电站继电保护及自动装置运行维护规程

1、第五章继电保护及自动装置运行维护规程1 范围本标准规定了发电厂继电保护及自动装置的设备概述、运行方式、运行操作、维护检查、故障处理等内容。本标准适用于发电厂继电保护及自动装置的运行维护管理。2 引用标准GB14285-2006继电保护及安全自动装置技术规程DL/T587-1996 微机继电保护运行管理规程电安生 1997356 号电力系统继电保护技术监督规定DL/T671-1999 电力工业技术管理规程GB/T15145-2008微机线路保护装置通用技术条件厂家设备有关技术说明书和使用说明书3 设备运行标准3.1 一般规定3.1.1 新安装、检修或更改一次设备的二次回路，有关的继电保护装置及自

2、动装置均应按部颁继电保护及电网安全自动装置检验条例和有关规程规范进行检验，未经检验合格禁止投入运行。3.1.2 投入运行的继电保护装置及自动装置，应有符合现场的图纸、资料、技术台帐，并由中控室存放一套、技术办公室存放一套，以便工作。控制室应备有下列二次设备的记录簿和图纸资料：3.1.3 继电保护装置及自动装置随同一次设备分属不同的调度管辖范围。发电机属市调管辖，主变、110kV 线路、 110kV 母线、 10kV 母线及其保护属地调管辖，厂用变、厂用电及坝区变及其保护属发电厂管辖。3.1.4 继电保护装置及自动装置的投入、停用及整定值的更改，应根据调度管理权限，严格按照地调、市调或电站运行管

3、理部的命令执行，并记录其时间、项目及发令、受令人姓名。3.1.5 更改继电保护装置二次接线或整定值，应有上级调度或生产部批准的整定值通知单或图纸及文字说明，按有关规定办理工作手续后，由电站专门人员执行。3.1.6 继电保护装置投入运行前的检查项目3.1.6.1 盘上设备、二次接线、电缆标号齐全，图纸资料与实际设备相符。3.1.6.2 试验记录填写齐全、清楚、正确，并有保护装置可以投入运行的明确交待。3.1.6.3 绝缘检查用1000V摇表测量，交流二次回路不小于1兆欧，全部直流系统不小于0.5兆欧。3.1.6.4 继电保护装置铭牌、标签清楚正确，保护控制压板和出口跳闸压板位置正确。3.1.6.

4、5 保护装置交流、直流控制开关位置正确、可靠。3.1.7 保护装置及自动装置正常工作条件3.1.7.1 环境温度：-5C+45C3.1.7.2 相对湿度：5%95%3.1.7.3 大气压力：70KPa106KPa3.1.7.4 装置地点应无爆炸危险物品、无腐蚀气体及导电尘埃，无严重霉菌，无超过要求的振动源及电磁场存在。3.1.7.5 装置接地电阻应小于0.5 欧。3.1.8 操作控制压板和出口压板时，应注意不使相邻压板相碰，以防误动或直流接地等。保护控制压板及出口跳闸压板的投入和退出均应详细地记入值班记录本内，并报告运维班长。3.1.9 带电压的继电保护装置不得失去电压，进行电压切换及倒闸操作

5、时，应将失去电压可能误动的保护装置停用。保护装置失去电压时应查明原因，迅速恢复电压。若系二次开关跳闸造成，合上二次开关后又跳闸，应立即报告集控中心（调度）和运维班长，采取措施。3.1.10 继电保护装置动作或出现异常现象时，运行值班人员应立即进行下列操作：3.1.10.1 检查保护装置的动作情况或异常现象，打印保护动作或异常报告，查明装置动作原因及 异常原因。3.1.10.2 向集控中心（调度）值班员汇报保护装置动作情况和异常现象，并按值班员的命令进行 处理。3.1.10.3 保护装置动作后，运行值班人员应准确记录保护动作情况并报告运维班长，在得到运维班长的命令后方可复归有关信号。3.1.10

6、.4 保护装置出现异常现象时，必要时联系集控中心（调度）停用该保护装置，汇报生产部部进行处理。3.1.10.5 将上述情况详细记录在继电保护记录簿上。3.1.11 进行一次设备停电、送电、倒闸操作等工作时，运行值班人员应严格执行下列各项规定：3.1.11.1 操作之前应按规定对保护装置停用、启用或调整。3.1.11.2 对不允许断开交流电压的保护装置，应切实做好防止在操作过程中失去交流电压的措施。3.1.11.3 在切换电压回路时，应有防止电压互感器二次侧向一次侧反充电的措施，以免引起保护 装置误动。3.1.11.4 对一次设备充电时，设备的保护必须投入，重合闸及备用电源自动投入装置应停用。3

