630MW机组网控运行规程.docx

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630MW机组网控运行规程

安徽华电宿州发电有限公司企业标准

Q/1SD—104.002—2010

630MW机组网控运行规程

2010-10-01发布2010-10-01实施

安徽华电宿州发电有限公司发布

前言

为确保安徽华电宿州发电有限公司一期2×630MW超临界燃煤机组按时投产发电，满足生产调试、机组运行工作的需要，根据现行《电力工业管理规范》、《运行导则》、制造厂、设计院提供的运行说明书、图纸，以及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等资料，结合公司具体情况编写此规程。

本规程适用于华电宿州发电有限公司500kV升压站电气一、二次设备，内容包括直流系统、交流配电装置及交流系统设备的运行、维护、操作、监视、异常及事故处理和保护装置。

本版规程根据设备现场运行情况及华东电网有关要求进行了修订由于时间短暂，加之编者水平有限，规程中的不妥之处在所难免。

今后将在执行中不断加以修改、完善。

在规程编写过程中，公司各级领导和相关专业人员给予了大力支持并为编写工作提出了许多宝贵意见。

本规程引用了下述资料：

部颁《电力工业技术管理法规》、部颁《电业安全工作规程》、设备制造厂使用说明书、安徽＆西南电力设计院设计技术资料、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、电业生产事故调查规程同类型设备的实际运行经验等。

