山区小水电并网运行规范化管理

第一篇：山区小水电并网运行规范化管理

山区小水电并网运行规范化管理

汪东华 安徽省绩溪县供电公司

我县地处皖南山区，水力资源相当丰富。近年来，小水电站的私人合资投资大大增加，成为我县电力经济增长的一个亮点，现全县共有小水电站30座，装机总容量5775千瓦。过去由于管理措施的不到位，制约了我县的小水电事业的发展，为了更好地促进我县小水电事业的发展，加强小水电上网运行的管理，维护电力系统安全、经济、合理运行，我公司实施了一系列有效的管理办法，既充分发挥小水电效益，又缓解了我县电力紧缺的局面。

审批管理规范化

凡要求申请并网的水电开发项目，必须持绩溪县水务局等有关部门批文方可到供电公司办理申请手续。申请时，还应附上设计图纸、设备清单及安全方面相关技术资料，经供电公司勘察批复后方可建设；对未经供电公司勘察批复已开工建设的，不得并网运行。

为便于对水电站安全、调度等方面的管理，我公司原则上对装机容量在400 千瓦以下水电站的并网申请不再受理，对装机容量400千瓦及以上申请并网的水电站架设专线上网。

对并网方案已批复但未开工的水电站，将其并网方案的有效期延为半年；如有特殊情况需延期开工的，应重新办理并网申请，供电公司视情况办理延长手续。

调度管理规范化

电力运行的首要前提是安全，当小水电并网运行后便是整个电网的一部分，因此其调度管理十分重要，小水电上网发电必须随时随刻服从公司的统一调度管理，遵守调度规程，执行调度命令，做好运行记录，达到各项安全要求。

水电站一般地处偏僻山区，交通不发达，致使我公司与各水电站联系不方便。为了今后更好的开展工作，我们要求各水电站必须配置相应的通讯设施，水电站负责人（经营者）将各自水电站的具体联系方式、联系人、联系电话报供电公司营销部及水务局等有关部门。

无功补偿管理规范化

小水电的上网发电必须建立无功激磁，当发电上网以后电机也须一部分无功电能，这部分电能应由水电站发出。但在以往的运行实际中，水电站都是从电网中吸收，因而使电网电能消耗加大，造成该线路功率因数的下降和线损的增加，直接影响公司的供电质量和经济效益。因此，必须采取一定的办法给予制约。

凡上网水电站所发无功不足的，均要求在发电机组处增设低压电力电容器补偿无功功率，有大机组的要求在10千伏高压线路按照国家对农网的技术要求，分散装设高压电力电容器进行补偿，补偿容量要足以补偿到功率因数COSφ≤0.85，无功补偿电力电容器的安装位置由供电公司和水务局双方协商确定。根据《关于执行绩溪县上网水电站无功补偿管理办法的通知》的规定，为了保证电网的供电质量和电网的经济效益。各上网水电站所发或补偿电机输出的无功功率达到功率因数COSφ≤0.85，即功率因数角φ滞后32度。

为了使以上措施得到保障，我公司按规定自行设计了无功补偿控制计量箱，此计量箱可保证各水电站在其水电上网期间功率因数COSφ≤0.85时，正确计量上网电量，而当功率因数COSφ>0.85时，该计量箱停止计量上网电量。以此要求水电站在上网时必须随机输出一定的无功电能，保持电网的无功需求，保证小水电顺利上网发电，通过运行已达到良好的效果。

上网时间规范化

我县山区水电能靠自然山水利用发电，而且大部分水电站的水库蓄水量较小，不能够进行电网调峰。因此在丰水期，特别是在每年6、7月份间水库涨水，日夜开机不停发电，有时还要泻洪放水，而在8、9月份间的枯水期天旱缺水，无水发电。

由于我县的经济不发达，晚上大用电量客户较少，出现部分小水电倒送至我公司结算关口的情况，致使我公司的水电电量受到损失。为了调节全县的电力平衡，合理利用水电资源，保证供电公司与水电站的经济效益均不受损失，各水电站一律安装分时有功电度表，22:00～24:00；00:00～08:00为低谷时段（累计10个小时），在此时段内所发的电量按低谷电价结算电费。

安全管理规范化

根据《电力法》规定，为了保证电网的安全供电，水电站发电顺利并网，应以产权为分界点的原则进行安全管理，水电站资产范围的安全由投资方或承包方负责，并任命相应的第一安全责任人，水电站必须通过供电公司有关部门的验收检查合格后方可上网发电，否则造成经济等方面的损失和后果均由水电站自负。

小水电机组作业的电工应经过电工专业技能的培训，并且必须取得电力管理部门、劳动局安全部门颁发的《电工进网作业许可证》，方准上岗作业，否则供电部门有权制止其上网发电。

小水电机组和线路检修及检修后的上网事宜必须提前一星期与公司供电部门联系，以书面申请形式办理有关手续，由公司统一安排调度，同时办理两票手续以确保安全，遇到事故紧急处理后，应立即向供电公司报告。

电能计量规范化

各水电站上网计量点设置主要是根据其地理位置来定的，计量点尽量在35千伏变电站，凡上网计量点不在35千伏变电站，都应承担上网电量的过网损耗。

高压计量的水电站上网结算电量的计算公式为：

上网结算电量=高计输出上网电量×（1－过网线损率）

低压计量的水电站还需承担升压变压器的损耗，期间结算公式如下：

上网结算电量=（实发电量－变损）×（1－过网线损率）

水电站在不发电期间，倒用电网电量，采取扣减上网电量的办法。

小水电的上网电价由供电公司、水务局和县物价局三方根据上级有关文件，并召开小水电上网电价听证会制定。我公司每月对各小水电站进行抄表、统计，由公司向水务局或水电站业主每月结算一次。

小水电上网计量点和计量装置的管理由供电公司营销部负责。小水电站在上网前，都安装了标准计量装置，并根据电力计量检验规程和电能计量装置的校验轮换计划，对小水电站计量装置进行周期检测和不定期校验，以保证计量装置的准确性。计量装置的安装、更换、校验、启封、拆除等均由供电公司营销部办理，水电站、乡（镇）供电所无权变动计量设备。

协议签订规范化

为明确供电公司与水电站业主就小水电并网中的权利和义务，保证电网的安全、稳定、经济运行，水电站在供电公司和水务局验收合格后，正式并网前与供电公司签订《水电并网协议书》，协议内容具备以下条款：

（1）水电站机组容量、并网点、并网线路；

（2）计量方式和电费、电价结算方式；

（3）电能计量装置的管理；

（4）产权管理及安全责任；

（5）小水电上网的各项技术指标；

（6）合同有效期限；

（7）双方共同认为应当约定的其他条款；

（8）附《供电接线及产权责任示意图》；

对装机容量在200千瓦及以上的水电站，须与供电公司签订调度协议。

第二篇：小水电并网及结算管理标准

小水电并网及结算管理标准 总则

本标准是对全市上网小水电上网、结算工作实施统一监督管理的基本规定。本标准适用于全市并网运行及结算的管理。2 引用标准

本标准引用《电力法》 3 管理职能

3.1市场营销部是小水电上网、结算的归口管理部门，负责全市小水电上网、结算工作。3.2各小水电上网的当地供电分公司负责发电表码的审核、监督。4 管理内容与要求

4.1 并网运行程序、条件、协议 4.1.1 并网运行程序

4.1.1.1拟与市网并网的新建、扩建水电站，在项目立项前应向电网经营企业提出并网申请，并取得允许并网运行的承诺。

4.1.1.2 水电站要求并网的申请内容应包括：并网机组容量、升压变压器容量、并网方式、并网地点、并网时间、上网电量及上网电价等内容。

4.1.1.3 要求并网的水电站应根据市网经营企业的回复意见，满足并网运行条件。新建、扩建水电站应在投运前三个月与电网经营企业协商并签定并网经济协议和并网调度协议。4.1.2 并网运行条件

4.1.2.1与市网并网运行的水电站必须具备以下条件

4.1.2.1.1符合省计委、省经贸委、省电力公司下发的《湖北省小火电机组建设管理暂行规定细则》等规定； 4.1.2.1.2 符合国家环境保护要求；

4.1.2.1.3项目已纳入全市电力建设统一规划，在立项前已取得了电网经营企业允许并网运行的承诺；

4.1.2.1.4具备接受电网统一调度的技术装备和管理设施，具备与电网建立经济关系的计量条件；

4.1.2.1.5申请并网运行的水电站配套的送变电工程和二次系统（包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等）设施，按批准的设计已同步建成，并经有关电网经营企业验收合格；

4.1.2.1.6已向电网经营企业提供了电气主接线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、远动及通信设备等技术资料。还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线（调度图）等资料；

4.1.2.1.7已按照电网经营企业要求装设了保护电网安全和经济运行需要的有关设备； 4.1.2.1.8 并网水电站必须有健全的安全管理体系； 4.1.2.1.9 取得了企业工商营业执照。

