发电厂调速器运行规程

发电厂调速器运行规程（精选7篇）

发电厂调速器运行规程 篇1

１ 主题内容与适用范围

本规程规定了白溪水库电站水轮机调速器及油压装置的运行规范、运行方式、运行操作、设备检查、事故处理及相关试验等方面的内容。

本规程适用于宁波市白溪水库水力发电厂。２ 引用标准

DL/T792—2001 水轮机调速器及油压装置运行规程 GB/T9652.1—1997 水轮机调速器与油压装置技术条件 数字调速器原理说明书、触摸屏操作说明书

SLT-16Mpa系列全数字高油压组合式调速器机械液压系统说明书 3 概述

水轮机调速器是用以调节控制机组转速和负荷的自动调节装置，当机组事故或电力系统甩负荷时，起紧急事故停机和快速关闭导叶、以抑制机组过速和稳定转速。水轮机调速器是由实现水轮机调节及相应控制的电气控制装置和机械执行机构组成的。3.1各项技术参数

白溪水库水力发电厂采用武汉三联水电控制设备有限公司生产的GSLT-5000-16MPa型全数字高油压组合式调速器。其各项性能指标参数如下： 3.1.1主要技术指标

★ 额定输入电压：AC220V±10％，DC110V±10％； ★ 调节规律：补偿PID；

★ 整机平均无故障时间：≥25000小时； ★ 测频方式：残压测频；

★ 暂态转差系数：bt＝0－200％（调整分辨率1％）； ★ 永态转差系数：bp＝0－10％（调整分辨率1％）； ★ 积分时间常数：Td＝0－20S（调整分辨率1S）； ★ 加速度时间常数：Tn＝0－5S（调整分辨率0.1S）； ★ 频率给定范围：FG＝45.0－55.0HZ（调整分辨率0.01HZ）； ★ 频率人工范围：E＝0－0.5HZ（调整分辨率0.01HZ）； ★ 功率死区范围：i＝0－5％；

★ 功率给定范围：P＝0－100％（以机组最大能发有功为额定值）3.1.2调节性能指标

◆ 测频误差：≤0.00034％；

◆ 静特性转速死区：ix＜0.04%最大非线性度ε＜5%； ◆ 空载频率摆动值：≤ ±0.15％（即≤ ±0.075HZ）； ◆ 甩25％负荷接力器不动时间：≤0.2S；

◆ 甩100％负荷，过渡过程超过3％额定转速的波峰数N＜2，调节时间T＜40S。3.1.3其他技术参数

▲ 接力器容量：50000NM； ▲ 工作油压：16MPa； ▲ 压力罐容积：3×80L； ▲ 回油箱容积：1.5m； ▲ 调速轴转角：45°；

▲ 接力器行程/容积：210mm/4.9l； ▲ 接力器开关机时间：2－15S； ▲ 油泵功率：两台5.5kW。3.2性能特点 3.2.1综合性能

★ 动、静态品质优异，所有性能指标均达到或优于国家标准；

★ 自适应式开机规律，无需设置开机顶点，开机参数，对不同机组均能迅速安全地将机组开启至空载，可适应不同水头下的自动开机；

★ 空载自动跟踪电网频率，以及特有自动补偿PID调节规律，能使机组频率迅速达到同期要求； ★ 具有区别于机械手动的电手动调节功能，方便调试；

★ 负载智能式变结构PID调节规律，能使机组适应电网的各种恶劣变化。即负载实时监视电网波动情况，能在电网发生变化时，自动选择最优调节规律反调节参数，保护机组安全，并使机组始终工作于最佳状态；

★ 完备的有功功率闭环调节功能，除常规功率闭环调节方式外（即采用开关量接口调节方式），还能以串符通讯方式接受计算机监控系统给定有功设定值，自动接设定值进行有功功率闭环调节；

★ 采用PWM脉宽调制输出，取消了模拟量输出，最小脉宽＜5mS； ★ 各运行工况可以任意切换无扰动。3.2.2电气方面性能

◆ 电气部分以可靠性极高的可编程控制器为核心，所有PLC本体的平均无故障运行时间≥30万小时，且外围电路均采用进口元件（包括按键、旋钮等）；

◆ 智能容错测频及自动识别大小网，频率测量精度高；

◆ 多处理器并行工作，速度快。扫描周期≤10mS，最快可达到5 mS； ◆ 高抗干扰能力：所有I/O接口均采用光电隔离及软件过滤；

◆ 多种交互方式：能通过计算机键盘、编程器、电柜面板上的操作按钮等多种方式设置参数及进行操作；

◆ 硬件布置采用积木式结构，使功能扩展极为简便，并易于检修； ◆ 采用交、直流双路电源供电，互为热备用，无扰切换； ◆ 交直流供电即使同时消失，液压执行机构自保持原状态；

◆ 具有自动容错功能：当机组带负荷运行，机频测量故障，发出报警信号，并保持故障前开度不变； ◆ 特有小电网调节规律，使小电网运行无需人员干预；

◆ 带有串行通讯接口，兼容性好，可与各种计算机监控系统联接；

◆ 故障自诊断功能，调节器能实时监视自身组成模块，一旦发生故障，能立即诊断，并以数字状态 3显示指出故障部件；

◆ 跟踪功能：电气部分可自动跟踪机械手动，机械手动切至自动或电手动时不需任何调整，为无扰切换。

3.2.3机械方面性能

▲ 机械液压随动系统采用全数字液压技术，标准液压元件组成，工作可靠。静态无油耗，主接力器零位时无漂移；

▲ 采用高油压囊式蓄能器，不需另设压缩气系统进行充气和补气； ▲ 甩负荷时可进行分段关闭，减小水压对压力钢管冲击； ▲ 不断流双芯滤油，不锈钢折叠式滤网，寿命长、易保养； ▲ 机械液压系统零点自保持，免调校、免维护。4 调速器结构及其功能

调速器系统主要由电气部分，电液随动系统和油压装置三部分构成。结构型式为组合式（接力器内置）。4.1电气部分 4.1.1供电电源及监视

采用交直流双电源互为备用的供电形式，交流电源采用隔离变压器隔离后输入到交流高频开关电源，直流电源输入直流高频开关电源，两开关电源的输出经二极管后并联，实现了真正的交直流双电源互为热备的冗余结构，保证了电源的可靠性。调速器系统的控制及信号电源采用DC24V供电, 调速柜及调速器控制柜内分别装设冗余的带滤波器及抗干扰装置的双电源变换模块,每个电源模块采用交/直流并列供电，两个电源模块的输出经过隔离装置后汇接在一起形成直流小母线，分别向微机调速系统、转速探测和速度监控系统及紧急停机操作系统等提供相互独立的供电回路。外供的交流或直流电源之一消失时或俩套电源模块退出时，均不影响调速系统正常工作。

调速器控制柜内装设电压监视继电器，对输入、输出电源等进行监视，盘面装设相应的电源投入信号指示等，并提供独立的电源投入（常开接点）、电源消失（常闭接点）监视信号。4.1.2电气控制系统

电气控制系统是以施耐德MODICON TSX系列的Momentum可编程控制器PLC的各项功能模块为核心硬件，辅以智能彩色液晶显示触摸屏，测频模块，开关量输入、输出模块，通讯模块、底板总线以及继电器等元件，组合而成的高可靠性工业控制装置。其系统设计特点是采用了补偿PID调节方式，具有控制结构自适应和参数自适应的调节功能，自动按工况改变运行参数、PID调节参数及整机放大系数，使调速系统始终工作在较佳的工况点。在控制上采用新型脉宽脉码调制PWM技术及非线性脉宽调制分段控制策略。实现了水轮发电机数字控制，并在各种工况下稳定运行。具有智能式操作和显示，提供了方便、准确、直观的人机界面。调速器内设有开机、停机、发电、调相、增减功率等操作回路，只需给调速器相应的操作指令，调速器便能自动完成上述操作，简化了与水机自动操作回路的联系。

4.2电液随动系统

电液随动系统主要包括带手动操作球座式电磁阀（数字球阀）、液控换向阀、紧急停机电磁阀、快慢分选阀、分段关闭阀以及节流阀组成无明管、无杠杆、无钢丝绳、静态无油耗的机械液压执行系统。其主要器件如下： 4.2.1球座式电磁阀（数字球阀）

球座电磁阀是一种开关式液压控制元件，通过脉冲点信号来实现开启、截止两种状态的切换，来控制液流方向和流量。与普通伺服阀相比，该阀无零位搭叠量，切换时间短，频率响应高，并且可以手动操作。检修更换也很方便。4.2.2液控换向阀

液控换向阀由起先导控制作用的球座式电磁阀和控制主油路的液控主阀两部分组成。控制电气信号（或人工手动）使先导电磁阀换向切换控制油路使液控换向阀换向。4.2.3紧急停机电磁阀

紧急停机电磁阀为双向电磁阀，无需长期通电，直接控制液控换向阀的压力油流使接力器紧急关闭。4.2.4快慢分选阀

根据调节量的大小，由快慢分选阀断开或接通压力油来控制接力器的回油是否通过节流阀，从而达到控制接力器动作速度的目的。4.2.5分断关闭阀

在接力器关闭时，当导叶开度低于某个定值，通过控制分断关闭阀接通使接力器回油通过节流阀，由此达到接力器关闭先快后慢的要求。4.2.6节流阀

与快慢分选阀或分断关闭阀配合，使接力器回油通过节流阀，达到降低接力器动作速度的目的。4.3油压装置

油压装置由回油箱、高压齿轮油泵、气囊式蓄能器、溢流阀、滤油器以及其他部件组成。4.3.1回油箱

回油箱是储存无压力油的箱型容器，又是调速器的基座。侧面装有液位计，可以观察油位高低。4.3.2高压齿轮油泵

齿轮油泵的主要特点是结构简单，紧凑、重量轻，自吸力强，转速范围大，对油污杂质的敏感性不高，不易咬死，工作可靠。两组高压油泵，一组工作，一组热备用；运行中主用泵和备用泵可相互切换，增加了油源可靠性。油泵的启停控制由机组PLC执行，油泵启停的整定值如下：停泵压力为：16.0MPa，启动主用泵压力为：14.0MPa，启动备用泵压力为：13.5MPa。压力超过16.5 MPa报压力过高，压力低于11.0 MPa报压力过低。4.3.3气囊式蓄能器

调速器油压等级为16 Mpa，采用标准的高压氮气蓄能罐作为油压装置的压力油罐，不需要配置自动补气装置或中间补气罐。皮囊充氮气压力为31.5MPa，长时间使用后氮气压力降为3MPa时，必须人为补充氮气。蓄能器主要作用如下：

a)贮存能量，当系统瞬时需要大量压力油时，油蓄能器和油泵同时供油，故减少电机油泵的启动次数；

b)缓和冲击，吸收脉动压力和冲击压力，使系统压力平衡。延长油泵； c)当停电故障，可以保证利用蓄能器的有效排量，开关一个全行程； 4.3.4溢流阀

溢流阀在系统内作为安全阀使用，安装在油泵出口处，其作用是当系统压力高于额定压力而油泵仍在工作时，将油泵输出的高压油直接排入回油箱，调整阀内弹簧的预压量可整定其动作值。我厂调速器溢流阀动作值为16.3MPa。4.3.4滤油器

调速器配置油过滤装置双联滤油器，过滤精度为20μm，该过滤装置能在正常运行中进行清洗。滤油器滤网为并联两组，互为备用，能自动切换；切换时不影响液压系统正常工作。采用不锈钢折叠式滤网，强度高、过流面积大，便于运行中取出清扫，清扫不造成油路系统污染。5 调速器运行工况

调速系统有三种控制模式：远方自动、现地自动和现地手动（现地手动分为现地电手动和现地机械手动），三种控制模式的优先级依次为：现地手动（机械手动、电手动）、现地自动和远方自动。自动运行、电手动和机械纯手动三种控制模式，任意切换方便可靠，三种控制模式完全无扰动地切换。当电气部分发生故障时，可无扰动地切换至机械手动状态。5.1自动运行工况

自动运行分为远方自动和现地自动两种工况。远方自动运行时，将调速器电控柜上“远方/现地”旋钮切至“远方”侧，“机手动/电动”旋钮切至“电动”侧。该模式下，调速器的锁定投拔，开机、停机令，负载运行调速器开度控制都是通过机组PLC来实现。现地自动运行时，将调速器电控柜上“远方/现地”旋钮切至“现地”侧，“机手动/电动”旋钮切至“电动”侧。该模式下，调速器会根据频率跟踪或频率给定的设定功能让机组频率维持在要求范围。5.1.1停机备用状态

调速器自动运行运行时，在停机备用工况设置有停机联锁保护功能。停机联锁的动作条件 :无开机令、无油开关令、转速小于70%。当停机联锁动作时调速器电气输出一个约10～20%的最大关机信号到机械液压系统，使接力器关闭腔始终保持压力油，确保机组关闭。当接力器的开度大于5%(主令开关接点)，紧急停机电磁阀动作。5.1.2自动开机过程

机组处于停机等待工况，由中控室发开机令，调速器将接力器开启到1.5倍空载位置，等待机组转速上升，如果这时机频断线，自动将开度关至最低空载开度位置。当机组转速上升到90%以上，调速器自动将开度回到空载位置(该空载位置随水头改变而改变)，投入PID运算，进入空载循环，自动跟踪电网频率。当网频故障或者孤立小电网运行，自动处于不跟踪状态，这时跟踪机内频率给定。5.1.3空载运行工况

用线性插值法根据水头输入信号自动修改空载开度给定值和负载出力限制，水头信号可自动输入或人为手动设置。调速器能控制机组在设定的转速和空载下稳定运行。在自动控制方式下，调速器能控制机组自动跟踪电网频率。当接受同期命令后，调速器应能快速进入同期控制方式。在空载运行方式下，导叶开度限制稍大于空载开度。机组在空载运行时使机组频率按预先设定的频差自动跟踪系统频率或自动跟踪频率给定值(“频率给定”调整范围：45HZ～55HZ)。可自动或人为选择频率跟踪或不跟踪的状态，更利于机 组与电网同步，调速器根据网频和孤立电网来自动选择设置频率跟踪或不跟踪状态(也可以人为手动设置)。它能控制机组发电机频率与电网频率(或频率给定)相接近。5.1.4负载运行工况

在负载运行工况下调速器控制机组出力的大小，电气导叶开度限制位导叶的最大位置并接受电站计算机监控系统的控制信号，有负载开度、频率两种调节模式。

现地（机旁手动）或远方（手动或自动）有功调节能满足闭环控制和开环控制来调整负荷。现地/远方具有互锁功能，在远方方式下能够接受电站计算机监控系统发出的负荷增减调节命令，具有脉宽调节(调速器开环控制)、数字量、模拟量定值调节机组开度的功能。根据频率的变化以及开度的调整对频率引起得变化作为判断大小电网的依据，自动改变运行模式：当在开度调节模式下，当判断为小电网或电网故障自动切换到频率调节模式运行。当机组出口开关闭合而电网频率连续上升变化超过整定值时(整定值与用户协商，缺省值50.3Hz)，可确定机组进入甩负荷或孤立电网工况，调速器自动切换到频率调节模式，迅速将导叶压到空载开度，机组转速稳定在额定转速运行。5.1.5自动停机