本规程适用于安徽华电宿州发电有限公司2×630MW机组网控的运行工作，由安徽华电宿州发电有限公司发电部负责解释。

本规程编写人：

庄建栋刘建

审核：

何胜

审定：

刘平

审批：

张宁

目录

1交流系统运行规程1

1.1交流系统运行方式1

1.1.1交流系统概述及一般规定1

1.1.2500kV交流系统的正常运行方式1

1.1.3500kV交流系统非正常运行方式2

1.2倒闸操作规定2

1.2.1500kV交流系统一般操作规定2

1.2.2500kV交流系统具体操作规定2

1.2.3500kV系统倒闸操作注意事项3

1.3倒闸操作原则4

1.3.1500kV线路送电操作原则4

1.3.2500kV线路停电操作原则4

1.3.3500kV系统母线停电操作原则4

1.3.4500kV系统母线送电操作原则5

1.3.5500kV系统解环操作原则（以#1主变/宿濉线5012开关为例）5

1.3.6500kV系统合环操作原则（以#1主变/宿濉线5012开关为例）5

1.3.7发变组并网前后500kV系统侧操作原则（以#1发变组为例）6

1.3.8发变组解列前后500kV系统侧操作原则（以#1发变组为例）6

1.4交流系统事故处理7

1.4.1交流系统事故处理总则7

1.4.2事故判据7

1.4.3500kV交流系统事故处理8

2500kV配电装置运行规程10

2.1设备规范10

2.1.1500kVSF6开关规范10

2.1.2500kV闸刀规范10

2.1.3500kV系统接地闸刀规范11

2.1.4500kV电流互感器规范11

2.1.5500kV电容式电压互感器规范11

2.1.6500kV氧化锌避雷器规范11

2.1.7500kV导线参数12

2.2配电装置运行规定和维护12

2.2.1500kV开关12

2.2.2母线与闸刀13

2.2.3电压互感器及电流互感器15

2.2.4避雷器15

2.2.5电力电缆16

2.3配电装置异常运行及事故处理17

2.3.1开关异常运行及事故处理17

2.3.2母线与闸刀18

2.3.3电压互感器和电流互感器19

2.3.4电力电缆20

2.3.5500kV系统配电装置倒闸闭锁20

3直流系统运行规程23

3.1直流系统设备规范23

3.1.1蓄电池规范23

3.1.2高频开关充电装置规范24

3.2网控直流系统组成及运行方式24

3.3直流系统运行与检查25

3.3.1直流系统运行方式25

3.3.2直流系统的检查及维护26

3.4直流系统异常运行及事故处理28

3.4.1直流系统异常运行28

3.4.2直流系统事故处理28

4继电保护及自动装置运行规程29

4.1一般规定29

4.2继电保护装置对运行人员的要求30

4.3保护装置动作或异常的处理31

4.4500kV系统继电保护31

4.4.1500kV继电保护配置31

4.4.2500kV线路保护32

4.4.3500kV断路器保护35

4.4.4500kV母线保护44

4.4.5500kV断路器操作箱柜47

4.4.6保护信息管理机柜48

4.5控制及自动装置48

4.5.1NCS监控系统48

4.5.2继电保护及故障信息管理子站51

4.5.2.1继电保护及故障信息管理子站配置51

4.5.2.2继电保护及故障信息管理子站功能：

51

4.5.3同步相量测量装置（PMU）51

4.5.4安全稳定控制系统52

4.5.4.1系统概况52

4.5.4.2设备组成及主要功能52

4.5.4.3装置运行规定54

4.5.5自动重合闸装置62

4.5.6故障录波器63

4.5.7微机监测和发电负荷调度系统63

630MW机组网控运行规程

1流系统运行规程

1.1交流系统运行方式

1.1.1交流系统概述及一般规定

1.1.1.1我公司500kV系统一期工程有两串开关及两回500kV出线运行，#1、#2发电机升压后运行在500kV系统上，两回出线同杆双回线接至500kV濉溪变电站，#01高备变通过一台开关运行在500kVI母线。

1.1.1.2正常情况下必须按调度批准的标准运行方式运行，不经值长同意，不得任意改变系统的运行方式。

在紧急情况下，可先改变运行方式，然后汇报值长。

1.1.1.3500kV交流系统运行方式的改变，必须经值长申请调度批准后方可执行。

1.1.1.4当系统方式改变时，必须对继电保护及自动装置进行相应切换，禁止无保护设备投运。

1.1.1.5特殊运行方式必须制定相应技术措施，经生产副总经理或总工程师批准后由值长报网调批准，网调下令后方可执行。

1.1.1.6设备检修完毕后，维护人员应向运行人员作出书面交待并有明确结论，投入运行前，运行人员应进行必要的检查和试验。

1.1.1.7改变系统运行方式，应按倒闸操作的规定填写倒闸操作票。

1.1.1.8运行方式的改变，应最大限度的满足电网运行的稳定性和合理性要求，应做好防止事故的对策，保证安全。

在安全运行的前提下，要考虑运行的经济性。

1.1.1.9继电保护及自动装置能正确使用，配电装置不过载，潮流分布合理，便于事故处理。

保证厂用供电可靠性。

1.1.1.10系统电压应维持在调度给定的电压曲线范围。

1.1.1.11运行中禁止攀登500kV电气设备架构。

1.1.2500kV交流系统的正常运行方式

1.1.2.1500kV交流系统采用双母线3/2开关接线，一期工程有两条输电线路宿濉5315线、宿溪5316线，与#1主变、#2主变组成完整的两开关串，双母线经各串开关闭环运行，另外#01高备变通过单一开关接于500kV#1母线。

