机组故障录波装置检修作业指导书.docx

1、机组故障录波装置检修作业指导书印度古德洛尔2X600MW_机组厂用电快切装置检修作业指导书作业项目： 批 准： 审 核： 初 审： 编 制： 年 月 日一、修前设备状态检查与诊断设备状态： 检修建议： 二、检修程序1.概述本程序需经维修部、生产技术部审核，总工程师（或生产副总经理）批准后方可使用。检修工作应严格按照本程序执行，确保修后各项指标符合程序的检修质量标准要求和检修工作的保质、保量、按时完成工作。2.开工前的准备工作确认2.1安全预防措施 在进行检验之前，工作（试验）人员应认真学习GB 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程、DL/T 995-2006继电保护和电网安全自动

2、装置检验规程，理解和熟悉检验内容和要求。 办理工作许可单及继电保护安全措施票：所列安全、隔离措施应全面、准确、完善。 安措落实情况：工作负责人应核对对运行人员所做的安全措施是否符合要求，检查继电保护安全措施票“安全措施内容”“执行”栏部分已经全部实施到位后，方可开工。2.2作业区 工作现场照明充足、通风良好。 工作作业区区域围栏布置完备、标示牌悬挂规范。 了解工作地点一、二次设备运行情况，本工作与运行设备有无直接联系（如自投、联切等），与其他专业有无需要相互配合的工作,拟订工作重点项目及准备解决的缺陷和薄弱环节。2.3工器具 仪器、仪表配置及精度符合保护试验要求。2.4资料、材料和备品备件准备

3、 工作人员明确分工并熟悉图纸与检验规程等有关资料,应具备与实际状况一致的图纸、上次检验的记录、最新整定通知单、检验规程，继电保护首检必须提供竣工图、设计修改通知单、运行缺陷记录。 备品备件、工具和连接导线等满足现场使用。3.检修工序3.1 了解检修前主设备运行状态，检修过程中主设备的运行方式，以及从运行到检修的倒闸方式。3.2 了解要检修的设备状态，即本保护装置的健康状态。3.3 明确工作目的、内容、需要做的安全措施和现场其他工作面的安全措施，做好事故预想。并对工作班成员做安全交待。3.4 准备作业所需的记录表、质检单（设备试转单）等文件；调试好仪器设备；准备好定值清单、图纸、相关厂家技术资料

4、；向资料室借出前次调试的记录；检查备品配件数量和状态。3.5 办理工作许可和继保安全措施票。3.6 根据作业指导书进行工作。对工作中的疑点应及时向有关人员反馈。如实执行各质量见证点。3.7 履行品质再鉴定（整组传动）。3.8 打印整定值，检查定值、控制字与整定通知书一致，并将打印的整定值留底作为试验报告内容，检查校准装置内部时钟走时。3.9 现场安措恢复、按照继电保护安全措施票“恢复”栏内容。 现场工作结束前，工作负责人应会同工作人员检查试验记录有无漏试项目，整定值是否与定值通知单相符，试验结论、数据是否完整正确，经检查无误后，才能拆除试验接线。 工作负责人必须根据继电保护安全措施票、端子排再

5、进行一次全面核对，以确保接线的正确性。 查看装置开入量的显示状态与实际状态相符，复查在继电器内部临时所垫的纸片是否取出，临时接线是否全部拆除，拆下的线头是否全部接好，图纸是否与实际接线相符，标志是否正确完备等。 工作结束，全部设备及回路应恢复到工作开始前状态。清理完现场后，工作负责人应向运行人员详细进行现场交代，并将其记入继电保护工作记录簿，主要内容有整定值变更情况，二次接线更改情况，已经解决及未解决的问题及缺陷，运行注意事项和设备能否投入运行等。经运行人员检查无误后，双方应在继电保护工作记录簿上签字。 工作票结束后，不得再进行任何工作。3.10 恢复条件达到保护装置正常投入状态。3.11 工

6、作许可单办理“工作结束”。三、检修报告序号名 称具 体 内 容1检修情况说明及设备检修后健康状态分析2检修更换的主要备品备件（名称/规格型号/数量）3检修使用的消耗性材料4检修所用工时（人*小时）5设备检修异常以及消除的主要缺陷6尚未消除的缺陷及未消除的原因7设备变更和改进情况8技术监督情况（监督项目名称/监督结果/报告日期/监督人）信息反馈您发现本检修作业文件包存在那些问题您对本厂设备管理、检修管理、质量管理、工艺标准等方面建议程序执行情况检修程序已全部执行、无异常：是囗， 否囗四、检修情况说明序号工序名称检修基本情况遇到的问题解决的方法应吸取的教训结果1绝缘测试、回路检查2启动条件试验34

