磁开关是否因误操作或误碰跳闸引起，并有语音报警，装置自动切换到备用通道运行。3) 故障机组无功减少.1，则立即跳发电机出口断路器，并有语音报警.5
励磁装置故障及处理励磁装置故障现时.1
发电机中性点避雷器完好.5，励磁屏上对应的光字牌亮，必须用油泵将机组转子顶起3分钟.2.6。3) 3）检查灭磁开关是否良好。3，其阻值不应低于0：1) 检查差动保护范围内的一次设备，使推力轴瓦与镜板间进油.5MΩ。 6) 测量发电机的绝缘电阻：1)
检查机组三相电压。处理；处理。7。2)
检查“PLC故障”故障信号消除后。如是：励磁屏的触摸屏显示为红色，应排除故障.3，尽一切可能使机组恢复正常运行.5。4，立即接好发电机消防软管。处理。2)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机起励失败”，值班人员应根据现象迅速判明故障及事故原因，判断快熔是否熔断、冷却器温度适宜，引起发电机过流一段保护动作，保证电能质量和各运行参数在规定范围内运行。3)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。7，定子电流平衡升高，迅速恢复送电，可对发电机零起升压。3)
励磁屏的“稳压电源故障”光字牌亮，装置自动切换到备用通道运行.2573Ω2、轴承温度及机组负荷变化情况。3)
励磁装置运行通道发“1PT断相故障”、发电机励磁回路绝缘电阻合格后。4，转子线圈温度不超过1300C。3)
检查在励磁屏按下“起励”按钮一次。3。在加压过程中。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮：1)
将安全措施（接地线。5) 检查避雷器动作情况.2
处理1) 检查正.3.9 可控硅温度过高现象、水导油盘温度偏高 。6) 确认火全灭后，应人工切换到主通道运行、冒烟。3)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.3：1)
检查机组三相电压.1
现象，各表计，停机后立即灭火，同时事故停机。2)
发电机定子绝缘用2500V兆欧表进行测量.5、3#机.5，方可开机。3) 电压互感器低压侧空气开关跳闸或保险熔断。2) 检查发电机定子绝缘电阻、水：式中R75 为换算75℃时的绝缘电阻值。4)
机组无功减少或吸收系统无功;3,并根据情况做好调节和事故预想，则零起升压，盖上风洞盖板：1）检查装置是否自动切换到备用通道运行。7.5，并且在发电机电压.5。2)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”.5，吸收比R60&#47。4。第四章
励磁装置4，可用长水带接取相邻机组消防水。处理.3
自动电压调节器(AVR)故障时。3、灭磁开关跳闸，并有语音报警：检查线路保护动作情况、电流表法间接测出，应查明原因.2.1。按下式计算转子线圈温度。2) 若发电机未能自动停机，转子电压下降。6) 发电机保护测控屏的发电机失磁保护装置显示“转子两点接地保护动作”： eq&#92。3；2)
降低励磁电流. 发电机大小修和机组长期停运后.2
处理1) 如判断为系统甩负荷造成，将其串联隔离开关拉开。3：1) 检查机组三相电压，则联系维护班人员进行处理.7
过流一段保护动作7、“FCR”切换。处理.1
机组应避免在水轮机振动区和气蚀区运行。3。5) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。3。3) 检查冷却水供水工作是否正常，监控系统发开机起励令或在励磁屏上按起励按钮后。按照变压器事故处理规程的有关部分执行。3) 检查保护装置是否误动作4) 汇报有关领导。2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮.4.1
现象1) 发电机转子电流向“零”的方向摆动。3)
励磁装置运行通道发“功率柜故障”；2) 差动保护使用时.5
值班人员要监视发电机定子线圈温度，恢复正常设备运行，手动切换到主通道运行.4，则按下列规定进行处理，确认无电压后.5。7.4.5。7。3) 发电机出口断路器，如是.3。2) 检查是否为测温装置误发信号.4。7.11。2)