1.1.2.2500kV系统#1母线、#2母线及各串开关、闸刀全部带电运行。

1.1.2.3#1发电机－变压器组通过5011和5012开关接入500kV升压站第一串，即接于50112闸刀50121闸刀之间。

1.1.2.4#2发电机—变压器组通过5022和5023开关接入500kV升压站第二串，即接于50222闸刀50231闸刀之间。

1.1.2.5宿濉5315线通过5012和5013开关接入500kV升压站第一串；即接于50122闸刀和50131闸刀之间。

1.1.2.6宿溪5316线通过5021和5022开关接入500kV升压站第二串，即接于50212闸刀和50221闸刀之间。

1.1.2.7#01高备变通过5001开关单独接于500kV#1母线运行。

1.1.2.8500kV交流系统为大接地电流系统，#1、#2主变和#01高备变中性点直接死接地。

1.1.3500kV交流系统非正常运行方式

1.1.3.1500kV#1母线（#2母线）检修，将全部负荷倒由#2母线（#1母线）运行，#2母线（#1母线）单独运行，断开#1母线（#2母线）侧开关及闸刀。

1.1.3.2500kV#1、#2母线侧开关检修，负荷转移由本串其它开关供电。

1.1.3.3500kV中开关检修，负荷转移由本串其它开关供电。

1.2倒闸操作规定

1.2.1500kV交流系统一般操作规定

1.2.1.1500kV系统的倒闸操作和运行方式的改变必须按值长的命令执行。

1.2.1.2值班员在接受值长命令时必须精力集中，操作时核对无误后才允许操作。

1.2.1.3一切正常的倒闸操作，在操作前值班员均应按规定填写操作票，并严格履行审批、签字手续（即监护人核对，班长审核，值长批准）。

1.2.1.4操作票填写合格，模拟操作并核对系统接线方式无误后，持操作票逐项进行实际操作，且严格执行操作监护、复诵制度。

1.2.1.5在操作中发生疑问或异常情况时，应立即停止操作，汇报班长、值长，待查明原因得到明确指示后方可继续操作。

1.2.1.6值班人员不得擅自更改操作任务或颠倒操作顺序。

1.2.1.7操作完毕班长应及时向值长汇报操作结果和完成情况，并做好详细记录。

1.2.1.8倒闸操作尽可能避免在交接班前后半小时内或高峰负荷期间进行。

操作中不得进行交接班，只有操作结束或告一段落后方可交接班。

1.2.1.9设备检修结束办理工作终结手续时，值班员应全面检查核对设备，并向班长、值长汇报，得到命令后，拆除安全措施，恢复设备的备用状态。

设备送电前，恢复固定遮栏及常设警告牌，并核对检修的各种文字交代齐全合格后，方可进行操作。

1.2.1.10值班员、班长、值长在倒闸操作前应考虑系统运行稳定性和合理性，做好事故预想。

1.2.2500kV交流系统具体操作规定

1.2.2.1在倒闸操作前要考虑将母线电压调整到允许范围内再进行操作。

1.2.2.2对于接在500kV系统的发变组，与系统并列可使用任一主开关，并列后应将另一主开关投入运行。

但在正常情况下，应用母线侧开关并列，解列时先拉开中开关解环，然后通过汽轮机打闸联跳母线侧开关解列。

500kV线路与系统并（解）列可使用任一开关，但在正常情况下应使用母线侧开关与系统并（解）列，中开关进行合（解）环。

1.2.2.3发变组与系统并列、并列后母线合环，用发变组空充母线、空充线路，发变组带母线零起升压、带线路零起升压等情况在DCS通过选择机组同期装置不同的同期方式进行操作。

1.2.2.4发变组出口边开关和中开关只有在发变组高压侧无电压且出口闸刀在分闸状态（即发变组停运状态）时才能在NCS进行操作。

1.2.2.5正常情况下，500kV开关的操作在NCS远方进行操作，当远方操作失灵时，经值长同意可在网络继电器室的开关单元测控装置上进行操作。

1.2.2.6正常情况下，各开关合闸时，必须经同期鉴定操作。

1.2.2.7500kV闸刀（50011除外）正常情况下在NCS远方进行操作，当远方操作失灵时，经值长同意可在就地电动操作，一般不采用手动操作。

1.2.2.8#01高备变的500kV开关（5001）及闸刀（50011）在DCS远方进行操作，当远方操作失灵时，经值长同意可在就地电动操作，一般不采用手动操作。

