发电厂并网运行安全性评价规程

发电厂并网运行安全性评价规程（精选12篇）

发电厂并网运行安全性评价规程 篇1

1总 则

1．1总体原则

1．1．1为了适应电力体制改革及电网发展的要求，确保电网及并网电厂安全、稳定、可靠、优质运行，依据国家、行业（原电力部等）、国家电网公司（原国家电力公司）所颁布的有关法律法规和规程规定，同时参照有关网省公司制定的技术标准、规程、规定等，制定《发电厂并网运行安全性评价》（以下简称《评价》）。

1．1．2保证电网安全稳定运行是电网及所有并网的发电厂的共同责任。所有并网的发电厂均应服从电网安全、稳定运行的要求，并对电网的电能质量负有相应的责任。

1．2适用范围

1．2．1本评价办法适用于所有井网发电厂（机组）。

1．2．2《评价》的内容也适用新建、改扩建发电厂（机组）的规划、设计、选型及安装建设过程。

1．3评价内容

1．3．1《评价》中的评价内容包括发电厂的调度运行及发电厂的电气一次设备、电气二次设备及发电机调速系统。

1．3．2电气一次设备包括的单项内容：发电机、变压器和高压并联电抗器、外绝缘和构架、过电压保护和接地、高压电器设备、姑用配电系统和防误操作技术措施。

1．3．3电气二次设备包括的单项内容：励磁系统、继电保护及安全自动装置、调度自动化、通信、直流操作系统。

1．4评价项目分类

1．4．1评价的内容根据对电网安全、稳定、可靠运行的影响程度分为必备项目及评分项目。

1．4．2必备项目是指极有可能对电网的安全、稳定运行造成严重后果的项日。

1．4，3评分项目是指除了必备项目之外的所有其他项目。

1．5评价办法

1．5．1所有并人电网的发电厂，均应经过电网企业组织的安全性评价，完成初次评价的发电厂，以后每2-3年评价一次。

1．5．2新建、改扩建发电厂（机组）所有必备项目均满足本评价办法，且评分项目中的各单项（3．1．1-3．1．7，3．2．1-3．2．5）得分率均达到或超过75%，其评价结果为合格。否则，其评价结果为不合格，不得进人商业化运行。

1．5．3已并网的发电厂（机组），所有必备项目均满足本评价办法的要求，月．评分项目中的各单项（3．1．1-3．1．7，3．2．1-3．2．5）

得分率均达到或超过75%，其评价结果为合格。否则，其评价结果为不合格。

1．5．4对不满足本办法要求的必备项目，发电厂应立即整改，具体整改期限由专家提出建议，电网企业审定。

1．5．5对评价结果为不合格且在规定的整改期限内没有完成整改者，所在电网企业有权将电厂与电网解列。

1．5．6评价不合格的发电厂（机组），再次要求评价时，应向所在电网企业提出申请，所在电网经营企业应尽快安排复查，复查只对不合格项目进行。

1．6评价程序

1．6．1并网发电厂（机组）根据本《评价》中的评价内容进行企业自评价。

1．6．2新建、改扩建发电厂（机组），在进入商业化运行前，向所在电网企业提出安全性评价申请，并提出自查报告，电网企业在收到发电厂的申请一个月内对该发电厂进行评价。

1．6．3电网企业根据电网安全稳定运行需要，对已并网发电厂在适当时间安排专家评价，被评价单位在专家评价前一个月向电网企业提出自查报告。

1．7评价办法的颁布

1．7．1本评价办法由国家电网公司提出并颁布。

1．7．2本评价办法的解释权归国家电网公司。

2必备项目

2．1电气主接线及厂、站用电系统应按国家和电力行业标准满足电网安全要求；110kV及以上变压器中性点接地方式必须经电网企业审批，并严格按有关规定执行。并网电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量应满足电网安全要求。

2．2接地装置、接地引下线截面积应满足热稳定校验要求主变压器和高压升联电抗器中性点应装有符合上述要求的两根接地引线。

2．3新投产的电气一次设备的交接试验项目应完整、合格。已投产的电气一次设备最近一次大修试验和预防性试验表明没有危及电网安全运行隐患。

2．4新投产的发电机应具有一定的耐振荡能力，并应具备相应的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施。

2．5发电机应能进相运行，在不同有功功率下的进相范围（一般应在0.5Pn～1.0Pn间取3-4点），应报电网企业审定批准。

2．6发电机组调速系统应能满足电网稳定运行的要求；机组必须具备一次调频功能，并在电网频率波动时，能够自动参与一次调频。有关一次调频的具体要求，按照所在电网有关发电机组一次调频运行管理规定的内容执行。发电机应能满足电网对机组调整负荷准确性、负荷变化范围和负荷变化率的要求。

2．7新建200MW等级及以上机组、已运行的300MW等级及以上火电机组（含供热机组）、40MW等级及以上水电机组应具备自动发电控制（AGC）功能。上述机组在下式并网前应与EMS系统进行AGC联调试验并满足电网有关调整要求。

2．8100MW等级及以上容量发电机组调速系统的传递函数及各环节参数应书面报电网企业审核。如发生参数变化，应及时报电网企业再次审核。

2．9100MW等级及以上容量发电机组的励磁系统的传递函数（包括发电机、励磁机或励磁变、整流柜、自动励磁调节器在内的整体传递函数）及各环节参数（包括发电机、励磁机或励磁变的设计和试验参数、调节器各功能环节单元的整定参数）经试验验证后书面报电网企业审核；在机组并网后有关参数发生改变时也应及时书面报电网企业再审核。

2．10电网要求配置的电力系统稳定器（PSS装置）应进行PSS装置的静态检查及动态投入试验。在机组负载试验时应计算机组有功功率振荡的阻尼比并出具相关的频率特性数据报告，当PSS装置具备投入条件时应书面报电网企业审核。在机组并网后相关参数发生改变时也应及时进行PSS参数调整，并书面报电网企业再审核。

2．11100MW等级及以上发电机并网和正常运行时，励磁系统必须投入自动励磁调节器运行，并应配有完善、可靠的失磁保护。

2．12母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和1lOkV及以上线路保护装置及安全自动装置的配置选型必须经电网企业审定并能正常投入运行。

2．13200MW等级及以上容量发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护定值，应提供整定计算依据并经电网企业审批。与电网保护配合的发电厂内保护须满足电网配合的要求，继电保护定值必须认真执行定值通知单制度并与定值单相符。

2．14对于已投入并网运行的继电保护设备（包括线路、母线、发变组保护、励磁、故障录波器、同期、低频、低压、解列、联切等设备），应按电网企业的要求及时进行设备改造工作。

2．15要求加装的系统安全自动装置以及要求采取的安全措施应在规定时间内落实完成。应有相应的运行规程和校验规程，并按期进行校验，校验项目齐全、数据准确，相关资料上报电网企业。

2．16远动等调度自动化相关设备、计算机监控系统应按调度自动化有关的技术规程及设计要求进行建设，在机组正式并网前应与相关调度的能量管理系统（EMS）调试成功，所有远动信息已按要求接入EMS并能正确接收EMS的调整和控制命令，并应与一次设备同步投入运行。

2．17电力监控系统与办公自动化系统或其他信息系统之间以网络方式互联时已采用了经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离措施。电力监控系统不得与互联络相连，并严格限制电子邮件的使用。

2．18电厂至电网企业的调度部门必须具备两个及以上可用的独立通信通道。

2．19通信设备供电电源应稳定可靠并且交流备用电源能自动投入，通信设备要有可靠的直流备用电源，当交流电源中断时，通信专用蓄电池单独供电时间至少应能保持1h。

2．20电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计配置应符合《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-1995）和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定。蓄电池的放电容量应符合《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T724-2000）及厂家标准的技术要求。

2．21严格执行与电网安全有关的反事故措施。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇2

关键词：发电机组,并网,安全性评价,方案,流程

为加强电力安全监督管理, 确保电网和并网发电机组安全、稳定运行, 国务院《电力监管条例》和国家电力监管委员会《电网运行规则 (试行) 》、《发电厂并网运行管理规定》、《发电机组并网安全性评价管理办法》等规定均要求并网运行的发电机组涉网设备、装置、系统及其运行、管理应当满足并网安全条件, 并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。新 (改、扩) 建发电机组的并网安全性评价应当在机组整套启动试运行满负荷试验合格后、商业化运行前完成。已经并网运行的发电厂, 应当定期进行发电机组并网安全性评价, 评价周期一般不超过5年。

