发电厂电气专业运行规程

《发电厂电气专业运行规程》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电厂电气专业运行规程（219页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、目 录第一章 总则11主要内容与适用范围12引用标准13一般规定34倒闸操作的规定65继电保护和自动装置运行的一般规定86异常及事故处理的规定97电气设备命名及编号10第二章 110kV系统运行规程151概述152设备规范153电气监控系统ECMS214110kV系统保护265运行方式296110kV升压站的监视检查307升压站倒闸操作338事故处理38第三章 发电机及励磁系统运行规程471概述472发电机设备技术规范473发变组电气保护524发电机运行规定595发电机运行中的监视、检查626发电机启动、并列、带负荷647发电机的解列停机及停机期间的维护678发电机励磁系统689发电机异常及事

2、故处理75第四章 厂用电系统运行规程871概述872设备规范883厂用电系统自动装置及保护894厂用电系统运行方式945厂用电系统的操作986确保全厂厂用电安全的措施1037厂用电系统的异常及事故处理108第五章 变压器运行规程1131概述1132设备规范1133变压器的保护配置1164变压器的正常运行1185变压器正常的操作、监视和维护1266变压器的异常运行和事故处理129第六章 配电装置运行规程1351概述1352配电装置规范1353配电装置运行一般规定1404配电装置巡视检查1415开关的操作1446配电装置异常运行及事故处理147第七章 电动机运行规程1521概述1522设备规范15

3、33电动机保护配置1544电动机的运行维护规定1555电动机的启动及停止1596电动机的异常运行与事故处理162第八章 直流及UPS系统运行规程1671概述1672设备规范1673高频电源开关整流器的保护功能1694直流系统的检查维护1705直流系统的运行1716直流系统的异常及事故处理1737UPS系统概述1788UPS运行维护规定179第九章 电气微机五防闭锁装置运行规程1841五防闭锁装置简介1842装置主要功能简述1843装置操作步骤及注意事项1854电脑钥匙简述1865系统常见故障处理方法1886AT500-e匙通开锁管理系统产品使用管理规定188防止电力生产重大事故运行技术措施（电

4、气部分）1911防止火灾事故1912防止电气误操作事故1943防止发电机损坏事故1974防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故2005防止开关设备事故2026防止厂用高压电机损坏事故2057防止接地网事故2058防止人身伤害事故（电气部分）2069防止全厂停电事故208III第一章 总则1 主要内容与适用范围1.1 本规程规定了华能南京热电有限公司（以下简称：华京热电）电气系统及电气设备的调度管理、运行方式、运行维护、倒闸操作及事故处理的基本原则。1.2 本规程适用于运行部运行人员和生产管理人员对华京热电电气系统及设备的运行管理，也可供检修人员参考。2 引用标准2.1 GB 142852006继电

5、保护和安全自动装置技术规程。2.2 GB 20138-2006-T电器设备外壳对外界机械碰撞的防护等级。2.3 GB 50150-2006电气装置安装工程 电气设备交接试验标准。2.4 GB 7552008旋转电机定额和性能。2.5 GB 83492000金属封闭母线。2.6 GB/T 2900.57-2008电工术语 发电、输电及配电 运行。2.7 GB/T 2900.58-2008电工术语 发电、输电及配电 电力系统规划和管理。2.8 GB/T 2900.59-2008电工术语 发电、输电及配电 变电站。2.9 GB/T 70642002透平型同步电机技术要求。2.10 GB/T 7409

6、.32007大、中型同步发电机励磁系统技术要求。2.11 DL/T 596-2005电力设备预防性试验规程。2.12 DL/T 723-2011电力系统安全稳定控制技术导则。2.13 DL/T 961-2005电网调度规范用语。2.14 DL 50271993电力设备典型消防规程。2.15 DL/T 651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求。2.16 DL/T 607-1996汽轮发电机漏水、漏氢的检验。2.17 DL/T 6502003大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件。2.18 DL/T 735-2000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定。2.19 DL/T 801-

7、2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求。2.20 DL/T 8432003汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件(试行本)。2.21 DL/T 572-2010电力变压器运行规程。2.22 DL/T 574-2010有载分接开关运行维修导则。2.23 DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则。2.24 DL/T 911-2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法。2.25 DL/T 727-2000互感器运行检修导则。2.26 DL/T 555-2004气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则。2.27 DL/T 595-1996六氟化硫电气设备气体监督导则。2.28

8、 DL/T 603-2006气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程。2.29 DL/T 613-1997进口交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范。2.30 DL/T 615-2013交流高压开关参数选用导则。2.31 DL/T 617-2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件。2.32 DL/T 618-2011气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程。2.33 DL/T 639-1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则。2.34 DL/T 613-1997进口交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范。2.35 DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合。2.36 D

9、L/T 626-1997盘形悬式绝缘子劣化检测规程。2.37 DL/T 626-2005劣化盘形悬式绝缘子检测规程。2.38 DL/T 627-2004绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料。2.39 DL/T 741-2001架空送电线路运行规程。2.40 DL/T 664-1999带电设备红外诊断技术应用导则。2.41 DL/T 780-2001配电系统 中性点接地电阻器。2.42 DL/T 804-2002交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则。2.43 DL/T 846.19-2004高电压测试设备通用技术条件。2.44 DL/T 724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程

10、。2.45 DL/T 857-2004发电厂、变电所蓄电池用整流逆变设备技术条件。2.46 DL/T 845.1-2004电阻测量装置通用技术条件第1 部分：电子式绝缘电阻表。2.47 JB/T 62272005氢冷电机密封性检验方法及评定。2.48 JB/T 62282005汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定。2.49 GBT 7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则。2.50 GBT 164341996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准。2.51 GBT 7595-2000运行中变压器油质量标准。2.52 国家电网公司电力安全规程(电力线路部分) 。2.