#01高备变高压侧开关、闸刀、接地闸刀的状态在NCS进行显示。

1.2.2.9500kV设备操作过程中，就地必须有人监视其状态，就地监视人员要与被操作设备保持合适的距离，防止设备异常引起人身伤害。

1.2.2.10500kV倒闸操作时首先在微机五防系统进行模拟模拟操作，模拟模拟操作后再在NCS或DCS进行实际操作。

1.2.2.11雷电时，禁止进行倒闸操作。

1.2.2.12拉合闸刀时，必须检查开关三相均断开。

1.2.2.13操作过程中，发现误合闸刀时，不得将误合的闸刀重新拉开，查明原因后，采取必要的安全措施后，才允许拉开；

1.2.2.14操作过程中，发现误拉闸刀时，不得将误拉的闸刀重新合入，查明原因后，采取必要的安全措施后，才允许合闸。

1.2.2.15500kV系统接地闸刀在操作结束后，应将其操作、动力电源开关断开。

1.2.3500kV系统倒闸操作注意事项

1.2.3.1拉合空载线路操作过程中，应注意保持500kV电压在正常范围内，防止线路末端电压超过规定值，最高电压不得超过550kV。

任何情况下母线电压不得低于下限值。

母线电压控制值根据电网运行方式，由网调给出。

1.2.3.2500kV闸刀及接地闸刀的拉、合必须检查闸刀及相邻开关的位置及电源良好后方可操作。

1.2.3.3500kV网络监控系统配置有同期鉴定功能，对500kV所有开关具备同期检测功能，包括检无压和检同期功能。

1.3倒闸操作原则

1.3.1500kV线路送电操作原则

1.3.1.1模拟操作。

1.3.1.2检查有关工作票已全部终结，检修交待具备送电条件。

1.3.1.3检查待送电线路间隔无接地、短路线，安全措施已全部拆除，具备送电条件。

1.3.1.4检查待送电线路开关、闸刀各部良好，具备送电条件。

1.3.1.5按调度令，投入待送电线路的继电保护及自动装置。

1.3.1.6投入待送电线路开关的控制、信号开关。

1.3.1.7根据调度令，检查开关三相确在分闸状态后，按线路送电操作原则，合上母线侧闸刀，然后合上线路侧闸刀。

1.3.1.8按调度令，检定同期或无压后合上线路边开关或中开关。

1.3.1.9检查送电线路的各参数（包括线路电流、电压、有功无功）变化正常。

1.3.1.10检查送电线路母线侧开关各参数变化正常。

1.3.1.11按调度令，在DCS（或NCS）检定同期后合上送电线路所在串中开关。

1.3.1.12检查送电线路中间联络开关各参数变化正常。

1.3.1.13检查送电线路两开关合环良好。

1.3.1.14按调度令，投入线路重合闸及开关失灵保护。

1.3.2500kV线路停电操作原则

1.3.2.1模拟操作。

1.3.2.2根据调度令及潮流分布情况调整负荷，防止该线路停电而造成其它线路过负荷。

1.3.2.3按调度令，退出线路重合闸压板。

1.3.2.4按调度令，依次拉开待停线路所在串中开关、线路边开关。

1.3.2.5检查所拉开开关电流指示到零。

1.3.2.6检查停电线路各参数指示到零（包括线路电流、电压、有功、无功）。

1.3.2.7检查两开关确已拉开后，停用拉开开关的失灵保护。

1.3.2.8按线路停电操作原则，拉开线路侧闸刀。

1.3.2.9按调度令，将线路边开关和中开关送电，母线合环，恢复正常运行方式。

1.3.2.10按调度令及工作票要求，验电合上线路侧接地闸刀并做安全措施。

1.3.3500kV系统母线停电操作原则

1.3.3.1模拟操作。

1.3.3.2根据调度命令及电源和负荷的分配情况选定倒闸操作的先后顺序。

1.3.3.3按先后次序拉开被停电母线上的所有开关。

1.3.3.4检查所拉开开关的参数指示到零。

1.3.3.5检查停电母线上的所有开关确已拉开。

