运行主要工作情况表.docx
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运行主要工作情况表
重庆中电狮子滩发电有限公司
2008年运行生产管理主要工作情况
序号
时间
电站
工作情况及故障、事故现象
备注
1
2月16日
珞璜
#2降压变压器,PT,CT,避雷器，W624开关预试及保护、表计年检
2
2月16日
珞璜
10.5KVⅡ段母线，PT，CT避雷器预试及保护、表计年检
3.
2月16日
珞璜
#2厂用变，W612开关预试，保护、表计年检。
避雷器三相泄漏电流达到临界值
4.
2月17日
珞璜
#3发电机－变压器组所属设备预试，保护、表计年检
母线绝缘较低（70MΩ），其他无异常；
5
2月18日
珞璜
#1降压变压器，PT，CT，W622开关预试及保护、表计年检
1）变压器三相直流电阻严重不平衡。
2）、变压器绝缘子干式时绝缘电阻值分别为29.6MΩ；3）、W622开关C相避雷器泄漏电流达到临界值，
6.
2月18日
珞璜
10.5KVⅠ段母线，W630开关，PT,CT，避雷器预试及保护、表计年检
7
2月18日
珞璜
#1厂用变,W611开关预试，保护、表计年检
8
2月20日
珞璜
#2发电机－变压器组所属设备预试，保护、表计年检
出口避雷器C相泄漏电流超标，其他无异常（于4月30日更换）
9.
2月21日
珞璜
#1发电机－变压器组所属设备预试，保护、表计年检
主变母线支持绝缘子破损较多，绝缘较低73MΩ，
10
2月22日
珞璜
更换#1机组调速器压油泵以及主配压阀
11
3月18日～4月15日
珞璜
#1降压变大修，处理直流电阻不平衡以及母线绝缘低
12
4月30日
珞璜
更换#2机出口避雷器
13
1.12
大溪河
1F、2F同期装置“三查”
14
1.29
大溪河
2F发电机保护装置有时发差流告警及CT、PT断线信号。
15
3.29-4.1
大溪河
完成了1F及10KV设备高压预试、表计校验及消缺工作。
主要消缺情况如下：
1、将1F剪断销信号器回路重新接线后，解决了常误报剪断销折断信号的问题；2、处理了3#下导瓦温无显示缺陷，因134U相槽底测温电阻已坏，其温度仍无法正常显示；3、更换了1FC相阻容吸收器，解决了1F端电压三相不平衡的问题；4、1F1DL开关不能拉出的故障仍未能解决，需大修时处理；5、取水口水位不能正常显示的暂定原因为传感器型号不匹配，已造计划购买；
16
4.1-4.3
大溪河
完成了2F及10KV设备高压预试、表计校验及消缺工作。
主要消缺情况如下：
1、将2F剪断销信号器回路重新接线后，解决了常误报剪断销折断信号的问题；2、处理了2F3#上导瓦、4#推力瓦温度显示异常缺陷；3、2F主轴密封水翻水过大缺陷，待大修时处理。
17
4.7
大溪河
1F主轴密封水管的支管断落。
18
4.15
大溪河
2F冷却水控制总阀206阀电机坏。
19
5.13
大溪河
2F调速器主配至两段关闭阀间的连接铜管破裂漏油。
20
5.16
大溪河
1F运行中温度巡检仪显示数据有时不正常。
21
5.23
大溪河
1F、2F故障时中控室只有报警框显示，无语音报警。
22
5.26
大溪河
19:
01时，值班员进行巡视检查设备时发现主厂房有明显的绝缘焦臭味，联系调度换机运行。
（19:
07时停2F，19:
11时开1F）做好安全措施后，摇测#2发电机定子绝缘为零，原因是由于发电机中性点三相组合式过电压保护器烧坏引起。
原因初步分析：
当日，武隆地区发生了打雷现象，因雷电侵入导致发电机中性点过电压保护器烧坏。
23
5.28
大溪河
大高一线微机保护管理机故障。
24
1.14-1.15
江口
1F、2F、3F及220KV系统同期装置“三查”
25
1.22
江口
1:
481F调功0MW运行，1F“瓦温过高”保护动作事故停机，原因是“上导油温2”温度控制器显示乱跳（60℃～200℃）并保持跳闸出口接点，启动“瓦温过高”保护，1F事故停机。
26
2.6
江口
洞内220V直流系统I段＋24V开关电源坏
27
2.7
江口
2F1#压油泵轴密封坏轴颈喷油
28
2.12
江口
大坝柴油发电机燃油泵切断阀故障运行后停机不成功
29
3.4－3.28
江口
1F保护年检预试，1F励磁系统设备更换，1F直流负荷屏、水力机械保护屏更换，1F水力机械保护改造，1F现地1LCU改造，1F调速器齿盘测频装置改造，1F励磁系统PSS试验，1F水轮机转轮裂纹检查处理，1B保护年检，1B中性点避雷器预试，1号发变组消缺
30
3.18－3.28
江口
3F保护年检预试，3F直流负荷屏、水力机械保护屏更换，3F水力机械保护改造，3F现地3LCU改造，3F调速器齿盘测频装置改造，3F水轮机转轮裂纹检查处理，3F下导冷却器铜管漏水处理，3F有功功率变送器更换，3B保护年检，3B中性点避雷器预试，3号发变组消缺
31
3.20－3.28
江口
2F保护年检预试，2F直流负荷屏、水力机械保护屏更换，2F水力机械保护改造，2F现地2LCU改造，2F调速器齿盘测频装置改造，2F水轮机转轮裂纹检查处理，2B保护年检，2B中性点避雷器预试，2B交流采样装置更换，2号发变组消缺
32
3.4－3.31
江口
监控系统上位机改造、220KV系统现地4LCU改造、厂用电系统现地5LCU改造、大坝泄洪系统现地6LCU改造、AGC调试
33
3.20-3.26
江口
220KV出线场设备清洁、消缺，全站SF6设备微水测试、SF6密度继电器校验，江武东、西线关口表PT、CT误差测试
微水测试、SF6密度继电器校验，PT、CT误差测试由重庆中试所完成
34
3.21
江口
水情系统蓄电池更换
35
4.6
江口
19：
332F调功运行，厂房传来异常声音，检查发现2F6#、7#、8#导叶剪断销已剪断，7#导叶已打翻，7#导叶连接板变形，7#导叶的锁紧螺杆脱落。
2F于6日20：
12申请停机脱离备用，于4月7日9：
00操作结束；抢修人员进一步检查发现：
#6导叶连板、偏心销损坏，剪断销折断，导叶翻转90度；#7导叶主拐臂、副拐臂铜套损坏，导叶定位销、副拐臂锁定螺钉、限位板折断，实心销折断；#8导叶剪断销折断，拐臂锁紧螺杆折断，转轮有一块叶片进水边靠近底环处被撞缺一块（约95mm×50mm×20mm）；#6导叶翻转90度；#7导叶大头严重变形，导叶大头底部迎水边被撞缺一块（长约65mm×50mm×25mm）,导叶翻转180度；#8导叶大头底部受撞击有轻微变形。
原因：
由于机组长期处于调功运行状态，剪断销产生金属疲劳，其中#6剪断销已经受损，在4月6日19:
21，#2机进行调功运行时#6导叶剪断销剪断，发兰色报警信号，其主要是由于监控系统改造后，在剪断销剪断后不能发出语音报警和红色报警条，使监控人员未能及时发现报警信息；在继续进行调功运行中，#6导叶剪断销首先剪断，并失控，#7导叶动作时与#6导叶碰撞，随后#8导叶在动作过程中又碰撞失控的#7导叶，并使#8导叶剪断销剪断，其中失控的#7导叶在水流的作用下被打翻，其导叶大头底部迎水边与机组转轮叶片进水边靠近底环处相撞受损、机组被迫停机的不安全事件发生。
2F经抢修于4月11日9：
46交系统运行
36
4.13
江口
3F漏油泵停泵接点坏
37
4.16-4.18
江口
41B、42B、43B、44B、45B、46B、47B、48B、49B绝缘检查
38
4.25-4.26
江口
提起了1号、4号中孔检修闸门
39
4.27
江口
江口电站全站接地网及接地引下线测试检查
40
5.6
江口
19：
4150B10.5KV侧电缆C相接地并燃烧
41
5.14
江口