鹿华热电有限公司一期2×330MW亚临界空冷抽汽凝汽式供热机组分别于2011年10月25日和12月24日完成168小时试运, 根据华北区域发电机组并网安全性评价工作要求, 分别于2012年1月和3月通过了并网安评并取得批复, 其并网安评工作开展的方式及查评流程安排有很多可借鉴之处。

组织开展并网安评自查评工作, 首先要成立组织机构, 即安评领导小组, 领导小组组长应由生产厂长或者总工担任, 各部门主要负责人担任组员。领导小组主要负责并网安全性评价的组织、协调和督促工作, 贯彻落实电监局安评要求, 指定专人编制查评计划, 明确责任人、部门、时间和要求, 推进查评和整改工作。

领导小组下设办公室, 一般设在安全监察部门, 主要负责处理并网安评领导小组日常管理工作;协调、联络各部门及自查评小组开展工作;汇总编写、提交并网安评自查评报告, 向电力监管机构提出并网安全性评价申请, 委托资质合格的中介机构开展安全性评价, 并配合做好评价报告的评审工作。

并网安评可分并网必备条件、电气一次、电气二次、调度自动化和通信、安全管理和运行管理六个专业, 分别进行自查评。查评小组组长由各部门技术负责人担任, 由生产部门各专业工程师组成专业小组, 按照发电机组并网安全条件及评价标准分解各专业查评项目, 并逐项认真落实检查、评分。

查评小组应选出各专业联络员, 联络员必须是本专业的骨干, 以参加过安评培训学习的专业人员为主。自查评时, 以联络员为主进行本专业的查评和编写查评报告、整改意见。评价机构专家入厂查评时, 联络员作为企业与专家的联系人, 负责解释、提供专业材料, 不参加具体查评工作;不参加查评报告的编写。

新建机组并网安评自查评工作应在机组进入整套启动调试时就着手安排, 各相关部门及自查评小组应积极组织相关人员, 认真学习区域并网安评实施细则、发电机组并网安全条件及评价标准, 提高查评小组成员技术水平, 掌握评价原则及方法, 并按照查评标准进行自查整改并打分, 逐一落实迎检材料。

各相关部门应按照发电机组并网安全条件及评价标准编制自查记录表, 要求明确检查项目责任人, 自查结果对照安评要求详述公司情况及存在问题。自查过程中发现的须整改问题应落实闭环管理, 要做到边查评边整改。按照企业各相关部门的职责分工, 落实需整改的项目、时间、责任人, 确实无法立即整改的, 需制定出整改计划报公司审批。

对已完成整改的问题要有过程性的支持材料, 应明确支持资料的存放地点。责任部门整改完成后填写安全性评价问题整改验收单, 按检查专业逐级履行验收签字手续。专业查评小组应及时将发现问题的整改完成情况报并网安评办公室, 实现闭环管理。

自查评过程中还应注意以下几个问题:一是企业领导要高度重视, 必须是生产厂长或总工亲自领导;二是查评前要认真学习查评标准, 掌握标准的内容及依据;三是避免走过场, 等同于安全大检查, 要切实查出问题, 并落实问题的整改闭环。四是尽早与资质合格的安评中介机构签订服务合同, 确定评价具体相关事宜, 并将服务合同报电力监管机构备案。同时要求查评专家提前进现场进行辅导。使自查评小组明确查评的重点, 关键支撑材料的准备, 容易出现问题的薄弱环节等, 有针对性的准备资料, 进行问题整改, 为现场查评创造条件。

为便于问题整改, 首先要分析问题存在的原因, 分析必须透彻, 然后制定整改措施和整改计划。其次要高度重视整改工作, 切实落实整改项目的资金、工期和责任人, 并设专人监督、检查整改情况。负责监督的人员一定要认真负责, 实现整改工作的闭环管理。

机组通过168试运后, 并网安评办公室应汇总各查评小组的查评报告, 编写自查评总报告, 《并网安评申请表》, 经企业负责人审核签字后, 向电力监管机构提出并网安评申请。电力监管机构接到有关申请材料后, 应当了解申请并网安全性评价发电厂 (机组) 的情况, 对申请表所填报的内容进行审核, 对符合要求的发电厂, 及时通知开展现场评价。对不符合要求的发电厂, 及时告知并指导其按要求达到评价条件。

同并网安评申请表一起提交的申请资料还包括:申请并网安全性评价的机组核准文件复印件;机组主设备和主要辅助设备的型号、主要技术参数;机组整体调试、试运和工程验收情况;签订并网调度协议、购售电合同的情况等材料。这就需要新建机组在调试期间随时汇总、整理记录重要调试节点工期、调试参数、结果, 以免最后时间、参数不清无法完成调试情况汇报。工程验收、并网调度协议、购售电合同等需要提供有效文件的复印件, 所以应及早组织公司相关部门分头开展工作, 要求在提出并网安评申请前落实完成。

各相关部门、专业备齐迎检材料、整改项目的验收材料, 做好准备工作, 就可以联系并网安评中介机构专家组入厂检查。

专家查评时的资料准备: (1) 一般管理文件和制度、办法等收集打印; (2) 一般检修文件如设备台帐、检修记录、验收报告、措施、外包工管理合同, 检修项目、计划等应收集齐全, 不须打印; (3) 一般安全文件如事故统计、安全学习、事故分析、安全培训等应收集, 无须打印; (4) 有些文件可以预先存入电脑内, 查评时每个专业配备电脑, 需要时从电脑中查阅; (5) 运行规程、检修规程、自查评报告, 专家组入厂后交专家组; (6) 一般运行文件如:日志、记录簿、运行分析等收集就行, 不用打印; (7) 必需的办公用品如电脑、打印机应备好, 联络员确定、到位。

专家查评分资料查评和现场查评两部分, 各专业集中在一起 (被查单位有关人员和专家组人员) 按照标准及程序一项项地进行, 先查阅资料后查评现场。

资料查评: (1) 用查阅资料的方式来证明该项目是否按照要求进行了工作, 存在问题和危险程度; (2) 专家组按照标准中查评项目的扣分条款要求, 按序进行检查; (3) 该项所需资料被查单位应在10分钟内提供给专家组查阅; (4) 一切以提供的资料为准, 作为评分的依据; (5) 专家依据资料的齐全、正确、及时、规范四个方面进行评分。

现场查评: (1) 凡需现场查评的项目, 可以集中在一起进行; (2) 现场考问人员记录人数、内容、时间; (3) 工器具按要求进行现场抽查和试验, 记录证书、抽查试验数、结果、实验方法; (4) 运行参数记录时间、班、内容、数值; (5) 设备检查记录班、名称、内容、检查结果; (6) 现场违章记录班、时间、地点、人、内容; (7) 实验记录时间、内容、要求、结果; (8) 安全用具、电动工具、防护用具按照标准要求进行抽查试验, 100个以下10%, 10-100查10个, 10个以下全查; (9) 绝缘工具、消防设备现场试验、测试, 消防设备刻意抽查试验; (10) 设备标志、涂色、名称、介质流向要清楚;11班组检查安全活动、工器具管理记录班组、内容及存在问题。

安评中介机构专家组对被评价机组进行全面现场查评后, 出具评价报告报电力监管机构。电力监管机构收到评价报告后, 在20个工作日内组织评审专家组, 对中介机构的评价报告进行评审;根据专家组评审结果, 电力监管机构出具相应的评价结论。

电力企业在收到查评报告批复之日起6个月内, 中介机构按规定应进行整改回访。回访复查原则上只对专家查评查出问题的整改落实情况进行检查, 不再进行大面积的查评。查评方法是资料检查和现场核实, 与首次查评相同。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇3

西北区域发电机组并网安全性评价

中介机构管理办法

第一条为规范西北区域发电机组并网安全性评价中介机构的监督考核及管理，根据国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》和西北电监局《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》，制定本办法。

