660MW超超临界机组集控运行规程20100930

1、若规程中内容与国家相关标准有冲突时，以国家相关标准为准。1 机组启动101.1 检修后的验收与试验101.1.1 总则101.1.2 检查与验收101.1.2.1 机组大、小修后应检查的项目10（1）设备变更报告10（2）检修工作票11（3）消防设备及系统11（4）环保设备及系统111.1.2.2 机组大、小修后启动前的检查内容11（1）热机设备系统11（2）电气设备系统12（3）热控设备及系统14（4）化学设备系统14（5）公用设备系统151.1.3 分部试运151.1.3.1 辅机试转前的确认条件151.1.3.2 试运要求161.1.3.3 保护、联锁的状态确认161.1.4 化学清洗1

2、61.1.5 锅炉水压试验171.1.5.1 试验规定171.1.5.2 试验范围171.1.5.3 试验要求181.1.5.4 试验注意事项：201.1.6 汽轮机调节系统静态调整试验211.1.7 热控调节系统及保护联锁的静态试验211.1.7.1 自动调节控制系统试验211.1.7.2 执行机构211.1.8 机组热控联锁、保护、顺控及信号系统传动试验221.1.8.1 试验要求221.1.8.2 远控阀门传动221.1.8.3 热控信号系统传动221.1.8.4 热工联锁保护系统的传动操作试验231.1.9 电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验231.1.10 电气设备试验231.1

3、.11 锅炉安全门校验231.1.11.1 要求231.1.11.2 安全门校验前应具备的条件241.1.11.3 校验标准241.1.11.4 注意事项251.2 机组启动应具备的条件261.3 机组启动前的准备261.4 机组启动基本规定27重大操作人员到位规定271.4.2 启动状态的划分281.4.3 机组存在下列情况之一时,禁止启动281.4.4 机组存在下列情况之一时,禁止冲转或并网291.5 冷态启动301.5.1 锅炉点火前，辅助设备的启动301.5.2 锅炉上水311.5.3 锅炉冷态清洗321.5.4 汽机轴封系统投入、抽真空321.5.5 锅炉吹扫前的准备321.5.6

4、锅炉炉膛吹扫331.5.7 锅炉点火341.5.8 锅炉点火注意事项351.5.9 锅炉升温、升压361.5.10 热态清洗361.5.11 锅炉升温、升压注意事项371.5.12 发电机并网前的准备371.5.13 汽机冲转条件381.5.14 汽轮机启动装置任务381.5.15 汽轮机程序启动391.5.16 汽轮机冲转、并网过程的检查和操作451.5.17 汽轮机冲转、升速及发电机并网过程中的注意事项451.5.18 初负荷暖机481.5.19 机组最小负荷17%BMCR(120MW）481.5.20 负荷从17%BMCR（120MW）至50%BMCR（330MW）481.5.21 机组

5、负荷从50%BMCR(330MW）至100%BMCR（660MW）491.5.22 汽机启动过程中注意事项501.5.23 锅炉启动过程中注意事项501.6 温、热态启动511.6.1 温、热态启动规定511.6.2 温、热态启动注意事项512 机组运行522.1 机组运行调整的主要任务及目的522.2 机组运行中控制的主要参数及限额522.3 机组正常运行检查监视、维护试验652.4 机组运行控制方式722.5 锅炉运行调整732.6 汽机运行调整772.7 机组控制、保护系统设备的正常运行维护782.8 热控保护792.9 机组低负荷运行控制与调整803 机组停运及保养823.1 机组停运

6、823.1.1 机组停运规定823.1.2 机组停用前的准备823.1.3 机组停运时注意事项833.1.4 机组正常停用833.1.5 滑参数停机873.2 机组停运后的保养883.2.1 锅炉停运后的保养893.2.2 汽机停运后的保养893.2.3 发电机停运后的保养903.2.4 机组停运后的防冻904 机组异常和事故预防及处理924.1 事故时处理原则和要点924.2 机组事故停运934.3 机组重大事故预防974.4 机组综合性故障1054.4.1 锅炉MFT1054.4.2 锅炉RB1064.4.3 发变组保护动作跳闸1074.4.4 厂用电中断1084.4.5 控制气源失去11

