2号发电机由备用转为检修状态综述

2号机大修总结

2号机大修总结第一篇：2号机大修总结2号机大修总结2号发电机组停机于2014年4月2日至6月6日，历时66天。

本次大修具有“时间紧，要求高，”几个特点，大修期间大修操作队严格按照两票管理制度进行，确保“两票三制”等各项规章制度落到实处。

认真做好检修安全措施，合理的按照进度安排工作，出色完成各项工作任务，并对检修项目实行全过程综合验收把关，对检修的进度、安全、文明生产及大修质量及时总结。

操作队组长、副组长每天都能及时掌握小修的详细情况和进度。

通过小修操作队全员的共同努力圆满的完成了这次停机小修任务，小修期间安全生产局面稳定，未发生不安全事项。

现针对这次小修进行一下几个方面的总结。

一、安全责任、措施落实到位为了保证1号机小修的施工安全，小修开始前组织操作队全员开会，按照操作队队长总负责，热机、电气由两个个副组长分责管理。

要求在小修中严格执行两票三制和运行部各项安全管理制度，人员着装必须规范，安全帽佩戴必修正确，工作人员精神状态良好，检修工作必须有工作票等；每天工作前都要交代就地操作时要多注意周围的安全环境，提高大家的安全意识，努力转变观念，从要我安全转变为我要安全，认真执行各项安全管理制度。

1、落实副队长是安全第一责任人的安全责任制，两个副队长严格对工作票、操作票进行把关，切实抓好各自的安全工作，队长及时对不安全因素提出纠正措施和处罚。

2、电气设备由副队长连传龙负责检查，对现场接地刀闸、接地线状态，6KV开关状态、现场标识牌是否完整，各个配电室运行状态是否正确，工作环境进行检查，时刻掌握现场情况，发现异常及时上报处理。

3、使用操作工具必须合格，操作前必须检查摇表、绝缘手套、绝缘靴、验电器等工具合格。

，发现有不合格的工具及时联系部门进行更换。

4、保证人员工作时间保持良好的精神面貌，有精神不好的，队长及时了解情况，并在安排中午回去休息一会，这样在工作中不仅保证了工作效率，还保证了人员因精神不好导致的安全问题。

2号机组检修总结

2号机组检修总结2号机组检修总结2号机组检修总结塔山电厂二号机组自20xx年9月26日05：10停机，到10月29日02：29分机组顺利并网，安全启动成功，标志着2号机组检修工作全面完工。

在为期33天的C级检修中，共完成标准项目518项，非标项目109项。

由于工期延长，又完成后增加的检修项目数十项。

面对检修前期计划工期紧张、后期传动缺陷较多的不利局面，运行协调小组在发电部的领导下，按照厂领导主持的检修会议安排，依据左二级减温器检修工期，合理安排各个检修项目工期，圆满完成任务。

此次检修中，运行协调小组的任务是：全面负责检修期间2号机组相关工作票的办理，依据检修主线重要节点控制好检修工期，为检修做好安全措施，确保检修人员的人身安全，确保设备安全；全面进行各系统及设备的各项传动、试验，及时发现隐患，保证各项连锁、保护、设备、系统准时正确地投入运行，确保实现机组修后一次启动成功和能够安全、稳定、长周期运行。

此次检修中，发现了若干重大缺陷：1、除尘变变压器检修及母线清扫倒段中发现除灰水冷空压机冷却水泵控制电源接线不合理；2、锅炉变压器检修及母线清扫切换事故保安段过程中，主辅UPS失电，事故保安段不自投造成DCS失电；3、除尘变联络开关故障，备用无法自投；4、空冷MCCIIA段1476开关控制回路接线错误；5、汽机传动过程中，氢密封备用泵出口管安全阀连接管断裂；6、空侧交流密封油泵停运后自启，马达控制器故障等。

此次检修中，停机的当天上午即开始锅炉水冲洗，至28日下午水冲洗结束。

期间，我小组克服了需参加集控上岗考试、小组人员不足的困难，借着手电微弱的光芒，踏着湿滑的地面，穿着被锅炉水冲洗流下的泥水浸透的衣衫，加班加点进行了锅炉放水、锅炉通风冷却、恢复锅炉房照明等工作。

锅炉房水冲洗的工作一结束，我小组成员不顾身体的疲惫和辘辘饥肠，又投入了发变组检修措施执行，炉水泵电机腔室放水，六大风机、空预器、密封风机、油站停运及停电等工作当中。

2007年2号发电机组小修电气技术总结

2007年度#2机组小修电气技术总结我厂＃2机组小修从2007年5月28日开始，至6月14日竣工，历时18天。

本次＃2机组小修是我厂落实降非停措施计划、春季安全大检查、安评整改项目、全面提高设备健康水平的一次检修，也是一次集中消除机组运行中无法消除缺陷的机会，围绕“＃2机组小修后180天无临修”这一总体目标，在厂部的正确领导、组织下，在“安全、质量、高效”的方针指导下，检修公司电气专业上下员工同心协力积极配合，有力地保证了三个一次成功的实现，现将本专业的小修情况总结如下：一、小修任务完成情况：在本次＃2机组小修电气检修任务中，均由自己完成，电气完成主要项目有：1、发电机预试配合，部分损坏测温元件更换；2、主励磁机碳刷检查更换，励磁系统清灰检修，；3、＃620、液压机构检修，＃6201、＃6202、＃6501、＃6502刀闸接触电阻测量；4、6kV开关柜清灰检修，开关“五防”功能完善，手车超、行程检查调整及同期性检查；5、#2机组B凝结水升压泵电机、B前置泵电机、A一次风机电机解体大修，更换轴承。