7、.1.11.5 改接电流互感器一次或二次回路可能使保护误动时，应将有关保护退出。3.1.12 带电设备严禁处于无保护工作状态。凡是正常的继保装置均应投入使用，对无保护或保护不完善的设备不得投入运行。3.1.13 配置有两套主保护的电气设备，运行中严禁将两套主保护同时退出，否则须经集控中心（调度）和运行管理部领导同意。3.1.14 运行维护人员定期清扫或巡检继电保护装置时，应注意不使装置发生振动或用金属物碰撞接线，以防装置误动。3.1.15 运行人员应将保护装置投入、停用、定值调整、巡视检查和运行中发现的问题，以及保护装置动作情况和异常情况等，及时记入继电保护记录簿中，并签字。3.1.16 运行

8、维护人员在二次回路或保护装置上工作结束，应将工作概况、整定值和二次回路更改、已解决和未解决的缺陷、运行注意事项和保护装置能否投入等情况向值班人员详细进行现场交待， 并记入继电保护记录簿中。经运行值班人员检查验收后，双方在记录簿上签字。3.1.17 电流互感器的二次回路应有一个接地点，并在配电装置附近经端子排接地，但对于有几组电流互感器连接在一起的保护装置，则应在保护屏上经端子排接地。3.1.18 电压互感器的二次侧中性点或线圈引出端之一应接地，接地方式分直接接地和经过击穿保险器接地两种。电压互感器的二次回路只允许有一处接地，接地点宜设在控制室内，并应牢固焊接在接地小母线上。3.2 设备概述3.

9、2.1 发电机保护装置3.2.1.1 发电厂两台发电机保护由南瑞RCS-985RS/SS系列发电机微机保护装置和常规机械保护构成。3.2.1.2 RCS-985RS/SS采用了以DSP芯片为基础的双CPU硬件系统，装置具有独立的启动CPU作为整机起动元件，该起动元件在电子电路上与保护CPU完全独立，动作后开放保护装置出口继电器正电源。3.2.1.3 RCS-985RS/SS发电机保护根据相似保护功能分开、相对独立的原则，将主保护、后备保护、异常运行保护合理分配到RCS-985RS和RCS-985SS两个装置中，每个装置均有独立的出口跳闸回路，其中RCS-985RS含有3 路非电量保护，RCS-

10、985SS含有一个操作回路。两个装置共同提供发电机所需的全部电量保护、非电量保护以及操作回路，且非电量保护出口跳闸也完全独立于电量保 护。3.2.1.4 微机保护直接动作出口，其有2 个 485串口通讯接口，采用MODBU通讯规约与机组SLCU通 讯服务器通讯，发出保护动作信号至监控系统；常规机械保护具有独立的控制回路，同时通过硬接点引至机组PLC开入继电器，由PLC保持并由开出继电器发信号至监控系统。3.2.2 主变保护装置3.2.2.1 1#、 2#主变保护采用南瑞MGT100系列微机型发电机、变压器成套保护装置，分别装于两块MPMT12微机型变压器保护屏（1T、 2T）内。3.2.2.2

11、 MPMT12屏由MGT101变压器差动保护装置、MGT112变压器后备保护装置和MGT161操作继电器箱组成，该屏主要实现对变压器的保护。MGT101由 GT22、 GT34、 GT34、 GT13、 GT63模件组成；MGT112由GT22、GT65、GT34、GT13、GT83模件组成；MGT161由GT65、GT63、GT63、GT63模件组成。3.2.2.3 MPMT12屏内保护装置均有液晶显示器，可实现人机对话和信息处理。每个保护装置均带有 2 个 RS485接口，可实现与公用系统LCU通讯服务器通迅。3.2.3 110kV母线保护装置3.2.3.1 110kV母线保护采用南瑞MG

12、T100系列微机型发电机变压器成套保护装置，装于MPBS11屏内。3.2.3.2 MPBS11屏由MGT1321 10kV母线和短引线保护装置、MGT161操作继电器箱组成，该屏主要实现对 110kV 母线的保护。MGT132由 GT22、 GT34、 GT13、 GT83模件组成；MGT161由 GT63、 GT83、GT65模件组成。3.2.3.3 MPBS11屏内保护装置均有液晶显示器，可实现人机对话和信息处理。保护装置带有两个RS485接口，可实现与公用系统LCU通讯服务器通讯。3.2.4 厂用变保护及400V备自投装置3.2.4.1 厂用变保护及400V备自投采用南瑞MPM-B（1