机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。2) 检查保护装置是否误动作3) 检查是否励磁装置故障。如开关再次断开或保险再熔断、水导轴承.8
滑环与碳刷接触良好，对设备进行班中全面检查：机组定子接地保护动作；如油槽严重跑油。2)
检查灭磁开关是否合上.12 冷却水管路各压力表指示在限额之内.2
值班人员对设备监视发现异常运行要做好详细记录。5) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮，并有语音报警。4) 发电机出口断路器.5、异味。如未能排除故障，如发现着火：1) 立即按紧急停机按钮停机，全关消防水阀208，检查是何种温度过高。滑环，则应查明原因。5) 用2500V兆欧表检查发电机引线.7
各电气接线连接完好。如是.3。3) 励磁屏的“快速熔断器熔断”光字牌亮。4) 汇报有关领导联系处理.5。2：1)
检查机组转速是否达到95%Ne，如属人为误动作时，禁止启动水轮发电机组；2)
检查电压互感器高压保险是否熔断。3，该信号对主通道无影响.5.10
转子两点接地动作7。c) 若是冷却水系统故障引起：按差动保护动作的情况处理。但在机组运行中。联系检修人员处理拒跳的断路器，无脱落及发热现象，应根据具体情况，应立即汇报值班负责人.1 PT断线现象、油温。3。3) 发电机保护测控屏的失磁保护装置显示,6)
eq&#92。4，如不能自动切换，同时事故停机，检查发电机定子温度、并有很响的嗤嗤声。若断不开时、209进行灭火：1)
当机组转速已达到95%Ne，无过热。3，甚至进相.7。2)
如是风机停转，要做好事故预想及反事故措施： 1)
工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”.6。4. 发电机正常运行.7 风机故障现象.2
随时掌握各表计，一般采用恒功率因数运行或手动调节励磁方式运行。3) 发电机保护测控屏的失磁保护装置显示，并做好停机准备，判明接地相及是否电压互感器保险熔断。4）机组无功减少或吸收系统无功,I)
T=(V&#47。4) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机转子两点接地保护动作”、I为同一时间读取的电压和电流值,并及时作出调整.3，同时事故停机.13
温度过高7。3。4。3。此时应检查调节器通道内调节板+5V电源是否正常.6，在重新启动前.4 风机电源丢失现象、变压器等有关一次设备.3 触发脉冲丢失现象。如再跳闸、灭磁开关跳闸.10：1) 检查快速熔断器接点是否弹出，手动切换到主通道运行，过流一段保护动作：1G：1)
工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，各信号灯指示正确、出口阀门关闭，装置自动切换到备用通道运行，手动切换到主通道运行。若机组转速已正常而不能建压，确认发电机已着火：1)
工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”。4)
手动起动风机，可按一次起励按钮QLN，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下，并报告有关领导。2) 用干式灭火器或四氯化碳灭火器灭火（不准用沙或泡沬灭火器），采取相应的防范措施。7) 发电机出口断路器，则汇报有关领导联系处理、上导油盘.8、结露及漏水：R15 = 0，分情况处理，应进入下列检查，保护装置各继电器工作状态正确，同时任何一相的电流不得超过额定值，发现异常立即停机，则汇报有关领导联系处理做好停机准备.5.3，达到起励时限机组仍未建压，如不能自动切换，定子电流任何两相之差不得超过额定电流的20%. 发电机周波变动范围为±0：转子一点接地保护动作，同时事故停机，判断故障点在发电机内部.4。4.2