6、＃2炉电除尘系统电气部分清灰检修，一次连接部分检查，紧固；7、#2主变、高变检修、预试；8、380V配电装置清灰、检修，主要是各MCC的一二次触头检查；9、380V低压电机解体检修、轴承更换主要完成以下电机：#1空侧密封油泵电机，＃1氢侧密封油泵电机，A、B内冷水泵电机，A、B冷供泵电机，＃2卫生冲洗水泵电机，A、B火检探头冷却风机电机，A引风机A、B冷却风机电机，B引风机A、B冷却风机电机，A、B空予器上下轴承油泵电机（共4台），A、B捞渣机电机，A、B淬渣机电机等；二、小修中发现的缺陷及处理：1、6KV厂用Ⅲ、Ⅳ段开关检修，对真空断路器、F-C开关进行检查，机构松动螺栓进行紧固，发现ZN12型手车主要问题在于机构松动较多，机构磨损较严重，主要工作在于紧固松动部件，此外开关同期测量也经常不合格，调整工作困难，建议逐步更换。

发电机备用转检修(三讲一落实)

1、带好手电筒；
2、戴好安全帽；
3、防止高处跌落；
4、严格执行监护制度。
抓落实
就是要“到位，做实”
工作许可前，工作许可人和负责人要到现场检查确认作业的安全措施已正确落实，方能许可工作；工作负责人要实时对作业现场安全措施的落实情况进行监督检查，安全监督人员到到现场监督。
操作前确认1号机组蝶阀确已关闭。
由操作，监护
参加人员签名
作业人员声明：我已掌握上述安全措施。在作业过程中我将严格执行。
值长：
班组成员：
时间：年月日
1、工作人员思想状态良好，工作时思想稳定、精力集中；
2、工作人员精神良好，工作前没有饮酒、休息充足、状态良好；
3、工作地点严禁吸烟。
2、物的因素：（工具、设备：如电动工具、起重设备、安全工具等可能给工作人员带来的危险或设备的异常）
1、检查完毕后，关闭各盘柜门；
2、防止机械伤害；
3、设备状态不影响操作正常进行。
白水河公司一级电厂“三讲一落实”
生产任务
1.工作任务
2.操作任务
任务：（讲清楚任务名称、时间、地点、范围）
时间：年月日时分
地点：厂房及尾水渠
操作任务：1#发电机备ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ转检修
工作任务：1#发电机备用转检修
讲风险
重点防范：高处坠落、触电、物体打击、机械伤害、起重伤害等发生频率较高的人身伤害事故
1.人的因素：（身体状况、思想情绪波动，不安全行为，技术水平及能力不能满足作业要求等可能带来的危险因素）
3、环境因素：（高空、立体交叉作业、容器内、井下、邻近高压管道、邻近带电设备高温环境、大风、易燃、易爆、有毒、缺氧、邻近或相关班组作业、照明等可能给作业人员带来的危险因素）

简述电力系统二次设备状态检修

简述电力系统二次设备状态检修摘要：随着科学技术的飞速发展，电力行业在人们生产和生活中的影响越来越大，电力系统的质量问题成为人们关注的重点，而对电力系统进行二次设备状态检修更是显得尤为重要，故本文通过对电力系统二次设备状态检修的重要性、概念、优越性、检修方法及注意事项进行了详细的分析与介绍，以供参考。

关键词：电力系统；二次设备；状态检修一、电力系统二次设备状态检修的重要性设备检修的模式发展已从故障检修——顶防性检修——定期检修（计划性检修）——状态检修（预知性检修）的阶段。

电力系统二次设备运行状态检修模式的产生，正是基于上述模式的发展。

其技术同时随着现代电力工业电网控锅技术的进步而发展。

它的作用在于通过对电力系统二次设备的监测对象（交流测量系统、直流操作及信号系统、逻辑判断系统、通讯管理系统，控制系统、屏蔽接地系统等）在运行中的实时监测与诊断，及时发现问题，从而尽快确定电力系统最佳检修时机，以保证电力系统的优质运行、计算机技术的发展。

二次设备的自诊断功能日趋完善，使得状态检修成为可能。

因此，电力系统二次设备需要推广实行状态检修模式，以确保电网安全运行、提高供电可靠性。

以适应电力系统发展的需要。

二、电力系统二次设备状态检修的优越性电力系统二次设备状态检测相较于传统的电力系统检的优越性主要表现在以下两方面：首先是进行设备状态监测可以提高工作人员对系统的认知度，同时有效规避了由于传统检测在时间上的不连续性造成的不安全因素，提高系统的安全性能；其次相较于传统的定期检测与维修盲目性与准确性，状态检测针对性更强，对设备各方面的评估都有具体的标准与计算方式，能够比较准确的找到故障点，同时通过利用网络资料管理系统，减少了检测过程中的人力与财力的投入，降低了设备检修的成本。

三、电力系统二次设备状态检修3.1二次设备状态检修的含义二次设备状态检修是通过设备状态监测技术和设备自诊断技术，结合二次设备运行和检修历史资料，对二次设备做出正确评价，根据状态评价结果科学安排检修时间和检修项目。

浅谈变电站二次设备状态检修

浅谈变电站二次设备状态检修变电站是电力系统的关键部分，变电站二次设备的安全稳定运行对电力系统的运行可靠性发挥着重要的作用。

文章首先分析了检修模式的发展历程，然后介绍了二次设备状态检修的目的，最后针对变电站二次设备状态检修中存在的问题，分别从电磁干扰、安全管理中的评价系统管理与工作制度管理以及复合人才培养三大方面进行了分析。

