调度规程试题汇总

2024-09-12

调度规程试题汇总(精选4篇)

1.调度规程试题汇总 篇一

武装押运操作规程(试行)1 总则

1.1为规范我省保安押运公司(分公司)武装押运操作规程,确保金融单位资金、有价证券等重要物资在押运过程的安全,根据公安部《保安押运公司管理暂行规定》、《福建省保安押运安全管理工作暂行规定》等有关规定和《押运合同》的相关要求,制定本操作规程。1.2 保安押运公司(分公司)指经公安机关依法批准成立,工商行政管理部门登记注册,具有独立法人资格,实行自收自支,自负盈亏,为社会提供武装守护、押运服务的专业保安服务公司和保安守押公司(以下简称押运公司)。

1.3 武装押运是指押运公司为金融单位的现金、有价证券、重要凭证、贵重物品等重要物资提供武装安全护送过程。

1.4 押运工作根据有关规定和金融单位要求,每辆运钞车实行三人至五人的武装押运方式(即一个车组),其中押运驾驶员一人、武装押运员两人、押运业务员一至两人(以下统称押运队员),每个车组确定一名车长。

1.4.1押运驾驶员(以下简称驾驶员)负责运钞车的行驶安全,停车时保持高度警惕,注意观察周边情况。

1.4.2武装押运员(以下简称押运员)依法配备制式防暴枪支,负责押运的物品和相关人员的安全工作,押运员不得接触钱箱(包)等押运物资;押运员分为正押和副押。

1.4.3押运业务员或银行随车业务员(以下简称业务员)负责款箱(包)的交接工作,业务员不得接触枪、弹。

1.4.4车长由正押当任,为车组负责人。

1.5 按照本规程要求,驾驶员、押运员和业务员按职责进行分工,协调配合,共同完成押运任务。

1.6 押运队员应认真执行押运队员守则,严格遵守守押工作纪律,保守武装押运秘密,不准向外泄露押运时间、行车路线、押运物品等情况。

1.7 武装押运应使用符合国家标准的专业运钞车。运钞车应按要求安装无线通讯、报警装置和卫星定位系统。1.8 长途或大宗款项的押运工作参照本规程并按照相关的合同执行,根据具体情况适当增加武装押运人数,并配备护卫车。

1.9 枪弹实行集中保管,设立专门存放枪支弹药的枪械库(室),按要求落实"三铁一器"、"双人双锁",配备专职枪弹管理人员,实行24小时专人值守。

1.10押运公司和金融单位必须严格履行合同规定,相互协助、密切配合,共同遵守本操作规程,确保押运工作的安全顺利进行,实现"安全、准点、优质、高效"运作的共同目标。2 押运操作规程 2.1 准备阶段

2.1.1 每辆运钞车配备押运队员三至五名:正押(车长)、副押、驾驶员各一名,业务员一至两名。

2.1.2 押运队员按规定时间、地点准时到岗报到,接受任务安排;车长为带车负责人,负责检查本车组人员是否到齐。

2.1.3 车长带领押运队员按规定分别从枪械库、调度中心等部门领取装备、枪支、弹药、枪证、持枪证和工作证件、业务交接章、本车组运行工作手册、勤务通讯器材、车辆钥匙、尾箱钥匙等所有相关必备证件、器械等物品,并按要求做好领用登记。

2.1.4领取枪弹时,枪支管理人员要在枪支弹药出入登记薄上认真填写领用枪、弹、证时间的月、日、时、分和枪号、子弹数量,押运员核对无误后各自签名领取。

2.1.5正押带领押运员在指定地点(验枪区)按验枪操作规程验枪;验枪后挂火装弹,子弹不得上膛,关闭保险。携带枪支时,按肩枪的动作要领肩枪。2.1.6驾驶员检查车况、车载通讯器材和车上消防器材,关闭车窗。

2.1.7车组人员在车前列队,由车长检查队员是否按规定着装、穿防弹衣、戴头盔、佩戴标志,是否带齐工作证、枪证、持枪证、行车证、驾驶证等相关证件及装备等必备物品,交待任务和出车注意事项;不得携带与押运工作无关物品上车,做好出发前准备工作。2.1.8车长下达蹬车命令后,按照驾驶员、正押、业务员、副押的顺序蹬车;车长下达发车命令后驾驶员开车。

2.1.9押运队员应在押运前半个小时处理完一切个人琐事。2.2 运行阶段 2.2.1 车长使用通讯、报警器材,保持与公司指挥调度室或监控指挥中心(以下简称指挥中心)联络,随时将押运情况按规定用语准确报告。

2.2.2 驾驶员应严格遵守交通法规,文明、安全、限速行车,不得随意改变行车路线或中途停车,严禁载乘无关人员和非押运物品,严禁擅离岗位和途中加油。

2.2.3押运途中队员不得在车内抽烟、吃零食、嬉闹、睡觉、看书报等一切与押运工作无关或影响押运安全的行为。

2.2.4押运队员时刻保持高度警惕,服从车长的指挥,注意路面上和周边可疑情况,确保押运安全。

2.2.5 运钞车遇到检查人员拦车检查时,车长可出示相关证件,礼貌解释,并按公安部《保安押运公司管理暂行规定》第十八条执行。2.3 出库装车阶段

2.3.1到达金库时,按规定出示工作证件,并按银行要求进行登记,得到银行人员许可后进入库区。

2.3.2 装车时,押运员右手握手柄,左手握护木,双手持枪于胸前,枪口呈45°度向上,处于临战状态,食指置于板机钢圈外侧,不得放在板机处,背对车厢装卸门、面向外占领有利位置警戒。

2.3.3业务员应认真点验银行业务员移交押运物品(箱、包)的数量,并严格检查封箱(包)质量,确认无误后,方可办理交接手续。如发现件数不符或破箱、破袋、解捆等情况,应立即报告有关人员认真查清原因,采取相应措施。

2.3.4押运员护卫、警戒业务员运送款箱(包)出库装车。装车完毕,业务员锁定车厢内保险门和车厢装卸门,上车坐在驾驶室后排。

2.3.5 副押应在业务员上车后与正押交替掩护上车,坐在驾驶室后排靠门的位置。2.3.6正押上车前应检查车厢内保险门和车厢装卸门锁定情况,上车坐在副驾驶位置,向指挥中心报告,一切准备就绪,正式出车。

2.3.7押运员坐在车上应将防爆枪置于两腿之间,一手握住枪身游体,枪口朝上,枪托置于地上,严禁随意乱放枪支;一手尽量抓住车上扶手,保持身体平稳。2.4 到达营业网点送(下)款阶段 2.4.1 运钞车到营业网点送(下)款,有院落的应入院停车,闭锁院门后办理交接;没有院落的,运钞车应按指定位置规范停车;车辆不得熄火,驾驶员不准下车,不得擅自移动车辆。

2.4.2停车后,押运员应先在车内仔细观察车外周围环境,无异常情况后,正押开门先下车,选择有利位置掩护和警戒,再次观察四周,确认无可疑情况后,举左手示意,副押下车,背对车厢站位警戒,业务员随后下车。

2.4.3按副押在前、业务员在中间、正押在后的顺序一起到达尾箱门,押运员就位后正押下达取款的命令,业务员打开尾箱门,将款箱取出,锁闭尾箱门,由副押检查尾箱门锁闭情况。2.4.4进入营业厅前,押运员在看到有两名银行业务员在场,无异常情况后,由正押护送业务员及款箱进入营业厅通勤门办理交接,副押目送业务员进入营业厅;交接期间副押在营业厅门外侧警戒,视线应同时兼顾营业厅内情况。交接完毕,押运员护送业务员返回运钞车,按顺序上车,上车后车长向指挥中心报告完成情况。2.5 到达营业网点接(上)款阶段

2.5.1 运钞车到营业网点接(上)款,有院落的应入院停车,闭锁院门后办理交接;没有院落的,运钞车应按指定位置规范停车;车辆不得熄火,驾驶员不准下车,不得擅自移动车辆。

2.5.2停车后,押运员应先在车内仔细观察车外周围环境,无异常情况后,正押开门先下车,选择有利位置掩护和警戒,再次观察四周,确认无可疑情况后,举左手示意,副押下车,背对车厢站位警戒,业务员随后下车。

2.5.3进入营业厅,由正押护送业务员进入营业厅通勤门办理交接;交接期间副押在营业厅门外侧警戒,视线应同时兼顾营业厅内情况。

2.5.4交接完毕,押运员护送业务员返回运钞车尾箱门,就位后听到正押下达上款的命令后打开尾箱门上款,锁闭尾箱门,由副押检查尾箱门锁闭情况。上款完毕按顺序上车,上车后车长向指调中心报告完成情况。2.6 入库阶段

2.6.1 款箱(包)入库时,押运员按出库要求进行警戒。

2.6.2 款箱(包)入库后,业务员应对押钞车厢进行检查,确认无遗漏后,运钞车和押运队员方可撤离。2.7 结束阶段 2.7.1 押运任务结束返回公司后,车组人员列队车长总结、讲评当天工作情况。车长带领押运队员按准备阶段中规定的程序到指定地点退弹验枪、交还枪弹及各种证件、器材、物品等,并办理交接手续。

2.7.2 驾驶员按指定位置停放运钞车,负责检查车况及固定置于运钞车上的通讯、消防等器具,关闭通讯器具,保养车辆,锁定所有车窗、门。

2.7.3车长负责填报押运情况有关登记表。押运工作中遇有重要情况,应及时向公司和所属金融单位保卫部门报告。2.8 应急措施

2.8.1遇有突发事件,按《紧急情况处置预案》处理。3 押运员操作规程

3.1出车前十分钟到指定地点报到,做好出车准备。

3.2由正押带副押进入枪械库,按规定程序领取枪证、持枪证、防暴枪及弹药。枪管员与押运员对枪号、枪证、子弹数量进行核对,无误后在《枪支(弹药)领用薄》上签字,领取枪、弹。正押并领取本车组运行工作手册及代业务员领取尾箱钥匙和业务交接章等相关物品。3.3领取完毕,正押带领到验枪区按验枪操作规程做好验枪、装弹准备,在正押下达口令后开始验枪、装弹。口令:验枪、验枪完毕、准备装弹、装弹(可按装弹数逐一下达口令)、装弹完毕、关保险。

3.4车组人员在车前列队,由车长检查落实队员着装、装备及相关证件、物品携带情况,交待任务和出车注意事项。

3.5由车长下达蹬车命令,按照驾驶员、正押、业务员、副押的顺序蹬车。3.6早送:

3.6.1到达营业网点停车后,押运员先在车内仔细观察车外周围环境,无异常情况后,正押开门先下车,观察四周,确认无可疑情况后,举左手示意副押下车,双手端枪,站位警戒。3.6.2副押下车站在中门后侧警戒,业务员随后下车并负责关闭中门。按副押在前、业务员在中间、正押在后的顺序一起到达尾箱门,随后正押行至运钞车车厢右侧后方2米处,副押到运钞车车厢左侧后方1米处警戒,业务员在车辆尾箱门中间;押运队员就位后正押下达取款的命令,业务员打开尾箱门,将该网点款箱取出,锁闭尾箱门,由副押检查尾箱门锁闭情况。3.6.3正押在业务员左前侧护送业务员到达营业厅通勤门口,并在通勤门口两脚成跨立姿势警戒,不得进入通勤门;副押在网点门口警戒,正、副押应保持相互呼应,做好警戒,确保安全。

3.6.4业务员交接完毕后,正押在前、业务员在中间、副押在后回到运钞车中门边,按业务员、正押、副押的顺序蹬车。

3.6.5 根据需要在银行待命室待命时,应将枪弹入柜,做到双人双锁,并严格遵守银行的相关制度及公司行为规范,服从车长指挥,不得随意外出。3.7晚接:

3.7.1到达营业网点停车后,押运员先在车内仔细观察车外周围环境,无异常情况后,正押开门先下车,观察四周,确认无可疑情况后,举左手示意副押下车,副押下车站在中门后侧。3.7.2业务员下车并负责关闭中门。按照正押在前、业务员在中间、副押在后的顺序一起到达银行网点门口。正押护送业务员到达银行营业厅通勤门口,并在通勤门口两脚成跨立姿势警戒,不得进入通勤门。副押在网点门口警戒,正、副押应保持相互呼应,做好警戒,确保安全。

3.7.3业务员交接完毕出通勤门时,由正押在业务员左前侧护送到银行网点门口,正押向副押发出指令后,按照正押在前、业务员在中间、副押在后的顺序到达运钞车尾箱门,随后正押行至运钞车车厢右侧后方2米处,副押到运钞车车厢左侧后方1米处警戒,业务员在车辆尾箱门中间;押运员就位后正押下达上款命令,业务员打开尾箱门,将款箱装入,锁闭尾箱门,由副押检查尾箱门锁闭情况。

3.7.4装车完毕, 正押发出指令,正押在前、业务员在中间、副押在后回到运钞车中门边,按业务员、正押、副押的顺序蹬车。

3.8 中调、ATM清机押运操作流程与早送晚接内容相同。

3.9 每次任务完成回公司后,由正押带领列队进入验枪区,在正押的退弹口令下退弹。口令:准备退弹、退弹(可按退弹数逐一下达口令)、退弹完毕、验枪、验枪完毕、关保险。交枪时应认真填写枪支领用登记本,按程序办理交枪手续。

3.10每周做好一次枪支保养,并认真填写枪支保养登记簿,如果发现枪支有损坏,及时上报。4 业务员操作规程

4.1 出车前十分钟到达指定地点,做好出车准备。4.2 从车长处领尾箱钥匙和业务交接章后,检查尾箱门;听从车长命令在车前列队整理着装、检查业务交接章、工作证、听取当班任务和出车注意事项;当车长下达蹬车口令后,按照驾驶员、正押、业务员、副押的顺序蹬车。4.3 早送:

4.3.1 到达金库出示规定的工作证件,并按银行要求在出入薄上做好登记,经准许后进入金库交接区。

4.3.2 办理交接时要认真仔细检查款箱交接单上的款箱数字、数量、尾箱号、款箱名称与实际是否一致,如有涂改、漏写、虚填等情况,及时进行纠正;检验款箱封签、锁扣、箱(包)是否完好。核对相符后,业务员将款箱(包)装入金库小车,在交接单上双人签字盖章出库。4.3.3 出库后在押运员的护送下行至车尾箱门,按规定程序装车并负责关好尾箱门,根据车长指令按规定顺序蹬车。

4.3.4 到达银行网点时,在正押准许下车后跟随副押下车到尾箱门前。在正、副押就位后,听到正押命令后打开尾箱门,将本网点款箱(包)取出,锁闭尾箱门。跟随正押进入银行网点。

4.3.5进入银行网点,在正押护送下到达通勤门,双方核对有效证件,在银行网点出入薄上做好登记,按规定在第一道通勤门内指定交接区进行款箱交接。

4.3.6交接时要认真核对该网点款箱交接单上的数量,检查款箱交接单上的网点交接人签名、时间、网点日戳,无误后,保管好款箱交接单第一联出银行网点,按规定顺序蹬车。4.3.7 根据银行要求在银行待命室待命时,要严格遵守银行的相关制度及公司行为规范,服从车长指挥,不得随意外出。4.4 晚接:

4.4.1 到达银行网点后,按规定出示证件并作好出入登记。

4.4.2 交接时要认真查验款箱交接单上的款箱数字、数量、尾箱号、款箱名称与实际是否一致,是否有网点日戳和网点人员签名,款箱封签、锁扣、箱(包)是否完好,如有涂改、漏写、虚填、破损等情况,应及时进行纠正;核对相符后签名、盖章,接收该网点款箱(包),并保管好款箱交接单第一联,在押运员护送下出银行网点。

4.4.3 听到正押命令后打开车尾箱门,将款箱装入尾箱,锁闭尾箱门后按规定顺序蹬车。4.4.4 到达金库出示规定的工作证件,并按银行要求在出入薄上做好登记,经准许后进入金库。

4.4.5 到达金库按规定程序卸车,统计款箱总数,将款箱送入金库;等待金库人员检验、核对款箱,无误后由金库两名人员在款箱交接单上签字盖章,业务员保管好款箱交接单第一联。

4.5 任务结束回到公司后,列队听取车长讲评当日工作情况。

4.6 整理当日的款箱交接单并和业务交接章、尾箱门钥匙一起交给车长。5 驾驶员操作规程

5.1出车前提前十分钟到指定部门领取车钥匙(油卡),并在领用本上填写领取时间、车号、领取人的姓名。

5.2 出车前要认真检查车容、车况,确保车辆性能状况良好。

5.2.1 检查机油标尺刻度线是否达到规定标准,水箱是否缺水,风扇皮带松紧度是否正常,电解液、制动液的容量是否符合标准,是否存在有漏油、漏水等现象。

5.2.2 检查照明灯光、转向灯信号、喇叭音量以及雨刮器等装置是否齐全、正常有效。5.2.3 检查轮胎气压是否充足、轮胎螺帽是否紧固,随车工具是否齐全。5.2.4 起动发动机,察听发动机响声是否正常,检查各仪表是否正常。5.2.5检查中控门、锁是否完好。

5.2.6 发现异常情况应立即向车长报告。

5.3 出车前按要求列队,由车长检查着装、携带相关证件情况,听取任务及注意事项;在车长下达上车命令后方可上车就位准备,下达发车命令后出车。

5.4 行车中要精力集中,遵守交通规则,限速行驶,注意行车安全,不得接听电话,不得与车上队员聊天。

5.5 钞车到达银行金库等待装箱时,驾驶员要在驾驶室里,保持高度警惕,观察周边情况。5.6 装箱完毕后,车组人员全部上车就位后,听到车长下达发车命令,方可开车。5.7 钞车到达银行网点时要谨慎倒车,注意观察倒车镜,将车尾靠近银行网点门口并置于监控器监控范围内。5.8 当押运员和业务员下车后,驾驶员要立即把车门保险关上,并认真检查前后车门是否锁牢;对没有锁好的要及时锁上,确保驾驶室内安全。

5.9 在停车等候款箱交接时,不得熄火,保持高度警惕,观察周边情况,发现异常情况立即报警;在任何情况下不得离开车辆,不得擅自移动车辆。

5.10当车组人员送款或接款完毕,车组人员上车就位后,听到车长下达发车命令时方可行驶。5.11钞车早送返回时,要按指定的停车位停放,驾驶员要下车检查轮胎外表、气压,及时清除胎面胎纹中杂物;若发现问题应及时排除,确实无法排除的应立即报告车长。

5.12车辆检查完毕,应在银行待命室待命时,要严格遵守银行的相关制度及公司行为规范,服从车长指挥,不得随意外出。

5.13 晚接结束返回途中将车辆油料加满。

5.14 车辆回场,要按规定的车位停放,保证车辆停放整齐有序。5.15 回场后驾驶员要下车列队,听从车长讲评工作情况。5.16 做好车辆回场公里数登记和车况检查工作。5.16.1检查车身是否完好,有无被刮擦。5.16.2检查有无漏水、漏油现象。

5.16.3检查汽车外露部位的螺栓、螺母,是否齐全有效,紧固可靠。5.16.4 检查转向横向拉杆等连接是否牢固可靠。

5.16.5检查离合器、制动装置的操纵系统工作应灵活可靠,操纵轻便,制动效能符合规定。5.16.6检查轮胎、灯光是否完好有效、牢固可靠,随车工具是否齐全。5.16.7车辆有异常情况要及时向车长报告,提出报修建议并填写报修单。5.17.按规定交还车钥匙、油卡,做好归还登记手续。6 押运车长操作规程

6.1.车长为车组第一责任人,负责带领本车组人员完成当班任务。6.2.每次出车前必须组织车组人员提前十分钟到位列队点名,做好出车前准备。6.2.1带领押运队员按规定分别从枪械库、调度中心等部门领取装备、枪弹、证件等所有相关必备物品,并按要求做好领用登记。6.2.2 督促驾驶员检查车辆。

6.2.3 带领押运员进验枪区按验枪程序进行验枪、装弹。

6.2.4 听取队员准备情况,检查着装、仪容仪表及相关工作物品,在确认准备工作无误后,交待当日工作任务及注意事项,下令蹬车出发命令。

6.3 押运途中认真履行职责,提高警惕,以身作则,注意做到以下几点: 6.3.1 监督驾驶员遵守交通法规,限速、安全、文明行使。6.3.2 未经批准严禁随意改变行车路线。6.3.3 严禁押运中途停车办私事。6.3.4 严禁与驾驶员聊天,影响行车安全。

6.3.5督促车组人员端正坐姿,严禁自身及队员在车内睡觉、吃零食、嬉闹、看书报、使用勤务手机聊天等一切与押运工作无关或影响押运安全的行为。

6.3.6严格要求枪支必须夹于双腿之间,枪口朝上,一手握住枪体,一手尽量抓住车上扶手,保持身体平衡,严禁随意乱放枪支。6.3.7 严禁携带无关人员及物品上车。

6.4负责与指挥中心保持联系,随时报告押运运行情况。

6.5遇到紧急意外情况时,按《紧急情况处置预案》所规定的流程处置。如遇到《紧急情况处置预案》未规定的情况,按照保护人身、财产及枪支安全的原则灵活处置,并及时向指挥中心报告。