主接力器在机组停机时有10～15mm的压紧行程，机组在正常停机状态下由调速器输出相应信号，使主接力器的关腔保持压力油以保证机组的导叶全关。调速系统在接收停机令后（停机令必须保持到机组转速小于70％以下）在下列情况下使机组停机： 5.1.5.1正常停机

a)一般停机：在电手动或自动运行工况能实现现地或远方操 作停机，断路器在零出力跳闸后，接受停机令停机。

b)停机连跳：并网运行时可接收停机令。当关至空载开度（并网瞬间值）或机组零出力时由监控系统控制断路器跳闸后完全关闭导叶。当断路器末跳闸时，保持空载和零出力状态。5.1.5.2紧急停机

机组紧急停机时，外部系统下发紧急停机令或操作员手动操作紧急停机按钮时紧急停机电磁阀动作，调速器以允许的最大速率（调保计算的关机时间）关闭导叶。机组在事故情况下可由外部回路快速、可靠地动作紧急停机电磁阀，当紧急停机电磁阀动作后有位置接点输出至指示灯和上送计算机监控系统，并同时由计算机监控系统启动紧急停机流程。5.2手动运行工况

手动运行分为电手动和机手动两种工况。电手动运行时，将调速器电控柜上“远方/现地”旋钮切至“现地”侧，“机手动/电动”旋钮切至“电动”侧，同时在触摸屏上将运行模式切至“电动”状态。该模式下，导叶开度的调整可以通过调速器电控柜上“减少/增加”旋钮来实现。机手动运行时，将调速器电控柜上“远方/现地”旋钮切至“现地”侧，“机手动/电动”旋钮切至“机手动”侧。该模式下，只能通过按压电磁阀的阀芯来实现对调速器的操作。手动运行模式下，机组频率的调整也完全由人为操控。5.2.1电手动运行工况

电手动控制模式的增减导叶开度的精度（0.1％接力器全行程）高于机械手动。一般适用于检查、判断和调整机械液压系统零位，校对导叶开度的零点和满度。当机组转速信号全部故障时，可人为启、停机 组，增减负荷；当系统甩负荷时，自动关到最小空载开度并接受紧急停机信号。5.2.2机手动运行工况

机械纯手动控制模式的增减导叶开度的精度（0.3％接力器全行程）一般用于检验机械液压系统的动作情况，适用于大修后第一次启动机组。当全厂供电电源消失后，可人为手动操作，启、停机组，增减负荷；并接受紧急停机信号。6 正常状态及巡检维护 6.1正常状态 6.1.1电气状态

a)调速器电气控制柜，交流220V输入开关KAC，直流110V电源输入开关KDC合上，自动化元件柜中调速器交直流电源开关QA7，Q7合上。

b)机旁动力柜调速器1、2号压油泵电源开关QA6、QA7合上；自动化元件柜后调速器1、2号压油泵控制电源开关QA3、QA4合上。

c)自动化元件柜调速器1、2号压油泵自动/手动切换开关SAC11、SAC12切“自动”位置。d)正常运行时调速器电气控制柜上“远方/现地”旋钮切至“远方”位置，“机手动/电动”旋钮切至“电动”位置。6.1.2机械状态

a)调速器蓄能器进油阀、出油阀处在全开位置。b)调速器蓄能器放油阀处在全关位置。

c)调速器电接点压力表、压力变送器等压力表计表阀在全开位置。6.2巡检维护 6.2.1巡检内容

a)调速器各表计信号灯指示正常，开关、旋钮位置正确，各电气元器件无过热、异味、断线等异常现象。

b)电柜触摸显示屏所显示的各主要参数，如机组频率，电网频率，导叶开度，调节参数等应在正常合理范围内。所显示的运行状态应与实际状态相对应。

c)各电磁阀动作正常、无断线。

d)调速器各阀门、管路无渗漏，阀门位置正确。

e)调速器各杆件、传动机构工作正常，销轴及紧固件无松动或脱落。f)调速器运行稳定，无异常抽动或振动现象。g)滤油器压差应在规定的发围内。

h)油压装置油压、油位正常，油质合格，油温在允许范围内（10～50°C）。i)油泵运转正常，无异常振动、无过热现象。j)蓄能器无漏油、漏气现象。6.2.2定期维护

a)定期进行调速器自动、手动切换及紧急停机电磁阀动作试验，并检查相应动作情况及指示是否正确。b)定期对滤油器进行切换、清洗。c)对有关部位进行定期加油。d)定期对油泵检查和手动启动试验。e)定期对蓄能器进行检查。故障与事故处理 7.1基本要求

7.1.1在调速器及油压装置发生故障时，当班值长应发出必要指令，安排值班员进行处理，采取有效措施遏制事故的发展，消除可能对人身和设备造成的危害，恢复设备的安全稳定运行，并及时将事故处理情况向领导和技术部门汇报。

7.1.2在处理过程中，值班人员应坚守岗位，迅速正确地执行值长的命令。对重大突发事件，值班员可依照有关规定先行处理，然后及时汇报。

7.1.3如果事故发生在交接班过程中，应停止交接班，所有人员在交班值长指挥下进行事故处理。事故处理告一段落，由交接双方值长商定是否进行。

7.1.4事故处理完毕后，当班值长应如实记录事故发生的经过、现象和处理情况。事故处理中要注意保护事故现场，未经主管部门或领导同意不得复归事故信号或任意改动现场设备，紧急情况除外（如危及人身及设备安全时）。7.2故障处理

7.2.1自动开停机不成功

a)故障现象：机组未能按指令完成开停机全部流程，上位机发出“开停机未完成”信号。b)处理方法：检查开停机流程情况，查找出故障点，若是自动化元器件拒动，可以手动帮助；若是调速器故障，应设法查找故障位置，及时排除，必要时将调速器手动运行，用手动方式完成开停机操作，并及时通知检修人员处理。

在停机过程中如果导叶已关闭，但由于剪断销剪断或导叶漏水量过大，造成机组转速未降到设定值时，应考虑关闭进水口事故检修闸门。

c)以下几种故障易造成开停机不成功：开停机令传送故障；电源故障；开限拒动；电磁阀故障发卡；锁定投拔故障；主令开关位置故障；开度传感器故障等。7.2.2调速器抽动

a)故障现象：调速器接力器往复运动，触摸屏平衡指示摆动，机组有功（转速）随之变化。b)处理方法：将调速器切手动运行或者停机，及时通知检修人员。

c)以下几种故障易造成调速器抽动：电源电压不稳定；反馈元器件性能劣化；插件接触不良；调节器受干扰；阀体卡组等。7.2.3调速器溜负荷

a)故障现象：在没有接到调整负荷指令的情况下，机组负荷自行减少或增加。

b)处理方法：首先观察触摸屏平衡指示：如果平衡指示与溜负荷的方向不一致，例如机组负荷向下 溜但平衡指示偏向开启侧；或者机组负荷向上溜，而平衡指示偏向关闭侧，说明问题出在机械部分，大多是由于机械零位偏移、阀体发卡所致，应及时通知检修人员处理。若平衡指示与溜负荷方向一致，说明问题出在电气部分，可把调速器切手动运行，通知检修人员处理。7.2.4机频故障

a)故障现象：上位机报调速器故障，调速器触摸屏报机频故障信号。

b)处理方法：开机过程中若发生故障应立即停机或改手动方式运行，密切注意机组转速，避免引起过速事故。机组并网运行中发生机频故障时，调速器维持导叶开度不变，可继续自动运行；若运行不稳定应切至手动运行，并尽快查找原因处理。

c)以下几种故障易造成机频故障：机组测频回路熔丝熔断、测频回路断线或端子松动、测频元器件损坏。7.2.5网频故障

a)故障现象：上位机报调速器故障，调速器触摸屏报网频故障信号。

b)处理方法：开机过程中若发生故障调速器自动由频率跟踪方式调整到频率给定方式运行。若不能正常并网应将机组停机，并尽快查找原因处理。负载运行时网频故障不影响正常运行。

c)以下几种故障易造成机频故障：网频测频回路熔丝熔断、测频回路断线或端子松动、测频元器件损坏。

7.2.6调速器电源故障

a)故障现象：上位机报调速器故障，调速器电控柜相应电源指示灯灭。

b)处理方法：如果交流或直流其中一路电源故障，机组仍能保持正常运行，但应尽快查明原因，设法排除。如果两路电源同时消失，应及时将调速器切至手动运行方式。若机组需向电网供电，应派人到调速器现场监视和调节。如需停机应按手动停机程序操作停机。

c)以下几种故障易造成电源故障：电源空开跳开、电源回路短路、电源模块故障等。7.2.7线路开关跳闸，机组甩负荷

a)故障现象：上位机报线路开关跳闸，机组过速。

b)处理方法：立即将上位机有功、无功调节退出。密切监视机组转速，若发生机组转速持续上升，应及时停机处理。如果调速器能将机组转速压回带厂用电运行则可以继续运行，如果不需要可以停机处理。待线路恢复正常运行后再并网发电。

c)以下几种故障易造成线路开关跳闸甩负荷：线路故障保护动作。7.2.8油压系统压力过高

a)故障现象：上位机报调速器压力过高，调速器溢流阀动作回油。

b)处理方法：检查压油泵是否未停，立即切开压油泵电源开关，手动停泵。打开压油罐放油阀，将压油罐排油至集油槽。

c)以下几种故障易造成油压过高：调速器油压变送器故障、溢流阀故障、油泵接触器触点粘死等。7.2.9油压系统压力低

a)故障现象：上位机报调速器压力低，调速器备用泵启动。b)处理方法：是否由于机组负荷变化或调节过大，导致调速器耗油过多引起主、备用油泵同时启动。检查液压系统是否存在漏油现象：如果不影响停机可先停机再关闭蓄能器出油阀。如果不能停机可考虑直接关蝶阀停机再关闭蓄能器出油阀。如由于主用压油泵未启动引起，检查主用压油泵未启动原因。

c)以下几种故障易造成油压低：调速器主用泵故障、液压系统漏油、调速器连续大动作调节等。7.2.10调速器事故低油压

a)故障现象：上位机报水机事故，调速器压力过低，动作停机。

b)处理方法：监视机组停机刹车过程，自动动作不良时手动帮助。检查是否调速器油箱油位过低所至，若是即通知维护加油处理。若两台油泵都在运行，应检查调速系统管路是否破裂跑油或液压系统大量漏油。若两台油泵均未启动，是否电源消失，空开跳闸所致，应设法恢复电源。若压油罐压力正常，则应检查压力变送器是否故障或保护是否误动。事故停机正常后应按下事故停机复归按钮复归事故停机电磁阀。

发电厂调速器运行规程 篇2

众所周知,在水电站中,应用引水管将上游水库中的水引向水轮机,进而推动水轮机的转轮旋转, 带动发电机进行发电。虽然国内的普通河道比较适合用小水轮机,但是水力学者、专家指出水泵,尤其是轴流泵,具有水轮机的特性,并且比同类型特制小水轮机产量大、成本低。因此国内可以利用已有的泵站进行发电。然而,必须要根据泵站自身的水利条件,确定合适的运行转速,即选择合适的运行方式,才能实现泵站反向发电。目前,国外还没有泵站进行反向发电,但我国已经有一部分的泵站运行发电了,只是调速方式的应用比较局限,随着调速方式研究的日趋完善,可供泵站发电时选择的调速方式也越来越多。迄今为止,我国现有的水泵站多采用同步电动机作为主电机。同步电动机的运行转速为n =60f /p,因此,可以通过改变电机的频率f或者改变电机的极对数p来改变电机的转速[1]。

1同转速运行

同转速运行方式是指水泵在抽水和反向发电时的转速相同。该方式的主要优势是主机设备不需增加投资,且辅机设备基本不变。因此该方式最为经济, 应该作为现有泵站反向发电的首选[1,2]。泗阳二站和沙集站 (2014年以前 ) 都是利用该方式进行反向发电的,为泵站本身和国家都创造了利益。但是同转速运行方式的高效率区一般出现在水头高于水泵工况时的扬程,对一般水泵站而言,其运行效率偏低, 甚至无法发电,因此通常不选用此种方式[2,3]。

2变极降速运行

抽水蓄能电站如果需要提高水泵——水轮机的效率,一般会用变极的方式给同步发电机变速,使之作电动机运行时的转速比作发电机运行时略高。 同理,对水头变动范围较大的水轮发电机或者用作抽水的同步电动机也往往采用变极同步电机。迄今为止,变极运行方式主要采用的是倍极变极,当然近几年也研究出了双速变极方式,只是还未应用到泵站发电中。

2.1倍极变极方式

倍极变极方式比较简单,就是为了达到变极的目的而改变电机定子或者转子绕组的连接方式,使电机的磁极成倍增加,使得机组的运行转速降为一半,这样便可满足一般泵站发电运行时所需要的低转速要求[2]。需要注意的是,倍极变极方式必须同时对电机的定、转子绕组进行变极。泗阳一站和江都三站 (1986 ~ 2009年 ) 均利用该方式进行发电, 并取得了相当可观的效益,但是江都三站并没有达到最优效益,因此2009年以后更改了发电方式。

如果发电时采用倍极变极的方式是不需要增加任何辅助设备的,但是电动机必须做成变极电动机, 由于该形式的电动机体积大,因此制造成本大大增加,而且土建投资也要增加[2]。

2.2双速变极方式

近年来国内已经成功研发了新型双速凸极同步电机,其主要特点有 :(1) 转子采用非均匀凸极分布的新型结构 ;(2) 转子电路采用最少3个滑环便可方便切换 ;(3) 转子绕组导体在两种极数下励磁磁势谐波含量均较低,且材料的有效利用率与标准电机相当 ;(4) 两种极数下的电机总体性能与相同极数标准电机相当[4]。目前,已经研发成功且适用于大型电力排灌泵站的双速凸极同步电机变极比有24/20、36/32、44/36等。目前,这种新型双速凸极同步电机通过低速启动来减少对电网的冲击,励磁电流小 ;转速变化不需停机,操作迅捷且控制简单 ;两种速度下效率高、可靠性好 ;接线方便,不改变电动机的原有结构尺寸,投资节省且通用性强[4]。

其实,双速凸极同步电机已经在工农业生产中得到广泛应用,而且在很多水头变化较大的抽水蓄能电站中也已得到应用。国外主要有 :美国弗拉提隆 (Flatiron) 水电站,变极比为24/28 ;瑞士奥瓦·斯平 (Ova Spin) 水电站,变极比为12/16 ;日本苏巴里 (Subari) 水电站,变极比为12/14 ;奥地利马尔塔 (Malta) 水电站,变极比为12/16 ;瑞士法特斯 (Farttes) 水电站,变极比为10/12等。国内主要有 :北京密云电站,变极比为22/24 ;潘家口水电站,变极比为42/48 ;安徽响洪甸抽水蓄能电站,变极比为12/16等。虽然国内也在20世纪90年代提出将凸极同步电机应用于大型泵站,但只是应用于排灌,没有应用于发电。反向发电的思想与排灌的思想相近,所以双速凸极同步电机同样可以用于反向发电调速。

