厂用电受电方案

厂用电受电方案（推荐7篇）

厂用电受电方案篇1

1.1 设备概况及主要技术参数

1）启备变

额定容量：54/35-35 额定电流：3207.6A 接线组别：YNyn0-yn0,d11 短路电压百分比UK=21% 额定电压：高压侧141.7

变比：230±2×2.5%／6.3KV 2）220kV 断路器

系统标称电压

额定工作电压

额定电流

220kV 252kV

4000A（LW35S）/3150A（LW10B）50kA(rms)1.3 125kA(峰值)额定短路开断电流

首相开断系数

额定短路关合电流

额定短路热稳定电流（持续3s）

50kA(rms)额定峰值耐受电流

125kA(峰值)3 隔离开关

型号：GW7-252DW/GW10-252DW 额定电压：252kV 额定电流：3150A 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 4）220kV 电流互感器

型号：LVQB-220W2 额定电压：220kV 变比：2×1250/1A,1250/1A 极次组合：0.2S/0.5S/5P/5P/5P/5P/5P/5P 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 5）220kV 电压互感器

1.2 引用标准及规范

1）《火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》；

2）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》；

3）《火电工程启动调试工作管理办法（2006年版）》；

4）《火电机组达标投产考核办法（2006年版）》；

5）《火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）》；

6）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）》；

7）

原电力部1997年颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

8）

原电力部建质〖1996〗40号文颁发的《火电机组启动调试工作规定》；

9）

原电力部电综合〖1998〗179号文颁发的《火电机组启动验收性能试验导则》；

10）除上述国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件；

11）经会审签证的施工图纸和设计文件；

12）批准签证的设计变更；

13）设备制造厂家提供的图纸和技术文件；

14）项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款；

15）2.15 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件。

1.3 送电目的

1）检查送电系统一次设备的工作性能；

2）检查送电系统二次电流回路、电压回路的正确性；

3）检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性；

4）确保机组试运工作正常进行。

1.4 受电范围

1.4.1

受电一般分四部份实施：•

1）为新建电厂系统，调试单位负责实施；

2）220KV线路及高压启动变压器充电检查，调试单位负责实施；

3）6KV厂用系统送电检查，调试单位负责实施；

4）380V低压厂用电送电检查，施工单位负责实施；

5）根据送电部分的实际情况绘制受电图纸。

1.5 受电前应具备的条件

1）与送电相关的一、二次设备安装工作全部结束，并经检验合格；

2）高压启动变及低压厂用变绝缘试验合格，送电前取油样作色谱分析（送电后按运行规定取样分析)；

3）有载调压装置及冷却装置正确投入运行，分接头置于额定位置（或运行要求的位置），送电时冷却器停用，有载调压装置置于手动位置；

4）要求送电用所有高压开关安装调试完毕，动作可靠；

5）要求送电用所有高压开关的隔离刀闸调整试验结束；

6）受电用开关与刀闸间相互闭锁试验结束，符合设计要求；

7）送电系统的继电保护按“定值通知单”整定完毕，动作正确可靠(包括线路保护、母线保护、启动变保护、6KV母线保护、低压厂用变及低压厂用电保护)；

8）送电用各开关的控制、信号、测量装置调试工作结束，传动试验正确；

9）UPS系统调试完毕，试验合格；

10）受电系统电气设备的名称、•编号、标志牌应清晰准确；

11）主控室、启动变、6KV盘间、380V盘间等有关受电设备周围，消防设施齐备，道路畅通，照明充足，通信设施齐全。

1.6 受电前准备工作

1）在6KV母线设备屏准备临时电压表一块（或万用表）；

2）将电厂母线电压二次出线从端子板上用临时电缆引至厂用电控制盘空端子板上，以便受电后作母线（启动变高压侧）与6KV母线二次定相；

3）根据实际情况在高压母线和6KV母线PT二次线圈上加装消谐装置，防止空负荷送电系统谐振；

4）故障录波器投入运行；

5）检查未投入使用的CT二次是否短接，PT二次是否断开；

6）受电线路对侧应装有可靠的临时保护；

7）电前线路应完成线路参数测试及一次定相工作。

1.7 受电程序

送电方式按两条线路，双母线单分段，一台启动变，两段6KV母线和一台低压厂用工作变，一台低压备用变进行。

1）线路受电；

2）升压站Ⅰ母线受电；

3）升压站Ⅱ母线受电；

4）高压启动变压器受电；

5）6KV母线受电；

6）低压厂用变及低压厂用电受电。

1.8 送电步骤及检查项目

1.8.1 线路受电（按照新建电厂两条线路考虑）：

1）检查受电线路母线侧隔离刀闸在断位；

2）检查受电线路开关在断位；

3）投入对侧线路充电保护；

4）通知线路对端空冲线路Ⅰ；

5）检查本侧线路Ⅰ出口PT电压及相序；

6）线路Ⅰ冲击5次，每次间隔5分钟；

7）线路对端空冲线路Ⅱ；

8）检查本侧线路Ⅱ出口PT电压及相序；

9）线路Ⅱ冲击5次，每次间隔5分钟。

1.8.2 升压站Ⅰ母线受电：

1）检查Ⅰ母线所有设备开关断位；

2）母联开关两侧刀闸在断位；

3）检查母联开关在断位；

4）检查Ⅰ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

5）合线路母线侧刀闸；

6）合线路开关空冲Ⅰ母线三次；

7）检查Ⅰ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.3 升压站Ⅱ母线受电：

1）检查Ⅱ母线所有设备开关断；

2）断开线路开关使Ⅰ母线停电；

3）检查Ⅱ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

4）合母联开关两侧隔离刀闸；

5）合线路开关恢复Ⅰ母线送电；

6）投入母联开关充电保护；

7）合母联开关空冲Ⅱ母线三次；

8）检查Ⅱ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.4 利用母联开关进行线路Ⅰ及线路充电至母线环并，检查保护及测量回路：