6.6 到达银行网点后带领队员严格按照押运流程操作,做好警戒,监督、协调整个车组快速、安全完成交接工作。注意以下事项: 6.6.1 严禁与押运无关人员打招呼、聊天。

6.6.2在勤务时,不得言语粗俗、动作粗暴及不文明行为,注意礼貌用语。6.7根据银行要求,需要在银行待命时,必须将枪支统一存放在待命室的枪柜内;组织队员在待命室休息,要严格遵守银行的相关制度及公司行为规范,要求车组人员不得随意外出,维护好公司形象。

6.7.1 枪支入柜时必须做到枪弹分离、双人双锁,枪柜要保持有人值守。6.7.2严禁车组人员跑到银行大厅与银行工作员及顾客聊天。6.7.3严禁发生不文明行为。

6.8 收钞完毕回到公司后整队总结、讲评全天工作情况。6.8.1 讲评当天工作,以及今后需要改进之处。6.8.2 带领押运员进验枪区按程序进行退弹、验枪。

6.8.3 清点车组装备、证件、物品,确认无误后,带领车组人员按规定程序办理交还手续。6.8.4 督促驾驶员做好车辆检查。6.8.5 组织车组人员做好车辆卫生。

6.9 认真填写车长日志并将本车组当日运行情况及需要解决的问题写入押运任务单,按程序交值班领导。7 纠察工作规程

7.1.押运公司必须设立纠察机构,配备纠察人员,定期或不定期开展纠察工作;纠察工作可采取明查或暗访形式进行。

7.2.纠察人员着制服纠察时必须着装整齐,配带纠察头盔,扎腰带等明显标志(夏季可不扎腰带)。

7.3.纠察人员检查时队员敬礼的要先回礼,后进行检查。

7.4.纠察人员要对以下内容进行检查,同时了解队员思想情况和工作状态。

7.4.1 检查岗位队员着装是否整齐干净,是否符合规定,不符合的要当场指出并进行纠正。

7.4.2 检查值班队员的工作是否到位,警惕性是否较高。7.4.3 检查岗位队员的工作状态、精神面貘是否饱满。

7.4.4 对照车辆登记记录,检查车辆登记使用情况是否正常。

7.4.5 检查枪械库和对照登记记录查枪支弹药领用情况。

7.4.6 随时随地对运钞车辆的使用、行驶和押运队员的着装、装备及押运操作规范是否符合要求进行检查。

7.4.7检查金融网点值班队员到位情况,是否符合金融网点执勤要求。

7.4.8检查岗点环境卫生,是否有异味和内务不整、物品乱摆放等现象。7.4.9检查时要重点了解队员工作和思想情况是否稳定,对工作或骨干管理有无意见。

7.4.10 检查时要认真听取队员提出的合理化意见和建议,并及时向领导汇报。7.5 纠察人员对检查情况要立即填写《纠察情况登记本》,发现违规违纪现象要及时通报,并了解后续处理情况。

武装押运紧急情况处置预案(试行)

保安押运公司(分公司)武装押运过程中遇有各种紧急情况时,全车人员要沉着冷静,车长要机智果断处置,并及时向公司指挥调度中心报告(以下简称指挥中心)和公安机关报警(需要报警时),全体人员要服从指挥、团结一致,同心协力确保押运现钞、物品及人身的安全。紧急情况处置应遵循以下原则:1.合法性原则;2.安全性原则;3.保全证据原则;4.抢救人命原则;5.减少损失的原则。

一、押运途中紧急情况的处置

(一)对抢劫情况的处置

1.发现抢劫情况时,车长或驾驶员立即提醒全车人员高度警惕,保持冷静,不得慌乱,并向公司指挥中心报告和公安机关报警。

2.任何人不得打开车门和下车;运钞车拉响报警器或长鸣喇叭,加速行驶,冲开或绕开障碍物撞击歹徒,尽快驶离现场。3.根据公安部《专职守护押运人员枪支使用管理条例》规定,必要时,押运员可视情况通过车体射击孔先向歹徒鸣枪警告,而后条件允许时,击伤击毙歹徒;但在闹市区域和行人较多时不允许开枪,以免伤及无辜。

4.公司指挥中心迅速启动紧急情况处置预案,组织力量赶到现场,保护好现场,协助公安机关破案。

2.调度规程 篇二

本规程规定管道系统运行、操作、事故处理等有关调度管理的内容和要求。2 定义

2.1 业主:委托本公司进行天然气管道系统生产运行调度管理的公司。

2.2 管道系统:用于输送天然气的管道系统。一般包括输气管道、门站及生产辅助设施等。2.3 站场:输气管道起讫点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。3 总则

3.1 由于天然气的销售、输送、使用具有同时性、整体性等特点,因此管道系统必须实行统一调度管理的原则。有关各方应协作配合,以保证管道的安全、平稳运行。

3.2 调度中心是管道系统运行的组织、指挥和协调机构,负责依据业主的销售计划,编制调度运行方案,组织实施输气运行工作。门站负责依据调度指令进行输气的具体操作。

3.3 本规程是管道系统运行、操作、事故处理等调度管理的基本规程。调度运行人员应全面掌握本规程;各相关单位的生产领导与相关部门应熟悉并遵守本规程的有关部分,各级安监部门应熟悉本规程并监督本规程的执行。4 调度任务

4.1 调度管理的任务是负责管道的运行、操作、事故处理等的指挥和协调,保证实现下列基本要求。

4.1.1 依据业主的销售计划,按照最大范围资源优化配置的原则,实现优化调度、节能调度,充分

发挥输气设备的运行能力,最大限度地完成销售计划,满足用户的用气需求。4.1.2 按照管道运行的客观规律和有关规定使管道安全、稳定、经济运行。

4.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则,依据有关合同和协议,维护管道内各方的合法权益。

4.1.4 调度中心应进行下列主要工作: 4.1.4.1 编制和组织执行管道运行方案; 4.1.4.2 对所管辖的设备进行操作管理; 4.1.4.3 批准或许可所管辖设备的检修作业; 4.1.4.4 负责管道事故处理的调度指挥,参与分析事故,提出提高管道安全运行水平的建议; 4.1.4.5 对管网的远景发展规划和工程设计提出意见,并参与审查工作;

4.1.4.6 收集整理管道运行资料,总结分析,研究制订管道安全稳定运行措施,提高调度运行和技术管理水平。5 调度管理制度

5.1 投入运行的管线、站场与已经通气的用户,均应纳入的统一调度管理,服从调度指挥。5.2 调度中心值班调度员在其值班期间是管道系统运行、操作和事故处理等的指挥人,按照本规程规定行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。值班调度员发布的调度指令,各门站及用户运行值班部门的受令人原则上必须立即执行。如受令人在接到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,应立即向值班调度员汇报,由值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当值班调度员重复其指令时,受令人原则上必须执行;但当执行该指令确将威胁人身、设备或管道安全时,受令人应当拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告值班调度员和受令人的直接领导。

5.3 若有不执行或拖延执行调度指令者,一切后果均由受令人和允许不执行该指令的领导负责。不允许无故拒绝执行调度指令,破坏调度纪律,发生虚报和隐瞒事实真相的现象。一经发现,公司将根据有关规定、用气合同与调度协议立即组织调查,并严肃处理。5.4 调度中心所管辖范围内的设备,未经值班调度员的指令,各有关单位不得擅自进行操作或改变其运行方式(对人身或设备安全有严重威胁者除外,但应及时向值班调度员报告)。5.5 上级领导发布的一切有关调度业务的指令,应通过调度中心负责人转达给值班调度员。如调度中心负责人不在时,则值班调度员可直接接受和执行指令,同时值班调度员应尽快报告调度中心负责人。

5.6 有关部门和领导向门站运行人员发布的指令,如涉及调度权限时,必须经值班调度员许可才能执行,但在现场事故处理规程内已有规定者除外(现场事故处理规程内的规定有涉及到调度范围的权限时,应在规程制定前先征求调度中心的意见,并报调度中心备案)。6 调度管辖范围

6.1 调度的范围以业主的委托为原则,负责业主委托的管道系统的日常输气运行的管理工作。

6.2 业主自行负责所属管道与设备的日常运行管理,但用户开始用气前必须报值班调度员许可,业主结束用气必须提前告知调度值班人员。7 用户管理

7.1 用户用气许可程序

7.1.1 电厂用户需开始用气时,必须提前半小时报值班调度员许可,并说明运行机组名称、用气负荷预计情况等后方可用气。值班调度员应及时将有关供气指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.2 非电厂用户需开始用气时,必须提前半小时向对应门站申请,经门站运行值班人员报值班调度员许可后方可用气。

7.1.3 用户试运行或电厂机组调试期间,应提前将试运行用气计划或调试计划报送运行公司,计划发生调整时应及时通报值班调度员。值班调度员应及时将计划调整指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.4 用气负荷发生较大变化时,电厂用户应提前汇报值班调度员,其它用户需立即向值班调度员说明情况。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.5 用户日计划气量无法完成或改变用气主体时,应及时将有关情况通报值班调度员,并要求用户及时反馈业主市场营销部。

7.1.6 电厂用户发生机组故障等特殊事件时,必须第一时间通报值班调度员。7.1.7 机组准备停机退出运行时,电厂用户应提前通报值班调度员。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.8 其他用户完成指定气量结束用气,应提前半小时通报相应门站运行值班人员。门站值班人员应及时汇报值班调度员。8 运行方案的编制与管理

8.1 调度中心根据业主公司提供的购销计划,结合管道运行技术要求,编制、月度及其它特殊运行方案,报运行公司领导批准,调度中心负责依据运行方案组织落实日常运行工作。8.2 公司有关部门应严格按管道运行方案的要求执行各项作业,以确保管道安全稳定运行。8.3 运行方案的编制应包括下列内容。8.3.1 各用户用气量预计(包括新投产用户); 8.3.2 运行工况预测;

8.3.3 主要输气设备检修计划; 8.3.4 新设备、管线投产计划; 8.3.5 管道调峰能力分析; 8.3.6 管道上一年运行情况分析总结, 存在问题及改进意见; 9 设备检修的调度管理

9.1 设备检修包括计划检修、临时检修和应急抢修。计划检修指设备的定期检修、维修、试验和安全保护装置的定期维护、试验等。应急抢修指输气设施发生危及安全的泄漏、停输、火灾、爆炸等事故时,采取紧急措施的作业。临时检修指除计划检修及应急抢修外的非计划性检修。

9.2 维抢修应于每月25 日前向调度中心抄报下月检修计划。月度检修计划中应包含检修设备名称,主要工作内容,检修工作的计划开工日期和完工日期,以及说明是否影响正常输气等。

9.3 进行计划检修时,应在下列时间内将已签发的工作票报送调度中心许可。9.3.1 一般的计划检修,检修部门应提前3 个工作日报送调度中心,值班调度员在设备检修实施前签署许可意见。

9.3.2 设备检修将引起运行方式重大变化或影响用户供气时,检修部门应提前14 个工作日将已批准的相关手续、作业方案报送调度中心。调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。9.4停输检修作业的调度管理

9.4.1 符合下列情况之一的检修作业须办理停输检修申请。

9.4.1.1 对在运支路设备检修,且无备用供气支路,可能导致停输的检修作业。

9.4.1.2 涉及自控、通讯设备的检修、校验、试验等工作,将造成站控、中控均无法对场站输气运行监控,可能导致停输的检修作业。

9.4.1.3 涉及电气设备的检修、校验、试验等工作,将造成全站供电中断,可能导致停输的检修作业。

9.4.1.4 涉及场站进、出站等主要阀门的检修、校验、试验等工作,对阀门实施关闭 操作,而该阀门无旁路或旁路输气能力不足,可能导致停输的检修作业。9.4.2 停输检修申请程序

9.4.2.1 涉及停输的检修作业,检修部门应在作业前14 个工作日提交停输检修申请单和作业方案,经调度运行中心、安全技术部会签后,报公司领导批准。9.4.2.2 停输检修申请单批准后,调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。停输检修作业前1 天由调度中心电话或传真通报受影响的上游资源或下游用户具体实施时间。

9.4.2.3 检修作业结束后,值班调度应及时通知业主安全生产部、上下游,组织恢复正常输气,并汇报相关领导。9.5 其它要求

9.5.1 设备检修或试验,虽有申请手续并经书面调度许可,但在设备停止运行或试验前仍须得到门站运行值班人员的现场许可。9.5.2 己许可停用检修的设备,由于某种原因检修工作不能按计划开工时,应及时通报值班调度员。设备检修提前结束,亦应及时通报值班调度员。设备检修不能如期完工时,应按有关规定办理延期手续,并经过值班调度员的重新许可;影响输气任务完成的工作延期,须经调度中心负责人许可同意。

9.6 值班调度员可直接许可下列“对管道安全运行无明显影响”的临时检修。9.6.1 不影响管道的安全稳定运行;

9.6.2 不超出管道或设备许可的运行参数; 9.6.3 不影响管道中天然气气质;

9.6.4 不影响管道安全保护装置设备整定; 9.6.5 不影响当日输气计划的完成。10 新建、改建项目投入运行管理

10.1 新建、改建项目应按运行公司新设备或新项目投运的有关规定经批准后投入运行。10.2 新设备投入运行前,调度中心应做好以下工作。10.2.1 组织有关人员熟悉现场设备及技术规程;

10.2.2 根据新设备的命名于一个月内下达正式调度术语; 10.2.3 编制新设备运行方案;

10.2.4 收集修改完善后的技术资料; 10.2.5 修改或完善操作规程。

10.3 用户所属新建、改建项目需重新接入管道用气的,应按本规程确定的原则签订补充调度协议。

10.4 对新接入管道的用户新建、改建项目,调度中心应做好用户供气前的运行衔接。10.5 对不具备受气条件,或对管网系统安全构成潜在威胁的新设备,调度中心应拒绝其投入运行。

10.6 新设备未经申请批准,或虽经申请批准但未得到值班调度员的许可,不得自行将新设备投入运行。11 工艺操作管理 11.1 一般原则

11.1.1 属调度中心管辖的设备,未经值班调度员的指令,有关部门和门站的值班人员不得自行操作或自行指令操作。但对人员或设备安全有威胁者除外,并应在操作后立即报告值班调度员。

11.2 值班调度员发布的调度指令分为一般调度指令、重要调度指令、紧急调度指令等三种形式。

11.2.1 一般调度指令以口头形式下达,主要用于调节输供气压力、流量等参数、切换工艺流程等的调度指令,口头指令应通过录音电话发布。

11.2.2 重要调度指令以书面形式下发,主要用于重大作业(操作)或运行方式的重大变更调整,如:门站,公司重大生产作业,新用户、新管线投产等的调度指令。

11.2.3 紧急调度指令以口头下发,并追加书面调度指令,主要用于事故状态或可能引发事故的紧急情况下的调度指令。

11.3 门站运行值班员在操作前应核对工艺流程图,操作完毕应对站控系统流程图的标示与现场情况进行核实确认。

11.5 门站运行值班员在进行操作时,应统一编号和使用主要设备名称。

11.6 值班调度员发布调度指令时,门站运行值班人员接受指令后必须复诵一遍,值班调度员应复核无误。

11.7 门站运行值班人员汇报操作结束时,应报“操作结束时间”。“操作结束时间”是现场操作执行完毕的依据,值班调度员只有在收到上报的“操作结束时间”后,该项操作才算执行完毕。

11.8 工艺操作注意事项

11.8.1 正常操作应尽量避免在交接班时进行,必须在交接班时进行操作,则由交班人负责操作完毕。

11.8.2 操作前应检查所用安全用具是否合格。

11.8.3 操作步骤不能执行时,应立即停止操作,并向值班调度员报告,待条件具备后再进行操作。

11.8.4 雷雨、台风、暴雪等恶劣条件下应尽可能减少工艺操作。12 通信与自动化管理 12.1 调度通信管理

12.1.1 调度系统应设有专用通信线路及可靠的备用通信方式。

12.1.2 调度系统通信线路必须保证满足生产运行的需要,任何单位和个人不得占用、借用或转接。

12.1.3 调度系统通信线路的正常测试,测试部门或人员应事先通知调度中心和门站,经值班调度员和门站运行值班人员许可并保证备用线路畅通后才能实施,否则应采取必要的补救措施。

12.1.4 为保证通信安全畅通和及时消缺,通信机房应建立值班制度。

12.1.5 紧急事故状态下,调度中心值班调度员有权要求通信管理部门调用其它通信设施和工具。

12.2 调度自动化管理

12.2.1 调度数据网络应使用专用通道、独立的路由器和网络安全设备组网,实现与其它信息网络的安全隔离。

12.2.3 新建、改建工程的调度自动化设备必须与工艺设备同步投运,并满足调度自动化系统的有关要求,否则调度中心有权拒绝新建、改建工程的投运。

12.2.4 调度自动化系统如需进行改造和检修,其改造和检修的技术方案必须经运行公司审查批准,调度中心和有关门站许可后方可执行。

12.2.5 调度自动化设备的运行维护人员应认真做好系统运行的例行测试、信息核对和运行值班记录。

12.2.6 为保证系统安全运行和及时消缺,自动化系统必须建立运行维护值班制度。当值班人员发现信息失实、设备故障时应立即组织分析处理并及时通告调度中心、门站等信息接收单位。故障检修人员应在规定的时间内赶到现场,迅速处理、及时恢复正常运行。

12.2.7 调度自动化运行设备计划检修应提前按工作票管理办法的有关规定办理手续,调度中心和有关门站许可后方可实施,并在规定的时间内恢复运行。调度自动化运行设备临时检修,应及时通知调度中心、有关门站许可后方可停运。

13.2.8 当调度范围内管道结构发生变化时,调度自动化系统主管部门应根据提供的资料及时修改数据库、画面、报表等有关信息参数。

12.2.9 调度自动化系统应按国家有关规定进行检验和测试。

12.2.9 调度自动化系统的缺陷处理按公司设备缺陷管理办法有关规定执行。13 运行异常的调度管理 13.1 运行异常的处理原则

13.1.1 发生任何设备故障、影响线路和管道安全的事件、运行参数偏离正常工艺范围等运行异常时,门站运行值班人员必须立即处理并第一时间汇报值班调度员。

13.1.2 值班调度员接到运行异常汇报或发现运行异常时,应立即采取措施或指令门站运行值班人员采取紧急措施,控制事态发展,并尽一切可能恢复正常运行。

13.1.3 经应急处理后,值班调度员应根据运行异常的级别及时上报调度中心负责人、公司分管领导,结合领导的指示和应急处理有关规定进行进一步处理。14 事故处理

14.1 事故处理原则

14.1.1 值班调度员为处理管道运行事故的调度指挥人,在处理事故时应做到以下几点: 14.1.1.1 尽速限制事故的扩大或发展,防止破坏平稳输气和造成停供气的事件。

14.1.1.2 尽一切可能保持设备继续运行和不中断或少中断重要用户的正常供气,事故情况下优先保证居民用气。14.1.1.3 尽速对已停气的用户恢复供气,对重要用户应优先恢复供气。14.1.1.4 及时调整管道运行方式,并使其恢复正常。

14.1.1.5 在处理事故时,各门站、用户运行值班人员严格服从调度指挥,迅速正确地执行值班调度员的调度命令。

14.1.1.6 为了防止事故扩大,凡符合下列情况的操作,可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告,事后再作详细汇报:

14.1.1.6.1 将直接对人员生命安全构成威胁的设备退出运行。

14.1.1.6.2 运行设备受损伤己对管道安全构成威胁时,根据现场事故处理规程的规定将其停用或隔离。

14.1.1.7 发生重大设备异常及管网事故,值班调度员依据现场汇报情况判断事故确已发生时,应及时将发生的事故情况迅速报告调度中心负责人与公司领导。在中心控制室的调度中心负责人,应监督值班调度员正确处理事故。

14.1.1.8 调度中心负责人认为值班调度员处理事故不当,则应及时纠正,必要时可由调度中心负责人直接负责事故处理的调度指挥,但有关的调度指令必须由值班调度员下达。14.1.1.9 值班调度员在事故处理期间可拒绝非事故部门和单位的事故情况询问,以免影响事故处理。其他各门站和用户运行值班单位应密切监控管网压力、供气流量的变化和设备运行情况,防止事故扩展。如发生紧急情况,须立即报告值班调度员。

3.电厂调度规程 篇三

1.1 值长是发电厂运行工作的调度员,集控、机、电、炉、燃、化、灰水等各专业运行值班人员均应在值长统一指挥下,完成各项生产任务。

1.2 值长在行政上、业务上受生产厂长、副总工及本部门负责人领导,在操作指挥上受电网值班调度员的领导,执行当值调度员的指令。对厂内主辅设备的开停除执行副总工、运行部主任的指令外,值长有权决定全厂发电设备的开停和运行方式。

