9F燃机涉网运行规程资料.docx
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9F燃机涉网运行规程资料
东亚电力（厦门）有限公司
EastAsiaPower（Xiamen）Co.Ltd
新店燃气电厂技术标准
涉网运行规程
（试行）
2010-5-10发布2010-5-10实施
东亚电力（厦门）有限公司发布
新店燃气电厂
涉网运行规程
（试行）
批准：
屠建军
审核：
叶涌清
编写：
唐源奉
王国俊
新店燃气电厂生产技术标准
涉网运行规程
（试行）
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主题内容与适用范围
主题内容
本规程对电厂#1、#2燃气—蒸汽联合循环发电机组的涉网设备装置的运行操作、维护及事故处理等作了规定，作为《电气运行规程（试行）》的补充。
适用范围
本规程适用于电厂#1、#2燃气-蒸汽联合循环发电机组涉网设备的运行操作、运行维护及事故分析与处理。
下列人员应熟悉本规程：
生产副总经理、总工程师、安生部、运行部、检修部及其它生产管理部门经理、副经理、专业技术人员。
下列人员应掌握并执行本规程：
运行部经理、副经理、专业专工、值长、主值、副值、巡检员。
目录
第一章倒闸操作2
1倒闸操作2
1.1倒闸操作原则2
1.2电气设备操作的基本原则2
1.3发电机及电网的并列与解列操作2
1.4系统合环与解环操作2
1.5母线操作2
1.6线路操作2
1.7核相2
1.8发电机带主变或母线零起升压操作2
1.9断路器操作2
1.10隔离开关操作2
1.11变电站、升压站倒闸操作基本流程。
2
第二章任务指令2
2任务指令2
2.1总则2
2.2执行“任务指令”应遵循的原则2
2.3“任务指令”操作规定2
第三章异常及事故处理2
3异常及事故处理2
3.1事故处理任务2
3.2电气事故处理一般原则2
3.3开关异常运行事故处理2
3.4频率降低的事故处理2
3.5电压降低的事故处理2
3.6母线事故处理2
3.7线路故障2
3.8系统发生振荡时的事故处理2
3.9220kV母线“PT回路断线”2
3.10孤立网运行2
3.11直流接地2
3.12通信中断情况下的调度工作及事故处理2
第四章AVC自动电压控制2
4AVC自动电压控制2
4.1AVC自动电压控制装置原理及组成2
4.2装置功能介绍2
4.3AVC控制系统投入运行前的检查2
4.4机组AVC控制方式的管理规定2
4.5机组AVC装置的安全约束及闭锁条件2
4.6AVC运行操作2
第五章AGC装置投退管理规定2
5AGC自动发电控制2
5.1概述2
5.2AGC的调度管理规定2
5.3省网对机组AGC功能性能测试与考核2
5.4AGC控制特性参数2
5.5AGC方式投退规定2
第六章通信运行规程2
6通信运行规程2
6.1通信系统概述2
6.2系统通信2
6.3厂内通信2
6.4通信网络2
6.5通信中断事故处理2
第一章倒闸操作
1倒闸操作
1.1倒闸操作原则
1.1.1电气设备的几种状态：
1.1.1.1开关
1）开关的综合指令适用于前后具有两个及以上隔离开关的负荷开关。
开关状态与其两侧隔离开关有关。
对于仅一侧有隔离开关的开关，按所连接设备的综合指令规定执行。
2）开关的四种状态的规定
a．运行状态：
开关及两侧隔离开关在合闸位置回路已接通，设备已带电运转或运行。
b．热备用状态：
开关在断开位置，两侧隔离开关在合闸位置；或断路器在断开且在“运行”位置。
断路器一经合闸设备即投入运行。
c．冷备用状态：
开关及其两侧隔离开关均在断开位置；或断路器在断开且在试验位置，断开操作、合闸电源。
d．检修状态：
在冷备用状态下设有安全措施，开关两侧接地隔离开关合上或各装一组接地线。
3）开关的操作指令及说明：
指令中要体现开关的名称和编号，在编号后边必须续有“开关”二字。
1.1.1.2线路
1）线路的综合指令是对输电线路一侧的设备而言，对于输电线路本身的状态取决于线路两侧设备的状态。
2）线路四种状态的规定
a．运行状态：
线路开关及线路PT均处运行状态。
b．热备用状态：
线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态。
c．冷备用状态：
线路开关处于冷备用状态，线路PT隔离开关在断开位置（采用电容式PT或CVT无隔离开关者，则应将二次侧保险或小开关断开）。
d．检修状态：
在线路冷备用状态下，合上线路侧接地隔离开关或在线路侧装一组接地线。
3）线路的操作指令及说明
a．指令必须使用线路的统一名称，并选用线路开关的编号，后面续之“线路”。
b．线路检修状态并不包括开关的检修，若要求线路和开关一起转入检修状态，可同令下达。
c．双母线接线中的线路转入运行或热备用的，必须指明转入后接哪段运行或热备用。