3变频降速运行

水泵作为水轮机运行时,水轮机最佳工况水头和转速呈二次方关系。所以,采用变频方式调节水泵机组发电转速时,效果较为明显[5]。

变频方式就是采用电子变频装置或者机械变频机组,降低水轮机机组发出电能的频率,以便降低机组的运行转速,使水泵反向发电运行在高效区[6]。 变频运行方式可以根据不同运行条件随时调整机组的运行转速,以便使机组能随时运行在最佳工况下。 由于其优越的调速性能,在中小容量的交流电机中已经得到了广泛的应用[2]。

3.1机械变频方式

机械变频方式是指根椐泵站常年可提供的发电平均水头计算出机组倒转发电时的最优转速和泵站机组的发电总容量,选择与最优转速对应频率的变频机组。抽水运行时,变频机组闲置 ;发电运行时,水泵机组的转速要低于抽水运行时的转速, 发出的电能频率低、电压低,用该电能驱动变频机组的电动机运行,电动机再驱动发电机,将与电网频率、电压相同的电能发送到电网。

该发电方式的优点是 :泵站抽水的效率不会受到影响,发电效率也能得到很大的提高,并且全站只有一台变频机组要增加[6]。刘老涧泵站就是采用该方式进行反向发电的。前面所提到的江都三站, 在2009年改造后将发电方式改变为利用变频机组进行反向发电,发电效益得到了很大的提高。此外, 沙集站也因为同转速发电方式并未达到最高效率, 经模型试验后,于2014年将发电方式改为机械变频方式。

但是,增加变频机组的同时便要增加相应的土建投资,而且会增加管理难度。最重要的是,该方式适用于水头变化较大的泵站。

3.2电子变频方式

2014年,淮阴二站进行反向发电的事宜已经基本确定,该站选用的调速方式即为电子变频方式。 电子变频方式根据变频装置作用的位置,可分为定子侧电子变频方式和转子侧电子变频方式两种。

3.2.1定子侧电子变频

将三相工频交流电源接到变频装置,利用半导体电力电子整流器将其整流成直流,再经过半导体电力电子逆变器,把直流逆变成交流,在逆变的过程中可施加控制,改变逆变所得的三相交流电频率[7]。用变频装置输出的交流电给电机定子供电,进而改变电机的同步转速,并且改变转子的转速。所以,变频运行方式可以根据不同的运行条件,随时改变机组的运行转速,进而使得机组永远处于最佳运行工况[7]。其示意图如图1所示。

因为其调速性能优越,所以交流调速得到了快速发展,并且广泛应用于中小容量的交流电机。然而,高压变频设备的系统复杂,造价较高,管理难度非常大。所以该技术目前只有泵站用于抽水运行, 但还没有泵站应用于发电运行中。

3.2.2转子侧电子变频

转子侧变频调速是将电机的转子与变频装置相连接,经过多年的改进完善,出现了双馈调速和内馈调速两种方式。

3.2.2.1双馈电机调速

转子侧电子变频调速实际上属于串激调速,广泛应用于风力发电的双馈电机的电机调速,就是通过调节转子电流频率来实现的。双馈电机调速又分为两种,分别是绕线式异步电机双馈调速和无刷双馈电机调速。

1) 绕线式异步电机双馈调速

绕线式异步电机双馈调速是指异步电机的定子绕组、转子绕组都连接到交流电网或者含有电动势的回路,使得它们能够进行能量的双向流动[8]。 将双馈电机的绕组与变频电源连接,根据变频电源频率的控制方法,绕线式异步电机双馈调速又可以分为他控式和自控式两种[7,8]。其中,他控式适用于泵类、风机负载,而自控式适用于有冲击负载的场合。

他控式控制方式又可称为同步工作方式。变频器输出频率f1由专门的频率给定装置单独控制, 即直接控制输入点的电压频率f2。因为f2=sf1,所以电机一定运行在对应s的转速下,并且和负载无关[9,10]。此时,异步电机相当于同步电机的转子加交流励磁,它的同步转速随着转子输入电压的频率变化而变化。肯定会有同步电机的突然加载时容易失步的缺陷出现在他控式双馈调速系统中,因此这种方式仅仅适用于对调速的快速性要求较低,并且负载比较平稳的场合,如泵类、风机负载等。图2所示的是他控式双馈电机调速系统的原理图[7]。

自控式控制方式又可以称为异步工作方式。异步电机转子的输入频率由与其同轴的位置检测器自动控制,输入频率能够自动跟踪转差频率。自控式双馈调速电机相同于普通的异步电机,转速随着负载的变化而变化,但是它能够调节电机定子侧的无功功率。系统之所以有较强的调节能力且稳定性也较好,是因为变频器的输出可控,这样就可以避免失步现象的出现,所以该方式可用于有冲击性负载的场合。图3所示的是自控式双馈电机调速系统的原理图[7,8]。

2) 无刷双馈电机调速

无刷双馈电机 (BDFM) 的基本结构是一个定子、 一个转子和一套公共磁路,定子是由两套极对数不同的绕组构成的,功率绕组与三相工频电源连接, 控制绕组与变频器连接。确定两套绕组的极对数时, 电机的转速便可以通过改变变频器的输出频率进行调节[9,10,11]。图4所示的是BDFM的运行原理图。

BDFM的转速公式为 :

式中fp为无刷双馈电机的频率,fc为变频器的频率,Pp为功率绕组的极对数,Pc为控制绕组的极对数。“-”表示功率绕组和控制绕组的电压相序相反,“+”表示功率绕组和控制绕组的电压相序相同。

3.2.2.2内馈电机调速

近年来出现的内馈电机调速方式是基于串级调速改进的转子侧电子变频调速方式,它不仅克服了串级调速电机将转子铜耗馈到高压电网的缺点,而且在定子上增加了一套小功率的内馈绕组,继而降低了调速成本,因此更具有实用价值。

内馈电机调速也属于串级调速,它是在特制电动机的定子中增加了一个能量回馈绕组,所以称为内反馈。内反馈电机在电机内部增设内馈绕组是为了接收从转子移出的转差功率。当内馈绕组处于发电状态时,便可以抵消定子绕组的等量输入功率, 继而实现电机的高效率运行。如果调节绕组得到的转差功率越大,电机的机械输出功率则越小,转速则越低 ;反之,转速则越高。当调节绕组的功率为零时,机械功率几乎等于转子功率,此时的电机转速最高。图5所示的是内馈电机调速流程图[12]。

普通的内馈电机串级调速系统会出现波形严重畸变的问题。为了解决这一问题,研究人员在该系统的直流回路部分增加了斩波器,电机转速的调节由调节占空比来控制。改进后的系统成为内馈斩波串级调速系统,其电路示意图如图6所示[13,14]。

该系统由三部分组成,分别是不可控整流桥、 升压斩波电路和晶闸管桥式电路 ( 该电路工作于有源逆变状态 )。通过控制升压斩波器,将较低的转子整流电压提升到一个较高值,进而调节电机转速[9,14]。通过整流器将内馈电机的转子电势整流为直流电压。导通斩波管时,转子整流电压被斩波管短路,转子电流上升,斩波电感进行储能 ;断开斩波管时,斩波电感经过续流二极管为电容充电, 电容的电压升高。当电容电压高于逆变器固定电压门槛,电容能量经过逆变器回馈给电网。

用UR表示转子的整流电压,UC表示电容的电压, 在系统稳定时的关系式为 :

电容的电压UC固定,只需要改变斩波器的占空比D或者转子的整流电压UR,也就相当于改变了进入转子电路的附加电势值,电机的转速便可以改变[13,14]。转子侧电子变频调速相比于定子侧电子变频调速,其变频电路的电压低、功率小,所以大大降低了成本。而且,转子侧电子变频调速将转子铜耗回馈到电网或者定子侧,也提高了电机运行的效率。当然,上述转子侧电子变频调速方法的优势只能在电机调速范围不大 ( 如20% ~ 30%) 的场合显现出来。目前低扬程、径流式河道上的泵站上下游水位的变化一般都不大,20% ~ 30% 的调速范围完全可以满足这些泵站的优化运行。所以,转子侧电子变频调速方式将会在泵站中有非常广阔的应用前景[15,16]。

4结语

从1986年江都三站最先进行反向发电开始,至今利用泵站进行反向发电已有大约30年的历史,在这期间越来越多的专业人士看到了泵站反向发电的优越性和广阔的发展前景。但是,30年来泵站反向发电的主电机主要采用同步电机,而且发电方式主要集中在同转速、倍极变极调速和机械变频调速这三种。经过调研发现电机的调速方式其实还有很多, 例如电子变频调速和双速变极调速,这两种调速方式的研究已经相当成熟,但只是应用于泵站的抽水运行中,并未应用于发电运行。电动机和发电机的调速原理其实是相通的,因此可以考虑将这些调速方式应用到泵站发电运行。但是,若要将文中所列的调速方式应用于泵站发电,还需要对每个泵站的自身条件进行分析,并对每一种可行的调速方式进行模型试验,预估出平均年发电量和发电效益,再结合经济效益分析,最后选择最优调速方式。

摘要：分析了利用国内现有泵站进行发电的可行性及其主要应用的调速方式,介绍了其他可应用于泵站发电的调速方式并分析了各自的优缺点。指出若要将这些调速方式应用于泵站发电,需结合泵站自身条件,并在对可行的调速方式进行模型试验基础上,预估出平均年发电量和发电效益,再结合经济效益分析,选择最优调速方式。

发电厂调速器运行规程 篇3

华能澜沧江水电股份有限公司景洪水电厂 云南景洪 666100

摘要：调速器能否稳定运行对于抽水蓄能电厂以及整个电网都有着极为重要的意义。文章基于对调速器系统多起故障的原因及运行维护进行分析，以供参考。

关键词：水电厂；水轮发电机组；调速器

引言

水轮机调速器作为水电厂的重要设备，对水力发电厂的正常运行起到关键作用，与水电站能否正常发电的工作密不可分，一旦调速器出现故障，将直接关系到水轮发电机组乃至电力系统的安全稳定运行，因此采取科学手段对机器存在的故障进行分析，并采取相应措施加以处理，保证调速器正常工作就显得极为重要。

1调速器的运行故障

1.1调速器抽动故障及检修

调速器抽动的原因是由于工作机组的自动平衡系统调节，多台机器并网运行的功率过大或者是工作机组空载运行的受力不均匀等，导致的导叶接力器振幅周期运动过快而剧烈的抖动，影响调速机的正常运行，严重时会令水电站的工作机组暂停，影响水电站的正常运作。如果发现调速器在工作中，工作机组运行功率不断跳跃浮动、压油泵启动异常频繁、调压阀不停的上下起伏运动等不正常的现象发生，一定要暂停运行，进行检修工作，以免带来更大的影响和损失。

1.2感压阀和补气阀故障及检修

感压阀或补气阀是调速器的调节装置结构，如果发生故障，调速机在运行的过程中会存在安全隐患，一旦内部储存的能量过多而无法释放，对于工作人员的人身安全威胁较大，不要小看小小的零部件，在水电站的正常运行中占有着重要的成分。如果发生故障，会表现为油泵加压现象异常，罐内油压因过高而发生爆裂的危险，或是形成负压使得罐体变形，难以继续使用，增加了水电站的运行成本。

1.3调速器漏油故障及检修

压油罐是调速器的动力装置，如果在运行中出现异常，供油不及时，影响了调速器的调节机制，对水电站的工作不利，降低了水电站的运行效率。压油罐出现故障，其表现为罐口或接力器有渗油迹象，不及时处理会造成大量的油外泄，导致压油罐内部的油位降低，对调速器的油量供给不足，影响水电站的工作。

1.4水轮机过速故障及检修

水轮机转速超过名牌规定的额定转速，则出现过速事故，当机组转速升高至某一定值以上（一般超过额定转速的140%以上），水轮机转动部分离心力急剧增大，引起水轮机摆度与振动显著增大，发生水轮机调速器失控，造成水轮机转动部分与固定部分的碰撞，甚至事故不斷扩大而损坏更多部件，所以必须有效地防止发生机组过速故障。当机组出现过速的时候，切莫心慌，应保持冷清，沉着应对。

1.5工作电源电压故障及检修

水电站在调试调速器的过程中，工作人员应对交流电源以及直流电源进行有效连接，促使其与调速器电源板装置连接起来，然而上电后可能会有部分设备无法正常运行，通过测量可见，电源板装置的输出电压明显低于正常电压值，导致水电站水轮机调速器在电源电压方面出现异常。

1.6调速器导叶、桨叶故障

水电站调速器电器柜断电后再次上电时，其导叶以及浆叶等始终处于故障状态，将导叶以及浆叶调整到手动运行状态，对电源模块没有输出的电压进行测量，可发现信号反馈存在异常。究其原因，主要是因为导叶反馈越限，造成导叶转变为手动控制状态。导叶反馈属于电流型信号，电流信号最小为4mA，最大为30mA，如果导叶反馈的具体数值不处于该范围内就会出现故障。该类故障通常是在导叶全部关闭或者信号线处于脱线状态时发生的，因为电流信号存在波动，或者限号受到外界的影响和干扰，常常处于不稳定状态，数值容易发生漂移，导致真实数值常常比常规极限值低，这种越低限故障由此发生，带来故障信号。其次，越高限通常是由通道故障引发的，在很多情况下是因为短路问题或遭受大电流信号干扰，引发严重波动，导致数值比 20mA 这个最高值大。另外，导叶以及桨叶故障也有可能是因为叶反馈回路方面的问题引发。

2调速器的运行及维护措施

2.1调速器抽动故障检修

在排查的过程中，要先对电磁干扰信号进行监测，看调速器受其影响是否显著；如果不是，就要看水电站的周围有没有施工的工地或较重的机车通过，引起接力器的异常抽动；不是的话就继续看反馈电位器的情况如何，如果是因为接触不良，受到较大的震动，会发出异常的信号，加大调速器的抽动速度，如果是因为输入有误，调节以下各项的数据参数即可；到这个步骤，如果还是没有异常，那多半就是液压元件和输油管路出了问题，需要更换零件。

2.2感压阀和补气阀检修

感压阀和补气阀异常，最明显的特征是压油罐油位的下降或罐内压力的不稳定现象，致使调速器无法正常工作。检修的方法可以对感压阀进行技术调整，卸下重新组装，然后调整合理的位置和松紧程度，这个过程经验比较重要。补气阀是通过信号进行检测，在检测系统内部，如果出现问题故障，检测系统会自动报警，然后采取相应的措施，以避免出现更大的麻烦。

2.3调速器漏油故障检修

调速器压油罐一般都会安装自动检测装置，与计算机相连，可以检测出漏油的位置，多数的故障都会出现在接力器上。检修时要查看接力器的零件是否完好无损，然后转动一下，看连接是否松动，如果都没有问题，那可能是油的品质的原因，一些劣质的油含有大量的杂质，堵塞了接力器的孔隙，使油不能正常通过而向外渗出，可以将油过滤一下，除去其中的大部分杂质，还要定期疏通输油管路，这样就可以有效地改善漏油现象。