1.3 值长应严格执行各项规章制度和有关规定,遵守调度纪律,做好安全生产和经济调度工作。

1.4 值长、集控机组长、机、电、炉、燃、化、灰水各专业运行班长及单独值班的岗位正值必须熟知本规程有关部分并认真执行,生产系统的各部门领导,专业工程技术人员、班组长及厂有关领导也应熟悉贯彻本规程有关部分。

第二章 值长的岗位职责

2.1 值长的职责范围

值长是全厂安全生产、运行操作、经济调度、事故处理的具体指挥和当值人员的生产领导者,全面指挥集控、机、电、炉、燃、化、灰水等运行值班人员,做好安全生产和经济调度工作。在值班期间要严肃认真,集中精力考虑全厂运行方式,做好事故预想,坚守工作岗位。2.2 值长的责任

2.2.1 正确执行生产厂长、副总工或运行部主任批准的运行方式和调度安排的运行方式。

2.2.2 根据调度下达的出力计划,严格按负荷曲线进行有功、无功、电压及频率的调整。

2.2.3 根据调度指令和本厂情况及时正确地指挥机、炉的启停及设备停、送电工作。

2.2.4 加强化学监督和存水、储氢管理,注意燃料的及时运入和库存情况。

2.2.5 审查批准热机、电气主要操作票和设备检修工作票。

2.2.6 正确受理主、辅机设备的检修申请,做到符合规定,及时无误。2.2.7 指挥运行各专业进行事故处理,参加事故分析会及时准确的提供分析资料和个人意见。

2.2.8 将各岗位发现的设备缺陷或异常情况汇总,及时汇报有关领导并联系消除。

2.2.9 及时分析各项技术经济指标完成情况,正确组织指导小指标竞赛。

2.2.10 完成领导交给的临时工作。2.3 值长的权限

2.3.1 值长在值班期间有权决定全厂发电设备的开停和运行方式。2.3.2 值长在夜间值班期间行使生产厂长权利,有权制止一切违章行为。2.3.3 有权批准当值可完成的,且不影响机组出力,运行方式变更不大的设备消缺工作。

2.3.4 对检修破坏备用的设备,有权监督有关单位按批准的时间恢复备用。

2.3.5 有权直接联系有关生产、技术领导和检修班长前来现场处理紧急异常情况和危急设备安全及降出力的设备缺陷。

2.3.6 有权检查、监督各运行值班岗位二票三制执行情况和值班记录簿、运行日志及各种记录的正确填写情况。

2.3.7 若发现值班人员有违反劳动纪律和规章制度者,有权令其停止工作或退出现场,对不符合厂规定的其他人员进入现场,有权劝其退出现场,并汇报有关领导。

2.3.8 对本值安全经济运行、文明生产及班组管理各项工作全面负责。2.4 值长的交接班制度

2.4.1 值长应按批准的轮值表,按规定时间正点进行交接班。若接班值长不到,交班值长不准离开工作岗位。如果发生事故、遇到重大操作时不得进行交接班,待告一段落或事故处理完毕以后方可进行交接班。

2.4.2 交班值长应综合各专业情况,填写好交接班记录簿,交接以下内容:设备运行方式及变更情况;设备检修申请及采取的安全技术措施;上级指示和须注意的事项;发生的事故、异常及处理情况;交接班后预计工作等。

2.4.3 接班值长应在接班前15分钟到达交接班室,听取交班值长的汇报。了解全厂运行及备用系统情况;了解前几值主要操作和设备变更、设备缺陷消除情况;了解设备检修申请、设备检修情况;了解上级指示、注意事项及接班后预计工作。

2.4.4 接班值长应汇总各专业班长接班前的检查情况,对有争议的问题及时联系交班值长解决好,同时做好本班的工作布臵再进行交接班。

2.4.5 接班后,值长应根据各专业汇报情况全面了解全厂设备的运行状况,做到心中有数,做好事故预想。2.5 值长的调度汇报制度

2.5.1 正常汇报: 接班汇报内容:接班后一小时内向调度员汇报机组及主要设备运行情 况,接线方式,负荷情况及预定工作。

开机汇报内容:炉点火、机冲转、机并列、达满出力。停机汇报内容:机开始滑停(按调度指令)、机解列。

设备运行状态改变汇报(要在状态改变前后分别汇报):投入运行、恢复备用、开始检修。

每日生产情况汇报:(1)每日7点以前,将前一天的发电量、机组状态、安全情况、检修状态通过微机上网、电话传真汇报华能山东分公司。(2)每日三班将第二天全厂负荷曲线发至华能总公司。(3)运行日志系统投运后,每班要将设备状态、系统调度情况、当值的工作等内容及时录入华能实时监管系统。

2.5.2 异常汇报:调度管辖设备发生异常和事故,要立即简明汇报清楚要害问题,如:炉灭火、汽机自动主汽门关闭、甩负荷、发电机开关掉闸、母线故障、线路开关掉闸等以及确定何时恢复、对电网的要求。事故处理告一段落后,再详细汇报事故原因、经过、设备现状等。

第三章 调度管理制度

3.1 值长在值班期间是全厂运行和操作的领导人。在调度关系上受值班调度员的指挥,并接受其调度指令。

3.2 各级值班人员,在接受调度指令时,应复诵指令,核对无误,并立即执行。并将调度指令记录在值班记录簿上。

3.3 各级领导人员不得干涉各调度指令的执行。受令人不执行或延迟执行调度指令,由此造成的后果由受令人负责,允许不执行或延迟执行指令的领导人应负同样责任。如值班人员认为所接受的指令不正确,应向发令人提出意见。如发令人坚持他的指令,值班人员必须迅速执行。如该指令确实威胁人员、设备的安全,值班人员应拒绝执行,并将其理由报告发令人和有关领导。

3.4 值长应对其发布的调度指令的正确性负责。值长的指令只有厂长、生产厂长、副总工有权变更。

3.5 各级领导人员发布的指令,如涉及到值长的权限时,必须经值长许可后方可执行(现场事故处理,规程中有规定者除外)。

3.6 属于调度员和值长管辖的设备,未经相应调度机构的调度员或值长许可,任何领导及值班人员不得将设备停止运行或破坏备用,但对人员或设备安全有威胁者除外。上述设备停运后应立即报告值长和各相应调度机构的调度员。

3.7 不属调度管辖范围内的设备,但它的操作对系统运行方式或全厂出力有影响时,只有得到调度员许可后方可执行。不属于值长管辖的或允许自行操作的设备,但它的操作对我厂电气系统、热力系统或主要参数有影响时,只有得到值长的许可后方可进行。

3.8 值长的一切指令和任务的布臵,一般应通过副值长或机组长传达给值班人员执行,必要时可直接向岗位主要值班人员发布指令和布臵任务。岗位主要值班人员执行后应及时向专业班长或机组长汇报,但值长也应将自己的指令尽快通知副值长或机组长。

3.9 当发生异常情况时,副值长、机组长或岗位主要值班员应立即报 告值长,值长应尽快报告调度员。

3.10 当发生有拒绝执行正确的调度指令,违反调度纪律的行为时,要汇报领导处理。

3.11 属于值长管辖的设备及系统进行重大工程改进,施工单位应向值长提供有关资料,内容包括:设备规范、结线、编号、安装情况、试运措施等。只有得到值长许可后,方可将设备投入运行。

3.12 值长及机组长同调度员联系业务、接受调度员指令,以及汇报工作时,必须报本厂代号或企业名称及本人姓名,使用统一调度术语。

3.13 值长在接班后一小时内向调度员汇报:负荷情况、接线方式、设备运行现状、预定工作等。

3.14 值长的值班地点是乙站集控室,通过电话或口头指令,行使调度指挥权和工作联系。各岗位运行值班人员,在使用厂内电话联系工作时,要先通报自己的姓名,然后通话,值长发布的指令,受令人必须重复无误后方可执行。值长听取汇报时也必须重复汇报内容。

3.15 厂内调度电话,为调度工作专用电话,只供值长和运行人员联系工作使用。对外调度电话只供值长或机组长联系调度使用,其他人员不得使用。有关甲站设备的调度指令,副值长接受值长指令,执行完毕后汇报值长,由值长向调度汇报。

3.16 值班期间值长(甲站副值长)应对现场进行重点检查,但与机组长不应同时离开主控室,需要外出时,机组长代受调度指令,长时间离开须经领导批准找人替班方可离开。甲站副值长和电专业班长不应同时离开主控室。

3.17 在系统高峰负荷期间以及发生异常情况和电气专业有重要操作时,值长尽量不要离开集控室。

3.18 主要设备大小修后的启动、调试,新投入设备的调试工作,值长(甲站副值长)应在现场直接指挥。

3.19 值长接班后应及时了解各专业存在的主要设备缺陷,并掌握带缺陷运行设备的运行状况。

第四章 设备检修管理

4.1 调度管辖设备的检修管理

4.1.1 凡属调度管辖的设备需要检修、试验,不论有无计划均应由生产部门有关人员在开工前一天十时前(遇周末或一般节日的检修,在节前一工作日十时前提出申请;长假日和重要保电期间的检修在节前三个工作日的十时前提出申请)到乙站集控室填写调度管辖设备检修申请。凡属省调管辖设备,由值长按申请内容及时用检修申请远程系统向省调值班员提出申请(属地调管辖设备用调度电话及时提出),调度批复后通知有关领导。

4.1.2 凡属调度管辖设备的继电保护和自动装臵停用、试验、改变定值及影响全厂计划最大出力的辅助设备及公用系统检修、消除缺陷等也应按第一款规定办理。

4.1.3 省调管辖设备停电需地调管辖设备停电时,其检修申请应向省调提出,并及时通知地调。

4.1.4 调度批准的设备检修时间均从设备操作开始到设备重新投入运行达到计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行的一切操作或试验、试运时间均计算在检修时间内。未经申请及批准手续,不准在省、地调管辖设备上工作。

4.1.5 利用系统低谷,短时降低全厂出力,处理机组设备缺陷,或在八小时内可以完成的备用机组的消除缺陷等工作,经副总工同意,可由检修负责人直接向值长(甲站副值长)提出,值长口头向地调申请(紧急恢复备用时间应在值班记录本上做好记录),经值班调度员同意后即可进行,值长应将联系及安排情况详细记录。

4.1.6 省、地调管辖设备临、故修可随时向调度员提出申请(对故修时间不予批复)。4.2 辅助设备检修管理

4.2.1 不影响全厂出力的辅助设备、公用系统的检修,有关部门首先应填写“辅助设备检修申请单”提交值长(甲站副值长)审查,根据运行方式,签署能否检修,工期是否适当,需采取那些安全措施等意见,然后提交 副总工批准。

4.2.2 非生产用水、用电、用汽等设备的管路、阀门、开关线路需要停用时,由联系部门使用联系单,并经副总工批示,由值长(甲站副值长)组织运行人员执行,通知用户的工作由联系部门负责。

4.2.3 “辅助设备检修申请单”申请时间包括操作、试验、试运行时间。

4.2.4 各检修班组得到设备检修已批准的通知后,应按规定办理工作票或工作联系单。值长(甲站副值长)负责批准工作时间并签名。

4.2.5 凡属下列情况之一者,可不办理“辅助设备检修申请”:(1)汽轮发电机组,锅炉大小修期间的所属辅助设备。(2)设备故障检修,但必须做好必要的安全措施并做好记录。(3)当值内完成的备用设备消除缺陷工作。

4.2.6 在油区、油系统、制氢设备、氢气系统、汽机油系统周围5米内动明火或能够产生火花的工作,工作票均应附有动火措施票。并按要求采取好各项安全措施后方可开工。4.3 检修竣工管理

4.3.1 调度管辖设备检修工作结束,所有工作票均应办理结束后,由值长按厂制定的启动计划提前一天十时前向调度提出申请,待批准后及时做好机组启动的准备工作,主要设备大小修后启动和试运由副总工或运行部负责人主持,值长(甲站副值长)现场指挥。

4.3.2 当机组负荷至额定后,值长、副值长应安排各岗位全面检查设备运行情况,然后向厂领导或副总工汇报,根据厂领导或副总工意见向调度报竣工,并做好详细记录。

4.3.3 本厂辅助设备检修,在完成设备试运正常,做好检修交代,清理干净现场卫生后,工作票办结束即为检修竣工。设备运行或备用由值长(甲站副值长)决定。

4.3.4 本厂辅助设备检修工作到期未完工者,有关部门应向值长(甲站副值长)提出延期申请,并说明理由,特殊情况应重新办理审批手续。4.4 水煤浆设备管理

4.4.1 浆厂I线线路(巡线由水煤浆厂负责)、浆厂I 线1011开关(浆 厂侧)、浆厂10KV母线。以上设备有工作,必须按照规定程序办理辅助设备检修申请及工作票。批准后由浆厂运行值班人员执行安全措施,并汇报当值值长同意方可开工。工作结束后,必须经当值值长批准方可投入运行。

4.4.2 浆厂磨机及主要辅机的正常停、投、检修须经当值值长同意后方可进行。

第五章 设备操作管理

5.1 操作的一般原则

5.1.1 各项操作(单一操作除外)均应执行操作票和预控卡制度。5.1.2 电气操作中,甲站防误闭锁装臵、乙站五防闭锁装臵应正常投入使用,不得随意退出。因装臵逻辑或所操作设备有问题须短时退出时,必须经当值值长批准,在操作完毕后当班应尽快投入运行并及时联系消除,须长时间退出时,必须经副总工批准。

5.1.3 调度管辖设备的操作,值长必须按调度指令执行。

5.1.4 值长管辖设备的操作,副值长及机组长必须按值长指令进行。各级领导不得直接向运行人员下达操作指令,确有必要时应征得值长同意,由值长下令后方可操作。

5.1.5 跨专业的操作,值长(甲站副值长)应填写操作票,并逐项下令操作,并严格执行停、送汽水及机、炉动力停、送电联系单制度。

5.1.6 值长不在集控室,机组长可直接接受值班调度员的操作指令,如属电气设备的刀闸操作,乙站机组长可直接下令进行操作,甲站当副值长不在时,电气专业班长可接收指令下令进行操作,然后向值长汇报。

5.1.7 值长和机组长在接受调度操作指令时,应按“调度术语”的要求复诵,经对方核实无误后立即执行。执行完毕应立即进行“操作汇报”。如是综合指令应全部操作完毕后一次汇报。

5.1.8 值长或机组长在接受调度指令时,通讯突然中断,未完成重复命令制时,不得执行该项指令,应采取恢复通讯联系或在原地等待对方电话。

5.1.9 调度管辖设备所采取的安全措施,值长和机组长无权下令拆除,拆除时必须按调度指令执行。

5.1.10 值长下达给副值长和机组长的操作指令,副值长和机组长应复诵一次,操作完后汇报值长,值长下令的措施只有得到值长的指令才可拆除。5.2 机组开停操作

5.2.1 机组启停操作,由值长(甲站副值长)统一安排。机、炉、集控专业使用定型“冷(热)态滑启(滑停)操作票”。各岗位按专业操作票 的有关要求进行操作。

5.2.2 机组启动操作,值长、副值长应根据设备情况考虑以下内容:(1)浆、轻油系统打循环,电除尘捞渣机、冲灰水、空压机投运,炉上水点火,汽机冲转,机达额定转速,发电机并列,暖机时间等。

(2)根据冷热态启动的不同要求,决定汽机冲转、各负荷下的参数及升压速度。锅炉并汽,汽机满压启动的过程控制应根据机炉的相应参数及有关专业规定执行,应注意温差、压差和疏水情况。

(3)机组带负荷后,燃油、燃浆、投煤、厂用电、给水的运行方式。(4)除盐水及氢气储量情况,并通知化验人员及时化验汽水品质。(5)大、小修后的机组启动,应根据设备检修交待书,设备改进情况及领导指示进行。

(6)根据领导批准的有关试验措施,安排好各项启动试验工作。5.2.3 机组停止操作,值长、副值长应根据运行状况考虑以下内容:(1)厂用电、电除尘、供浆系统、给煤系统、厂用蒸汽、冬季供热及给水运行方式。

(2)机组停止最终参数及滑降速度。

(3)汽机打闸、发电机解列、锅炉灭火的时间配合。(4)机炉停止后,保护方式及防冻措施。5.3 电气系统操作

5.3.1 调度管辖设备的刀闸操作或其他操作,应严格按调度下达的操作指令顺序逐项进行。

5.3.2 电气操作除单项操作外,其他的刀闸操作、设备停、送电均应使用操作票和危险点分析措施卡,经机组长(甲站电气运行班长)、值长(甲站副值长)审查正确后执行。操作过程中不得随意解除闭锁,若确须解除时,必须经值长(甲站副值长)同意。

5.3.3 电气系统操作,值长应考虑的内容:

(1)停电操作必须按照开关、负荷侧刀闸、母线侧刀闸顺序操作,送电与此相反。

(2)停、送电前后的安全措施。

(3)按规定投入的或停用的保护及自动装臵。(4)发电机、变压器及系统操作鉴定同期。(5)倒换厂用变压器注意事项。(6)主变停、送电时中性点接线方式。

(7)220KV、110KV系统解、并环及母线充电有关规定及注意事项。5.4 热力系统操作

5.4.1 热力系统的操作由机组长(甲站专业班长)安排值班人员填写热力机械操作票及危险点分析预控卡,值长(甲站副值长)审核无误后操作。单一操作可不使用操作票。

5.4.2 跨专业系统的复杂操作,值长(甲站副值长)应填写好主要操作步骤,并由有关专业班长或机组长审定一致认可,由值长(甲站副值长)统一指挥进行。

5.4.3 热力系统的操作,值长应重点考虑以下内容:(1)待并管路的可靠疏水,暖管,充压缓慢进行。

(2)调整待并管路的压力、温度等参数与运行管路接近(即温差、压差最小),使运行系统的稳定不至于破坏。

(3)停运的轻油管路要及时消压,及时恢复系统的备用方式。(4)对停运的氢气系统,采取转换措施。

(5)根据气温情况,对停炉后的浆系统参照开机计划和部门领导的安排,应采取打循环或及时冲洗干净备用的方式,防止水煤浆沉淀。若遇开机,应在点火前将浆系统打循环正常,供浆泵升降频率、升降浆压试验正常。

(6)注意人身安全。

第六章 甲站主要系统运行方式

6.1 110KV母线运行方式

6.1.1 110kvⅠ、Ⅱ母线正常为双母线固定联结方式。

6.1.2 110kvⅠ母线带#1主变641、博电Ⅰ线643、龙博Ⅰ线647、#3机-变648、山博Ⅰ线649开关运行。

6.1.3 110kvⅡ母线带博电Ⅱ线642、龙博Ⅱ线645、#2机-变646、山博Ⅱ线651、#0高压变600开关运行。

6.1.4 母联开关640运行,母差及故障录波器投入运行。

6.1.5 #3机-变648、#0高压变600开关根据运行方式可以倒换母线运行。

6.1.6 110KVIV母线(旁路母线)正常热备用,即650—

2、4刀闸合闸,650开关断开在备用状态,充电保护投入。

6.1.7 运行中的变压器中性点接地刀闸,必须有一台中性点接地刀闸合着。(先601,后602、603)。6.2 厂用电运行方式

6.2.1 高压厂变正常方式:#1、2、3运行,#0备用。6.2.2 低压厂变正常方式:#1、2、3运行,#0备用。

6.2.3 #

5、6低压变带400vV、VI段分段运行,如果400v V、VI段负荷较少时,可投入联络开关由一台变压器供电,按定期试验要求将#

5、6低压变互相倒换。

6.2.4 3kvVI段为生活用电,由6810开关带#

7、10低压变,6811开关带西宿舍、酒店变,两台变压器停、送电时应同时操作,6812开关带#12低压变。3kvVI段电源由生活高压变供电,3kvⅢ段6820开关备用。

6.2.5 #8低压变带400V Ⅷ段运行,#8低压变停电时,可由#9低压变经089开关带400V Ⅷ、IX段运行。(#

8、#9低压变可互为备用)

6.2.6 6MW机组厂用备用电源,由094—1刀闸为联络刀闸,用主厂#0低压变通过B503开关带6MW机厂用电。(注意:如用主厂带6MW机组厂用电时,此时应严防与6MW机系统并列运行。)6.3 机、炉、燃料运行方式

6.3.1 单机运行时,正常燃浆运行,备用罐卸浆,浆罐浆位不得高于13米。运行罐烧至最低浆位(不出浆为止)方可倒罐。冬季因防冻,浆罐每两小时倒换一次。

6.3.2 单机运行时,给水泵一台小泵运行,二段抽汽由本机供汽。两台机燃浆运行时,给水泵一台大泵运行,二段抽汽由一台机供汽,当汽压低时可并列供汽,但负荷差不得超过5MW。三台机燃浆运行时,给水泵一大一小运行,二段抽汽同两台机运行方式。