1）线路Ⅰ充电至母线Ⅰ，线路Ⅱ充电至母线Ⅱ；

2）合母联开关Ⅰ母线刀闸；

3）合母联开关Ⅱ母线刀闸；

4）合母联开关；

5）对端变电所调整运行方式，使线路Ⅰ、线路Ⅱ带负荷运行；

6）检查线路保护、母差保护、母联开关保护及所有测量电流回路数值及相位的正确性，并投入其保护装置。

1.8.5 高压启动变压器受电：

1）断开线路Ⅱ本侧出口开关（1ADA06GS003）及出口刀闸（1ADA06GS101），线路Ⅰ通过母线Ⅰ、母联开关带母线Ⅱ运行；

2）检查6KV备用进线开关在断位，试验位置；

3）检查6KV母线PT在工作位置，PT二次插头插入，二次开关（或熔断器）投入；

4）检查启动变冷却器停用；

5）检查启动变高压侧中性点接地刀在合位；

6）合启动变压器高压侧Ⅱ母线隔离刀闸；

7）投入启动变过流保护、瓦斯保护及压力失放保护；

8）合启动变开关，进行第一次送电，观察冲击电流；

9）检查启动变压器送电时有无异常现象；

10）检查启动变油温、一次电压、二次电压及一次电流；

11）如果启动变带有有载调压装置，检查有载调压装置的调压情况，即检查三相同步性，电压变化范围和规律；

12）检查启动变压器低压侧PT二次电压相位及相序；

13）确认启动变压器运行正常后，进行5冲击试验，每次间隔5分钟。

1.8.6 6KV母线受电：

1）检查 6KV 母线所有开关在开位，且开关小车在试验位置；

2）检查 6KV所有小车接地刀在开位；

3）将6KV母线备用工作进线开关推至工作位置，投入备用分支过流保护及过负荷保护；

4）合6KV母线备用工作进线开关，6KV母线送电；

5）检查 6KV 母线有无异常现象；

6）进行 6KV 母线电压、相序检查；

7）进行 6KV 母线与启动变高压侧Ⅰ母线（Ⅱ母线）二次定相。

1.8.7 低压厂用变及低压厂用电受电：

1）检查380V 工作母线所有负荷开关在断位；

2）检查低厂变低压侧开关（380V 工作段工作进线开关）在开位；

3）检查380V 工作母线电压互感器工作位置，二次保险合位；

4）投入低压厂用变压器电流保护；

5）将低压厂用工作变高压侧小车开关推入工作位置，合厂用变开关，冲击低厂变开关5次，每次间隔5分钟；

6）低厂变5次冲击无异常后，合380V 工作段工作进线开关，380V 工作段受电；

7）测量380V 工作段母线电压及相序，并与6KV备用段母线PT进行二次定相。

1.8.8 低压厂用备用变及380V备用段送电（与低压厂用工作变相同）。1.8.9 400V 工作段备用自投试验：

1）进行380V 工作段母线、380V 备用段母线一次定相；

2）利用380V 工作段与380V 备用段联络开关进行380V母线环并试验；

3）380V母线环并无异常后拉开380V联络开关；

4）投入备用自投开关（BK）；

5）用低厂变保护跳开低压厂用工作变高、低压开关；

6）380V 工作段与380V 备用段联络开关应能自动投入。

1.8.10 根据负荷情况依此检查、6KV系统、380V系统保护及测量回路是否正确，并及时投入。1.9 安全措施

1）送电前应由运行单位、施工单位及调试单位三方各派有关人员联合对电气一、二次设备进行仔细检查，以便提早发现隐患。

2）为确保送电的安全进行，远方操作投入运行的电气设备均由电厂运行人员负责操作，就地操作投入运行的电气设备由施工单位人员负责操作。所有操作均应严格执行有关操作规程。

3）送电期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，一旦有异常应立即向现场指挥人员报告。

4）所有在带电设备上的试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。

厂用电受电方案篇2

1.1 接线方式

低压厂用电系统电压采用380/220V ( 母线电压400/230V) 。对于1000MW级机组, 根据对汽机、锅炉等主要工艺专业电负荷资料的分析, 大部分辅机采用双重化配置, 一用一备。

主厂房低压厂用电系统采用动力中心 (PC) 和电动机控制中心 (MCC) 的接线方式。动力中心 (PC) 和电动机控制中心 (MCC) 成对设置, 建立双路电源通道, 每套PC-MCC的电源由互为备用的两台变压器构成。互为备用的负荷分接于成对的不同母线段上。母线联络断路器与两台变压器进线断路器形成联锁回路, 正常运行时母联断路器断开, 两段PC分别由各自电源变压器供电, 当其中一个电源断路器由于变压器停运或其他原因断开时, 母联断路器才会合闸, 由另一台变压器负担全部两段PC的负荷。母联设备不用电源自投装置。

MCC也成对设置, 互为备用的负荷分别接于成对的不同MCC段, 两段MCC中间不设联络断路器。成对的两段MCC的电源分别来自两个不同PC段或一个成对PC的不同段。

电动机控制中心和容量为75k W及以上的电动机由动力中心PC供电, 75k W以下的电动机由电动机控制中心MCC供电。成对的电动机分别由对应的动力中心和电动机控制中心供电。

若有单台或没有备用的I类负荷, 则可设置一段有两个电源进线的MCC, 两个电源互为备用, 互相联锁。两个电源可根据需要采用ATS实现自动切换。

1.2 主厂房内PC、MCC段设置

每台机设置2 段汽机PC段;每台锅炉设置2 段锅炉PC段;每台机组设置1 段正常照明段、1 段应急照明段、1 段检修段、1 段公用PC段。

每台机设置汽机MCC A、B、C段, 成对的电动机或电负荷分别由MCC A、B段供电, 单台负荷由MCC C段供电, MCC C段有两路电源;每台炉设置锅炉MCC A、B段, 成对的电动机或电负荷分别由A、B段供电;主厂房区域在负荷相对集中的区域还设置了汽机检修MCC、锅炉检修MCC、凝结水处理MCC、除渣MCC、暖通MCC、煤仓层MCC等, 这些MCC段均有两路引自不同PC段的电源。两路电源可根据用电负荷特性采用手动切换或ATS自动切换。

2 中性点接地方式

2.1 中性点不接地或经高阻接地的特点

低压厂用电系统的中性点不接地或经高阻接地的优越性在于馈线回路发生单相接地时, 允许继续运行一段时间, 给运行人员一定的处理事故时间。可以避免电动机由于单相接地故障而跳闸, 提高380V电动机供电的可靠性。

采用中性点不接地方式后, 使用低压厂用电十分不便。采用220V电源供电的用电设备需要单独设置380/220V、二次侧中性点直接接地的隔离变压器。每段母线需装设微机型小电流接地选线装置和PT, 每个分支回路需装设零序CT, 以便及时找到发生接地故障的回路。

针对本工程设计, 每台机组至少需要设置两台汽机D/P变压器, 两台锅炉D/P变压器, 一台公用D/P变压器, 一台应急照明D/P变压器。相应还需增加馈线和进线开关柜, 增加设备投资费用的同时, 给主厂房设备布置也带来一定困难。

2.2 中性点直接接地的特点

优点:发生单相接地故障时, 中性点不发生位移, 防止了相电压出现不对称和超过250V, 而且保护装置动作于跳闸, 可防止故障扩大化;节省了每段母线的接地检测装置和专用CT, 简化了接线和布置;取消了高阻接地系统需各处设置的控制变压器, 减少了设备和故障点, 提高了可靠性, 节约了投资;本期主厂房、辅助厂房厂用电系统接线方式一致, 便于运行、维护和管理, 同时避免了由于厂家配套设备的问题导致到处悬挂小变压器的现象。