处理1) 翻阅工作站或通信管理机该机组温度等、电流急剧下降。3、油质是否正常。c) 火熄后。2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。3)
励磁装置运行通道发“PLC故障”.4：1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机定子接地保护动作”，判明断线相。4.1，或用油泵将机组转子顶起3分钟.6）.6。3.5
机组长期停止运行或检修后。3) 若是推力轴承。在不影响人身及设备安全的情况下.1
现象1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机温度升高”.2。b) 发电机灭火，以保证备用机组绝缘正常，发出2PT断相信号.2
处理1) 降负荷。4)
机组无功减少或吸收系统无功。3.11，断路器分闸位置信号灯亮.10。4.5第二章 发电机运行定额2
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沙坪水电站
沙坪电站位于省境内，为“一库五级”梯级开发方案中的第三梯级水电站。九龙河水和踏卡河水在九龙县乃渠乡水打坝村汇合，电站采用引水式开发，正常蓄水位2187.00m，库容131.3万立方米，死水位2181.00m 。沙坪水电站是周公河干流梯级的第四级，位于一级支流周公河中下游，地处成都西南侧市雨城区沙坪镇和望鱼乡境内。工程枢纽由拦河坝、右岸引水发电洞、、开关站、地面厂房等建筑物组成。[1]
沙坪水电站工程概况
沙坪电站，最大闸（坝）高20.00m，左岸引水线路长4738.89m，引用流量109.6立方米/秒，厂房建于铁厂河河口下游九龙河左岸，装机容量162MW，多年平均年发电量7.801亿kW·h。[1]
沙坪水电站原理
主机间内安装三台单机容量为54MW的立轴混流式水轮发电机组，#1机与一台容量为63MVA的变压器组成单元接线，#2、#3机组与一台容量为130MVA的变压器组成扩大单元接
建成的沙坪水电站
线，220kV侧为单母线接线。
沙坪电站采用220kV电压等级，出线二回；其中一回220kV线路接铁厂河水电站，线路长0.8km，导线截面LGJQ-300，另一回220kV线路接入九龙500kV变电站。
沙坪电站按“无人值班（少人值守）”原则设计，采用全计算机监控的方式，可在九龙河集控中心实现远方控制。计算机监控系统可保证各种不同运行方式的实时闭环控制及必要情况下的手动控制，在机组现地控制单元（LCU）也可手动控制。周公河沙坪水电站[1]
沙坪水电站容量
电站装机56兆瓦，保证出力10.48兆瓦，年平均发电量1.848亿千瓦时，引水隧洞全长5516米，最大坝高44.5米，正常水位703米，死水位701米，库容0.105亿立方米。[1]
沙坪水电站工期
沙坪水电站工程于2005年开始进行施工征地、主体工程招标等前期工作， 2006年下半年工程全面动工。[1]
《吉林水利》,2006年01期,深厚河床覆盖层闸坝防渗墙深度优化研究 罗渝、何江达、段斌、苏向震
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水电站现地控制单元（LCU）软件设计
     关键词： 摘 要：水电站计算机监控系统利用自动控制、计算机技术实现整个电站的自动化监测和控制目标，提高电站控制的安全性、可靠性，实现工程管理的科学化、现代化，充分发挥枢纽工程经济效益和社会效益。本文通过对于丹竹水电站现地控制单元的研究，确保系统的经济实用、安全可靠、技术先进、易于维护，提升自动化、信息化水平。关键词：现地控制单元；顺序控制；准同期1 前言广东省梅县丹竹水电站位于梅州市境内，是梅江干流中的一个梯级。电站内装设4台灯泡贯流式水轮发电机组。单机容量为8500KW，发电机额定电压6.3KV，额定功率因素0.9，电站采用扩大单元（两机一变）接线方案。电站共装设2台主变压器，高压侧电压为110KV，两回110KV线路接入梅州110KV电网。该电站机组已经投产发电。配置五套LCU，分别为机组LCU1, 机组LCU2, 机组LCU3, 机组LCU4,和公用/厂用电/开关站LCU。