2.4水轮机过速故障检修

在运行过程中，突然失去负荷，首先应监视过速保护装置运行是否正常，若水轮机过速保护拒动或动作不正常，应立即手动紧急将水轮机停机，必要时关闭水轮机主阀。若水轮机在开停机（或紧急停机）过程中，因调速器出现异常等引起水轮机过速，此时即使水轮机转速还没有达到过速保护动作的整定值，那么也都应立即关闭水轮机主阀。对于没有设置水轮机主阀的，则应尽快关闭水轮机前的进水口闸门。当水轮机转速降到额定转速的35%以下时，手动制动使机组完全停止。

2.5工作电源电压故障检修

面对工作电源出现的电压故障，应在调速器处理系统引入工作电源之前就针对交流线路以及直流线路进行彻底检查测试，了解调速器装置以及不同电源之间的连接是否稳定合理，运行是否存在异常，确保线路连接无误，将电压等级控制在科学范围内。其次，如果能够明显调速器电源属于交流还是直流，且确定路线连接无异常，则应针对调速器电路电源板具体运行特性进行科学判断，检查电路电源板装置有没有出现断线问题，没有有存在虚焊现象，针对问题采取相应措施进行及时解决，确保调速器完成电源接入操作后能够将电压值稳定地控制在合理的范围内。

2.6调速器导叶、桨叶故障的解决

一是，加强对导叶反馈线的屏蔽处理，避免信号出现不稳定。二是，针对瞬间越线故障信号进行过滤处理，针对导叶反馈故障相应的辨别程序进行科学修改，通过这种途径有效过滤部分干扰信号，促使调速器能够在瞬间故障信号下不会立即转变为手动运行状态。三是，针对接线开展包扎处理，可解决上述相关故障问题，促使信号及时恢复正常。

3结语

正是由于水电厂的重要性，所以搞好水电站水轮机调速器的调试与维护对于水电厂的发电工作很重要。因此积极强化人员素质，提高对调速器调试与维护的重视，对于保障我国水电站工作的顺利进行。

参考文献：

[1]湛岚. 浅谈水电站水轮机调速器的调试与维护[J].中国电子商务，2012（15）

[2]肖平.现代中小型水电站水轮机调试器的调试与维护[J].中国新技术新产品，2009（16）

火电厂运行值长服务规程 篇4

一、值班制度

1.1.运行值长应严格贯彻执行下列法规、制度：

1.1.1.《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》的有关部分； 1.1.2.《甘肃电网调度运行规程》；

1.1.3.《电业安全工作规程》中的电气部分和热机部分；

1.1.4.电气、汽机、锅炉、燃运、化学、水厂的运行规程及事故处理规程；

1.1.5.熟悉我厂设备管理、运行管理、检修管理制度、反事故措施及设备缺陷管理制度； 1.1.6.熟悉有关计算、分析、统计报表及关口电量的抄录计算；熟悉调度电话的使用及系统调度通讯的通道情况； 1.1.7.上级指示、指令。

1.2.运行值长对工作要严肃认真，不做与工作无关的事，要树立服务观念，为全厂生产、生活的正常运转提供优质服务，要做好生活用水、生活用热、生活用电的调度工作。

1.3.运行值长接班后听取各班长对所辖设备、系统运行情况的汇报，重点要掌握机组的运行状态、330KV系统运行方式及联络线潮流、系统电压、周波情况、净水站制供水状况和生活水供水情况等。对主要薄弱环节，通知有关专业做好事故预想。

1.4.运行值长接班后向省调调度员汇报当前全厂运行情况，主要包括机组出力、330KV运行方式、存在的主要设备缺陷及检修情况，并向调度询问必要的网上运行情况。

1.5.向各班组下达当班的生产任务、运行操作、方式变更等命令，做好全厂运行薄弱环节的事故预想和运行分析，协调好各班组间的工作，做到安全、经济、文明调度，确保全厂安全生产。1.6.督促检修部门处理生产现场出现的设备缺陷。

1.7.机组计划停机、非计划停机或需减负荷处理缺陷等重大操作，必须事先申请调度批准，并汇报生产厂长（总工）及生产科长同意后，方能下达机组停机或减负荷命令。

1.8.值长要安排各班组认真作好设备缺陷的统计工作，积极为消除缺陷创造条件，同时必须对检修的工期进行把关。

1.9.严肃认真地审核操作票、工作票，并对其执行情况进行监督检查。

1.10.要随时询问了解公用系统的运行情况，特别是生活水、暖气、生活用电等福利系统，出现异常要及时联系处理。

1.11.值际指标竞赛，有利于调动广大运行人员的积极性，对提高运行水平、加强运行管理、保证全厂经济指标的完成具有积极的意义，值长要认真开展本值值际竞赛活动。1.12.生产即时汇报范围、时间规定：

1.12.1.发生《电力生产事故调查规程》中的电力生产人身事故、设备事故构成事故或障碍者； 1.12.2.发生《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中所列事故； 1.12.3.发生安检规定的构成二类障碍者； 1.12.4.有可能构成以上三种情况者；

1.12.5.凡出现影响机组出力、供热，或需要尽快停机、停炉的故障；主要设备的主保护退出运行；

1.12.6.规定的重要附属设备不能投入运行； 1.12.7.电除尘故障全停不能投运；

1.12.8.主要热力系统（给水系统、主蒸汽系统、循环水系统、工业水系统）运行方式发生重大变化，电气330KV、110KV、6KV、380V运行方式发生重大变化；

水力发电厂生产用规程管理 篇5

第一章总则

第一条为规范凌津滩水力发电厂（以下简称电厂）的技术生产技术规程的管理，明确生产技术规程的编制、修订、审查和使用（发放及对规程学习考试），特制定本制度。

第二条本制度适用于电厂(含生产技术管理部门、生产部)，有关施工单位(或部门)的相关工作应符合本制度。

第三条对于本《制度》未能提及的某些细节问题，为进一步明确责任，便于操作，有关部门可依据本《制度》制定相关的管理实施细则。经厂领导批准后执行。

第四条本制度所称的“规程”包含：发电及水工规程、检修工艺规程。第二章管理机构与职责

第五条安全生产部为生产用规程的归口管理部门，负责组织相关单位对生产用规程进行编写、修编，及发放。第六条安全生产部在规程管理上的主要职责为：

(一)每年七月定期对规程的运用情况进行检查，列出补充修改清单，对于生产管理规程局部修改补充的，当年安排各工区组织有关人员以勘误表的形式进行修改补充，当部分规程内容发生变动超过20%以上时，安全生产部列出规程修编的清单，并负责组织人员对规程进行修编，经审批后执行；(二)定期审查规程在技术方面的准确性，并审查从运行经验或风险分析中得到的经验教训是否已在规程中得到体现；(三)组织进行规程的学习与考试；(四)监督生产工区对规程的执行。

第七条生产工区的在规程管理上的主要职责为：(一)执行生产规程；(二)负责生产规程的的培训；

(三)负责对生产规程执行情况的反馈，提出修改建议。第三章管理规定

第八条生产用各类规程根据运用实际情况三至五年进行一次整体修编。当上级颁发新的规程、设备系统变动时，必须按规定程序修改现场规程。

第九条新设备投运前,设备运行部门必须编写出运行规程，投运三个月内设备管理部门必须编写出检修规程。改造设备投入运行之前，应对原规程进行修编。

第十条当规程有缺陷或执行过程被中断以及应急期间不按规定执行时应及时编制说明和应急措施。

第十一条规程的整体修编工作(三至五年一次)由安全生产部组织各相关工区专业人员完成。发电运行规程由运行值长组织运行人员编写，检修规程由机电维护工区组织编写，水库调度规程、水工船闸运行规程由水工船闸工区组织相关专业人员编写； 第十二条在修订年的11月30日前，所有规程必须修订完毕，以电子文档和书面形式，报总工程师或厂长（主持工作的副厂长）批准。第十三条规程的修改补充经安全生产部专责工程师校核，安全生产部负责人审查、总工程师或厂长（主持工作的副厂长）批准后，由安全生产部以通知方式公布并负责存档。

第十四条规程修编后由综合部统一组织重新印刷,修编人员负责校对，并经厂部技术主管部门发文公布，同时废除原有旧规程，各工区专责工程师负责组织新规程的发放运用、旧规程回收废除的工作。第十五条新编、修编的规程首次发放由档案室统一发放。零星领用由使用部门直接与档案室联系。检修单位需借用有关规程，应先向安全生产部申请，同意后档案室办理。规程的首次发放范围如下表：运行工区机电维护工区水工工区安全生产部发电及水工规程人手1册各2套人手1册人手1册＋2套检修规程2套人手1册2套人手1册＋2套第一条定期对检修规程的准确性进行评价。

每年十二月由总工程师(或主管厂领导，下同)主持，生产技术、安全监督等有关人员参加，对现有的规程进行一次总结、研究，列出有效的规程制度目录，在厂内公布。

第二条规程修编后应组织相关专业人员学习并进行考试，考试人员及所需掌握内容如下：

(一)全体运行人员必须掌握运行规程、了解水库调度规程和检修规程的相关内容；(二)全体维护专业人员分电气、机械、继电保护、自动化、监控专业，各专业人员掌握相关专业的内容，闸门操作人员还需掌握泄洪闸门运行规程、了解水库调度规程；

(三)水库调度人员必须掌握水库调度规程的内容，了解运行规程的有关内容；

(四)船闸与闸门运行人员须掌握《发电及水工规程》中水工船闸运行的有关内容；

(五)生产技术主管部门各专责工程师必须掌握与其主管专业相关的规程内容。

第三条安全生产部每年七月负责对全厂生产用规程进行定期检查，列出补充修改清单并督促各工区对规程进行编写或修编。第四章监督检查与考核

第四条综合部检查监督安全生产部对本制度的执行，安全生产部检查监督各工区对本制度的执行。

第五条对未按本制度进行规程修编、修订、清查、使用的，每发生一例考核部门和责任人当月绩效的2%。

第六条对因违反本制度造成管理不善，按管理事件进行考核；对违反本制度导致不安全事件发生的，按不安全事件考核办法加重考核。第五章反馈与修改

第七条本制度应根据执行情况和反馈意见及时进行修订和完善，一般一年审查一次，三年全面修订一次。第六章附则

第八条本制度未提及的内容，按照中电投集团公司和五凌公司相关文件要求执行。

调度运行规程 篇6

1、认真贯彻执行《电力法》、《电网调度管理条例》及上级关于电网有关文件精神及各项政策；

2、执行上级调度和领导发布的指令；

3、编制、执行电力系统的运行方式；

4、对调度管理的设备行使指挥权，保证赤峰地区电力系统安全运行和连续发供电；

5、编制和批准设备检查计划；

6、使电网处于最经济方式下运行，降低送变电损失；

7、使监视点电压符合国家标准；

8、贯彻执行电力系统的各种规程和制度；

9、迅速指挥、处理电网内各种类型事故，并制定反事故措施；

10、督促有关单位消除设备缺陷，提高设备完好率；

11、做好新设备投入前准备工作；

12、做好编制地方电厂、企业自备电力的发电计划，并监督执行；

13、对赤峰地区电网的远景规划和发展设计提出建议，并参加审核工作；

14、与下级调度、发、供电单位及有关人员用户签订调度协议，并督促其认真执行；

15、做好电网各项技术资料的统计、分析、整理和上报工作。第二节 调度设备管辖范围 第2条 网调授权赤调指挥的220KV变电所有：元宝山、赤峰、大板、宁城、新惠、林东、平庄。220KV线路有：元元一线、元元二线、元赤线、赤宝线、元大线、元新线、大东线、元平线、平宁线、宁建线，上述设备操作前，后，应请示汇报网调。第3条 当辽西电网由于发生事故单运时，由辽宁省网调指挥单运系统电源不足时，两锦、朝阳、赤峰三地区限电按4：2：1比例执行。第4条 当赤峰地区由于发生事故赤峰热电厂单运时，由赤调指挥单运系统的运行和事故处理。第5条 赤调骊赤峰地区电网指挥、管辖范围如：

1、赤峰热电厂机、炉、电等主要设备的启、停、并、解列及影响发电机出力的设备；2|局属各一次变、二次变送、变电设备及有关的继电保护、自动装臵、远动设备；

3、赤峰地区电网农电系统及大用户变电所主变压器、66KV及以上的设备、66KV及以上的送电线路。

4、局属配电联络线，双电源联络开关及红山区、松山区用户10KV专用线路；

5、赤峰地区各地方小水电、小火电厂、自备电厂进线开关及其并、解列操作。特殊情况下由过调授权有关调度或变电所联系、指挥；

6、克旗电网单运情况下由克旗调度指挥 第三节 调度管理制度 第6条 赤调值班调度员是赤峰地区电力系

统运行、操作和事故处理的指挥者，调度系统的值班人员必须树立全局观念，在业务上服从统一调度。非电力调度指挥系统的任何部门和个人均不得干预调度工作。第7条 凡属赤调指挥管辖的设备，未经值班调度员的同意，不得进行任何操作改变其运行状态。第8条 赤调对有关值班人员下达指令时，必须有录音，并对其正确性负责。接受调度指令人员要正确的复诵、录音，并做好记录，确认无误后执行。第9条 值班调度员下达的指令，受令者必须认真执行，如果有疑问时应及时向发令人询问，但发令人坚持原指令时，受令者必须执行。如果执行命令将威胁人身或设备安全时，受令者应拒绝执行，并将其理由反映给值班调度员和本单位领导。如受令者无故不执行或延误执行值班调度员指令时，未执行指令的值班人员和允许不执行指令的领导人对其后果均应负责。第10条 调度系统内的各有关运行单位领导发布的生产指令，如涉及到调度业务和权限，应事先征得调度同意。第11条 值班调度员与运行人员联系工作时，双方要自报单位和姓名，将联系内容做好记录，并复诵和录音。第12条 各旗县区农电局调度或送电端变电所，在接到赤调的委托指令后，有权指挥该地区的设备操作。第13条 新参加调度工作或脱离调度值班岗位三个月以上者，经考试合格，由主管局长或运行副总工程师批准后，方可值班，并通知有关运行单位。第14条 调度指令应由各运行单位的值班长或发电厂值长受理。当值班长和值长不在场时，可依次由第一值班员、第二值班员、发电厂的电气班长，第一值班员受理。各运行单位的非正式值班员，不得接受调度指令。第15条 各运行单位经领导批准的值班员名单和电话号码应与调度互相备案，有变动时应及时通知对方。有关单位应在每年春检前一个月向调度提供有权签发工作票的人员名单。第16条调度系统内的值班人员必须遵守调度纪律，出现违反调度纪律的情况时，调度部门应及时向上级调度机构或供电公司主管领导汇报，并会同安监部门和有关单位共同调查。由其所在单位或上级机关给予行政处分和经济处罚。第四节 继电保护和自动装臵运行管理 第17条 220KV线路、一次变电所220KV设备的继电保护和自动装臵由网调负责管理，授权赤调指挥操作。第18条 赤调指挥管辖的设备，其继电保护和自动装臵的停、启用由赤调负责，继电保护专业人员负责向调度提供继电保护整定方案、使用规定和继电保护定值通知单。第19条 继电保护和自动装臵定值管理：