13、B） 成套微机保护测控装置，装于MPDT10屏内。3.2.4.2 MPDT10屏由六套MPM-B（1 B）成套微机保护装置组成，主要实现对11B、 12B厂用变的保护、 13B 坝区变保护、14B 外来电源厂用变的保护；二套MPM-B1（ B）成套微机备用电源自动投入装置 ，主要实现对400V厂用电、段及、段自动联络运行。3.2.4.3 MPDT10屏内保护装置均有液晶显示器，可实现人机对话和信息处理。保护装置带有两个RS485接口，可实现与公用系统LCU通讯服务器通讯。3.2.5 110kV线路保护装置3.2.5.1 发电厂 110kV 线路保护采用南瑞继保公司生产的RCS-943 高压线路

14、成套保护装置，装于PRC43AMV-01屏内。3.2.5.2 RCS-943 为微机实现的数字式输电线路成套快速保护装置，作为110kV 藤宾线 152 线路的主保护及后备保护。3.2.5.3 完善事件报文处理，可保存最新128次动作报告，24次故障录波报告。3.2.5.4 友好的人机界面，汉字显示，中文报告打印。3.2.5.5 采用高速数字信号处理芯片（DSP） 、与单片机（CPU）并行工作，保证了高精度的快速运算。3.2.5.6 配有 RS-485通信接口，可实现与公用系统LCU通讯服务器通讯。3.2.5.7 该装置由电源插件（DC） 、交流插件（AC） 、低通滤波器（LPF） 、 CPU

15、插件（CPU）、通讯插件 （COM）、 24V光耦插件（OPT）、跳闸出口插件（OUT）、操作回路插件（SWI）、电压切换插件（YQ） 、显示面板（LCD）等组成。3.2.6 故障录波装置3.2.6.1 发电厂故障录波采用南瑞公司生产的WDS/DPR-2型动态记录仪故障录波装置。当发电机、主变和 110kV 系统发生短路故障、振荡、频率崩溃或系统运行中出现异常工况时，用于记录电流、电压、频率、相位、相关非电量及其导出量如有功功率、无功功率等动态变化全过程。3.2.6.2 故障录波装置由一台DPR-1D数字量输入箱、两台DPR-1A模拟量输入箱、DPR-2M动态记录仪主机箱（各箱之间由扁平电缆相

16、连）以及CRT显示器、KEY键盘、DAU数据分析单元、PRINT打印机、打印纸箱组成。3.2.6.3 故障录波装置具有GPS通讯对时，DPR-2M动态记录仪主机与PC机 （DAU数据分析单元）的通讯采用以太网连接口。3.2.6.4 DPR-2型动态记录仪是加强的故障录波仪，集高速故障记录、故障动态过程记录、长过程动态记录于一体，还具有连续不间断的过程记录能力。3.2.7 同期装置概述3.2.8 .1 发电厂配置有手动准同期和自动准同期两种同期装置，全厂同期点均可进行同期并列；两台机组各配置一套型号为WX-98G/X 自动准同期装置，主变高压侧及线路开关共用一套型号为WX-98G 自动准同期装置

17、；同期并列以自动准同期并列为正常操作方式，手动准同期并列为辅助方式。3.2.7.2 全厂有下列同期点：机组 10KV 出口断路器1DL、 2DL ；变压器 110KV 高压侧断路器101DL 、 102DL ；110KV 线路开关151DL、 152DL（ 未作同期试验，且151 线路未用）。3.2.7.3 同期方式：同期系统设自动准同期装置和手动准同期装置各一套，自动准同期装置用于正常情况下的自动准同期并列，此时同期方式开关均置于“自准”；手动准同期装置在自动准同期装置故障或特殊情况下采用手动准同期方式并列，同期方式开关置于“手准”；通过中控室“同期及故障音响屏”柜内的手动准同期装置进行同期

18、并列。3.2.7.4 同期操作中注意事项：（ 1） 同期时，主变高压侧和线路只能投入一个同期开关。（ 2） 主变高压侧或线路作同期并网时，必须带主变零起升压，禁止用机组全压对主变充电。（ 3） 手动准同期并列注意事项:同期整步表S的指针缓慢转动一周以上，证明表计无故障后方可并列。（ 4） 如同期整步表指针转动太快，有跳动或在零位附近有晃动，以及停在中间位置不动，不允许断路器并列操作，应对同期回路和表计进行检查。（ 5） 同期整步表连续工作在20 分钟内未完成并列操作时应停止工作，待5 分钟后再投入使用，以免损坏同期整步表及影响并列的正确性。（ 6） 在进行同期并列操作时，应精力集中，抓住时机，