第二条本办法适用于对西北区域发电机组并网安全性评价中介机构的监督考核及管理。

第三条西北电监局和甘肃电监办（以下简称以下简称电力监管机构）负责对参与所在辖区内发电机组的并网安全性评价工作的中介机构进行监督考核及管理。

第四条电力监管机构负责审查和公布所在辖区符合要求的发电机组并网安全性评价中介机构名单。甘肃电监办应当将甘肃省符合要求的中介机构名单抄送西北电监局。

第五条中介机构按照自愿报名的方式申请参与西北区域并网安全性评价工作的原则，填报《西北区域并网安全性评价中介机构申报表》（附件），并提供有关其资质、能力、业绩、组织机构等文件资料，以书面形式向电力监管机构提出申请，经所在辖区电力监管机构审查同意后，方可在该内开展并网安全性评价活动。

第六条参与西北区域发电机组并网安全性评价工作的中介机构必须满足以下基本条件：

（一）严格执行国家有关规定，遵守《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》，自觉接受电力监管机构的监督考核及管理；

（二）具有独立法人资格，具备开展发电机组并网安全性评价的经验和能力，设有健全的发电机组并网安全性评价组织机构及人员构成，熟悉本区域电力安全运行情况和技术特点，能够严格按照西北区域发电机组并网安全性评价标准独立开展并网安全性评价活动；

（三）严格遵守并履行与发电厂签定的服务合同，按照委托工作范围从事并网安全性评价活动；

（四）能够按照《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》的规定出具并网安全性评价报告，评价结论做到公正、客观、真实、完整和准确；

（五）能够协助配合电力监管机构做好发电厂并网安全性评价的辅助工作，服务周到，收费合理。

第七条中介机构应当高度重视并网安全性评价工作，理解并网安全性评价工作的重要性和必要性，不断加强对并网安全性评价工作的管理，建立并妥善保管有关档案资料。

第八条中介机构应当对并网安全性评价报告的独立、公正、客观、真实、完整和准确性承担责任。对于在并网安

全性评价活动中有徇私舞弊、弄虚作假等违法、违规行为的，电力监管机构将其从各省区符合并网安全性评价要求的中介机构名单中撤销，并进行相应经济处罚，有违法行为的，移交司法机关处理。

第九条本办法自发布之日起执行。

附表：

发电厂并网运行安全性评价规程 篇4

各发电厂：

按照成电监〔2010〕19号文的要求，从2010年4月26日起四川省正式启动四川并网发电厂辅助服务及运行管理考核试运行工作。为保障试运行工作的公平、公正、公开，同时保证考核结算的高效、有序，现将考核注意事项通知如下，请各发电企业遵照执行：

1、调令核对及免考申请

1）在考核当月（上月26日-本月25日）之内，建成调度数据网的各电厂应通过网络方式实时核对日发电计划调令；如有免考申请，须在25日之前通过本电厂客户端平台提交，逾期不再受理；

2）未建成调度数据网的电厂，在启动月度考核后的1-7天之内（本月27日-次月2日），进行日发电计划调令的核对（联系电话028-68133097，68133096，68133101）；如有免考申请须在25日之前以书面形式加盖公司章后，以传真方式报送（传真号码028-68133958）；

2、辅助服务及运行管理考核月度考核在每月26日启动，每月27日-次月2日，各电厂须按时进行日发电计划考核核对工作（联系电话：028-68133097，68133096，68133101），逾期不再受理；

3、月度考核结果在次月10日-15日期间进行预发布，各电厂如有考核争议，自与发布之日起3日内，须及时提交。其中，有调度数据网的通过本厂客户端平台提交，未建成调度数据网的，通过书面形式加盖公司章，以传真方式提交（传真号码028-68133958）；

4、在考核结果预发之日其3日内，电厂未提交考核争议，则视同认可结果；

5、月度考核正式结果，经电监办认可后，在次月15日-20日正式发布，并递交省电力公司交易中心。省电力公司交易中心据此进行月度电费结算工作。

以上事项自四川并网发电厂辅助服务及运行管理考核试运行之日起起开始实施，如有调整将另行通知。

联系人：四川电力调度中心技术处张弛（028-68133962）

特此通知！

并网安全性评价报告 篇5

自评价报告

江西省瑞金市留金坝水电发展有限公司

2008年3月14日

一、电站及设备基本情况：

留金坝水电站位于江西省瑞金市西北部的瑞林镇,坝址距瑞金市城区83.5km。地理位置为东经115°45′，北纬26°10′，属赣江水系贡江一级支流梅江河中下游。坝址控制集水面积5790km2，多年平均径流量56.13亿m3，多年平均流量178 m/s。水库正常蓄水位146.50m（黄海高程），水库总库容6120万m3，电站设计水头6.3 m，电站装机容量为20000kW，多年平均发电量7000万kW·h，年利用小时3500h，保证出力2411kW，是一座以发电为主的中型水利枢纽工程。电站建成后，将成为瑞金市水力发电系统中的骨干电站。

留金坝水电站为低坝径流式水电站，枢纽建筑物主要由砼溢流坝、砼非溢流坝、河床式电站厂房、变电站等建筑物组成。拦河建筑物沿坝轴线呈“一”字形布置。砼溢流坝布置在河床右侧及中部，厂房坝段布置在溢流坝左侧，左、右岸与山体连接采用砼非溢流重力坝。大坝坝顶高程154.80m，坝顶全长241.75m，其中溢流坝段长127m，厂房坝段长55.22m，溢流坝采用砼闸坝，共设9孔表孔溢流堰，单孔宽12m，溢流堰采用折线型实用堰，堰顶高程138.50m。溢流坝闸墩全长14m，闸墩厚2m，闸墩顶高程154.80m。每孔溢流堰设一扇平面工作闸门，卷扬机启闭，9孔共用1扇检修门，坝顶单向门机启闭。溢流坝下游采用底流消能，设置综合式消力池，消力池底板顶高程136.90m，池长25m，在消力池末端设置消力坎，坎顶高程138.90m。

留金坝水电站工程于2004年12月正式动工兴建，装有两台天津天发美联水电设备制造有限公司生产的单机10MW灯泡贯流式水轮发电机组，水轮机型号GZTF08C—WP—480，发电机型号SFWG10—56/5230。励磁系统采用宜昌市能达通用电气股份合作公司生产的自并激可控硅励磁装置。调速系统采用天津电气传动设计研究所生产的TDBWST-100-6.3双微机PLC调速器。计算机监控系统采用阿城继电器股份有限公司生产的WSJH--2000C系列监控系统。装有一台主变,采用南京立业电力变压器有限公司生产的SF9-25000/110油浸风冷变压器。装有一台110kV高压开关由,西安西电高压开关有限公司生产的LW25-126高压六氟化硫断路器。

水电站综合自动化按“无人值班、少人值守“原则设计，其自动化程度满足DL/T5081-1997《水力发电厂自动化设计技术规范》的要求。发电机主保护设置差动保护，发电机后备保护设置复合电压启动过电流保护、定子一点接地保护、过负荷保护、过电压保护、轴电流保护、失磁保护以及发电机转子一点接地保护；主变主保护设置差动保护、重瓦斯保护，主变后备保护设置复合电压过电流、零序过电压、零序过电流、过负荷保护、轻瓦斯保护；厂用变压器和励磁用变压器保护均设置电流保护。

水电站过电压保护及接地，过电压保护：电站直击雷的保护，在电站主厂房3和副厂房房顶设置避雷带保护，在开关站110kV出线上装有避雷线，在110kV变电站设置1根避雷针保护；雷电侵入波的过电压保护，电站110KV电气设备采用在110KV母线上设置氧化锌避雷器保护，在主变中性点上设置避雷器保护。电站接地装置用镀锌扁铁在大坝上游库区和大坝基底敷设人工接地网，开关站接地网、主厂房接地网与人工接地网连成统一的电站接地网。

留金坝水电站与电力系统的连接采用一回路110kV出线直接并入220kV瑞金变电站，通过该变电站与系统连接。电站的运行和日常维护委托给江西三和电力股份有限公司上犹江水力发电厂，并签订了运营承包合同。

二、1#水轮发电机组充水、启动试运行准备情况：

1、引水系统及流道检查：

（1）、抽干进水口拦砂坎内的水，清理进水口拦污栅前后杂物。（预计3月19日完成）

（2）、组织安装、监理、土建、业主认真检查机组流道、尾水管，无杂物；具备充水条件，关闭尾水管进人门。（3）、流道内各阀门已关闭。（4）、集水井排水泵工作正常。（5）、尾水渠清理完成。