11、53 防止电气误操作装置管理规定（试行）能源安保(1990)1110 号。2.54 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求。2.55 电气事故处理规程水利电力部（62）。2.56 汽轮发电机运行规程（国电发1999579 号）。2.57 电业安全作业规程(电气部分) 。2.58 预防110kV500kV 变压器（电抗器）事故措施（发输电输【2002】158 号）。2.59 预防110kV500kV 互感器事故措施(发输电输【2002】158 号)。2.60 高压开关运行规程（电供199130 号）。2.61 高压开关设备反事故技术措施（发输电输199972 号）。2.62 发电厂厂

12、用电动机运行规程(1982 水利电力)2.63 电力系统电瓷外绝缘防污闪技术管理规定（试行）（能源办199345 号）。2.64 SD 318-1989高压开关柜闭锁装置技术条件。2.65 SD 27088汽轮发电机技术条件(试行本)。2.66 SD 292-1988空配电线路及设备运行规程。3 一般规定3.1 电气设备运行操作及事故处理必须遵守本规程，本规程规定与上级规程相抵触时，按上级规程执行。3.2 调度设备管辖范围划分3.2.1 属江苏省电力调度控制中心调度管辖设备1) 华京热电1号、2号、3号锅炉，1号、2号汽轮发电机组和影响发变组出力的辅助设备；2) 1、2主变压器；3) 110k

13、V、段母线设备；4) 开关5) 间隔所有刀闸6) 间隔所有接地闸刀7) 间隔PT、CT，避雷器及二次设备，故障录波器及遥测装置。3.2.2 属地调管辖的设备：3.2.3 属值长管辖的设备：省调、地调管辖设备范围以外的其它所有电气设备。3.2.4 属省调管辖设备的停电、送电、检修申请由省调调度员批准和下达命令。3.3 操作术语被操作设备术语发变组并列、解列环状网络合环、解环联络线并列、解列、充电变压器运行、停用、备用、充电断路器（开关）合上、断开、跳闸、重合刀闸合上、拉开继电保护投用、停用、动作自动装置投入、退出、动作熔断器（保险）装上、取下接地线装上、拆除有功、无功增加、减少同期闭锁开关闭锁、

14、解除保护、压板（连片）投用、停用3.4 电气运行技术标准严格程度用词3.4.1 表示很严格，非这样不可的用词：正面词采用“必须”；反面采用“严禁”或“禁止”。3.4.2 表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”；反面词采用“不应”或“不得”。3.4.3 表示允许稍有选择，在条件满足时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”或“可”；反面词采用“不宜”。3.5 电气常用通用术语3.5.1 电气开关设备：指开关、刀闸、熔断器等能够使电气回路通断的设备，简称：开关设备。3.5.2 合闸状态：表示开关设备在合位。3.5.3 分闸状态：表示开关设备在分位。3.5.4 运行状态：表示设备的开关

15、、刀闸均在合闸状态，电源至受电端电路接通，相关继电保护及自动装置均已投入的状态。3.5.5 热备用：表示设备的开关在分闸状态，而刀闸在合闸状态，具备运行条件，一经合闸操作或条件满足即为运行状态。3.5.6 冷备用：表示设备的开关和刀闸均在分闸状态，未布置安全措施，设备本身无异常但不具备立即投入运行的条件。3.5.7 试验状态：表示非手动控制的开关设备具备合闸条件但动力一次回路不能接通或采取了安全隔离措施。3.5.8 停电状态：表示开关在非工作位置，已断开操作、动力电源。3.5.9 检修状态：表示连接设备的开关、刀闸均在分闸状态，开关在检修位置，并按检修工作票要求布置好安全措施。3.5.10 待

16、操作状态：表示将要改变开关设备合、分状态，包括：预合、预分。3.5.11 工作位置：表示手车或抽屉式开关主回路触头及二次插头均可靠接触，操作及动力电源均已送上。3.5.12 试验位置：表示手车或抽屉式开关主回路触头脱离接触，但二次插头仍可靠接触，操作、动力电源已断开。3.5.13 检修位置：表示手车或抽屉式开关主回路触头及二次插头均已脱离接触，操作、动力电源已断开，合上负载侧接地闸刀。3.5.14 合闸：表示操作人员通过控制系统使开关设备由分闸状态转为合闸状态的过程。3.5.15 分闸：表示操作人员通过控制系统使开关设备由合闸状态转为分闸状态的过程。3.5.16 跳闸：表示操作人员没有发出分闸