19、选择适当的提前量，发出合闸脉冲，避免因合闸捕捉点选择不当造成机组冲击。（ 7） 在进行“手准”并列操作时，禁止将同期切换开关 STK切至“解锁”位置。（ 8） 自动准同期并列注意事项:a 装置面板上的各整定值不得任意修改；b 增、 减速 , 升、 降压信号均应同实际相符, 如对装置信号出现异常或对正确动作有怀疑时, 应停止使用, 通知维护人员检查；c 利用自动准同期装置进行机组并列操作时，待并或其他机组的同期方式开关不得切至 “手准”位置。3.3 保护的配置及出口3.3.1 发电机组保护的配置保护装置保护功能连接片动作后果RCS-985RS差动保护1LP2跳机组出口开关、跳FMK 、停机负序过

20、负荷保护1LP3发信号转子一点接地保护1LP4发信号励磁变过流保护1LP6跳机组出口开关、跳FMK 、停机非电量保护（3 路）1LP8跳机组出口开关、跳FMK 、停机定子过负荷保护1LP9发信号AT 断线判别发信号RCS-985SS复合电压闭锁过流闭过流保 护2LP3跳机组出口开关、跳FMK 、停机定子接地保护2LP4一点接地发信号；95%接地3U0 时跳机组出口开关、跳FMK 、停机失磁保护2LP5跳机组出口开关、跳FMK 、停机过电压保护2LP6跳机组出口开关、跳FMK 、停机常规 机械 保护瓦温过高41XBC跳机组出口开关、跳FMK 、停机调速器事故低油压42 XBC停机、关蝶阀、跳机组

21、出口开关、跳FMK蝶阀事故低油压43 XBC停机、关蝶阀、跳机组出口开关、跳FMK紧急停机保护44 XBC停机、关蝶阀、跳机组出口开关、跳FMK发电机电气保护45 XBC跳机组出口开关、跳FMK 、停机主变保护46 XBC电气转速大于140%47 XBC停机、关蝶阀、跳机组出口开关、跳FMK事故停机导叶臂错位48 XBC停机、关蝶阀、跳机组出口开关、跳FMK保护 跳闸 出口停机1TLP12TLP1停机跳灭磁开关1TLP22TLP2跳机组灭磁开关关导叶1TLP32TLP3关机组导叶跳机端开关1TLP52TLP5跳机组出口开关装置报警BJJ1去上位机保护跳闸TJ1过负荷信号GFH1转子一点接 地Z

22、ZJD1遥信信号装置闭锁BSJ2装置报警BJJ2保护跳闸TJ2过负荷信号GFH2转子一点接 地ZZJD23.3.2 主变保护的配置保护装置保护名称连接片动作后果备注MGT101差动保护11LP跳主变高压侧开关、机组出口开关、厂用变高压侧开关纵差重瓦斯18LP跳主变高压侧开关、机组出口开关、厂用变高压侧开关装置内部连电流启动风冷26LP上位机发信号过电流闭锁有载 调压备用差动保护装置异 常引入故障录波备用差动保护装置动 作信号差动保护告警信 号备用冷却器故障去上位机MGT112复合电压方向过 流12LP跳主变高压侧开关、机组出口开关、厂用变高压侧开关复合电压过流13LP跳主变高压侧开关、机组出口

23、开关、厂用变高压侧开关中性点零序过流14LP跳主变高压侧开关、机组出口开关中性点间隙零序 过流15LP跳主变高压侧开关、机组出口开关零序电压16LP备用17LP跳位信号引入上位机合位重瓦斯18LP跳主变高压侧开关、机组出口开关、厂用变高压侧开关轻瓦斯发信主变温度升高压力释放油位异常备用复合方向过流投 方向和复合电压19LP后备保护装置异 常引入故障录波备用后备保护装置动 作信号后备告警信号备用MGT161-GT65重瓦斯引入PLC轻瓦斯主变温度升高压力释放油位异常跳主变高压侧开 关21LPMGT161-GT63跳发电机机端开 关22LP跳发电机灭磁开 关23LP监控停机24LP常规机械保护25