缺点:距离较远的馈线回路单相短路电流太小, 需要根据短路电流大小选择相应的接地短路保护, 满足保护灵敏度的要求。

2.3 技术经济分析

由表1 可见采用了中性点不接地方式后, 两台机需增加一次性投资约311.6 万元。技术上两种方式各有优缺点, 均为可行方案。本工程推荐采用:低压厂用电系统中性点直接接地方式。

3 照明/ 检修电源引接方案

3.1 照明检修段的设置

方案一:主厂房每台机组设一台照明检修合用的干式变压器, 容量1600k VA, 两台机组的照明检修变压器互为备用。检修段布置在照明检修变低压侧进线开关之后, 照明调压器之前;照明段电源从调压器之后引接。调压器装入低压开关柜内, 与低压变压器、检修段PC柜、照明PC柜排列在一起。

方案二:主厂房每台机设置一台容量为800k VA有载调压变压器为照明负荷供电, 两台机组的照明变互为备用;每台机设置一台容量为800k VA检修变压器为检修负荷供电, 两台机组的检修变互为备用。

3.2 技术经济分析

由表2 可见方案二较方案一投资约增加25%, 方案一设备数量少, 布置紧凑, 占用厂房面积小。技术上两个方案均为可行, 可根据工程实际情况择优选用。本工程推荐采用照明、检修电源为2 台照明检修合用的照明、检修变。

4 保安电源引接

4.1 保安电源选择

本工程推荐每台机组设置一套快速起动的柴油发电机组作为事故保安电源, 柴油发电机的容量经计算为1600k VA。

4.2 保安电源接线

每台机组设置两段保安段, 机组保安负荷接于保安段, 每段保安段的正常工作电源引接方式有以下两种接线方式。

说明:设备价格采用最近工程实际招标价格和询价计列。

说明:低压开关柜仅比较进线柜和母联柜, 两个方案馈线柜配置相同。设备价格取最近工程实际招标价计列。

方案一:每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电保安段设置母联互为备用。正常工作电源消失后经保护闭锁快速合母联开关, 并同时起动柴油发电机组, 若另一段保安段工作电源也消失, 则切至柴油发电机供电。具体接线形式详见图1。本方案接线清晰, 电缆联系较少, 动力电缆用量较少, 可减轻主厂房内电缆通道的压力, 但需要增加4 台干式变压器、4 面高压开关柜。

根据工艺专业提供的电负荷清单, 每台机设置2 台低压汽机变压器容量为1600k VA, 每台炉设置2 台低压锅炉变压器容量为1250k VA。

方案二:每段保安段由汽机工作段引接正常工作电源, 并从锅炉工作段和柴油发电机各引接一路正常工作备用电源和应急备用电源, 电源引接均采用电缆连接。正常工作电源消失后快速切换至锅炉段供电, 并同时起动柴油发电机组, 若锅炉段也失电, 则切至柴油发电机供电。具体接线形式详见图2。在1000MW机组中, 根据工艺专业提供的电负荷清单, 每台机设置2 台低压汽机变压器容量为1600k VA, 每台炉设置2 台低压锅炉变压器容量为1250k VA, 保安负荷的容量为800k VA。汽机变和锅炉变增加保安负荷后, 使得汽机变、锅炉变容量增大至2500k VA。

4.3 技术经济分析

说明:1) 低压开关柜仅比较进线柜和母联柜, 两个方案馈线柜配置相同, 不作比较;2) 电缆长度根据本工程投标阶段推荐的主厂房布置方案测量得到, 仅考虑高低压进线电缆;3) 设备、电缆价格取最近工程实际招标价计列;4) 以上数量均为2 台机总数。

由表3 可见方案二较方案一投资约增加10%, 方案一接线清晰, 电缆联系较少, 动力电缆用量较少, 可减轻主厂房内电缆通道的压力设备数量少。

技术上两个方案均为可行, 可根据工程实际情况择优选用。本工程推荐采用每台机单独设置两台低压厂用保安变, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。

5 结束语

通过以上技术经济比较, 本次投标主厂房低压厂用电系统设计, 推荐方案如下:

1) 主厂房内的低压厂用电系统采用三相四线制, 中性点直接接地方式;

2) 照明、检修电源采用2 台照明检修合用的照明、检修变容量为1600k VA;

3) 交流保安电源采用保安段每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。

摘要：本文从技术和经济两方面对主厂房低压交流厂用电接线方案优化设计进行了论述, 主要包括以下内容:根据工艺专业提供的电负荷清单, 本次设计推荐采用:主厂房内的低压厂用电系统采用三相四线制, 中性点直接接地方式;照明、检修电源采用2台照明检修合用的照明、检修变容量为1600k VA;交流保安电源采用保安段每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。

关键词：低压厂用电系统,照明、检修变,交流保安电源

参考文献

[1]GB50660—2011大中型火力发电厂设计规范[S].

厂用电受电方案篇3

概述：

------股份有限公司年产60 万吨甲醇项目为两路110kV 进线电源。总降压站内110kV 系统采用单母线分段接线，110kV 配电装置为户内型SF6 组合电器，两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV 三绕组有载调压变压器。总降压站内35kV、10kV 配电系统采用单母线分段接线的接线方式。

两回110kV 进线电源暂按一回取自距本项目5～6 公里的大胡110kV 变电站的110kV 母线，另一回取自距本项目18 公里的贾吕寨110kV 变电站的110kV 母线，110kV 线路均采用架空线敷设。2 台30MW 抽凝式汽轮发电机组和1 台15MW 饱和透平凝汽式汽轮发电机组的自备电站。

为确保------股份有限公司厂用供电系统分部试运顺利进行并逐步实现机组整组启动，需要向110kV系统送电，送电的目的是新建厂在并网线路及电厂高、中，低压变、配电装置安装完毕后，检验并网线路、变、配电装置、保护装置、控制系统施工质量、鉴定各有关同期点同期的有效方法，是保证设备安全进行分部试运行、联合试运行的重要措施之一。为保证该项工作的安全、顺利进行，特制定本方案。

2.编制依据

2.1.------股份有限公司设计院施工图、制造厂出厂调试报告及技术资料

2.2.GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.3.电力部颁《电力建设安全规程》

2.4.电力部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》。2.5.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 2.6.《电力建设安全工作规程》 2.7.《电力建设安全施工管理规定》 3授电范围：

本次授电是110KV变电站通过两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV充电授电的范围：1＃主变压器、2＃主变压器、35KVＩ，Ⅱ段母线、10KVＩ，Ⅱ段母线、380V母线以及其所属的电流互感器、电压互感器、厂用变压器、电抗器。