6.3.3 正常情况下,工业水母管压力应保持在0.15—0.20MPa。6.3.4 机力风机运行台数应根据环境温度及主机的运行方式和真空而定。

6.3.5 泡沫消防泵和清水消防泵应达到正常备用。由副值长下令,机运人员负责泡沫消防泵开停,炉运人员负责清水消防泵开停。

6.3.6 循环水池水位,单机和两台机时,不低于两道梯子,三台机运行时不低于三道梯子,开机前及遇到有影响水池水位降低的工况时,应保持较高水位。

6.3.7 锅炉电除尘:运行中,在锅炉开始投第一支浆枪时,就应将锅炉电除尘电场投入,燃浆停炉后停下电场。

35t/h炉应在点火正常、排烟温度在100℃以上投电场,正常停炉停吸送风机前及炉需要压火时联系停止电场运行。

6.3.8 灰水系统:在锅炉点火前二小时,副值长应通知电除尘值班人员开启捞渣机,投运冲灰水系统。

6.3.9 空压机的运行须经当班副值长的同意方可使用。

6.3.10 输灰泵及附属设备由输灰班负责开停。输灰工作应事先经副值长同意,由电除尘值班人员负责沉灰池的水位调整及补水,东、西路回水泵由供浆泵房值班人员负责开停,由副值长负责联系并通知电除尘值班人员。6.4 运行中各专业主要设备的保护需要停用

应事先得到生产厂长或副总工的批准方可执行。6.5 我厂对外供热汽源的使用原则

正常情况下使用#

4、5机三段抽汽经减温减压装臵对外供热,其次使用 35t/h炉Ⅱ号母管、6MW机抽汽、甲站二段抽汽,最后使用甲站一段抽汽。对外供热的蒸汽温度、压力、流量可根据综合科要求进行调整。6.6 水暖加热器出口水温的控制原则

6.6.1 室外温度0℃时,生活区加热器出口水温保持70℃,室外温度每降低5℃,生活区加热器出口水温提高10℃。室外温度每升高5℃,生活区加热器出口水温降低10℃。室外温度15℃以上时,生活区加热器停汽。

6.6.2 厂区水暖加热器出口水温比生活区保持低10℃。

第七章 甲站主要设备保护及范围

7.1 电气专业

7.1.1 #1机—变差动保护:保护在611开关出线、#1主变110KV侧CT、621开关出线CT范围内的相间短路及110KV侧单相接地。保护动作后无时限跳开641、621、611、611—MK开关,同时关闭汽机抽汽逆止门。

7.1.2 发电机横差保护:保护发电机内部线圈发生层间或线圈内部相间短路。保护动作无时限(转子两点接地投入时则有时限)跳开611(646、648)、611(612、613)—MK开关,同时关闭汽机主汽门及抽汽逆止门。

7.1.3 发电机纵差保护:#1机保护在发电机中性点CT与611开关出线CT范围内发生的相间短路,保护动作后无时限跳开611、611—MK开关;#2(#3)机保护在发电机中性点CT、646(648)开关进线CT、622(623)开关出线CT范围内发生的相间短路及110KV侧单相接地。保护动作后无时限跳开646(648)、622(623)、612(613)—MK开关。此保护动作后均同时关闭汽机主汽门及抽汽逆止门。

7.1.4 发电机复合电压过流保护:保护用于发电机发生外部相间短路,同时作为差动保护的后备保护。#1机有时限跳开641、621、611、611—MK开关,#2(#3)机第一时限跳开646(648)开关,关闭抽汽逆止门;若故障未切除则以第二时限跳开622(623)、612(613)—MK开关。

7.1.5 主变瓦斯保护:保护变压器内部故障。保护投掉闸时,#1主变瓦斯保护动作跳开641、621、611、611—MK开关,同时关闭抽汽逆止门。#2(#3)主变瓦斯保护动作跳开646(648)、622(623)、612(613)—MK开关,同时关闭抽汽逆止门。

7.1.6 发电机过负荷保护:过负荷时,保护动作发出信号。7.1.7 接地保护:发生10KV系统接地时,发出信号,当判断为定子接地时,应立即停机。

7.1.8 #1主变110KV侧复合电压过流保护:为主变110KV侧开关外多相短路的后备保护有时限跳开641开关。

7.1.9 主变110KV零序保护:分为零序过流保护和零序过压保护。运 行主变的中性点接地刀闸投入时即投入零序过流保护;中性点接地刀闸断开时投入零序过压保护。主变110KV零序保护的动作顺序为:第一时限跳开不接地变压器;第二时限跳母联开关;第三时限跳主变110KV侧开关;第四时限启动大差出口(仅#1机-变有)。

7.1.10 发电机转子两点接地保护(三台机公用一套):转子回路一点接地时,且接地电压在50%以上稳定不变时,将该保护投入掉闸,并将发电机横差保护切至带时限侧,如属稳定性的金属接地,应立即停机处理。接地电压达50%时投入信号。该保护投入和切除应汇报有关领导。

7.1.11 发电机失磁保护:#1机611—MK开关掉闸后,联掉611开关;#2机612—MK开关掉闸后,联掉646、622开关;#3机613—MK开关掉闸后,联掉648、623、9961开关。

发电机失磁保护掉闸压板:正常#1、2、3机并列后投入,解列后取下。623开关不运行时,应取下#3机总出口掉厂用变(623、9961)压板,此时只掉648开关。

7.1.12 110KV母线差动保护:保护母线及母线联结开关的外侧套管CT以内发生单相或多相短路,动作时均无时限跳开与故障母线连接的所有开关。

7.1.13 线路保护:装有距离保护和方向零序电流保护两种(山博Ⅰ、Ⅱ线装有高频保护)。对于线路微机保护,在直流接地拉路时,无须停用保护压板。当调度员要求改变重合闸方式时,由保护人员改变。重合闸的投停,由“闭锁重合闸”保护压板的取、压来实现。7.2 汽机专业

7.2.1 危急保安器:汽机转速超过额定转速的10—11%(3300—3330r/min)时动作,关闭主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门,掉发电机出口及灭磁开关。

7.2.2 功率限制器:限制调速汽门开度,从而限制汽轮机的负荷或转速。投入时,不允许用同步器继续增加负荷,但可用同步器减少负荷。

7.2.3 附加保护:当调速器滑环行程达16.5±0.5mm时,Φ45滑阀相应上移16.5±0.5mm,自动主汽门关闭,掉发电机开关。

7.2.4 过峰保护:当Φ60滑阀上移>1mm时,调速汽门迅速关闭。7.2.5 轴向位移保护:轴向位移指示达1.4—1.5mm时,保护动作,主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭,掉发电机开关。

7.2.6 低真空保护:汽轮机真空低至-53KPa时,保护动作,主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭,掉发电机开关。

7.2.7 逆止门保护:自动主汽门关闭或发电机出口开关掉闸时,自动关闭。

7.2.8 自动排汽门:当凝汽器内的压力升高略大于大气压力时,石棉胶垫破裂将蒸汽排出。

7.2.9 电超速保护:转速升至3250r/min时,发“转速高报警”信号,继续升高至3350r/min时,发“转速高掉闸”信号,危急保安器动作,主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门关闭,掉发电机开关。

7.2.10 低油压掉闸保护:当“润滑油压低Ⅱ值”和“润滑油压低Ⅲ值”同时达到动作值时,低油压保护动作,关闭自动主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门。

7.2.11 低油压联动保护:润滑油系统装有低油压联动装臵(电接点压力表),当润滑油压降至0.035MPa时,自动启动交流润滑油泵,降至0.03MPa时,自动启动直流润滑油泵,降至0.02MPa时,盘车装臵自动停止。

7.2.12 自动主汽门关闭联动发电机跳闸:当自动主汽门关闭时,联动发电机出口开关跳闸。

7.2.13 发电机保护动作联动汽轮机掉闸:当发电机保护动作时,联动汽轮机掉闸,关闭自动主汽门、调速汽门及一至四段抽汽逆止门。7.3 锅炉专业

7.3.1 锅炉炉膛压力保护:炉膛发生灭火或其他故障,使炉膛压力达到动作值时,炉膛压力保护动作。掉本炉的供浆泵及速断油阀(设有联掉压板供投入或解除)。#1炉定值±1500Pa。#3炉定值±1000Pa。

7.3.2 炉动力总连锁:运行中总连锁开关在投入时,吸风机全部掉闸后联掉送风机,送风机掉闸后联掉速断油阀及供浆泵。

7.3.3 低油压保护:当来油压力指示I值时(1.47MPa)发“来油压力低”信号;当来油压力指示Ⅱ值时(0.3MPa),速断油阀关闭,发“速断油阀关闭”信号。7.3.4 安全阀:运行中过热器安全阀(工作安全阀)动作压力10.58 MPa,动作后立即降压,压力降至9.8 MPa时应立即回座。若汽压上升至10.78 MPa时仍不动作,应立即采取降压措施,恢复正常压力。主汽压力低于8.82MPa不回座时,应及时关闭脉冲门,汇报有关领导。

汽包压力达到11.32 MPa时,汽包安全阀(控制安全阀)应动作。动作后立即降压,压力降至10.5 MPa时应自动回座。若汽包压力上升至11.47MPa时仍不动作,应立即采取降压措施,恢复正常压力。

7.3.5 对空排汽门 7.3.6 事故放水门 7.3.7 炉膛防爆门 7.4 煤浆系统

7.4.1 变频器保护:(1)过电流保护(2)对地短路保护(3)熔断器断路保护(4)过电压保护(5)欠电压保护(6)变频器过热保护(7)变频器过载保护(8)存储器出错保护(9)CPU出错保护(10)调谐出错保护

7.4.2 供浆泵保护:#

1、2炉供浆泵装有电流速断保护,并设有保护出口压板。

第八章 甲站典型事故处理原则

8.1 事故处理的一般原则

8.1.1 副值长是甲站处理事故的指挥员,当发生事故时,应领导全值人员迅速、正确、果断地进行事故处理,对副值长发布的正确指令各专业班长和值班人员必须保证正确完成。事故处理结束后各专业应立即向副值长汇报事故处理情况。副值长要将事故情况尽快汇报值长和有关领导。

8.1.2 专业上发生了无须等待副值长指令的事故(如启动备用设备、倒换系统等),值班人员应立即进行处理,事故与其他专业有关的,应立即将情况向副值长汇报。

8.1.3 事故情况较复杂时,生产厂长、副总工、本部门负责人可直接参与协助副值长处理事故,但其指令必须得到当值副值长的同意,如生产厂长或副总工认为当值副值长不能胜任工作(处理事故),有权自行领导和处理事故或指定专人处理事故。

8.1.4 因设备发生异常影响全厂出力降低时,副值长应向值长汇报,由值长向值班调度员报告降出力原因,并及时采取有效的措施,在值班调度员允许的时间内恢复出力。恢复出力后应立即汇报值长。值长再向值班调度员汇报。

8.1.5 在处理事故时,对调度管辖设备的操作应按值长转达的调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令时,副值长应一面自行处理,一面将情况简明的向值长报告,事故处理完毕后再详细汇报。

8.1.6 副值长在事故处理完毕,应将事故象征、经过、处理方法、运行方式的变更详细记录交班,并向厂、本部门领导汇报。8.2 电气系统事故处理原则

8.2.1 系统事故,甲站电气设备运行正常(包括线路开关掉闸重合成功),副值长应令电运人员严密监视频率、电压。当频率低于49.8HZ时,无须等待调度指令,即可增加出力,直至频率恢复至49.9HZ以上或发电机带满负荷、联络线满载为止。当频率低于48.8HZ时,值长应按我厂“事故拉路序位”进行拉路,使频率恢复到48.8HZ以上,然后汇报省、地调。8.2.2 甲站保厂用电措施

8.2.2.1 低周波保甲站厂用电措施:当系统周波下降至47.5HZ时,汇报值长同意拉开山博Ⅰ线649和山博Ⅱ线651开关,此时副值长应加强监视,调整负荷使机组运行稳定。当系统周波恢复至49HZ时,电压恢复至额定电压的90%以上,按值长转达的调度员指令将解列线路送电与系统并列。8.2.2.2 我厂故障全厂停电,保甲站厂用电措施

(1)恢复110KV母线达送电条件,联系调度选择山博Ⅰ线649开关或山博Ⅱ线651开关充110KV母线良好。

(2)用#0高压厂变带3KVⅡ、Ⅲ段。用#1主变经#1高压厂变带3KVⅠ段(合641开关注意鉴定同期)。

8.2.2.3 系统故障全厂停电,保甲站厂用电措施

(1)当110KV山博Ⅰ、Ⅱ线掉闸,使我厂110KV系统与电网解列时,运行人员应尽一切可能维持110KV系统机组运行,调整独立电网频率和电压恢复额定值,保护厂用电安全,并根据以下原则调整:

a、当独立电网频率上升时,立即降低乙站机组有功出力,维持甲站机组负荷稳定,防止甲站锅炉灭火。当频率下降时,应立即按低频顺序拉路(先博荆线,后博碳线、博神线;也可根据当时线路负荷情况确定所拉线路)。同时增加乙站有功出力,恢复频率正常。

b、正常运行时,应保持山博Ⅰ、Ⅱ线低无功运行,以防止山博Ⅰ、Ⅱ线掉闸时,电压出现较大波动。

c、当独立电网电压上升至120KV及以上时,立即降低甲、乙站机组无功出力,降低系统电压。当电压下降至110KV及以下时,可立即增加机组无功出力,提升电压。

(2)当我厂110KV系统机组不能维持运行相继掉闸,甲、乙站110KV系统均失电,立即拉开联接在110KV母线上的所有开关,排除母线故障。待110KV母线达到倒送电条件后,按以下原则进行恢复:

a、尽一切能力调整和维持6MW机组稳定运行,利用6MW机电源,通过094-1刀闸将电源送至甲站400V厂用电系统,确保50MW 机组低压动力及直流系统的稳定。

b、联系调度用山博Ⅰ、Ⅱ线对甲站110KV母线充电,充电良好后,立即恢复厂用电系统。

c、当山博Ⅰ、Ⅱ线不能恢复时,应请示调度用乙站运行于220KV系统的机组,用该主变110KV侧开关充乙站110KV母线,选用博电Ⅰ(Ⅱ)线充甲站110KV母线。

d、乙站单机运行,且并于110KV系统,因110KV系统故障跳机短时不能恢复,在无其他厂用电恢复措施时,应请示调度拆除乙站备用发电机出口软联接,用备用主变倒充乙站110KV系统。

(3)在故障处理过程中,严密监视直流系统负荷情况,限制直流系统负荷,延长直流系统的使用时间。

(4)在进行恢复操作中,特别注意系统倒换时的同期合闸,严防非同期并列。

8.2.2.4 预防全厂停电措施

(1)优先采用正常的运行方式,因故改为非正常方式时,要制定安全措施,并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

(2)加强蓄电池和直流系统的检查维护,确保主机直流润滑油泵和密封油泵的供电可靠。

(3)母差保护退出时,尽量减少母线倒闸操作。8.2.3 甲站110KV母线故障处理

(1)首先判明故障,确认故障母线无电压时,应检查故障母线上所有开关应全部断开,否则应拉掉,但应特别注意厂用电方式。

(2)母差保护动作,并有故障象征使母线电压消失,在未查明原因前,一般不应试送。若母线因后备保护动作使主变110KV侧开关及母联开关掉闸,母线电压消失时多为越级掉闸,故障切除后即可试送母线。

(3)查明故障点后,将故障母线设备全部调至工作或备用母线运行,将故障母线停电。母线无明显故障时,可用发电机由零升压或用649(651)线路充电试送成功后,将线路送电。发电机并入系统,恢复原方式。

8.2.4 发电机—变压器组内部故障,差动或瓦斯保护动作,在未查明原因及消除故障前,不准送电,如后备保护动作,应迅速查明原因,消除故障,将机—变重新并列,若厂用电不能及时恢复无法维持运行时,副值长应按厂用电断绝事故处理,停止机、炉运行。8.2.5 防止发电机损坏事故的措施

(1)严格按定期试验制度,对发电机进行定期检查、试验。(2)控制运行发电机各部温度、温升在合格范围内。

(3)控制氢冷发电机氢气湿度在允许范围内,并做好氢气湿度的控制措施。(制氢站负责)

(4)大修后气密试验不合格,发电机严禁投入运行。

(5)复励故障应及时修复,严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。(6)正确使用自动准同期装臵,防止发电机非同期并网。

8.2.6 厂用电断绝是指工作变故障掉闸,备用变自投不成功(厂用母线永久性故障),该段母线无法立即恢复供电时,副值长应注意以下几点:

(1)直接影响的主要辅助机炉动力,应按厂用电断绝事故处理,停止机、炉运行。(注意厂用蒸汽运行方式)。

(2)影响给水泵及供浆泵、轻油泵时应立即开启其他运行段的备用给水泵、供浆泵、轻油泵。

(3)注意高压厂用电源故障后,低压备用电源自投是否成功,否则应采取必要措施恢复低压段母线供电。8.3 机炉事故处理原则

8.3.1 在下列情况下禁止启动汽轮机:

(1)危急保安器动作不正常或自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不能关闭严密时。

(2)主要表计(转速表、汽缸温度表、差胀表、轴向位移表等)或自动保护装臵之一失灵时。

(3)调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速时。(4)调速油泵、交直流油泵、盘车装臵工作失常时。(5)油质及清洁度不合格或油位在80mm以下时。(6)汽轮机停机后上下缸温差超过50℃时。(7)大轴挠度超过70um(#3机100um)。

8.3.2 在下列情况下,应立即手打危急保安器、并破坏真空停机:(1)汽轮机转速升高到3330转/分及以上而危急保安器不动作。(2)机组突然发生强烈振动或清楚地听出汽轮机内部有金属摩擦声或 撞击声。

(3)发生水冲击或上下缸温差超过50℃。(4)轴封内冒火花。

(5)汽轮发电机任何一个轴承断油冒烟或出口油温急剧升高超过75℃。

(6)油系统着火而不能很快扑灭。

(7)油箱油位突然降低到80mm以下,无法恢复。(8)发电机励磁机冒烟或着火。(9)轴向位移增大到1.5mm。

(10)轴承油压低于0.035MPa,无法提升。

(11)推力轴承、主轴承及密封瓦钨金温度升高到75℃以上。※ 推力轴承钨金温度某一点不超过85℃,如有超过的可能,汇报领导处理。

8.3.3 在下列情况下,可不破坏真空停机:(1)调速系统故障无法恢复。

(2)汽温急剧下降50℃或启、停和变工况过程中当10分钟内汽温上升或下降50℃。

(3)主汽管、导管、主给水管爆破。(4)发电机H2爆炸。

(5)主蒸汽温度升高到516℃及以上。(6)主蒸汽压力到10.29MPa及以上。(7)汽温升高到510~515℃运行超过30分钟。

(8)负荷已减到零,真空仍然低于-53KPa或凝结器循环水中断。(9)汽轮发电机组无功运行超过3分钟。

(10)油减压阀消振室油压高于0.15MPa或低于0.075MPa而引起调速油压、润滑油压不正常。

(11)凝结水硬度超标时,应采取措施处理,当处理无效,硬度持续上升,凝结水硬度大于50微摩尔/升时。

(12)锅炉异常灭火。

(13)机组范围内发生火灾,直接威胁机组的安全运行。(14)机组的运行已经危急人身安全,必须停机才能避免发生人身事故。

(15)机组运行中,轴承振动突然增加50μm。

(16)汽轮机重要监视表计,尤其转速表显示不正确或失效,又无任何监视手段情况。

(17)热工仪表电源中断无法及时恢复,机组无法维持原运行状态。8.3.4 遇有下列情况之一时,应请示停止机组运行:(1)热工保护装臵故障,在限时内未恢复。(2)机组汽、水品质恶化,经处理无效。(3)自动主汽门或调速汽门门杆卡涩,无法活动。(4)凝结器真空下降至低于允许值。

(5)机组主设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂。(6)润滑油系统发生泄漏,无法维持正常运行。(7)汽、水管道发生泄漏,但可短时维持运行。8.3.5 故障停机顺序:

(1)手打危急保安器,检查自动主汽门,调速汽门及抽汽逆止门应关闭,有功负荷应到零。

(2)发电机应与系统解列,否则联系电气按发电机“解列”按钮,如发电机故障已与系统解列,检查汽机转速应下降。

(3)开启润滑油泵。

(4)开凝结水再循环门,关闭#1低加入口水门,保持凝结器水位。(5)停用主抽气器,开启真空破坏门(破坏真空停机时)。保持轴封供汽正常。

(6)完成规程规定的停机其他项目操作,并注意汽轮机内部声音、振动及惰走时间。

8.3.6 遇有下列情况之一,应立即停止锅炉的运行:

(1)锅炉缺水:水位在电极水位计中消失,或电极水位计失灵,机械水位表指示-220mm。

(2)锅炉满水:水位超过电极水位计上部可见水位时,或电极水位计失灵,机械水位表指示+220mm。(3)炉管爆破,不能保持锅炉正常水位。

(4)燃料在尾部烟道再燃烧,使排烟温度不正常升高超过250℃。(5)所有水位计损坏,无法判断汽包确实水位。(6)所有吸风机、送风机停转。

(7)回转式预热器故障停转,使排烟温度超过250℃。

(8)锅炉主给水、主蒸汽管道发生爆破,威胁设备及人身安全。(9)炉管爆破,威胁设备及人身安全时。锅炉超压,安全门拒动,对空排汽门打不开时。

(10)煤浆、燃油管道爆破或着火,威胁设备及人身安全。(11)锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而安全阀拒动,对空排汽门打不开或虽打开但不足以泄压。