4.1.2.2 水电站是否具备正式并网运行条件，应通过发电厂、变电站、线路等工程竣工验收，并网试运行或其它方式进行检验。

4.1.2.3 新建、扩建且需并网运行的水电站，应符合国家有关产业政策和丹江电网的统一规划及并网的技术要求，电网经营企业参加与并网运行有关部分的设计审查工作。

4.1.2.4 凡需与市网并网运行的水电站，必须与市网经营企业本着平等互利、协商一致的原则，签订并网协议后，方可正式并入电网运行。

4.1.2.5 并网协议包括并网经济协议、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。4.1.2.6 并网运行的水电站，必须服从电网调度机构的统一调度。对水电站并网运行的技术要求，应符合国家标准或行业标准。

4.1.2.7 电网经营企业应为并网运行的水电站，提供必要的技术指导和帮助，并积极为其并网运行创造条件。4.1.3 并网协议 4.1.3.1 并网经济协议

4.1.3.1.1 水电站必须与市网经营企业签订并网经济协议。

4.1.3.1.2 电网经营企业与水电站签订的并网经济协议应包括以下内容： 4.1.3.1.2.1 并网机组规模、并网容量、电能质量和并网时间；

4.1.3.1.2.2 并网方式、产权分界点、输入输出关口计量点；计量有功、无功分时表，计量CT、PT变比及二次电压等级别标准和校验要求。附上网地理接线图和一次接线图； 4.1.3.1.2.3 供购电计量方式，承担的变电、送电损耗计算公式或计算规定； 4.1.3.1.2.4 电网运行、调峰及调度关系的规定；

4.1.3.1.2.5 上网电量、上网电价、供电量、供电电价及国家和政策规定的随电费附加收费及结算方式；

4.1.3.1.2.6 电网调峰的规定及调峰管理； 4.1.3.1.2.7 由电网提供的备用容量及计费标准； 4.1.3.1.2.8 有关电力安全、技术监督管理的条款； 4.1.3.1.2.9 不可抗力的处理条款；

4.1.3.1.2.10 违约责任及协议纠纷处理或仲裁条款； 4.1.3.1.2.11 双方认为必须规定的其它条款。4.1.3.1.3 并网双方事故支援电力、电量的计量及补偿办法，由双方商定并在并网经济协议中明确。

4.1.3.1.4 已并网运行的水电站，尚未签订并网经济协议的，应根据本标准在规定的时间内与电网经营企业补订协议；对逾期未补订协议的，电网经营企业应予解网；对并网条件不满足本标准2.2.1.1、2.2.1.2要求的，电网经营企业应予解网；对并网条件不满足本标准其他要求的，应在协议中明确完善并网条件的时间。4.1.3.2 并网调度协议

4.1.3.2.1 水电站与市网经营企业签订并网经济协议的同时应与电网调度部门签订并网调度协议。

4.1.3.2.2 电网经营企业与水电站签订的并网调度协议主要包括以下内容。

4.1.3.2.2.1 并网运行的水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；电网调度机构应按全县发电计划和电网用电需求及电网的安全运行需要，按照公平、公正、经济、合理的原则，统一安排并网水电站调峰、调频、调压和事故备用。

4.1.3.2.2.2 由有关电网经营企业核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排水电站日负荷曲线和调峰容量的依据。

4.1.3.2.2.3 电网经营企业在编制月度发电计划时，应满足水电站完成协议中规定的年发电量的运行要求。

4.1.3.2.2.4 水电站检修计划的编制，应统筹考虑电网的需要和水电站的可能，按电网经营企业批准的计划安排水电站计划检修，检修进度应服从市调度的统一安排，检修安排的变动及临修的申请、批准等，按电网有关规程规定执行。

4.1.3.2.2.5水电站应严格按照有关调度机构下达的日负荷曲线运行，误差不应超过±3%，当按《电网调度管理条例》规定改变时，按经济办法结算。4.1.3.2.2.6有关电网经营企业对水电站的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度、自动化等专业工作实行归口管理，并对这些设备运行情况进行考核。

4.1.3.2.2.7 确定电力（含有功功率和无功功率）、电量和电压的计量点，其测量表计的技术等级应符合国家有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处。4.1.3.2.2.8 水电站应按电网经营企业的要求，按时、准确地报送有关统计报表及故障录波图等有关资料。

4.1.3.2.2.9 调度管辖范围。4.1.3.2.2.10 电网安全措施管理。

4.1.3.2.2.11 调度系统电气值班人员培训、考核及认证办法。4.1.3.2.2.12 协议纠纷处理及仲裁办法。

4.1.3.2.3 电网经营企业在接到水电站的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，为保护电网运行安全，还须与对电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值组织计算，并下达执行。

4.1.3.3 并网购电协议

4.1.3.3.1 水电站与市网经营企业签订并网经济协议的同时还必须签订并网购电协议。4.1.3.3.2 电网经营企业与水电站签订的并网购电协议主要包括以下内容: 4.1.3.3.2.1 上网电量计划及峰、平、谷所占的比重。4.1.3.3.2.2 水电站应按购电计划安排发电生产进度。

4.1.3.3.2.3 水电站发电生产必须服从电力调度通信机构的统一调度，严格按下达的调度曲线运行及由此承担的责任。

4.1.3.3.2.4 水电站每月上网的峰、平、谷电量，报市场营销部核实电量后才能结算。4.1.3.3.2.5 约定小水电在枯、丰水期峰、平段上网电量比例。4.1.3.3.2.6 规定水电站上网价格。4.1.3.3.2.7 无功出力的处罚标准。

4.1.3.3.2.8 水电站完不成上网电量计划，必须提前予以说明。4.1.3.3.2.9 协议纠纷处理及仲裁办法。4.2 结算管理与方法 4.2.1 管理要求

4.2.1.1 全市范围内的小水电上网电量计量点，必须设在当地变电站内。在小水电站或其它地点设计量点的，应按规定扣减一定比例的上网线损电量。其扣减比例由市场营销部按线损理论计算后确定。

4.2.1.2 小水电上网计量点、计量CT变比的确定和变更，要报市场营销部审批认可，小水电站、供电分公司以及变电站不得擅自更换、改变上网计量点和计量CT变比。对未经市场营销部审批上网计量点和自行改变上网计量点而上网发电的小水电量一律不予结算。新建小水电站须向市场营销部申报确定上网计量点和计量CT，并办理报装并网手续，经批准后才能上网，否则不予结算。

4.2.1.3 全市小水电站的上网电量，要控制在计划指标之内，按调度指令、购电计划指标上网发电。违犯调度指令上网电量不能结算。超计划指标上网电量经公司同意后应按超计划购电价结算。

4.2.1.4 严禁小水电站在谷段上网发电，即深夜24：00点至早晨7：00点。电力调度中心实行总控制，严格按年发电负荷曲线范围内指令小水电上网发电，并根据电网峰谷负荷需求和有功无功需求安排生产。未经许可谷段上网电量不予结算。谷段上网电量可部分结算的条件: 4.2.1.4.1 因供电卡口、调峰顶峰，根据市调度指令上网发电，有调度通知单。4.2.1.4.2 因防汛溢洪、抗旱排涝且无蓄水能力的径流式电站上网发电，经主管部门批准。4.2.1.4.3 因电力市场供求关系发生变化，经公司领导同意上网发电，有申请签字。4.2.1.5 并入本市电网的小水电上网计量装置，要按计量规程要求统一安装有功、无功分时计量表。关口计量表变更，要及时将起止码报市场营销部。各小水电站出资，公司统一购表安装，小水电上网计量点的表计、计量CT、PT由公司计量中心校验，其日常的维护、检修工作也由公司计量中心负责。电力监察大队负责监督、抽查。

4.2.1.6 各上网小水电要与公司签订小水电上网经济协议、购电协议、调度协议，对无理拒签的小水电站可予以解网，其上网电量不予结算。

4.2.1.7 小水电上网计量点的关口供购电量，由市场营销部管理和监督，当地供电分公司进行会抄制，并一律实行有功、无功电量分时计量，所报电量必须经本单位综合统计、线损专责人审核签字后上报，否则财务部门不予结算。

4.2.1.8 小水电抄表日为每月20日10：00点，每月25日前，将当月实际完成的小水电上网峰、平、谷电量审核表上报市场营销部，小水电当月上网电量应在下月初进行结算，电量较少的可在季度集中结算，但不能跨结算。

4.2.1.10 小水电站少发或多发无功电量按每千乏时0.01元扣减上网电费，严禁谷段抢发无功。

4.2.1.11 小水电站上网电量计入公司供电量。

4.2.1.12 上网小水电结算权属公司财务部，供电分公司未经批准不得擅自截留电量、结算电费。

4.2.1.13 上、下网电量按各自电价分别结算。下网电价按省物价局的规定执行，上网电价按双方协议执行，并按各自的电价分别结算电费。4.2.1.14 电站（网）发电上网的功率因数按0.8或0.85考核（即发出的无功电力为有功电力的75%或62%），如当使用大网电量时，电站（网）结算无功按力率调整办法调整电费。4.2.1.15 电站（网）结算为使用大网电量时，按直供用户对待，即按物价部门规定的标准交纳各种附加电费款。4.3 结算办法