4、组织措施：

4.1.受电工作由经批准的受电指挥领导小组”负责统一指挥和协调； 4.2.受电作业操作分工：

受电过程设备的第一次操作由电气调试人员负责，操作监护由电调试与安装人员共同负责，设备监护由安装人员和运行人员共同负责，受电过程中严格执行安全工作票和倒闸操作票制度；

4.3.受电完毕后，受电设备后的正常操作由业主负责； 4.4.监理公司、建设单位负责厂用电受电过程的监督； 4.5.试运人员应持相关证件上岗； 4.6受电组织机构：（具体名单另附）4.6.1受电领导小组 4.6.2受电总指挥： 4.6.3监护人： 4.6.4 主操作员： 4.6.5 副操作员： 4.6.6 安全员：、受电要求及注意事项：

5.1 参加受电人员必须熟悉设备规范、职责分明、操作及试验目的明确。5.2 所有授送电的操作，必须由调试人员监护，统一指挥。

5.3操作过程中，如发生异常或事故，应立即停止操作，待查明原因及故障消除后并经同意，方可再次进行操作。35KV、10KV厂用母线以下系统由受电指挥领导小组决定。5.4 严格执行操作票制度及操作监控制度。5.5 认真做好操作记录、受电前应具备的条件及安全措施

6.1.凡受电范围内的一、二设备安装、调试工作应结束，安装、调试资料齐全，并经质检及验收小组检查验收合格；

6.2.成立工程受电指挥领导小组”，并且由其负责统一指挥和协调； 6.3.试运人员应持相关证件上岗；

6.4.参加试运人员已进行了相关安全技术交底并签证；

6.5.涉及到110KV变电站侧35KV，10KV开关的操作和检查应由电调和运行相关人员负责与调度联系；

6.6.通道及出口畅通，受电设备隔离设施完善，孔洞堵严，沟道盖板完整；

6.7.控制室、厂用配电室通信设施畅通、齐备，照明充足、完善，有适合于电气灭火的消防措施；

6.8.安装作业人员已全部撤离现场，房门、网门、盘门该锁的已锁好，并已设专人守护，受电设备警告标志明显、齐全； 6.9.人员组织配备完善，操作保护用具齐备； 6.10 所有操作安全用具齐备并经试验合格

6.11 110KV线路施工全部结束，并经专业部门验收合格。

6.12 全部临时接地、短路线已拆除，并对受电系统进行全面检查，一次系统接线正确。各部件连接无松动现象。

6.13 厂用380V、10KV、35KV、110KV、系统，母线、变压器、电压互感器、测量绝缘良好，具备送电条件，1＃、2＃ 3＃发电机出线拆开，待受电结束后恢复接线。

6.14 核对所有开关、刀闸断开，不参与送电的开关均在退出位置。

7、受电的操作顺序

110KV线路授电：

（1）检查110KV1#进线CB2（6）1开关断开。（2）合上DS2（6）1隔离开关（3）检查DS2（6）1隔离开关合好（4）合上DS2（6）2隔离开关（5）检查DS2（6）2隔离开关合好（6）合上DS2（6）3隔离开关（7）检查DS2（6）3隔离开关合好（8）检查110KV母联刀闸断开（9）检查110KV-PT刀闸断开（10）测量110KVI-PT绝缘良好（11）合上110KVI-PT刀闸

（12）检查110KVI-PT刀闸合上良好（13）合上110KV1#进线CB2（6）1刀闸（15）检查110KV1#进线CB2（6）1刀闸合好

（16）检查110KV I段-PT相序正确，电压正确（测控柜）（17）合上110KV DS41刀闸（18）合上110KV DS42刀闸（19）检查110KV DS41刀闸合好（20）检查110KV DS42刀闸合好（21）合上110KV母联CB41刀闸（22）检查110KV CB41刀闸合好（23）合上110KV Ⅱ段-PT刀闸

（24）检查110KV Ⅱ段-PT相序正确，电压正确（测控柜）

（25）检查110KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。

（26）合上DS1（7）1隔离开关（27）合上DS1（7）2隔离开关（28）检查110KV DS1（7）1刀闸合好（29）检查110KV DS1（7）2刀闸合好（30）合上110KV CB1（7）1开关对＃1主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好

（31）合上110KV CB1（7）1开关对＃2主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好

（32）联系调度110KV授电良好

（33）检查＃1主变35KVＩ，Ⅱ段中压侧开关在试验位置（34）检查＃1主变10KVＩ，Ⅱ段低压侧开关在试验位置 7、35KV系统送电

（1）检查35KVＩ，Ⅱ段开关在试验位置，并确认（2）合上35KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（3）将35KVＩ，Ⅱ段PT手车推到工作位置（4）将35KVＩ段进线手车推到工作位置（5）合上35KVＩ#进线开关（6）35KVＩ段母线带电

（7）检查35KVＩ，段PT相序正确，电压正确，（8）将35KVⅡ段进线手车推到工作位置（9）合上35KVⅡ#进线开关（10）35KVⅡ段母线带电

（11）检查35KVⅡ，段PT相序正确，电压正确，（12）检查35KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。8.10KV系统充电：

（1）检查1#、2#、3#发电机出线拆开（2）测量10KV I# Ⅱ# Ⅲ#-PT绝缘良好（3）合上10KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（4）将10KV I# Ⅱ#-PT推至工作位置（5）将10KV I# 进线开关推至工作位置（6）合上10KVＩ#进线开关（7）10KVＩ段母线带电

（8）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确（9）将10KV I# 进线开关推至工作位置（10）合上10KVⅡ#进线开关（11）10KVⅡ段母线带电

（12）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确

（13）检查10KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。9、380V厂用电系统充电及核定同期

（1）、将共用、厂用备用变压器分别充电，拉合5次每次间隔5分钟（2）厂用变压器及共用变压器相位、相序与备用变压器一致。注：厂用低压系统在母联开关处核定相位，如相位不相同时，需倒换相位，应在厂用工作变压器上进行。（3）、厂用低压系统配电柜电源核相：

凡是两路电源供电的配电柜，且供电电源不在一段母线上，必须进行相位核定，如果相位不相同时，进行调相，直到相位相同为止。10.受电过程中的安全措施

（1）各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施；

（2）受电过程中，所有的一次设备应设专人监视、监听，如果遇异常现象应立即报告，如遇紧急情况，可根据具体情况按安全规程的有关规定作紧急处理，处理后应立即报告；

（3）受电过程中的一、二次设备的操作，须设专人操作和专人监护，应预先填好操作票，在操作过程中严格实行复述制度；

（4）在一次设备上工作应确认各开关、隔离开关均在断开位置，并按规定挂好接地线和合上接地刀闸；

（5）受电程序经批准后，一般不得更改，若有特殊要求须变更时，应经领导小组批准；

（6）与系统有关的一次设备操作时，要征得有关部门的同意后，方可执行；

11、质量标准

（1）在变压器、母线受电及冲击试验时，应做到PT二次回路电压正常，相序正确

（2）各电气开关操作灵活、动作正常，故障时，能及时动作（3）所有表计指示灵活、正确（4）变压器运行内部无杂音（5）所有继电保护动作应正确（6）受电试验一次成功 12.环境和职业安全健康管理