17、操作命令，而开关设备自动由合闸状态转为分闸状态的过程。3.5.17 送电：表示具备投入运行的开关设备，由安全可靠隔离状态转为热备用状态（或运行状态）的过程。3.5.18 停电：表示将设备由热备用转为不具备投入运行并安全可靠隔离状态的过程。3.5.19 并列：表示用开关将两个电源系统联接在一起的过程；此开关分闸为解列过程。3.5.20 合环：表示将线路、变压器或开关串构成的网络闭合运行的开关合闸过程；此开关分闸过程为解环。3.5.21 强送：表示设备因故障跳闸后，未经检查即行送电。3.5.22 试送：表示设备因故障跳闸后，经初步检查后再送电。3.5.23 充电：表示不带电设备与电源接通，但不带负

18、荷。3.5.24 验电：表示验明设备是否带电。3.5.25 放电：表示设备停电后，将储存或残余的电荷放去。3.5.26 核相：表示用校验工具核对两电源或环路的相位、相序是否相同。3.5.27 清扫：表示将设备上的灰尘、脏物除去。3.5.28 误跳闸：表示开关因人员误碰、继电保护、自动装置误动作或机械脱钩等原因造成不应有的分闸。3.5.29 误合闸：表示开关因人员误碰、自动装置误动作等原因造成不应有的合闸。3.5.30 误动作：表示人、继电保护、自动装置等不正确的动作行为。3.5.31 倒母线：表示母线上的元件从一组母线倒换至另一组母线。3.5.32 零起升压：表示为防止全电压加在问题设备上而采

19、取的发电机定子电压从零开始逐渐增加至适当或额定值的过程。3.5.33 同期鉴定：表示用同期仪表检查发电机与系统或一个系统与另一个系统是否符合同期条件。3.5.34 信号复位：表示将记忆方式保持的告警信号清除。3.5.35 拒绝合闸或拒绝分闸：表示合闸或分闸的操作行为和方法正确，而开关因某些缺陷未按要求合闸或分闸。3.5.36 检查：表示观察设备的状态及异常情况。3.5.37 短接：表示用临时导线将开关或刀闸等设备跨越连接。3.5.38 装（拆）接地线或合上（拉开）接地闸刀：表示用临时接地线（或接地闸刀）将设备与大地接通（或断开）。4 倒闸操作的规定4.1 倒闸操作的一般规定4.1.1 倒闸操作

20、必须根据设备管辖范围按照相应级别的调度员或值长命令，经复诵无误后执行。4.1.2 倒闸操作必须严格遵守电业安全工作规程(发电厂和变电所部分)中关于倒闸操作的有关规定，坚决杜绝习惯性违章操作。4.1.3 正常情况下的倒闸操作，应避免在交接班时进行，但事故处理例外。4.1.4 倒闸操作必须由两人进行，一人操作，一人监护，操作中应使用合格的安全工器具。电气倒闸操作的监护人，必须有2年以上电气运行工作经验，且经运行部考试合格。4.1.5 倒闸操作前必须了解设备的运行状态、系统运行方式、继电保护及自动装置运行等情况。4.1.6 凡在6kV及以上系统进行特殊试验应有正式批准的方案；各种电气设备结构、接线更

21、改和继电保护自动装置原理、接线的更改，应有设备资料、竣工图纸、检修人员工作交待。4.1.7 110kV系统及厂用电源的倒闸操作，必须先进行模拟操作，核对系统接线方式及操作票正确无误后方可进行。4.1.8 厂用系统严禁非同期并列，装有同期合闸的开关必须进行同期并列。4.1.9 倒闸时不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置解除。特殊情况下如确需解除，必须经生产副总同意。紧急情况下，需短时解除防误闭锁装置进行操作的，必须经当值值长批准，操作结束后按相关程序尽快投入。4.1.10 严禁将无保护设备投入运行。4.1.11 电气操作必须严格执行有效版本的电业安全工作规程、调度运行规程、继电保护与自动装置运行

22、规程等标准、规程及厂级安全管理的相关规定。4.2 倒闸操作的原则4.2.1 拉开关将发电机与系统解列或将两系统解列，应先检查负荷分配情况，使通过解列开关的有功、无功负荷等于或接近零。4.2.2 合开关将发电机与系统并列或一系统与另一系统并列，应投入同期装置，检查同期后并列。4.2.3 同一电气连接回路的倒闸操作顺序：停电时，应先断开开关，再拉开负荷侧刀闸，后拉开母线侧刀闸；送电时，应先合上母线侧刀闸，再合上负荷侧刀闸，最后合上开关。严防带负荷拉、合刀闸。4.2.4 拉、合刀闸前应检查开关确已断开；拉、合刀闸后，必须到就地检查刀口的接触情况或刀口的开度以及刀闸位置指示器及重动继电器的转换情况。4

23、.2.5 如发现带负荷误合刀闸后，无论情况如何不许立即拉开刀闸。必须先断开开关后，方可拉开刀闸。4.2.6 拉刀闸时，如在刀闸触头间未熄弧前已发现带负荷误拉，应立即合上；如果误拉的刀闸已经熄弧，禁止再重新合上。4.2.7 110kV开关带电压情况下只能远方分、合闸。4.2.8 110kV母线送电前，应先将母线PT投入。母线停电时，应先将母线停电，然后再将母线PT退出。4.2.9 110kV任一母线停电检修，必须将该母线下的所有刀闸的操作、动力电源断开。4.2.10 向检修后及长期备用的母线充电时，用以充电的开关必须有必要的保护，而且尽可能有速断保护。4.2.11 110kV双母线间元件的倒换操