7、04.4.6 机组火灾1114.4.7 DCS故障1144.5 锅炉典型事故处理1154.5.1 锅炉主蒸汽压力异常1154.5.2 锅炉主蒸汽温度异常1164.5.3 锅炉再热蒸汽温度异常1174.5.4 锅炉给水流量低1184.5.5 锅炉汽水分离器出口温度高1194.5.6 水冷壁泄漏1204.5.7 省煤器泄漏1214.5.8 过热器泄漏1214.5.9 再热器泄漏1224.5.10 尾部烟道二次燃烧1234.5.11 过、再热器管壁超温1244.6 汽轮机异常及事故处理1254.6.1 汽轮机严重超速1254.6.2 汽轮机进水1254.6.3 汽轮机振动大1274.6.4 汽轮机大

8、轴弯曲1284.6.5 轴向位移大1294.6.6 运行中叶片损坏或断落1294.6.7 凝汽器真空降低1304.6.8 汽轮发电机组轴承损坏1314.7 发电机异常及事故处理1314.7.1 发电机异常运行工况相关规定1314.7.2 发电机各部分的温度超过规定值1334.7.3 发电机定子升不起电压1344.7.4 发电机非全相运行1344.7.5 发电机变为电动机运行1354.7.6 发电机失磁1354.7.7 发电厂功率振荡1364.7.8 发电机定子线棒或导水管漏水138 发电机转子接地的处理1384.7.10 发电机定子接地1394.7.11 发电机频率异常1394.7.12 发电

9、机三相电流不平衡1404.7.13 发电机PT断线1404.7.14 发电机非同期并列1414.7.15 发电机断水141发电机绝缘过热监测装置报警1425 500kV系统的运行1445.1 概述1445.2 系统的运行1445.3 倒闸操作原则1445.4 倒闸操作的基本要求1455.5 500kV母线倒换运行方式的注意事项1465.6 母线电压互感器操作规定1465.7 GIS的运行1465.8 GIS装置的操作1485.9 GIS设备SF6微水在线检测系统1505.10 室外配电装置的运行1505.11 异常运行和事故处理1516 机组主要辅机的运行1566.1 辅机运行基本规定1566

10、.2 润滑油系统1616.3 润滑油净化装置1656.4 EH油系统1676.5 密封油系统1696.6 凝结水系统1756.7 给水系统1796.8 除氧器及加热器系统1906.9 旁路系统1976.10 轴封系统1996.11 凝汽器真空系统2006.12 循环水系统2026.13 开式冷却水系统2116.14 闭式冷却水系统2126.15 快冷系统2136.16 定子冷却水系统2156.17 辅助蒸汽系统2196.18 启动锅炉2206.19 制粉系统2316.20 风烟系统2406.21 吹灰系统2586.22 炉前油系统2616.23 微油点火装置2656.24 压缩空气系统2696

11、.25 脱硝系统2746.26 锅炉启动循环泵系统2766.27 火检冷却风系统2816.28 暖风器2836.29 变压器系统的运行2846.30 厂用电系统运行2986.31 直流系统3126.32 电动机运行3216.33 发电机氢气系统3266.34 柴油发电机3326.35 励磁系统3406.36 UPS系统3467 机组设备介绍3547.1 锅炉设备介绍3547.2 汽机设备介绍3807.3 发变组设备介绍4038、 附录430附表：水蒸汽压力与饱和温度对照表430附表2: 机组热力计算表432附表3：安全阀整定压力及排放量汇总表442附表4：汽水系统保护报警温度443附图1：锅炉

12、压力负荷曲线446附图2：锅炉冷态启动曲线446附图3：锅炉温态启动曲线447附图4：锅炉热态启动447附图5：锅炉极热态启动448附图6：锅炉蒸汽流量与负荷关系曲线448附图7：过量空气系数与负荷关系曲线449附图8：燃烧器摆动角度与负荷关系曲线449附图9：过热器减温水量与负荷关系曲线450附图10：各级受热面焓值和压力曲线450附图11：一次汽侧各级受热面汽温与负荷关系曲线451附图12：再热器各级受热面汽温与负荷关系曲线452附图13：烟空气温度与负荷关系曲线453附图14：烟气阻力及压力与负荷关系曲线454附图15：后烟井调温挡板开度与负荷关系曲线455附图16：锅炉计算热效率与负荷