2、水轮发电机组部分：

（1）、机组流道的各组合面均应已把合紧密。（2）、导叶、桨叶已完成动作试验，均正常。（3）、流道盖板把合严密、排气阀关闭。

（4）、发电机气隙调整合格，冷却风机试运行正常。（5）、定子、转子均按规程检查、试验合格。

（6）、机组油、水、气管路安装完成，经试压不渗漏。

（7）、机组内部消防系统的灭火管路、火灾探测器、水喷雾喷头均已安装完成。

（8）、机组内部所有的电缆均连接，各种自动化、监控、监测元件均已按设计安装、配线、调试整定，符合要求，已具备投入自动控制、监控、监测和发讯等各系统的运行条件。

3、机组辅助设备部分：

（1）、调速器、油压装置安装完成，充油、动作试验正常。（2）、励磁系统安装完成，待机组运转调试。

（3）、轴承高位油箱、轮毂高位油箱、液压泵站充油完成，各电机试运转正常，各液位、温度信号指示正确。机组高压顶起系统试验正常。油管路系统不漏油。（4）、机组制动系统安装完成，动作正常。制动管路不渗漏。

（5）、高、低压空压机试运行正常，高、低压气罐充气试压合格，气管路不漏气。

（6）、技术供水系统：供水泵、滤水器安装完成，试运行正常。

（7）、消防供水系统：水泵、滤水器安装完成，试运行正常。管路已连通到各消防点。

4、电气设备部分：

（1）、电站主结线图，1#机组连接部分的所有一次、二次设备，均已连接完成，经过检查、测试合格。

（2）、6.3KV高压配电系统，安装完成；各断路器动作试验正常，各保护定值试验、调试合格。

（3）、厂用电0.4KV系统，安装、调试合格。并已投入运行。（4）、励磁变压器、厂用变压器试验合格。

（5）、直流电源系统，安装调试完成，已投入运行。

（6）、所有自动操作、保护、监控的二次电缆全部连接，调试完成。（7）、升压站主变、断路器、CT、PT、避雷器、隔离开关安装调试完成，经赣州供电公司试验合格。

（8）、全厂所有的机电设备的保护接地、工作接地均应已和接地网可靠连接。

5、其他部分

（1）、光缆通讯、载波通讯已安装完成。

（2）、配备的各种消防器材已备齐。并按有关的要求或规定摆放。（3）、厂内外照明已投入使用。

（4）、已配备安全工器具，手电筒、应急照明灯。

（5）、运行、投产有关的机电设备的操作手柄、开关把手等，按相应系统，根据运行需要统一命名、编号，并挂好标志。

（6）、备有警告牌。特别继续施工部位跟投运设备设明显隔离标志，以提醒人员，以防误入和误操作。

6、进水口、尾水闸门

（1）尾水闸门启闭机调试、试运行正常。

（2）进水口闸门，提门门机正在安装，计划3月23日安装完成。到时就可以提进水口闸门，进行机组充水、试运行。

三、并网安全性评价自评价工作的开展情况：

留金坝水电站为新建电站，1号发电机组已安装完毕，计划于2008年3月下旬并网发电。现依据国家电网公司发布的《发电厂并网运行安全性评价》，对电站的水轮机、发电机、电气设备、计算机监控系统等生产设备进行了安全性评价。

通过自评本电站所需的必备项目，即电气主接线及站用电系统已满足电网安全要求，110kV变压器中性点接地方式严格按有关规定执行。升压站电气设备遮断容量满足电网安全要求。准备投产的电气一次设备交接试验项目完整、合格。发电机具有一定耐振荡能力，并具备相应的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施。发电机组调速系统能满足电网稳定运行的要求。断路器、变压器和110kV线路保护装置及安全自动装置的配置满足要求，并能正常投入运行。评分项目：

1、电气一次设备：

（1）发电机：查评项目共6项，不参评4项。

发电机定、转子绕组的固定良好；定子端部固定结构、定子铁心、转子磁极等紧固良好。查阅金属检验报告各部件良好。不存在有影响安全运行的隐患。（2）变压器：查评项目共9项，不参评4项。

查阅变压器试验报告等，整体绝缘状况正常，油的电气试验合格。高压套管及油枕的油位正常。本体，散热器及套管应无渗漏油现象。（3）外绝缘和构架：查评项目共3项，不参评3项。

升压站所有电气设备的泄漏比距满足要求。

（4）过电压保护和接地：查评项目共6项，不参评1项。

避雷针的防直击雷保护范围满足被保护设备、设施和架构安全运行要求，雷电侵入波的防护符合规程要求，并满足升压站设备的安全运行。避雷器配置和选型正确、可靠。

（5）高压电器设备：查评项目共17项，不参评12项。

断路器电气预防性试验项目中无不合格项目，不存在其他威胁安全运行的重要缺陷。隔离开关操动机构的动作情况灵活、无卡涩。电压互感器、电流互感器、耦合电容器、电力电缆不存在严重缺陷，电气预防性试验项目中没有不合格项目。（6）站用配电系统：查评项目共3项，不参评1项。

保安电源可靠。

（7）防误操作技术措施：查评项目共9项，不参评0项。

高压电器设备装设了调度编号和设备、线路名称的双重编号牌，字迹清晰正确。

2、电气二次设备

（1）励磁系统：查评项目共7项，不参评6项。

励磁系统的强励能力满足标准的要求。调节器中的过励磁、过励磁限制、低励磁限制、无功电流补偿等功能单元按设计及定值要求投入运行。（2）继电保护及安全自动装置：查评项目共18项，不参评13项。继电保护及安全自动装置，已满足并网的要求。规程、二次图纸及各种制度齐全，保护定值整定已完成，各压板端子牌等均符合要求，同期装置正常，各电流、电压互感器测量精度均满足要求，并网继电保护装置试验及带实际开关传动试验满足《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求。（3）调度自动化：

本电站由计算机监控系统实现遥测、遥信功能。

对通信障碍或重大故障已制订反事故措施，已制订规章、制度和安全技术措（4）通信：查评项目共20项，不参评11项。

施及设备缺陷管理制度，通信电源可靠，保证了通信的可靠性。（5）直流系统：查评项目共12项，不参评1项。

各个蓄电池完好的可靠运行，蓄电池组的浮充电压、电流调节都在允许范围内，电压检测装置正常，绝缘巡检装置正常，直流系统的图纸资料均齐全，已制订直流系统的运行规程。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇6

1 大型风力发电场并网运行引起的问题

1.1 风电接入对电网电压的影响

随着接入风电容量的增大, 风电场从系统中吸收的无功功率逐渐增大, 如果系统不能提供充足的无功, 网内相关节点电压会逐渐降低。在电网规划没有与风电规划协调发展时, 往往电网接纳风电的能力不能适应风电规划的发展, 接入的风电场容量受到电网自身条件的限制。

1.2 风电接入对电网频率的影响

在系统频率方面, 风电场的影响取决于风电场容量占系统总容量的比例。当风电场容量在系统中所占的比例较大时, 其输出功率的随机波动性对电网频率的影响会比较显著, 影响到电网的一些频率敏感负荷的正常工作。由于目前国内风电场占系统总容量比例还比较低, 因此频率稳定并不是目前电网稳定运行中的主要问题。

1.3 风电接入对电网稳定性的影响

在风电发展的初期, 由于风电在电网中所占的比例很小, 一般不要求风电场参与电力系统控制。当电网侧发生故障时, 由于风电场本身的暂态电压稳定性无法保证, 通常都采用切除风电机组的措施来保证风电场及电网的安全。如果地区电网足够强壮, 则系统发生故障后风电机组在故障清除后能够恢复机端电压并稳定运行, 地区电网的暂态电压稳定性便能够得到保证;如果地区电网较弱, 则风电机组在系统故障清除后无法重新建立机端电压, 风电机组运行超速失去稳定, 就会引起地区电网暂态电压稳定性的破坏。

研究发现, 风电场容量的大小、故障点的位置以及故障切除时间等都对电网的电压稳定性产生重要影响:靠近故障点的风电机组容量越大, 系统越容易失去稳定;短路点越靠近多个风电场的公共接入点时, 系统越容易失去稳定;故障持续时间越长, 系统越容易失去稳定。随着风电机组技术的进步及风电在电网中所占比例的迅速提高, 目前多个国家的风电并网导则都对风电场提出了更高的要求, 在规定的故障及电网电压跌落期间, 保证一定时间范围内风电场能够连续运行而不脱离电网, 甚至要求风电场在电网故障发生后发出无功功率参与电网的电压控制。