文章对于变电站二次设备状态检修有一定的参考价值。

标签：变电站；二次设备；状态检修为确保电力系统变电站的安全与稳定，本文针对电力系统变电站的二次设备状态检修方面，将进行分析与研究，希望对有关人士提供参考，以达到提高二次设备状态检修效率，保障电力系统变电站安全稳定运行的目的。

1 二次设备状态检修概述随着信息与科技的不断发展，电力系统检修模式得到不断地发展与完善。

从其发展历程大致分为以下三个阶段：故障检修阶段、预防性检修阶段、状态检修阶段。

下面将分别介绍不同阶段的概念与特点。

1.1 故障检修阶段该阶段发展于第一次工业革命后，这种检修模式以电力设备出现故障作为依据，一旦发现电力设备出现故障，无法正常工作运行，立刻进行抢险维修。

该模式也称为事后维修，它严重损害了电力系统的安全稳定运行以及电力设备的使用寿命，甚至对工作人员的生命安全产生威胁。

这种方式显然是不经济的，造成了很大的维修费用，并且由于技术水平与工作人员的因素，也极易造成维修不足等问题。

1.2 预防性检修阶段该阶段大致历程为1950年到1970年，也称为预防维修，随着时间的发展，该检修模式根据技术水平的不同以及检修目标的不同，又出现了两种不同的检修模式：一种是以时间为依据，提前计划检修对象与检修内容的定期检修，也称为计划检修；另一种是以可靠性为依据，根据设备不同的运行状况进行检修。

很明显，比故障检修有了很大的改进，减少了非计划停机次数，提前排除了故障设备，对电力系统与电力设备起到了一定的保护作用。

但是，该检修模式，还是不够经济，对电力系统与电力设备考虑不够全面。

电力系统二次设备状态检修及重点解决策略

电力系统二次设备状态检修及重点解决策略摘要：电力作为国民经济、社会发展的源动力，与用户日常生产、生活密切关联。

二次设备则属于电力系统的组成核心，以保证系统稳定运行为目标。

电力系统二次设备的检修对于电力系统发展具有非常重要的作用。

但是随着电力系统的快速发展，传统的检修方式和制度不能够很好的满足当代电力系统发展的要求，对于设备的状态检修就显得非常的迫切，这不但关系着社会经济的发展，同时也代表着科学技术发展的先进程度。

本文主要介绍电力系统二次设备状态检修及重点解决策略方面的问题，希望能够对相关人士有所帮助。

关键词：电力系统；二次设备；状态检修；解决策略引言目前，电力是工业生产、日常生活的重要能源，不仅可保证国民经济持续提升，又可满足用户生活需求。

鉴于各类企业和电器的出现，电力需求量不断上涨，而系统容量和电网规模的扩增，极大程度上加大系统风险，引发电力故障。

而在此过程中，如何做好二次设备状态检修工作，是保证电力系统稳定运行的前提，应引起电力企业和技术人员的高度重视。

1、电力系统二次设备检修概述1.1二次设备状态检修电力系统二次设备如图1所示，针对电力系统二次设备运行状态的检修工作，主要是通过采用相应的设备状态监测技术、设备自诊断技术等，结合对于二次设备运行、维修的历史资料等，对其运行状况进行合理判断，得出最终的检查结果，对其进行相应的检修。

对于电力系统二次设备的状态检修具有的特性包括以下几点：①二次设备的状态检修通常是在设备运行过程中开展的，以在线监测成果作为最终参考，实施检修，从而科学合理地判断其中故障产生的原因与维持，以便及时采取相应措施，以防意外；②通信技术、计算机技术逐渐成熟起来，能够充分有效地应用于二次设备状态的监测与判断中；③通过对二次设备的状态检修，可减少因发生故障而导致的停电检修问题，同时还可以提高电力系统运行稳定性、安全性，确保其经济效益；④二次设备状态检修通常是有较强针对性的，诊断和分析技术也更加科学合理，具有一定的先进性。