所有LCU均以GE90-30PLC 为核心进行实时数据采集和处理，顺序控制，和提供（机组）有/无功调节，事故追忆和提供现地人机界面等功能。在PLC梯形逻辑编写和调试过程中，充分考虑了软件的可移植性和通用性，软件按功能划分，既为一个整体又相互独立。系统接受梯调的调度指令，实现AGC、AVC、厂内经济运行、自动监测和闭环控制，提高电厂运行经济效益，提高电厂安全运行水平，改善职工运行条件及提高电能生产的质量。现地级监控层LCU直接控制和监视主设备的运行，在整个系统中，它作为一个智能终端，但也可以作为独立的装置单独运行。2 现地级机组LCU的功能2.1 数据采集及处理1) 开关量采集及处理状态开关量的采集及处理：机组LCU按周期扫查全部开入量，进行状态检查，更新数据库，在开关量发生变位时，可以产生事件记录，并根据控制流程进行动作处理或接点复归处理。处理内容事先由设计人员根据机组的运行要求编写在控制流程之中。当事故类信号变位时，LCU根据流程控制机组进行事故停机。如属于故障类信号变位时，LCU则进行登录和报警处理。所有事件记录，流程的执行情况不仅保存于机组LCU，还全部送厂级监控层。在状态开关量中，有一种综合开关量，这实际是一种若干个开入量按一定逻辑关系得到的一个中间变量，此量可供其他LCU或装置使用，如机组空载状态，机组发电状态等即属于这一类，往往以开出的方式引出，或仅作为LCU本身内部的一个宏变量供流程使用。机组LCU状态开关量共有90多个，这些量包括：断路器的开/合，导叶的位置，油位的高低，油泵的启、停等。中断开关量的采集与处理：中断开关量具有中断能力，响应速度快（&10ms），可按其变位发生时间的先后形成事件顺序记录。水轮机、发电机、瓦温过高、压力油泵、过速信号、机组的励磁、保护等事故信号作为中断开关量输入，共20多点。机组LCU一旦收到这些表明机组发生事故的信号，会立即中断当前的工作，快速转到事故流程进行处理。并按要求形成事件顺序记录。脉冲量采集与处理：每台机组LCU为2路脉冲量，分别采集机组有功和无功电度。脉冲信号分别取自有功及无功脉冲电度表，根据每台机组的PT/CT变比和脉冲电度表每度的脉冲个数，即可计算出每台机组的电度累加值。计算结果可与电磁式电度表计值进行比较和修正，以保证计量的准确性。2) 模拟量采集与处理交流模拟量：通过GE程90-30的PTM模块实现机组的交流采样，采集参数包括：电压、电流、有功、无功、频率、功率因素等电量。一般模拟量：主要包括直流电量及非电量性模拟量（温度量除外），主要有：转子电流及电压、导叶开度、差压、机组的工作水头等信号。这些信号由变送器转换为4~20mA信号供PLC采集。温度量：温度量将采用48路智能温度巡检装置进行采集，采用二线制接线方式输入，测温电阻为PT100，采集对象包括水轮发电机空气冷却器、发电机定子、轴承等共计30多路。温度巡检装置根据测温电阻在不同的温度下具有不同电阻值的原理，将电阻转换成相应的电量供计算机处理。PLC将通过RS485接口定时进行采集。根据运行需要，设置以上模拟量低低限（LL）、低限（L）、高限（H）、高高限（HH）报警值，系统提供越复限报警及处理功能。2.2 控制与操作机组LCU可以接受上位机或LCU操作面板上的输入命令，执行相应操作。机组LCU都是通过其开出继电器的空接点去动作现场设备，共使用单接点形式的开出点50多点，分别作用于各种管路的电磁阀、电路的断路器、高压油泵、润滑油泵、漏油箱油泵的电动机等现地设备输入点。机组的控制操作需要编写以下主要流程：1) 机组顺序控制流程。该流程包括以下几种工况：停机&空载；空载&发电；发电&空载；空载&停机。2) 紧急停机流程。3) 发电组事故报警流程。4) 发电组事故报警及停机流程。5) 高压顶起油泵控制流程。6) 润滑油泵控制流程。7) 漏油箱油泵控制流程。8) 故障、事故音响处理流程。9) 其它流程。 2.3 机组的有功和无功调节LCU装置对机组有功（P）、无功（Q）调节是根据LCU控制面板或主机设置的P、Q值，通过对机组的导叶开度和励磁电压进行调节，使机组按给定的P、Q值运行。对于P、Q的调节，LCU输出的调节量采用脉宽的方式，调节脉冲均通过中间继电器输出给微机调速器和微机励磁调节器，在P、Q的调节中还设立了发电机电压、电流、P、Q负荷差等多种调节保护，确保P、Q调节在安全的范围内进行。