2F调速器测频模块更换，2F压油装置补气阀组二次接线完善，2F压油装置组合阀漏油处理
42
5.16-5.19
江口
全站所有盘柜盘内接线检查
43
5.23
江口
1F各部轴承摆度明显增大，5月24日中电工程公司对1F进行了人工测量，并将结果上报；5月26日23：
531F脱离备用由中电工程公司进行小修消缺处理
工作正在进行中
44
1月16日
狮站
5DL保护年检，模拟实验正确
供电局停电配合工作
45
1月17日
狮站
122DL、122CT、32YH预试，测试合格。
狮新线保护年检，模拟试验动作正确。
狮新线122DL及电流互感器、电压互感器缺油，对其进行加油
46
1月18日
狮站
狮云线保护年检，模拟试验动作正确。
狮云线123DL及电流互感器、电压互感器缺油，对其进行加油
47
1月26日
狮站
3F运行中强励误动，引起机组无功升至14.5Mvar,监控人员在监控上减无功负荷不动作。
在去现地减无功负荷的途中出现3F失磁保护动作，引起主、副机DL和FMK跳闸。
过速保护动作启动事故油泵关蝴蝶阀。
后经自动化人员检查，除3F励磁Ⅰ套工控机死机外，未发现其它异常。
由于3F励磁系统运行已达十年，部分电子原件老化严重，设备经常发生误动和出现异常。
在运行中应加强监视，
48
2月27日
狮站
由于制动闸托盘松动，4F制动闸停机时发响，安检时检修公司紧固后正常。
49
3月18日
狮站
集控室用水水管在老电缆室靠崖壁处，由于年久，锈蚀严重，导致喷水，严重威胁出线及各电缆安全，检修公司维护班采取电焊、包扎等措施，现仍有少量漏水，不能彻底排除隐患，6月材料到后进行彻底改造。
50
4月27日
狮站
1022G与102DL间靠1022侧A相接头发热，利用2B停电，更换连接螺丝，打磨，多次测量正常。
51
4月27日
狮站
1F蝴蝶阀旁通阀阀块可能脱落，蝴蝶阀能正常操作和保护动作，但蝴蝶关闭后开启时，必须手动启动事故油泵开蝴蝶阀，同时派人监视蝴蝶阀锁锭全部落下时，断开事故油泵操作QK，避免操作回路过压。
大修时处理。
52
4月27日
狮站
2号主变保护年检，2号主变预试，110KV母差保护年检，42YH预试，122DLCT预试，110KVⅡ母避雷器预试，以上测试合格。
53
5月15日
狮站
4F起励接触器烧坏，厂家更换后正常
54
5月16日
狮站
下狮线保护年检，测试合格。
55
5月20日
狮站
狮坝南线保护年检，测试合格。
56
5月20日
狮站
12B保护年检，测试合格。
57
5月20日
狮站
5月20日11：
06检修二次队12B、上狮坝南线保护年检工作负责人李红梅与当值值班负责人杜小燕联系，12B、上狮坝南线保护校验已完，需做模拟试验。
杜小燕命令当值点检人员张杰为操作人，杜小燕本人作监护人，投入12B、上狮坝南线保护各出口压板，给上302DL、12DL的操作、合闸电源，合上了12DL，在合202ZKK时，将本该摇于“试验”位置的202ZKK，摇到了“合闸”位置，致使202ZKK误合于带有地线的12B回路上，造成11B过电流Ⅱ段动作，引起11B高压侧开关11DL、中压侧开关301DL、低压侧空开201ZKK跳闸，造成厂用电和监控电源消失。
经检查无问题断开203ZKK后，于11：
14合11DL成功，11：
15合上201ZKK向400Ⅰ母送电正常。
断开202ZKK，并将其摇至“退出”位置后，合上203ZKK向400Ⅱ母送电正常，11：
19开1F并入系统发电正常，11：
22开4F并入系统发电正常。
11：
21合11B中压侧开关301DL向狮坝北线送电正常。
对12B外观检查除发现油冷却器有一叶片有轻微损伤外（对运行无影响），对12B各侧摇测绝缘和对202ZKK触头检查均无问题后于17：
53将12B由检修转运行。
58
5月20日
狮站