2号发电机由热备用转检修

接调度员令，开始操作接运行值长，开始操作检查2号发电机在“停机”态检查2号机励系统灭励开关柜转子一点接地保护压板1LP名称正确退出2号机励系统灭励开关柜转子一点接地保护压板1LP检查2号机励系统灭励开关柜转子一点接地保护压板1LP已退出检查2号机励系统灭励开关柜转子过压保护压板2LP名称正确退出2号机励系统灭励开关柜转子过压保护压板2LP检查2号机励系统灭励开关柜转子过压保护压板2LP已退出检查直流Ⅰ段母线馈线柜上“2号机励磁电源”开关双重编号正确断开直流Ⅰ段母线馈线柜上“2号机励磁电源”开关检查直流Ⅰ段母线馈线柜上“2号机励磁电源”开关已断开检查10KV 2号发电机出口021断路器双重编号正确检查10KV 2号发电机出口021断路器手车机械位置指示在“Ｏ”位检查10KV 2号发电机出口021断路器柜“远方/就地”控制把手名称正确切10KV 2号发电机出口021断路器柜“远方/就地”控制把手至“就地”位检查10KV 2号发电机出口021断路器柜“远方/就地”控制把手在“就地”位摇出10KV 2号发电机出口021断路器手车至“试验”位检查10KV 2号发电机出口021断路器手车在“试验”位检查10KV 2号发电机出口021断路器控制电源开关MCB1双重编号正确断开10KV 2号发电机出口021断路器控制电源开关MCB1检查10KV 2号发电机出口021断路器控制电源开关MCB1已断开检查10KV 2号发电机出口021断路器储能电源开关MCB2双重编号正确断开10KV 2号发电机出口021断路器储能电源开关MCB2检查10KV 2号发电机出口021断路器储能电源开关MCB2已断开检查10KV 2号发电机出口021断路器柜智能操控装置电源开关1ZKK双重编号正确断开10KV 2号发电机出口021断路器柜智能操控装置电源开关1ZKK检查10KV 2号发电机出口021断路器柜智能操控装置电源开关1ZKK已断开拔下10KV 2号发电机出口021断路器二次插头检查10KV 2号发电机出口021断路器二次插头已拔下拉出10KV 2号发电机出口021断路器手车至“检修”位检查10KV 2号发电机出口021断路器手车在“检修”位检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关5/2QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关5/2QF检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关5/2QF已断开检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关4/1QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关4/1QF检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次空气开关4/1QF已断开检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器双重编号正确摇出10KV 2号发电机出口0921电压互感器手车至“试验”位检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器手车在“试验”位检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0921电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK已断开拔下10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次插头检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器二次插头已拔下拉出10KV 2号发电机出口0921电压互感器手车至“检修”位检查10KV 2号发电机出口0921电压互感器手车在“检修”位检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车双重编号正确摇出10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车至“试验”位检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车在“试验”位检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车柜智能操控装置电源开关1ZKK双重编号正确断开10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车柜智能操控装置电源开关1ZKK检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车柜智能操控装置电源开关1ZKK已断开拔下10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车二次插头检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车二次插头已拔下拉出10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车至“检修”位检查10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车在“检修”位检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关5/2QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关5/2QF检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关5/2QF已断开检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关4/1QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关4/1QF检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次空气开关4/1QF已断开检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器双重编号正确摇出10KV 2号发电机出口0922电压互感器手车至“试验”位检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器手车在“试验”位检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0922电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK已断开拔下10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次插头检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器二次插头已拔下拉出10KV 2号发电机出口0922电压互感器手车至“检修”位检查10KV 2号发电机出口0922电压互感器手车在“检修”位检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关6/2QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关6/2QF 检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关6/2QF已断开检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关5/1QF双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关5/1QF检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次空气开关5/1QF已断开检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器双重编号正确摇出10KV 2号发电机出口0923电压互感器手车至“试验”位检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器手车在“试验”位检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK双重编号正确断开10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜智能操控装置电源开关1ZKK已断开拔下10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次插头检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器二次插头已拔下拉出10KV 2号发电机出口0923电压互感器手车至“检修”位检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器手车在“检修”位检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜09137接地刀闸双重编号正确合上10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜09137接地刀闸检查10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜09137接地刀闸合闸到位检查2号发电机中性点0210接地刀闸双重编号正确断开2号发电机中性点0210接地刀闸检查2号发电机中性点0210接地刀闸分闸到位检查2号发电机励磁系统灭磁开关FMK双重编号正确检查2号发电机励磁系统灭磁开关FMK储能正常断开2号发电机励磁系统灭磁开关FMK检查2号发电机励磁系统灭磁开关FMK在“分闸”位查2号发电机1号励磁功率柜阳极刀闸YK1双重编号正确检查2号发电机1号励磁功率柜阳极刀闸YK1在“合闸”位断开2号发电机1号励磁功率柜阳极刀闸YK1检查2号发电机1号励磁功率柜阳极刀闸YK1分闸到位检查2号发电机2号励磁功率柜阳极刀闸YK2双重编号正确检查2号发电机2号励磁功率柜阳极刀闸YK2在“合闸”位断开2号发电机2号励磁功率柜阳极刀闸YK2检查2号发电机2号励磁功率柜阳极刀闸YK2分闸到位在2号励磁变柜本体挂上“在此工作”标示牌在2号发电机励磁系统灭磁开关FMK柜上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌在2号发电机1号励磁功率柜阳极刀闸YK1操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌在2号发电机2号励磁功率柜阳极刀闸YK2操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机励磁变0101隔离手车柜上挂“禁止操作，有人工作”标示牌在2号发电机中性点0210接地刀闸处挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机出口021断路器柜门挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机出口0921电压互感器柜门挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机励磁变0201隔离手车柜门挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机出口0922电压互感器柜门挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在10KV 2号发电机出口0923电压互感器柜门挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在2号机调速器系统机械柜上挂上“禁止操作，有人工作”标示牌在直流Ⅰ段母线馈线柜“2号机励磁电源”开关挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌在2号发电机发电机层装设遮拦在2号发电机母线层装设遮拦在2号发电机水轮机层装设遮拦汇报运行值长，操作完毕汇报调度员，操作完毕。

2号主变由运行状态转检修状态_1

电气倒闸操作前标准检查项目表
单位：运维二组操作票编号：
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 1 页共 6 页
单位：运维二组操作票编号：
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 2 页共 6 页
单位：运维二组操作票编号： DZ-2-11-004
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 3 页共 6 页
单位：运维二组操作票编号：
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 4 页共 6 页
单位：运维二组操作票编号：
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 5 页共 6 页
单位：运维二组操作票编号：
操作人_______ 监护人________ 值班负责人________ 值长：_______
第 6 页共 6 页
电气倒闸操作后应完成的工作表
操作票编号： DZ-2-11-004
操作人：监护人：时间：年月日时分。