d．对必须指明充电的线路送电指令必须注明“充电”字样（充电时要求临时投入的保护充电后应按规定退出）。
e．对于必须指明合环或并列的线路送电指令必须注明“合环”或“并列”字样。
f．对于必须指明解列的线路停电指令必须注明“解列”字样。
1.1.1.3发电机
1）发电机四种状态规定
a．开关及隔离开关在合闸位置，机组已并网（空载或带负荷）。
b．发电机热备用（含热备用非自动）状态：
发电机GCB热备用、励磁开关在断开位置，励磁变运行，LCI热备用，PT及励磁回路热备用；
c．冷备用：
发电机GCB冷备用、励磁开关在断开位置，励磁变转冷备用（M1、M2五极隔离开关断开），PT二次小空开断开（小车不拉出），发电机中性点隔离开关断开；
d．检修：
在发电机冷备用状态下，PT小车拉出，合上发电机出口接地隔离开关。
1.1.1.4变压器
1）变压器四种状态的规定
a．运行状态：
至少有一侧开关及隔离开关在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运行状态。
b．热备用状态：
各侧开关均在断开位置，至少有一侧隔离开关在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运行状态。
c．冷备用状态：
各侧开关及隔离开关均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，PT均处冷备用状态。
d．检修状态：
在冷备用状态下，各侧引线均装一组接地线或合上接地隔离开关。
2）主变压器的指令及说明
a．应将变压器编号冠于指令之首，采用简称“主变”，与其他变压器区别。
b．对于变压器直接接有母线的，所接设备应视为变压器的一部分。
c．对于变压器低压侧通过隔离开关（小车位置）接有母线的，在变压器由冷备用转热备用的操作中，要求将热（冷）备用的母线转接变压器运行，等待与变压器一起送电，若该母线要求保留不同的状态，必须在指令中注明。
d．中性点接地方式经常变动的变压器，在投运时应在变压器的投运指令后注明投入方式。
仅变动一个变压器中性点接地隔离开关的操作也可使用单项指令。
倒换变压器中性点接地隔离开关的操作可下达一项综合指令。
1.1.1.5母线
1）母线的综合指令适用于所有线路、变压器和发电机均由独立开关连接的母线。
2）母线四种状态的规定
a．运行状态：
母线PT隔离开关于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或隔离开关使母线与相邻设备连接。
b．热备用状态：
母线PT隔离开关于合闸位置，与相邻设备间的开关、与相邻设备间直接经隔离开关联接的隔离开关都在断开位置。
c．冷备用状态：
母线PT隔离开关处于断开位置，与相邻设备间的隔离开关，开关都在断开位置。
d．检修状态：
在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地隔离开关。
3）母线的指令与说明
a．指令必须冠以电压等级和母线编号。
b．母线的停役可根据需要选适当的状态和步骤下达指令，但送电时必须使用热备用状态。
对母线充电的开关必须注明充电和充电后的状态。
当本侧无合适的充电保护，需要对侧充电时，本侧母线和线路必须先操作到不带电的运行状态。
1.1.1.6电压互感器（PT）
1）PT与其所连接的母线、线路、发电机（也有个别变压器）应视为一体，这些设备的综合指令已规定了PT的相应状态。
2）对有隔离开关的PT可以单独操作，可用“运行（热备用为无电运行态）”、“冷备用”、“检修”等三种状态。
3）PT的操作指令包括将二次负荷转移或恢复，如果不能够转移的，对有关保护的变动应另下指令。
4）PT与连接设备一起检修的指令，可以同条下达。
1.1.1.7保护
1）保护的指令不下达具体压板，仅下达投入状态。
2）投入线路保护应包含线路所有的主保护和后备保护投入。
某套保护有要求应注明。
3）新投产或改定值或第一次操作，应分套下达指令，并核对定值。
4）正常方式运行的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入（高频保护应交换信号后投入）。
调度只下达一次设备状态指令。
5）保护三种状态
1、经重合闸跳闸；2、直跳；3、信号。
6）综合重合闸四种状态
综重——即综合重合闸状态；
单重——即单相重合闸状态；
三重——即三相跳闸三相重合状态；
停用——重合闸停用：
7）继电保护装置调度术语
a．将保护改投跳闸：
将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。
b．将保护改投信号：
将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。
c．将保护停用：
将保护由信号或跳闸位置改为停用位置。
d．保护改跳：