24、LP3.3.3 线路保护装置保护装置保护名称连接片动作后果备注RCS- 943保护跳闸1LP1跳线路开关重合闸1LP2线路开关重合闸差动保护1LP5距离保护1LP6跳线路开关零序段1LP7跳线路开关零序段1LP8跳线路开关零序段1LP9跳线路开关零序段1LP10跳线路开关不对称故障速动1LP12跳线路开关闭锁重合闸1LP13闭锁线路开关重合闸保护跳闸中央信号保护跳闸遥信重合闸重合闸报警闭锁报警闭锁装置异常装置异常控制回路断线跳闸压力低合闸压力低PT失压切换继电器同 时动3.3.4 母线保护装置保护装置保护名称连接片动作后果备注MGT-132母线差动跳 #1、 #2 线路开关、跳#1、 #2 主

25、变高压侧开关、闭锁#1、 #2 线路重合闸引入故障录波、 PLCMGT-161母差动作重动11LP备用12LP3.3.5 厂变保护的配置厂变 序号保护装置保护名称连接片动作后果备注厂 用 电 保 护MDM-B1T（ B）电流速断保护11LP跳厂用变高、低压侧开关告警过电流保护12LP跳厂用变高、低压侧开关，告警零序电流保护13LP跳厂用变高、低压侧开关告警过负荷保护引入上位机，告警灯亮PT 断线告警温度升高报警弹簧未储能告 警零序电流保护21LP跳 14DL ， 400DL，告警过负荷保护引入上位机，告警灯亮PT 断线保护温度升高报警PT 断线告警温度升高告警弹簧未储能告 警， 联 络及 备自

26、 投MDM-B1T（ B）备投动作33LP跳 11B 低压开关401DL34LP跳 400DL装置异常引入上位机发信动作信号告警信号， 联 络及 备自 投MDM-B1T（ B）备投动作44LP跳 400DL43LP跳 12B 低压开关402DL装置异常引入上位机发信动作信号告警信号3.4 保护装置的运行操作3.4.1 发电机、主变、110kV母线、厂用变及400V备自投保护装置的运行操作3.4.1.1 装置面板液晶显示器键盘操作说明表 12 保护装置面板液晶显示器键盘操作说明名称功能“”、“”、 “ ”、 “ ”键光标移动健“ +”、“- ”键修改数据键（以步长1 递增或递减），修改字符键（定

27、义的字符中循环改变）“确认”键表示确认，选中并执行该项功能“返回”键退出本次操作，返回上级菜单“复位”键复位CPU，重新进入运行状态“整定”键与复位键配合操作，进入离线状态3.4.1.2 正确的按键操作步骤（1） 选择一个所要操作的键；（2） 按下此键，时间要超过0.3s ；（3） 松开此键。3.4.1.3 保护测控装置进入离线状态的操作步骤（1 ）按住“整定”键；（2）“复位”键，松开“复位”键；（3）松开“整定”键。3.4.1.4 保护测控装置口令管理（1 ）装置进入离线状态后，需要相应的口令才能进入相应的子菜单，进行所需的离线操作，由用户管理的口令有：保护整定，表计量程，监控通信，校准测

28、试。（2）口令修改步骤a 装置进入离线状态；b 进入需要修改口令的子菜单；c 进入口令修改功能菜单；d 输入新的口令；e 核对新的口令无误后，按“确认”键确认；f 按“返回”键退回上级菜单；g 按“复位”键，装置进入在线正常运行状态。3.4.1.5 保护测控装置的现地整定操作(1) 在装置上整定保护定值、修改时间值、修改表计后、设定通信参数、开入量、开出量测试等操作都需要先进入离线状态。(2) 正处于运行中的设备，不应在其保护装置上进行整定操作。(3) 各项操作由电站专门人员做。(4) 不宜远方修改定值。3.4.1.6 现地查看保护测控装置参数操作(1) 在装置显示程序版本、保护量、保护定值、

29、测量量、表计显示、通信状态、开入量等操作都需要使装置先进入在线召唤显示状态。(2) 在线查看装置的参数，不影响装置的正常运行，不会改变保护定值和其它设定参数。(3) 若在查看过程中，装置发生动作或远方有操作或自检出错误，应立即终止查看操作。(4) 以“显示保护量”为例，说明操作步骤：a 在装置正常运行且屏幕在巡显状态，按“确认”键，装置自动进入在线召唤显示状态，屏幕显示一级运行主菜单；b 光标移至一级运行主菜单中的“继电保护显示”项，按“确认”键，屏幕显示“继电保护显示子菜单”；c 移动光标至子菜单的“显示保护量”项，按“确认”键，进入“显示保护量”子菜单；d 在“显示保护量”子菜单可显示第一