11KVⅡ段YH,避雷器，南线线路避雷器预试
59
5月28日
狮站
11B及狮坝北线保护年检
60
5月28日
狮站
11KVⅠ段YH,避雷器，北线线路避雷器预试
61
3月1日-4月26日
大站
2F大修，定子线圈更换及导水机构改造
62
3月27日
大站
1F小修及年检预试
63
5月7日
大站
3F小修及年检预试
64
3月30日
大站
4F小修及年检预试
65
4月4日
大站
5F小修及年检预试
66
3月26日
大站
1B年检预试
67
4月2日
大站
2B年检预试
68
3月27日
大站
3B年检预试
69
3月24日
大站
4B年检预试
70
3月13日
大站
5B年检预试
71
3月16日
大站
11B年检预试
72
3月23日
大站
12B年检预试
73
3月11日
大站
大朱东线年检预试
74
3月19日
大站
大统线年检预试
75
3月15日
大站
大水线年检预试
76
3月12日
大站
大扬线年检预试
77
3月12日
大站
大坝线年检预试，622DL开关大修
78
4月7日
大站
大洪一线年检预试，624DL开关大修
79
4月11日
大站
大洪二线年检预试
80
3月26日
大站
551DL开关大修
81
1.11
下站
2号机蜗壳排水阀下断靠地面水管锈穿漏水，水务部加水泥墩子密封
82
1.27
下站
1号机1DL拒分，操作机构变位故障，检修人员调整机构
83
1.26
下站
行车电源故障，检修人员处理
84
2.17
下站
下站通讯电缆被盗，有线班组回装电缆、通讯改线
85
3.6
下站
五防模拟屏电脑钥匙不能使用，由厂家处理正常。
86
3.15、3.25
下站
2F运行中#10剪断销信号器折断，剪断销检查无异常，更换
87
3.4
下站
集水井无上下通道，工程公司安装爬梯
88
3.7
下站
尾水水位监控无显示，水务部安装水位仪编码器
89
3.13
下站
厂房后沟坑洞漏水，后沟深度不够，加装沟道高度，处理漏水
90
4.29—5.6
下站
进水口捞渣工程水工部分完工
91
4.30
下站
2F2#压油泵不上油,调整2#压油泵调节器弹簧位置，正常。
92
5.2
下站
2B由运行转检修,2B油枕气囊尺寸测量，2B加油，更换2B油标管下端垫子，2B高、中压交流采样装置效验，2B110KV中性点避雷器预试和2B一次设备除锈刷漆
2B106DL处电流互感器B相防雨罩破裂，目前用宽面胶包起，防止雨水进入LH内部
93
5.5
下站
110KV下新线由运行转检修，下新线耦合电容器、31YH的BL预试，下新线保护年检，下新线、1B中压侧交流采样装置校验以及一次设备除锈刷漆
下新线所有保护监控上都报“距离Ⅰ段保护动作”信号，保护装置正常。
94
5.10
下站
2F冷却水管201阀与202阀之间管路焊缝漏水,焊接处理
95
5.11
下站
焊接35KV与110KV升压站之间接地线
96
5.5-5.20
下站
1#高压气机压力表与缸体连接铜管连接螺纹处断裂,更换连接螺管后正常
97
5.16
下站
下狮线及110KVⅡ母由运行转检修，下狮线及110KVⅡ母保护年检，32YH的BL预试，下新线、1B中压侧交流采样装置校验以及一次设备除锈刷漆
98
5.20
下站
2F调速器显示与实际不一致，步进电机一直动作,调整引导阀行程后正常
100
5.20
下站
2F上下位机转子电流时有时无，多次处理无效。
101
5.25
下站
2F1#空冷器底部铜管连接处漏水
6.11安排处理
102
5.26-5.29
下站
110KV下狮线保护装置“报CPU2出口异常”信号不能复归,5.29日更换CPU2板，正常。
103
5.27
下站
水务部处理下游尾水位显示仪
104
6.3
下站
主变场接地网及厂房辅助接地网处理后地阻测量，正常。
105
6.3
下站