(12)锅炉灭火。(13)厂用电全部失去。

(14)锅炉设备范围内发生火灾,直接威胁机组的安全运行。(15)锅炉DCS系统操作员站故障,锅炉无可靠后备监视与调整手段,锅炉参数超过规程规定或燃烧不稳。

8.3.7 发现下列情况之一,应请示停止锅炉运行,(停炉时间由生产厂长或副总工决定)。

(1)锅炉承压部件泄露,但可维持汽包正常水位。(2)锅炉蒸汽温度超过515℃,经采取措施无效。(3)受热面金属严重超温,经调整无法恢复正常。(4)锅炉安全阀有缺陷,不能正常动作。

(5)给水、炉水或蒸汽品质超过规定,经处理仍未恢复正常。(6)炉墙裂缝具有倒塌危险或炉架横梁烧红。

(7)受热面及炉底等部位严重结渣,影响锅炉安全运行。

8.3.8 机炉主要运行参数(锅炉汽压、汽温、水位、汽机真空)异常时,机炉人员应主动采取调整措施,调整无效造成超过正常允许值时,副值长应按机、炉运行规程要求降低负荷。参数达到停机参数时应果断打闸停止机组运行机,防止设备损坏。8.3.9 锅炉汽包缺水事故

锅炉发生缺水,应了解缺水原因,在原因未查明,水位仍继续下降过程中,副值长应令炉减少部分燃料,滑低参数,滑低负荷。减缓水位降低速度争取时间查明原因,但当炉人员汇报该炉严重缺水时(就地水位计叫不上)副值长应令紧急停炉,汽机打闸停机,电气解列。

8.3.10 锅炉汽包满水事故

(1)炉水位升高,值长应了解水位升高原因,必要时开启事故放水门放水,当水位升高无法控制或发现较晚水位已升至就地水位计上部最高可见水位以上时,副值长应令紧急停炉。

(2)在水位升高的整个过程中,副值长应令汽机严密监视进机温度,防止汽机过水。当汽温低至470℃时,机全开直通疏水门,汽温降至445℃,负荷应减至零。汽温继续下降或有过水象征时立即打闸停机。

8.3.11 锅炉超温

炉汽温上升时,炉人员首先检查风浆配合,减温水量是否得当。如由于风量不足燃料过剩造成汽温升高,副值长应令减少燃料量,滑降参数处理,禁止采取电气直接减负荷的方法。当汽温超过515℃达516℃及以上时,副值长应下令打闸停机。

炉由于燃料过剩,排烟温度不正常升高,已造成燃料在尾部燃烧,副值长应令炉紧急停炉,汽机打闸电气解列停机。

8.3.12 炉管爆破(省煤器、水冷壁、包墙管、顶棚管、过热器等)如汽包水位能够维持正常,副值长应汇报值长及厂有关领导,请示停炉。若汽包水位逐渐下降应减少燃料量,将参数降低,滑降速度应视爆破严重程度并考虑缸温情况而定,当炉管严重爆破,炉汽包水位无法维持时,副值长应令紧急停炉。

8.3.13 锅炉容克式预热器故障掉闸,副值长应令炉降低供浆频率,降低负荷,维持排烟温度不超过250℃的情况下运行,迅速查明原因进行人力盘车,如卡涩盘不动立即通知检修处理,负荷已减至最低而最后排烟温度仍超过250℃并继续升高时,副值长应令紧急停炉。

8.3.14 电除尘电场运行中出现异常,副值长应向值班人员了解其象征,分析原因,根据电除尘运行规程有关规定,分别采取立即停运、酌情停 运或调整运行适当的处理措施。若某电场掉闸时经检查无明显象征,可间隔一段时间启动一次,启动不成联系检修处理。特殊情况应及时汇报领导,听取指示。

8.3.15 甲站燃浆锅炉灭火处理原则

为防止锅炉灭火后发生爆燃,对炉膛压力保护的取压装臵、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统必须定期进行检查和保护的传动试验。以确保膛压力保护的可靠性。

(1)锅炉一旦发生灭火,如果供浆泵没有掉闸,应立即手拉供浆泵,严防爆燃。

(2)立即手动关闭减温水门,以减缓汽温下降速度。按紧急停炉处理。(3)组织人员迅速点火,派专人监视汽包水位,严防满水或缺水事故发生,根据汽压情况投用自用蒸汽。

(4)注意厂用电安全,及时倒换厂用电。

(5)两台机运行时,若厂用蒸汽由故障机组带,则立即将厂用蒸汽倒至正常机组,并保证正常机组的安全运行,严防事故扩大。单机运行发生灭火事故时,应尽力保证厂用蒸汽安全,以保证除氧器、锅炉雾化蒸汽要求。具体措施为:

a、锅炉及时投用自用蒸汽 b、并35t/h炉#2供热管 c、并乙站辅助蒸汽 d、关停非生产用汽

(6)锅炉灭火后,汽机应根据蒸汽参数状况逐步降低机组负荷直至零。当蒸汽参数不能维持时,应根据规程规定果断打闸并不破坏真空停机。

(7)汽机事故处理中的注意事项:根据汽温下降情况应及时开启有关疏水。主蒸汽参数变化时应特别注意机组振动、监视段压力、轴向位移、相对膨胀、推力轴承温度等。

(8)电气专业应及时调整机组负荷,注意厂用电运行方式,根据副值长命令将发电机解列,但解列前应提前做倒好厂用电,解列后做好重新并列的准备。

8.3.16 故障情况下,保厂用蒸汽措施:(1)甲站50MW锅炉自用蒸汽微开疏水,处于暖管备用状态。(2)6MW机#2管供汽微开疏水,处于暖管备用状态,作为厂用蒸汽的备用汽源。

(3)乙站辅汽与甲站厂用蒸汽联络管微开疏水,处于暖管备用状态。8.3.17 汽轮机轴向位移逐渐增大:

首先应检查推力轴承温度,倾听机组内有无异音,各轴承振动有无变化,表计指示有无异常,必要时降低负荷,如轴向位移突然增大至1.4—1.5mm并伴随不正常的声响,噪音和振动,即应破坏真空停机。

8.3.18 热工温度套管、压力容器一次门等一次设备发生严重泄漏时,副值长应立即汇报有关领导和值长,并采取滑降措施,必要时停机停炉。8.4 燃浆系统事故处理原则

燃浆系统设备故障或出现异常时,副值长应及时了解故障原因及具体部位,明确其性质及可能导致后果。供浆泵掉闸造成供浆中断炉灭火时,锅炉专业应立即按燃浆锅炉灭火处理原则处理。供浆泵房应尽快采取措施恢复。输浆泵短时间不上浆,可视搅拌罐浆位情况决定是否投用油枪助燃,并命令供浆泵值班人员采取有效措施,恢复输浆泵正常运行。8.5 汽水品质恶化事故处理原则

8.5.1 副值长应经常了解化学人员汽水品质状况。当汽水品质变化时,值长应令有关单位查明汽水品质变化的原因,同时令化学人员增加取样化验次数,根据变化原因,采取补救措施,使之在最短时间内恢复正常。如果判定为汽水品质突然恶化,为保证设备安全应立即故障停机。

8.5.2 凝结水质量不合格,大部分是由于凝结器铜管泄漏造成的,此时副值长应令机运人员向凝结器内加锯沫堵漏,当凝结水硬度超过50微摩尔/升时,经处理无效时,应立即汇报厂领导及调度,仍不下降经值长及厂领导同意减负荷停机。

8.5.3 当水处理设备发生故障在24小时内无法恢复时,副值长应汇报厂领导和值长采取相应措施。当由于补给水短缺造成设备无法维持正常运行时,应降低负荷直至停机停炉。

8.5.4 在开机或事故造成大量排汽水致使水储量危急造成除氧器水位下降至极限,凝结水硬度小于20微摩尔/升即可回收。8.6 甲站锅炉DCS系统故障处理措施

8.6.1 DCS操作系统故障(“黑屏”或“死机”)

处理方法:将故障微机的“CPU”进行复位启动。(按“RESET”键或断送电启动)

8.6.2 DCS网卡型故障(显示器上鼠标能动,各表计指示不动)处理方法:

(1)稳住负荷,尽量减少操作,看好汽包水位、汽温、汽压。(卧盘和立盘表计指示)

(2)将供浆泵频率打至“近地”,锅炉给水切换至“手动”,在DCS系统恢复正常以前,保持此操作方式。

(3)联系热工处理。

8.6.3 继电器型故障(在操作某设备时,控制该设备的继电器粘住,造成该设备不受DCS控制而全开或全关)

处理方法:发现某设备在操作时,不受DCS控制而全开或全关时,立即到就地将该设备的信号传输线拔下或把该设备的信号控制开关停电(在#2管道间DCS控制柜内),在就地手动调整该设备。

以上三种情况故障,不论何种原因造成汽包水位、汽温、汽压参数超过规程规定而无法控制或燃烧不稳时,应立即果断停炉。8.7 现场火灾事故处理原则

8.7.1 汽机油系统着火处理原则。为防止油系统着火,当机组油系统的设备及管道损坏发生漏油,凡不能与系统隔绝处理的,应立即停机处理。如果发生汽机油系统着火应按以下步骤进行处理:

(1)立即破坏真空,按事故处理规定,紧急停机。特别注意拉掉手动消防脱扣器,解除高压电动油泵自动投入开关,切断高压电源,开启事故排油门。

(2)当发生喷油起火时,要迅速堵住喷油处,改变油方向,使油流不向高温热体喷射,并用“1211”、干粉灭火器灭火。

(3)使用多只直流消方水枪进行扑救。但是尽量避免消防水直接喷射高温热体。

(4)防止大火蔓延扩大到邻近机组,应组织消防力量用水或泡沫灭火 器等将大火封住,控制火势,使大伙无法蔓延。

8.6.2 电气设备着火处理原则

(1)应先将着火设备停电,然后使用适当灭火器灭火。

(2)对可能带电的设备以及发电机、电动机等,应使用干式灭火器或1211灭火器灭火。

(3)对油开关、变压器可使用干式灭火器、1211灭火器灭火,不得以时使用干砂灭火。

(4)地面上的绝缘油着火,应使用干砂灭火。

8.6.3 现场值班人员发现火警,应首先利用就近电话报告副值长火警地点,大致部位,由副值长令有关人员开启泡沫消防泵。并汇报值长、厂办公室及厂消防负责人,根据火情发出火警警报。

8.6.4 防止火灾事故措施:

(1)定期对电缆沟进行巡回检查,定期检查电缆沟防火报警装臵,发现缺陷,及时消除。

(2)油区必须有严格的管理制度。油区必须制定油区出入制度,进入油区应进行登记。

(3)氢气、油系统管道法兰、阀门及轴承等应保持严密,如有泄漏应及时联系消除,严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层,凡不能与系统隔绝处理的热力管道已渗入油的,应立即停机处理。

(4)在氢系统、汽机油系统、轻油油区内明火作业时,必须办理动火工作票,并有可靠的安全措施。氢系统动火,还应测量动火地点空气含氢量应在允许范围内。

第九章 乙站机组正常运行方式

9.1 220kV、110kV正常运行方式

9.1.1 220kV、110kV系统为大电流接地系统。

9.1.2 220kV系统为外桥接线。正常情况下#4主变204开关、母联200开关运行,#5主变205开关备用。

9.1.3 110kV系统为双母线接线方式。正常情况下110kVⅠ、Ⅱ母线并列运行,母联100开关在“合”位臵,Ⅰ母线接有#5主变105、博荆线111、博电Ⅰ线115开关,Ⅱ母线接有#4主变104、博碳线112、博神线114、博电Ⅱ线116开关,#01启备变010开关根据方式需要可在110kVⅠ母线或Ⅱ母线运行。

9.1.4 正常#

4、5机电气部分分列运行,#4机运行在220kV系统,#5机运行在110kV系统。单机运行时,机组根据调度指令运行在220kV或110kV系统。

9.1.5 当#

4、5机分列运行时,#

4、5主变220kV侧及110kV侧中性点接地刀闸均应在“合”位臵。

9.1.6 主变送电或停电前,必须先分别合上220kV及110kV侧中性点接地刀闸。主变备用期间其220kV及110kV侧中性点接地刀闸不再拉开。

9.1.7 不管#01启备变处于运行还是备用,其中性点接地刀闸均应在“合”位臵。9.2 厂用电运行方式

9.2.1 6KV系统采用单元制供电方式,正常运行方式#4高压变带6KVⅣA、ⅣB段母线,#5高压变带6KVⅤA、ⅤB段母线,#01启备变备用。

9.2.2 低压厂变43B、53B带本机组的400VA、B段母线运行。公用变30B带公用400VA、B段,作为#

4、5机组公用设备的工作电源。化水变48B带化水A、B段母线运行。低备变40B作为400VⅣA、B,400VⅤA、B,公用400VA、B段,化水A、B段的备用电源。正常处于备用自投状态。

9.2.3 输煤变46B正常供400V输煤A、B段母线运行,输备变47B备用,正常处于备用自投状态。

9.2.4 #4除尘变44B、#5除尘变54B、除灰变45B、水工变49B带各自400V母线运行,辅助备用变20B备用,正常处于备用自投状态。

9.2.5 浆厂及生活用电变50B带浆厂及生活用电10kV母线,生活用电10kV母线可通过9961开关带#3高压变。

9.2.6 北宿舍变10B带北宿舍400V母线。9.3 机组运行方式

9.3.1 基本方式(BASE):在此方式下,机组的功率和汽压控制回路均被切除,机炉主控制器由值班人员手动控制。在炉侧,手动改变锅炉负荷指令,达到调节主汽压力的目的。在机侧手动改变汽机指令,通过DEH控制机组功率。

9.3.2 协调控制方式(CCS):在此方式下,汽机主控制器在自动位臵,根据机组的实际负荷指令对功率进行自动调节。锅炉主控器也在自动位臵,热量信号与能量平衡指令比较并经运算后作为锅炉主控指令。

9.3.3 锅炉跟随方式(BF):在这种方式下,锅炉主控在自动位臵,主汽压力调节回路投入,自动调节给煤量。汽机主控在手动位臵,机组功率控制回路被切除,机组负荷由操作员手动控制,控制指令直接送至DEH。

9.3.4 汽机跟随方式(TF):在此方式下,汽机主控制器在自动位臵。机组功率控制回路被切除,汽压控制回路被切换到汽机侧。主汽压力通过DEH控制调门开度,自动维持在给定值范围内。在炉侧,如果锅炉主控在手动位臵,则操作员根据机组负荷的需要,手动改变锅炉的负荷指令。

9.3.5 工业水运行方式

工业水由甲站工业水系统经两条工业水母管供给,经工业水泵升压,工业水母管压力维持在 0.4~0.5 Mpa。

9.3.6 汽轮机冷却水运行方式

冷却水由汽机循环水进水管供给,当冷却水温度高时,通过工业水与循环水联络门将工业水并入。

9.3.7 给水系统运行方式

每台机组设两台给水泵,正常一台运行,另一台给水泵备用。9.3.8 循环水系统运行方式

(1)每台机组设两台双速循环水泵,一台大泵,一台小泵,正常一台

运行,另一台备用。

(2)夏季凝汽器真空低时,两台泵可同时运行,#

4、#5机循环泵出口管设有联络门,冬季工况时,可用一台机循环泵带两台机运行。

9.3.9 凝结水系统运行方式

每台机组有两台凝结水泵,正常一台运行,一台备用。凝结水泵密封水由凝结水泵出口管供给。当流量低于120t/h时,凝结水再循环门投自动时自动打开。当流量大于150t/h时,凝结水再循环门自动关闭。

9.3.10 除氧器的运行方式

(1)机组启动时由辅助汽源供汽,当三抽压力大于0.2MPa时,切为三抽供汽采用滑压运行方式。

(2)当三抽压力<0.15 MPa时,由辅助蒸汽供汽,采用定压运行方式。9.3.11 汽轮机油系统运行方式

(1)机组运行中,主油泵供保安用油及润滑用油,启动油泵及交、直流油泵处于备用状态。

(2)机组启停转速低于1000r/min时开启顶轴油泵运行,一台运行,另一台备用。

(3)机组启停过程中,3000r/min以下主油泵不能正常工作或主油泵故障时,由启动油泵供给保安用油,交流润滑油泵(直流泵备用)供给润滑用油。

(4)机组盘车运行时,交流润滑油泵运行,直流油泵备用。一台顶轴油泵运行,一台顶轴油泵备用。

9.3.12 汽轮机轴封系统的运行方式

(1)本系统共有三路供汽汽源:辅助汽源、除氧器汽源、新蒸汽汽源。汽封冷却器一台,带两台电动风机,一运一备。

(2)冷态启动时,辅助汽源向汽封供汽。保持供汽压力在0.107~0.11 Mpa,当除氧器压力大于0.5Mpa,改由除氧器供汽。

(3)高压汽封#3汽室压力大于0.12 Mpa,关闭至高压汽封供汽门。高压汽封漏汽至7号低加,使高压汽封系统与低压汽封系统相互独立。

(4)热态启动时,高压汽封供汽由新蒸汽供给,以保证供汽温度与汽封金属温度相匹配。

9.3.13 射水泵运行方式

每台机组设有两台射水泵,正常一台运行,另一台备用。当凝结器真空低时,两台射水泵可同时投入运行。

9.3.14 EH油泵的运行方式

(1)本系统有两台EH油泵,一台再生油泵,一台再循环油泵,一组电加热器,两个油泵出口蓄能器,四个高压蓄能器。

(2)EH油泵正常运行中,一台运行,另一台备用。(3)当EH油压小于11.2 Mpa时,备用EH油泵自动开启。(4)当EH油油质不合格时,可开启再生油泵或循环油泵进行滤油。(5)当EH油箱油温低于25℃时,可启动电加热器加热EH油。当油温高于50℃时,停止加热器。当EH油箱油温高于57℃时,可启动循环油泵降低油温。

9.3.15 辅助蒸汽运行方式

(1)#

4、5机投运前,辅助蒸汽由老厂来汽供给。

(2)#

4、5机投运后,辅助蒸汽由#4或#5机三段抽汽供给,另一台机三段抽汽作为备用汽源。

(3)当辅助蒸汽母管压力不能满足机组用汽时,辅助汽源由#

4、5机共同供给或甲站来汽供给。

9.3.16 汽轮机加热器运行方式 高低压加热器水侧、汽侧均随机启、停。

第十章 乙站机组主要保护及范围

10.1 电气专业

10.1.1 发电机设有下列保护:(1)发电机纵差保护:该保护是发电机定子绕组及其出线(中性点2TA与发电机机端9TA间)各种相间短路故障的主保护,瞬时动作于全停。

(2)发电机定子匝间保护:保护作为发电机定子绕组匝间短路故障的主保护,保护灵敏段瞬时动作于全停。受制动灵敏段经延时动作于全停。

(3)发电机定子接地保护:保护作为发电机定子绕组及引出线(机端1TV以内)单相接地故障保护。动作后分别经延时发信号和全停(断开出口压板后只发信号)。

(4)发电机对称过负荷保护:保护作为由于发电机过负荷引起的发电机定子绕组过电流故障保护。保护由定时限和反时限两部分组成,定时限部分经延时动作于信号和减出力。反时限部分经延时动作于解列。

(5)发电机不对称过负荷保护:保护作为由于发电机不称过负荷及区外不对称短路故障的后备保护。保护由定时限和反时限两部分组成,定时限经延时动作于信号。反时限经延时动作于解列。

(6)发电机转子一点接地保护:保护作为发电机转子单相接地故障保护,保护动作后延时发信号。

(7)发电机转子两点接地保护:发生一点接地保护自动投入,保护动作后延时全停。

(8)发电机失磁保护:保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障的保护,设4个时限段,分别动作于减出力、切换厂用电、经延时解列。

(9)发电机复合电压过流保护:由低电压判据和过流判据以及负序过电压判据共同构成,保护动作后经延时全停。

(10)电超速保护:当发电机定子电流低于25%额定电流时,保护动作后经出口继电器向热工提供一个电信号。

10.1.2 主变压器设有下列保护:

36(1)发电机变压器组差动保护:发变组差动保护作为发变组及其引出线范围(机尾1TA、主变高压侧19TA、主变中压侧27TA、高厂变低压A分支侧8TA、高厂变低压B分支侧14TA之间)内短路故障的主保护,保护瞬时动作于全停。

(2)主变压器纵差保护:保护作为主变压器绕组内部、出线套管的及其引出线(主变高压侧18TA、主变中压侧26TA、主变低压侧6TA、高厂变高压侧5TA之间)短路故障的主保护,保护瞬时动作于全停。