30、个保护量，按“向下键”可依次向下显示保护量；e 按“返回”键，退到上级菜单，可进入“继电保护显示”菜单中其它项子菜单显示，或继续按“返回键”, 退回到装置在正常运行，屏幕在巡显状态。3.4.1.7 保护装置投运前的设置与检查(1) 若装置校时未采用GPS通信对时，当前显示时间与实际不符，按3.4.1.5 规定执行。(2) 定值检查：调出各保护的整定值，按照保护定值单逐一核对。3.4.1.8 保护的投运、退出(1) 保护装置投入运行操作步骤a 投保护屏工作电源、操作电源( 电源开关位于各屏后顶端) ，检查装置相关指示灯指示正确，电磁继电器动作正确，装置无异常现象。b 投入保护屏各控制压板(包括软

31、件压板、硬件压板)各保护无动作信号。其中投软件压板见“ 3.4.1.5 ”规定。c 用高内阻电压表测量出口跳闸压板正对地无电压，确认保护装置正常后，投保护出口跳闸压板。(2) 保护装置退出运行操作与保护装置投入运行的操作步骤相反。3.4.1.9 装置如有下列情况，应停用其对应的保护。(1) 装置自检出有故障。(2) 运行指示灯不正常。(3) 继电保护人员输入定值。(4) 装置内部作业。(5) 装置内交流电压、交流电流、开关量输入及输出回路作业。3.4.1.10 厂用电 400V备自投(1) 备自投由充电、闭锁、启动、检定、投入等主要环节组成。(2) 厂变、 400V 备自投保护屏上的BZT投

32、/ 退压板 4、 5LP， 决定备自投功能是投入或是退出运行。(3) 备自投充电准备条件是厂用电、(、)段母线有压。（4） 备自投闭锁条件是401DL（、段）或402DL（、段）开关在合位。（5） 备自投启动条件是工作电源失电且段母线有电。工作电源失电的判据是厂用电、段母线之一无电压且该母线上的所有电源进线无电流。（6） 备自投动作后，先跳开或母线上所有电源进线开关，再合上分段联络开关421DL 或423DL，并发出备自投成功指示。（7） 正常情况下、段400V 母线不做联络运行。在外来电源14B 故障情况下可将联络开关控制开关选择为“现地”，现场手动合联络开关进行、段联络运行。3.4.1.1

33、1 其它注意事项（ 1 ） 发电机保护屏内的发电机出口开关操作 “远方 / 就地” 切换开关KK正常情况下应切在“远方”位置；厂用变保护屏内的厂用变高压侧开关的操作开关KK正常下应切在“远控”位置。（2） 设备在运行中，保护装置不应处于离线状态（离线状态时，装置退出保护测控功能）,而应处于在线状态。（3） 保护全停，要先退下跳闸压板，再停直流电源，不允许仅停直流电源。（4） 运行人员不允许不按规定操作程序随意按动装置上的键盘、开关。3.4.2110kV线路保护装置的运行操作3.4.2.1 线路保护定值、运行方式控制字和软压板的整定、修改，由专门人员按地调命令执行。3.4.2.2 硬压板的投退按

34、集控中心（调度）命令执行。3.4.2.3 投入闭锁重合闸： 软压板和屏上硬压板为 “不投” ； 退出闭锁重合闸： “投闭锁重合软压板”置“0”和屏上硬压板“投”；一般情况下，退出闭锁重合闸。3.4.2.4 线路保护装置面板指示灯的含义（1 ）“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮。（2） “PT断线”灯为黄色，发生电压回路断线时点亮。（3） “充电”灯为黄色，重合充电完成时点亮。（4） “跳闸” 、 “重合闸”灯为红色，当保护动作出口点亮，在“信号复归”后熄灭。（5） “跳位”灯为红色、“合位”灯为绿色；指示当前线路开关的位置。（6） “ I 母”灯为绿色，母线有电时点亮； “ II 母”灯为绿

35、色，但未使用。3.4.2.5 保护装置的投运（1） 投交流电源（打印机）、直流操作电源。（2） 投相关保护压板。3.4.2.6 键盘操作说明表 13 线路键盘操作说明名称功能“ ”、 “” 、 “”、 “”键光标移动键“ +”、 “ - ”键修改数据键（以步长1 递增或递减）“确认”键表示确认，选中并执行该项功能“取消”键不修改返回“区号”键定值区号3.4.2.7 保护装置上电后，正常运行时，液晶屏幕显示时间、实时负荷电流、实时电压、定值区号01 和重合闸充电标志。3.4.2.8 保护动作时，液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告、保护动作序号、动作时刻、保护动作元件序号及动作元件、动作元件跳闸