1、由赤调编制的运行方式做为继电定值整定专业人员修改定值的依据。当运行中继电保护定值不能满足要求时，由运行单位报告调度，当值班调度员应及时向主管生产的领导汇报，并通知继电保护部门有关人员，继电保护人员应及时完成定值的变更、调试。由于运行方式的变更使继电保护定值不能满足系统要求时，由调度直接通知继电部门领导或继电定值专责人，待定值变更、调试后，才允许进行变更运行方式的操作。

2、研究大型运行方式的变更，继电专业人员应参加并会签。

3、新设备投运前，由调度编制出运行方式和投运方案。继电保护专责人员依次计算继电保护。第20条 值班调度员应按着继电专责人提供的继电保护整定方案和使用规定，指挥操作和事故处理，保证继电保护的正确使用。第21条 调度指挥管辖范围内的保护装臵改变定值或新保护装臵投运前，调度值班人员必须按定值通知单与现场运行人员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行，调度值班人员应在通知单上注明定值更改时间及对方核对人姓名，并在调度运行日志上做好记录。第22条 现场运行人员应监视保护装臵的最大允许负荷或负荷曲线，防止保护误动作。当电流达到过流保护整定值的80%时或达到距离保护的停用曲线规定值时，运行单位可先停用该保护，然后报告调度。当电流下降到过流保护整定电流80%以下或者恢复到距离保护的允许运行曲线时，运行人员应及时恢复已停用的保护，事后报告调度。第23条 值班调度员有权根据运行方式，天气、设备等特殊情况，停用调度管辖范围内的继电保护和自动装臵，事后报告有关领导。但在下列情况下必须事先得到网调和局主管生产的领导批准：

1、一次变主变差动保护和重瓦斯保护同时停用，由网调批准：

2、一次变主变主保护停用其中之一时，（重瓦斯或差动）局主管生产领导批准；

3、二次变主变保护的停用，必须经局主管生产领导批准；

4、发电厂发电机保护，主变压器的主保护的停用，必须先经电厂总工程师的批准、同意后，再由值班长向当班调度员提出申请。第24条 调度所每年根据网调下达的低周切负荷数量，编制低周减载和低周解列方案。经局主管生产领导批准后，试验所负责按期完成现场调试工作。调度按要求掌握投入和退出，保证切除数量。第五节 运行方式管理 第25条运行方式编制原则：

1、选取最合理的结线方式，保证整个系统安全稳定运行，保证系统电能质量，力求达到系统运行的最大经济性；

2、保证系统运行可靠性和灵活性，使系统操作变更及检修安排合理，便于事故处理和防止事故扩大；

3、正常运行时保证重要用户的可靠供电，事故情况下保证发电厂用电、一次变电所用电及重要用户的保安电力。第26条根据赤峰地区电网的具体情况，运行方式分为年、日（临时性）两种。年运行方式做为调度正常运行及事故处理的指导原则，为继电保护整定提供依据。日方式根据系统情况随时调整安排。第27条运行方式应于每年春检前编制完成。其主要内容如下：

1、系统正常结线；

2、系统正常的运行方式；

3、主要设备检修的结线方式；

4、事故情况下的运行方式；

5、电网运行方面的有关注意事项。第28条 继电保护整定专责人员应按调度运行方式制定相应的继电保护及自动装臵的运行方案，在按到运行方式后一个月内向调度所提交。第29条 日方式根据系统运行情况的变化，系统结线改变的需要临时编制。日方式主要内容：

1、运行方式变更原因、内容；

2、结线方式、潮流分布、电压变化、消弧线圈补偿情况；

3、由继电专业人员根据方式变化提出保护及自动装臵的变更；

4、操作原则，注意事项及新方式下事事故处理原则。第30条 当值调度员在遇特殊情况时，为使系统安全经济运行，可根据当时的具体情况临时改变运行方式。操作前应征得调度所长和局主管生产领导的同意。影响到计量方面的方式变化应通知营业部门。第六节 设备检修管理 第31条 根据电力生产连续性特点发供电设备必须协调配合，实行统一平衡，安排计划检修，避免和减少重复停电。第32条 凡属赤调指挥管辖范围的设备（一、二次设备），因检修、试验、新建、改（扩）建工程等工作，影响到运行设备的停电、备用或运行方式改变及出力减少时，均需由该设备的运行单位向调度提出检修申请计划，经赤调批准后方可进行工作。第33条 检修计划分为年检修计划（220K系统）和月检修计划。检修计划的内容包括： 检修设备的双重名称、设备停电或工作范围、作业内容、作业时间等。第34条 220KV设备应由检修单位向赤调报告检修计划，赤调平衡后上报网调，由调统一安排。赤峰热电厂主要设备（机、炉、电）检修计划报网调同时抄报赤调。地方电厂、各旗县区农电局、各专用线用户的检修计划，直接报赤调平衡、安排。局属设备的检修计划报赤调，局里统一平衡后，随月生产任务书一起达到有关生产单位。第35条 各单位检修计划的提报和调度部门的批复应按规定的要求和时间进行。第36条 根据网调、赤调批准的设备停电检修计划、各有关生产单位在开工前三天向调度提出申请，调度在一工前一天批复，操作复杂，对系统运行方式影响较大，或较大面积停电设备检修，有关生产单位必须在开工前五天向调度提出申请，调度在开工前二天批复。节假日的设备停电检修，应于开工前15天提出申请，调度于开工前三天批复。第37条 设备停电检修，要严格按计划时间进行。如因特殊情况不能按计划进行时，检修单位应在开工前三天报告调度，最迟不晚于开前二天，以便调度能及时通知用户。由于系统原因检修不能按计划进行时，调度应在规定的批复时间内以前通知检修和用户。第38条 未经网调批准列入计划的检修，均属临时检修，对于 设备的临检，特做如下的规定：

1、临检应于开工前48小时向调度提出申请；

2、配合计划检修的临检，在其临检时间不超过计划检修时间时，赤调当值调度员应给予安排；

3、值班调度员有权批准当值内可以完工，不影响运行方式，不影响用户供电的设备临检（66KV及以下设备）。如：能用专用

旁路开关带送的开关、冷备或热备用的开关、变压器、旁路母线及二次回路等工作。第39条 设备异常运行，为防止扩大缺陷，应在6小时前向赤调当值调度员提出申请，当值调度员接到申请后根据系统情况及时安排，并及时通知重要用户。如果对用户不造成停电能安排的临检，当值调度员应尽早安排，不受6小时限制。第40条 设备异常运行达到规程规定的紧急停止运行条件时，或危及设备安全时，应立即向赤调当值调度员提出申请，当值调度员接到申请后根据系统情况立即安排。情况紧急时，应马上停止运行。事后向有关领导汇报。第41条 批准紧急的临检时间：35—220千伏以上变压器、开关、及电力电缆等输、变电等主要设备不超过72小时。第42条 设备停止和作业时间计算：

1、停电时间“从设备停止运行或停止备用时起到设备转入运行或备用为止；

2、作业时间：从发布工作许可命令起到接到工作负责人的竣工报告，并办理了工作终结手续为止。第43条 设备检修延期开工时，应经赤调检修专责人批准。第44条 设备检修延期的规定：

1、一、二次设备检修工期较长，如发现重要缺陷或其它原因不能按期完工时，在检修工期未过半前，向赤调提出延期申请，批准后，按新工期计算。史允许延期一次（220千伏一、二次设备检修延期由网调批准）。

2、检修工期只有一天（包括每日都要临时恢复送电的检修），由于气候变化影响，不能继续进行检修，在计划检查工期未过半前向赤调提出延期申请，批准后，按新工期计算。

3、地方火、水厂影响出力的主要设备大、小修，无论检修延期或提前竣工，必须提前2天向赤调提出申请，批准后，按新工期计算。第45条 地方火、水厂影响出力的主要设备大、小修不能按计划开工时，应在前三天11时前向赤调提出检修变更日期。第46条 对检修设备的停电，在未经赤调的批准，运行单位不得任意扩大操作范围。检修单位在未得到赤调的批准，不得随意扩大检修范围。第47条 设备停电或停止备用，虽经申请并得到赤调的批准，但在操作前仍需得到当值调度员的操作指令后，方可将设备转为检修或停止备用。第48条 经批准并开工的设备停电检修，因系统或用户的特殊要求，值班调度员可随时令其停止检修，将设备恢复运行。第49条带电作业：

1、送、变电设备的带电作业，凡对工作人员或系统安全影响而有要求的（如停用线路重合闸，或经联系后才允许对线路强送电等），要按检修申请手续向赤调提出申请，经批准后方可作业。

2、当日带电作业处理的紧急缺陷，直接向赤调当值调度员提出申请，当值调度员根据系统情况立即安排。第50条 赤调检修专责人在接到检修申请后应做到：

1、协调各生产单位，习题做到一、二次，送、变、配设备的配合检修；

2、根据检修内容，审批合理的检修时间；

3、充分利用系统结构，在安全、经济运行的前提下，合理安排检修运行方式，做到少停电，少限电；

4、填写的设备检修票，设备停电范围和工作内容明确，保护及自动装臵和运行方式交待清楚；

5、重大的设备检修，需经赤调有关人员讨论、审核。必要时经局有关领导批准。第51条 任何单位和个人严禁不经联系私自在自己不能控制电源的设备上进行作业或借机作业。即使知道设备不带电，也绝对不允许自行安排工作，因为设备有随时来电的可能。经批准的设备检修作业或借机作业，必须办理作业许可手续，否则视为无作业。第七节 线损负荷管理 第52条线损是供电企业综合性的重要技术经济指标，各有关单位应各尽其责，相互协调，加强管理，确保电网经济运行。第53条 调度所负责全局的送变电损失及一次网损的统计管理工作，负责制定送变电降损措施计划及送变电损失理论计算。第54条 定期向上级有关领导和主管科室提供线损统计数据和分析，对电网经济运行提出合理化建议。第55条 线损管理负责人应与运行方式、检修管理及无功电压管理负责人协调工作，监督新方式运行、设备检修及电压变化对线损大小的影响，及时提出合理性建议，尽可能地降低送变电损失。第56条 当系统内有新设备投运或方式变化时，线损管理人员应进行线损的理论计算，如对线损影响较大，及时通知有关部门。第57第 发电厂、变电所电度计量装臵出现异常问题时，应立即向调度所和计量所有关人员汇报，计量所及时进行处理，并将处理结果报调度所。第58条 发电厂、变电所应做好电量统计工作，要准时、准确地进行抄表，并正确地计算出当月电量，于下月1日以电话形式上报调度所。第59条 当发电厂、变电所发生异常计量时，值班人员必须详细记录在《变电所异常电量记录簿》上，不得漏项，并按异常电量计算方法计算出异常电量，在下月1日随月电量一起报调度所。第60条 各变电所应加强所用电的管理，对非生产用电要严格控制，所用电增加负荷时，必须经调度所和计划部批准。第61条线损管理专责人每年进行一次全网送变电线损理论计算，分析线损升高或降低的原因，提出改进措施，各有关的发电厂，变电所应提供真实可靠的计算依据。负荷管理 第62条 各发电厂、变电所每天按规定时间记录设备潮流（包括有功、无功、电压、电流），并按规定上报调度所。第63条 无人值班变电所由集控站记录设备潮流。第64条 各发电厂、变电所、集控站值班人员，应监视设备负荷情况，发现负荷超出允许范围应及时通知值班调度员，值班调度员应设法进行调整。第65条 每月典型日（15日，遇节假日顺延）各发电厂、变电所应准确记录24小时正步潮流（包括有功、无功、电压、电流），由调度所汇总后上报网调。第66第 调度所负责每天的负荷预测工作，并应确保准确性。第67条 各地方电厂要严格按赤调下达的发电曲线发电。当实际发电曲线与计划曲线出现偏差超过±3%时，将近电网管理的有关规定予以处罚，超发电计划，多发部分不予结算。第68条 赤调当值调度员有权根据电网安全稳定需要和电网电源的变化修改地方电厂上网曲线。第69条 赤调修改发电上网曲线要以有关设备规范、额定参数、设备的实际情况和电网的需要为依据。第八节 低频减载管理 第70条 为防止推动大电源而扩大事故，系统中安装低频减载装臵，当频率严重降低时，自动切除部分次要负荷，从而保证系统对重要用户的供电。第71条 调度所每年根据网调下达的低频切负荷数量，编制本地区低频减载和低周 解列方案，经局总工程师批准后执行。试验所负责按期完成现场安装调试工作，调度所按要求掌握投入和退出，以保证切除足够的数量。第72条 低频减载装臵每年整定一次，必要时可随时做适当调整。第73条 根据需要，低频减载装臵可以安装在电力用户内部，用户应积极配合，不得拒绝。第74条 任何单位不得擅自停用低频减载装臵、转移其控制负荷或改变装臵的定值。各厂、变低频减载装臵的投、切、定值的改变，必须按赤调指令进行。第75条 各厂、变低周减载装臵的投切，定值的改变，均按赤调指令进行。当低频减载装臵因故停止运行其间，系统周波降到该级低频定值时，运行人员应手动切除该装臵所控制的线路。第76条 每月15日为典型日（遇节假日顺延）各发电厂，变电所应记录2、10、19点（夏季为21点）低频减载装臵实际控制的负荷数量，由赤调汇总后上报网调。第九条 无功电压管理 第77条 电压是考核电能质量主要指标之

一、无功电力是影响电压质量的重要因素。因此要加强对无功电压管理，使系统电压经常保持在正常规定范围内。

1、赤调负责赤峰电力系统电压的监视、调整、考核；

2、赤调负责赤调电力系统无功补偿设备的统计，并会同有关部门做出无功电力规划，提出新增无功设备的容量及安装地点；

3、凡在赤峰地区新建发电厂和农网、城网66KV变电所必须采用有载调压变压器，新建送配线路按要求设计，原则上66KV线路长度不得超过60KM，10KV线路长度不得超过15KM，根据无功电力就地补偿原则，凡新建变电所（包括厂、矿、农电）在设计时必须考虑配备相应无功补偿设备。农网要考虑采取集中和分散补偿相结合原则，功率因数在0.9以上。第78条 发电厂、变电所运行人员应随时监视电压偏移，当电压偏移超出允范围时应进行无功出力的调整和电容的投切，使电压恢复正常，池无法调整时向赤调报告。第79条 赤峰热电厂、赤峰地区方水、火电厂及企业自备电厂应按电压标准及时调整砺磁电流及无功出力使电压保持正常水平。第80条 地区电网内各变电所的电容器每日可以在电压合格范围内自行投切。第81条 局属各载调压变压器的各变电所