4.3.1 小水电站首先持当地供电分公司抄见的上、下网电量到填报结算单。4.3.2 持结算单到市场营销部电价专责核实上、下网电价、电费。

4.3.3 持上、下网峰、平、谷电量审核表及结算单到市场营销部统计、线损专责核实电量。4.3.4 持市场营销部审核盖章后的结算单及增值税发票（先定电量，后开发票）至公司财务部结算电费。

4.4 产权分界、维护管理

4.4.1 发供电设备产权分界点一般定在并网变电站出线首端杆引出线或并网计量点，靠电站侧设备产权属电站由电站维护、管理，靠电网侧设备产权属电网，由电力部门维护管理。双方均不得超越其维护范围操作对方设备（调度权除外）。

4.4.2 凡单机容量在500kW及以上发电站，每年应进行一次电气预防性试验；500kW以下小机组每两年一次，发电站本身无试验能力，可委托供电企业具备电气试验资质的部门调试。4.4.3 各自维护所属产权的电气设备，相互必须提前联系，填写工作票，自设安全措施，并严格执行安全工作规程的有关规定。维修中均不得擅自改变接线方式。4.5报告和记录

4.5.1 小水电并网协议、结算报表；

4.5.2 小水电上网、结算工作所形成的报告和记录。5 检查与考核

本标准考核得分计入建设一流供电企业考核总分，一并进行奖惩兑现。

第三篇：发电厂并网运行管理规定

《发电厂并网运行管理规定》

[ 作者：佚名 转贴自：电监会 点击数：747 更新时间：2006-11-9 ]

发电厂并网运行管理规定

（征求意见稿）

第一章 总则

第一条为适应电力体制改革的需要，促进厂网协调，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业合法权益，制定本规定。

第二条发电厂并网运行管理是指已并网发电厂并网运行的安全管理、运行管理、检修管理、技术管理和技术监督。

第三条发电厂并网运行管理遵循公开、公平、公正的原则。

第二章安全管理

第四条并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力系统有关安全管理的规定。

第五条并网发电厂应制订全厂停电事故处理预案，参加联合反事故演习，编制反事故预案。

第六条电力调度机构针对电力系统运行中暴露出的安全问题制定的反事故措施，涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

第七条电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应向电力调度机构通报涉及电网安全稳定运行的电厂设备事故情况，提供所需的故障录波图、事故时运行状态和有关数据资料，参加相关机组的事故调查，落实防范措施。

第八条因并网发电厂造成机组非计划停运的允许次数和时间，由并网发电厂与电网企业协商，在《购售电合同》中约定。

第九条并网发电厂应按照发电厂并网安全性评价管理的要求，进行并网安全性评价工作。

第十条并网发电厂、电网企业和电力调度机构应严格执行《电力安全生产监管办法》（国家电监会2号令）。

第三章 运行管理

第十一条并网发电厂与电网企业应及时签订《并网调度协议》和《购售电合同》，杜绝无协议运行和无合同交易。

第十二条并网发电厂设备参数和运行方式应满足电力系统安全稳定运行的要求。

第十三条并网发电厂应严格执行电力系统调度规程等有关规定，严格执行电力调度机构下达的调度指令和日发电调度计划曲线。

第十四条并网发电厂改变调度管辖设备状态和设备参数，应当经电力调度机构批准。

第十五条并网发电厂按照电力监管机构制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》提供调峰、调频、调压和备用等辅助服务。

第四章 检修管理

第十六条并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，编制机组检修计划和多年滚动规划，提交电力调度机构。电力调度机构将电厂设备检修计划纳入电力系统检修计划统一安排。

第十七条并网发电厂设备检修按《并网调度协议》有关条款执行。

第十八条 并网发电厂升压站输变电设备检修计划，应经电力调度机构批准后执行。无法执行时，应提前通知电力调度机构。

第十九条 并网发电厂变更机组检修计划，应提前向电力调度机构申请，电力调度机构尽量予以安排；无法安排时，应及时通知该电厂。

第五章 技术管理和技术监督

第二十条技术管理是指对并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统、高压侧或升压站电气设备、涉及机网协调保护以及设备参数的管理。

第二十一条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，达到技术监督及安全性评价的要求。

第二十二条继电保护和安全自动装置管理内容包括：

1．装置和参数是否满足电力系统安全运行的要求；

2．重大问题按期整改的情况；

3．因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

第二十三条调度通信管理内容包括：

1．设备和参数是否满足调度通信要求；

2．重大问题按期整改情况；

3．因并网发电厂原因造成通信事故情况；

4．因并网发电厂通信责任造成电网继电保护及远动通道中断情况。

第二十四条调度自动化管理内容包括：

1．设备和参数是否满足调度自动化要求；

2．重大问题按期整改情况；

3．并网发电厂发生事故时遥信、遥测和远动设备以及电量采集装置情况。

第二十五条励磁系统管理内容包括：

1．强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数达到有关国家及行业标准要求或其技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求；

2．按照电力调度机构核定的定值设定特性参数情况。

第二十六条并网发电厂高压侧或升压站电气设备的管理内容包括：

1．并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量是否满足电力系统要求；

2．绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求；

3．接地网是否满足规程要求。

第二十七条发电机组涉及机网协调的保护的管理内容包括：

1．发电机静子过电压、静子过励磁、静子低电压、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到有关国家、行业标准要求；

2．技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第二十八条并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。第二十九条 并网发电厂应按照国家、行业和所在电网专业技术规定和标准，针对影响电网安全、优质、经济运行的一、二次系统和专业，开展技术监督工作。

第六章 实施和监管

第三十条电力监管机构负责组织、协调、监督发电厂并网运行管理工作。经电力监管机构授权，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。

第三十一条建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门主持召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。

第三十二条 电力调度机构定期对并网发电厂运行情况进行考核，报电力监管机构批准后执行。考核应包括安全管理、运行管理、检修管理、技术管理和技术监督等方面，并根据电力系统实际，设置不同的权重系数。考核结果经电力监管机构核准后定期公布。

第三十三条 电力调度机构依据电能量计量系统或能量管理系统（EMS）采集的实时数据、当班调度员的值班录音记录以及其它相关证据等，对照协商确定的发输变电设备检修计划、日发电调度计划曲线和电压控制曲线等进行考核。

第三十四条 考核采取扣减违约电量或收取违约金的方式。考核所扣违约电量或所收违约金实行专项管理，并全部用于考核奖励。

第七章 附则

第三十五条国家电监会区域监管局根据本规定，商电力企业制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行。

第三十六条本规定自发布之日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场[2003]23号）同时废止。

第四篇：小水电运行操作规程

运

行

操

作

规

程

运行操作规程

第一章

总则

第一条

为保证电站安全、经济运行，加强电站的运行管理，制定本规程。

第二条

公司生产管理人员、工程技术人员、电站站长、电站运行值班人员及维护检修人员应熟悉本规程并认真执行本规程。

第二章

基本技术要求和运行方式

第一节

基本技术要求

第三条

技术参数

1号水轮机:

型号

最高水头

流量

水头范围

流量范围

额定功率

转速

飞逸转速

生产日期

编号2、3号水轮机:

型号

最高水头

流量

水头范围

流量范围

额定功率

转速

飞逸转速

生产日期

编号

1—3号发电机:

型

号：

容

量:

功

率:

功

率

因

数:

电

压:

绕

组

接

法:

电

流:

相

数:

频

率:

外

壳

防

护:

转

速:

励

磁

电

压:

飞

逸

转

速:

励

磁

电

流:

定子绕组绝缘:

励磁绕组绝缘:

主变压器:

型

号:

联

结

组

标

号:

相

数:

频

率:

冷

却

方

式:

绝

缘

水

平

LI:

总

重:

油

重:

使用方式:

额

定

容

量

分

接

开

关

高

压

低

压

阻抗电压

KVA

位

置

V

A

V

A

%

Ⅰ

Ⅱ

第四条

励磁电流、励磁电压

铭牌上的励磁电流、励磁电压是发电机在额定出力下运行时，发电机转子磁场绕组所需的最大值。励磁电流、电压的大小，是允许随负载与功率因数的变化的，但最高值不得超过铭牌规定的额定值。如减小励磁电流、电压时，则应监视功率因数变化情况，防止发电机进相（即功率因数超前）运行。

第五条

电压

铭牌上的额定电压，是发电机在规定的各项

技术数据下运行时连续工作的最高电压。它是供电质量标准之一，电压高了会使发电机转子线圈、定子铁芯的温度升高，相反电压低了，不仅降低机组运行稳定，在并列运行时往往还可能引起脱步。发电机运行电压允许变动范围在额定电压的±

5%，而功率在额定值时，其容量不变。发电机连续运行电压的最大允许变动范围不得超过额定值的±10%

第六条

频率

频率也叫周波，它是在单位时(s)