24、作，必须检查母联开关及两侧刀闸均在合上状态，并断开母联开关的操作电源后方可进行。4.2.12 6kV真空开关及真空接触器、0.4kV开关严禁带电压现场手动机械合闸。正常情况下，6kV真空开关及真空接触器、0.4kV开关不宜采用手动机械的方法进行分闸操作；事故情况下也尽可能避免手动机械分闸操作，必须采取手动机械分闸操作时要做好防护措施。4.2.13 接地线装、拆顺序：装接时，在全部停电倒闸操作结束并验电后进行，先装接地端，后装设备端；拆除时，在全部送电倒闸操作前进行，先拆设备端，后拆接地端。4.2.14 操作中如发生疑问，应立即停止操作，并将问题汇报给电气主值，待把情况弄清楚后，再继续操作。4.

25、2.15 一切改变电气系统运行方式的倒闸操作和安全措施的装拆注意事项，均应遵守电业安全工作规程的规定；倒闸操作前，应根据现场设备实际情况和本规程的有关规定和操作原则填写倒闸操作票。4.3 刀闸操作范围4.3.1 拉、合无故障的电压互感器和避雷器。4.3.2 拉、合母线和直接连在母线上设备的电容电流。4.3.3 在系统无接地故障的情况下，拉、合变压器的中性点接地闸刀。4.3.4 开关在合闸状态，拉、合与开关并联的旁路刀闸。但在操作期间应断开母联开关的操作电源，以防母联开关突然跳闸。4.3.5 拉、合励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。5 继电保护和自动装置运行的一般规定

26、5.1 发变组及110kV系统中新安装的继电保护和自动装置，在投入运行前，必须具备如下条件：5.1.1 应作试运行，其期限由生产副总决定。5.1.2 相应的图纸和技术资料齐全。5.1.3 有关人员应将整定值及有关操作、维护的注意事项向运行人员交待清楚，并负责填写在检修交待簿内备案，签署“许可运行”字样。5.1.4 现场设备标号齐全。5.2 继电保护和自动装置运行原则5.2.1 10kV以上的设备(高厂变、#01启备变除外)的继电保护和自动装置的投入和退出应按系统调度命令执行，并做好记录；#01启备变、高厂变、10kV及以下设备的继电保护和自动装置的投入和退出应按值长的命令执行，并做好记录。5.

27、2.2 保护整定值的改变或新设备的投入应有上级批准的定值通知单和方案。与电网有关的保护定值改变后，在投入前须与调度核对。5.2.3 在操作保护压板时，应注意不与相邻压板或盘面相接触，防止保护误动或造成直流接地。5.2.4 当系统发生事故及异常情况时，应立即检查保护及自动装置的动作情况，及时汇报，并作好详细记录。5.2.5 带有交流电压回路的继电保护和自动装置，无论操作或运行中均不得失去电压。若失去电压应作如下处理：1） 将失压可能误动的继电保护和自动装置退出运行。2） 查明原因，迅速恢复交流电压。5.2.6 差动保护进行下列工作时，应将差动保护出口压板停用，进行回路测量合格后方可投入运行。1）

28、 差动变流器二次回路更改接线；2） 差动变流器更换或位置变动；3） 差动保护的二次回路曾打开线头作业。5.2.7 值班人员巡回检查继电保护和自动装置时，不得使装置振动或用金属物碰撞装置线。5.2.8 当保护及自动装置的工作电源消失一时无法恢复时，应退出该装置所有出口压板，通知检修人员处理。5.2.9 继电保护及自动装置内置跳闸、试验按钮，运行中不得触动、插件不得拨出、整定值运行人员不得更改。检修人员在更改保护整定值期间，应将相应的装置退出运行。5.2.10 发变组和升压站继电保护小室禁止使用对讲机和手机。6 异常及事故处理的规定6.1 事故处理的一般原则6.1.1 值长是电气事故处理的组织者和

29、领导者，但在威胁人身或设备安全的紧急情况下，电气值班员有权单独进行处理，以防止事故进一步扩大。处理后，应尽快报告值长。6.1.2 事故处理时可以不要操作票，但必须遵守有关规程规定。6.1.3 如果在交接班时发生事故，且交接班手续还没有完成，交班人员应继续留在自己的工作岗位上处理事故，由接班人员协助处理。直至事故处理告一段落或接班值长同意接班后，方可交接班。6.1.4 事故处理时，必须沉着、准确、迅速。接到处理事故的命令时，必须向发令者重复一遍，如对指令内容有疑问，应向发令者提出，但不得拒绝执行(对人身或设备有威胁者除外)。指令执行后，立即汇报发令人。如果下一个指令需根据前一个命令的执行情况来确