(3)主变压器差流速断保护:保护作为主变压器绕组内部、出线套管的及其引出线短路故障的主保护,与主变压器纵差保护共用一个压板瞬时动作于全停。

(4)主变瓦斯保护:该保护是主变内部故障的主保护。a、主变轻瓦斯反应主变主油箱内的气体或油面而动作,动作于发信号。

b、主变重瓦斯是变压器内部故障的主保护,瞬时动作于全停。(5)主变压器冷却器全停保护:监视主变冷却器状态的主保护。a、当冷却器电源发生故障,备用冷却器电源自投不成,全部冷却器停止运行,该保护启动。20分钟电源仍不能恢复,且变压器上层油温达75℃,保护出口继电器启动全停。

b、当冷却器电源消失30分钟不能恢复时,无论变压器上层油温是否达到75℃,保护将经出口继电器启动全停。

(6)主变压器220kV零序方向过流保护:保护作为主变压器高压绕组及其引出线单相接地保护。

a、当中性点不接地(带放电间隙)运行时,经延时动作全停。b、当中性点接地运行时,有两段延时,分别动作于高压侧开关和全停。

(7)220kV复合电压方向过流保护:高压侧复合电压过流保护作为主变主保护的后备保护。保护动作后经一段延时T1方向动作于本侧,T2无方向动作于全停。

(8)220kV过负荷:220kV侧过负荷经延时动作于信号。

(9)220kV开关失灵起动保护:该保护是反应高备变高压侧开关状态

的保护。失灵保护动作后,启动上级相邻开关跳闸。

(10)220kV开关非全相运行保护:保护作为220kV开关—相或二相运行异常状态保护。保护由三相开关位臵不一致接点和负序电流构成。

(11)主变压器110kV方向零序保护:保护作为主变压器中压绕组及其引出线单相接地保护。

a、当中性点不接地(带放电间隙)运行时,经延时动作全停。b、当中性点接地运行时,有两段延时,分别动作于110 kV母联、中压侧开关和全停。

(12)110kV复合电压过流方向保护:高压侧复合电压过流保护作为主变主保护的后备保护。当保护动作后经一段延时T1方向动作于110kV母联,T2无方向动作于中压侧,T3方向动作于全停。

(13)110kV过负荷:110kV侧过负荷经延时动作于信号。(14)主变压器通风:动作后启动主变辅助位臵冷却器。(15)非电量保护:(均动作于信号)a、主变油位 b、主变油温 c、主变绕组温度 d、主变压力释放

10.1.3 励磁变压器设有下列保护

(1)速断保护:励磁变装设电流速断保护,瞬时动作于全停。(2)过流保护:励磁变装设过流保护,经延时动作于全停。10.1.4 220KV线路:220KV线路分别配臵两套完全独立的,全线速断的允许式保护,它们有不同的保护动作原理构成,两套独立主保护和独立后备保护装臵分别安装在独立的保护柜内。

(1)PRC01-51F、PRC01-51型保护柜(220KV山博线、莱博线)包括纵联变化量方向和零序方向元件为主体的快速主保护,由工频变化量距离元件构成的快速一段保护,由三段式相间和接地距离及两个延时段零序方向过流构成全套后备保护。

(2)PRC25-YT型保护柜(220KV山博线)

若220KV山博线对端开关跳闸,则保护动作跳#4主变220KV侧开关和不

重合跳220KV母联开关。

(3)220KV母联开关PRC21A-01型保护柜

a、失灵保护:失灵保护动作后,以第一时限(不启动重合闸)掉母联开关,以第二时限跳以下开关:掉山博线对端开关;掉博莱线对端开关;掉#

4、5机220KV侧开关,如果主变110KV侧开关在“分”位臵,则启动#4和#5发变组的全停出口。

b、自动重合闸:重合闸的方式有“三重”(任何故障三跳三合)和“综重”(单相故障单跳单合,多相故障三跳三合)两种。

c、三相不一致保护:任一相TWJ动作,且无电流时,确认为该相开关在跳闸位臵,当任一相在跳闸位臵而三相不全在跳闸位臵,则确认为不一致,经整定的动作时间跳本开关。

d、充电保护:用两段带延时的过电流保护来实现,充电保护动作后闭锁重合闸。

e、压力闭锁:开关内六氟化硫压力异常时,闭锁开关操作并发信号。(4)220KV#

4、#5发变组开关PRC21A-01B型保护柜

a、失灵保护:保护动作后,第一时限掉本开关,第二时限跳以下开关:掉山博线对端开关或掉博莱线对端开关;掉220KV母联开关(不启动重合闸);如果主变110KV侧开关在“分”,则启动#4或#5发变组的全停出口。

b、三相不一致保护:任一相TWJ动作,且无电流时,确认为该相开关在跳闸位臵,当任一相在跳闸位臵而三相不全在跳闸位臵,则确认为不一致,经整定的动作时间跳本开关。

c、压力闭锁:开关内六氟化硫压力异常时,闭锁开关操作并发信号。10.1.5 110KV线路:110KV输电线路保护包括三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护和低周保护(博电Ⅰ、Ⅱ线无低周保护)。

10.1.6 11OKV母线PRC15A-215型保护柜:11OKV母线有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联过流保护及开关失灵保护。

10.1.7 安全稳定控制装臵

(1)当山付线电流650A时,0秒发信号,710A(冬季800A)时,9秒切一台并于220KV系统135MW机组。

(2)当山龙线电流750A时,0秒发信号,850A(冬季950A)时9秒

切一台并于220KV系统135MW机组。

(3)当220KV山博线电流650A时,0秒发信号,710A(冬季800A)时,9秒切一台并于220KV系统135MW机组。

(4)安全稳定控制装臵归省调管辖,依据调度命令投停。

(5)夏季和冬季的时间:夏季为5月1日0:00~9月30日24:00,冬季为10月1日0:00~4月30日24:00。10.2 汽机专业

10.2.1 机械超速遮断保护(危急保安器):当汽轮机转速超过额定转速的9~11%(即转速为3270—3330r/min)时,危急保安器飞锤式撞击子击出,危急遮断油门动作,泄去保安油和EH油,关闭主汽门、调速汽门、抽汽逆止门和高排逆止门。

10.2.2 汽轮机遮断电磁阀保护:有下列情况之一时,汽轮机遮断电磁阀动作,泄去保安油和EH油关闭高、中压主汽门、调门,停机。

(1)超速保护:当汽轮机转速超过额定转速的9%时。

(2)低真空保护:当凝结器真空下降至-80kPa报警,降至-74kPa与-80kPa报警信号同时存在时保护动作。

(3)低油压保护:当汽轮机润滑油压降至0.059MPa保护动作。(4)轴向位移保护:当汽轮机转子轴向位移+0.8或-1.0mm时报警,轴向位移至+1mm或-1.2mm时保护动作。

(5)高压差胀保护:当汽轮机高压缸相对膨胀值增至+5.5或-3mm时报警,继续增至+6或-3.3mm时保护动作。

(6)低压差胀保护:当汽轮机低压缸相对膨胀值增至+6.5或-3.6mm时报警,继续增至+7或-4mm时保护动作。

(7)排汽温度高保护:排汽温度(左右两侧同时)升高至120℃。(8)发电机差动保护:发电机差动保护动作。(9)锅炉汽包水位高高或低低保护动作。

(10)转子双幅振动保护:转子双幅振动达到0.26mm。(11)EH油压低保护:当EH油压降至9.8MPa时保护动作。(12)轴承振动保护:当轴承振动达到0.1mm保护动作。(13)发电机跳闸时

40(14)DEH系统失电或故障时。10.2.3 手动脱扣器

(1)机组人员根据需要,可手按手动脱扣器.泄去保安油并通过隔膜阀泄去EH油。关闭主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门和高排逆止门停机。

(2)手动操作盘上两个“紧急停机”按钮,使AST电磁阀动作停机。10.2.4 OPC保护:当汽轮机转速升至3090r/min时,OPC电磁阀动作,关闭调速汽门,待转速降至3060r/min以下时,OPC电磁阀恢复,汽机恢复3000r/min。

10.2.5 汽机联锁保护范围

(1)各级抽汽逆止门(2)旁路系统温度保护(3)低油压联锁保护(4)给水泵联锁保护(5)循环水联锁保护(6)盘车联锁保护(7)疏水系统联锁(8)凝汽器真空破坏门联锁保护(9)高压加热器联锁保护 10.3 锅炉专业

10.3.1 MFT(主燃料跳闸)产生的条件

(1)旋风分离器的出口烟温≥1050℃(四取三)(2)汽包水位≥255mm(三取二)(3)汽包水位≤-255mm(三取二)(4)炉膛压力≥3.5KPa(三取二)(5)布风板流量≤95000Nm3/S(6)二次风机全停(7)一次风机全停(8)引风机全停(9)失去再热器保护(10)失去过热器保护(11)手动MFT(12)停机

10.3.2 发生MFT后的动作结果

(1)停床下燃烧器,跳停床下安全关断阀。(2)停床上燃烧器,跳停床上安全关断阀。

41(3)停给煤机旋转给料阀及给煤机。(4)停石灰石旋转给料阀及石灰石给料机。(5)减温水改至手动,闭锁阀不关。(6)臵总风量到最小(默认50%)。

(7)二次风上、下环行风箱调节挡板转手动。(8)停吹灰器。

(9)跳机(只限于汽包水位保护动作时MFT)。10.3.3 导致OFT(油跳闸)的条件(1)下列任一条件都将导致床下燃烧器OFT a、MFT b、床下主安全关断阀关

c、床下启动燃烧器主油压力<0.55 Mpa d、水冷室压力>22kPa。(压力信号三取二)(2)下列任一条件都将导致床上启动燃烧器OFT a、MFT b、床上主安全关断阀关

c、床上启动燃烧器主油压力<0.55 MPa 10.3.4 发生OFT后的动作结果(1)关安全关断阀(2)关雾化介质阀

(3)退出油枪。(床上启动燃烧器)10.3.5 保护连锁项目

(1)机炉联锁:发电机跳闸<<—>>汽轮机跳闸—>>锅炉MFT 锅炉汽包水位高高、低低—>>汽轮机跳闸(2)锅炉联锁

a、两台引风机运行其中一台跳停,其它风机不联锁跳闸,该引风机出口挡板将自动关闭。

b、两台引风机跳停或单台引风机运行跳停,联锁跳闸两台一次风机和两台二次风机,引风机出口挡板自动打开。

c、两台一次风机跳闸,其出入口门全关,联跳两台二次风机。

d、高压流化风机全停运时,联锁跳闸两台一次风机和两台风机。运行中任意一台高压流化风机出现故障时,备用高压流化风机将自动启动;同时,故障高压流化风机出口挡板自动关闭。

e、任意一台引风机、一次风机或二次风机跳停,锅炉负荷RB动作,减至60%B-MCR运行。

10.3.6 锅炉辅机联锁保护范围

(1)引风机(2)高压流化风机(3)二次风机(4)冷渣器冷却风机(5)一次风机(6)给煤机(7)石灰石输送风机(8)石灰石给料机(9)暖风器疏水泵(10)对空排汽电动门(11)事故放水门(12)床下启动燃烧器(13)床上启动燃烧器

第十一章 乙站机组事故处理原则

11.1 事故处理一般原则

11.1.1 机组发生故障时,根据仪表指示,CRT显示、光字牌报警及故障打印和机组外部现象,确定设备已发生故障。

11.1.2 当判明是系统与其它设备故障时,则应采取措施维持机组运行,以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。

11.1.3 发生故障时,各岗位应密切配合,在值长、机组长统一指挥下,密切配合,迅速按规程的规定处理,防止事故蔓延扩大,以便尽快恢复机组运行。

11.1.4 处理事故时应当迅速、准确,在处理故障时接到指令后应复诵一遍,指令执行以后,应迅速向发令者汇报。

11.1.5 发生事故时,首先尽一切力量解除对人身、设备安全的威胁。11.1.6 力争保住厂用电、辅助蒸汽或尽快恢复。11.1.7 尽力维持无事故设备的正常运行。

11.1.8 防止因联系不周、情况不明、汇报不准而造成误判断、误处理。11.1.9 事故处理中,达到停机条件应果断停机,防止损坏设备。11.2 电气系统事故处理原则

11.2.1 系统事故使频率低于49.8HZ时,无须等待调度指令,即可增加出力,直至频率恢复至49.9HZ以上或发电机带满负荷、联络线满载为止。

11.2.2 乙站保厂用电措施

(1)低周波保乙站厂用电措施:当系统周波下降至47.5HZ时,甲站110KV母线与系统解列,若乙站有一台机组运行在110KV系统时,应及时调整该机组运行稳定。当系统周波恢复至49HZ时,电压恢复至额定电压的90%以上,按调度指令将解列线路送电与系统并列。

(2)当110KV母线与系统解列后,该独立系统频率高于系统频率且较为稳定时,应及时将运行在220KV侧发电机的厂用电倒至#01启备变带,倒换时应先拉后合。

(3)乙站停电保乙站厂用电措施

a、若甲站无故障,则根据调度指令用博电Ⅰ线或博电Ⅱ线充乙站110KV母线良好。

b、用#01启备变带6KVⅣA、ⅣB、ⅤA、ⅤB段厂用母线。c、若甲站故障,则应先恢复甲站110KV母线。

d、若甲站110KV母线短时不能恢复时,联系调度拆除乙站备用发电机出口软联接,用备用主变倒充乙站110KV系统。

(3)预防全厂停电措施

a、优先采用正常的运行方式,因故改为非正常方式时,要制定安全措施,并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

b、加强蓄电池和直流系统的检查维护,确保UPS电源及主机直流润滑油泵的供电可靠。

c、开关的失灵保护必须正常投入运行,严防开关拒动、误动扩大事故。

d、母差保护退出时,尽量减少母线倒闸操作。11.2.3 220KV线路故障处理原则

(1)莱博线故障,重合成功,根据调度指令,重新冲动汽轮机,将发电机并入系统。

(2)莱博线故障,重合不成功,则请示调度将#5机并至110KV系统。(3)山博线故障,重合成功,根据调度指令,重新冲动汽轮机,将发电机并入系统。

(4)山博线故障,重合不成功,则请示调度将#4机并至110KV系统。(5)线路故障,重合闸未动作,应根据调度指令进行强送。11.2.4 乙站110KV母线故障处理

(1)首先判明故障,确认故障母线无电压时,应检查故障母线上所有开关应全部断开,否则应拉掉,但应特别注意厂用电方式。

(2)母差保护动作,并有故障象征使母线电压消失,在未查明原因前,一般不应试送。若母线因后备保护动作使主变110KV侧开关及母联开关掉闸,母线电压消失时多为越级掉闸,故障切除后即可试送母线。

(3)查明故障点后,将故障母线设备全部调至工作或备用母线运行,将故障母线停电。母线无明显故障时,可用发电机由零升压或用博电Ⅰ线或

博电Ⅱ线充电,试送成功后,将发电机并入系统,恢复原方式。

11.2.5 发电机—变压器组内部故障,差动或瓦斯保护动作,在未查明原因及消除故障前,不准送电,如后备保护动作,应迅速查明原因,消除故障,将机—变重新并列,若厂用电不能及时恢复无法维持运行时,停止机、炉运行。

11.2.6 防止发电机损坏事故的措施

(1)严格按定期试验制度,对发电机进行定期检查、试验。(2)控制运行发电机各部温度、温升在合格范围内。

(3)发电机出口开关失灵保护应正常投入运行,防止非全相运行。当出现非全相运行时,检查失灵保护是否正常动作,否则应再手拉该出口开关,不成功则用上一级开关将发电机解列。

(4)当发电机转子绕组发生的一点接地为稳定性的金属接地时,应立即停机处理。

(5)励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复,并投入运行,严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。

(6)正确使用自动准同期装臵,防止发电机非同期并网。11.2.7 防止开关设备故障的措施

(1)加强开关设备的检查,注意六氟化硫开关的气体压力应在合格范围内。

(2)注意六氟化硫开关气体压力的变化,当下降较快时,应及时汇报,联系消除。

(3)220KV开关平时应注意油泵启动次数或打压时间,若出现频繁启动或打压时间超长,则应联系检修人员进行消除。11.3 机炉事故处理原则

11.3.1 运行中遇到下列情况,必须紧急破坏真空停机(1)汽轮机转速超过3330r/min,危急保安器不动作。

(2)机组突然发生强烈振动。(转子振动0.26mm,轴承振动0.1mm或突升0.05mm)

(3)清晰地听到汽轮机内部发出金属撞击和摩擦声。(4)发生水冲击。

46(5)轴封、挡油环处冒火花。

(6)机组任一轴承断油、冒烟,轴承回油温度急骤上升超过75℃。(7)油系统着火,不能很快将火扑灭,严重威胁机组安全。(8)油箱油位突然降低到最低油位以下-260mm补油无效。(9)轴向位移突然增大超过+1.0mm或-1.2mm或推力瓦金属温度急剧上升到95℃。

(10)轴承润滑油压下降到0.059Mpa无法提升。(11)发电机冒烟、着火。

(12)高压胀差超过+6~-3.3mm,或低压胀差超过+7~-4mm。11.3.2 运行中遇有下列情况可不破坏真空停机

(1)主蒸汽温度升高到545℃运行30min不能恢复或超过545℃及主蒸汽温度降低到432℃时。

(2)汽轮机无蒸汽运行超过1分钟。

(3)主蒸汽压力升高到14.2Mpa,连续运行30min不能恢复或超过14.2MPa。

(4)凝汽器真空下降低于-74kpa。(5)主要汽水管道破裂,不能维持运行。

(6)机组运行或启停、工况变化过程中,主汽温或再热汽温急剧下降50℃时;或主汽温度或再热汽温度10分钟内升高或下降50℃。

(7)抗燃油位低于270mm,无法恢复时。(8)抗燃油压低于9.8Mpa,无法恢复时。(9)抗燃油温低于20℃,无法恢复时。

(10)调速、保安系统发生故障,无法维持运行。(11)DCS全部操作员站故障(所有上位机黑屏或死机)。(12)汽轮机转速表失灵,在无任何监视手段时。

(13)机组的运行已经危急人身安全,必须停机才可能避免发生人身事故时。

11.3.3 遇有下列情况之一时,应请示停止机组运行(1)机组汽水品质恶化,经处理无效时。(2)蒸汽温度超过允许值,经采取措施无效时。

47(3)机组运行中,汽轮机高、中压汽门前蒸汽温度非正常下降至450℃时。

(4)汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行时。(5)高、中压主汽门或调速汽门门杆卡涩,无法活动时。(6)润滑油、抗燃油系统漏油,无法维持正常运行时。(7)机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。(8)机组汽、水管道发生泄漏,但可短时维持运行时。(9)发生其它故障威胁机组运行时。11.3.4 故障停机操作顺序

(1)手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮,高、中压自动主气门、调节汽门,抽汽逆止门、高排逆止门及供热管道逆止门关闭,联动保护动作正常,确认发电机已解列,汽机转速下降。

(2)启动润滑油泵,检查各轴承油压正常。

(3)破坏真空停机时,停用主抽气器,开启真空破坏门。(4)保持轴封供汽正常,严禁向凝汽器内排热汽、热水。(5)开启凝结水再循环门,保持凝结水正常运行。

(6)完成规程规定的其他项目停机操作,并注意汽轮机内部声音、振动、相对膨胀、轴相位移等参数,并记录惰走时间。

11.3.5 遇有下列情况之一,应紧急停炉(1)严重缺水,虽经补水仍见不到汽包水位。

(2)严重满水,汽包水位上升到最高可见水位以上,虽经放水仍见不到水位。

(3)受热面爆管,无法维持汽包正常水位。(4)锅炉床面严重结焦。

(5)所有水位计损坏,无法监视汽包水位。(6)回料阀堵塞。

(7)系统甩负荷超过汽压极限值,安全门拒动对空排汽阀不足以泄压。(8)MFT应动而拒动。

(9)DCS全部操作员站故障(所有微机黑屏或死机)且无可靠的后备操作监视手段。

48(10)热工仪表电源中断无法监视调整主要运行参数。(11)锅炉机组范围内发生火灾,直接威胁锅炉的安全运行。11.3.6 遇有下列情况之一时,应请示停炉

(1)水冷壁、过热器、省煤器等汽水管路发生泄漏尚能维持水位时。(2)汽温超过过热器或再热器管路极限温度,调整无效时。(3)锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重超标,调整无效时。(4)炉内结焦,调整无效时。

(5)锅炉床温超过规定值,调整无效时。(6)流化质量不良,调整无效时。

(7)冷渣器发生故障,调整无效,锅炉不能正常运行时。(8)回料立管及斜腿有烧红或冒灰漏烟现象时。

(9)炉安全阀动作后不回座,压力下降到汽机不允许压力时。(10)锥形阀故障或炉膛排渣口堵塞,处理无效时。11.3.7 紧急停炉操作步骤

(1)MFT动作或同时按下两个“手动MFT”按钮,停止所有入炉燃料。(2)视蒸汽压力情况开启过热器、再热器对空排汽门,如发生水位事故且安全阀已动作,禁止再开启对空排汽门。