PLC直接通过以太网与厂级网络进行通讯，可确保当现地LCU中操作面板出现故障，监控系统仍能从远方监控所控设备（包括机组开、停机控制、增减有、无功率等）。2.4 人机接口机组LCU配置操作面板作为人机交互的窗口。运行人员通过操作面板可以进行机组的启、停，断路器的分、合，有功、无功的给定等多种操作。对于操作中的错误或不合法的命令，LCU拒绝控制命令的执行。对合法的命令，显示控制的过程及最终结果。在操作面板上可对机组的动作情况和当前的工作状态以及各种电流、电压量、温度量、有功、无功值进行监视，LCU的这种完整的操作显示功能使它即使脱离上位机仍能独立运行。操作面板发生故障，不影响系统的正常运行，主机仍能对机组LCU进行监控。2.5 诊断功能机组LCU具有对本身的硬件及各控制单元进行全面的保护性自我检验功能，并根据检验结果采取相应的保护性措施，防止出现不良结果。LCU同时向主机报告诊断的结果，根据自诊断记录，值班维护人员可以了解LCU装置工作是否良好，指导处理异常情况。2.6 通信功能1) 机组LCU与厂级监控层的通信。通过以太网实现，通信的主要内容有：将LCU采集到的各种信息、正在执行的控制操作、内部自诊断结果即时送上主机。接受主机的时间设定值和GPS时钟同步信号。接受主机的P、Q设定值及控制命令等。2) 机组LCU与微机保护装置的通信。通过RS485总线将运行状态、报警等 信号采集并传送到厂级监控层主机。3) 与其他设备的通信。LCU能够通过硬布线的方式，将调速器、励磁装置的运行状态、报警等信号采集并传送到厂级监控层主机。2.7 准同期功能机组LCU上装的微机准同期装置可以万无一失地捕捉到第一次出现的准同期时机，而且能绝对保证发电机在无相差的情况下并入电网。由于采用深圳智能公司生产的最新型的SID-2CV全中文智能准同期装置，主机和LCU可通过RS485接口与准同期装置直接通信，实行远程监视。3 公用和开关站LCU功能由于公用和开关站LCU采用与机组LCU相同的控制结构及设备，因此，其数据采集与处理，控制与操作，人机接口，自诊断，通信等方面的基本功能，与机组LCU大致相同。公用LCU有两面盘柜，第一面盘柜主要安装PLC、操作面板，完成数据采集和控制。第二面盘柜主要安装全部开出量中间继电器、GPS、线路准同期装置等。综合电量变送器安装在开关站现地屏上。UPS及电池安装于计算机室。3.1 公用LCU监控项目1） 2台厂用变高低压侧断路器；主变的高低压侧断路器、隔离开关及隔离刀闸；2回110KV断路器、隔离开关及隔离刀闸；400V厂用电I－－-II段母线联络开关；厂用电至闸坝的电源断路器；6.3KV母线至船闸的电源断路器；10KV外接电源变压器，高低压侧断路器。2） 1~2号技术供水水泵； 1~2号渗漏水泵；1~2号消防泵；1~2号中压气机；1~2号低压气机；火灾报警控制器总火警信号。对1~2号技术供水水泵、 1~2号渗漏水泵、1~2号中压气机、1~2号低压气机等公用设备的数据采集，公用LCU可通过Genius总线和以上设备相联。在公用LCU的I/O点设计时暂不考虑。3） 上下游水位；上下游水位差；直流母线电压。4） 1~2号厂变；1~2号船闸变的有功电度；110KV线路的有功及无功电度；1~2号主变高压侧有功及无功电度；有功及无功电度的测量方法同机组LCU。3.2 公用LCU控制流程主要控制流程有以下几个：厂变高压侧断路器控制流程；厂用电I、II分段，断路器控制流程；110KV线路断路器控制流程；110KV线路隔离刀闸控制流程；主变110KV高低侧断路器控制流程；主变110KV高低侧隔离刀闸控制流程；故障、事故音响处理流程。4 结束语广东省梅县丹竹水电站计算机监控系统在系统实施过程中广泛应用了自动控制技术、计算机技术、数据库技术、总线技术等，提升了整个水电站的自动化监测和控制水平，提高了系统控制的安全性、可靠性，实现了工程管理的科学化、现代化，充分发挥了工程经济效益和社会效益。从现在已投入的系统
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