当电压超出合格范围时，应及时向调度汇报，经总工程师批准后进行相应调整。第82条 局属各电变所（包括农电各中心变电所）变压器分接头的调整，由赤调统一管理，农电其它变电所、厂、矿市，的66KV变电所变压器分接头调整可自行调整后报赤调备案。第83条 赤峰电网电压监测点设臵规定： A类城市变电所，指县级以上城市规划建成区及供主要工业负荷的变电所，6.3--10KV母线设一个监测点。B类：110KV以上供电的和35--66KV专线供电用户，每个用户设一个监测点。C类：35--66KV非专用线用户和6.3--10KV用户每万千瓦负荷设一个监测点。D类：380/220V配电变压器按总台数1%设定结构的变化进行调整。第84条电压上升下限一般规定： 城市变电所：10KV+7-0%（A类电压监测点）66KV专、非线用户变电所：66KV+5%（B类、C类电压监测点）10KV用户变电所：10KV±7%（C类电压监测点）6.3KV用户变电所：6.3KV±5%（C类电压监测点）380/220V+5--10%（D类电压监测点）各一次变电所：220KV--3%---+7%，66KV-3%---+75（一般要求在上限运行）考核时间： A类电压监测是为全日24小时记录，B、C、D电压监测是每月5日、15日、25日记录，每月典型日遇节假日顺延一日记录。第十节 地方电厂和双电源用户的管理 第85条 并网运行的非电力系统直属的水、火电厂、自备电厂（简称为地方电厂）是电网的组成部分。上述电厂必须服从统一调度，遵守调度纪律。第86条 凡要求并网的新建和扩建的地方电厂、并网方案需经赤峰供电公司审核批准后方可施工。第87条 地方电厂在并网前需向赤调提出并网申请。经审查具备并网条件，并签定并网调度协议和其它有关协议，东北公司网调批准后可以并网运行。未经批准和私自将电源投入电网或不按调度令擅自操作者，必须对所造成的一切后果负责。第88条 地方电厂主要设备（发电机、主变压器和联络线）的年、月检修和发电厂计划，按赤调规定时间和要求报调度所批准后执行。第89条 地方电厂必须参加电网调峰，严格执行赤调下达的日调电曲线。赤调当值调度有权根据电网电压和线路潮流修改地方电厂的日调曲线。第90条 地方电厂要按规定的时间向赤调汇报发电有功和无功小时电量、母线电压和联络线潮流及发电曲线等运行数据，并及时向赤调报送有关报表。第91条 地方电厂的运行人员在执行赤调下达的运行操作和事故处理指令时，任何非运行人员不得干预。否则造成下列情况之一者，按违反调度指令追究有关人员责任并予以处罚：

1、不认真执行继电保护，自动装臵的有关规定而造成系统主要损坏、非同期并列及其它危险电网安全者；

2、拖延执行调度指令而造成电网事故扩大或达不到调度规定要求者；

3、不如实反映电厂运行情况，故意隐瞒事实真相，影响调度事故处理、判断者；

4、不认真执行调曲线，只顾本单位利益，不顾全大局者。第92条 当地方电厂拒绝和延缓执行调度指令，给电网安全运行造成威胁或严重违反调度协议时，赤调有权对其采取必要果断措施，将电厂解列，以保证电网的安全运行。第93条 凡属赤调指挥管理的地方电厂设备，未经当值调度的许可，不准自行变更其运行状态、接入系统状态（危及人身和设备安全者除外）。必须改变时应事先以书面形式将变动有关的资料报赤调，批准后方可变更。第94条 6—10KV及以上电压等级的专用线双电源用户由赤调统一调度指挥，10KV公用线用户双电源及400V以下双电源由配电调度或农电局调度指挥、管理。第95条 6—10KV及以上电压等级的专用线双电源用户向赤调报送有关的图纸资料。应设专人值班，并有可靠的通讯联系手段。第十一节 无人值班变电所集中控制站管理 第96条 局属无人值守变电所的集中控制站（简称集控站）值班员负责管辖范围内无人值班变电所遥测、遥信量的监视和利用遥控、遥调装臵进行正常操作和事故处理。第97条 集控站值班人员的操作应在赤调的统一指挥下进行。集控站值班人员管辖范围内无人值班变电所的正常倒闸操作、系统异常及事故处理的正确性负有责任，并应及时准确地向当值调度员汇报，并在调度统一指挥下进行。第98条 无人值班变电操作队受集控站值班指挥，并应及时、准确地将观察到的设备异常和操作情况向集控站值班员汇报。第99条 集控站值班人员发现远动设备异常时应及时汇报调度和远动室值班员。在集控站不能对变电所设备正常监视及控制期间，集控站应及时与变电所主管单位联系，尽快恢复有人值班。其调度关系按有人值班管理。第100条 集控站值班员应对管辖内变电所电压变动情况加强监视，及时投切电容器，使电压保持在合格范围内。第101条集控站值班员负荷管辖内无人值班变电所电量及典型日潮流的记录和上报。其要求与有人值班变电所相同。第102条 集控站值班人员对管辖内设备事故及异常除及时汇报调度外，并及时通知设备的维护单位进行处理。第十二节 新建、扩建和改建设备投入运行的管理 第103条 凡接入赤峰地区电力系统的新建或改（扩）建电力设备在投入运行前，由其主管单位向赤调报送设备投入运行的书面申请、设备参数及有关资料。第104条新建、扩建和改建电力建设的主管单位在以下规定时间内向赤调报送设备投运申请和设备参数及有关资料。

1、电厂投运前60天；

2、220千伏变电所及线路投运前50天； 3、66千伏及以下变电所投运前30天；

4、66千伏及以下的送、配线路投运前30天。第105条 非电力系统所属企业的新建、扩建和改建的电力设备投运前应报送以下设备参数及有关资料：

1、政府有关部门和上级主管部门对新建或改建工程项目的审批文件（复印件）；

2、试运行或正式投运计划日期，试验项目，带负荷要求；

3、主要的电气设备规范和设备参数（铭牌参数）；

4、发电厂或变电所一次主结线图，电气平面布臵图，继电保护及自动装臵原理图和配臵图；

5、负荷的有、无功情况，负荷性质、特点及有无特殊要求和规定等；

6、有关运行人员名单，与调度联系方式；

7、线路投运前应报：线路长度、导、地线型号、排列方式、杆、塔起、止号、杆、塔数目、导线换位情况，地理位臵图，线路实测参数，线路产权维护权限等有关资料。第106条 赤调接到投运的新设备参数和有关资料后进行下列工作：

1、向网调报送设备投运申请及方案，参数和有关资料等；

2、与网调和设备主管单位签定调度协议；

3、和供电公司有关单位共单位共同审核接网的设计方案。第107条 当新建或改建工程规模较大，投运复杂或采用过渡方案投运时，应在供电公司统一领导下由建设、设计、生技、试验、安监、调度、施工及有关单位组成设备启动小组，由运行和试验单位提出投运和试验方案，经设备启动小组审批后执行。新建或改建工程在施工中如需运行设备停电时，由运行单位按有关规定向赤调提出停电申请。第二章 电力系统正常操作 第一节系统运行结线方式 第108条 系统结线原则：为保证全系统和重要用户的连续可靠供电，电网的结线方式应具有较大的紧凑度，即并列运行的线路尽可能并列运行，环状系统尽可能环状并列运行，使网内设备最大限度的互为备用，并提高重合闸的利用率，同时还应满足以下条件：

1、根据潮流电压分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求；

2、高压开关的遮断容量应满足短路容量的要求；

3、正常和事故时，潮流电压分布合理；

4、继电保护和自动装臵配合协调；

5、保证系统操作灵活、安全，能迅速消除事故和防止事故扩大及运行的最大经济性。第109条 主要厂、变电所母线结线原则：

1、一般同一电源来的双回线或者同一变电所的双回线应分别接于不同母线上，以避免母线故障时造成系统解列或扩大事故；

2、正常母线上有3个及以下元件运行时，为了尽量减少不必要的高压设备带电而增加事故机会，原则上为单母线运行，另一母线处于备用状态；

3、各主要厂、变电所固定结线方式，应根据系统运行情况，每年检查一次；

4、各厂、变电所要特别注意厂（所）用电源结线方式的合理性，充分利用备用电源自投装臵，赤峰地区电网应保证各一次变所用电及赤峰热电厂、元宝山电厂厂用电的可靠性。第110条 为保证对重要工业地区和重要用户的不间断供电，应在电网的重要送电线路和重要变电所安装备用电源自投装臵并应投入运行。第二节 操作制度 第111条 倒闸操作是将指将电气设备由一种状态（运行、备用、检修、试验四种）转换为另一种状态。主要是指拉开或合上某些开关和刀闸，启用或停用某些继电保护及自动装臵，拆除或装设接地线，拉开或合上某些直流操作回路等。第112条 一切常规操作必须填写操作票，在事故处理或单一操作时，可不填写操作票，但要做好记录。第113条 一般操作应避免在交接班或高峰负荷时进行，如特殊情况需要时，应待全部操作结束或操作告一段落后进行交接班。第114条 值班调度员发布操作指令时有以下三种形式：

1、逐项指令（即调度逐项下达操作指令）：指涉及两个及以上单位的共同配合完成的操作，66KV及以上单回送电线路的正常操作，10KV双电源配电线路的操作。

2、综合操作指令（即任务项操作令）指涉及一个单位的操作，对系统无影响，只发给现场操作任务。如：⑴发电厂、变电所更母线运行方式； ⑵线路开关的互带或经侧路带送，220KV旁路开关带220KV线路或主变的操作。⑶幅射状配电线路的停送电；⑷单一变电所内部停电或全部停电； ⑸变压器由运行转检修或转备用，或由备用转运行。综合令中除写清操作任务外，只交待运行方式变更，特殊方式下的继电保护扩=及自动装臵的变更，变电所全停电时，进线侧刀闸是否带电及线路作业的安全措施的装拆。操作现场根据综合指令按规程及有关规定编制详细操作票。综合令中有关继电保护安全自动装臵具体操作由现场值班人员负责。

3、口头指令：主要用于日常的一些调度业务、非计划性的倒闸操作和事故处理、限电等。第115条 指挥有计划的操作一般分两步进行：第一步下予令，当值调度员应于操作前4个小时，将不带编号的操作令，（即予令）下在现场，如有特殊情况，可提前2小时下发，现场人员根据予令填写现场操作票，但不许操作。第二步下动令（即带编号的，允许正式操作的指令）动令下达前，调度应与现场操作人员再次核对操作予令内容，无误后，调度即下达操作令编号（自下达编号后，予令即变成动令），然后正式宣布操作开始。操作前在模拟图板上的模拟操作不应占用实际操作时间。第116条 操作过程中要随时注意检查潮流的变化和负荷的分配，以验证开关位臵的正确性。第117条 现场操作人员在操作完应及时汇报调度，逐项操作令中，一次下达的按顺序操作的几项操作完毕后，可以一起汇报。第118条 操作过程中必须严格贯彻下列制度：

1、按批准的操作票顺序逐项进行操作，必须有人监护，不允许只凭经验或记忆进行操作，每操作完一项打“√”；

2、操作过程中如发生疑问，应停止操作，询问清楚后再进行操作；

3、操作过程中应严格执行复诵、录音、彼此互通姓名，并做好记录；

4、操作完，值班调度员要全面检查操作票，（包括备注部分），以防遗漏，在操作票左上角的位臵上盖“已执行”章，并及时更改调度模拟盘，使其符合现场实际情况。第119条 在任何情况下者禁止约时停、送电。第120条 操作票的编号要严密、明确、文字清晰，不得任意涂改，如有修改，每页不得超过三处，（四字）、超过应重新填写。要使用双重名称，如元红线125。第121条 接地线的管理：

1、发电厂、变电所、送、配电线路，出口线路侧接地线或接地刀闸由赤调负责；

2、双电源线路（包括用户）两侧接线由赤调负责；

3、发电厂、变电所内部停电或部分设备停电工作，自行掌握的地线、接地刀闸，由发电厂，变电所各自负责；

4、由供电局配电调度和各旗县调度管理的配电线中，包括只继开分支开关停 电的检修，接地线的装设和拆除由配电调度和旗县调度自行负责；

5、线路检修人员在工作地点装设的接地线，由检修人员自行负责。第三节 操作总则 第122条 调度在指挥电力系统生产运行、操作、事故处理过程中，应严格遵守“两票、三制、四对照”的原则。两票：检修票、操作票。三制：监护制、复诵录音制、记录制。四对照：对照系统、对照现场、对照检修票、对照典型操作票。第123条 操作前应充分考虑系统结线方式变更后的正确性、合理性，并应特别注意对重要用户供电的可靠性。第124条平衡系统有功和无功功率，保证系统运行的稳定性，并应考虑留有备用容量。第125条 注意系统变更后引起潮流、电压的变化，应及时将改变的运行结线及潮流变化通知有关现场，监视运行中的设备，防止设备过载和结点过热。当值调度与有关运行单位均应做好事故预想。第126条 运行方式变更应充分考虑到继电保护及自动装臵配合协调，消弧线圈补偿合理。第四节 并、解列操作 第127条 周波：同期并列周波必须相同，无法调整时，最大允许差0.5HZ。如果系统电源不足，必要时允许降低较高系统的周波进行同期并列，但正常系统的周波不得低于49.50HZ。第128条 电压：系统间并列，无论是同期还是环状并列，应使电压差（绝对值）调值最小，最大允许电压差为20%，特殊情况下，环状并列时最大电压差不得超过30%，或经过计算确定允许值。第129条 电气角度引起的电压差：系统环状并列时，应注意并列处两侧电压向量间的角度差，环路内变压器不允许有结线组别角度差（必须为零），对由潮流分布引起的功率角，其允许值根据环路内设备容量、继电保护等限制程度经核算后确定。第130条 相序、相位：由于设备检修（如导线拆、接引）或新建、扩建工程设备投入运行有可能引起相序、相位紊乱时，对单电源供电的负荷线路及两侧有电源的联络线，在受电或并列前应测试相序。环状网络合环前应测试两侧相位相同。第131条 环状网络中如有同期装臵，环并前应使用同期装臵检验同期，惟保证操作的正确性。第132条 系统解列时，应将解列点的有功和无功功率调整为零，电流尽可能调至最小。当调整有困难时，一般可调整到使系统向大容量系统输送少量有功功率时使之解列。第133条 环状络并列或解列时，必须考虑环内潮流的变化及对继电保护、系统稳定、设备过载等方面的影响。第五节 线路操作 条134条 线路停电时，应依次拉开油开关，负荷侧刀闸、电源刀闸、（线路上有电压互感器或所用变变压器时还应拉开互感器或所用变刀闸），验电并装设接地线。第135条 线路送电时，应先拆除全部接地线、短路线，工作人员全部撤离现场后，再依次合上电源刀闸、负荷侧刀闸、合上油开关。第136条 并列双回线之一停电时，应先在 送电端解列，然后在负荷端停电。送电时应由负荷侧充电，电源侧并列。以减少电压波动和解、并列处电压差，并应考虑运行线路是否过载。第137条 允许用刀闸操作的线路，在线路检修后或新线路投入运行时，必须用油开关试送。如无条件必须用刀闸试送时，应经局主管领导批准。第138条 两线一地制变电所的任何送、配电线路停电，需变电所装设接地线时，应装设在油开关与负荷侧刀闸之间，惟防将变电所的接地网电压传输到线路上。第139条 有通讯设施的线路停电时，庆及时通知通讯部门，以便采取措施，尽可能保持通讯不中断。第140条双电源线路的停、送电操作，应考虑高压长线路对小容量系统中发电机的励磁有影响，一般应在小电源侧并、解列、大电源侧充电。第六节 变压器操作 第141条 变压器侧高、低压侧均有电源时，一般情况下，由高压侧充电、代压侧并列，停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。第142条 超高压长线路末端变压器的操作时，为防止空载线路末端电压过高，使空载变压器投入时，造成磁路饱和出现异常的高次谐波而击空变压器绝缘。操作时电压不得超过变压器相应分接头电压的10%。第143条 变压器停电或充电操作时，为防止因开关三相不同期或非全相投入产生的过电压威胁变压器绝缘，中性点直接接地系统的主变压器停电或充电前，必须将变压器中性点直接地，并启用相应保护。当操作完毕后，则按照运行方式的规定使用中性点接地方式和继电保护。第144条 主变压器充电时，无论差动回路向量正确与否，均应将差动保护和瓦斯保护保护压板投入跳闸位臵，充电操作完毕后，再按规定决定是否需要暂退出。第145条 单电源的二次变压所若与电源线路同时停电时，应由送电端变电所一并停、送。若只是变电所以下全停时，先停负荷侧，后停电源侧，送电时与上相反。第146条 变压器改变分接头位臵后，应先测量分接头开关接触电阻合格后，方可运行，对有载调压变压器应事先计算差动保护允许调压分接头的调整范围。第七节 母线操作 第147条 用国产220KV断中带有均压电容的少油开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时，为避免少油开关触头间的并联电容和电感式电压互感感抗形成串联谐振，母线停、送电操作前应将电压互感器拉开或在电压互感器的二次回路内并（串）适当电阻消谐。第148条 变压器向母线充电时，此时变压器中性点必须直接接地。第149条 母线是发电厂、变电所的中枢，是电器元件的集合点，进行母线操作时，必须进行充分的检查准备，调度运行人员要做好系统性事故预想（如刀闸瓷柱折断等）。第150条 母线运行中进行倒闸操作，在母联开关合上后，应断开母联开关的操作电源，然后再进行倒闸操作。第151条 进行母线操作时应注意对母线保护的影响，根据母差运行规定做好相应的变更。倒母线过程中无特殊情况母差保护应在投入使用中。第152条 进行母线停、送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电，使电压互感器二次保险熔断，而造成继电保护误动。第153条 220KV刀闸允许进行停、送空母线操作，但在送空母线时，应在肜开关给母线充电无问题后进行。第八节 刀闸的操作 第154条 刀闸操作允许范围：