内，发电机感应电势的方向及大小变化的次数。发电机的周波为50Hz。运行中发电机频率不能过高，也不能过低，否则都会对用户和机组本身带来不利，过低，造成发电机冷却条件变差；过高了影响转子机械性能，如不及时调整并会产生飞车等事故。水轮发电机频率最大允许变动范围不得超过±0.5HZ（49.5——50.5HZ），在事故状态下，变动范围在短时期内，可允许适当增减。

第七条

功率因数

功率因数亦称力率，是发电机有功功率与视在功率的比值。

功率因数高，表示发电机有功分量大，反之，有功分量小。发电机功率因数为0.8(滞后)

。功率因数在0.8——1.0范围内运行，可以保证发电机的额定出力，一般应在滞后0.85运行为宜，不得超过0.95。

第八条

电流

铭牌上的额定电流是指发电机在规定的各技术数据下运行时，能允许连续工作的线电流。

发电机三相定子电流，一般应在额定值下运行，并能尽量保证三相电流基本对称，否则，将会使发电机的转子磁场失去平衡，造成严重振动。同时，还会引起发电机转子的发热。发电机运行时任意两相定子电流的平衡度不得超过额定值20%，但其中任何一相不得超过额定值，当负载电流显著低于额定值时，其两相电流之差略可提高，但是发电机的温度不得超过允许值。

第九条

功率（容量）

功率是指发电机在名牌规定的各技术参数下运行时，能连续发出的有功功率。发电机的功率与功率因数关系十分密切，发电机的功率在负载功率因数变动的情况下，允许相应变动，当运行系统的阻抗性负载占多数时，功率因数高于额定值，即COSφ>0。8，发电机的有功功率可以超过额定值，但是发电机的转子电流和三相定子电流均在许可范围内，发电机的温度也不能超过允可值。

第十条

温度

发电机温度主要指定子线圈、定子铁芯、转子和轴承温度，发电机运行的允许温度不得超出其绝缘等级所规定的耐热能力。

水轮发电机组各部元件温升（环境温度为40℃时）:

零

件

名

称

电阻法测量℃

温度计法测量℃

B

级

绝

缘

B

级

绝

缘

发电机定子线圈

与绕组接触的铁芯及其他部件

换向器和集电环

不与绕组接触的铁芯和其他部件

不应足以达到使任何相近绝缘或其他材料有损坏危险的数值

滚动轴承

注：1

当环境温度超过40℃时，允许温升应减去超过值，超过10℃以上时，允许温升的降低值按制厂规定为准。

当环境温度低于40℃时，允许温升略可提高，其数值可等于降低值，但不得大于10℃。

第十一条

电刷

发电机在额定出力运行时，发电机滑环与励磁机的整流子上应无火花或只允许有小量火花，否则会严重烧坏整流子或滑环，并能造成励磁系统短路或接地，影响发电机正常运行，发电机电刷火花的允许范围参照下表：

发电机电刷火花等级表:

火花级别

火花性质

换相器和电刷情况

允许电围

无火花（暗换相）

换相器表面无黑色痕迹，电刷上无灼痕

正常运行时最为理想

1.25

电刷下面仅局部发生微弱的火花点

1.5

电刷下面大部分有微弱的火花发生

换相器表面有黑色灼痕，但易用酒精、汽油擦去，电刷上有灼痕

允许在额定负荷下运行

电刷整个边缘下均有火花发生

换相器上有黑色痕迹，但不能用酒精、汽油擦去，电刷上有灼痕

在短时间的冲击负荷及短时间的过负荷时，才允许这样火花

电刷整个边缘发生相当大而且飞出的火花（环火）

换相器严重发黑，不能用酒精、汽油擦去，而且电刷有烧焦和损坏

发电机不能运行，立即查明原因，给以消除

第二节

水轮发电机组的运行方式

第十二条

额定情况的运行方式

水轮发电机组按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式，水轮发电机可在这种情况下长期连续运行。

转子电流的额定值，采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%、频率变化在额定值±1%范围，能保证发电机额定出力时的电流值。

第十三条

电压、频率、功率因数变动时的运行方式

在下列情况下，发电机可按额定容量运行：

（1）

在额定转速及额定功率因数时，电压偏差不超过额定值±5%。

（2）

在额定电压时，频率偏差不超过其额定值的±1%。

（3）

在电压和频率同时偏差（两者分别不超过±5%和±1%）且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值和不超过5%

。当电压与频率偏差值超过上述规定值时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。

发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂规定，但最高不得大于额定值的110%

。发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。

发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时环境温度下所允许的数值。

允许用提高功率因数的方法把发电机的有功功率提高到额定视在功率运行，但应满足电网稳定要求。

第三章

运行操作

第一节

机组投入运行前的准备工作

第十四条

机组起动前的常规检查

电站周边环境的检查

（1）引水设施的各项条件处于正常状态；

（2）水工建筑物无开裂和明显的渗漏情况；

（3）压力前池水位符合设计要求（即运行水位必须保持在高于压力水管进口的淹没线2m以上）。

过流设施的检查

（1）清除前池进水口及栏污栅等处漂浮杂物；

（2）清除喷嘴弯管内的杂物；

（3）进水阀门操作灵活，阀门处于关闭位置；

（4）检查栏污栅及冲沙闸门有无松动、损坏；

（5）检查压力管道有无锈蚀、漏水，压力管道及其管道支墩设施正常；

（6）检查压力管道伸缩节螺栓有无松动，有无漏水；

（7）检查尾水流道畅通等。

机组各部检查

（1）检查水轮机外壳有无裂纹，螺栓有无松动；

（2）检查联轴器部件有无移动痕迹，是否同心；

（3）

检查各转动部份，手轮等是否轻便灵活，操作开闭喷针数次，检查喷针及折向器操作机构是否灵活，喷针的行程和拆向器折向位置是否正确，并将喷针处于关闭位置；

（4）机组转动部件附近应无杂物；

（5）

检查发电机内部及空气间隙是否有杂物或遗漏工具；

（6）检查集电环、换向器的炭刷弹簧压力、炭刷的长度（大于1/3）和接触面（大于70%）情况应符合规定，炭刷应无卡阻现象等；检查炭刷上压力（换向器上压力：0.22kg/cm2，集电环上压力:0.15—0.2kg/cm2，炭刷彼此间压力差不大于±10%）；炭刷上编织导线不能与机壳或不同极性的炭刷相碰；

（7）检查发电机线圈及各部分引出线接头有无松动、碰伤现象，各部螺栓是否紧固；

（8）转动发电机转子细听是否有异常摩擦和松动等不正常声音。

电气设备检查

（1）检查发电机、变压器、控制屏、厂房内外以及建筑物周围的清洁情况，消除影响安全的障碍物，安全设施应齐全；

（2）检查控制屏所有接线是否牢固；

（3）检查磁场变阻器是否放在最大位置；

（4）检查发电机出线和励磁连线是否正确、接头是否牢固、绝缘有无破损；

（5）检查发电机、变压器及各电气设备的接地线是否牢固和完好；

（6）检查操作回路电源开关投入，二次回路熔断器完好，继电保护已投入，各指示灯指示正确，各表计的指示与实际要求相符；

（7）检查隔离开关和空气断路器分合情况，确认空气断路器在断开位置然后合上隔离开关；

第十五条

机组起动前的准备工作

一切检查完好后，开启闸阀的旁通阀，进行充水试验并检查有无漏水，如有漏水应立即停止充水，进行检修排除，观察压力表，检查静水头是否降低。

第二节

机组正常开、停机和紧急停机操作

第十六条

机组正常开机(并列)

开启进水闸阀的旁通门，向弯管内充水，观察进水压力表使上升到额定值；

转动进水闸阀手轮，开启闸阀至全开位置;

拉起折向器,使之完全离开折向位置;

慢慢转动调速器手轮，开启喷针，启动机组；

启动后，低速运行30分钟(大修后,平时正常开机可缩短为5分钟),如运转正常，机组转速逐渐上升到额定转速,当机组转速接近额定转速时，值班员应对水轮机、发电机进行一次全面检查，仔细倾听发电机、水轮机运转声音是否正常，有无摩擦和振动。检查轴承温度、轴承振动、整流子和滑环上的电刷是否正常，一切正常，即可建压;

发电机建立电压后,调节磁场变阻器使机组电压与电网的电压接近,偏差不超过±5%;

观察电网的电压与频率大小,调整待并机电压和频率与电网的电压和频率接近,并列前值班员应做以下检查：

(1)

检查待并发电机三相电流表应无指示(均等于或接近零)。若有应迅速除去励磁或关闭导水机构，查找原因并进行处理;

(2)检查待并发电机三相电压应平衡。若三相电压不平衡，说明定子绕组有可能接地、断线等故障，应迅速将待并发电机电压降到零，停机检查处理。检查正常后，合上自动准同期装置同期按钮,自动淮同期装置将自动完成并网。机组并网后退出自动准同期装置(自动准同期装置带电时间不能大于15分钟);