30、定，则须等待受令人的亲自汇报，不得由第三者传达，也不允许根据表计指示来判断指令执行情况。6.2 事故处理时，电气值班员的主要职责6.2.1 尽快限制事故的发展、消除事故的根源，并解除对人身和设备威胁。6.2.2 发生事故时，应优先检查厂用电系统，设法保证厂用电供电正常。6.2.3 在不影响人身、设备安全情况下，尽可能保持设备继续运行，并根据事故的需要和机组的性能，及时调整运行机组的有功、无功负荷。6.2.4 尽快对已停电的用户恢复送电。6.2.5 在事故根源已经消除及故障设备退出运行之后，尽快使系统恢复正常运行方式。6.3 发生事故时，值班人员应按下述步骤进行处理6.3.1 根据信号、表计指示

31、、继电保护自动装置动作情况、系统有无冲击等现象，初步判 断事故地点、范围、性质。6.3.2 如果对人身或设备安全有威胁时，应立即设法解除这种威胁，必要时停止设备运行； 尽可能保持无故障设备的正常运行，根据需要启动备用设备。6.3.3 非紧急情况下，由保护人员到现场核实保护信号，紧急情况下，应在确认信号并记录保护动作信号后，再复归闪光和掉牌信号。6.3.4 尽快将事故情况汇报值长(调度)和有关领导。6.3.5 设备故障时，值班人员应根据事故的地点和范围，尽快到现场对故障设备进行检查。 检查时应同时注意设备损坏后的地下散落物，结合故障设备的检查结果，确认事故 的性质和范围。6.3.6 将故障设备退

32、出运行，布置好安全措施，通知检修处理，恢复系统的正常运行。6.3.7 事故处理完毕后，应将事故及处理情况，详细记录在值班记录本上。7 电气设备命名及编号7.1 主机设备命名从固定端往扩建端（自西向东），依次为：1号汽轮发电机组、2号汽轮发电机组、1号锅炉、2号锅炉、3号锅炉。7.2 电气设备命名7.2.1 调度部门下发的设备名称编号，一律按照调度规定的名称及编号执行，不得修改。7.2.2 与机组配套的辅机命名：机组序号+A(B) +设备名。如:“1A汽动给水泵”，表示1号汽轮发电机组的A给水泵；“1A磨煤机”，表示1号锅炉A磨煤机等。7.2.3 公用系统辅机命名：从固定端往扩建端（自西向东）#

33、1（2、3）+设备名。如：#1空压机、#2空压机等。7.2.4 公用的变压器用“#1”、“#2”命名(如#1公用变、#2公用变)，对应的0.4kV母线用 “A”、“B”命名。7.2.5 如果是全厂仅有的一台设备，而且扩建的可能不大，则直接用汉语名称来表示。如“金工变”；7.2.6 设备双电源及多个同类设备名称序号的规定：设备如果有两路电源及多个同类设备，名称的序号统一使用“（一）”、“（二）”序号表示，不使用其他的数字。如：“DCS电源（一）”、“DCS电源（二）”。7.2.7 机组按固定端到扩建端顺序用#1、#2、#3表示。7.2.8 主变、高厂变、励磁变按机组命名，如：#1主变、#2励磁变

34、、#3高厂变。 7.2.9 高压启动/备用变压器命名为01启备变。7.2.10 110kV升压站母线及线路命名：1) 母线命名：GIS下部：110kV段母线；GIS上部：110kV段母线。2) 线路命名：华京热电至通江集变XX线。7.2.11 PT命名：#1发电机出口PT为#11PT、#12PT、#13PT；#2发电机出口PT为#21PT、#22PT、#23PT；#1主变低压侧PT为#10PT；#2主变低压侧PT为#20PT；110kV段母线PT为xxPT；110kV段母线PT为xxPT。7.2.12 6kV母线命名：1) #1炉：6kV 1A段母线、6kV 1B段母线；2) #2炉：6kV

35、2A段母线、6kV 2B段母线；3) #3炉：6kV 3A段母线、6kV 3B段母线；4) #01启备变低压侧：6kV 0段母线。7.2.13 低压厂用变压器及0.4kV母线命名：1) 每台炉配置一台厂变、一台厂备变、一台电除尘变、一台脱硫变。#1厂变0.4kV厂用PC1A段、PC1B段#1厂备变#1电除尘变0.4kV电除尘PC1段#1脱硫变0.4kV脱硫PC1段#2厂变0.4kV厂用PC2A段、PC2B段#2厂备变#2电除尘变0.4kV电除尘PC2段#2脱硫变0.4kV脱硫PC2段#3厂变0.4kV厂用PC3A段、PC3B段#3厂备变#3电除尘变0.4kV电除尘PC3段#3脱硫变0.4kV脱

36、硫PC3段2) 机组公用配置：两台公用变、两台化水变、一台化水备变、两台煤水变、一台煤水备变。#1公用变0.4kV公用PCA段#2公用变0.4kV公用PCB段#1化水变0.4kV化水PCA段#2化水变0.4kV化水PCB段化水备变(一期未建,预留）#1煤水变0.4kV煤水PCA段#2煤水变0.4kV煤水PCB段煤水备用变7.3 电气设备编号7.3.1 华京热电110kV系统编号（按省调下发名称及编号整理）1) 开关编号2) 闸刀编号3) 线路接地闸刀编号4) 母联接地闸刀编号5) 发变组、启备变间隔接地闸刀编号6) 母线PT编号7.3.2 发变组系统编号1) 发电机出口开关编号#1发电机出口开