1、拉、合空载母线；

2、拉、合无故障现象的电压互感器和避雷器；

3、拉、合系统无接地时的消弧线圈；

4、拉、合变压器中性点；

5、可拉、合并联开关的旁路电流；

6、用三相联动刀闸可切、合励磁电流不超过2安培的空载变压器或电容电流不超过5安培的空载线路；

7、用三相联动刀闸允许的合、解环操作，应经计算和试验，并得到总工程师的批准方可进行。第155条 母线上接有V型刀闸、要特别注意刀闸的操作，以防止刀闸“甩臂”。第156条 没有专用旁路开关，进行线路互带操作时，拉、合旁路刀闸前应停用并列开关的控制电源。第157条 中性点绝缘或经消弧线圈接地系统不允许用刀闸查找接地故障。第九节 消弧线圈的运行和操作 第158条 消弧线圈的操作及分接头位臵的改变应按赤调指令执行。值班调度员应根据系统运行方式的改变，按照补偿的整定原则及时对消弧线圈分接头进行调整。第159条 消弧线圈的整定原则：

1、使流过故障点的残流最小，以得消弧，并为系统带接地运行创造条件；

2、正常和事故情况下，中性点位移电压不危及设备绝缘，中性点位移电压不超过允许值： 长时间不超过相电压的15%；操作过程中（1小时内）不超过相电压的30%；接地故障时不超过相电压100%；

3、正常时应采取过补偿，如必须欠补偿运行时，应允分考虑到在事故情况下，最长一回线路一相断线不致产生谐振；

4、考虑事故处理方便，当系统分离后各单独系统亦应有适当的补偿度；

5、系统由于对地电容不平衡，或邻近不同等级的系统电压不平衡而影响该系统电压不平衡时，可调整补偿度加以改善；

6、经消弧线圈接地系统的补偿度按下式计算：全网补偿电流—全网电容电流 一般补偿度为5%一20%。在系统消弧线圈容量充裕时，尽量不安排最高分接头。第160条按下述原则，进行消弧线圈的调整：

1、欠补偿系统：线路停电前、送电后调整；

2、过补偿系统；线路停电后、送电前调整；

3、一经操作（不论停、送、并、解）即变成共振补偿时，必须在操作前调整。第161条 改变消弧线圈分接头的操作，必须将消弧线圈脱离系统后进行。投切消弧线圈时，必须在系统内无接地故障时方可进行操作。第162条 一个系统如果正常一台消弧线圈运行，在调整分接头位臵时，可先将该系统同一电压等级备用的消弧线圈投入，然后再进行调整。一个系统只有一台消弧线圈，当需要调整其分接头时，有条件的可先将该系统与同一电压等级带有消弧线圈的其它系统并列，然后进行调整。如必须将唯一的一台消弧线圈脱离系统，使系统变为中性点绝缘运行时，应事先确认不能发生铁磁谐振或采取必须措施后方可进行操作。第163条 系统内有两个以上消弧线圈运行时，当需要改变其分接头位臵时，应逐一进行调整，避免系统出现无消弧线圈运行方式。第164条 禁止将消弧线圈同时连接在两组运行变压器的中性点。将消弧线圈从一台变压器中性点切换到另一台变压器中性点上时，应先将消弧线圈断开，然后再投入到另一台变压器中性点上。第165条 消弧线圈的检修（包括影响消弧线圈运行的附属设备），必须安排在雷 雨季节前进行，以保证雷雨季节消弧线圈不脱离运行。第166条 凡装有消弧线圈的变电所，消弧线圈动作后，应立即汇报调度，并详细记录运行时间，消弧线圈电流，中性点电压及消弧线圈的温度、温升等。第167条 在整定调谐时，如遇到中性点位移电压和补偿度不能双重满足时：

1、在冬季以满足位移电压不超过规定值为原则。

2、在其它季节以满足补偿度不超过规定为原则。第168条 只有一台消弧线圈的系统，允许带接地故障运行时间由消弧线圈的温升决定；有几台消弧线圈的系统，个别消弧线圈达到规定的温升时，且继续升高，在不得已的情况下，可以重新调整补偿度，然后切除该消弧线圈。单相永久性接地消弧线圈上层油温及其允许连续运行时间按厂家规定执行，如无厂家规定，允许温升按55℃以下掌握，运行时间不超过2小时。第169条 赤峰地区电网66KV系统消弧线圈参数表： 第十节 新设备投入运行操作 第170条 新建或改、扩建设备投运前，必须具备下列基本条件：

1、局属设备经局新设备启动小组验收合格，移交生产单位并正式交给调度指挥运行。农电及大用户新建或改、扩建设备投运前，必须经局组织有关单位验收合格，正式交付调度指挥运行；

2、有符合现场实际的一、二次图纸；

3、与调度有两条独立的通信线路，并已投运畅通；

4、新建或改、扩建工程的一、二次设备（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化等均应同步完成，具备投运条件；

5、继电保护、自动装臵按定值单调试完，具备投运条件。并将定值单报送赤调；

6、设备主管单位组织运行人员进行业务培训和规程的学习（包括安规和调度规程），并经考试合格。第171条 调度部门在接到新、改、扩建设备全面验收合格报告后，并请示供电公司主管领导同意，方可下达正式投运的操作指令。第172条 赤调在接到有关单位提出的设备投运申请后，应做如下工作：

1、进行潮流和电压损失计算，确定运行方式和变压器分接头位臵；

2、对新设备进行编号；

3、重新对消弧线圈进行整定计算；

4、组织调度人员去现场熟悉设备，并编制投运方案；

5、修改调度模拟盘和地理位臵图。第173条 在接到新设备投运前验收合格的报告，并经局主管领导批准后，调度室做好指挥操作的准备。投运方案应在预定投运前3天送交调度室，以便调度值班人员熟悉方案，编制倒闸操作票，做好事故预想。第174条 自备电厂及地方电厂机组并网运行前，必须具备并网条件，签订经网调或省调批准的调度协议，经有关部门和人员验收合格，局主管领导批准后方可并网。第175条 新建或改、扩建设备投运时应做如下工作：

1、相位与相序要核对正确；

2、核对投运现场及与其配合相邻或上一级设备的继电保护定值调试正确，安全自动装臵、通讯、自动化设备同步投运；

3、拆除投运现场全部安全措施；

4、全电压合闸，有条件使用双重开关和双重保护。第三章 电力系统的事故处理 第176条 电力系统发生事故时，当值调度员及有关运行人员应做到：

1、尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁；

2、千方百计保持正常设备的继续运行，保证发电厂厂电源和重要用户的供电；

3、尽快对已停电的用户恢复供电，特别是有保安电力的重要用户；

4、调整系统的运行方式，使其恢复正常。第177条 在进行事故处理时，赤调当值调度员为地区电网事故处理全面领导人，各基层调度、集控站值班长、变电所值班长、电厂值长，应在赤调当值调度员统一指挥下，密切配合，迅速地执行一切操作指令（对人身和设备安全有威胁者除外）。为防止事故的扩大，必要时赤调有权越级下达调度指令。第178条 当系统事故发生时：

1、事故单位要迅速、简明、清楚、准确的将事故情况（主要指跳闸开关、潮流、电压、设备状况、继电保护及自动装臵动作情况等）报告调度。在调度的统一指挥下迅速消除事故；

2、非事故单位要充分准备，防止与应付事故的蔓延，不要急于向调度询问事故情况。第179条 事故处理期间，事故单位和调度电话应保持通话的状态，以利及时互通情况，迅速排除故障。第180条 处理系统事故时，值班调度员应及时了解开关位臵、继电保护和自动装臵动作情况以及频率、电压、潮流变化情况，充分利用远动自动化信号和自动化信息判断事故，以提高事故处理的正确性。第181条 发生下列情况之一时，为防止事故扩大，拖延事故处理时间，运行现场无需联系调度，可先进行停电处理，但事后，立即报告调度：

1、当人身或设备安全受到直接威胁，非立即停电不能解除危机时；

2、设备有严重损伤或有明显缺陷，并在继续发展，不停电即可造成事故或使设备损坏时；

3、发电厂和变电所的厂（所）用电全部或部分停电时，恢复电源的操作。第182条 事故处理过程中，如发现设备有明显缺陷，当值调度员应及时通知有关单位进行处理。线路则应立即通知巡线或事故抢修。第183条 系统事故处理完毕后，值班调度员应向有关领导和部门汇报事故处理过程，并详细整理记录事故情况。（事故时间、事故系统运行方式、事故现象、处理过程、影响负荷情况、存在的问题及事故的可能原因等）。第二节 低周波事故处理 第184条 东北电力系统的频率为50赫，瞬间变动允许范围：自动调频装臵使用时为±0。2赫。超出上述允许范时，叫做频率异常或事故。第185条 各级调度、发电厂及一、二次变电所均应配臵准确频率表，并保证其可靠运行。第186条 当赤峰地区电网（包括元宝山电厂）与辽西电网解列单运时，周波由网调管理，元宝山电厂为周波调整厂，赤峰热电厂为辅助调整厂。赤调应及时向东北网调反映调波情况。

1、频率超过50±0.5HZ且延续时间30分钟以上；频率超过50±1HZ且延续时间15分钟以上。为一般电网事故。

2、频率超过50±0.5HZ，且延续时间20分钟以上；频率超过50±1HZ，且延续时间10分钟以上，为一电网一类障碍。第187条 当系统频率低于49.80HZ时，按上级调度指令拉闸限电，使频率恢复到49.80HZ时以上。第188条 当系统频率低于49.5HZ，地区各发电厂值班人员不待调度指令，立即增加出力，使频率恢复到正常频率，并及时汇报赤调值班调度员。第189条 当系统频率到49.20HZ以下，第一阶频率继电器已自动切除负荷，频率仍不见恢复，赤调应不待网调指令，立即按事故拉闸顺位切除负荷，使频率恢复到49.50HZ以上或全部顺位拉完为止，并立即报告网调。第90条 当系统频率降到48.50HZ以下，各有直配负荷的发电厂和一次变电所，不待调度指令，应立即按一次拉闸顺位表切除负荷，赤调按网调指令，切除负荷直至频率恢复到49.5HZ以上或顺位表拉完为止。第191条 接到网调限制负荷的命令，应立即执行，赤调要指令所属下级调度，一、二次变电所立即执行切除负荷限电，并将限负荷数量及时报告网调。不允许用临时调整用户的办法来应付。第192条 必须送保安电力的用户，拉闸后赤调联系用户送出保安电力。第193条 当频率恢复到49.8赫以上时，赤调按着网调的指令按负荷性质逐一送出所拉和低周减载所切除的负荷。与网调电话不通时，在保证频率不低于50.00HZ的情况下，可送出部分负荷、如频率又低于49.80HZ时，应停止恢复送电。第194条 调度应每年编制一次事故限电顺位和一次拉闸限电顺位，报市有关部门和供电公司领导批准后执行。第三节发电机事故处理 第195条 发电机跳闸应先查明继电保护及自动装臵动作情况，再进行处理。

1、不轮发电机由于甩负荷造成过速、过电压保护动作跳闸，应立即恢复并列负荷；

2、发电机过电流保护（或带低压闭锁的过电流保护）动作跳闸时，如其它保护均未动作，发电机没有不正常现象，如外部故障引起的，不须检查，待排除外部故障后，可立即并列负荷；

3、机组其它保护动作跳闸时，应按现场规程规定去处理，确定无问题由厂领导批准后再并列带负荷；

4、发电机因人误碰保护装臵跳闸，庆立即调整转速恢复与电网的并列运行。第196条 汽轮发电机转子线圈发生一点稳定性接地，允许继续运行，但应使用两点接地保护作用于跳闸。水轮发电机转子线圈发生一点永久性接地应立即停机检查。第四节 变压器事故处理 第197条 变压器的开关跳闸时，应首先根据继电保护动作和事故跳闸当时的外部现象，（变压器过负荷，电网中短路等），判断故障原因，然后进行处理：

1、若主保护动作（瓦斯、差动），未查明原因，消除故障前不得送电；

2、如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变问题后，即可送电。（二次有电源线路应先断开）当判明是越级故障引起跳闸时，将故障设备断开后，恢复主变压器受电带负荷；

3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良时，应检查主变压器后再考虑送电；

4、有备用变压器或备用电源自动投入装的变电所,当运行变压器跳闸时先投入备用变压器或备用电源然后再检查跳闸的变压器.198条 变压器停送电操作时,当开关三相拉合不同期时,可能引起过电压包括传递到低压侧的过电压,为此规定:

1、停送电操作时，允许中性点直接接地变压器数量比正常多一台，先奖操作的变压器中性点直接接地，操作完根据系统民政部决定是否断开中性点。

2、发电厂单元式机变组停送电，变压器中性点必须直接接地。199条 中性点接地系统不允许脱离中性点运行。200条 变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器规定时间内降低负荷：