13、关系曲线456附图17：主汽阀壁许可温差456附图18：主调阀壁许可温差457附图19:高压缸壁许可温差458附图20:高压转子许可温差459附图21:中压转子许可温差460附图22:主蒸汽管道的暖管温度准则 X1461附图23:主蒸汽管路的暖管温度准则 X2462附图24:汽机暖机温度准则 X4463附图25:汽机暖机温度准则 X5464附图26:汽机暖机温度准则 X6465附图27:冲转温度准则 X7A466附图28:冲转温度标准 X7B467附图29:温度准则X8468附图30：凝汽器压力限制曲线469附图31：轴封供汽温度曲线469附图32:允许空气进入轴封的时间与转子平均温度的关系曲

14、线470附图33：压力负荷曲线470附图34：环境温度启动曲线471附图38：极热态启动曲线475附图39：发电机V 型曲线476附图40：发电机出力曲线477附图41：发电机特性曲线478 1.1.3.1 辅机试转前的确认条件（9）上水时间控制在冬季45小时，其它季节为23小时,水压试验水温按制造厂规定的数值控制。无规定时，上水温度一般应控制在3070。上水温度与启动分离器壁温之差小于28,防止产生过大的热应力。主变、高厂变冷却器风扇电源切换试验。1.1.11.4 注意事项1.4.1重大操作人员到位规定下列操作需要总工或指定发电生产部经理、专工和值长参加。3.0（1）检查发变组在冷备用状态。

15、（2）将发电机励磁碳刷给好。（3）将发电机出口1、2、3PT送电。（4）将发电机中性点PT送电。（5）将发电机起励电源送电。（6）合上发电机四台功率柜交流侧刀闸QS11、QS21、QS31、QS41和直流侧刀闸QS12、QS22、QS32、QS42。（7）将功率柜风机电源送电，并启动风扇运行正常。（8）将AVR调节器交直流电源送电。（9）将灭磁开关操作电源送电。（10）励磁系统各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。（11）检查发变组各保护装置运行正常。（12）将主变、A/B高厂变冷却器电源送电。（13）手动开启两组主变冷却器运行。（14）将A/B高厂变冷却器投入自动。（15）投入

16、发变组及励磁系统保护正确。（16）检查发变组出口开关、刀闸处于分闸状态。（17）检查发变组出口开关保护投入正确。（18）合上发变组出口开关及、母刀闸控制电源开关。（19）合上发变组出口开关油泵电源开关。对氢冷系统、定冷水系统高点进行排气。 555.3 发变组并网.1发电机并网条件（1）确认汽机转速稳定在3000r/min，DEH系统运行正常。（2）汽机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。（3）机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。（4）蒸汽参数稳定。（5）锅炉燃烧稳定。（6）锅炉启动旁路系统正常。（7）应具备的条件（A）发电机声音正常，振动不超过0.125mm。（B）发

17、电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。（C）调节氢气冷却器的冷却水量，投入氢温控制自动，冷氢设定值为45。（D）调节发电机定子冷却器出水温度，投入定子冷却水温控制自动，设定值为46。（E）确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在4049之间。（F）确认发电机内氢气压力为0.450.47MPa左右，纯度为96.5%以上。（G）发变组出口断路器SF6气压正常，操作电源已送电。（H）发变组所有保护按照规定投入，试验正常。（I）发变组同期回路进行检修或同期装置更换部件，必须做假同期试验正常。（J）发变组出口隔离开关合上。（8）励磁系统投运前应做下列检查（A）发电机励磁碳刷已安装好（碳刷型号：摩根NC

18、C634）。（B）启励380V交流电源开关已合闸良好。（C）AVR柜内交、直流正常，AVR工作正常。（D）AVR柜内灭磁开关控制电源正常、转子一点接地保护装置正常。（E）SAB柜内控制交流220V电源开关已合闸良好。（F）SAB柜内交流220V照明电源小开关已合闸良好。（G）AVR柜内两个辅助PT的一二次熔断器及其他熔断器完好并安装正确。（H）整流器两个冷却风扇的交流380V电源开关已送电。（I）灭磁开关在断开位置，信号指示正常。（J）功率柜交流、直流刀闸均合上，功率柜前面脉冲开关投入。（K）各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。注：励磁系统在正常备用的情况下，各柜内的开关保险都