1.4 风电接入对继电保护的影响

与常规配电网保护不同, 通过风电场与电力系统联络线的潮流有时是双向的。风力发电机组在有风期间都是和电网相连的, 当风速在起动风速附近变化时, 为防止风电机组频繁投切对接触器的损害, 允许风电机组短时电动机运行, 此时会改变联络线的潮流方向, 继电保护装置应充分考虑到这种运行方式。并网运行的异步发电机没有独立的励磁机构, 在电网发生短路故障时由于机端电压显著降低, 异步发电机仅能提供短暂的冲击短路电流。另外, 风力发电机及相应的低压电缆相当于一个很大的限流电抗, 短路电流无法送出, 因此风电接入点的保护配置要考虑到风电场的这一特点。总之, 风电场故障电流主要是公用电网电源提供的, 风电场保护的技术难点是怎样根据有限的故障电流来识别故障的发生, 使保护装置快速而准确的动作。

1.5 风电接入对电力系统运行成本的影响

风力发电的运行成本很低, 与火电机组相比可以忽略不计。但是, 风力发电是一种间歇性能源, 风电场的功率输出具有很强的随机性, 目前的预报水平还不能满足电力系统实际运行的需要, 在做运行计划时风电是作为未知因素考虑的。为了保证风电并网以后系统运行的可靠性, 因此需要在原来运行方式的基础上, 额外安排一定容量的旋转备用以响应风电场发电功率的随机波动, 维持电力系统的功率平衡与稳定。可见风电并网对整个电力系统具有双重影响:一方面分担了传统机组的部分负荷, 降低了电力系统的燃料成本, 另一方面又增加了电力系统的可靠性成本。

1.6 风电的随机性对电网调度计划的影响

电网传统的调度发电计划的编制及实施, 完全基于电源的可靠性和负荷的可预测性, 当系统风电容量达到一定的规模后, 风电的随机性和不可预测性会给传统的调度发电计划的安排和实施带来问题。

2 大型风力发电场并网运行问题对策的研究

2.1 接入系统设计前进行风电场并网容量极限值的计算

风电场并网容量超过极限值可能会引起系统的电压和频率产生偏差、电压发生波动和闪变以及电压稳定性受到影响等问题, 而且系统为减小风电场发电间歇性对系统的影响而必须增加旋转备用容量, 从而使系统的可靠性和经济性下降, 特别是针对于风电场通常距离负荷中心较远且电网结构比较薄弱的情况。因此, 计算风电场穿透功率极限对于风电场规划来说非常重要。

国内外学者和工程技术人员通常采用以下2个指标来表征电网可承受的风电场并网容量: (1) 风电穿透功率极限。风电穿透功率是指系统中风电场装机容量占系统总负荷的比例;风电穿透功率极限定义为在满足一定技术指标的前提下接入系统的最大风电场装机容量与系统最大负荷的百分比, 表征系统能够承受的最大风电场装机容量;根据欧洲一些国家的统计数据, 风电穿透功率达到10%是可行的; (2) 风电场短路容量比。风电场短路容量比定义为风电场额定功率与该风电场与电力统连接点的短路容量之比, 表征局部电网承受风电扰动的能力。欧洲国家给出的经验数据为3.5%~5%。

2.2 限制风电单元的容量

限制接入一个点的风电容量, 这样就可以在该点发生故障时, 尽量降低其对其它风电场的影响, 即采取“分散接入”的原则, 尽可能地将大容量风电场分别接在不同的点上;将风电机组解列运行, 以减小单元容量。

2.3 提高电压稳定性的措施

(1) 提高无功补偿能力是提高大容量异步风力发电场接入后电网电压稳定性的重要措施。适当提高电容器的补偿容量, 有助于提高风电系统短路故障后的稳定性, 进一步可以选择安装动态无功补偿装置来提供动态的电压支撑, 改善系统的电压稳定性, 如静止无功补偿装置 (SVC) 。传统的无功补偿方式——分组投切电容器组的投切次数有一定的限制, 其动作也有一定延时, 在系统运行中无法实现最佳补偿状态。而SVC可以快速平滑地调节无功补偿功率的大小, 提供动态的电压支撑, 改善系统运行性能。在风力发电场接入点安装静止无功补偿器既能抑制风力扰动引起的电压波动与闪变, 又能提高短路后的电压稳定性; (2) 风电场选用双馈异步发电机。双馈异步风力发电机是目前最具有发展潜力的变速恒频风力发电系统, 不需要无功补偿装置, 通过调节转子交流励磁电流就可以在大范围内控制电机转差, 实现有功、无功功率的灵活控制, 改善功率因数, 提高系统的稳定性; (3) 提高保护的动作速度, 减小故障持续时间, 从而减小发电机组在短路过程中的速度增量, 显著地改善电压稳定性。

2.4 加强风电功率的预测工作

为了降低风电接入对电网调度的影响及对备用容量的要求, 进行风电功率预测十分必要和迫切。目前, 几个风电发展比较成熟的国家如德国、丹麦都已经建立了比较完善的风电功率预测系统, 将风力发电对电网调度与备用的影响降到最低。中国电力科学研究院新能源所借助国际合作项目的优势, 引进外国比较成熟的风电功率预测技术, 开发出了适合中国风电发展的风电功率预测系统。图1给出了对某风电场一周输出功率进行的预测情况。图中浅色的为误差带, 变化陡峭的曲线为实际的输出功率, 变化稍微平缓的为预测曲线。

3 结束语

电气设备安全运行规程 篇7

一、为了保证电气设备的安全运行，保证公司的生产生活用电，以安全生产为目的，特制定本规程。公司全体员工及电气工作人员必须严格执行本规程。

1、值班运行人员必须具备必要的电气知识。熟悉《电业安全工作规程》。

2、人员必须熟悉电气设备及运行状态。具有一定的实际工作经验。

二、按规定进行设备巡视。

1、高压设备巡视应注意设备的安全距离，35KV安全距离不小于1.0M、2、雷雨天气需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。

3、高压设备发生接地时，要及时通知相关人员并向调度汇报，接近故障点时，必须穿绝缘靴。接触设备外壳和构架时，应带绝缘手套。

4、进入变压器室，巡视高压侧的安全距离不应小于0.6M、三、倒闸操作；

1、倒闸操作必须根据电力公司值班调度员的命令，受令人复诵无误后执行。学会使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号，与调度员取得联系后互通姓名，听取调度员命令时要做好记录。

2、停电拉闸操作，必须按照断路器——负荷侧隔离开关、——母线侧隔离开关的顺序依次操作、送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。

3、倒闸操作必须由两人执行、一人监护、一人操作。

4、装卸高压可熔保险器、应戴绝缘手套、必要时使用绝缘夹钳或站在绝缘垫上。

5、电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关和做好安全措施以前、不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。

6、在发生人身触电事故时、为了解救触电人，可以不经许可、即行断开有关设备的电源，但事故后必须立即报告上级。

四、保证安全的技术措施；

1、在全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须完成下列措施，a、停电，b、验电，c、装设接地线，d、悬挂标示牌和装设遮拦。

2、检修的设备停电，必须把各方面的电源完全断开，至少有一个明显的断开点。

3、在一经合闸即可送电的开关和刀闸的操作把手上，悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌。

4、在配电变压器室停电检修时，必须要在工作负责人的监护下进行，且要具备良好的安全措施。

5、进行电容器停电工作时，应先断开电源，将电容器放电接地后，才能进行工作。

6、高空作业必须系安全带。

7、防爆场所作业检修，按防爆设备操作规程执行。

五、电气测量工作；

1、电气测量工作，至少应由两人进行，一人操作，一人监护。夜间进行测量工作，应有足够的照明。

2、测量人员必须了解仪表的性能、使用方法，正确接线，熟悉测量的安全措施。

3、高低压设备，每年要进行一次性能试验。

4、电气设备的接地每年要进行一次接地电阻测量，包括避雷针、避雷塔、钢结构屋架。

2021年发电机工安全操作规程 篇8

1、以内燃机为动力的发电机，其内燃机部分应执行内燃机安全技术的操作程序。

2、作业前检查内燃机与发电机传动部分，应连接可靠，输出线路的导线绝缘良好，各仪表齐全、有效。

3、启动前先将励磁变阻器的电阻值放在最大位置上，然后切断供电输出主开关，接合中性点接地开关。有离合器的机组，应先启动内燃机空载运转，待正常后再接合发电机。

4、启动后检查发电机在升速中应无异响，电刷接触良好，无跳动及冒火花现象。待运转稳定，频率电压达到额定值后，方可向外供电。载荷应逐步增大，三相应保持平衡。

5、发电机开始运转后，即应认为全部电气设备均已带电。

6、发电机运行中应经常检查并确认各仪表指示及各运转部分正常，并应随时调整发电机的载荷。定子、转子电源不得超过允许值。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇9

