发电厂环境保护管理制度

发电厂环境保护管理制度（精选8篇）

发电厂环境保护管理制度 篇1

汾矿发电厂环境保护管理办法 第一章 总 则

第一条 为了加强发电厂环境保护管理工作，根据《中华人民共和国环境保护法》等法律、法规结合集团公司环境管理办法，特制定本办法。

第二条 全面落实科学发展观，积极推广清洁生产，大力发展循环经济，实现经济建设与环境保护协调发展。

第三条 各部门的行政正职是本部门环境保护第一责任人，环保工作成绩作为考核干部的重要依据，实行问责制和一票否决制。各部门根据自身的特点建立相应的环境保护管理体系。环保科负责对全厂的环境保护工作实施监督检查和管理。

第四条 发电厂实行环境保护违章和超标内部处罚制度。各部门应按照各自管辖范围加强监督检查和管理。违章和超标处罚单经分管领导批准后执行。

第五条 本办法适用于汾矿发电厂所属的所有部门；外单位在承包或参与厂里的施工项目和提供技术服务时也应遵照本办法执行。

第二章 建设项目环境保护管理

第六条 建设项目必须按规定执行国家环境影响评价制度、环境保护“三同时”制度，严格遵守建设项目环境保护申报审批程序；涉及水土保持的项目，必须按照国家水行政主管部门的有关规定执

行。

第七条 建设项目的招标文件中应有明确的环境保护条款，并在招标工作程序中全面落实设计文件中提出的各项污染防治措施。

第八条 建设项目对外谈判、签订合同，必须严格执行国家和地方的环境保护法律、法规、标准及有关批复文件的要求。

第九条 厂环保科负责监督建设项目“三同时”执行情况，检查项目建设是否符合环境影响评价文件审批要求。

第十条 建设项目配套的环保工程建成经集团公司竣工验收后，及时向地方环保部门申请办理试生产手续，经同意试生产后90日内申请竣工环境保护验收，并按竣工验收程序办理验收手续。

第十一条 建设项目配备放射性同位素应用装置以及伴生放射性矿物资源利用项目的，必须严格执行环境保护部《放射环境管理办法》，办理审批、使用手续及废旧放射源的送贮。

第三章 生产过程环境保护管理

第十二条 各部门要采取有效措施，防治生产过程中产生的废气、废水、废渣、粉尘、恶臭气体、放射性物质以及噪声振动、电磁波辐射等对环境的污染和危害，使各种污染物的排放达到国家或地方规定的排放标准。

第十三条 对造成环境严重污染与生态破坏的部门，实行限期治理。被限期治理的部门，必须如期完成治理任务。

第十四条 配备放射性同位素应用装置与射线装置的部门，必须执行国务院下发的《放射性同位素与射线装置安全和防护条例》，保护使用安全。生产、储存、运输、销售、使用有毒化学物品必须遵守国家有关规定，防止污染环境。

第十五条 炉渣、粉煤灰的运输、填埋，应符合相应的环保要求，并用黄土覆盖。

第十六条 冲灰水、循环水、脱硫水应达到一级闭路循环，任何情况下都不允许向外排放工业废水，外排即视为污染事故。

第十七条 污染治理设施、设备应同生产设施、设备一样保持完好。污染治理设施、设备损坏应及时修复。易损件、备品、备件应有合理的库存。设备应根据其完好状态挂有“完好”和“待修”标牌。

第十八条 各部门要保证防治污染设施正常运行，不得擅自拆除、闲置或者故意不正常使用；确有必要拆除或者闲置的，必须事先征得所在地环境保护行政主管部门的同意，并报厂环保科备案。

第十九条 污染治理设施、设备应有完善的管理制度，如岗位责任制、操作规程、设备台帐、运行记录等。环保工程的运行、维修和管理人员必须经过培训并取得上岗证，持证上岗。

第二十条 禁止在街道、公路和沿河两岸倾倒生产垃圾、工业废渣和其它废弃物。

第二十一条 各部门应按国家有关规定对污染治理设施、设备的操作人员、环境监测人员和其他接触有毒有害物质的环保工作人员发放相应的劳保用品。

第四章 强化环境的监督与管理

第二十二条 发电厂环境保护实行分级负责制度；推行环境保护工作责任制和考核制度。厂节能环保领导组每年根据《汾矿发电厂环境保护考核方案》和《汾矿发电厂环境保护考核细则》对各所属车间、部门环境保护工作进行检查奖罚。