37、关编号为“101开关”；#2发电机出口开关编号为“102开关”。2) 发电机出口闸刀编号#1发电机出口闸刀编号为“1011闸刀”；#2发电机出口闸刀编号为“1021闸刀”。7.3.3 厂用系统编号6 X X X 1) 6kV母线电源开关编号第一个数字“6”表示6kV系统；第一个“X”为1、2、3，表示#1、2、3锅炉；第二个“X”为A、B,表示所在的6kV母线段；第三个“X”为1或2（1表示工作电源，2表示备用电源）。如：61A1开关（6kV1A段母线工作电源开关），63B2开关（6kV3B段母线备用电源开关）。2) 6kV0段母线至相应6kV工作段母线开关编号61A0、61B0、62A0、6

38、2B0、63A0、63B0。6 X X X X3) 6kV负荷开关编号第一个数字“6”表示6kV系统；第一、二个“X”表示所在的6kV母线段；第三、四个“X”表示开关间隔号。如：62B09开关（6kV2B段母线上间隔号为09的负荷开关）。4) 单元0.4kV系统PC段电源开关编号为“4XXX”：4 X X X 第一个数字“4”表示0.4kV系统；第一个“X”为数字1、2、3（表示#1、2、3炉）；第二个“X”为数字1-9；（1表示厂变，2表示厂备变，3表示脱硫变，4表示电除尘变）第三个“X”为A、B（A、B表示母线段，不分A、B段的母线则无）。如：411A开关（表示0.4kV厂用PC1A段工作

39、电源开关），4 0 X X 433开关（表示0.4kV脱硫PC3段工作电源开关）。5) 公用0.4kV系统PC电源开关编号为“40XX”：第一个数字“4”表示0.4kV系统；第二个数字“0”表示公用；第一个“X”为数字1-9；（1表示化水变，2表示化水备变，3表示煤水变，4表示煤水备变，5表示公用变）第二个“X”为A、B（A、B表示母线段，不分A、B段的母线则无）。如：401A开关（表示0.4kV化水PCA段工作电源开关）。6) 0.4kV母线联络开关编号0.4kV母线联络开关编号为“400V母线工作电源开关编号+联”。如：434联开关（表示0.4kV电除尘PC3段联络开关），401B联开关（

40、表示0.4kV化水PCB段联络开关）。第二章 110kV系统运行规程1 概述1.1 华能南京玉带热电联产工程调度名称为“xx”。1.2 华京热电110kV升压站采用屋外SF6全封闭组合电器设备(GIS-Gas Insulated Switchgear)，生产厂家为新东北电气集团高压开关有限公司，产品型号为XX。1.3 升压站接线方式为双母线接线。共有8个间隔：#1、#2发变组、XX线、XX线、母线PT、母联开关、#01启备变，预留扩建项目4个间隔。1.4 开关采用SF6封闭式开关，操动机构为XX电动操作机构。变压器进线间隔和母联间隔开关操作机构为三相机械联动，出线间隔开关采用三相机械联动，三相

41、电气联动。1.5 本GIS设备带有电气“五防”联锁。1.6 升压站每个110kV间隔开关及避雷器气室均配套GIS 局放在线监测装置。采用超高频局放监测技术。能有效检测GIS内部局部放电的基本放电参量。1.7 GIS的每个间隔或每个开关间隔都装设汇控柜，汇控柜上均有一次设备的模拟接线图及开关，刀闸和接地开关的位置指示。1.8 每个汇控柜设置有“远控/近控”选择开关，对开关、刀闸和接地闸刀，实现就地和远方控制方式的切换。1.9 升压站220V直流系统采用2组（每组103只200Ah）蓄电池组，系统采用两段母线接线。两段母线之间设有联络开关。整流装置采用高频电源开关，高频电源开关具有一主一备两路交流

42、电源供电。1.10 网络保护小室MCC两路电源分别从公用PC A段和B段引接。2 设备规范2.1 SF6气体质量技术规范项目单位数值SF6气体空气含量允许值（质量分数）%5%四氟化碳含量mg/g0.05%SF6气体的压力密度(20下表压）开关室(额定/报警/闭锁)MPa0.6/0.52/0.5其它气室(额定/报警/最低功能)MPa0.5/0.44/0.42SF6气体漏气率（年）%0.5%酸度( 以HF计)mg/g0.3可水解氟化物(HF计)mg/g1.0矿物油mg/g10纯度 (重量比)%99.8%湿度g/g8生物毒性试验:无毒2.2 断路器（开关）技术规范项目单位参数额定电压kV126 kV

43、额定电流A3150A额定频率Hz50额定短路开断电流kA40kA(有效值)近区故障开断电流 （L90/L75）kA36/30额定线路充电开断电流A额定短时耐受电流kA40kA(有效值)额定短路持续时间s3s额定峰值耐受电流kA100kA(峰值)额定短路关合电流kA100kA(峰值)额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合分分闸时间ms32合闸时间ms90燃弧时间ms35合-分时间ms60分闸不同期性ms3合闸不同期性ms5机械稳定性次10000额定短路电流开断次数次20操动机构额定参数操动机构型式或型号ZFW20-126CB操作形式三相机械联动电动机电压V220V（AC）弹簧机构储能时间s