（1）从申请受电操作开始，进入110KV开关室、35KV 10KV、变压器及400V开关室的人员，均应认为该部分已带电，任何人不得随便接触带电设备；

（2）对一次设备充电时，现场应有专职人员监视和检查，发现异常必须停止试验，待查明原因及处理后才可继续进行试验；

（3）试验必须服从统一指挥，试验人员不得随意改变作业程序，如须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作；（4）已带电设备做好标记，带电设备与施工设备之间必须有隔离，并挂上警示牌；

13.试运行注意事项

（1）各项操作及试验须提前向调度申请，同意后方可实施；（2）所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责,操作过程由运行单位和施工单位双重监护,双方负安全责任；

（3）试运行期间发生的设备故障处理及试验工作，均应填写工作票，经送电指挥部门同意后方可实施。

（4）厂变带上负荷24小时以后，所有已投运的设备交给甲方管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由业主确定，并指令运行人员实施。（5）试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。13.受电后的管理工作

（1）设备带电后，实行工作票制度，应有专人操作和监护、值班管理（2）所有带电设备均挂上“设备带电、注意安全”警告牌

（3）经电缆沟、电缆通道等处可以进入断路器室、配电间的地方均应加设障碍及警告牌，以防人员误入；

（4）凡可能带电又在施工中的设备，应做安全措施，并向施工人员交待清楚，对必须停电但有可能操作的断路器都必须取下操作、合闸保险（5）各配电室、变压器室应配有通讯电话和灭火器

（6）高低压配电室门应上锁，并加挂“止步、带电危险”警告牌

14、主要工器具：

（1）、2500V、500V绝缘电阻表、万用表、相序表各一块（2）、全套电工工具

厂用电中断应急预案篇4

我厂厂用电分为高压（10KV）低压（380V），无论事故还是其它原因，都可能造成全部或部分中断，当厂用电中断时，运行人员应迅速明确的`判断原因及发生的范围，尽速尽可能的减少事故的扩大造成人员伤害，及时的汇报值长及车间领导。第一时间通知机炉及相关车间，做好相应的应对措施，然后尽速恢复全部或部分电源。

厂用电全部中断

10KV母线及负载短路，此时短路区域开关拒动或越级，母联开关拒动造成厂用电全部中断。

处理过程：（电气专业）

1、迅速汇报值长及车间领导，通知机炉做好应对措施；

2、核查报警信息、灯光指示；

3、核查直流系统是否正常运行；

4、根据报警信息及相关特征信息、核查有无明显事故特征；

5、无明显故障特征的，将10KV母线负载开关全部断开，进行仔细核查故障所在区域（若未发现问题可抢送一次）

6、如故障仍然存在与区调联系，给正常段用线充电，然后给另一母线充电；

7、逐一将重要厂用负荷送电，来解除故障；

8、寻找到故障处后合母联开关，恢复全部正常设备电源，厂用电恢复及事故处理都已明确汇报领导并做好记录。

厂用电部分中断

厂用10KV系统无论哪段失电（母联开关分断）做以下处理：（电气专业）

1、迅速汇报值长；

2、与机炉及相关车间联系做好应对措施；

3、核查直流系统是否正常运行；

4、核查正常运行段处于冷备用中的设备，根据值班长令需送电应立即送电；

5、将故障段所带变压器低压自投开关退出。

6、将厂用变低压失电母线通过联络开关送电厂变两侧开关应断开，同时应核查负荷分配；

7、根据报警信息、灯光指示相关信息核查有无明显故障特征；

8、将故障段母线负荷开关全部断开；

9、此时应注意联络线功率，如超过正常与汽机联系调整；

10、迅速查找故障进行处理，使失电设备重新正常运行；

11、汇报领导故障原因范围及处理过程及当前状态，做好记录。

380V低压厂用电中断

处理过程（电气专业）

低压侧即380V某段失电，无明显故障特征时应首先抢送一次，不成功应作如下处理：

1、汇报值长；

2、断开变压器两侧开关，断开自投开关；

3、断开故障段变压器高低压两侧开关及自投开关；

4、通知机炉及相关车间做好应对措施；

5、核查正常段重要设备处于冷备用状态，应立即送电，核查双回路电源是否切换至正常段运行，如无法自动切换或处于备用应立即送电；

6、核查是否有明显故障特征；

7、如故障段无明显故障，将所带负载全部断开；

8、将故障段母线充电，来核查是高压开关至变压器进线开关一段故障，还是低压母线故障；

9、如变压器两侧开关故障，应通过低压联络开关送电，此时应根据低压负荷分配原则进行逐一送电；

10、如低压负载造成应逐一送电（明显特征）；

11、查明故障原因汇报领导做好记录，再一次核查所有正常运行设备。

变电所受电方案篇5

编制：

审核：

审定：

批准：

二00七年七月十八日

1．概况...........32．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作..........3

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明..........3

4.受电程序..............3

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜...............3

4.2 所用变压器受电..............44.3 变电所低压开关柜送电...............55．人员安排..............5

1．概况

主装臵变电所为某项目工程供配电核心变电所,它的安全受电及正常运行将为化工装臵的开车和运行提供动力保障。为主装臵变电所安全受电编制该方案。

2．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作

⑴ 高低压电气各分项工程已通过三级中间验收（施工单位自检，监理单位初检，项目领导组组织的专业验收）。

⑵ 电气设备各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整，带电部分的接地线全部拆除。⑶ 所有微机保护、电气监控系统、自备投装臵及相应的辅助设施均安装齐全，调试整定合格。

⑷ 项目领导组组织的专业验收发现的缺陷已整改或已消除。

⑸ 现场设备卫生打扫干净，消防器具备齐，通讯畅通。

⑹ 高、低压二次回路保护调校已结束且动作准确、可靠。

⑺ 各类开关应跳合自如。

⑻ 盘上仪表已较验且应指示正确、可靠。

⑼ 配齐试验合格的安全工具，如验电器、绝缘手套、绝缘靴及临时接地线等，配电室的操作走廊必须铺设橡皮地毯。

⑽ 备好警告标志牌如“止步,高压危险”，“禁止合闸,有人工作”等。

⑾ 受电方案必须经启动试运行指挥组批准，并向参加次项工作的人员交底。

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明

主装臵变电所10kv高压系统,设计运行方式为单母线分Ⅰ、Ⅱ段，由Ⅰ、Ⅱ段进线开关两路分别供电，10kvⅠ、Ⅱ段母联开关，在正常情况下处于断开位臵，母联开关打至备自投自动投用状态。当任一段进线电源发生故障跳闸，母联备自投装臵自动合闸，从而保证本变电所能正常运行。现变电所实际运行方式为一路电源从变电站供电（Ⅰ段进线开关受电），在受电前，把Ⅱ段进线开关退出，母联开关合上，并把母联选择开关打至退出位臵。