第二十三条 坚持“谁污染、谁治理”的原则，厂属各部门每年都应该根据本部门的实际情况，确定环保重点治理项目。

第二十四条 各部门应建立环境应急预案，防治污染事件发生，当发生污染事故时，必须立即采取有效措施处理，并及时向厂环保科及当地环保行政主管部门报告。

第二十五条 宣传部门应充分发挥新闻媒体的重要作用，正确发挥舆论引导和监督作用，努力营造浓厚的保护环境的社会氛围。工会组织要充分发挥广大职工群众的聪明才智，大力开展群众性的保护环境合理化建议、技术创新活动，共青团组织要在青少年中开展保护环境宣传和实践活动，教育青少年养成保护环境的良好习惯。

第五章 科研、档案与统计

第二十六条 环境保护是一项技术性和知识性非常强的工作，应

将环保工作人员的培训计划列入每年的职工培训计划中并积极落实，定期组织环保工作人员外出学习、培训和交流。环保工作人员也应不断学习新知识、新技术，使自己的知识业务水平能适应工作的需要。

第二十七条 环境保护是一项高度专业的行业，各部门应配备数量足够的工作人员，并保持环保工作人员队伍的相对稳定。

第二十八条 各部门要加强运行及监测记录，建立健全污染源和污染物排放档案。

第二十九条 各部门要加强原始环保档案的管理，按规定做好环保原始记录的收集、整理工作。

第六章 奖励与惩罚

第三十条 对于在环境保护管理、运行、检修、监测工作中作出重大贡献的部门、人员，将给予表彰和奖励。

第三十一条 管理人员、工作人员有破坏环境行为，按照《汾西矿业集团公司浪费能源破坏环境违纪违法处分规定》进行处理。构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第三十二条 发生环境污染事故，按《发电厂环境保护考核方案》的规定处罚相关部门；发生环境污染事故不按规定报告或不采取抢救措施的，从重处罚。

第三十三条 有下列行为之一的部门，按《发电厂环境保护考核方案》的规定处罚：

（一）污染治理设施、设备损坏后不及时修复的；

（二）随意在街道、公路和沿河两岸倾倒生产垃圾、工业废渣和其它废弃物的。

（三）未建立环境保护设施运行的原始记录，环境设施统计台账；

（四）造成烟气、废水、粉尘超标，酿成环境污染事故的，（五）无故不参加厂组织的环保宣传、培训、比武等活动的。

第三十四条 对于其它违反环保法规的行为，将根据国家、省法规相关规定，酌情进行处理。

第七章 附则

第三十五条 本办法的执行机构是汾西矿业集团公司发电厂节能环保领导组及环保科。

第三十六条 本办法由发电厂环保科负责解释。第三十七条 本办法自公布之日起执行。

二〇一三年六月二十八日

发电厂环境保护管理制度 篇2

继电保护装置是电厂中的一种重要装置,很多电厂都要用到,电厂要想实现继电保护必须有该装置做支撑。而要想使电厂继电保护的效能得到充分发挥,必须进行科学的检修与管理。

而要想科学的检修与管理电厂继电保护设备,必须深入了解继电设备的应用情况与保护情况,对继电保护装置的应用效果有直接影响,这就要求应按相关要求进行设备的日常运营管理,对继电保护装置的检修与管理,可按下列要求进行:

1)对继电保护装置运行初始状态进行充分掌握,继电保护装置初始运行状态情况会直接影响继电保护装置后续的工作质量,为此,我们必须全面彻底的了解掌握继电保护初始运行状态,这就要求相关检修与管理人员必须重点搜集继电保护装置各设备图纸,还有其相关技术资料,特别是一些日常常用的比较重要的参数数据。

同时,还应重视继电保护装置日常运行检验,把检验工作定期做好,在继电保护装置整个生命周期内,只对各个零部件的具体使用情况进行仔细检查,才能对其进行彻底管理,对保护装置初始状态的掌握,主要是以实现下列两点为目的:

一更好的保障装置的安全有效运行,以防装置部分零部件发生故障,由于继电保护装置可能会有隐性故障隐藏在其中,检查时机也比较重要,只有选择的检查时机恰当,才能把故障检查出来,对于这个最佳检修时机,相关检修人员必须抓好。