将2号机组由冷备用状态转为检修状态

以下空白
备注
操作人
XXX
监护人
XXX
值班负责人
XXX
mm发电分公司
盖章处
枫木坳水电站电气操作票
№000423编号：2014--00014
发令单位
枫木坳水电站
发令人
受令人
受令时间
年月日时分
操作开始时间
年月日时分
操作结束时间
年月日时分
操作任务：
将2号机组由冷备用状态转为检修状态
预演√
顺序
操作项目
操作√
1
检查2号机出口断路器602在分闸位置。
2
检查2号机出口隔离开关6021在断开位置。
10
在2号发电机出线与2号机出口断路器602之间装设3号10KV接地线。
11
在2号机出口隔离开关6021操作手柄上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
12
在2号机组主闸阀控制柜处悬挂“禁止操作，有人工作”标示牌。
13
在2号发电机周围装设临时遮拦。
14
在临时遮栏上装设“在此工作”标示牌。
隔离开关0621。
4
检查2号机励磁及PT隔离开关0621在断开位置。
5
合上2号机励磁及PT接地刀闸06217
6
检查2号机励磁及PT接地刀闸06217在合闸位置。
7
合上2号机出口接地刀闸60217。
8
检查2号机出口接地刀闸60217在合闸位置。
9
用10KV验电器在2号发电机出线与2号机出口断路器602之间进行逐相验电，验明确无电压

试析电力系统二次设备状态检修

试析电力系统二次设备状态检修摘要：电力系统的状态检修是一项系统而又复杂的工程，既需要依靠科技的发展与进步，又需要从工作人员的素质的提升上下功夫。

只有从技术和人员上都符合相关的要求才能满足对电力系统的二次设备状态检修工作。

与此同时，状态检修工作是电网健康运行的关键和电力企业管理的主要内容，而对电力系统的检修决定着电力运行是否处于安全的状态，以及是否符合经济性和电力企业未来发展的需要。

鉴于此，文章将主要从进行电力系统二次设备状态检修的内涵以及状态监测的内容、方法以及主要的措施进行详细的探讨与分析。

关键词：电力系统；状态检修；二次设备；措施一、引言现阶段，随着我国人民用电需求的日益增长，从某种程度上来讲，电力设备的运行状态直接影响着人们的生活。

与此同时，传统的电力系统的检修计划已经不能满足当前电力系统的发展需要，开展二次设备状态检修是满足当前我国市场用电需求最为基础的要求。

鉴于此，需要对二次设备进行状态检修，保障人们的用电需求，减少因为电力系统的不稳定性而给经济社会生活带来的系列影响，促进我国电力设备的安全性与可靠性，为变电自动化发展提供一定的基础。

二、电力系统二次设备状态检修的基本内涵分析电力系统二次设备状态检修主要指的就是经由相关的设备采用的自诊断技术与状态检测技术对电力系统二次设备状态进行系统的综合性测评。

从而通过对电力系统二次设备状态检修结果对相关的设备进行检修与排异处理。

在日常的生活之中，因为电力系统二次设备出现故障，无法正确进行保护动作，从而导致扩大停电范围的现象时有发生。

为此，需要加强对电力系统二次设备的状态检修，确保二次设备处于正常状态，电力系统能够安全稳定运行。

而对电力系统二次设备状态检修主要集中在以下几点：首先，电力系统二次设备状态检修要具有科学合理性。

不同于一次设备的状态检修，二次设备的状态检修要具有一定的针对性。

其次，电力系统二次设备状态检修要确保电力系统的稳定运行，由于电力运行的不稳定从而给经济社会带来的问题屡见不鲜，鉴于此，对于电力系统二次设备状态检修要最大程度的减少故障的发生概率，进而确保电力的稳定输出与供应。

2号主变由运行转检修

30 验明2号主变与10KVⅡ段之间确无电压
31 在2号主变与2号主变低压侧0121G之间装设一组三相临时短路接地线 32 断开2号主变风扇电源 33 拉开2号主变保护盘交、直流电源
分别在2号机出口022断路器、2号主变高压侧1121G、10KVⅡ段002DL、
34 10KVⅡ段004DL、10KVⅡ段0524G、2号主变保护盘、2号主变风扇控制
黔源电力
操作时间开始终了年年
电站刀闸操作票
月月日日 No: 时时分分
操作任务 √
2号发变组由运行状态转检修状态时间
顺序 1 接调度命令后执行 2 检查厂用电由Ⅰ段联络Ⅱ运行 3 检查2号机出口022断路器在“分闸”位置
将2号机出口022断路器手车摇出至“试验”位置
4 5 6 7
将110kVⅡ段母线0224小车开关摇至试验位置检查确认10KVII段母线0224小车开关已摇至试验位置将2号励磁变高压侧0225小车开关摇至试验位置检查确认2号励磁变高压侧0225小车开关已摇至试验位置合上2号主变中性点1120G接地刀闸检查2号主变中性点1120G接地刀闸确已合上断开110KV鱼道线110DL断路器检查110KV鱼道线110DL断路器确已断开拉开2号主变高压侧1121隔离开关检查2号主变高压侧1121隔离开关确已拉开断开10KVⅡ段002DL断路器检查10KVⅡ段002DL断路器确已断开检查10KVⅡ段004DL断路器确已断开拉开10KVⅡ段0524G隔离刀闸检查10KVⅡ段0524G隔离刀闸确已拉开拉开2号主变低压侧0121隔离开关检查2号主变低压侧0121隔离开关确已拉开验明2号主变与110KVⅡ段之间确无电压合上2号主变高压侧1129G接地刀闸检查2号主变高压侧1129G接地刀闸