19、不需要进行操作。.2发电机并网及带5%初始负荷（1)发电机并网采用自动励磁调节器（AVR）自动方式自动准同期并列。（2)发电机升压操作的规定及注意事项。待机炉有关试验结束，检查机组无异常报警信号，得值长令后方可进行发电机升压操作。不低于2950rpm后进行。在发电机未通定子冷却水、未充氢的情况下，禁止升压操作。在DCS的CRT画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。发电机升压操作正常情况下应采用自动励磁调节器（AVR）自动方式（交流回路恒电压）进行，只有在发变组检修后才允许使用手动方式（直流回路恒磁场电流）升压。采用自动准同期并列，应用自动电压调节器(AVR)自动方式进行升压或先用自动电

20、压调节器（AVR)手动方式升压到额定时，再将电压调节器（AVR)从手动方式切换到自动方式，方可进行自动准同期并列操作。（G）发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中监视发电机定子三相电压平衡,三相电流正常，零序电压指示为零。（3）在DCS系统上确认发变组高压侧开关合闸条件（同期装置投入条件）满足。（A) 发变组出口无保护动作，（B) 发电机主开关在断开位置，控制方式为远方自动。（C) 同期装置正常。（D) 励磁系统正常。（E) 励磁开关已合闸。（F) 汽机转速在同期范围内。（G) 汽机DEH具备合闸条件。（H) 发变组出口刀闸已合上。（4）根据值长令，保持机组转速为3000rpm,并进行下列检查和

21、操作（A）将AVR置于“自动”控制方式。（B）按AVR控制 “启励”按钮，检查灭磁开关合好，发电机电压升至额定。（C）检查发电机空载转子电压、电流正常，发电机转子无接地报警信号。（D）按DEH控制方式中“自动同期”键并投入，“自动同步”键灯亮。（E）投入同步装置（F）检查发电机具备同期合闸条件，按自动准同期装置“投入”按钮。（G）监视主开关同期自动合闸。（H）将发电机无功功率升至50Mvar、有功负荷为30MW。（I）复位同期装置。（J）退出同期装置，并拉开同期装置电源，退出、投入相应保护。.3对发变组及励磁系统做全面检查，运行正常。.41.5.18.51.5.18.6并网后再投入两组主变冷却

22、器，使主变冷却器为正常运行方式，将冷却器联锁控制开关切至工作位。4.3.8.4 轴封蒸汽要保证过热度及与转子的温差。.5 在滑停过程中要严格控制蒸汽的过热度和温降率。.6 锅炉灭火后不得维持汽轮机运行。.7 在停机时，若上下缸温差大，应迅速查明原因，切断进水点。.8 加热器、除氧器水位应调整平稳，水位报警和保护应可靠。.9 停机后应认真监视凝汽器、高低加和除氧器水位，检查主汽门、调门、补汽阀、抽汽电动门、逆止门关闭严密，防止汽轮机进水。.10 启动和低负荷时，注意汽温调整幅度不要过大，低负荷和空负荷状态下再热器禁止投入喷水，停机后高旁喷水应可靠关断。.11 汽轮机在热态下，锅炉不得进行水压试验

23、。所有高加、除氧器、低加保护应按规程投入运行并定期试验，确保加热器水位高时，能使加热器停止运行。如果发生加热器管束泄漏，应立即停止加热器运行，并且检查抽汽电动门关闭情况。任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。油系统运行后，无论机组在何种状态，都应认真检查油泵运行正常，各瓦回油正常，低油压保护投入。在每次启动前，必须做润滑油低油压联动试验及备用泵与运行泵之间的联动试验。投盘车前，应确认盘车已通油，必须先启动顶轴油泵，使各瓦建立顶轴油压正常。机组正常运行轴振、瓦振应达到有关标准的优良范围，并注意监视其变化趋势建立转子技术档案。记录转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性；历次转子检修检

24、查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启动次数、启停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因及处理。防止发电机非同期并网。4.3.12 防止开关爆炸延时30s发电机低频振荡.1现象：（1）发电机、变压器、线路有功功率、无功功率、电流发生周期性摆动。（2）发电机、母线、线路电压周期性波动，严重时可能越限。（3）系统、发电机频率周期性波动。（4）发电机组发出有节奏的鸣音。（5）发电机励磁系统电流、电压在正常值附近小幅波动。.2处理：（1）发现机组振荡应立即报告电网值班调度员，服从电网调度的统一指挥。（2）退出发电机组的AGC、AVC功能。（3）检查