1、投入备用变压器；

2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如发迹系统结线方式等。

3、按规定的顺序限制负荷。201条 变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定，一次系统各厂、变的变压器事故过负荷允许值，由于各有关单位参照厂家规定及设备状况作出规定，报上级调度备案。母线电压消失的事故处理 201条 变电所全停，一般是因母线故障或线路故障时开关、保护拒动造成的，亦可以级因外部电源全停造成的，要根据仪表指示，保护和自动装臵动作情况、开关信号及事故现象，判断事故情况，立即报告上级调度，并全迅速采取措施，切不可只凭所用电源合停或照明全停而误认为是变电所全停电。201条 多电源联系的变电所全停电时，应立即将多电源间可能联系的开关拉开，比母线应首先拉开母联开关防止突然来电造成非同期合闸，但每组母线上应保留一个主要电源线路开关在役入状态，检查有电压抽取装臵的电源线路，以便及早判断来电时间。203条 线于多电源或单电源供电的变电 全停，如果向用户供电的线路的开关保护未动作，不应拉开开关，除调度有特殊规定者例外。204条 当发电厂母线电压消失时，发电厂值班员应不待调度每时令立即拉开电压消失母线上人武部电源开关，同时设法恢复受影响的厂用电，有条件时，利用本厂机机组对母线进行强送电，应尽可能利用外来电源。205条 当母线电压消失时,并伴随由于故障引起的爆炸,火光等异常声响时,现场值班人员应立即汇报上级调度,并自行拉开故障母线上的所有开关,找到故障点并迅速隔离后联系值班调度员同意,方可对停电母线送电.206条 当母线本身无保护装臵,或其母线保护因故停用中,母线故障时,其所接之线路开关不会动用,而由对方的开关跳闸,应联系后按下列办法处理:1单母线运行时,立即联系值班调度员同意,造反适当电源开关强送一次,不良后切换至备用母线受电.2双母线运行时,立即拉开母联开关,汇报值班调度员,值班调度员造反两线路,分别对两条母线强送.207条 当母线由于差动保护动作而停电,无明显故障现象时,按下列办法处理:

1、单母线运行时，联系值班调度员同意，造反电源线路开关强送电一次，不良后切换至备用母线。

2、双母线运行而又同时停电时，不待调度指令，立即拉开母联开关，联系值班调度员同意，分别用线路开关强送电一次，选取哪个开关强送，由调度决定。

3、比母线之一停电时（母母联开关强送，但母联开关必须具有完善的充电保护（相间、接地保护均有），强送不良时拉开故障带电至运行母线。第七节 系统振荡的事故处理 系统振荡的现象：振荡时发电机电流表，功率表及连结失去同期的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流表，功率表明显周期性地剧烈摆动，同时，系统中各点电压将发生波动，振荡中心的电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机发出有节奏的嗡嗡声，在失去同期的受端系统中，频率下孤，在送端的系统频率则升高。208条 消除振荡的措施：

1、发电厂或变电应迅速采取提高系统电压；

2、频率升高的电厂，迅速降低频率，起码到振荡消失或降低至不低于49。50HZ为止

3、频率降低档的电厂，应充分利用容量和事故过载能力提高频率，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，值班调度员可以下令受端切除部分负荷。

4、不论频率升或降低的电厂都要按发电机事故过负荷规定，最大限度的提高励磁电流，受端负荷中心调相机按调节度要求调整励磁电流，防止电压升高，负荷加大而恶化稳定水平。

5、调度值班人员争取在3-4分钟内将振荡消除值班人员不得解列任何机组。

7、若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁机组解列，但应注意区别汽轮发电机失磁异步运行时，功充电流也的小的摆动。

8、环状系统解列操作而引起振荡时，应立即投入解列的开关。第八节 高压开关异常 209条 发电厂，变电所值班人员在拉合开关操作发生非全相时，应立即拉开开关，然后报告上级值班人员。210条 发电厂、变电所值班人员发现运行中的开关非全相运行时，应立即报行上级调度员。211条 值班调度员在接到发电厂或变电所值班人员关于开关非全相运行的报告后，如果是两断开，应立即下令现场值班人员将该开关拉开，如果开关是一相断开，可下现场值班人员再投扩一次，如仍不能恢复全相运行时，应立即采取措施将该开关停电。212条 当再次合闸仍不能恢复全相运行且潮流很大，立即拉开运行相开关可能引起电网稳定破坏、解列单运行，损失负荷或引起其它设备严重过载扩大事故时，则立即：

1、下令受端发电厂迅速增加出力相应下令送端发电厂减力，使非全相运行线路潮流调至最小。

2、根据需要下令受电端调度紧急事故拉闸，然后再将非全相运行的开关停电下来。213条 将非全相开关停电的处理方法：

1、220KV系统用侧路开关与非全相开关并联，将介路一茁壮成长操作直流停用后，拉开非全相开关的两侧刀闸，使非全相开关停电。

2、如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有投机倒把停电且是双母线时，对侧先拉开线路（变压器另一侧）开关后，本侧将其它元件倒到另一条母线，用母联开关与非全相开关串联，再用母联开关断开空载电流，线路及非全相开关停电，最后拉开非全相开关的两侧刀闸。

3、非全棹开关所带元件为发电机时，应迅速降低该 发电机有功和无功出力至零，再参照上述方法进行。失去通讯联系的处理：

1、当值班调度员与发电厂、变电所或下级调度电话不通时，应通过各种通信方式恢复通话，或通过有庆调度及厂变转接。通信中断的发电厂、变电所或调度应尽可能想办法与上级调度取得联系，在未取得联系前，应暂停可能影响一次系统运行的设备的操作。

2、当系统无故障且与调度通信中断时：1）担负频率调整任务的发电厂仍负责调频，并尽可能增加备用容量，其他厂、变应积极协助调整频率、电压、并参照当日有功、无功曲线执行。2）停止执行计划检修作业，开始执行的操作应暂停，待通信恢复后继续操作。

3、当系统故障时且与调度通信中断时：1）发电厂或变电所母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点切除，单母线只保留一组电源开关，双母线拉开母联开关后，每条母线只保留一组电源开关，具体操作参照本规程母线故障及电压消失处理规定执行。

2、当系统频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限制时，如超过稳定极限，应自行降低出力。

3、当系统电压异常时，各厂、变及时调整电压视电压情况投切本所低压侧的无功补偿设备。

4、信恢复后，有关厂、变运行值班人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处理。设备检修的调度管理：

1、本章为肉调在其调度管辖设备进行检修时的管理制度，所涉及的单位必须按本规程执行。

2、已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意衙，才能开工。

3、网调管辖设备检修不能按计划开工时，应及时将详细原因汇报网调，网调调度员请示主管领导批准后，输延期或撤消手续。

4、网调管辖设备检修不能按计划完工时，应在原计划工期未过半前，向网调提出延期申请，网调请示主管领导批准后，输延期手续。

5、已开工的检修计划，要增加工作项目时，如对系统及设备有影响时，必须缶网调提出申请，经批准后方或进行。

6、对非计划的网调管辖设备临时检修申请，如设备有严惩缺陷，继续运行将影响设备安全时，应及时向网调申请，当班调度员可批准当日时间内完工且对供电、供热无影响时的设备检修，如超出上述时间或对系统供电、供热有影响的检修申请，应请示网调主管领导批准。新设备投入的调度管理

1、新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两 路独立的通信路由。

2、扩建、改建或新建而投入设备时，应做如下工作：1）全电压合闸，合闸时一般应使用双重开关和比重保护；2）相位与相序要核对正确；3）相应的继电保护、安全自动装臵，通信、电量采集装臵、自动化设备同步调试役入运行。

3、新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：1）

一、二次（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、行动化等）设备将应调试正常，同步投运。

2、按调度要求提前一个月报送必备的图纸资料，设备参数，值班人员名单。3）设备命名、编号、调度部门批准。4）组织有关运行人员学习规程、规定，并经考试合格后，持证上岗。

4、新设备需提前15天由运行单位向上级调度报送正式的投入方案。侧路代送操作的原则步骤：

一、220KV侧路代线路开关送电：

1、用侧路开关给侧路母线充电后停回。

2、合上被代线路的侧路刀闸。

3、将被代线路两侧高频保护改投信号。

4、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。

5、合上侧路开关环并。

6、拉开被代线路开关解环。

7、将侧路开关的接地二、三段启用。

8、交换线路两高频信号，良好后役跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。

二、侧路带主变运行：

1、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。

2、合上主变一次侧路刀闸。

3、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差保护停用。

4、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。

5、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。

6、合上侧路开关环并。

7、拉开主变一次开关。

8、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。

三、路因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：

1、侧路开关挂号信应改为被线路保护定值紧急情况如果妆地，距离保护能伸出本线路，请示领导同意，可使用此定值。

2、用侧路开关组侧路母线良电良好后停回。

3、合上被带线路开关的侧路刀闸。

4、将被带线路两侧的高频保护改投信号。

5、合上侧路开关环并。

6、将侧路开关的操作直流停用。

7、拉开被带线路开关侧刀闸。

8、将侧路开关的操作直流启用。

发电厂调速器运行规程 篇7

回顾国内水轮机调速器的发展史, 从20世纪60年代设计研制的机械液压型调速器;70年代研制开发晶体管电液调速器, 并从分离元件发展到集成电路电液调速器, 80年代研制开发微机调速器这3个历史发展阶段。目前微机调速器以其结构简单、操作方便、可靠性高等特点以全面取代其他类型调速器。90年代, 随着可编程逻辑控制器 (PLC) 、可编程计算机控制器 (PCC) 技术的不断完善, 相继开发出不同品牌的PLC、PCC型微机调速器, 其水轮机调节系统灵敏度高, 转速死区小, 稳定性好, 速动性能优良等特点成为水电站广泛应用的主导产品。

1. 镜泊湖发电厂及其调速器的概况

镜泊湖发电厂位于黑龙江省宁安县境内, 现有新发电厂和老发电厂两个发电站, (以下简称新厂、老厂) , 老厂始建于1937年日伪时期, 总装机容量3.6万k W。镜泊湖发电厂新厂兴建于1968年11月, 总装机容量6万k W。镜泊湖发电厂水力枢纽, 主要以发电为主, 兼顾牡丹江中下游工农业生产、生活用水, 水产养殖, 水上运输及防洪调节等多种经济效益。

作为黑龙江地区最早建成的水电站—镜泊湖发电厂, 电站设备运行周期早已超过年限, 6台水轮机调速器在系统中已经不能很好地满足调节性能的要求。为此, 镜厂不断对调速器进行升级改造与更新换代, 使调速器运行效果明显提高, 满足电厂机组安全稳定运行。

2. 机械液压调速器

镜泊湖发电厂老厂自建厂以来, 1、2号机组均安装天津水电控制设备厂生产的T-100A机械液压调速器。经过近40年运行发现该液压调速器暴露出许多问题:

(1) 信号源引起的故障:老厂采用与发电机同轴的永磁机作调速器频率信号源。由于机组长期运行产生振动, 会使永磁机电压、频率周期性变化, 加大飞摆装置的自动调节, 使调速器发生反复抽动现象。

(2) 自动调节与控制机构引起的故障:电气装置动作原理结构复杂, 离心飞摆部件故障频发, 测频精度差, 机械部件配合间隙逐渐增大并存在着死行程, 反馈灵敏度滞后的现象, 引起控制机构动作迟缓, 造成整台调速器调节性能变坏。

(3) 对水轮机调节系统引发的不良影响:空载时频率波动大, 稳定性差;机组频率不能自动跟踪电网频率, 机组同期并网冲击电流大, 难于及时准确并网。

3. 电液调速器

70年代初, 随着国内首台晶体管电液调速器的诞生并衍生发展到集成电路电液调速器。1984年, 将镜厂6台水轮机调速器依次进行升级改造, 采用天传所自行研制的BDT-100型电液调速器。该设备电气装置采用了半导体元件, 寿命长、反应迅速、工作可靠无需预热;电气装置结构为抽屉式, 便于检查和更换;采用中间接力器并从其引出反馈系统, 提高了反馈系统的速动性。

改造后, 经阶段运行仍存在许多问题:

(1) 结构设计不合理:电气柜结构为抽屉式, 若设备发生故障, 通常将所有抽屉拉开, 拆下电路板用仪器仪表逐一排查。

(2) 设备运行不稳定:机械柜内液压控制机构原理结构复杂, 油管路分布较多, 引导阀与主配压阀因油质问题出现发卡现象, 影响调速器的运行。

(3) 工艺质量差:电气柜内部晶体管电路板均由电子元件组成, 在通/断电或电气柜长期工作时, 会产生突变冲击电流引起电子元件损坏, 影响电气柜正常运行。

4. 微机调速器

1990年~1993年, 经实地考察论证, 将镜新、老厂1-4机组更换为天传所研发的TDSWT-100型双微机调速器。该设备以Z-80微型计算机作为主机, 其由两套微机构成, 采用模块化软件、结构式硬件, 通过PIO实现双机间快速数据通信, 双机互为主备用, 当工作机故障时, 备用机自动转为工作机。

1995年, 将镜新厂5、6号机调速器更换为TDWT2型微机调速器。该设备是以日本三菱公司的高可靠性FX2可编程控制器为核心的PID调节器和以电液随动系统为执行机构的水轮机调速设备。该设备软件模块化, 具有自诊断、放错、容错、纠错等功能。

更换后微机调速器经长期运行, 一些问题也逐渐浮出水面, 暴露无疑:

(1) 测频方式:该调速器通过外加测频单元, 采用单片机智能化测频, 该方式易受外界信号干扰, 会降低调速器整体可靠性。

(2) 机/电转换部件:采用电液转换器来实现机/电转换的, 作为调速器的关键部件, 一旦环节出现问题, 将会造成电液转换器发卡、拒动等现象的发生。

(3) 运行不稳定:双微机调速器电气调节装置的集成电路元件较多, 易受电磁干扰引起单片机与调速器发生死机, 影响调速器运行。

5. 步进电机PLC型调速器

2000~2005年, 将镜厂6台机组依次更换为天传所最新研制的TDBWT系列步进电机PLC型调速器, 主要由微机调节器控制柜与机械操作柜两部分组成。

TDBWT系列步进电机PLC型调速器采用适应式变结构、变参数并联PID调节模式;用步进电机-凸轮直控主配压阀的传动装置代替电液转换器构成的新型电液随动系统具有抗油污能力强、速动性好、耐磨损、免维护等特点;调速器的机组频率测量由PLC本机完成, 作为核心的微机调节器组成的调速系统抗干扰能力强、响应快、准确度高, 具有优良的静、动态品质。

作为技术先进的成熟产品, 它的高可靠性和良好的技术性能得到了认可, 弥补了上述调速器存在的问题。其系统原理结构图如图1所示。

结语

本文主要论述了镜厂调速器的发展过程与应用现状, 通过不断地改进与更新换代, 大大地提高了调速器调节性能, 为机组安全发电提供了保障, 满足了水电厂实现无人值班 (少人值守) 的技术标准, 为电厂实现智能一体化的“一流水电厂”创造了有利的条件。

参考文献

[1]沈祖诒.水轮机调节[M].北京:水利水电出版社, 1988:1-6.

[2]蔡维由.水轮机调速器[M].武汉:武汉水利电力大学出版社, 2000:1-6.

[3]魏守平.水轮机调速器的PLC测频方法[J].水电能源科学, 2000, 18 (4) :31-33.