1B、35KVⅠ母及下四北线由运行转检修，1B、35KVⅠ母及下四北线保护年检，1B的BL、35KVⅠ母BL预试，下四北线、1B中压侧交流采样装置校验以及一次设备除锈刷漆
下四南线横差保护监控语音报“合流保护”；1B高压侧零序过流保护装置报“后背保护”，其他正常。
5318G处C相BL预试不合格。
6.27
下站
2B由运行转检修,2B油枕气囊更换及106DL处电流互感器盖子更换
106
1.6
回站
检修公司对回站三个同期装置进行了检查
107
1.15
回站
检修公司处理了2F水导水封漏水过大故障
108
1.16
回站
上新一线交流采样装置故障，已更换
109
1.16
回站
对厂用变11B、12B及备自投保护装置年检
110
1.17
回站
对522DL开关保护年检、常规大修、预试
111
1.23
回站
中试所更换了主变和13B关口电能表
112
1.26
回站
1F212-1阀漏水过大，已更换
113
1.26
回站
1F压力变送器坏，已更换
114
1.30
回站
检修公司来人对电能采集装置进行了测试
115
1.30
回站
1F压力变送器更换后参数不匹配，厂家来人已调整
116
1.30
回站
2F停机不自动投锁锭，检查为DKW导叶全关及以下接点断裂，已处理
117
2.14
回站
1F漏油泵空开跳闸，检查电机三相电流过大，测值在3.5A左右，已调整空开定值至4A
118
2.27
回站
1F漏油泵运行不停止，PLC死机，数据不变化，检修公司来人已出里
119
3.7
回站
安全用具外送校验，点检组对登高工具进行了检查
120
3.12
回站
进水口闸门控制系统设备及线路老化，已改造更换
121
3.20
回站
供电局来人安装了主变、13B下网电能表
122
3.26
回站
2F接力器端盖漏油，检修公司已处理
123
4.4
回站
4月4日，2F停机时，水机保护动作，快速门落下，检查发现#7、#8剪断销信号连线断了，处理正常。
124
4.8
回站
对12B、13B摇测绝缘清洁
125
4.9
回站
对上新一线设备及5233G清洁、除锈刷漆
126
4.16
回站
清理配置了防汛器材
127
4.17
回站
对尾水闸门启闭机维护
128
4.18
回站
对进水口闸门启闭机维护、进水口变压器绝缘摇测
129
4.18
回站
4月18日3：
451F运行中受冲击两次，并发出“发电机过流保护动作”信号，检查无异常复归信号后正常。
130
4.24
回站
1F补气阀组电源异常，进行了更换
131
4.24
回站
1F中性点LHB、C相接头温度偏高，已处理
132
4.24
回站
1F22DP处压力开关故障，已更换
133
4.24
回站
2F转子电压变送器故障，已处理
134
4.24
回站
对堵水门闸门、快速闸门启闭机维护
135
4.25
回站
进水口拦污栅堵塞严重，进行了捞渣
136
5.12
回站
1F运行中发“剪断销折断”信号，更换了12#剪断销信号器，正常
137
5.20
回站
2DL开关油质劣化，已更换
138
5.20
回站
监控上通信量图2F调速器参数经常显示“#COM”，已处理
139
5.25
回站
1F开机时，上位机与下位机通讯故障，已处理
140
5.27
回站
2F压油装置NOPC显示不能转换，已处理
141
5.27
回站
集水井1#排水泵66D发“缺水”故障信号，更换了盘根，清洗了集水井，正常。
142
5.27
回站
1F开机流程未正常退出故障，已处理
143
5.28
回站
5月27日21：
35。
上新一线横差保护动作，522DL、202ZKK跳闸，203ZKK自动重合，保护动作正常，系线路发生故障，28日18：
50上新一线恢复运行。
窗体顶端
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