由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其它开关。
e．联跳：
某开关跳闸时，同时联锁跳其它开关。
f．投入X设备X保护（X段）：
X设备X保护（X段）投入运行。
g．退出X设备X保护（X段）：
X设备X保护（X段）退出运行。
h．X设备X保护（X段）改定值：
X设备X保护（X段）定值（阻抗、电压、电流、时间等）由某一定值改为另一定值。
1.1.2倒闸操作规则
1.1.2.1设备的倒闸操作，根据调度管辖范围划分，谁管辖谁操作：
1）省调管辖设备由省调下令操作。
2）省调许可设备，操作前须经省调同意，操作完毕须尽快报告省调调度员。
1.1.2.2倒闸操作前，主值应认真考虑以下问题：
1）操作时可能引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率的变化。
防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况。
2）对继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。
3）操作顺序是否符合操作过电压的限定，防止操作过程引起的电压异常变化。
4）开关和隔离开关的操作是否符合规定。
严防非同期并列、带负荷拉合隔离开关等操作。
5）操作后对自动化及通信的影响。
6）做好操作中可能出现异常情况的事故预想。
1.1.2.3拟票、操作原则：
1）值长必须对操作指令的正确性及符合系统的要求负责。
操作逻辑符合要求并遵守《电业安全工作规定》及上级的运行管理规定。
2）操作时原则上按票面顺序逐项进行，待前一项操作完毕后才能进行下一项操作，严禁跳项操作。
3）进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。
一切倒闸操作，现场应与省调核对发令和操作结束的时间。
4）操作后应及时改变调度自动化系统上的运行方式及快速保护的投入状态，使其与现场设备运行方式相对应。
5）一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：
值班人员在交接班时，系统运行方式不正常时，系统发生异常、事故时，遇雷雨、大风等恶劣气候时，电网有特殊要求时。
但系统需要立即改变不正常现象以及事故处理本身的操作可以例外，必要时应推迟交接班。
6）值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，由现场值班人员提出并经省调当班调度员同意后，可由现场交下一班执行，接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向省调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。
7）在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。
8）母线送电时，必须选择有快速保护的开关（一般用母联开关）试送电。
9）母差保护的运行方式必须与母线运行方式相对应；如遇特殊运行方式或在改变一次运行方式过程中，母差保护无法与一次方式相配合时，应将母差保护改投单母差或解除。
10）进行母线倒闸操作时应注意：
a．对母差保护的影响。
b．各段母线上电源与负荷分布是否合理。
c．主变中性点分布是否合理。
d．双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停运母线反充电。
1.1.2.4严防发生下列误操作
1）误拉、合开关；
2）带负荷合、拉隔离开关；
3）带接地线（接地隔离开关）合闸；
4）带电装设接地线、带电合接地隔离开关
5）非同期合闸
1.1.2.5允许用隔离开关进行下列操作：
1）在系统无接地时拉、合电压互感器。
2）在无雷击时拉、合避雷器。
3）拉合220kV及以下母线的充电电流。
4）在无接地故障时，拉、合变压器中性点接地开关。
5）等电位操作。
6）合线路隔离开关时，必须得到调度命令并清楚对侧状态后方可操作。
7）拉合10kV及以下小于70安的环路均衡电流。
8）380伏及以下的隔离开关，当其回路无开关时，允许在两侧电压差不超过额定电压的10%进行拉合。
1.1.2.6操作顺序：
1）送电时先合隔离开关，后合开关，停电时先断开关，后拉隔离开关；
2）送电时先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关，再合开关；停电时先断开开关，后拉负荷侧隔离开关，再拉电源侧隔离开关；
3）开关送电操作前先投继电保护装置电源及压板；开关断开，断开隔离开关后再停继电保护装置压板及电源。
6kV负荷停送电顺序为：