25、机组的PSS功能投入且工作正常。（4）判别是发电机组振荡还是系统振荡。（A）如果发电机组的振荡与系统振荡合拍，表计摆动方向一致，则说明是系统振荡，发生系统振荡时应作如下处理：（a）在保持发电机、母线、线路电压、电流不超限的情况下，尽量增加发电机的无功功率，保证发电机组与系统的同步运行。（b）在增加无功功率后，系统振荡未明显衰减时，应根据系统频率，申请电网调度，适当增加或减少发电机组的有功功率，改变当前运行工况，在频率不能确定时，应降低发电机组的有功功率，禁止在发电机组频率高的情况下减少发电机组的无功功率或增加发电机组的有功功率，防止造成发电机组与系统失去同步。（c）在振荡期间，如果机组调速系统

26、发生异常，应立即将机组调速系统切至“手动”运行，由专人进行监控。（B）如果发电机组的振荡周期较系统的振荡周期超前或滞后，则应判断为发电机组振荡，发生发电机组振荡时应作如下处理：（a）加发电机无功功率，必要时在发电机电流、电压允许的条件下应将发电机无功功率加至最大。（b）在增加发电机无功功率后仍不能消除振荡，应减少发电机组的有功功率，保持发电机组与系统的同步运行。（c）若判断为本厂发电机调速系统故障、失磁、非同期并列引起系统振荡时，应立即将机组解列。（5）振荡期间，不得将励磁调节器退出自动。 发电机异步振荡.1现象：（1）发电机、线路有功功率、无功功率、电流发生剧烈摆动。（2）发电机、500kV

27、、6kV母线、线路电压大幅度波动。（3）发电机组、变压器发出周期性强烈的轰鸣声、撞击声和剧烈振动。（4）发电机、系统频率发生大幅度的变化。（5）强励可能动作。（6）全厂照明忽明忽暗。（7）厂用电源系统有可能进行切换。（8）厂用辅机电动机有可能掉闸。.2处理：（1）发现机组振荡应立即报告电网值班调度员，服从电网调度的统一指挥。（2）退出发电机组的AGC、AVC功能。（3）检查机组的PSS功能投入且工作正常。（4）判别是发电机组失步还是系统失步。（A）如果发电机组的振荡与系统振荡合拍，表计摆动方向一致，则说明是系统失步，发生系统失步时应作如下处理：（a）在保持发电机、母线、线路电压、电流不超限的情

28、况下，尽量增加发电机的无功功率，保证发电机组与系统的同步运行。（b）在增加无功功率后，系统失步振荡未明显衰减时，应根据系统频率，申请电网调度，适当增加或减少发电机组的有功功率，改变当前运行工况，在频率不能确定时，应降低发电机组的有功功率，禁止在发电机组频率高的情况下减少发电机组的无功功率或增加发电机组的有功功率，防止造成发电机组与系统失去同步。（c）在系统失步运行发生系统解列时应根据系统频率、电压调整发电机的有功功率、无功功率，保证解列系统的稳定运行。（d）如果系统失步振荡时间过长，应申请调度将运行中的发电机逐台解列，直至系统振荡消失。（e）在系统失步振荡运行期间，应加强监视厂用电系统，保证厂

29、用电系统的安全运行。（B）如果发电机组的振荡周期较系统的振荡周期超前或滞后，则应判断为发电机组与系统失步，发生发电机组失步时应作如下处理：（a）立即增加发电机无功功率，必要时在发电机电流、电压允许的条件下应增加发电机无功功率，将发电机组拉入同步运行。（b）如果在增加发电机无功功率后仍不能消除振荡，应减少发电机组的有功功率，将发电机无功功率加至最大，将发电机组拉入同步运行。（c）如果进行上述处理后，仍不能将发电机拉入同步，则应将发电机组从系统解列。（d）若判断为本厂发电机调速系统故障、失磁、非同期并列引起系统振荡时，应立即将机组解列。（5）当系统或发电机组失步振荡造成发电机组、系统解列，厂用电源