2014年2号发电机B级(电气)检修总结

2014年2号发电机B级(电气)检修总结2014年2号发电机B级(电气)检修共完成29项，其中B级检修标准项目19项，消除缺陷共10个大项；一、10kV配电室2号发电机设备检修1、2号发电机出口开关112开关清扫检查，112开关柜内二次设备清扫检查，112开关预防性试验（包括开关特性试验、开关控制分合闸线圈电阻测量、开关直阻测量、绝缘电阻测量，开关下侧CT 特性试验（包括绝缘电阻测量、直阻测量、极性测试、变比测试;2、2号发电机出口PT柜1SYH清扫检查，出口PT的预防性试验（包括绝缘电阻测量、直阻测量、极性测试、变比测试、吸收比测量），一次保险检查；3、2号发电机励磁用PT柜2SYH、3SYH清扫检查，励磁用PT 的预防性试验（包括绝缘电阻测量、直阻测量、极性测试、变比测试、吸收比测量），一次保险检查；4、2号发电机PT母线裸漏接头用绝缘套件检修包扎处理(长期裸露再加电站所在地区有较大风沙，可能导致灰尘积累破坏母线绝缘，对邻近部位放电)；二、发电机层2号发电机励磁系统检修1、2号发电机励磁调节柜的清扫检查，对接线端子进行紧固；2、2号发电机励磁1号功率柜的清扫检查，对接线端子进行紧固，对冷却风机进行重点清扫检查、电机回路电阻测量，继电器、熔断器等柜内设备进行检查；3、2号发电机励磁2号功率柜的清扫检查，对接线端子进行紧固，对冷却风机进行重点清扫检查、电机回路电阻测量，对继电器、熔断器等柜内设备进行检查；4、2号发电机灭磁柜的清扫检查，对接线端子进行紧固，对灭磁电阻、继电器、熔断器等柜内设备进行检查；5、2号发电机励磁变的清扫检查，励磁变预防性试验（包括：各分接开关下的绕组直阻测量、绝缘电阻测量、工频耐压试验、变比试验，吸收比测量）6、2号发电机励磁变高压侧CT清扫检查、CT预防性试验（包括：绝缘电阻测量、直阻测量、极性测量、变比测量，）三、发动机层2号发电机测温测速制动柜、LCU A柜、LCU B柜检修1、对测温测速制动柜进行清扫、柜内二次接线端子进行紧固，对部分二次线进行包扎整理，对事故停机用轴瓦测温装置与测温传感器进行校核，对剪断销信号装置进行更换；2、对LCU A柜进行清扫、柜内二次接线端子进行紧固，对部分二次线进行包扎整理；3、对LCU B柜进行清扫、柜内二次接线端子进行紧固，对部分二次线进行包扎整理，对轴瓦测温温度巡检仪装置与测温传感器进行校核；四、发动机层2号发电机调速器柜检修1、对2号发电机调速器柜内设备进行清扫，对柜内二次接线端子进行紧固，对泵控箱内接线端子进行紧固；2、对调速器装置各阀门进行检查，对漏油部位紧固；3、对调速器接力器锁定装置锁定投入/退出信号无法上传缺陷处理；五、水轮机层2号发电机端子箱、水轮机端子箱、冷却水四通阀控制箱、蝶阀控制箱检修1、对2号发电机端子箱进行清扫检查，对二次接线端子紧固；2、对2号发电机端子箱进行清扫检查，对二次接线端子紧固，对空气围带退出信号无法上传（导致自动开机流程无法下行）故障进行消除、更换空气围带用电压力开关。

500kV#2主变5011开关由热备用状态转为检修状态1

华润电力（六枝）公司电气专业操作票置12 检查500kV#2主变50112刀闸B相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置13 检查500kV#2主变50112刀闸B相机构箱内操作相别选择开关在“0”位置14 合上500kV#2主变50112刀闸B相机构箱主电源开关15 检查500kV#2主变50112刀闸B相机构箱控制电源开关已合上16 检查500kV#2主变50112刀闸B相机构箱加热辅电源开关已合上17 将500kV#2主变50112刀闸B相机构箱内“远控/近控”切换开关切至“远控”位置18 （）时（）分汇报值长，准备拉开500kV#2主变50112刀闸。