4.受电程序

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜

4.1.1 受电前对所有开关柜及柜内母线均应进行外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。

4.1.2 检查所有高压开关馈线柜是否在分断位臵。

4.1.3.用2500V摇表检测柜内母线相间、对地绝缘应合格。检测全部断路器、小车相间、对地绝缘应合格。检测Ⅰ段进线电缆相间及对地绝缘应合格。

4.1.4 用500V摇表检测柜内二次回路绝缘应合格。

4.1.5 核对母线相序与进线相序是否一致。

4.1.6先送空载电缆线路。变电站在送电前应将送馈线的过流保护时限调整为0″。

4.1.7 高压Ⅰ段进线开关柜在首次送电前应将所有馈线开关柜拉至隔离位臵，但PT柜经检查合格后应推入运行位臵。且必须将进线柜过流时限调整为0″，其余柜子首次送电依次调整保护时限为0″进行，以防短路情况快速切除。

4.1.8 变压器保护首次送电仍按0″考虑，核实速断保护必须投入过流定值时限0″，如躲不过励磁涌流再作调整。

4.1.9 高压Ⅰ段带电后，应检查盘面仪表指示情况，一切指示应正常。3.3.1.10 高压Ⅰ段和Ⅱ段母线PT相序核对。用万用表测两组电压小母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压小母线的额定电压（一般为100V）。如相序不对，必须断开Ⅰ段进线开关，再在PT柜二次回路换接相序使其正确无误。

4.1.10 高压Ⅰ、Ⅱ段母线送电后，变电站送天河化工馈线过流时限恢复，Ⅰ段进线电缆过流时限恢复。

4.2 所用变压器受电

4.2.1变压器送电前的检查包括以下内容：

⑴各种交接验收单据齐全，数据符合要求。包括变压器的高压进线电缆相间、对地绝缘电阻和吸收比应合格。

⑵变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损，且不渗油。⑶变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。

⑷接地线良好。

⑸通风设施安装完毕，工作正常，消防设施齐全。

⑹保护装臵整定值符合规定要求，操作及联动试验正常。

4.2.2送电试运行。变压器检查无误后，可以进行送电试运行，此时为空载运行，低压侧各开关均为开路状态。

⑴变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，由高压侧投入。

⑵变压器第一次受电后，持续时间不少于lOmin，应无异常情况。

⑶变压器进行3次全压冲击合闸，应无异常情况，励磁涌流不应引起保护装臵误动作。⑷记录每次的冲击电流，空载电流，一、二次电压及温度值。

⑸因为本系统以后可能会出现变压器并联运行，所以应核对好两段母线的相位。⑹空载运行24h，如无异常情况，可投入负荷运行。

4.3 变电所低压开关柜送电

4.3.1 测量低压盘内母线对地、相间绝缘，应合格。

4.3.2 将所有低压抽屉柜拉至隔离位臵，并进行逐个外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。并用500V兆欧表检测一、二次相间、对地绝缘应合格，控制回路接线应准确，可靠。

4.3.3 将进线开关柜摇至运行位臵，合进线开关。

4.3.4 低压柜母线带电后，检查盘面仪表指示情况，并挂“盘面已带电”标志牌。

4.3.5 核对低压Ⅰ段和Ⅱ段的相序。

⑴在母联柜上进行。用万表750V交流挡，核对两路电源的相序。

⑵ 用万用表测两组电压母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压母线的额定电压（一般为380V）。如相序不对，必须断开进线开关电源和母联开关，再在母联回路换接相序使其正确无误。

4.3.6作低压母线开关自投试验。

把母联柜开关摇入运行位臵，母联备自投臵投入位。分别模拟过流和手动分低压Ⅰ段、Ⅱ段进线，闭锁母联备自投。

4.3.7 低压进线正常后，变压器高压柜过流时限保护恢复。

5．人员安排

5.1现场总指挥：

5.2技术负责人：

5.3现场操作人员：

降低厂用电的途径及意义篇6

大唐阳城发电有限责任公司安装两台2×600MW亚临界间接空冷机组, 主要辅机包括电动给水泵、凝泵、磨煤机、引风机、送风机、一次风机等。设计发电厂用电率为8.9%, #7机、#8机分别于2007年9月20日和2007年8月29日进入商业运行。

要降低厂用电率有两种途径, 一是在发电量一定的情况下, 设法降低厂用电量;二是在厂用电量基本不变的情况下, 设法提高发电量。在调度许可的条件下, 尽可能带最大经济负荷运行, 这样厂用电率会明显降低。由于阳城电厂属于调峰机组, 负荷由电网的统一调度下, 上网电量基本不会变动。因此, 降低厂用电必须有效降低各种辅机耗电。

1 主要辅机耗电率情况 (2012年的参数统计)

#7机组厂用电率在7.45~9.66%, 平均为9.08%, #8机组厂用电率在8.76~11.87%, 平均为9.15%, 两台机组厂用电率均高于设计值8.9%

各主要辅机耗电率和占比如表1所示。

由表1可以看出, 在机组的各种辅机中电泵耗电率最大, #7机月均为2.62, 范围为2.44~2.82%, 占厂用电的26.91~35.44%;#8机月均为2.59, 范围为2.49~2.74%, 占厂用电的27.39~30.14%。降低给水泵的耗电率意义非常重大。虽然我们做过单泵低负荷运行的试验, 但出于安全考虑每日低谷时仍保留两台电泵运行, 如做好技术方面的准备和提升人员技术水平后, 可以在每日晚低谷7个小时内保持单台电泵运行, 但风险较高。

其次是磨煤机耗电率, #7机月均为1.85, 在1.48~2.39%之间, 占辅机电耗的15.74~29.36%;#8机月均为1.69, 在1.53~1.87%之间, 占辅机电耗的17.1~20.02%。

2 降低厂用电率的有效措施

由图1可以看出, 主要辅机用电基本占总用电的90%, 要降低厂用电率, 必须有效降低各种辅机用电, 下面就如何降低厂用电率及所带来的效益进行分析。

2.1 长时间接带375MW以下负荷工况时实行单台电泵运行的方式

#7、#8机每台机组配置3×50%电动给水泵, 而单台电泵运行的最大带负荷能力至少在385MW以上。当机组负荷降至375MW以下时, 采用单台电泵运行, 这时便可确保有一台电泵能处于自动备用状态, 而另一台还可以安排进行检修消缺工作, 这样可提高整个电泵系统的健康水平, 同时还可以减少电泵的寿命损耗。电动给水泵的额定功率为11000KW。370MW负荷, 双泵运行时, 两台电泵的功率为2×5300KW=10600KW。单泵运行时功率为9000KW, 每小时节约用电10600-9000=1600KW, 影响厂用电率下降0.43%。