7、56789检修负责人签字： 日期： 班组（监理）负责人意见： 日期：维护部负责人意见： 日期：安全生产技术部意见： 日期：五、更换备品配件统计序号名 称规 格 型 号单位数量单价总价123456789六、检修记录1 检验时间： 年 月 日；天气： 2 检验单位： 3 检验种类： ；4 检验人员： 5 装置型号及参数序号项目主要技术参数1装置型号2屏内主要配置写明主要装置如打印机，辅助继电器（用途）等（新安装）3直流工作电源4交流额定电流5交流额定电压6额定频率7出厂序列号或出厂日期8生产厂家6 电流、电压互感器的检验6.1 互感器检查序号 项目项 目检查结果1发电机机端电压互感器号 变比 准确

8、级 使用容量 绕组组别 2发电机机端零序零序互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 3发电机纵向零序电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 4发电机中性点零序电压 5主变高压侧电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 6 A段母线电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 7 A段母线零序电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 8 B段母线电压 9 B段母线零序电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 10发电机机端电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 11发电机中性点电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 12主变高压侧电流互感器号 变比

9、 准确级 使用容量 绕组组别 13主变中性点零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 14高厂变高压侧电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 15高厂变低压A分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 16高厂变低压A分支零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 17高厂变低压B分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 18高厂变低压B分支零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 19启备变低压侧3A分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 20启备变低压侧3B分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 21启备变低压侧

10、4A分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 22启备变低压侧4B分支电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 23启备变低压侧A分支零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 24启备变低压侧B分支零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 25启备变高压侧电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 26启备变高压侧零序电流互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 27启备变高压侧电压互感器号 变比 准确级 使用容量 绕组组别 备注 以实际接入的互感器为准7 二次回路及外观检查序号项 目检查结果7.1交流电流、电压二次回路1检查二次电缆标识以及电缆芯的标

11、示正确性，并与设计图纸相符 2PT二次回路一点（N600）接地核查，一点接地点位置 3CT二次回路一点接地核查，一点接地点位置 4PT二次回路空开及其级配检查7.2其他二次回路1对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整。所述部件：与装置有关的操作把手、按钮、插头、 打印机及这些部件中端子排、电缆、熔断器等 2利用导通法依次经过所有中间接线端子（端子排），检查屏柜、操作屏、故障录波屏等相关各屏以及到断路器、隔离开关、CT、PT等户外端子箱的二次接线正确性，并检查电缆回路、电缆标牌及电缆芯的标示与设计图纸相符，其中端子排安装位置正确，质量良好，数量与图纸相符3检查屏柜中的设备及端子排上内部

12、、外部连线的接线应正确，接触应牢靠，标号应完整准确，并应与设计图纸、运行规程相符4所有二次电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，端子排引线螺钉压接可靠，导线绝缘无裸露现象；装置后板配线连接紧固良好，插件螺丝紧固良好5核对自动空气小开关（或熔断器）的额定电流与设计相符或与所接入的负荷相适应，并满足上下级之间级配要求6检查装置以及与其它直流电源回路的对应性以及独立性，检验直流回路确实没有寄生回路存在。检验时应根据回路设计的具体情况，用分别断开回路的一些可能在运行中断开的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验7核查装置接地线以及屏柜柜接地铜排，应接地网连接可靠正确7.3装置外部检查1屏柜固定良好，无明

13、显变形及损坏现象，各部件安装端正牢固 2切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好，装置液晶显示对比度合理。3所有单元、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明确的标示，标示的字迹清晰无误4屏柜上的连片（压板）应有双重标示应与设计图纸、运行规程相符，连片安装符合反措要求5各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适6各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确7插件印刷电路板是否有损伤或变形，连线是否良好8各插件上变换器、继电器应固定良好，没有松动9装置插件内的选择跳线和拨动开关位置正确10检查装置内、外部是否清洁无积尘，各部件应清