发电机并入电网后,定子电流的增加速度不作限制,开机后即可带上负荷。

第十七条

机组并列后的负荷调整

发电机有功负荷的调整：

（1）

发电机有功负荷的调整，是通过手动操作调速器手轮控制进入水轮机的水流量来实现的，当要增加发电机有功负荷时，将调速器手轮向增加方向旋转；当需要减少发电机的有功负荷时，操作方向与增加相反；

（2）当机组在并列后或运行中，增加或减少有功负荷时，发电机定子电流也随着增减，功率因数也相应变化，因此在调节有功负荷时也应同时调整励磁电流（调整磁场变阻器阻值），避免机组进相运行和定子电流超过额定电流的情况下运行。

发电机无功负荷的调整：

（1）发电机无功负荷的调整，是利用改变磁场变阻器阻值的大小来实现；

（2）为保持发电机稳定运行，在调整无功负荷时应注意不使发电机进相运行，一般情况下，应保持发电机的无功负荷与有功负荷的比值为0.75:1左右；

（3）当几台发电机并列运行时，调整某一台发电机的无功负荷时，有可能引起其它机组的无功负荷的改变，这时应及时调整各机组的无功负荷，在合理的工况下运行。

发电机电压、负荷、功率因数超限时的调整。

当发电机电压、负荷、功率因数的数值超过现场规定值时，应设法进行调整。但在调整一个参数时，应防止其它参数超过允许值。如发电机电压过低，可以减小磁场变阻器阻值（增大励磁电流）来升高电压，但同时无功负荷和定子电流也会增加，这时应注意不可使发电机的定子电流和转子电流超过规定值。

在发电机的负荷调整中应注意有功、无功、功率因数、电压等各方面相互关联，调整时，同时调整其它量的值，使发电机在最佳工况下运行。

第十八条

机组正常停机(解列)

接到上级调度停机命令后,通知值班人员做好停机准备;

操作水轮机调速器手轮,减少水轮机进水量，使发电机有功负荷逐渐降到零;

操作励磁调节旋钮,减小励磁，卸去机组全部无功(如果不卸去无功,可能使机组过电压,击穿发电机绝缘、损坏发电机断路器触头；

此时发电机处于空转状态，不会向外输出功率。

按动分闸按钮,跳开空气断路器，将发电机与系统解列；

继续将磁场变阻器电阻调到最大值；

慢慢关闭调速器手轮至全关（关闭时间：10秒）；

当机组转速下降到额定转速的30%以下时，手动制动；

拉开母线隔离开关;

此时完成解列停机操作工作。

全面检查机组情况；

若停机时间较长时应静水关闭水轮机主阀门。放尽弯管内积水。

第十九条

紧急停机

当系统突然甩负荷（如线路故障、变电站开关跳闸等）,应紧急停机，紧急停机操作：

立即断开发电机出口断路器；

迅速将磁场变阻器阻值调到最大位置；

迅速将折向器倒至折向位置（折向时间:2.5秒）；

关闭调速器手轮至全关位置(关闭时间:10秒)；

拉开发电机隔离刀闸

全面检查机组设备情况，查明机组突然甩负荷的原因并做好事故记录。

第二十条

机组停机后的检查

为了使电站长期安全运行，停机后的检查是必不可少的，以便机组能下一次顺利起动，检查项目如下:

1进水口和压力钢管有无变化;

2水轮机各部及管路有无不正常漏水;

3填料密封和轴承壳是否有异常发热;

4发电机绕组、滑环与炭刷、发电机引出线端是否过热，接触是否良好;

5励磁装置的各接线头是否过热;

6电气一次回路上的设备(母线接头、开关触头、电缆接头等)是否过热和变色;

7变压器的油位和油色是否正常、有无过热及漏油现象等。

第三节

机组异常运行与事故处理

第二十一条

机组电气部分异常运行与事故处理

一

发电机异常运行和事故处理

发电机事故过负荷

（1）水轮发电机组正常运行时不允许过负荷，运行规程规定，事故情况下允许发电机可以在规定时间内过负荷运行。

发电机允许过负荷的范围和时间：

定子线圈短时过负荷电流/额定电流

1.1

1.12

1.15

1.25

1.5

持续时间（min）

注：发电机过负荷超出允许范围时，应按事故处理停机。

（2）当发电机电流超过允许值时，值班员应首先检查发电机的功率和电压，并注意定子电流超过允许值所经历的时间，首先用减少励磁的方法，降低定子电流的最大允可值。但不得使功率因数高于最大允许值，电压不得过低。若用减少励磁电流的方法不能达到降低定子电流目的，则只有采用降低发电机的有功负荷，使定子电流降到允许值。

发电机三相定子电流不平衡

（1）若发现发电机三相定子电流不平衡，并且超过额定值时，应立即调整负荷，查明是否因电流表或测量回路出故障造成，若非此原因，应在2min内降低负荷,使定子电流的不平衡度控制在10%以内,并且最大相定子电流不得超过发电机的额定电流。

(2)发电机处于定子电流不平衡情况下运行时,值班员应寻找或判别故障原因,如是否由于发电机及其回路中一相断线;是否由于断路器一相接触不良;送电线路是否非全相运行;系统单相负荷是否过大等。根据不同原因予以处理。

系统突然甩负荷引起发电机过电压

系统因某种原因突然甩负荷或由于变电站开关事故跳闸,使发电机转速突然升高和机组声音异常,导致发电机过电压。出现这种异常情况时,值班人员按紧急停机处理。停机后全面检查设备、查明原因,待系统恢复正常后，方可将发电机重新升压，并网发电。

发电机输出电压不正常

发电机起动建压时,若发现过电压或低电压，并且调节磁场电阻时，发电机电压无变化,可能是以下原因:

(1)

励磁系统连接线螺栓松动或接触不良;

(2)

电刷与滑环接触不良等。

发电机起动后升不起电压

发电机正常起动,转速达到额定值后,升不起电压。引起的原因:

(1)

主要原因是励磁系统故障引起

;

(2)

发电机转子剩磁太小，也会引起发电机残压过低而不能起励，使发电机升不起电压。

若是发电机剩磁不够引起,处理方法:可用6—12V干电池或蓄电池等直流电源接于接线板两极处(注意正、负极性)，短时向转子绕组通电助磁处理，充电时应注意将励磁电阻置于最大位置，以防电压上升过高损坏设备。

二

其他电气设备的异常和故障处理

仪表指示失常

发电机控制屏上的某一表计指示失常不一定就是发电机故障，也可能表计自身或测量回路的故障，应认真分析，查明原因，采取措施予以消除。如有功功率表和压力表同时摆动大时，应检查喷嘴室是否有杂物堵塞造成进水量变引起。

断路器故障

断路器故障主要有操动机构故障、断路器本身及控制回路故障。多次的分合闸后断路器操动机构的一些弹簧、连杆和转轴都会发生磨损，甚至卡死，使分合闸不能顺利进行，若操动机构出现卡死现象，可对机构的摩擦部分加注润滑油；若弹簧磨损更换弹簧；控制回路故障，根据控制回路的原理进行综合分析，进行维修。

电压互感器一、二次回路熔断器熔断或二次回路断线

电压互感器回路发生故障时，应从二次仪表反应的电压大小来分析，其现象是：

（1）

相应回路的三相电压不平衡；

（2）

有功、无功功率表指示降低；

（3）

频率指示不正常。

发生电压互感器一、二次回路熔断器熔断处理方法是：立即更换同容量的熔体，如熔断器三次连续熔断，则可能是回路中有短路事故，应停机处理。

电流互感器内部或外部回路断线

电流互感器回路故障时，反映电流值的仪表有明显的变化：

（1）

断线相电流表指示为零，有功、无功功率表指示降低；

（2）

严重时因过热而烧毁电流互感器；

（3）

禁此在运行中的电流互感器二次回路上工作。

电流互感器内部或外部回路断线的处理方法是停电处理。

第二十二条

水轮机常见故障的处理方法：

一

水轮机出力不足：

故

障

原

因

处

理

方

法

前池栏污栅阻塞

及时清除阻塞物

杂物、杂草流入进水弯管内

停机，从手孔门处排除

射流中心与转轮节园偏差太大

重新调整正确

喷针开度不够

重新调整开度达到最大开度要求

折向器未完全离开折向位置

调整协联杠杆螺帽，使折向器完全离开折向位置

二

水轮机工作时发生杂音和撞击振动现象：

故

障

原

固

处

理

方

法

轴承磨损，间隙过大

停机检修

轴承座等螺栓松动

仔细检查，及时紧固

飞轮联轴器与电机联轴器不同轴度严重超差

重新调整，使之达到技术要求

转动部份不平衡

矫正，使之平衡

折向器未完全离开折向位置

调整协联杠杆缧帽，达到要求

三

喷针关闭不严：

故

障

原

因

处

理

方

法

喷针与喷咀之间有杂物卡死

停机，排除杂物

喷针与喷咀剥蚀

更换或焊补修理

喷针杆弯曲

校正

四

轴承温升过高：

故

障

原

因

处

理

方

法

水轮机飞轮联轴器与发电机联轴器安装不同轴度超差

停机，重新校正，达到技术要求

轴承座松动或移位

停机，校正并紧固

润滑油过多或不足

减少或加够

润滑油不清洁或变质

更换新润滑油

五

轴承漏油：

障

故

原

因

处

理

方

法

轴承内油过多

减少润滑油，轴承所用油质不良（或密度不对等）

更换优质量（使用同规格油）

油垫封闭不严

更换封闭垫

第四节

水轮发电机组事故停机

第二十三条

在运行中发生重大设备事故或危及人身安全时，应作出紧急停机处理。

一

水轮发电机组工作异常

（1）轴承温度超过规定值：水轮机轴承温升超过55℃、发电机轴承温升超过55℃时应事故停机；

注:滚动轴承最高允许运行温度为:95℃

（2）发电机定子温度超过规定值：带额定负荷时温升不超过制造厂允许值（温度计法：温升60℃）；在不带全负荷运行时，温度一般在60--80℃之间，最高不超过105℃。当超过上述规定时应事故停机；