为保障电力系统安全、优质、经济运行,规范辅助服务管理,促进电力工业健康发展,国家电监会于2006年发布了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号),并要求各区域电监局根据该办法,结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要,制定实施细则。

按照国家电监会的要求,其下属的6个区域电监局各自组织专家撰写了针对本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》这2个细则。经过广泛征求相关方面意见与模拟运行,国内6个区域电力系统已于2010年开始逐步实施这2个细则。这2个细则不仅界定了并网发电厂的责任和义务,明确了辅助服务的定义与分类,而且实现了机组并网运行的量化管理和辅助服务的量化补偿。其中,并网运行考核模块包括发电计划考核、一次调频考核、自动发电控制(AGC)考核和非计划停运考核等;辅助服务补偿方面则包括AGC补偿、深度/启停调峰补偿、旋转备用补偿、无功调节补偿和黑启动补偿等。

需要指出,这2个细则的实施有助于在一定程度上解决发电公司长期无偿提供辅助服务的状况,并改善发电公司之间在辅助服务提供方面的公平性。与辅助服务相关的考核与补偿费用一般局限于参与并网运行的发电公司之间,对电网公司的利益并无影响。尽管这种做法一度引起很多发电公司的质疑和不满,但确实有助于2个细则的实施。

以南方区域电力系统为例,截至2011年3月,南方电网所辖省级及以上调度机构直接调度的并网发电厂均参与了这2个细则的管理工作,涉及的发电厂共195家,装机容量占南方电网统调装机容量的82%。2个细则改变了传统辅助服务无偿提供的管理模式,充分发挥了考核和补偿的经济杠杆作用,具体成效包括以下4个方面:(1)完善和规范了发电侧的专业管理和调度机构的调度行为;(2)调动了发电公司提供辅助服务的积极性,优化了电力资源配置;(3)改善了电力系统安全稳定运行水平,提高了抗击风险的能力;(4)灌输了“优胜劣汰”和“有偿服务”的市场理念,为辅助服务市场化改革奠定了基础。

目前,各区域电力系统采用的2个细则都有所不同。这样,如何系统地评价每个区域的2个细则实施效果,以发现2个细则条款所存在的问题,为不同区域2个细则之间的相互借鉴提供重要参考,最终为实现辅助服务获取的市场化打下坚实基础,就成为值得研究的重要问题。为此,就需要系统地研究和发展对2个细则的评价体系,这也正是本文旨在解决的核心问题。目前,在2个细则的评价体系方面还未见研究报道,尽管国内外在电力市场环境下的辅助服务评价方面已经做过一些研究工作。

现有的辅助服务评价主要从以下2个方面开展。

1)针对2个细则中具体某项辅助服务补偿的合理性进行评价并提出新的补偿办法,如同时考虑机组安全性与经济性提出新的有偿调峰与无偿调峰范围划分方法,以取代定性划分的做法[1];针对节能减排政策背景提出新的调峰容量补偿机制[2];构造评价AGC性能的综合指标并发展相应的AGC补偿办法[3]。

2)针对竞争的辅助服务市场评价相应的条件类(如市场供需比)、行为类(如持留比率)和表现类(如市场效率)等指标,对采用市场竞价方式获取的辅助服务(如AGC和旋转备用等)进行评价[4,5,6,7]。

虽然2个细则的评价与辅助服务评价有些关联,但两者之间有很大的区别,这样现有的辅助服务评价方面的研究成果虽然值得参考,但并不能直接应用于对2个细则的评价。

在上述背景下,以国家电监会南方监管局管辖的南方区域电力系统内所实施的并网考核与辅助服务补偿这2个细则为例,首先从科学性、合理性和实效性3个维度共选取了11个定量指标,构造了分层次的评价指标体系。在此基础上,运用模糊层次综合评价法对2个细则进行量化评价。最后,以广东电力系统的实际数据为例,对所构造的评价指标体系和采用的评价方法的有效性进行了验证。

1 2个细则评价的基本思路

构建评价指标体系的关键在于指标集的选取、评价标准的确定及评价方法的选择。在设计评价体系框架以及构造评价指标时,需要适当考虑2个细则所针对的对象与适用范围,以确保最终构造的评价体系具有很强的适用性和可操作性。为此,本文采用了下述研究思路:(1)分析2个细则实施后的相关数据,选取/定义用于评价2个细则的定性/定量指标,构建分层次的评价指标体系;(2)根据评价指标体系的特点选取综合评价方法;(3)采用实例数据对所建立的评价指标体系进行测算。评价指标体系的构建是本文的研究重点。

2 构建评价指标体系

由于可用于评价2个细则的相关指标众多,这里以独立性、可量化和通用性作为筛选指标时所依据的原则,在满足评价要求的前提下采用尽可能少的指标。在此基础上,以系统性、科学性、可操作性和层次性为原则建立2个细则的评价指标体系。

对2个细则的评价应该是多维度的。评价细则条款的内容固然重要,然而精准的细则设计未必实施起来就一定有效,因为实施过程中有很多约束因素,而且有些约束是非技术的和不可量化的。这样,在构建指标评价体系时,不仅需要考虑细则条款制定是否正确和合理,还需要评价其对电力系统运行和管理的实用价值,如是否有利于提高系统的运行管理水平等。因此,这里从条款的合理性、指标的科学性和细则的实效性3个主要方面(即二级指标)来衡量2个细则的优劣:(1)“合理性”用于评估细则条款的制定是否公平合理;(2)“科学性”用于衡量细则中的计算指标及阈值的选取是否恰当;(3)“实效性”则用于考察细则实施后系统安全运行水平的改善情况。考虑到这3个二级指标均为定性指标,第三级指标就最好采用定量指标,以取得比较客观的评价结果。下面介绍每一个三级指标的细节。

2.1 合理性指标

构造合理性指标时主要从2个方面进行考虑:(1)各个项目的考核/补偿力度是否合适;(2)考核/补偿的资金流向是否正确/合理。在分析细则实施后相关数据的基础上,定义了收益百分比、亏损百分比、资金流入比和资金流出比4个指标。

2.1.1 收益/亏损百分比

为衡量各个项目的考核/补偿力度是否合适,构造了发电厂月度收益百分比指标P和月度亏损百分比指标L:

式中:N为参与2个细则的发电厂总数;p为参与2个细则且月净收入(即所获得的补偿收益减去被考核而付出的费用)为正的电厂数目;n为参与2个细则且月净收入为负的电厂数目。

根据2010年期间广东省内参与2个细则的发电厂的运行数据,可求得各月发电厂的收益百分比和亏损百分比,如表1所示。

考虑到收益/亏损百分比不仅受机组自身特性影响,也受系统负荷水平影响。如果负荷水平对机组参与细则的收益/亏损情况影响很大,那么采用收益/亏损百分比来衡量细则的合理性确实欠妥。然而,对于同样的机组,在同样的负荷水平下,考核/补偿结果也会因细则不同而有所差异。观察南方区域电力系统5个省区的考核/补偿数据不难发现,在过去一年多的试运行中,即使在负荷大小相差悬殊的冬夏两季,机组的收益/亏损百分比也没有明显的波动(详见表1的数据),这是因为收益/亏损百分比是一个衡量全系统机组总考核/补偿情况的指标,而不是具体针对某台机组。事实上,无论在什么样的负荷水平下,总有机组被考核,也总有机组获得补偿。可见,与细则的条款相比,负荷水平对于收益/亏损百分比的影响相对小一些。综上所述,用所定义的收益/亏损百分比来衡量各个辅助服务项目的考核/补偿力度具有一定的合理性。