19 检查500kV NCS画面上500kV#2主变5011开关间隔无异常报警20 在500kV NCS画面上拉开500kV#2主变50112刀闸21 检查500kV NCS画面上500kV#2主变50112刀闸确已分闸22 就地确认500kV#2主变50112刀闸三相确已分闸到位23 断开500kV#2主变50112刀闸B相机构箱主电源开关24 断开500kV#2主变50112刀闸B相机构箱控制电源开关25 检查500kV#2主变50111刀闸A相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置检查500kV#2主变50111刀闸C相机构置27 检查500kV#2主变50111刀闸B相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置28 检查500kV#2主变50111刀闸B相机构箱控制电源开关已合上29 检查500kV#2主变50111刀闸B相机构箱内操作相别选择开关在“0”位置30 合上500kV#2主变50111刀闸B相机构箱主电源开关31 合上500kV#2主变50111刀闸B相机构箱加热辅电源开关32 将500kV#2主变50111刀闸B相机构箱内“远控/近控”切换开关切至“远控”位置33 （）时（）分汇报值长，准备拉开500kV#2主变50111刀闸34 检查500kV NCS画面上500kV#2主变5011开关间隔无异常报警35 在500kV NCS画面上拉开500kV#2主变50111刀闸36 检查500kV NCS画面上500kV#2主变50111刀闸确已分闸37 就地确认500kV#2主变50111刀闸三相确已分闸到位38 断开500kV#2主变50111刀闸B相机构箱主电源开关39 断开500kV#2主变50111刀闸B相机构箱控制电源开关40 检查500kV#2主变5011开关端子箱内500kV#2主变501117地刀电源空开MCB13已合上检查500kV#2主变5011开关汇控箱内41 500kV#2主变501127地刀电源空开MCB14已合上42 检查500kV#2主变501117地刀A相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置43 检查500kV#2主变501117地刀C相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置44 检查500kV#2主变501117地刀B相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置45 检查500kV#2主变501117地刀B相机构箱内操作相别选择开关在“0”位置46 合上500kV#2主变501117地刀B相机构箱主电源开关47 检查500kV#2主变501117地刀B相机构箱控制电源开关已合上48 （）时（）分汇报值长，准备合上500kV#2主变501117地刀49 检查500kV NCS画面上500kV#2主变5011开关间隔无异常报警50 在500kV NCS画面上“合上”500kV#2主变501117地刀51 检查500kV NCS画面上500kV#2主变501117地刀已合闸52 就地确认500kV#2主变501117地刀三相确已合闸到位53 断开500kV#2主变501117地刀B相机构箱主电源开关54 断开500kV#2主变501117地刀B相机构箱控制电源开关55 检查500kV#2主变501127地刀A相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置56 检查500kV#2主变501127地刀C相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置57 检查500kV#2主变501127地刀B相机构箱“电动/手动”切换开关在“电动”位置58 检查500kV#2主变501127地刀B相机构箱内操作相别选择开关在“0”位置59 合上500kV#2主变501127地刀B相机构箱主电源开关60 检查500kV#2主变501127地刀B相机构箱控制电源开关已合上61 （）时（）分汇报值长，准备合上500kV#2主变501127地刀62 检查500kV NCS画面上500kV#2主变5011开关间隔无异常报警63 在500kV NCS画面上“合上”500kV#2主变501127地刀64 检查500kV NCS画面上500kV#2主变501127地刀已合闸65 就地确认500kV#2主变501127地刀三相确已合闸到位66 断开500kV#2主变501127地刀B相机构箱主电源开关67 断开500kV#2主变501127地刀B相机构箱控制电源开关68 在500kV第一串测控屏上退出遥控5011开关压板1-21CLP1。

2#主变由运行转检修

16 检查 2#主变 220kV 侧 2021 隔离刀闸 A、B、C 三相确在断开位置 17 断开 2#主变 220kV 母线侧 2021 刀闸操作电源开关 18 断开 2#主变 220kV 母线侧 2021 刀闸动力电源开关 19 操作结束，汇报值长
备注：
操作人：
监护人：
值班负责人：
华电辉腾锡勒 2#（库伦）风电场电气倒闸操作票
发令人
受令人
发令时间
编号：
年月日时分
操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分
操作任务：
2#主变由运行转检修
模顺
执
拟序
操作项目
行√√Fra bibliotek1 得值长令，2#主变由运行转检修
2 检查微机五防装置工作正常
3 拉开 2#主变 35kV 侧 302 手车开关
4 检查 2#主变 35kV 侧 302 手车开关确在断开位置
5 断开 2#主变 35kV 侧 302 手车开关控制电源开关 6 断开 2#主变 35kV 侧 302 手车开关保护装置电源开关
7 拔下 2#主变 35kV 侧 302 手车开关二次航空插头
8 退出 2#主变 35kV 侧 302 手车开关保护压板
9 将 2#主变 35kV 侧 302 手车开关摇至检修位置
10 拉开 2#主变 220kV 侧 202 开关 11 检查 2#主变 220kV 侧 202 开关 A、B、C 三相确在断开位置
12 断开 2#主变 220kV 侧 202 开关储能电源开关 13 断开 2#主变 220kV 侧 202 开关机构电源开关 14 拉开 2#主变 220kV 侧 2021 隔离刀闸

电力系统二次设备状态检修的探讨

电力系统二次设备状态检修的探讨摘要：随着各项电力系统自动装置的诊断技术以及微机保护技术的快速发展，电力系统的二次设备检修工作在技术上得到了有效的支持。

本文从二次设备状态检修的重要性出发，重点阐述了电力系统二次设备状态检修存在的问题及其措施，以期为电力系统的发展提供有价值的参考。

关键词：电力系统；二次设备；状态检修1电力系统二次设备状态检修的重要性在电力系统的设备检修中开展状态检修是经济发展的一个必然的趋势。

设备的安全运行是检修中最重要的一个项目，而根据设备的转态来进行的检修，其目的是为了检修设备在检修的过程中突然停电，为的是提高供电的可能性。

开展设备的状态的检测和分析，主要就是可以对设备进行有目的的检修，使其能充分的发挥出其应有的作用，也就是做到设备的安全经济的运行。

电力行业由于其具有特殊性，因此该行业中最重要的就是其完全性，这不单单是体现在施工的安全方面，还体现在设备的安全方面，为了保证设备正常安全可靠的运行，提高供电的可靠性，那么在电力系统设备的检修中实行状态检修就显得很重要。

因为，开展电力设备的状态检修可以对设备进行有针对性的检修，使得设备能够安全经济地运行。

2电力系统二次设备状态检修概述2.1检修内容在电力系统中，二次设备主要包括了交流测量系统、直流控制系统、接地系统、通信管理系统、逻辑判断系统等。

其中，交流测量系统的检修内容，主要是回路是否通畅、元件的性能好坏、二次回路的绝缘性等；直流控制系统的检修内容，主要是直流动力情况、回路通畅情况、信号回路的绝缘性等；逻辑判断系统的检修内容，主要是判断回路是否正常、软件功能好坏等。

从这个角度来看，二次设备的检修工作，检修对象是整个单元或整个系统。

2.2检修特点第一，检修工作一般在设备的正常运行期间开展，在线监测结果成为重要的参考依据，能够准确判断出故障或隐患的原因，从而制定有效的改进措施，防止重大意外事件发生。