(3)专人监视水位,保持水位稳定,关闭所有减温水。

(4)故障消除后,若床温〉760℃则直接投煤启动,否则应调整风量进行吹扫。若短时间内锅炉仍不具备启动条件时,停止各设备,按正常停炉操作。

(5)若炉管爆破停炉时,应保留一台引风机运行。(6)炉内受热面泄漏应尽快排出炉渣。

(7)锅炉停止进煤20分钟后,氧量达9%以上,床温下降150℃以后停止一、二次风机及引风机。

11.3.8 汽轮机水冲击事故(1)汽轮机水冲击事故处理原则

a、当发生水冲击时,应立即破坏真空紧急停机。b、开启有关疏水门。对汽轮机进行检查,记录惰走时间。c、如果惰走时间正常,各部无异常,经生产厂长总工批准,方可重

新启动。

d、若惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音,推力瓦温度升高,轴向位移超过+1.0~-1.2mm,不经检查,不准对机组重新启动。

(2)防止汽轮机水冲击事故的措施

a、锅炉水位保护应正常投入运行。锅炉负荷调整应缓慢平稳。b、加热器、除氧器水位调整应平稳,水位报警及保护应可靠。c、停机后应认真监视凝汽器、高加、除氧器水位,防止汽轮机进水。d、启动或低负荷时,不得投入再热汽减温喷水。在锅炉灭火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。

e、在停机时,若出现上下缸温差大,应迅速查明原因,切断进水点。不宜开汽缸疏水,以防疏水系统的水及冷气返回汽缸。

f、汽轮机在热状态下,若主、再热蒸汽系统截止门不严密,则锅炉不得进行水压试验。

11.3.8 防止汽轮机大轴弯曲的措施

(1)冲转前应连续盘车,至少不得少于2—4小时,热态启动不少于4小时。若盘车中断应重新计时。

(2)机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,进行全面检查、认真分析、查明原因。连续盘车不少于4小时才能再次启动,严禁盲目启动。

(3)停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应查明原因,及时消除。

(4)机组冷、热启动,应注意轴封供汽的投入方式。轴封汽源温度应与金属温度相匹配。

(5)停机后严防汽轮机进水。11.3.9 防止汽轮机轴瓦损坏的措施

(1)交、直流润滑油泵应定期进行试验,保证处于良好备用状态。(2)油系统进行切换操作时,应严密监视润滑油压的变化,严防断油。(3)机组启动、停机、运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。

4.西北电网调度管理规程 篇四

第一章 总

第1条 为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序,确保电网安全、稳定、优质、经济运行,根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定,结合西北电网具体情况,制定本规程。

第2条 西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省(区)的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则,网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。

第3条 本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等,均不得与本规程相抵触。

新疆电网在与西北主网实现互联前,可依据本规程编制其相应的规程规定,并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。

第4条 各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前,应根据平等互利、协商一致的原则,与相应的电网管理机构签订并网调度(联网)协议,否则不得并网运行。

西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。

第5条 各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程;凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。第6条 本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司(以下简称西北电网公司)。

第7条 本规程自颁布之日起执行。

第二章 调度管理的任务和组织形式

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作,保证达到下列基本要求: 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行,使电网的供电质量(频率、电压、谐波分量、可靠性等)符合国家规定的标准。按资源优化配置的原则,结合本网实际情况,充分发挥电网内发供电设备的能力,合理利用一次能源,降低全网的运行成本,最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则,积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网,维护各调管单位的合法权益,推进西北区域电力市场的建设和完善。

第9条 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分,既是生产运行机构,又是电网运行管理的职能部门,依法在电网运行中行使调度权。

各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系,下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。

第10条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构,西北电网设置四级调度机构,即: 西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调); 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度(通信)中心(以下简称省调);

各供电局设地区调度所(以下简称地调); 县(市区)电力局设调度室。

第三章

网调的职责和权限

第11条 网调的职权: 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理,当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。组织西北电网运行方式的编制,执行主网的运行方式,核准省网与主网相关部分的运行方式。会同有关部门制定水库运用计划,实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用,满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。参与编制电网的分月调度计划和技术经济指标,负责编制全网月、日调度计划,并下达执行;监督调度计划执行情况,负责督促、调整、检查、考核。平衡西北电网发电、输电设备的检修计划,负责受理并批准直调设备的检修申请,审核准间接调管设备的检修申请。负责西北电网电力电量交易管理,按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。8 负责电网的安全稳定运行及管理,编制全网低频减负荷方案,提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施,实施全网无功电压和网损管理,参与电网事故的调查分析。负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。根据调管范围和直调厂划分原则,负责制定网调调管范围,并报请电网管理部门批准,负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查,参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能,组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。坚持依法监督、分级管理原则,依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督;组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验,以及新技术的推广应用。负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。

第四章 调度管理制度

第12条 西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构,在调管范围内行使调度权。

第13条 网内各省(区)调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥,接受网调值班调度员的调度指令。

网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时,接令人应主动复诵指令并核对无误,待下达下令时间后才能执行;指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间,否则不能认为指令已经执行。

在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时,双方均应做详细

记录并录音,同时必须使用调度术语及普通话。

第14条 网调调管的任何设备,未获网调值班调度员的指令,各省调,发电企业、变电站值班人员均不得自行操作;当危及人身和设备安全时可先行操作,但事后应立即报告网调值班调度员。

在事故处理过程中,或受到不可抗力侵害时,网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权,直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派,并按调度规程规定履行职责。

对于网调间接调管设备,各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下,为了防止系统瓦解或事故扩大,网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作,但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。

第15条 网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确,应立即向网调值班调度员提出意见;如网调值班调度员仍重复指令,则值班人员必须迅速执行;如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全,则值班人员应拒绝执行,并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。

任何单位和个人不得非法干预电网调度,干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令,均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令 的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

各省调和发供电单位的领导人发布的指令,如涉及网调调度员的权限,必须取得网调值班调度员的许可才能执行,但在现场事故处理规程中已有规定者除外。

第16条 电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示,应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人,不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。

第17条 对拒绝执行调度指令,破坏调度纪律,有以下行为之一者,网调有权组织调查,并依据有关法律、法规和规定进行处理:

1.未经网调许可,不按照网调下达的发电、输电调度计划执行;

2.不执行网调批准的检修计划;

3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施;

4.不如实反映执行调度指令情况;

5.不如实反映电网运行情况;

6.违反调度纪律的其它情况。

第18条 调度系统值班人员在上岗前,须经培训、考核、批准等程序,取得相应的合格证书,并书面通知有关单位和部门后,方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。

第五章 调度管理范围划分原则

第19条 网调调管的设备:

西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备,以及跨省联络线;间接调管各省(区)调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备,包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】

网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业,目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂;网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管,包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】 对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作,必须征得网调值班调度员许可后,才能进行操作。

第20条 网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分,经西北电网公司批准后执行,并报国调备案。

根据电网发展变化的情况,网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。

第六章 电网调度计划的编制和管理

第21条 电网调度计划(即运行方式)按年、月、日分别进行编制,应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下:

1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备,不论其产权归属和管理形式,均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。

2.调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上,编制全网全年电力电量平衡方案和设备检修计划,制定电网安全经济运行必须的各项措施。

3.月度调度计划须在分月发电计划的基础上,综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。

4.日发电调度计划在月调度计划的基础上,综合考虑日用电负荷需求,近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后,编制日发电曲线并下达。4.编制调度计划时,对具有综合效益的水电厂(站)水库,不论其产权归属和管理形式,均应根据批准的水电厂(站)的设计文件,合理运用水库,一般不得破坏水库的正常运用。

5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量,同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时,应经西北电网公司主管生产的领导同意。

第22条:调度计划(即运行方式)的编制

一、西北电网运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制,并经西北电网公司审批后执行。

二、运行方式应包括 1.编制的依据和原则; 2.上系统运行简要总结; 3.电力生产需求预测;

4.新(改、扩)建项目的投产计划; 5.电网主要设备检修计划 6.水电厂水库运行方式 7.电网结构及运行结线方式

8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析 9.系统稳定分析及安全约束 10.无功电压和网损管理

11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案 12.系统短路容量

13.330千伏电网过电压问题 14.电网安全运行存在的问题及措施 15.对西北电网稳定性的总体评价

三、为了编制下一运行方式,各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料:

1.下一年(改、扩)建项目计划;

2.本省(区)调管范围内的分月发电设备可调出力(能力);

3.本省(区)调管范围内的发供电设备检修计划; 4.本省(区)分月负荷预计及电力电量平衡情况;

四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料: 1.下一年(改、扩)建项目计划; 2.发电机组技术参数;

3.发变组及其它电气设备检修计划;

4.分月发电量计划(能力)。

第23条:月调度计划(即月运行方式)的编制

一、月调度计划的编制程序

1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见,并通知有关省调和直调发电企业。

2.各省调于每月23日前,将本省(区)下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。

3.网调各直调发电企业于每月23日前,向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。

4.网调根据上述资料,平衡系统发输变电设备检修情况,确定后编制西北电力系统月度调度计划,报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行,并上报国调。

二、月调度计划的内容包括:

1.全网及各省(区)电力电量平衡情况;

2.全网、各省(区)及各直调发电企业的发电计划;

3.各省(区)(广义)联络线交换电量计划; 4.发电设备检修进度表; 5.输变电设备检修进度表; 6.水电厂水库控制运用计划; 7.无功电压曲线。

第24条:日调度计划(即日运行方式)的编制

一、日调度计划的编制程序

1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷(如遇节假日则为节假日前一天),调管范围内的机炉运行方式,调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。

3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。

4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省(区)调度、直调发电企业和有关变电站。

二、日调度计划的内容

1.日预计负荷曲线(包括全系统、各省(区)发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线,机炉运行方式安排)和旋转备用容量;

2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单; 3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施;

4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。

第七章 系统电力电量平衡方案的编制和执行

第25条 网调编制系统电力电量平衡方案的原则是:

1.充分发挥发输变电设备的能力,在满足各种约束的前提下,尽量保证电力电量的正常供应,满足水库各项综合运用基本要求;

2.充分发挥电网的技术经济优势,积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度,使整个系统在较经济的方式下运行; 3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上,网调将结合电力工业体制改革的进程,积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。

第26条 水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制,兼顾国民经济各部门对水库的基本要求,并提出发电量分配方案,以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报,适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。

第27条 各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行,并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时,应立即汇

报网调值班调度员。

直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数,必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化,相关发电企业应及时书面报网调备案,并在现场规程中加以规定。

第28条 陕、甘、青、宁各省(区)调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行,网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省(区)无能力调整时,应立即汇报网调值班调度员。

各省调应制定火电最小开机方式,并报网调备案。

第29条 网调值班调度员可以按照有关规定,根据电网运行实际情况调整调度计划,调度员调整计划必须填写调度值班记录。

第30条 为维持良好的用电秩序,应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面,网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表(各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准)。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次(或者视电网实际需要及时修订)。所限负荷应当满足电网安全运行的需要,两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。

对于未列入超协议限电序位表的超用电单位,值班调度员可责令其在15分钟内自行限电,当超协议用电威胁电网安全运行时,可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 系统频率调整和联络线功率监视与控制

第31条 电网额定频率是50.00赫兹,其偏差不得超过±0.2赫兹;在自动发电控制(AGC)投入时,电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条 所有并网发电机组都应参与系统一次调频,且须按西北电网运行要求进行参数整定,并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意,严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。

按照分级管理的原则,各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作,由相应省调负责。

第33条 全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定,一般由直调水电厂担任,网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时,正常频率主要首先靠AGC来调整。

第34条 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹,在规定的负荷调整范围内,第一调频厂应主动负责调整系统频率,当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时,应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。

在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时,第二调频厂应不待调令立

即进行频率调整,使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内;当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时,系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整,使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。网调直调发电厂在出力调整时,应同时监视电网频率,当频率偏差已超过±0.20Hz时,应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。

第35条 网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率,使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表,且应于每月15日定期与网调核对。

频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。

第36条 联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》(简称稳定规程)规定的限值监视与控制,未经西北电网公司总工程师批准不得改变。

当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时,厂站值班人员应立即报告网调值班调度员,以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。

第37条 各省(区)调度对广义联络线应加强监视,并按照调度计划及时进行调整。

第九章 电网稳定管理

第38条 电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定,按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则,依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合,并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。

第39条 网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程,省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次,遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定,并承担相应的安全责任。

第40条 安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令,现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用,如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时,需经网调许可。

第41条 当安全稳定控制装置动作后,现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解,装置运行单位应给予积极的配合。

第42条 安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作,装置运行单位应积极配合定检工作。

第43条 电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案,并根据电网 的发展,适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。

第十章 系统低频自动减负荷管理

第44条 为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电,在系统频率因故严重下降时,应能自动切除部分负荷,因此,系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。

第45条 低频减负荷装置的设置按网调运行方式执行。第46条 低频减负荷装置的整定原则:

1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上,并不得高于51赫兹;

2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作; 4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序,先切除次要用户、后切除较重要的用户;

5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用;

6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算,并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。第47条 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省(区)

电网的低频减负荷方案,并逐级落实到各地区供电局和有关厂站,各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。

第48条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案,网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制,并下达到各地区及厂站,要求于三月末完成实施。第49条 低频自动减负荷装置的运行管理

1.低频减负荷装置正常均应投入使用,不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运,所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时,所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。

2.在拉闸限电情况下,低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置,以便随时调整。3.各省(区)低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷,保证可靠投入运行。

4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。

5.电网发生事故时,如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况,各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况,动作时间和切除的负荷量,并及时报告网调值班调度员;事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。

第十章 系统电压调整与管理

第50条 西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围,在电网内设置确定电压控制点和电压监测点,主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案,省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。

第51条 根据西北电网的特点,确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为:网调直接调管发电厂的高压母线(含刘家峡电厂220kV母线);电压监测点为:网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线(含刘家峡电厂220kV母线)。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。

第52条 网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线,随同月调度计划下发给有关厂站,以监视和调整电压。因电网运行方式的变化,电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。

各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线,由有关发电厂和变电站负责监视和调整。

第53条 凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线,对母线电压进行调整和监视,使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出,必须取得网调值班调度员的同意。

当控制点母线电压超过允许的偏差范围时,该控制点的发电企业应不

待调令调整机组出力使其恢复到允许的偏差范围以内。若控制点母线电压在机组当无调整能力用尽后且仍超过允许电压偏差范围时,值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。当监测视点母线电压超过允许的偏差范围时,该监视点的变电站值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。网调和省调在电压调整上要互相配合,密切协作。为了保证系统电压正常,网调值班调度员可以根据实际情况改变电压或无功曲线,并及时通知各有关厂站执行。

第54条 各级值班调度员应经常监视系统监测点电压,当其超出允许的偏差范围时,应积极采取措施,确保系统电压符合规定值。调整电压的主要方法有:

1.改变发电机励磁,包括使用进相方式运行; 2.利用带负荷调压变压器;3.投入和切除并联电容器或电抗器; 4.改变发电厂间负荷的分配; 5.使用调相机;

6.必要时可改变系统结线和运行方式,但应注意系统安全; 7.调整变压器分接头。

第55条 网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求,各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训,及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组,应做进相试验,视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的,有关发电企业应制定有效的整改

措施,网调间接调度机组的试验由各省调负责。网调直调发电机组进相深度的暂规定如下:

1.龙羊峡单机出力不大于25万千瓦时,单机最大进相深度为8万千乏。

2.李家峡单机最大进相深度7万千乏。

3.刘家峡#5机最大进相深度为8万千乏,#1~4机暂不考虑进相运行。

4.安康单机出力10~20万千瓦时,进相深度为8万千乏。5.渭河单机最大进相深度8万千乏。

6.靖远一厂#1-3机组暂不具备进相能力,#4机组最大进相深度5万千乏。

7.靖远二厂单机最大进相深度6万千乏。

8.大坝#

1、2机最大进相深度6.5万千乏,#

3、4机最大进相深度4万千乏。

第56条 为了保证电压质量和降低电能损耗,变压器分接头采用分级管理,即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意,不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头,应根据网调运行方式中无功优化结果进行调整;网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。第57条 为了保证系统静态稳定,各监测点电压不得超出允许的偏差

范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时,为了防止系统电压崩溃,发电企业和变电站的值班人员,应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值,同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量,保持电压水平并消除上述过负荷,如仍不能恢复时,应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。

第58条 考虑到电压的局部性特点,要求各省调根据本电网的实际情况,确定低压减载装置的配置方案和切荷量。

低压减载装置主要应配置在:离电源点较远、无功支撑不足的电网;可能孤网运行的电网;电源支撑不足的负荷中心地区。

第59条

网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作,负责汇总各省(区)电网高压网损情况,并定期进行全网网损分析,提出改进意见。

第十一章

运行备用管理

第60条 西北电网运行备用由网内所有统调发电企业共同承担,按照“统一调度、分级管理”的原则,实行全网共享,优化配置。第61条 西北电网运行备用容量的配置原则为:

1.西北电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上预测最高负荷的百分之二;各省(区)电网的旋转备

用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率。其中各省(区)旋转备用容量包括主网通过相关联络线提供的备用。2.非旋转备用容量由网调统一安排,其容量应不小于西北电网内最大单机容量发电机组的额定功率。

3.一般情况下,由水电机组承担主要的旋转备用容量,当水电机组受水库运用制约而备用容量不足时,可由火电机组承担主要的旋转备用容量。

第62条 西北电网运行备用容量的使用原则为:

1.全网共享原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时,由网调统一安排使用。事故紧急情况下,网调可越级使用省(区)调调管的运行备用容量。

2.各省(区)电网承担的备用容量,首先用于本省(区)的预计负荷偏差的调整、本省(区)大机组故障和线路事故的处理,通过网调也可用于其他省(区)大机组故障、线路故障或全网事故的处理。3.网调及各省(区)调所调范围内运行备用不足时,应迅速安排备用容量,并在规定时间内达到要求,以保证电网有足够的运行备用容量。4.当省(区)电网内发生事故造成运行备用不足时,首先由网调将全网可调运行备用容量调出,缺额部分由事故省(区)承担,送电省原则上不限电。

第十一章

设备检修管理

第63条 编制设备检修进度应遵照以下原则:

1.设备检修的工期与间隔应符合原部颁检修规程的规定,并满足有功出力备用裕度的要求。

2.发输变电设备的检修安排应根据西北电网特点进行,水电机组主要安排在枯水期进行,大容量火电机组应尽量安排在汛期进行。具有多年或年调节特性的大型水电站及其梯级电站的部分机组也可依据情况考虑安排在汛期进行。330kv输变电设备一般集中安排在每年的春秋两季。

3.设备检修应做到相互配合,即电源和用电,发电和输变供电,主机和辅机,一次和二次设备检修之间及各单位之间的相互配合。4.网内20万千瓦及以上机组的检修计划由西北电网公司组织各省公司、有关发电企业及网省调度统一平衡安排,网调按月组织实施。5.330KV输变电设备的检修计划由西北电网公司组织各省公司及网省调度统一平衡安排,网调按月组织实施。

第64条 依据《发电企业设备检修导则》(DL/T838-2003),发电企业机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级。第65条 系统内调管设备的检修按照是否纳入计划分为计划检修(含节日检修)和非计划检修。

计划检修是指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验。节日检修是指节假日期间的计划检修项目。

非计划检修是指设备缺陷或故障造成的临时设备停运检修,包括临时检修、事故检修和带电作业等。

第66条 计划检修分为:

1.检修计划:网调直调发电企业应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划,并于每年10月15日前向西北电网公司及网调报送下网调调管设备检修建议计划。网调调管的其它发输变设备的下检修建议计划由各省(区)电力公司编制,于10月15日前报送西北电网公司及网调。西北电网公司于每年11月15日前召开检修平衡会议确定下全网设备检修计划并下达。

2.月度检修计划:网调根据检修计划和各单位按规定上报的检修项目,于月前十天召开有关单位参加的检修会议或电话联系,经平衡后确定,在月度调度计划中下达。

3.节日检修计划:网调除在月度检修计划中考虑确定外,特殊情况应在节日前三天报网调平衡后安排。

第67条 检修申请的批复和检修时间的规定

1.网调调管范围内设备的检修,虽已在年、月检修计划中确定,但仍需在开工前一日十二时前由规定部门向网调提出申请,网调在开工前一日十六时前答复。遇节假日应提前到节假日前一日申请批复。2.发输变电设备的检修管理范围按调管范围界定

网调直调的发电企业和变电站的设备检修申请,由发电企业值长和变电站值班长向网调值班调度员提出;网调调管的线路检修申请按照维护分工,分别由所在省调向网调值班调度员提出;各省调调管设备的操作对网调调管设备及主网运行方式有影响的,各省调必须按规定提前向网调申请,在征得网调许可后方能操作。

设备检修如影响到需要网调调管设备停止运行进行配合时,相关省调或厂站值(班)长应按规定提前向网调进行申请必须在设备检修申请的同时,向网调报送具体的检修工作方案,在征得网调许可批准后方能操作。