36、相别、动作相对时间、故障测距等。3.4.2.9 保护装置运行中，自检出硬件或系统运行异常时、则立即转为显示自检报告，即自检报告序号、自检报告时刻、出错内容等。3.4.2.10 按装置或屏上复归按钮可自动切换显示跳闸报告，自检报告和装置正常运行状态。3.4.2.11 主画面状态下，按“”键可进入主菜单，通过“”、 “”、 “确认”和“取消”键选 择子菜单。可进行下列操作。（ 1 ） 保护工作状态检查在主菜单下选中 “保护状态”功能菜单、再进入相应子菜单，再选中 “ DSP采样值、CPU采样值、相角显示、开入显示”子菜单，可显示保护装置电流电压实际采样值和开入量状态、电流和电压之间相角等。（ 2）

37、 显示报告在主菜单下中“显示报告”功能菜单，再进入相应子菜单，可显示保护动作报告，自检报告，压板变位报告，最初显示的是最新一次报告，按键“”显示前一个报告，按键“”显示后一个报告，按键“取消”即出至上一级菜单。（ 3） 打印报告在主菜单下选中“打印报告”功能菜单，再进入相应子菜单，可选择打印定值清单、动作报告、自检报告、压板变位、保护状态、程序版本等。打印动作报告时需选择报告序号。（ 4） 整定定值在主菜单下选中“整定定值”菜单，再进入相应子菜单，可对“装置参数、保护定值、压板定值、 IP 地址、拷贝定值”等参数进行整定或修改。（ 5） 修改时钟在主菜单下选中 “修改时钟”菜单可对保护装置的时

38、钟进行修改。修改方法为：按 “”、 “”、“” 、 “ ”用来选择，再用“+”和“- ”键来修改，修改完后按“确认”键返回。不需修改返回时按“取消”键。3.4.2.12 重合闸的运行操作（1 ）重合闸运行方式为三相一次重合闸。（2） 重合闸的启用或停用，应按集控中心（调度）命令执行并记入值班记录本内。（3） 如遇线路停电、带电作业、递升加压、全电压主强送、电压互感器故障应停用重合闸。3.4.3 故障录波装置的运行操作3.4.3.1 故障录波装置的投运（ 1 ） 对故障录波装置及其相关部分进行全面检查，确认装置完好。（2） 合上屏后的直流电源空气开关K1，用于提供DPR-2MM、DPR-2M、D

39、PR-2MD机箱电源。（3） 合上屏后的交流电源空气开关K4，用于提供PC机及打印机电源。（4） 合上屏后电压信号隔离空气开关K2、 K3。（5） 报警开关RQH置“投位”。5.4.3.2 故障录波装置的停用操作与投运装置步骤相反。5.4.3.3 故障装置整定（1 ）装置在投运前，已由厂家调试整定好，一般情况下不需再修改、整定。（2）若确需要修改、整定由电站专门人员做。3.4.3.4 一次设备投入运行时，故障录波系统应投入使用。故障录波系统的投入与退出，必须遵照集控中心（调度）命令执行。一般情况下故障录波装置不得停用。3.4.3.5 故障录波装置动作后，应及时记录，如为事故启动，还应立即收集打

40、印事故报告并将其动作时间、原因记录在值班记录簿内，并及时汇报有关领导。3.4.3.6 故障录波装置正常运行时，面板上各信号灯显示应正常。3.4.3.7 故障录波的启动方式有开关量启动、模拟量启动和手动启动三种方式。3.4.3.8 DPR-2M记录仪对静态/动态过程的记录采用变速分时段记录的方式，一般为五个时段。3.4.4 同期系统的正常操作3.4.4.1 机组自动准同期的操作（ 1 ） 机组同期方式选择开关1SAS 在“自准”位置；（ 2） 待机组转速达到95%Ne 及以上，上位机向自动准同期装置发出启动命令；此时自动准同期装置开始工作（装置上发光二极管开始旋转）, 装置自动对待并机组的转速和