按照全年单泵运行4个月, 每个月运行20天计算, 可以节约用电1600KW×4×20×24=307.2万KWh, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用低负荷单台电泵运行方式后可实现盈利307.2×0.39=119.8约合120万元。

2.2 频改造一拖二

凝结水系统采用2×100%容量的凝结水泵, 一台运行, 一台备用。凝泵额定功率为2300KW。凝泵变频改造前, 机组负荷越低, 调节阀的节流作用越大, 系统流动损失大, 泵及管道振动大。凝结水系统阀门由于受振动和冲刷影响, 阀门故障高, 凝泵效率低。凝泵变频改造后, 大大解决上述问题, 提高了凝泵的效率, 且600MW负荷时, 凝泵电流降低60A, 降低厂用电率0.15%, 350MW负荷时, 凝泵电流降低90A, 降低厂用电率0.38%。

凝泵一天平均运行功率1050KW, 则每小时节约用电2300-1050=1250KW, 全年按350天计算, 可以节约用电1250KW×350×24=1050万KWh, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用凝泵变频运行方式后可实现盈利1050×0.39=409.5万元。

2.3 负荷及煤质情况, 及时调整磨煤机运行方式, 停运一台磨煤机

因我厂设计煤种为哈氏38的无烟煤, 磨选型较大, 电机功率为2500k W。在机组运行当中, 机组负荷在370MW-450MW之间时, 一般保留4台磨运行, 机组负荷在450MW-550MW时, 一般保留5台磨运行, 如低负荷阶段煤质差, 原煤耗在470g/k Wh时, 保持5台磨煤机运行, 而且每日低谷时间长达10小时, 造成磨煤机耗电率偏高。在目前状况下, 综合考虑安全性与经济性, 在原煤耗较低时保留4台磨运行, 如果原煤耗高时, 可适当申请值长降低负荷, 尽量保持四台磨运行。

#7、#8机组单台磨实际运行时平均功率在1800KW左右, 按日均负荷450MW低谷10h计算计算, 可降低厂用电0.185%, 若机组负荷在450MW以下运行一年按350天计算, 则单台机组保持四台磨运行可少耗的厂用电量为1800×24×350=1512万度, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用低负荷四台磨运行方式后可实现盈利1512×0.39=589.68万元

2.4 组运行, 单机单台辅机循环泵运行

我厂7#、8#机组公用三台辅机循环泵。正常运行中, 两台辅机循环泵运行, 一台辅机泵备用。根据系统设计参数和流程可知, 单机组停运, 单机运行期间, 在停运机组隔离辅机水用户后, 一台辅机循环泵能够满足一台机组运行需要的冷却水流量。

当一台机组运行、另一台机组停运 (隔离辅机水用户) 时, 实行一台辅机循环泵运行, 两台辅机泵备用;一台辅机循环泵的额定功率为450KW, 实际运行时消耗的功率为440KW, 每台机组停运全年按45天计算, 采用单机单台循环水泵运行方式少耗的厂用电量为440×24×45×2=95.04万度, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用单机单台辅机循环泵运行方式后可实现盈利95.04×0.39≈37万元。

2.5 负荷时采用单台引风机运行

机组正常运行中, 两台送风机、引风机同时运行, 单台引风机出力可带360MW负荷。

由于引风机有入口联络挡板, 正常运行中处于关闭状态, 当负荷长期低于360MW, 可停运一台引风机, 另一台引风机通过联络挡板串带对侧风烟。另外考虑引风机出力裕度, 当运行引风机静叶开度大于65%时应适当减小二次风量或适当降负荷。

引风机的额定功率为5000KW。350MW负荷, 两台引风机运行时, 两台引风机的功率为2×1792KW=3584KW。单台引风机运行时功率为2667KW, 每小时节约用电3584-2667=917KW, 按照全年单台引风机运行2个月计算, 可以节约用电917KW×2×30×24=132万KWh, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用低负荷单台引风机运行方式后可实现盈利132×0.39=51.48万元6.在停运灰斗不需要输灰时可停运一台除灰空压机运行除灰系统可根据实际灰斗运行情况, 实时停运一台除灰空压机, 除灰空压机运行功率205KW, 按照全年停运一台除灰空压机180天计算, 可以节约用电205×180×24=88.56万KWh, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用停运一台除灰空压机运行方式后可实现盈利88.56×0.39≈34.5万元。

2.6 动和停运脱硫设备

脱硫耗电率有下降空间, 在运行方式调整上可采取如下措施:在保证脱硫塔出口含硫量在400mg/Nm3的前提下, 适时停运一台浆液循环泵, 全天停运可降低厂用电率0.2%左右。浆液循环泵运行运行功率957KW, 按照全年停运一台浆液循环泵200天计算, 可以节约用电957×200×24=459.36万KWh, 此少耗的电量全部上网, 上网电价按0.39元/度计算, 则采用停运一台浆液循环泵运行方式后可实现盈利459.36×0.39≈179万元。

2.7 变频改造

针对燃油泵运行有效功率偏低的问题, 进行燃油泵变频改造。变频改造后, 供油压力调节可以通过变频器与PLC按设定运行曲线运行, 使供油泵出力随压力进行调节, 解决了燃油系统存在的安全隐患和能源浪费问题。根据经验公式计算, 当流量要求为原来的80%时, 其消耗的功率仅为原功率的 (80%) =51%, 电机额定功率132KW, 按每年运行7500小时, 每年可以节约14.5万元。

3 结束语

在认真贯彻集团公司工作会议精神和“盈利年”总体要求下, 结合电厂实际生产情况, 对#7、#8机组采取各项措施, 挖掘潜力, 进一步降低发电厂用电率, 以实际行动为公司创造更高的经济效益。

摘要：文章结合大唐阳城发电有限责任公司机组运行情况, 阐述了降低厂用电的途径降低厂用电对于发电厂而言具有很大的意义, 不仅可以提高发电厂的经济效益同时也能促进其更好发展。

厂用电受电方案篇7

（发改办环资[2007]1564号）

为进一步规范申报资源综合利用电厂认定审核程序，依据国家发展改革委、财政部、国家税务总局联合发布的《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》（发改环资[2006]1864号）有关规定，特制定本规定。