（3）发电机定子电流不对称：为防止发电机在严重不对称情况下运行，减少发电机的振动，规定发电机三相输出电流差不应超过额定值的20%，一旦出现任何一相定子电流超过额定值时，要立即调整使其工作在额定值下运行。如果三相输出电流之差很大，但末过到额定值的20%，,应立即汇报站长和调度部门，并做好停机准备，当达到额定值的20%以上，应立即事故停机；

（4）水轮发电机的异常现象：运行中的发电机，某些部件出现振动、摆度很大或发电机内部有金属摩擦、撞击声响，或发出微小异味，定子端部有明显的电晕现象，发电机不应继续运行，应紧急停机。

二

励磁系统的工作异常

励磁回路开路（发电机失磁运行）或励磁装置损坏：水轮发电机不允许失磁运行，发电机失磁时应立即停机处理；

换向器表面的火花过大：发电机整流子火花等级3级时应事故停机；

发电机励磁回路两点接地：当励磁回路两点接地造成励磁绕组短路，励磁电流表增大，励磁电压表减小，进入发电机电流减少，使发电机处于欠励状态，并使发电机出现进相运行，使发电机产生振动。应立即与系统解列，停机处理。

三

运行中的一、二次设备工作异常

发电机空气断器故障：当断路器因操动机构故障或内部结构损坏，直接影响到发电机的电能输出，并危及发电机的安全，立即停机；

电流互感器、电压互感器工作异常：电流互感器、电压互感器工作异常时，发电机的监测表计以及相应的保护装置将失去功能，严重危及发电机的安全运行。发电机应立即退出运行，停机处理；

发电机保护装置损坏：当发电机保护装置损坏，一旦发电机发生事故，就会危急发电机安全，应停机处理。

四

人身安全事故

当电站发生触电安全事故时，应立即停电或停机。

五

发电机电气火灾

发电机因各种原因使发电机出现火灾，应立即停机，进行处理。

第四章

运行中的监视、检查、维护

第一节

运行中监视和检查

第二十四条

设备运行中的监视和检查应严格按照《电业安全规程》《设备巡回检查制度》等的规定和要求，认真做好安全措施。检查中要精力集中，仔细观察，及时发现问题，以保证机组安全经济运行。

第二十五条

运行中的水轮发电机必须定期进行巡回检查监视（每小时一次）监视检查发电机运行工况，记录各种仪表指示，做好各种记录。

一

发电机各部监视和检查

发电机、励磁机运转正常，无异常振动、磨擦及噪音；

发电机定子温度在允许范围内（100℃内）；

发电机前后轴承应无噪音、振动（0.12mm内）及过热现象，轴承温升在允可范围内（55℃内）；

发电机、励磁机无异常气味；

励磁机整流子的炭刷和集电环无剧烈火花和卡阻现象，炭刷支架无过大振动。

二

水轮机各部监视和检查

水轮机运转正常，无异常声音（如金属摩擦与撞击声等）；

水轮机前后轴承应无噪音、振动及局部过热现象，轴承温升不超过55℃；

折向器位置是否正确，有无变动；

进水压力表指示是否正常；

检查各固定螺栓、螺帽紧固情况。

三

前池、压力钢管监视和检查

1压力前池是否在规定的高水位运行(高于压力管道进口处淹没线2m以上)；

2前池进水口及栏污栅有无漂浮杂物；

3检查前池墙身、基础各部位有无异常或漏水、滑坡等现象；

4检查压力钢管及伸缩节有无漏水现象；

5观测压力钢管支墩、镇墩是否出现沉陷、冲动位移、拉裂等现象。

四

发电机电压、电流、功率因数cosφ监视检查

电压监视检查:

发电机在额定转速nn与额定出力Nn不变的情况下，电压变动允许在±5%范围内运行，最高不大于10%Un(此时励磁电流不超过额定值)，最低电压不低于90%Un(此时定子电流不超过额定值)。

电流监视检查:

定子电流不超过额定值，三相不平衡电流不超出20%In(In为额定电流)。

功率因数cosφ监视检查:

发电机功率因数cosф的额定值为0.8(滞后)，一般不应超过0.95，不允许进相运行，当cosφ小于0.8时，注意定子、转子电流不超过额定值。

五

发电机控制屏监视和检查

仪表指示是否正常，有无卡涩现象，表计、信号指示与投入的位置或设备是否相符合等。

隔离开关连接处有无过热现象；绝缘连杆、底座有无损坏和放电现象；触头有无烧伤及麻点、灭弧罩是否清洁完整；触头是否紧密、三相是否同时接触;操作机构应完好，分合闸位置应到位；顶丝、销钉、拉杆等均应正常。

空气断路器的监视检查:

(1)触头系统和连接处有无过热现象，分合闸状态是否与辅助触头所串联的指示灯信号相符合;

(2)监听断路器在运行中有无异常声响;

(3)检查断路器传动机构有无变形、销钉松脱等异常现象;

(4)检查断路器绝缘有无裂痕、表面剥落和放电现象;

(5)检查断路器脱扣器工作状态，如整定值指示位置是否松动，电磁铁表面及间隙是否清洁正常，弹簧的外观有无锈蚀、线圈有无过热现象及异常声响等。

检查屏内一、二次回路连接线接头是否有脱落、松动、过热现象及屏内是否有异味等。

第二节

运行设备的维护和检修

第二十六条

水轮发电机组的维护

轴承的维护和保养

发电机轴承:轴伸端为2328(1只)，励磁机端为328(1只)；水轮机轴承:机头端为推力球轴承7324(2只)，飞轮端为向心滚子轴承2324(1只)。使用润滑油为:3号通用锂基润滑脂(高速、高温)。

(1)

每运行30—50小时应旋转油杯盖注脂;

(2)

每运行300—500小时向油杯内填脂;

(3)

每运行2500—3000小时，应清洗轴承，更换新油，换油时注意加油量，以轴承腔容积的2/3为宜，不同规格的润滑脂不能混用;

(4)

长期停运起动前，必须先检查润滑状态,如原来的润滑油巳脏或硬化，必须将轴承和油室内清洗干净,再在加油室内涂入清洁的润滑油，油量约为油室容积的2/3，油过多,工作时轴承会过热,引起润滑油分解;

(5)

在轴承注入润滑油后，电机的转轴应很容易手扳动。

集电环与励磁机的换向器检修和维护

(1)集电环与换向器表面应保持光滑的园柱形,如表面不光滑、生有铜绿、铁锈及灼伤时，应用00号细软砂纸装在直径相应的打磨木瓦上进行研磨;

(2)换向器不平或成椭圆形时,则应重车处理;

(3)换向片间槽的深度应保持1—1.5mm深度，上口两边刮出0.5×450的倒角;

(4)在换向器的表面上产生一层暗褐色有光泽的坚硬氧化薄膜，它能保护换向器减小磨损，必须保存，不允许用砂布去清除，如换向器上有污垢，可用布稍沾一点汽油揩净;

(5)为了使集电环和换向器磨损均匀，一年内必须更换它们的极性一次到二次;

(6)经常清扫灰尘及炭粉等。

炭刷装置的检查维护

炭刷装置的好坏对发电机的运行是否可靠有很大关系，因此必须加强维护检查。

若炭刷磨损过多时(超过炭刷长度2/3)，应另换同型号新炭刷，同一极性上所用炭刷，调换时应一起更换，不可只调换其中数只。新炭刷应先用细砂纸研磨,使它与集电环或换向器表面接触良好，再用轻负载(正常负裁1/3---1/4)运转到表面光滑为止。

定子线圈的检查维护

(1)

每次检修时，都应测量其绝缘电阻是否符合要求;

(2)