1.3.3.6停用已拉开开关的失灵保护。

1.3.3.7拉开停电开关的两侧闸刀。

1.3.3.8拉开停电母线上的所有开关和闸刀的控制电源开关。

1.3.3.9按调度令，退出停电母线的母差保护。

1.3.3.10按调度令及工作票要求，验电合上母线接地闸刀并做安全措施。

1.3.4500kV系统母线送电操作原则

1.3.4.1模拟操作。

1.3.4.2检查有关工作票已全部终结，检修交待具备送电条件。

1.3.4.3检查500kV母线所有安全措施已拆除、无接地、短路线，具备送电条件。

1.3.4.4检查停电母线上的所有开关、闸刀各部正常，具备送电条件。

1.3.4.5按调度令，检查无误后，投入停电母线的母差保护。

1.3.4.6投入停电母线上所有开关的控制电源开关。

1.3.4.7检查停电母线上所有开关确已拉开。

1.3.4.8合上待送电母线上所有开关的两侧闸刀。

1.3.4.9按调度下达的方式依次投入待送电母线上开关的同期回路，依次合上开关。

1.3.4.10检查送电母线电压指示正常。

1.3.4.11检查各元件参数指示正常，恢复正常运行方式。

1.3.4.12检查送电母线上开关确已合好。

1.3.4.13投入已送电开关的重合闸和失灵保护。

1.3.5500kV系统解环操作原则（以#1主变/宿濉线5012开关为例）

1.3.5.1模拟操作。

1.3.5.2检查500kV#1主变5011开关三相确已合好。

1.3.5.3拉开500kV#1主变/宿濉线5012开关。

1.3.5.4检查500kV#1主变/宿濉线5012开关参数到零。

1.3.5.5退出500kV#1主变/宿濉线5012开关失灵保护。

1.3.6500kV系统合环操作原则（以#1主变/宿濉线5012开关为例）

1.3.6.1模拟操作。

1.3.6.2检查500kV#1主变/宿濉线5012开关三相确已拉开。

1.3.6.3投入500kV#1主变/宿濉线5012开关失灵保护。

1.3.6.4检查#1机同期装置无异常报警信号。

1.3.6.5在#1机DCS同期操作画面点击“选择5012开关”。

1.3.6.6在#1机DCS同期操作画面点击“母线同期电压”。

1.3.6.7在NCS确认500kV运行方式，点击“5012开关操作允许”按钮。

1.3.6.8在#1机DCS同期操作画面检查“NCS允许5012操作”反馈有效。

1.3.6.9在#1机DCS同期操作画面点击“同期投入”。

1.3.6.10检查#1主变/宿濉线5012开关三相确已合好，储能正常。

1.3.6.11检查#1主变/宿濉线5012开关参数变化正常。

1.3.7发变组并网前后500kV系统侧操作原则（以#1发变组为例）

1.3.7.1模拟操作。

1.3.7.2拉开#1主变/宿濉线5012开关将500kV第一串开关解环；

1.3.7.3拉开#1主变5011开关；

1.3.7.4退出#1主变5011开关短引线保护；

1.3.7.5投入#1发电机的稳控切机保护；

1.3.7.6合上#1主变50116闸刀；

1.3.7.7检查#1机同期装置无异常报警信号；

1.3.7.8检查#1机发变组保护已按《集控运行规程》规定投入；

1.3.7.9机组具备并网条件后，在#1机DCS同期操作画面点击“选择5011开关”；

1.3.7.10在NCS确认500kV运行方式，点击“5011开关操作允许”按钮；

1.3.7.11在#1机DCS同期操作画面检查“NCS允许5011操作”反馈有效；

1.3.7.12在#1机DCS同期操作画面点击“同期投入”；

1.3.7.13同期时#1主变5011开关自动合闸；

1.3.7.14在#1机DCS同期操作画面点击“选择5012开关”；