14、洁良好8 绝缘试验 8.1二次回路绝缘检查序号项目绝缘电阻（M）1交流电压回路对地2交流电流回路对地3直流保护回路对地4直流信号回路对地 5交流电压与交流电流回路之间6交流电压与直流各回路之间7交流电流回路与直流各回路之间8直流各回路之间9跳闸回路各接点之间10 结论要求各回路（除信号回路）对地绝缘电阻应大于10M；信号回路对地绝缘电阻应大于1M；所有回路对地绝缘电阻应大于1M；采用1000V兆欧表；对于弱电源的信号回路，宜用500V兆欧表；测试后应将各回路对地放电8.2装置二次回路绝缘检查序号项目绝缘电阻（M）1交流电压回路端子对地2交流电流回路端子对地3直流电源回路端子对地4跳闸回路端子对

15、地5开关量输入回路端子对地7信号回路端子对地8结论要求各回路对地绝缘电阻应大于20M；采用500V兆欧表；测试后应将各回路对地放电条件仅在新安装检验时进行装置绝缘试验；按照装置说明书的要求拔出相关插件；断开与其他保护的弱电联系回路；将打印机与装置连接断开；装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地质检点名称绝缘试验、回路检查质量标准各回路对地绝缘电阻应大于20M；采用500V兆欧表；回路核对信号正确检修描述修理 更换 调整 保持原状态验收结论检修负责人时间维护班组负责人时间ITPCL负责人时间9 装置上电检查9.1 装置通电自检序号项目检查结果1装置通电后，装置运行灯亮，液晶显示清晰正常、文字清楚2打

16、印机与装置的联机试验，能正常打印各类报告和定值9.2 软件版本和程序校验码核查序号项目版本号版本发布时间IP地址1RCU2MCU9.3 时钟整定及对时功能检查序号项目检查结果1时钟时间能进行正常修改和设定2时钟整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，走时仍准确3GPS对时功能检查，改变装置的秒时间，检查GPS对时功能备注断、合逆变电源至少有5min时间的间隔9.4 定值整定及其失电保护功能检查序号项目检查结果1定值能进行正常修改和整定2定值整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，整定值不发生变化备注断、合逆变电源至少有5min时间的间隔1

17、0 装置逆变电源检验10.1 逆变电源的自启动性能校验（负载状态下）序号项目检查结果1直流电源缓慢升至80%UN 装置自启动正常，保护无异常信号（ ）280%UN拉合直流电源 装置无异常信号（ ）结论10.2 在全检时逆变电源更换及检查序号项目检查结果1应检查逆变电源不应超过6年期限逆变电源的使用年限满足要求（ ）结论备注结合装置全检，更换逆变电源11 装置开入量检验11.1 保护压板开入序号开入量名称装置端子号绝缘电阻通道定义正确否0-1变位启动录波否1-0变位启动录波否12 装置开出量检验序号信号名称测试端子主控室核对结论13 交流通道检验13.1 交流回路采样检验序号通道名输入值（V）装

18、置显示值（V）过量/欠量启动故障录波值A相B相C相1发电机机端电压530602主变高压侧电压5306036KV A段母线电压5306046KV B段母线电压530605机端零序电压530606中性点零序电压530607纵向零序电压5306086KV A段母线零序电压5306096KV B段母线零序电压5306010启备变高压侧电压5306014装置显示值与外部表计值的误差应小于5%;启备变为#4发变组专有。13.2 电流回路采样试验序号通道名输入值（A）装置液晶显示值（A）过量/欠量启动录波值A相B相C相18结论19允许误差液晶显示值与外部表计值的误差应小于5%13.3 420毫安模拟量检验序

19、号通道名装置显示值过量/欠量启动录波值4毫安8毫安12毫安16毫安20毫安1主变油温2主变绕温3高厂变油温4高厂变绕温5启备变油温16启备变油温17启备变绕组温度8发电机励磁电流Ie9发电机励磁电压Ue14 定值检验 14.1 开关量启动及模拟通道过量/欠量定值见第13项表格。14.2 机组专项启动定值序号定值名称定值动作值备注1机端负序功率方向定值2机端定子接地3三次谐波比值4发电机高频5发电机转子过励磁U/F6发电机电流变差系数78 质检点名称定值检验质量标准开关量启动及模拟通道过量/欠量定值符合定值单检修描述修理 更换 调整 保持原状态验收结论检修负责人时间维护班组负责人时间ITPCL负责人时间14.3 打印定值单，与发布的定值单应相符。15 工控机检查15.1 内部卫生清扫 打开工控机机箱，用毛刷清除积累的灰尘，电路板上的积尘可用专用集成电路清洗剂清除灰尘。工作时要注意保证元件完好和插槽接触的可靠性。15.2 装置硬盘检查 检查硬盘运行无异音，有足够的硬盘空间，并做一次碎片整理。 软件系统备份完好。