30、消失时，应迅速检查保安电源的自投情况，确保保安电源系统的安全稳定运行。（6）振荡期间，不得将励磁调节器退出自动。（3）人员误碰。检查接地检测装置工作是否正常，进一步核对绝缘检测装置的绝缘数值，加强监视配合检修人员频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）51-515303048.551连续运行48.548.0>30030048.047.5>60>6047.547.0>20>1047.046.5>5>5碳刷发生火花的原因和处理现象原因处理方法检修后刚投入运行时发生火花碳刷接触面研磨不良，与滑环未完全接触应重磨碳刷或更换为研磨好的碳刷碳刷通流回路接触

31、电阻大，造成与其他碳刷的电流分配不均匀。检查碳刷与刷辫的接触、刷辨与刷架引线回路中各螺丝是否紧固，接触是否良好。弹簧与碳刷间失去绝缘，弹簧因流过电流而发热变软、失去弹性。将弹簧与碳刷绝缘，如弹簧失去绝缘，则必须更换。运行中发生火花使用碳刷牌号不符合要求，或更换的碳刷牌号错乱。检查碳刷牌号，使用制造厂家指定的或经过试验适用的同一牌号的碳刷。碳刷压力不均匀，或不符合要求。用弹簧称检查碳刷压力，并进行调整。压力应按照厂家的规定。碳刷磨短。碳刷磨到短至不能保持所需要的压力时，必须更换。碳刷接触面不洁，在个别或全部碳刷下出现火花。用干净帆布擦去或用电工刀刮去碳刷表面的污垢。碳刷和刷辫、刷辫和刷架间的连接

32、松动，发生局部火花。检查连接处的接触程度，设法紧固。碳刷在刷盒中摇摆或动作卡涩，火花随负荷而增加。检查碳刷是否在刷盒内能上下自如活动，更换摇摆和卡涩的碳刷。滑环表面凸凹不平。在停机时检查滑环表面的不平度，应不超过厂家规定值。否则应进行车削打磨处理。碳刷间负荷分布不均匀。用直流钳型电流表检查电流的分布情况。对负荷过重、过轻的碳刷及时调整处理，使压力均匀、位置对准滑环圆周的法线方向、更换发热磨损的碳刷。1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.炉膛吹扫结束后，燃烧器自动将送风调节门关至点火位置，送风调节门到达点火开度后开始自动点火。火焰探测器检测到火焰，燃烧器进

33、入正常燃烧程序，燃烧比例调节器将根据汽包压力与设定压力经PID运算输出一个开关信号，控制燃烧器送风调节门与回油调节门，保证负荷变化时压力的稳定；火焰探测器检测不到火焰，系统将进入故障熄火报警状态，比例调节器将风门开至最大开度，进行炉膛吹扫。点火失败或故障熄火，比例调节仪将送风调节门开至最大开度，进行炉膛吹扫。+10-5200mm降到-150m6.36 UPS系统每台机组配置二套北京固特大正电子科技有限公司生产的PGP80KVA。其供电的对象为电厂计算机监控系统、数据采集系统、协调控制系统、炉膛安全保护系统、汽机DEH、紧急跳机系统、发变组保护装置、火灾报警系统、厂内调度通讯等。二套UPS装置输

34、出端子之间不作电气连接。6.36.1.2升压站继电器楼配置二套北京固特大正电子科技有限公司生产的PGP15KVA。其供电的对象为500kV网络控制监控系统、线路保护装置、线路测量/计量系统及通讯系统等。二套UPS装置输出端子之间不作电气连接。.3 UPS6.36.1.4 LCD 显示器：LCD 显示器可显示许多系统重要信息、历史纪录、系统参数、现在时间等系统信息。本系统的LCD 显示器使用320*240 像素背光型液晶显示器，内含背光LED 可使画面更加清晰明亮，当系统操作按键超过三分钟未被使用时，系统会使LCD 内的背光LED 熄灭，以节省电源，而当操作按键再次被使用时，LCD 内的背光LE