送电时先送保护、控制电源，后将小车开关推入“运行”位置；停电时检查开关在断开及前后柜高压带电显示器无显示后，先将“远方/就地”切换开关切至“停用”位置，再将小车开关拉至“检修”位置；最后断开控制电源（机修），电修还需将保护、变送器、开关柜加热照明、电机加热电源空开断开。
4）倒换变压器中性点接地隔离开关时应先合后拉；
5）变压器送电时先合高压侧开关，后合低压侧开关；停电时顺序相反。
1.2电气设备操作的基本原则
1.2.1停电操作时应先操作一次设备，然后应根据调令退出相应的继电保护、自动装置；送电操作时，先投入（或检查）相应的继电保护、自动装置，后操作一次设备。
1.2.2设备停电操作时应先断开设备各侧断路器，后拉开相应断路器两侧的隔离开关；设备送电操作相反。
1.2.3设备送电操作，合上断路器两侧隔离开关的顺序是：
先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关；设备停电操作相反。
1.2.4正常情况下，倒闸操作必须经微机五防闭锁装置进行，即：
在五防系统主机上进行倒闸操作开票、操作预演工作；然后经NCS系统对倒闸操作实现五防逻辑闭锁。
1.2.5各类闭锁装置在倒闸操作中，严禁擅自解锁。
闭锁装置失灵应及时通知检修专业人员消缺，一时无法消缺，若确实需解锁操作时，应征得值长同意，汇报总工批准，方可解锁操作，并汇报运行部。
若操作涉及到对计算机监控系统控制范围以外的设备的操作，应向值长汇报，按规定得到上级批准后，使用“万能钥匙”解锁操作。
1.2.6特殊情况，如监控系统的后台主机部分无法实现对受控设备进行遥控操作时，必须向值长汇报，按规定得到上级批准指示后，方可执行下一步操作。
1.2.7值长在接到省调值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向省调值班调度员报告，由省调值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。
当省调值班调度员重复其指令时，值长原则上必须执行。
如执行该命令确会威胁设备和系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和有关领导。
1.2.8操作过程中，若发生了异常情况或误操作时，应立即停止操作，并作相应处理和报告当值调度员。
当发生对人身和设备的安全发生威胁的事故时，当值值长应立即自行组织处理，并及时将事故情况向当值调度员汇报。
1.2.9倒闸操作的基本要求
1.2.9.1操作中不得造成事故。
1.2.9.2尽量不影响或少影响对用户的供电。
1.2.9.3尽量不影响或少影响系统的正常运行。
1.2.9.4万一发生事故，影响的范围应尽量小。
1.2.10系统中的正常倒闸操作，应尽可能避免在下列时间内进行（事故处理或改善系统状态的操作根据实际情况及时进行）。
1.2.10.1调度机构、运行人员交接班时；
1.2.10.2系统接线极不正常时；
1.2.10.3系统高峰负荷时；
1.2.10.4雷雨、大风等恶劣气候时；
1.2.10.5联络线输送功率超过稳定限额时；
1.2.10.6电网发生事故时；
1.2.10.7地区有特殊要求时等。
1.3发电机及电网的并列与解列操作
1.3.1电网并列操作必须满足以下条件：
1.3.1.1相序相同；
1.3.1.2两电网频率差不大于0.2Hz；
1.3.1.3并列点两侧电压基本相等。
220kV电网电压差不大于额定电压的20％。
1.3.1.4220kV电网相角差不大于30度。
1.3.2220kV开关并列应采用自动准同期并列。
1.3.3电网解列操作，必须将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小，使解列后的各部分的频率和电压在允许范围内。
特别注意操作过程中220kV电压波动不大于额定电压的10%。
1.3.4发电机并列应使用自动准同期，解列前必需将有功降至2MW以下，无功3MVar以下但不能反向。
发电机解、并列前必需得到当班调度员同意。
1.4系统合环与解环操作
1.4.1电网的合环与解环操作应有调度命令。
1.4.2合环前必须确认两侧电压相位一致。
1.4.3合环前应将两侧电压差调至最小。
220kV电网电压差正常操作时最大不超过额定电压的20%。
1.4.4合环时，应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差。
两侧电压相角差220kV电网不超过30度，必要时可解除同期闭锁。
当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并向当班调度员汇报。
1.4.5进行解、合环操作时应检查解、合环总有功、无功潮流，确保解、合环后各部分稳定、正常运行，继电保护不致动作。
1.5母线操作
1.5.1220kV母线送电前，应检查其回路无异常，对220kV母线送电的开关，应使用具有速断保护的开关进行。