从表1可看出,收益百分比在25%~40%附近波动,而亏损百分比的波动范围则是60%~75%且呈现逐步递增趋势。为进一步分析电厂参与2个细则的收益情况,把电厂的净收益表示为随机变量,对电厂月净收益的概率分布进行统计。表2给出了2010年4月、7月和12月的数据统计结果。

由表2可知,在2010年4月、7月、12月,广东省内参与并网考核与辅助服务补偿的电厂收益百分比分别为44.30%,34.18%和30.26%,而亏损百分比则分别为55.70%,65.82%和69.74%。由表2数据可得到这3个月份的净收益概率分布曲线,其形状大致相同:起始段净收益低,概率值小且增长平缓;中间段概率值迅速增大,坡度较陡;末尾段曲线又趋于平坦,逐步接近于1。可见,大幅度获益或亏损的电厂比例小,考虑到国家电监会希望在2个细则实施的初期,发电公司之间的利益调整幅度不要太大,这样的收益分布是合理的。

为更好地描述电厂参与2个细则的收益差异程度,在求取收益/亏损百分比时,可设置一个阈值。例如:在对收益百分比进行评价时可取阈值30万元,则式(1)中的收益指标表示月净收入大于30万元的电厂所占的比例。

2.1.2 资金流入/流出比

合理的考核/补偿细则应该“奖罚分明”,换言之,考核/补偿资金的正确流向应该是:性能较优的机组获得净收入,性能较差的机组则支付一定费用。通过这种方式激励性能差的机组通过技术改造或提高运行水平等措施来改善机组的性能和竞争能力。如果背离了上述原则,那么细则就不合理。

假定机组性能与机组容量是正相关的:大容量机组性能较优,而小容量机组则相对较差。需要指出,划分机组性能优劣的容量界线应视所评价电力系统中机组的实际情况而定。这样,可将性能较优的机组中收入为正的机组比例定义为资金流入比FI,而性能较劣的机组中收入为负的机组比例定义为资金流出比FO,即

式中:H为性能较优的机组数目;NI为性能较优机组中收入为正的机组数目;C为性能较劣的机组数目;NO为性能较劣机组中收入为负的机组数目。

2.2 科学性指标

可以从计算指标阈值、考核/补偿系数的选取是否恰当等方面来评价细则制定的科学性。这里分别定义了平均零考核比例、平均零补偿比例、平均考核密集度和平均补偿密集度4个指标,细节如下。

2.2.1 平均零考核/零补偿比例

该指标能够衡量计算指标的阈值是否过于严格或宽松;过于严格的计算阈值会导致大部分机组得不到补偿费用,反之则会使得被考核的机组数比例过小。因此,特别定义了“平均零考核/零补偿比例”这一指标来衡量这种情况。其中,零考核比例用于评价计算指标是否过于宽松;而零补偿比例则用于衡量计算指标是否过于严格。

定义所有项目的零考核/零补偿比例的平均值为平均零考核/零补偿比例,见式(5)和式(6)。零考核比例过大,表明该考核/补偿项目的计算指标过于宽松,可考虑调整或舍弃;零补偿比例过高,一方面可能由于计算指标过于严格,另一方面也可能由于很多并网机组运行管理水平低所致,应查找原因后再下定论。

式中:t为考核项目总数;l为补偿项目总数;ni为第i个考核项目中零考核电厂的数目;mi为第i个补偿项目中零补偿电厂的数目。

2010年广东省内参与2个细则管理的电厂共有79家,上述2项指标的统计数据如表3、表4所示。由于部分考核项目(如非计划停运考核、技术监督考核、安全管理考核、调度管理考核等)的月考核费用均为0,就没有在表3中列出。此外,因尚未对黑启动辅助服务进行考核与补偿结算,表4中只列出了其他4项辅助服务的补偿数据。

2.2.2 平均考核/补偿密集度

指标的科学性另一方面体现在考核/补偿不应给机组造成过大的负担或为机组创造过高的收益,以激励机组提高自身性能的积极性。基于上述考虑,定义平均考核密集度和平均补偿密集度这2个指标,用于衡量细则中各项计算指标的严格程度。考核密集度是指根据细则实施后的相关数据并结合专家意见,指定一个考核费用区间,计算考核费用落在此区间的电厂数占总数的比例。以此类推,补偿密集度则是描述各项补偿费用在某一指定区间内的电厂数占总数的比例。为了反映考核/补偿的整体情况,将各考核/补偿项的密集度取平均值得到平均考核密集度Qk和平均补偿密集度Qb,即

式中:gi为第i个考核项目的考核费用在给定考核密集区间内的电厂数目;fi为第i个补偿项目的补偿费用在给定补偿密集区间内的电厂数目。

2.3 实效性指标

实施2个细则的初衷是为了激励机组改善运行性能,提升机组的并网运行管理水平,保障电力系统安全、优质、经济运行,并根据发电机组提供辅助服务的数量和质量给予一定的奖惩。因此,衡量细则实效性的指标可从并网运行管理水平和电能质量2个方面考虑。选取运行管理水平改善度、电压合格率和频率合格率作为实效性方面的三级指标,具体定义如下。

2.3.1 运行管理水平改善度

在现行的细则条款下,如果考核费用呈下降趋势,则说明机组性能正逐步提高,这也表明细则的实施提高了机组的并网运行管理水平,即细则是有效的;反之,则说明细则并没有达到预期效果。因此,定义运行管理水平改善度指标用于描述细则实施前后机组并网运行管理水平的提高或降低程度。机组运行管理水平的提高有以下2个方面原因:(1)机组严格执行调度命令;(2)电厂/机组通过技术改造,运行性能得以改善,使并网运行操作和管理水平得以提升。并网考核细则正是基于上述2个方面考虑对并网机组进行考核的,因此考核费用降低就是运行管理水平提高的标志。

为衡量考核费用的增加/减少幅度,需确定一个标杆值方有可比性,且标杆值必须能够代表细则实施前的机组运行管理水平。可以选取2个细则试运行期间的数据作为标杆值,因为在此期间并无实际结算,电厂主要是熟悉规则。定义运行管理水平改善度Kr为各项考核费用与标杆值比值的平均值:

式中:ki为第i个考核项目的费用;Bi为第i个考核项目的标杆值。

2.3.2 电压/频率合格率

电能质量指标是从电网企业和用户的角度评价细则的实效性。考虑到电压质量与频率质量均为系统重要运行指标,并由南方区域五省区的细则执行数据可知,2个细则实施后,电能质量均有不同程度的提高,因此选取电压/频率合格率作为衡量细则实效性的指标是合理的。

综上所述,2个细则完整的评价指标体系如图1所示。

上面所建立的评价指标体系具有通用性,同样适用于对其他区域电力系统所采用的2个细则的评价。

3 基于模糊层次分析法的综合评价

评价方法是否科学将直接影响评价结果的准确性。常用的综合评价方法包括:层次分析法(AHP)[8]、主成分分析法[9]、数据包络分析法[10]、模糊评价法[11]和熵权决策法[12]等,每种方法各有利弊。由于所构造的指标体系是分层式的,而且二级指标的评价在一定程度上存在着信息模糊性及评价专家对信息的不同理解等问题,这使得对2个细则的评价是一个定性与定量相结合的过程。因此,这里采用模糊层次分析法来解决上述问题。

模糊层次分析法是对AHP[13,14,15]和模糊综合评价法(FCE)[16,17,18]的综合应用,即应用AHP计算各级指标的权重集,根据FCE确定各个指标对不同评价等级的隶属度。AHP通过两两比较的方式确定判断矩阵,由于指标不能转化为具有某种量纲的数值,因而必须用自然语言来描述不同指标的重要程度。判断矩阵的构造形式决定了指标权重的确定具有一定的主观因素。FCE是针对现实生活中大量现象具有模糊性而设计的一种评判模型和方法。模糊层次分析法能够在专家的主观判断与数学的逻辑严密性之间建立一座可量化的桥梁,使主客观相结合,提高评价结果的可靠度。包括以下基本步骤。