41、电压进行调整，并按设置的参数，选择最佳的合闸时间发出合闸脉冲；（ 3） 出口10KV 断路器合闸并列正常后上位机上检查是否确实已合上。3.4.4.2 主变高压侧及线路开关自动准同期的操作（1 ）检查自准同期装置直流电源已投入，同期方式选择开关在“自准”位置；（ 2） 在上位机上点击需要同期的相应开关编号，输入密码，在弹出的窗口点击“确定”后上位机向自准同期装置发出启动命令，自准同期装置开始工作（装置上发光二极管开始旋转），选择最佳的合闸时间发出合闸脉冲；（ 3） 110KV 开关并列合闸正常，检查开关确已合上。3.4.4.3 手动准同期的操作（ 1 ）发电机起动升压至额定值，调整频率、电压与系

42、统基本相等；（ 2） 检查同期闭锁开关STK 在“闭锁”位置；（ 3） 把同期切换开关1SAS 扭至“手准”位置（ 4） 把同期开关1STK 扭至“粗略同期”位置；（ 5） 调节机组与系统频差、压差为零；并将同期开关1STK 扭至“精确同期”位置；（ 6） 待同期表均匀，缓慢旋转一圈接近同期点，把相应的操作开关1SAC 扭至“合闸”位置，检查断路器合上；（ 7） 并网成功后，把同期开关1STK 和同期切换开关1SAS 扭至“切除”位置；增加机组有、无功负荷至集控中心（调度）要求。3.4.4.4 线路及主变高压侧开关无压合闸（ 1 ） 无压允许开关打至“投入”位置；（2） 同期方式选择开关1SA

43、S在“自准”位置；（3） 投入自动准同期装置工作电源；（4） 执行上位机自动准同期步骤，启动自动准同期装置，此时装置发出合闸脉冲，中控室监视相应的开关合闸。3.4.4.5 手动无压操作（ 1） ）检查同期闭锁开关STK 在“解锁”位置；（ 2） 把同期切换开关1SAS 扭至“手准”位置；（ 3） 把相应的操作开关1SAC 扭至“合闸”位置，检查断路器合上；（ 4） 把同期开关STK 扭至“闭锁”位置，同期切换开关 1SAS 扭至“自准”位置。3.5 保护装置的巡检及维护3.5.1 发电机、主变、110kV母线、厂用变及400V备自投保护装置的巡检及维护3.5.1.1 保护装置运行中巡视检查（

44、1 ） 每班巡回检查保护装置一次，巡视检查项目如下：表 14 保护装置巡视检查项目巡视检查项目巡视检查内容备注LCD液晶显示屏正常运行、无故障信息屏幕显示正确，能进行各项操作。“ 运 行 /异 常” 指 示 灯绿色表明保护装置在正常运行故 障 状 态红色1 因整定，校准的需要保护装置进入了离线态。2 保护装置发生故障，自动退出了运行。橙色保护装置发生故障，在运行态和离线态间频繁切换，无保护测控功能。无色1 没有加直流工作电源2 装置内的直流电源部分故障3 装置的运行指示部分发生故障“动作”指示灯红色1 配置成跳闸出口的保护发生动作2保护动作后信号未复归无色1 未有配置成跳闸出口的保护动作2保护

45、动作信号复归“预告”指示灯红色1 不跳闸，只发告警信号的保护发生动作。2二次回路或装置本身发生异常影响相关的保护，但不影响 其他的保护（测控）功能。无色未有只发告警信号的保护动作“跳 位 / 合 位 ” 指 示 灯红色由本装置监视的开关在“合闸”位置绿色由本装置监视的开关在“分闸”位置橙色由本装置监视的开关在中间位置或位置监视断电器接点粘连无色由本装置监视的开关发生操作回路断线或操作电源消失本装置未配置开关监视功能2）各保护装置的工作、操作电源应投入，发电机及厂用变的现地控制电源切换开关KK “远方 / 就地”应在正常规定位置。（ 3） 对应的保护和出口连片正常情况应启用。（ 4） 屏柜内的二次接线应无脱落，接线端子牢固，无发热；直流电源切换中间继电器KA应处于动作状态，屏柜内照明正常。（ 5） 值与值交接班时保护设备必须应按巡视检查规定内容执行。3.5.1.2 保护装置的定期维护内容及方法（1） ）紧固屏后所有接线端子，特别是互感器二次线引入的端子。（2） 用鸡毛掸或吸尘器清扫屏柜内灰尘。（3） 每月查看保护装置中的“定值清单、压板变位”报告，看是否与要求一致。3.5.2110KV线路保护装置的巡检及维护3.5.2.1 保护装置运行中的巡视检查（ 1 ）每班巡回检查保护装置一次。（2） 检查保护装置面板液晶显示和各指示灯