定子线圈的端部容易损伤。应仔细检查,线圈端部是否有变形现象、端部的垫块有无松动和移位、端部绝缘有无脱落，如有脱落处用云母带包扎好外表，并涂绝缘漆；

(3)

转子线圈应测量每一个磁极电阻，判断是否有匝间短路存在，转子线圈极间联连线应紧固可靠，绝缘良好；

(4)

检查转子阻尼条和阻尼环有无断裂和松动现象，如有裂缝时，进行补焊，阻尼环间连接螺钉应严密紧固；

(5)

检查转子风扇是否有裂纹和松动现象等。

第二十七条

水轮机的维护保养

各转动部份应保证润滑良好，经常检查各处润滑情况，需补油时及时补允润滑油。

定期检查喷咀、衬套、喷针、折向器等气蚀磨损情况，必要时进行更换或焊接。

经常检查各固定螺栓、螺帽的拧紧程度及销子情况，如松动及时处理。

第五章

变压器运行与检查维护

第二十八条

变压器投运前的检查

套管完整，无损伤、无裂纹现象，外壳无渗漏油现象;

高、低压引线符合要求，完整可靠，各处接触点符合要求;

油位正常;

4防雷保护齐全，接地符合要求

第二十九条

变压器的允许运行方式

额定运行方式：

电力变压器在额定使用条件下，可按铭牌长期连续运行。

（1）

运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%。

（2）

无磁励调压变压器在额定电压5%---5%范围改换分接头位置运行时，其额定容量不变。

温度限制:

最高顶层油温不超过80℃。

第三十条

变压器日常巡视和检查(每班至少4次)

变压器的油温和温度指示是否正常，储油柜的油位与温度是否对应,各部位是否有渗油、漏油现象;

套管外部有无破损裂纹、严重油污、放电痕迹及其他异常现象;

变压器音响是否正常。正常运行的变压器发出均匀的“嗡嗡”声，应无沉重的过载引起的“嗡嗡”声；无内部过电压或局部放电打火的“吱吱”声；无内部零件松动、穿心螺栓不紧、铁芯硅钢片振动的“萤萤”声；无系统短路时的大噪声。

第三十一条

变压器的定期检查（每天白班检查一次）

外壳及箱沿有无异常发热；

各种标志是否齐全明显；

各部位的接地是否完好。

第三十二条

变压器的特殊巡视检查

大风、大雾、雷雨后和气温突然变化的异常天气，应对变压器进行特殊巡视检查，检查内容如下：

1大风时检查变压器附近应无容易被吹动飞起的杂物，防止吹落至变压器带电部分，并注意引线的摆动情况；

大雾、毛毛雨、小雪天时，检查套管、绝缘子应无严重电晕闪络和放电等现象；

雷雨后，检查变压器套管应无破损、裂纹及放电痕迹；

夜间巡视，应注意引线接头处、线卡应无过热、发红及严重放电等现象；

气温及负荷剧变时，应检查油枕油位随温度变化情况，注意接头有无变形或发热现象；

当系统发生短路时，应立即检查变压器系统有无开裂、断脱、移位、变形、焦味、烧损、闪络、烟火和喷油现象。必要时取油样进行色谱分析。

第三十三条

变压器的异常运行与事故处理

一

变压器声音异常及处理

变压器的声音比平时增大。但声音均匀，是以下原因引起：

（1）电网发生过电压；

（2）变压器过负荷。

变压器有杂音

若变压器的声音比正常时增大且有明显的杂音，但电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺栓松动，使硅钢片振动增大所造的。

变压器有放电声

若变压器内部或表面发生局部放电，声音中就会夹杂着“劈啪”放电声。发生这种情况时，若在夜间或阴雨天气下，可看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，说明是瓷件污秽严重或设备线夹接触不良引起的；若变压器内部放电，则是变压器不接地的部件的静电放电或是分接开关接触不良放电，这时应将变压器停运，进一步检查。

变压器有水沸腾声

若变压器的声异夹杂有水沸腾声且温度急剧变化，温度升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关接触不良引起严重过热，这时应立即停运并进行检查。

变压器有爆裂声

若变压器的声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器内部或表面绝缘击穿，应立即停运检查。

6变压器有撞击声和摩擦声

若变压器声音中夹杂有连续的有规律的撞击声和摩擦声，则可能是变压器外部某些零件引起，应根据情况予以处理。

二

变压器温度异常运行及处理

变压器各部分温升极限值：

变压器部位

最高温升℃

油（顶部）

绕

组

铁

芯

值班人员应加强变压器顶层油温的监视，顶层油温控制在80℃以下运行。

若发现在同样条件下油温比平时高出10℃以上或负荷不变但油温不断上升，而环境温度又无变化、温度表也无失灵时，则认为变压器内部发生故障，应立即停运。

三

变压器油位异常分析及处理

油位异常分析

变压器储油柜的油位表上标有-30℃、+20℃、+40℃三条线，它是指变压器使用地点在最低温度和最高环境温度时对应的油表。根据这三个标志可以判断是否需要加油或放油。运行中变压器温度的变化会使油体积变化，引起油位的上下位移。常见的油位异常有：

（1）

假油位

如变压器温度变化正常，而变压器油标管内的油位变化不正常或不变，则是假油位。运行中出现假油位的原因有:

1)

油标管堵塞;

2)

油枕呼吸器堵塞;

3)

防爆管通气孔堵塞;

4)

变压器油枕内存在一定数量空气。

(2)

油面过低

油面过低应视为异常情况，造成原因:

1)

变压器严重漏油;

2)

多次放油后未作补充;

3)

气温过低且油量不足等。

油位异常处理

运行中的变压器油位下降造成油位指示器看不到油位，应将变压器退出运行,并进行补油处理

(禁止从变压器底部阀门补油)。对假油位，视其原因及时排除。

四

变压器外表异常及处理

套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热,导致绝缘老化受损甚至引起爆炸,常见的原因如下:

1)

套管表面过肮;

2)

高压套管制造不良;

3)

系统出现内部或外部过电压,套管内存隐患而导致击穿等。

渗漏油

渗漏油，是变压器常见的缺陷，常见的渗漏油部位及原因:

1)

阀门系统，胶垫材质、安装不良、螺纹处渗漏;

2)

胶垫。接线桩头、套管基座等胶垫不密、无弹性渗漏;

3)

绝缘子破裂渗漏油等。

外表异常处理

1)

轻者汇报站长及调度部门，加强加监;

2)

严重者应请示停运变压器;

3)

变压器喷油、套管严重破裂、套管严重放电、变压器着火时立即停运，再向调度及站长报告。

第六章

输电线路(10kv)的运行与检查维护

第三十四条

线路投运前的检查

线路大修或改造后，应对施工或检修工作进行全面检查、鉴定，合格后方可投入运行。检查的主要内容如下:

导线与绝缘子的绑扎、绝缘子的组装，应符合要求;

导线的弛度、对地距离，应符合当时气温的规定值;

横担与电杆的抱箍，整齐牢固，防锈良好;

耐张杆、转角杆、分支杆和终端杆的跳线、拉线都应符合施工质量要求;

交叉跨越和线路周围，应无其他物体(如树技等)障碍和碰线现象;

杆上无遗留物或扎线接地;

防雷接地装置符合设计要求，接地电阻值在允许范围内;

测量线路各相之间及对地的绝缘电阻值(应使用2500v兆欧表)应趋于“∞”大。

经全面检查和测试合格后，确认一切正常并断开所有用户投入空载运行，空载运行正常后投入正常运行。

第三十五条

线路运行中巡视检查

线路的巡视检查，包括定期巡视、特殊巡视、夜间巡视、故障巡视、监察巡视以及预防性巡视等。

定期巡视

一月一次，根据线路环境，线路情况及季节性变化，必要时可增加次数。

特殊性巡视

在恶劣天气的情况下，如大雾、大雪，狂风暴雪、山洪暴发等，对线路全线或某些重点地段进行详细勘察。

夜间巡视

为了检查导线的连接点及绝缘子的异常情况，如出现电晕、闪络等，进行夜间巡视，时间应在无月光的黑夜情况下，每半年进行一次。

故障性巡视

在故障情况下，如发生接地、断线、开关跳闸等，要进行事故巡视，尽快找出故障点及故障原因，及时排除故障，恢复供电。

监察性巡视

为了鉴定线路的运行质量和设奋缺陷，确定检修项目和内容，要求进行监察巡视和检查，一年进行一到二次，时间按排在雷季或高峰负荷前进行。

预防性检查

主要是对线路元件进行预防性检查试验，并确定检修项目及工作量。

第三十六条

巡视的内容

沿线情况

1）

清除线路防护范围内堆放的草垛、垃圾等，以及在线路附近有无倒下可能损伤导线的树技等；

2）查明各种异常现象和正在进行的工程情况，如在防护范围内植树、开挖土方、建筑房屋以及危及电杆安全情况。

杆塔情况

1）

电杆本身有无歪斜及横担、瓷瓶、瓷横担的歪斜变形；

2）电杆的紧固件有无缺损，螺栓、螺帽、螺纹长度不够或螺栓松动、绑线断裂或松弛；

3）电杆上有否其他杂物；

4）电杆基础有无沉陷或被水冲刷、基础周围有无过高的杂草及在电杆上或拉线上有无蔓藤植物附生；

5）电杆有无裂缝、剥落和钢筋外露等。

绝缘子情况

1）绝缘子有无脏污、瓷质裂纹或破碎，有否闪络痕迹或电晕现象；

2）绝缘子有无半弯曲或偏移现象；

3）金具有否生锈，开口销有否缺少或脱出等。

拉线情况

1）拉线有无锈蚀、松弛、断股或张力分配不均匀；

2）拉线基础周围土壤有无突起、开裂或沉陷；

3）地锚有无松动或缺土及土壤下陷；

4）紧线夹、花篮螺栓、连接杆、抱箍是否锈蚀或松动等。

导线

1）导线有无断股、损伤、或闪络烧伤的痕迹；

2）弛度是否平衡。导线垂直对地，交叉设施对其他物体距离是否正常以及有无严重不符合规程规定的最小安全距离。

导线接近物体时的最小距离：

线路要径过地区特点

最

小

距

离

400v

10Kv

导线对地面(水面)距离:

居民区

非居民区

4.5

6.5

5.5

导线对跨越距离:

公路(路面)

6.0

7.0

导线至建筑物:

最大弛度垂直距离

最大偏斜时最小距离

2.5

1.0

3.0

1.5

导线交叉时的最小垂直距离：

设

施

名

称

最小垂直距离(m)

400v低压线与400v低压线交叉

0.8

400v低压线与6—10kv高压线交叉

1.2

400v低压线与35kv高压线交叉

3.0

400v低压线与通信线、广播线交叉

1.5

防雷设备情况

1)

避雷器有无脏污、裂纹、烧伤等现象，接地是否良好;

2)

避雷线、避雷针是否完好等。

第三十七条

巡视检查方法及注意事项

正常巡视检:查由有经验人员担任,夜间、恶劣天气巡视必位有两人进行。单人巡视时禁止攀登电杆，巡视检查结果，应做好详组记录。

事故性的巡视:必须集中力量迅速查出故障点和原因，并快恢复发电。

巡视过程中。在任何情况下必须认为线路是带电的，即使知道线路已停电亦认为线路随时有恢复送电的可能，绝对不能攀登电杆，更不能碰到导线。

夜间巡线，应沿线路外侧进行,大风巡线应沿线路上风侧前行，以免触及断落导线，如发现导线断落地面或悬吊空中，应设法防止行人靠进断线点10m以内,并迅速报告调度停电。

文档内容仅供参考

第五篇：并网运行规定

电力工业部印发《关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定(试行)》的通知

（1994年5月21日 电政法［1994］315号）

根据国务院《电网调度管理条例》的有关规定，为保证电网安全、优质、经济运行和维 护并网双方的合法权益，在征求有关部门和单位意见的基础上，部制定了《关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定(试行)》，现印发给你们，执行中遇到的问题请及时向国家 电力调度通信中心反映。

附件：

电力工业部关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定(试行)



第一章 总则

第一条 为了适应社会主义市场经济规律要求，保证电网安全、优质、经济运行并维护并网双方的合法权益，根据《电网调度管理条例》的有关规定，制定本规定。

第二条 电网管理部门及其调度机构、并网运行的发电厂(站)、变电站和电网，均应遵守本规定。

第三条 新建需并网运行的发电厂应符合国家有关产业政策和电网的统一规划及并网的技术要求，有关电网管理部门应参加与并网运行有关部分的设计审查工作。

第四条 凡需并网运行的发电厂或电网，必须与电网管理有关部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网协议，方可正式并入电网运行。

第五条 并网协议包括并网经济协议、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。协议双方应将并网协议分别报上一级主管部门备案。

第六条 并网运行的发电厂或电网，均必须服从电网调度机构的统一调度。对发电厂并网运行的技术要求，应符合国家标准或国务院电行政主管部门规定的标准。电网并网运行的要求，可参照本规定的原则执行。



第二章 申请并网程序和条件

第七条 凡要求并网运行的发电厂，应在项目设计审查前三个月向有关电网管理部门提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合并网运行的要求，并在收到设计审查文件后一个月内作出书面答复。

第八条 申请并网发电厂，必须具备接受电网统一调度的技术装备和管理设施。

第九条 申请并网运行的发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统(包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等)设施按批准的设计同步建成，同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。第十条 发电厂与有关电网管理部门签订并网协议前要求具备：

1.向有关电网管理部门提供电气主接线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、远动及通信设备等技术资料；水电厂(包括蓄能水电厂)还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线(调度图)等资料，核电厂还应提供核岛的有关资料和图纸；

2.与有关电网调度机构之间的通信设施已按设计建成，并已具备投运条件；

3.远动设施已按设计建成，有关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；

4.根据设计要求安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件；

5.与并网运行有关的电力、电量量测装置的技术等级应符合国家的有关规定并已安装完毕和进行初步校验；

6.其它事宜。

第十一条 有关电网管理部门因电网情况变化，为保证电网安全运行而要求发电厂加装有关设备的，发电厂应按其要求加装。

第十二条 电网并网的技术条件，可参照对发电厂的规定执行。

第十三条 对并网运行的电网，还应具备控制联网安全运行的能力。

第十四条 发电厂或电网是否具备正式并网运行条件，应通过发电厂、变电所、线路竣工验收，并网试运行或其它方式进行检验。

第十五条 有关电网管理部门要为需并网运行的发电厂或电网提供必要的技术指导和帮助，并积极为其并网运行创造条件。

第十六条 当并网双方对是否具备并网条件意见不一致时，可由双方上一级管理部门(含电力工业部)协调确定。



第三章 并网经济协议

第十七条 发电厂或电网应当与有关电网管理部门签订并网经济协议。

第十八条 发电厂的上网电量应与有关电网管理部门签订购销协议，并应按国家有关规定协商确定上网电价，按有关规定报国家或省级电价权力部门批准后执行。

第十九条 电网管理部门与发电厂签订的并网经济协议应包括以下内容：

1.电量购、销条款；

2.价格条款；

3.结算条款；

4.违约责任条款；

5.奖惩条款；

6.因对方或自身原因上网电力、电量多(少)于协议规定的计算和考核条款；

7.技术指标考核及结算条款；

8.不可抗力的处理条款；

9.协议修订条款；

10.协议纠纷处理及仲裁条款；

11.其它条款。

第二十条 并网双方事故支援电力、电量的计量及补偿办法，由双方商定并在并网经济协议中明确。

第二十一条 并网经济协议是否需要公证由协议双方协商决定，并网经济协议可经任一协议方所在地公证机关公证。

第四章 并网调度协议

第二十二条 有关电网管理部门在接到发电厂的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，对保证电网安全，须与电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值应认真组织计算，下达执行。

第二十三条 电网管理部门与发电厂签订的并网调度协议主要包括以下内容：

1.并网运行的发电厂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、合理的原则及电网的运行需要统一安排并网电厂的调峰、调频、调压和事故备用；

2.由有关电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排发电厂日负荷曲线和调峰容量的依据；

3.有关电网管理部门在编制月度发电计划时，应满足发电厂完成国家下达或协议规定的发电量的运行条件；

4.发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂的可能，按电网管理部门批准的计划安排发电厂完成计划检修。检修进度应服从有关调度机构的统一安排，检修安排的 变动及临修的申请、批准等，按电网有关规程规定执行。

5.发电厂应严格按照有关调度机构下达的日负荷曲线运行，误差不应超过±3%，当按《电网调度管理条例》规定改变时，按经济办法结算；对发电厂的机组可用率应有原则规定；

6.有关电网管理部门对发电厂的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度、自动化等专业工作实行归口管理，并对这些设备运行情况进行考核；

7.确定电力(含有功功率和无功功率)、电量和电压的计量点，其量测表计的技术等级应符合国家的有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处；

8.发电厂应按有关电网管理部门的要求，按时、准确地报送有关统计报表及故障录波图等有关资料；

9.调度管辖范围；

10.电网安全措施管理；

11.调度系统电气值班人员培训、考核及认证办法；

12.协议修订办法；

13.协议纠纷处理及仲裁办法；

14.其它。第二十四条 根据发电厂机组的容量与接入系统电压等级以及电网的具体情况，由跨省或省级电网管理部门确定与其签订并网调度协议的电网调度机构。

第二十五条 电网与电网签订并网调度协议的内容，可参照对发电厂的规定执行。



第五章 附则

第二十六条 已并网运行的发电厂或电网尚未签订并网协议的，应在本规定公布后的一年内与有关电网管理部门补订协议，并网条件不满足本规定要求的，应在协议中明确完善其并网技术条件的时间。

第二十七条 跨省或省级电网管理部门可以根据本规定制定具体实施细则。

第二十八条 本规定的解释权属电力工业部。

第二十九条 本规定自颁发之日起试行。