步骤1:确定评价对象集、因素集和评价集。

步骤2:采用AHP求解各个评价因素的权重分配向量。

步骤3:通过各单因素模糊评价获得模糊综合评价矩阵。

步骤4:进行复合运算求取综合评价矩阵。

步骤5:计算评价对象的综合分值。

具体评价步骤详见附录A。

4 实例测算及分析

为说明所构建的2个细则评价指标体系和所采用的评价方法的有效性,这里采用2010年12月广东省内参与2个细则的电厂的考核/补偿实际数据进行测算。根据统计数据求得三级指标的数值如下:收益百分比8.86%,亏损百分比6.33%,资金流入比62.5%,资金流出比89.59%;平均零考核比例73.10%,平均零补偿比例32.91%,平均考核密集度98.42%,平均补偿密集度87.66%;运行管理水平改善度43.29%,频率合格率(±0.1 Hz)99.98%,电压合格率99.99%。

1)收益百分比和亏损百分比的计算阈值分别取30万元和-30万元。

2)结合广东省内发电机组容量的实际情况,定义火电单机容量为300 MW及以上的机组为性能较优机组,单机容量低于300 MW的机组则为较劣机组;水电单机容量为50 MW及以上的机组为性能较优机组,单机容量低于50 MW的机组则为较劣机组。资金流入/流出比分别取火电机组和水电机组的平均值。

3)结合相关专家意见,将补偿费用密集区间定为[0,15]万元,考核费用密集区间定为[0,10]万元。

4)在计算运行管理水平改善度时,取2009年12月广东省的考核数据为标杆值。

根据上述统计数据,采用模糊层次分析法计算得到的2个细则综合评价结果如表5所示。中间过程数据详见附录B。

表5的评价结果表明:2个细则的条款合理性为良好,计算指标科学性为优秀,细则的实效性为良好;2个细则的综合评价指标为良好。综合评价结果与电力系统调度机构和发电企业对细则运行效果的主观评价基本吻合:2个细则的实施对提高电厂的运行与管理水平发挥了很好的作用,但2个细则有些条款仍有待改进和完善。所构建的评价指标体系不仅能够反映细则条款设计的科学性与合理性,也能评价细则实施所产生的实际效果。实例验证了评价指标体系的有效性及实用性。

5 结语

针对国内6个区域电力系统逐步实施2个细则的实际背景,本文构建了2个细则评价指标体系。从细则条款合理性、计算指标科学性和细则实效性3个方面,共定义/选取了11个量化指标。考虑到所发展的评价指标体系的特点,采用模糊层次分析法对2个细则进行综合评价,将定性分析与定量计算有机结合起来,提高了评估结果的科学可信度。采用广东省2个细则实施后的相关电厂和系统数据说明了所提出的评价指标体系的合理性和有效性。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇10

1发电机工必须按时参加班前班后会，了解本班的工作内容和安全注意事项。

2发电机工应遵守有关安全生产的法律法规、安全规程以及相关的安全规章制度。

3参加三八制（倒班）发电机工要遵守劳动纪律，坚持按时现场交接班，详细了解上个班次存在的问题，搞好工作的安全接续。

4固定式发电机应___在室内，底部必须牢固；移动式发电机在运转前应把支腿垫实平稳，并搭设防雨棚。

5发电机到配电盘或通到一切用电设备处的导线必须绝缘良好,接头应牢固,用线杆将导线架于空中,不要拖地敷设线路。

6上岗前必须按规定佩戴好劳保用品,要装束整齐,严禁穿高跟鞋、裙子、留长发、穿长衣上岗作业。

7熟悉设备结构、性能和维护方面的基础知识，严格按使用说明书进行操作。

8熟知本岗位危险危害因素和防范措施，发现不安全因素能进行整改的彻底整改，整改不了的要及时上报。

9启动前应检查设备的燃油系统、传动部分、电气部分、接地接零、防护装置、消防器材等是否完整好用、齐全有效

10柴油发电机室严禁烟火，必须待发动机停止运转后再添加燃油。

11接到开车指令后，应对设备进行全面检查，检查无问题后，按程序开车。

12运转中操作人员应坚守岗位，不得擅自职守，应注意发电机各部位的声响,留心观察仪表，发现异常时，立即停机检查，修复后方可继续工作。

13运转时发电机的温度不得超过规定的值数,如温度过高,应停机检查,排除故障后方可继续工作。

14严禁对运转中的设备进行注油、修理、调整、焊接、清扫等作业。严禁交非本岗位人员进行操作。

15柴油机冷却水因温度高要打开水箱盖时，应戴好手套，人的面部必须躲开水箱口，以防蒸气冲出而烫伤；冬季设备应做好防冻保温工作。

16设备检修，必须切断电源，挂上有人作业，禁止合闸的警示牌或设专人监护。

17发电机检修完毕后，必须检查转子和定子之间有无工具或其它物件遗留在机体内。

18停用再使用的发电机，应检查线圈的绝缘程度，绝缘电阻不得低于规定标准，否则必须烘干后方可使用。

19发电机不允许超负荷使用。

20运转时如要观察整流子和滑环的运转情况时,应穿戴绝缘手套、胶鞋,再靠近激磁机和转子,滑环的地板上加铺胶皮垫,方可进行。

21严禁酒后上岗和疲劳作业。

22柴油发电机设专人负责，做好岗位的清洁文明工作，负责仪器、仪表、安全装置等定期检测检验的送检工作。

23岗位应设置砂箱和干粉灭火器等防火设施，发生火情时发电机应先停止运转后再灭火。

24开机或停机时必须经领导批准，如遇故障紧急停机时，应立即通知有关人员进行处理。

热电厂电动卷帘门安全操作规程 篇11

1.开启前应仔细观察卷帘门外观、门轨、门扇有无变形、卡阻现象。控制盒安装是否稳固，有无电线外漏。如发现异常应及时通知值长室进行协调处理，待故障排除后方可使用。

2.在卷帘门上升（或下降）过程中，操作人员不得擅自离开操作地点，应密切注意启闭情况和执行情况，如有异常响动或门扇运行不平稳的情况，应及时按动停止按钮，及时通知值长室进行协调处理，待排除故障后方可重新操作。

3.在操作上升（或下降）过程中，操作人员应密切注意卷帘门应上升（或下降）到限位位置时能否自动停车，若不能，应迅速手动停车，且必须待限位装置修复（或调整）正常后方可重新操作。

4.在启闭卷帘门时下面严禁有人、货物、车辆等站立、通过，以防止行程开关失灵，卷帘卡死，卷帘掉落，电机受阻和发生其它事故。

5.使用卷帘门时，升起高度以能通过车辆货物等为限，禁止一次性升到最高限位。

发电厂并网运行安全性评价规程 篇12

1．司炉人员必须对锅炉的受压容量及其所有附件，都要彻底的熟悉和掌握。

2．锅炉升火前，锅炉检修和清洗完毕后，锅炉的出汽管、给水管、及排气管上的临时堵板、和堵头，必须拆除。

3．安装人孔和手孔盖前要彻底检查，炉内有无工具及杂物，同时要检查烟道，完全无误时再关严，螺丝必须紧固。

4．水位表的气水考克要在开启位置，排污考克要在关闭位置上，玻璃管要经常保持清洁透明。

5．所有安全阀及气压表要经常校验，保证有效。

6．要经常检查、排气管及池水管，必须保持畅通。

7．输气管道，要经常检查，发现漏气现象，要及时进行修理，严格禁止代气压操作。

8．开火时，要对燃料进行细致的检查，发现爆炸物及时汇报领导处理。严禁加入炉内。

9．开火严禁使用强烈挥发性的油类和爆炸性的物料作引火物。

10．升火时不可火力太猛，必须使锅炉墙和锅炉本体慢慢的加热，和均匀的膨涨。

11．水管锅炉必须保证膨涨水箱的正常状态。

12．司炉人员，在锅炉升火后，要经常检查水位表的水位，严禁水位超过标准线。

13．锅炉在运行中，司炉人员严禁离开工作岗位，并禁止非司炉人员参加工作。

14．司炉要严格根据气压规定标准，进行工作，严禁超气压。

15．锅炉每季必须进行一次小修，每一年必须进行一次大修，每周要进行一次试验。

16．司炉人员必须在规定的值班时间内接班。

17．如接班人员没到，在班人员严禁离开工作岗位。

18．交班人员在交班前，应该清炉、清除炉渣和炉灰，对锅炉附件设备进行检查，将发现的问题详细交代接班人。

19．锅炉房内严禁存放易燃物品，并要经常保持室内清洁宽畅。