1.3.7.15在#1机DCS同期操作画面点击“母线同期电压”；

1.3.7.16在NCS确认500kV运行方式，点击“5012开关操作允许”按钮；

1.3.7.17在#1机DCS同期操作画面检查“NCS允许5012操作”反馈有效；

1.3.7.18在#1机DCS同期操作画面点击“同期投入”；

1.3.7.19检查#1主变./宿濉线5012开关三相确已合好，储能正常；

1.3.7.20检查#1主变/宿濉线5012开关电流、功率等参数变化指示正常。

1.3.8发变组解列前后500kV系统侧操作原则（以#1发变组为例）

1.3.8.1模拟操作。

1.3.8.2在#1机DCS拉开#1主变/宿濉线5012开关，500kV解环；

1.3.8.3#1机组解列，检查#1主变5011开关三相确已拉开；

1.3.8.4检查#1发变组出口各参数指示到零（定子电流、有功、无功）；

1.3.8.5退出#1机稳控切机保护；

1.3.8.6投入#1主变5011开关短引线保护；

1.3.8.7拉开#1主变50116闸刀及控制动力电源；

1.3.8.8在NCS合上#1主变5011开关、#1主变/宿濉线5012开关将500kV母线合环。

1.4交流系统事故处理

1.4.1交流系统事故处理总则

1.4.1.1根据事故的象征，开关位置信号及光字牌指示、NCS报警信号，迅速确定故障的原因，立即切除故障。

1.4.1.2调整发电机的有无功负荷，维持发电机的正常运行及非故障设备的安全运行。

1.4.1.3在事故处理过程中应及时向值长汇报事故象征和处理意见，必要时通知维护班处理。

1.4.1.4发生事故时，报警信号只允许确认，不允许立即复归，待报警信号详细记录后方可复归。

1.4.1.5交流系统当发生下列情况之一时，应立即汇报值长并向值长申请将有关设备停止运行：

a、变压器瓷套管、避雷器瓷套、PT瓷套、CT瓷套、开关瓷套、母线支持瓷瓶及闸刀瓷瓶破损、严重放电，不能维持正常运行时。

b、开关本体气体泄漏无法恢复时。

c、各电气连接处或闸刀接触处过热且无好转趋势时。

1.4.1.6在下列情况下，当值人员可不经调度许可自行操作，结束后汇报。

a、切断对人身和设备安全有直接威胁的电源。

b、隔离已损坏的设备。

c、设法恢复厂用电。

d、将有内部故障的发电机解列。

e、电压互感器保险熔断时，退出相关保护。

f、确认故障母线电压消失，拉开连接在母线上的所有开关。

1.4.2事故判据

交流系统发生故障时，要多方面综合判断故障性质、地点及原因，及时汇报值长，及时进行处理，把事故的影响缩小到最低程度，保证系统的安全运行和设备安全。

这些方面有：

a、机组光字牌及音响、报警信号；

b、NCS报警信号；

c、保护装置动作情况；

d、故障录波器动作及事故追忆情况；

e、有关开关位置信号；

f、有关电压、电流、有功、无功等参数变化；

g、现场检查情况。

1.4.3500kV交流系统事故处理

1.4.3.1500kV#1（#2）母线故障：

a、象征：

a）事故音响发出；

b）#1（#2）母线所接开关跳闸，开关绿闪，电流到零，未跳闸开关电流指示值升高；

c）#1（#2）母线电压指示到零；

d）“#1（#2）母线差动动作”信号发出；

e）“母线电压回路断线”、500kV故障录波器动作；

f）可能出现弧光，并伴有响声；

g）发电机可能强励动作，有功、无功、电压、电流等参数摆动。

b、处理：

a）及时汇报值长，加强对发电机组的监视，必要时，对发电机进行适当的调整；

b）若故障母线上有未跳闸的开关，应将其手动拉开，然后汇报值长；

c）对故障母线及跳闸开关进行现场检查，寻找故障点；

d