批复工作由网调值班调度员按情况分别通知相关的发电企业、变电站、省调,批准内容和工作时间以检修通知单为准。当网调调管范围内设备运行方式的改变对省(区)电网有影响时,应及时通知相关省调。

网调值班调度员可根据系统情况,直接批准当日内可以完工并不影响系统正常运行的设备检修。

基建施工单位由于施工需要或用户因本身工作需要,而要求网调调管范围内的设备停电时,其停电计划和申请手续由设备运行维护单位统一向网调办理。

3.设备拟停止运行进行检修,虽已于前一日提出申请,并在日计划中获批准,但改变设备状态,必须得到值班调度员的指令以后才能进行,检修工作也只有得到值班调度员的许可,才能正式开工,检修工作结束后,应及时报告值班调度员,否则不能认为检修工作已经完毕。

4.如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时,不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期,应经调管该设备的调度部门批准。

已经批准的停电检修工作,检修单位因故不能开工时,应于停电前通知网调值班调度员。因系统原因不能按期开工,应提前通知申请单

位。

5.开工检修的设备因故不能按期完工,必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续,如果计划检修工期只有一天者(包括每天都要恢复送电的检修),只允许由于气候突然变化,影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者,方可提出改期申请。临修设备不允许改期。

6.对正在检修的设备,要增加工作项目,必须向网调增报申请,若有设备状态变化必须明确要求,待批复后方能工作。新增工作要延长工期,应按第6条规定办理改期申请手续。

7.设备的非计划停运,或计划检修未能按期开工、完工,从而影响省际间正常的电力、电量互供计划者,按省际间互供电管理办法追究相应单位的责任。

8.严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在网调调管的电气设备上进行带电作业时,凡对系统有要求,均须按正常手续办理申请。

9.申请检修的单位,凡设备在恢复送电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的,在申请检修的同时,需报出试验方案或要求,该方案或要求必须在试验前七天提出。

第十二章 新建、改建和扩建设备

投入系统运行的管理

第68条 新建、扩建的330KV及以上电压等级的发电企业、变电站的调管范围划分和设备命名编号由网调负责。

第69条 在电网内新、改扩建的发、输电工程拟并网前,应满足以下条件:

1.向有关电网管理部门提交齐全的技术资料;

2.生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制度等均已完备、新投产设备已通过启动调试);

3.与有关电网调度机构间的通信通道符合规定,并已具备投运条件;

4.按电力行业标准规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件,并通过有资质的技术质检机构的检测,电网运行所需的安全措施已落实;

5.远动设备已按电力行业标准、规程设计建成,远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件,系统联调完毕,并通过有资质的技术质检机构的检测;

6.与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格;

7.具备正常生产运行的其它条件。

第70条 网调调管的新建发电企业及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由项目业主或建设单位向网调提出投入系统运行申请书,申请书一式二份,内容包括:

1、新建或改建工程的名称、范围;

2、预定的启动试运日期及试运计划;

3、启动试运的联系人及主要运行人员名单;

4、启动试运过程对系统运行的要求。

同时还应按网调要求报送以下资料:

1、主要设备的规范和铭牌参数;

2、平面布置图、一次电气结线图(包括厂用系统结线图)、相序图、二次保护原理图、保护装置说明书、汽水系统图、输煤制粉系统图、水工建筑及水库等资料;

3、设备运行操作规程及事故处理规程;

4、通讯联络方式;

5、远动和自动化设备相关资料。上述资料如有变化,要及时上报网调。

第71条

网调在接到上述申请后,应于启动前将批准书通知设备运行单位,批准书内容包括:

1、设备调度管辖范围的划分;

2、设备命名及编号;

3、运行方式的确定,变压器分接头位置的确定;

4、继电保护和自动装置的整定值及设备最大允许负荷电流值;

5、设备加入系统运行的调度方案和启动试运完毕加入系统运行的管理制度;

6、网调值班调度员名单。

第72条 新建、改扩建设备启动申请应提前三天向网调提出,网调于启动试运前一日批复。新建或改建工程单位,虽已接到网调的批复,但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可启动操作。

第73条 由于设备资料不全,设备试验不合格,设备投运后对电网安全带来威胁,保护装置不全,通讯不完善,缺少调度自动化信息等,网调有权拒绝该新设备投入系统运行。

第74条 满足并网运行条件的发电企业、机组、用户变电站以及电网申请并网运行,有关电网管理部门和调度部门应当予以受理,按规定签订并网调度协议。

并网运行的发电企业或用户变电站必须服从电网统一调度,执行有关的电网调度管理规程;电网调度机构应按发电机组设计能力,同时体现公平、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要,统一安排并网发电企业的调峰、调频、调压和事故备用.第75条 对于各省调调管范围内的110KV及以上新建或改扩建的输变电工程,单机容量5万千瓦及以上、总装机容量10万千瓦及以上的发电企业,所在省调应在设备命名编号文件下发后,将有关设备规范、参数及运行方式等相关资料报网调,在启动操作前须汇报网调。如对主系统运行有较大影响时,网调将提出具体启动要求,省调必须严格执行且在启动操作前须征得网调同意。

同时涉及网、省调管范围的新建、改扩建工程的启动方案,相关单位应在网调统一组织下充分协商、分头实施。

第76条 在新设备启动调试期间,新设备的电气操作应根据调管范围 的划分,按照各级调度的调令执行。设备试运完毕后,相关单位必须向网调汇报该设备正式加入系统调度管理。

第十三章 水库及水电站的调度管理

第77条 水库调度的原则

1.依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等有关政策法规,水库设计原则和有关规定,作好水库调度工作,确保水库运行安全,充分发挥水库的综合效益。

2.水库防汛工作服从有管辖权的地方防汛部门的统一领导和指挥。3.黄河龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库必须统一调度,并由西北网调统一指挥。

43.西北电网内各水库原设计运行原则是近期水库调度运行的基本原则要严格依据水库设计文件安排水库运行方式。第78条 西北网调水库调度范围:

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、安康五水库径流发电调度; 2.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四库非防洪目的的泄水闸门调度。

第79条 西北网调水库调度管理职责

1.每年汛末,网调依据水库蓄水状况、综合利用要求及电网实际情况,提出当年11月至次年6月龙羊峡、李家峡、刘家峡水量调度建议方案,供黄河水量调度会议讨论。

2.在满足综合利用的前提下,网调统一制定黄河上游汛期长、中、短期龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡水量调度方案;有关省公司依据此方案编制黄河上游其它水库运用方案。

3.网调负责具体实施黄河上游龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库的日常水量调度及梯级电站的联合优化调度,节水增发,提高水能利用率。

4.网调协助各级政府完成黄河上游梯级水库的防汛、防凌工作。5.网调应及时向流域机构提出刘家峡水库运行中存在的问题和建议。6.网调协助流域机构处理沿黄地区及有关部门对黄河上游水量调度工作的意见。

7.网调负责安康水库运行计划制定及水量调度工作。8.网调负责西北电网跨流域补偿(优化)调度。

9.网调负责刘家峡水库的排沙调度(在新规程实施初期,该工作目前暂委托甘肃中调实施)。

10.网调负责龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡非防洪目的的闸门的调度及泄水设备的检修审批。

第80条 有关省调和直调水电发电企业的职责

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四水库泄水建筑物检修时,如影响到后期水库运用,必须提前向西北网调报批提出申请。

2.有关省调及直调水电发电企业应积极主动做好向西北网调转发水情信息的各项工作,直调水电发电企业在现有或新建应负责将水情信息系统必须开发具有向西北网调转发水情信息的相关功能送至网调。

第十四章 继电保护和安全自动装置的调度管理

第81条 继电保护和安全稳定控制装置的运行管理

1.网、省调必须严格执行原电力部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》等。2.继电保护和安全自动装置的投退及更改定值均应按调度指令执行;未经装置调管辖调度机构的同意,现场运行人员不得改变安全稳定控制装置的运行状态。

3.现场继电保护与安全自动装置的定值调整和更改工作,必须按定值单要求在规定时间内完成。直调发电企业计算的发变组保护定值,在保护投运前由发电企业自行核对;

4.继电保护和安全自动装置在运行中发现缺陷,现场值班人员应及时向网调汇报,若需退出装置进行检验时,必须经调度批准。如危及一次设备安全运行时,可先将保护装置退出,但事后应立即汇报。5.继电保护与安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行,特殊情况下的临检工作应办理申请手续;6.厂、站运行人员应严格执行汇报制度。继电保护和安全自动装置动作后的掉牌信号、灯光信号,现场值班人员必须准确记录后方可复归,并迅速向相应的调度机构汇报,事故录波图和事件记录及时传至相应调度机构和相关维护技术人员,做好必要的注释。

7.发电机的励磁系统及调速系统对系统稳定有较大影响,其定型、改造、更换必须进行可行性研究,并报直接调管的调度部门机构认可后方可实施。励磁系统及PSS的整定参数应由其直接调管的调度机构主管调度部门下达或批准。

8.各级调度部门继电保护管辖权限应与一次设备相一致,不允许出现继电保护运行管理上的空白点;属省调管辖的保护装置的应用,如影响到主网的稳定运行和保护配合时,应经网调许可。每年一季度,各省调和有关地调应根据运行方式的安排,向网调报送整定交接面处的等值阻抗。二季度网调下发主网厂、站母线等值阻抗; 9.凡网调布置的继电保护装置及二次回路“反措”及微机保护软件更换工作,有关单位必须在规定时间内完成。由省调或运行单位制定和组织实施的“反措”,涉及到网调调管的保护装置和二次回路时,须提前向网调报送有关资料,待得到网调批准后方可实施。

10.涉及到网厂双方或不同电网之间的接口定值应兼顾电网运营者和电网使用方的利益。发生争议时,各方应协商解决。协商时按局部利益服从整体利益、低压电网服从高压电网及技术、经济合理的原则处理。

第82条 对网调调度员及发电厂、变电站运行人员业务技能的要求

一、网调调度员应具备下列技能:

1. 能按规程正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行;

2. 能根据继电保护和安全自动装置的动作情况分析判断系统故障及

异常情况;

3. 熟悉保护定值的含义及保护允许最大负荷电流;

4. 熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理、控制策略及运行注意事项。

二、厂、站运行人员应具备下列技能

1.能按规程对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查; 2.能对继电保护和安全自动装置,以及二次回路工作的安全措施进行监督;

3.能及时发现继电保护和安全自动装置,以及二次回路的缺陷和异常状况;

4.熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理,以及现场继电保护运行规程。

第83条 网调调度员及发电厂、变电站运行人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责 一.网调调度员的职责:

1.批准和监督调管范围内各种保护装置和安全自动装置的正确使用与运行;

2.根据保护装置的最大允许电流,调整电网的运行方式;

3.在事故处理及改变系统运行方式时,考虑继电保护及安全自动装置运行方式的变更;

4.管辖的保护装置和安全自动装置修改定值或新保护装置投运前,与厂、站运行人员核对保护装置定值和运行注意事项,并在通知单上签

字和注明核对时间;

5.掌握直接影响电网安全稳定运行的有关继电保护和安全自动装置问题,并及时督促有关部门解决;

6.在系统发生事故以及其它异常情况时,当值值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况分析处理事故,并做好记录,及时通知有关人员;

7.根据系统稳定、运行方式及负荷情况,提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

二、厂、站运行人员的职责:

1.根据网调当值调度员的命令,进行保护装置和安全自动装置的投、撤操作;

2.在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前,负责审查相关工作人员的工作票和安全措施,并按工作票要求和实际情况做好工作现场的安全措施。工作完毕,负责对工作内容及安全措施的恢复进行验收(如检查拆动的接线、元件、标志是否已恢复,压板位置、继电保护工作记录是否清楚等);

3.管辖的保护装置和安全自动装置在修改定值或新装置投运前,与网调当值调度员核对保护装置定值和运行注意事项,无误后方可投入运行;

4.根据继电保护运行规程,对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测。按保护装置整定所规定的允许负荷电流,对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

5.发现并记录保护装置和安全自动装置及其二次回路存在的缺陷及异常情况,及时督促有关部门消除和处理;

6.及时向网调当值调度员报告保护和安全自动装置动作(或启动)及异常情况。

第十五章 电网调度自动化系统的调度管理

第84条 电网调度自动化系统是反映和控制电网运行工况的信息系统,是保证电网安全、优质、经济运行的重要支持手段之一。电网调度自动化系统主要包括能量管理系统(EMS)、调度生产管理系统(DMIS)、水调自动化系统(HMS)、电力调度专用数据网络(SPDNet_NW)等。西北电网各单位、各发电企业必须遵守国调颁发的《电网调度自动化系统运行管理规程》和网调颁发的《西北电网调度自动化管理规定》。

第85条 网调直(间)调厂站的自动化信息,应直接传送至网调,网调所需其它厂站自动化信息由省调转发。各省所需的全网有关信息由网调返送各省调。自动化信息传送应采用主备通道,原则上应采用两种不同的路由或通信介质(网络/网络或网络/专线)。

第86条 调度自动化系统中采用的设备应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证后。且必须符合上级调管机构所规定的通信规约及接口技术条件方可使用。同属多级调度机构所调管的厂站

宜采用一发多收方式,一般不允许重复设置RTU。

第87条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责,各级电网调度机构应设置自动化部门,各发电企业应设置自动化专职(责)人员,负责自动化系统(设备)的日常运行维护,保证设备的正常运行及信息的完整性和准确性,并配备所需的备品备件。调度自动化系统(设备)维护单位应配合上级调度部门的安全检查、信息核对、信息表修改等工作。

第88条 各级调度自动化系统因故障或其它原因临时停运,应及时处理并通知网调值班调度员(??)。系统计划停运,应提前三天申请,经上级有关主管领导批准后方可实施。调度自动化系统工作若影响上传信息时,需经上一级调度部门同意方准工作。

第89条 新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目应实行分级归口管理。各级调度自动化运行管理机构应配合计划、基建部门分别管理各自调管的新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目,在调度自动化部分的设计审查、功能要求、配置原则、技术方案论证、设备选型、接口标准和通信规约等技术方面把关;跟踪调管的新建、改扩建厂站的调度自动化系统(远动设备)建设的全过程,参加竣工验收,并保证和一次系统设备同步投运。

第90条 调度自动化系统和厂站自动化设备的更新改造方案需经上级调度部门批准,必须采取必要的过渡措施,改造后不得影响原有信息的传送。

第91条 当电网结构、调管范围发生变化时,调度自动化运行管

理部门应根据调度部门提供的资料及时修改数据库、画面、报表、模拟盘信息等,并根据规定的信息采集传送原则,向上级调度自动化管理部门上报厂站主接线图、信息表、相关设备参数等,及时完成信息的采集、传送和转发。

第92条 值班调度员发现调度自动化系统异常或信息有误时,应及时通知自动化值班人员进行处理。自动化值班人员若发现相关调度自动化系统、厂站自动化设备异常时,应及时通知有关单位自动化专业人员处理,并做好记录。

第93条 各级调度部门和厂站端自动化设备维护单位接到上级部门自动化设备异常通知后,应及时处理,不得延误处理时间,并如实向上级汇报。各级通信部门接到自动化部门有关自动化通道异常申告后应及时进行检查测试、组织各级通信部门处理,不得延误。对于长时间(超过24小时)设备异常或信息错误,各级调度部门和厂站自动化设备运维单位必须向上级调度机构提交书面报告,如实反映事故(异常)情况、处理方案和预防措施。如有必要,上级调度机构可组织联合调查组对事故进行分析、调查。

第94条 各级调度部门及厂站所辖电力监控系统及电力调度专用数据网络的规划设计、项目审查、工程实施、运行管理等各相关环节都必须严格遵守原中华人民共和国经济贸易委员会30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》的有关条款,并符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的相关要求。第95条

各级调度自动化系统所采用的网络安全设备必须经过国家

有关安全部门的认证,各类安全设备必须严格符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定要求。

各级调度部门应建立电力调度专用数据网络, 新的节点和业务系统接入电力调度专用数据网络, 必须经上级调度部门批准后方可实施。

第96条 AGC的控制原则和规定

为了协调好西北网调与陕、甘、青、宁各省调的AGC功能,按照目前西北电网调度体制及调管设备范围划分原则,确定以下控制原则:

1.西北网调的AGC采用定频率(FFC)或联络线功率+频率偏差控制模式(TBC)控制模式,负责全网的频率调整及网调AGC控制区对外联络线的调整。

2.陕、甘、青、宁省调的AGC采用定联络线功率(FTC)控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式(TBC),负责本省与相邻省间联络线功率的调整。

3.以上所控制的联络线功率是一种广义的联络线功率。4.凡参加AGC的机组,必须经网调组织调试,合格后由网调下文方具备正式投运条件。单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上水电机组应具备AGC功能,且其性能应达到国家有关标准要求。

网调直调的发电企业原则上由网调的AGC控制。

5、参加AGC的机组发生异常情况、AGC装置不能正常运行或协调事故时,发电企业可先停用AGC,将机组切至“当地控制”,然后

立即汇报调度,并对异常情况进行处理。

6、参加AGC系统运行的发电企业根据需要编写现场规程,并将现场规程报有关调度。

第97条 网调调度员在AGC运行方面的职责

1、监督AGC装置的正确使用;

2、当电力系统运行条件满足AGC运行时,启动AGC到运行状态;

3、在启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号,并通知当地值班人员;

4、正确选择AGC的一次控制模式与二次控制模式;

5、正确选择各发电机组的控制模式;

6、对陕、甘、青、宁省调下达各自的广义联络线交换计划曲线,作为这些省调AGC定联络线交换功率的计划值。

第十六章 系统调度通信管理规定

第98条 各级电力通信机构必须认真贯彻执行原部颁及西北电网公司颁发的有关通信管理规程、规定。

第100条各省(区)调度部门内均应设立通信管理部门(含通信调度),负责通信专业管理职能,负责本级电力通信的调度和运行维护。(总则)

第10199条 网调负责西北电力通信网主干通信电路的运行管理及电路调配,各级调度通信部门负责所辖通信站设备的运行维护。第102条通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构,各网省调应设置通信调度,并实行24小时专人值班。通信调度负责对各级通信部门之间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、通信电路故障的指挥处理和通信带宽资源的调配。

第103100条 通信调度必须严格执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则,团结协作,确保通信电路的畅通。正常运行情况下,按逐级原则,通信调度实行自上而下的领导和指挥以及自下而上的报告制度。紧急情况下,上级通信调度可越级指挥并在事后通报下级通信调度,通信站和下级通信调度可越级报告并在事后报告上一级通信调度。

第104101条 直调厂站至网调的通信应具备两种独立路由或光纤、微波等不同通信方式的通道,以确保调度电话和自动化数据的可靠传输。同时在网省调应配置实用、有效的主干电路通信设备运行监视及管理系统,以确保通信电路故障时,告警信息能准确、及时反映上传。第105102条 加强继电保护、安全自动装置传输通道的维护,要尽可能为继电保护、安全自动装置提供双通道,并保证有独立的通信电源系统供电。

凡通信人员需对复用继电保护、安全自动装置的通信设备进行测试、检修,必须事先以书面方式向网调提出申请,经批准后,填写工作票,并通过所在厂、站电气值班人员向主管调度申请退出相关继电保护、安全自动装置,批准后方可开始工作。工作完毕后,应立即向网调汇报,并向本厂、站电气值班人员办理完工手续。

第106103条 通信电路、设备计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对调度生产业务造成影响时,(相应通信运行管理部门)应提前三天报调度部门批准,同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。检修工作结束后,需按规定办理复役手续。第104条 通信人员在进行通信电路、设备的投入、退出、转接、调测、检修、故障处理、统计分析与评价及电路的运行方式和分配计划等方面的工作时,必须规范工作程序。

凡影响或可能影响上级电路正常运行的计划检修、改造、搬迁等工作,必须提前一周向上级通信调度以书面形式提出申请,详细报告计划、方案、措施等,经批准后方可实施。

计划检修、改造、搬迁等工作完成后,必须在一个月内将实际完成情况以书面形式详细报告上级通信调度。

第105条 发现主干电路中断或接到调度、自动化及保护专业用户的故障申告,网调首先应判断故障点,并及时通知有关省通信调度及电路所辖运行维护单位进行处理。

各级通信调度和电路所辖运行维护单位在接到故障通知后,应尽快派人到现场进行故障处理,不得以任何借口予以推诿、拖延。电路运行维护单位在网、省调的指挥和协调下应尽可能缩短故障处理时间。如遇疑难故障不能马上立即恢复时,应采取电路迂回、转接等应急措施,保证主干通信电路和重要业务通道的畅通。

电路、设备恢复正常后,现场维护人员应将中断原因、故障部位、处理结果及恢复时间通知网通调值班员。

电路的使用和故障处理,应执行“先生产、防汛,后行政”,“先干线、后支线”的调度原则。

第106条

如果输电线路或通信设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、自动化数据通道时,由通信部门提出受影响的通道名单,经主管 领导批准,并于通道停用前及恢复后通知相关专业部门及电网调度部门。

第107条

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