44、20操动机构合闸回路电压V220V(DC)每相合闸线圈只数只1合闸回路可靠动作电压占比额定操作电压%85-110%操动机构分闸回路电压V220V(DC)每相分闸线圈只数只2分闸速度m/s4.80.3合闸速度m/s3.30.3分闸线圈的动作电压占比额定操作电压%65110%分闸线圈的拒绝分闸电压占比额定操作电压%30%不得动作SF6气体处于额定压力时的最大水分含量l/l150开关室SF6气体压力(额定/报警/闭锁)MPa0.6/0.55/0.5其它气室SF6气体压力(额定/报警/最低功能)MPa0.5/0.44/0.42SF6气体年漏气率%0.5雷电冲击耐受电压相对地及相间（峰值）kV550雷电

45、冲击耐受电压断口间（峰值）kV550+100工频耐受电压（50Hz，1min）相对地（有效值）kV230辅助和控制回路短时工频耐受电压kV22.3 隔离开关（刀闸）技术规范项目单位参数额定电压kV126额定频率Hz50额定电流A3150额定耐受电流峰值kA100额定短时耐受电流及持续时间kA /S40/3分闸时间s1合闸时间s1.8开合小电容电流值A1开合小电感电流值A0.5开合母线转换电流能力转换电流A1600转换电压V10开断次数次100机械稳定性次6000操动机构型式或型号ZFW20-126DS操动机构电动并可手动电动机电压VAC220操作方式三相机械联动额定工频耐受电压（1min）kV

46、对地230/断口230+100额定雷电冲击耐受电压kV对地550/断口550+100三级合闸同期性mm102.4 接地开关技术规范项目单位参数快速接地开关检修接地开关额定电压kV126额定频率Hz50额定峰值耐受电流kA100额定短时耐受电流及持续时间kA/s40/3额定短路关合电流kA100额定短路电流关合次数次2分闸时间s1.2合闸时间s3开合感应电流能力电磁感应感性电流A100开断次数次10感应电压kV6静电感应容性电流A5开断次数次10感应电压kV6操动机构型式或型号-ZFW20-126FES电动弹簧并可手动ZFW20-126ES电动并可手动电动机电压VAC220控制电压VAC220允

47、许电压变化范围-85%110%机械稳定性次60002.5 主母线技术规范项目单位数值型号ZFW20-126BUS额定电压kV126额定电流A3150额定短时耐受电流及持续时间kA/s40/3额定峰值耐受电流kA100母线材料铝导体直径（内径/外径）80/1002.6 电压互感器技术规范项目单位数值型式或型号电磁型ZFW20-126VT额定电压比/0.1kV准确级0.2/0.5/3P，0.2/0.5/0.5/3P接线组别Y/Y/Y/Y/Y/三相不平衡度V1低压绕组1min工频耐压kV3额定电压因数1.2倍连续，1.5倍30s2.7 电流互感器技术规范项目单位数值型号ZFW20-126CT变比准确

48、级2.8 避雷器技术规范项目单位数值型号ZFW20-126LA额定电压kV102/108持续运行电压kV79.6/84标称放电电流（8/20s）kA10 陡波冲击电流下残压（1/10s）kV297/315雷电冲击电流下残压（8/20s）kV266/281操作冲击电流下残压（30/60s）kV226/239直流1mA参考电压kV148/15775%直流1mA参考电压下的泄漏电流A30工频参考电压（有效值）kV102/108工频参考电流（峰值）mA2持续电流全电流mA2阻性电流A400长持续时间冲击耐受电流线路放电等级2方波电流冲击A6004/10s大冲击耐受电流kA100动作负载操作冲击动作负载

49、工频电压耐受时间特性符合GB11032-2000千伏额定电压吸收能力kJ/kV7压力释放能力kA/s40/0.22.9 外壳及伸缩节技术规范项目单位数值材质铝合金外壳破坏压力铸铝和铝合金：5倍的设计压力；焊接铝外壳和钢外壳：3倍的设计压力温升试验电流A1.1Ir可以接触部位K30可能接触部位K40不可接触部位K65外壳耐烧穿的能力电流kA40时间s0.3防爆膜每气室设置一个伸缩节材质不锈钢伸缩节使用寿命30年或10000次伸缩3 电气监控系统ECMS3.1 ECMS概述3.1.1 监控范围：110kVGIS电力网络、发变组、厂用电系统（包含主厂房和辅助厂房）。3.1.2 主网架采用1000M双

50、以太网，连接工作站、主机（服务器）、测控单元、前置通信管理机等设备。厂用电电源系统子网构成如下：6kV系统采用单以太网；0.4kV系统采用单PROFIBUS现场总线。3.1.3 110kVGIS电力网络和发电机的测控采用NCS（网络控制系统，Network Control System）专用测控装置，交流采样。3.1.4 ECMS具有电力网络的防误操作闭锁功能以及线路和母联的同期功能。3.1.5 励磁系统、快切装置、备自投、同期等自动装置采用通信监测，电缆硬接线至ECMS控制。3.1.6 直流系统、UPS、时钟对时系统、电度计量装置、发变组保护等智能装置采用以太网或RS485串口与ECMS通信