二是各项数据信息必须确保真实可靠。

2)掌握继电保护装置的实际运行数据,并对这些数据进行深层次分析,具体包括内容为:继电保护经常出现故障的零部件类别,故障出现后它们各自有哪些特征,总结这些规律、特征,这样可更科学、合理的预测装置故障,以防装置运行时,严重故障的发生,这样还有助于故障发生前的,彻底排查,由此,我们可知掌握装置运行数据很重要。应对上述记录内容做详细分析,并与装置其它信息进行有机结合,然后把它们存储于数据库中,以便后期需要。虽然要想对继电保护装置故障进行准确预测存在一定难度,但只要对其运行基本规律与相关信息进行充分掌握,其实其很多故障,都是可做到事先预测的,这样可避免很多麻烦,有助于整个电厂设备的正常、有序运行。

3)了解继电保护装置的重要技术与发展趋势,随着现代科技的飞速发展,出现了很多维修继电保护装置的技术,维修设备的先进,可更好的保障维修质量,可准确找继电保护的故障点,进而把继电保护故障消除。就当前继电保护装置在我国的发展现状而言,很多继电保护装置都需进一步完善,只有把一些当代先进技术不断应用于继电保护装置,其应用的价值才会越来越明显,继电保护装置的实际检修与管理效率也会得到相应提高。

2 对继电保护装置的要求

2.1 选择性

短路现象是电力系统各设备或线路经常出现的故障,一旦电力系统有短路现象出现,电力系统的继电保护装置要能有选择性的切除电力系统中出现故障的设备或线路,若遇到有故障的设备或线路,它们各自的保护装置或断路器存在拒动现象后,在这种情况下,切除故障的任务,相邻设备或线路应承担起来。

2.2 速动性

速动性指继电保护对故障的切除应尽可能的快,对保护短路故障的继电保护来说,之所以要求能快速动作主要是由于,通过第一时间切除故障,将不会影响到电力系统并列运行的实际稳定性,迅速切除突发故障,这样发电厂厂用电将不会有太大降低,用户使用电压量也不会降低太大,有利于快速恢复正常运行。

保护厂用电的稳定性与用户用电的稳定性,把故障快速切除,这样故障损坏电气设备与线路的程度将会降低,防止故障扩大,使自动重合闸与备用电源自动投入更成功。

2.3 灵敏性

灵敏性是一种反应能力,它主要指在保护范围内有短路故障或其它故障出现于电气设备或线路中时,保护装置的反应情况,我们所说的系统最大运行方式,指被保护线路末端发生故障后,系统最小等效阻抗,在保护装置通过的实际短路电流是最大运行方式,对于系统最小运行方式而言,就是在短路情况相同的情况下,最大系统等效阻抗时,在保护装置通过的短路电流也就是最小运行方式。

2.4 可靠性

在保护状态下,系统出现故障后,相关保护装置应及时动作,不应出现拒动现象;而在不属于保护动作的前提下,保护装置必须可靠的不发生动作。

3 电力状态检修在继电保护工作中不可或缺

随着社会的发展,人们对供电质量要求的提高,迫切需要电力部门实施状态检修。检修设备可使设备的运行更安全、更可靠,依据设备状态实施检修,可减少设备检修停电时长,让电力供应更可靠,借助对设备实施状态监测与分析,可使设备的检修更具有针对性,节省各种不必要的检修费用,使设备实现经济运行。

4 结语

总之,继电保护装置在电厂中占有重要地位,其发挥的效能巨大,为了使其效能得到持续发挥,电厂应把继电保护的检查与管理工作持续做好,同时在进行继电保护装置的选购时,选择的装置应该是正规厂家生产的,这样的继电保护装置才更有保障。

应重视继电保护检修人员与管理人员的培训,让他们掌握必要的检修技能与管理能力,此外,作为一名现代化的电厂继电保护检修人员,也应重视自我素质的提高,积极主动的掌握先进的检修技术以及的管理技能,只有这样,才能更好的检修与管理电厂继电保护装置,才能更好的保障电厂的高产、高效。

参考文献

[1]莫建平.110k V以上继电保护整定存在的问题及解决对策[J].技术与市场,2012(05).