220kV母线用母联开关冲击前，应投入母联开关充电保护，冲击操作结束后应及时退出充电保护压板。
再对母线试送。
进行合闸冲击时，送电开关应具有速断保护，开关跳闸次数符合要求。
1.5.2母线充电操作后，应检查母线电压正常，充电过程发现铁磁谐振，应立即拉开开关停电。
充电过程中，同时应注意因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
1.5.3220kV运行中的双母线，当将一组母线上的部分或全部开关倒至另一组母线时，操作前应确保母联开关及两侧隔离开关在合闸状态，将母联开关改非自动，每操作完一把隔离开关，检查电压回路相应切换正常。
隔离开关倒换应严格遵照先合后拉原则，严防带负荷拉隔离开关。
操作结束后，检查无异常信号发出，再将母联开关改自动，并在母线保护柜内确认闸刀位置。
1.5.4用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调整。
1.6线路操作
1.6.1线路停送电操作必须按调度命令执行。
1.6.2线路停、复役时应考虑运行方式变化，根据调度命令、保护定值单及有关规定对保护及自动装置做相应调整。
1.6.3线路停电应按：
断路器（开关）—线路侧隔离开关（刀闸）—母线侧隔离开关（刀闸）的顺序进行，送电的顺序与停电相反。
1.6.4线路跳闸，重合闸拒动而造成线路两相运行时，可强合线路开关一次（确认永久性故障除外）。
1.7核相
1.7.1新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作。
1.7.2220kV及以上线路或变压器核相，一般在母线PT二次回路进行。
核相时应先验明PT电压相位正确。
1.8发电机带主变或母线零起升压操作
1.8.1担任零起升压发电机的自动励磁装置和强励均应退出，零升回路保护联跳其他开关的跳闸压板均应退出。
1.8.2零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备（主变，或主变、主变与母线）联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。
1.8.3升压回路变压器中性点应接地，同时保持正常运行时中性点接地数量不变。
1.8.4进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。
1.9断路器操作
1.9.1倒闸操作前，应详细该断路器各相SF6气体压力及开关弹簧储能位置指示。
开关正常运行中，SF6气体额定压力0.72MPa；当气压高于0.80MPa时高报警，需采取措施卸压；当气体压力低于0.62MPa时，发低气压告警，应采取措施补压；当气压低于0.60MPa时，开关将闭锁分、合闸操作。
1.9.2新安装或大修后的断路器送电前，必须进行两次远方分、合闸试验，第一次分闸用主跳闸线圈，第二次分闸用副跳闸线圈。
同时应做就地拉、合闸试验并符合技术规范，有关技术资料及检修交待应齐全。
1.9.3断路器拒绝跳闸时，严禁将断路器投入运行。
1.9.4断路器操作前应检查开关合闸次数记录，加上本次操作后不得超过规定的切合短路电流次数（重合闸投入则再加1次）。
SF6断路器在寿命期内短路电流开断次数为40次，正常情况下可以开断满负荷电流20000次。
当断路器切断故障电流的次数已达39次，应立即停用重合闸，并汇报值长（或调度员），故障跳闸已达40次的断路器，不准再投入运行。
1.9.5断路器在分闸后3分钟内严禁合闸，每小时操作不超过10次。
1.9.6断路器的弹簧操作机构在开关停电检修时，若无特殊要求，不应释放压力。
1.9.7断路器故障跳闸后，不论重合成功与否，均应对断路器外部进行详细检查，汇报值长，并按有关要求在专用记录本上做好记录。
1.9.8220kV断路器合闸操作必须经同期鉴定（特殊情况例外），操作时应监视电流、电压表及灯光信号的变化。
1.9.9当220kV断路器因机构失灵造成二相断开，一相合上的情况时，不允许将断开的二相断路器合上，而应迅速将合上的一相断路器拉开。
若断路器合上二相应将断开的一相再合一次，若不成功即拉开合上的二相断路器。
1.9.10任何断路器均不应就地手动合闸送电。
事故情况下可以就地分闸，但必需保证三相同时操作。
1.10隔离开关操作
1.10.1使用隔离开关可进行如下操作：
1.10.1.1拉、合无故障的电压互感器。
1.10.1.2在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。
1.10.1.3拉合220kV及以下母线的充电电流。
1.10.1.4拉、合正常运行的变压器中性点接地开关。
1.10.1.5等电位操作。
1.10.2拉合隔
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