35、D 会立即恢复明亮，供使用者使用。 LCD 显示器下部系统流程指示灯：（1） 输入LED(INPUT)当输入无熔丝开关开启，有主路电源输入时，此LED 灯会亮起，表示主电源已输入。（2）整流器LED(RECTIFIER)当整流器在正常情况下工作时，此LED 灯会亮起，表示整流器工作正常。（3）充电LED(CHARGE)当整流器开启，可对直流进行充电时，此LED 灯会亮起，表示有能力对直流充电。（4）放电LED(DISCHARGE)当系统无主路电源输入，由直流供电时，此LED 灯会亮起，表示此时系统是由直流供电。（5）逆变器LED(INVERTER)当逆变器启动时，此LED 灯会亮起，表示系统输

36、出是由逆变器供应。（6）输出LED(OUTPUT)当输出静态开关(S5)开启时，此LED 灯会亮起，表示端子台上系统已提供输出电源了。（7）旁路LED(BYPASS)当系统由BYPASS 电源提供输出时，此LED 灯会亮起，表示此时系统输出并不是由逆变器提供，而是由BYPASS 电源提供。（8）维修旁路LED(MANUAL BYPASS)当系统的维修旁路静态开关(S6)开启时，此LED 灯会亮起，表示此时已在维修旁路状态，逆变器无法启动，输出静态开关(S5)关闭，系统将由旁路电源直接输出。操作键盘功能：面板提供八个按键，其操作说明如下：（1） ON 按键：开启逆变器用键。（2） OFF 按键：

37、关闭逆变器用键。（3） 按键：光标向左移位用键。（4） 按键：光标向右移位用键。（5） 按键：光标向上移位或更换画面用键。（6） 按键：光标向下移位或更换画面用键。（7） ESC 按键：离开目前画面用键。（8） ENTER 按键：确认/执行用键。紧急停止按键(EPO)：面板后方提供了一个紧急停止按键及一个扩充插槽，用于紧急状况，需将系统立即停止时，可用此按键；扩充插槽可加装一按键于机箱外，供使用者方便使用。将EPO 按键按下，即可关闭UPS 系统，当关闭UPS 后，整个系统将关闭锁住，所有状态停止，且无输出任何电压。若要系统重新启动，需将面板上的OFF 键按下，再按ENTER 键确认，即可进行

38、重新启动程序。蜂鸣器：于面板后方安置了一蜂鸣器，不需打开机箱，即可听到蜂鸣器的鸣叫声，当使用者按下操作任一键时，蜂鸣器会发生一短鸣声，告知使用者按键已被系统接受。其它状态之报警方式如下:放电：每隔3.8 秒报警0.3 秒一次。直流低压：每隔1 秒报警1 秒一次。故障警报：长BEEP 声。事件警报：每隔2 秒报警2 秒一次。告警LED灯：当系统有较严重的异常状况发生时，告警LED 会亮起，使用者可透过亮起LED 灯，查看对应的错误讯息，将异常的状况排除，异常状况排除后，亮起的LED 灯就会熄灭，各LED 灯的错误讯息如下：（1）主路电源异常(RECT AC FAIL)整流器的交流输入电源异常，可

39、能是主路电源超过所能承受的范围、频率超出范围或相序错误所引起，而导致整流器关闭，系统关机。（2）旁路电源异常(RES AC FAIL)旁路电源异常，可能是旁路电源超过所能承受的范围、频率超出范围所引起。（3）温度异常(TEMP)机内温度过高。（4）系统过载(OVERLOAD)当系统输出容量超过额定满载之110%(或105%)、125%、150%或以上时，此LED灯亮起。（5）直流电压过高(HIGH DC)直流电压超过范围时，此LED 灯亮起。（6）直流电压低(BAT LOW)直流电压低于范围时，此LED 灯亮起。（7）直流电压过低关机(BATTERY LOW SHUTDOWN)直流电压低于直流

40、低压点，逆变器禁止工作，系统关机，此LED 灯亮起。（8）异常(FAULT)系统有不正常情况发生时，如温度过高、过载、直流电压过高、输出短路、维修旁路开关开启或紧急停止按键被按下时，导致系统逆变器关闭。状态LED灯：LCD 显示器右侧共有22 个状态LED灯，可将系统目前状态信息提供给使用者，当系统有不正常情况发生时，LED 灯会亮起，告知使用者，使用者可透过这22 个状态LED 所代表的状态讯息，快速的判定UPS 的状况，各LED 代表的讯息如下：（1）逆变器运转(INVERTER ON)逆变器已启动，正在运转中。（2）逆变器静态开关开启(INVERTER STATIC SWITCH ON)逆