一、电厂类别及审核部门

（一）申报国家发展改革委审核的资源综合利用电厂

属于以下情况之一的，由省级资源综合利用主管部门提出初审意见，报国家发展改革委审核。

1、单机容量在25MW以上的资源综合利用发电机组工艺；

2、煤矸石（煤泥、石煤、油母页岩）综合利用发电工艺；

3、垃圾（含污泥）发电工艺。

（二）除上述情况以外的资源综合利用电厂和企业的认定，由省级资源综合利用主管部门负责组织审核，经审核通过且公告无异议的要填报附表三，并连同电子版材料一并报国家发展改革委环资司备案。各地具体的实施方案可参照本规定制定。

二、总体原则及依据

按照“材料齐备、分级管理、程序到位、责任明确”的原则进行审核，建立三级管理、层层把关的工作机制和规范化的管理程序。

《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》（发改环资[2006]1864号）、《国家发展改革委、建设部关于印发〈热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定〉的通知》（发改能源[2007]141号）、《煤矸石综合利用技术政策要点》（国经贸资源[1999]1005号）及《煤矸石综合利用技术要求》、《城市生活垃圾管理办法》（建设部令第157号）及相关标准等。

三、企业申请

申请认定的企业向所在地市级资源综合利用主管部门提出书面申请，填写《资源综合利用电厂（机组）认定申报表》（见附表一），并按照附件一中规定的有关材料进行申报。同时，企业要提供相关材料的原件备查，并对所报材料内容的真实性负责。

申报材料一式四份，统一采用A4纸规格，按申报材料要求打印目录，并按顺序、加封装订成册。企业申报材料，由市级、省级资源综合利用主管部门各留存一份，上报国家发展改革委环资司两份。

四、地市级资源综合利用主管部门组织核实情况

1、材料审查

（1）审查企业是否按规定提交申报材料以及材料是否齐备；

（2）审查所报材料的复印件与原件是否相符；

（3）审查所用发电燃料（包括余热、余压等）是否符合《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》和《资源综合利用目录(2003年修订)》规定范围。

2、现场核查

（1）核查所用发电燃料能否稳定供应；

（2）核查机组设备运行情况和企业生产情况；

（3）核查灰渣等废弃物排放情况和综合利用情况；

（4）核查其它配套条件的落实情况等。

根据现场核查情况，写出核查报告，并在《资源综合利用电厂（机组）认定申报表》（附表一）中签署意见。

3、材料申报

对符合条件的资源综合利用电厂申报材料，由地市级资源综合利用主管部门将企业申报材料连同现场核查报告等一并报省级资源综合利用主管部门。对不符合条件的，要及时告知申报企业并说明理由。

五、省级资源综合利用主管部门组织初审

省级资源综合利用主管部门接到各地市申报的材料后，会同有关部门和行业专家等组成认定委员会进行评审。主要内容包括：

（一）电厂（机组）建设审批文件的审查

依据国家有关文件规定，审查电厂建设是否严格执行国家项目投资管理审批（核准）权限规定，在向有关部门了解并确认电厂合规后进入下一环节的审查。对违规建设（或运行）的综合利用电厂，一律不予认定。

（二）专家审查

1、材料审查

（1）审查项目竣工验收报告等相关材料是否齐备。

（2）审查所用燃料是否能够稳定供应。

（3）对企业提供的发电工艺及相关数据进行推算、比对和判断。

（4）审查所用锅炉是否符合相关要求，是否属于超期服役设备，入炉燃料等检测报告是否有效，环保检测是否达标等。

2、现场抽查及检测

对评审中有异议或需对重要数据进行核实的，省级资源综合利用主管部门可组织专家进行现场抽查，根据需要也可委托有资质的第三方检测机构进行检测。

专家组根据材料审查情况并结合现场抽查和检测结果，形成专家组评审意见，做出所申报的电厂（机组）是否符合《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》有关规定的初步结论。

（三）认定委员会初审

专家组将通过评审的企业申报材料，连同评审结论一并提交省级资源综合利用认定委员会讨论并做出初审结论。初审通过的，由省级资源综合利用认定委员会在附表一上签署意见，并将有关材料上报国家发展改革委环资司。初审未通过的，由省级资源综合利用主管部门书面通知地市级资源综合利用主管部门告知企业，并说明理由。

（四）材料上报

省级资源综合利用主管部门应上报以下材料：

（1）省级资源综合利用主管部门申请报告，并填写附表二；

（2）专家评审意见（附专家名单）；

（3）认定委员会初审结论（附参加人员名单）；

（4）提供附件一中所列材料；

（5）国家发展改革委环资司根据情况要求提供的其他材料。

六、国家发展改革委审核

国家发展改革委环资司将会同委内相关司局对所报材料进行审核，并根据首次申报认定或证书到期办理复审的情况予以分类管理，并组织专家对申报材料进行评审，对评审中有异议的或其他需现场核实的，可委托有关单位或专家进行现场考察。

对通过审核认定的电厂（机组）名单，将以国家发展改革委办公厅名义下达核准名单。对未通过审核认定的，由环资司将审核意见告知省级资源综合利用主管部门。

七、颁发认定证书

省级资源综合利用主管部门根据国家发展改革委办公厅下达的核准名单，对本辖区内审定合格的企业予以公告，自发布公告之日起10日无异议的，颁发《资源综合利用认定证书》。同时将相关信息通报同级财政、税务部门。

八、监督管理

（一）地市级资源综合利用主管部门要加强对通过认定电厂的日常监管，并逐步通过在线监测等信息化手段实施管理。此外，对监管过程中发现的重大问题，要及时上报省级资源综合利用主管部门，由其做出处理决定。

（二）省级资源综合利用主管部门应将本辖区通过国家发展改革委审核的资源综合利用电厂运行、燃料供应等情况建立动态管理机制，并将工作中遇到的新情况、新问题和建议等及时报告国家发展改革委环资司。同时，对监督检查过程中发现弄虚作假，骗取国家资源综合利用优惠政策的行为，要严格按照《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》中有关罚则进行处理。

（三）国家发展改革委、省资源综合利用主管部门将会同有关部门（或委托有关单位）不定期的对通过审核认定的资源综合利用电厂采取组织各省市交叉互检等形式进行重点抽查和区域检查。对检查中发现的问题，将严格按照《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》第五章罚则予以处罚，同时，对监管不力的省、市予以通报批评

九、企业申诉

企业对认定结论有异议的，可按照《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》中的有关规定进行申诉。

十、本规定自发布之日起执行，各地依据本规定组织企业进行申报。

十一、本规定由国家发展改革委环资司负责解释。

说明：本规定中有关附表可从国家发展改革委环资司子网站下载(http://hzs.ndrc.gov.cn)。

附件一：

1、申报认定资源综合利用电厂的请示及认定申报表；

2、工商营业执照和税务登记证；

3、建设（或改造）综合利用发电工程项目的批复和竣工验收合格文件；

4、环保达标排放证明或环境监测报告；

5、并网调度协议；