第二，在检修期间，计算机技术、通信技术越来越多的应用在监测工作中。

2号机由“检修”转为“备用” (2)汇总

水力机械操作票
编号：
（注：√表示已执行。

若有未执行项，在备注栏说明原因）
操作人监护人值长：
水力机械操作票
编号：
（注：√表示已执行。

若有未执行项，在备注栏说明原因）
操作人监护人值长：
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若有未执行项，在备注栏说明原因）
操作人监护人值长：
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若有未执行项，在备注栏说明原因）
操作人监护人值长：
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XX电厂2号发电机故障分析报告(发电机失步保护跳闸出口继电器接点异常导通)方案

XX电厂2号发电机故障分析报告一、事件简述XX年7月8日晚17时51分12秒XX电厂2号发电机第一套发电机保护逻辑出口箱“发电机失步(发变组区内)”动作跳开出口开关802。

2号机组发电机第一套发电机保护频率异常报警动作、第二套发电机保护频率异常报警动作。

本次事件导致XX电厂2号发电机跳闸。

二、事故前运行方式500kV XX甲线、XX乙线、#1主变、#2发电机、#2主变、#3发电机、#3主变、#4 发电机、#4主变挂网运行，#1发电机调停；XX 甲线负荷290MW,XX乙线负荷448MW，#2发电机负荷310MW，#3发电机负荷333MW，#4发电机负荷335MW。

根据调继[****]6号文、广电调继[****]13号文，XX电厂需在6月30日之前完成1、2号机组发变组保护GE装置升级改造工作，XX 电厂2号机组发变组保护装置于6月21日完成保护升级改造、传动并完成防拒动试验，更换装置共10套，包含发电机保护G60装置2套、主变保护T60装置2套、A厂变保护T35 装置2套、B厂变保护T35装置2套、非电量保护C30装置1套、励磁变保护T35装置1套。

XX甲线 XX乙线三、保护动作过程7月8日17时51分12秒，XX电厂2号发电机第一套保护逻辑出口箱“发电机失步(发变组区内)”动作，314mS后2号发电机出口开关802分闸，17时51分41秒2号机组第一、二套发电机保护频率异常报警。

保护动作时序图如下：500kV XX电厂2号发电机保护动作时序图四、保护动作行为分析（一）2号机组发变组保护动作行为情况2号机组第一套发电机保护动作信号为“频率异常(报警)”，该报警原因为在发电机出口开关跳闸后保护装置检测到频率异常并发出频率异常报警，如下图：2号机组第一套发电机保护屏逻辑出口箱为“发电机失步(发变组区内)”动作，“发电机频率异常(报警)”动作，如下图：2号机组第二套发电机保护动作信号为“频率异常(报警)”，该报警原因为在发电机出口开关跳闸后保护装置检测到频率异常并发出频率异常报警，如下图：(报警)”动作，如下图：由故障录波可见失步继电器出口后314mS出口断路器分位反馈出现，失步继电器出口1.5S后，频率异常报警动作，具体情况见下图：2号发电机第一套保护装置内记录检查未见保护动作记录，见下图：2号发电机第二套保护装置内记录检查未见保护动作记录，见下图：保护装置与逻辑箱接线图如下(红线部分为异常节点回路)：（二）2号机组保护动作行为分析根据以上情况分析，2号发电机出口开关802跳闸原因为第一套发电机保护逻辑箱“发电机失步(发变组区内)”出口动作，但从保护装置内部动作记录以及现场装置动作灯点亮情况可见现场两套G60发电机保护装置本身失步保护均未动作，现场检查时2号机组第一套发电机保护装置失步保护出口继电器仍保持动作状态，判断应为2号机组第一套发电机保护装置失步保护出口继电器误导通。

2号发电机由热备用转运行

19 通过增减磁按钮调整2号发电机电压至额定值。 20 检查2号发电机定子电流三相指示均为0。
接下页NO：
值长
监护人
操作人
承上页NO： 21 检查2号发电机负序电流指示为0。 22 检查2号发电机出口零序电压指示为0。 23 检查2号发电机定子电压已达到额定值，三相定子电压平衡。 24 合上同期装置电源。 25 投入1LP，2LP压板。 26 将同期装置“远方/就地”切换开关切至“远方”位置。 27 将同期装置“软控/硬控”切换开关切至“硬控”位置。 28 将同期装置“无压方式开关”切至“退出”位置。 29 在DCS上点击“同期投电”。 30 检查同期装置已投电。 31 在DCS上选中“2号发电机出口开关”。 32 检查已选中2号发电机出口开关。 33 在DCS上点击“2号发电机请求同期信号”。 34 检查收到允许2号发电机同期信号。 35 在DCS上点击“同期合闸出口”。 36 在DCS上点击“同期启动”。 37 就地检查2号发电机出口02B开关确已合上，合闸指示灯亮。 38 断开同期装置电源。 39 退出2号励磁调节柜“起励”压板。 40 根据2号机有功负荷情况适当增加无功负荷，保证功率因数正常。 41 检查2号机三相定子电流平衡。 42 退出2号发电机加热器。 43 操作完毕，汇报记录。
8 检查2号机励磁调节柜内“AVR跳MK”压板在投入位置。
9 检查2号机励磁调节柜内“起励”压板在投入位置。
10 将2号机励磁调节柜内通道选择转换开关切至CHA位置。
11 将2号机励磁调节柜内“手动/自动”转换开关切至“自动”位置。 12 检查2号机励磁调节柜内“PSS压板”未投。
13 将2号机励磁调节柜内方式选择转换开关切至OFF位置。
备注：操作项已执行打“√”，未执行打“○”。