51、监测。3.1.7 主变、启备变本体及通风系统、有载调压装置的监测、机组故障录波器等采用电缆硬接线至ECMS监测。3.1.8 ECMS配置远动通信装置，远动和ECMS合用一套数据采集系统，并保证远动信息的直采直送。远动通信装置为专用装置，满足调度准入条件，并有实际工程应用。3.1.9 ECMS的网关PC机可通过物理隔离装置与SIS进行网络通信，实现全厂信息共享。ECMS通讯规约必须满足SIS的要求。3.1.10 ECMS与DCS的通信方式可采用前置通信管理机的MODBUS通信规约RS485串口，也可采用双主以太网与DCS通信。若采用后者，ECMS必须采用相应的安全措施，以保证ECMS网络安全。3

52、.2 ECMS的组成3.2.1 ECMS系统硬件设备组成1） 站控层设备：包括2台主机（组柜安装）、2台机组操作员工作站、2台网络操作员工作站、1台工程师工作站、双台互为热备用的远动通信装置、公用接口设备、1台五防工作站等；2） 网络设备：包括交换机和接口装置等：3） 间隔层设备：包括电力网络测控装置、前置通信管理机/交换机等；4） 电源设备：包括电源模件等。3.2.2 ECMS系统软件设备组成。1） ECMS软件系统由系统软件、支持软件和应用软件组成。2） 系统软件主要指操作系统。系统软件（UNIX或WINDOWS）具有成熟的实时多任务操作系统和完整的自诊断程序。3） 支持软件包括实时数据库

53、系统、通信软件、中文处理软件、编译软件、图形管理软件以及有关工具软件。4） 应用软件包括数据采集和处理软件、监控软件、报警软件、电气防误操作闭锁软件、双机切换软件、数据库生产软件、报表生产软件等。3.3 ECMS主要功能3.3.1 数据采集与处理1） ECMS系统通过现场测控装置交流采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量、开关量、数字量等。2） 模拟量采集主要为110kV电力网络和发变组设备的运行参数，包括电量信号和非电量信号两种。模拟量的采集包括电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数

54、、频率以及温度等信号，并应能实现定时采集、越限报警和追忆记录功能。3） 开关量的采集包括110kV电力网络和发变组、启备变相关的断路器、隔离开关以及接地闸刀的位置信号、110kV变压器本体及通风控制箱信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号等，并应能实现定时采集、设备异常报警、事件顺序记录和操作记录功能。4） 数字量的采集应包括6kV/0.4kV厂用电源系统、电度计量装置、直流系统、UPS、快切装置、备自投装置、励磁系统、同期装置、发变组/启备变保护装置等智能设备的主要参数、运行状态及故障报警信息等。3.3.2 监视与报警ECMS系统能自动或根据运行人员的命令，通过彩色液晶

55、显示器实时显示各种画面：1） 电气主接线图，包括不同电压等级的分接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值；（电力网络部分在电力网络操作员工作站监控、发变组部分在机组操作员工作站监控）2） 厂用电接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值3） 直流系统图和UPS系统图；4） 各机组及全厂发电容量曲线及运行点显示；5） 各类趋势曲线图，包括实际负荷曲线、模拟量变化趋势曲线及历史趋势图等；6） 重要模拟量棒形图；7） 成组报警画面；8） 相关报警画面；9） 运行操作记录统计一览表：10） 事故及

56、故障统计一览表；11） 继电保护整定值一览表；12） 事故追忆记录报告或曲线；13） 事件顺序记录的当前和历史报告；14） 操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面；15） 各种统计报表。当所采集的模拟量发生越限、数字量变位以及ECMS系统自诊断故障时均能进行报警处理。当重要模拟量越限或事故变位时自动推出相关报警画面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。报警信息的确认可由运行人员击键完成，并按自动或手动方式进行画面颜色以及音响信号的复归。报警显示按时间的顺序排列，最新发生的报警信息优先显示在报警画面的顶部。报警方式分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警。前者为非操作引起的断路器跳

57、闸和保护装置动作信号；后者为一般性设备变位、状态异常信号、模拟量越限、计算机监控系统的事件异常等。事故报警和预告报警采用不同颜色，不同音响给以区别。3.3.3 控制与操作1） ECMS系统能根据运行人员输入的命令实现断路器、隔离开关、同期装置、励磁系统、快切装置、备自投装置等设备的操作。2） 对需要同步的断路器完成同步检定，实现捕捉同期或同期闭锁合闸。3） 能实现输出通道的跳合闸闭锁、操作指令的并发性操作闭锁及键盘操作时的权限闭锁。4） 能实现断路器、隔离开关及接地开关的防误操作闭锁，对不满足闭锁条件的控制操作，在屏幕上显示拒绝执行的原因。在特殊情况下能实现一定权限的解除闭锁功能。发电厂电力网络部分的断路器、隔离开关以及接地开关的防误操作要求，采用微机五防装置实现，包括微机五防工作站、编码锁具及电脑钥匙适配器等，由ECMS系统统筹考虑。5） 控制方式分三个层次： 调度中心对电力网络部分的遥控。 站控层操作员站操作。 间隔层测控装置/前置通信管理机上对应电气单元的一对一的操作。6） 间隔级控制层操作优于站控级控制层操作，站控级控制层操作优于调度中心远方操作。同一时间内，被控设备只接收一个操作命令。3.3.4 远动