电厂继电保护装置检修与管理探析 篇3

关键词：电力系统；继电保护装置；设备故障；故障检修；电厂 文献标识码：A

中图分类号：TM77 文章编号：1009-2374（2016）17-0118-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.17.057

继电保护装置作为一种设备能够在电力系统元件发生故障时，通过对电气量实时测量值和整定值进行比较及逻辑判断，区分区内外故障并快速切除故障部分，控制故障辐射范围，向工作人员发出警告。因此，需要重视继电保护装置的检修与管理，以便能够更好地利用继电保护装置，确保发电厂能够正常工作。

1 电力状态检修在继电保护工作中的重要性

在经济快速发展的背景下，迫切需要对继电保护装置开展状态检修，目的是确保电厂设备的安全可靠运行。为了减少对设备的检修次数，确保供电的可靠性，要根据设备的运行状态进行检修，检测分析设备运行状态，做到有针对性地对设备进行检修，实现设备的经济运行。

采用先进的技术和科学的方法开展设备状态检修工作，可避免定期检修维护带来的盲目性，减少不必要的人力和财力浪费，不断减少检修工作量，让工作人员更加轻松地工作，杜绝出现由于人员素质导致的越修越坏现象。对设备进行状态检修，可以有效减少工作人员工作量，使检修工作变得更加有针对性，因此要采取科学的方法和先进的技术。

在科学技术快速发展、积累经验不断增多的前提下，很多完备的检测手段已经出现，分析判断方法也更加科学，开展状态检修具有很大可行性，完备的检测手段能为设备检修提供技术保障。

进行设备状态检修是以设备运行状态下的在线监测结果作为依据的，设备状态检修能够有效预防设备出现故障，有效避免发生意外突发事故。

2 继电保护装置的检修管理存在的问题

2.1 对设备运行状况没有明确的认识

对继电保护装置的检修，在科学技术不断发展的背景下，越来越广泛地应用部分状态诊断技术以及在线监测技术。例如：通过诊断变电站中的设备，能够准确掌握设备信息，改变以前设备管理中出现的随意、粗放现象。调查得知，部分电厂严重缺乏相关检修管理流程与检修管理制度，并且通过检测得到的设备信息也不完善，导致后期的状态评估和评价工作很难进行，影响检修管理策略的制定。

2.2 缺乏正确的检修管理策略

过去检修继电保护装置使用的方法很落后，检修管理策略的正确性得不到保证，比如：传统的检修工作要按时进行，缺点是即便设备不出现任何故障，良好运行状态下也需要进行检修，这在无形之中就会增加检修继电保护装置的次数，而且会耗费大量人力和物力。传统检修管理方法还存在另外一个缺点就是对存在安全隐患的设备不能进行准确检修，预防故障发生，甚至会使电网运行过程出现安全隐患，给电网造成巨大经济损失，影响电力企业发展。

3 对继电保护装置的要求

3.1 选择性

所谓选择性，指的是当电力系统的设备或者线路出现短路现象时，继电保护装置可以将出现故障的设备或者是某段线路与整个电力系统进行分离。如果设备或者是线路出现故障，但是拒绝断路器的保护，就应该选择由临近线路或者是线路的断路器，对此线路进行切除的检修和管理策略。

3.2 速动性

速动性指的是继电保护装置，可以及时排除电路出现的故障。继电保护装置需要具有速动性特性，迅速排除电路故障，确保电力系统安全稳定运行。保护装置的速动性，可以有效减少用户用电方面降压所需的时间，加快电力系统恢复正常运营状态的速度。保护装置的速动性能够提高电力系统供电的可靠性，对电路出现的故障予以快速排除，最大限度降低电气设备以及电力系统线路的受损程度，有效预防故障范围的扩大，提高自动重合闸或者是备用电源自动切入的成功率。如果继电保护装置对设备反应的是设备或者线路的不正常运行状况，需要根据其检测到的情况，延时发出信号。

3.3 灵敏性

所谓灵敏性指的是继电保护装置的反应能力，其主要体现在电力系统电力设备或者线路出现短路故障或者不正常运行状态时。所谓系统最大运行方式指的是在被保护电路出现短路现象、系统等效阻抗最小时，通过保护装置的短路电流最大的运行方式，反之就是系统最小运行方式的定义。

3.4 可靠性

所谓可靠性指的是在继电保护装置的保护范围要准确快速执行保护动作，不能出现由于自身存在的缺陷没有准确执行的情况，不在保护范围内则不用执行保护

动作。

4 电厂继电保护装置检修与管理要求评价

4.1 掌握继电保护装置的运行初始状态

继电保护装置的工作质量受到其初始状态的影响，检修与管理工作人员要大量收集继电保护装置的图纸以及有关技术资料才能够对其准确掌握，特别是要收集一些继电保护装置的重要参数数据。除了准确掌握继电保护装置的初始状态之外，还需要在其日常运行过程中加大对其的检查力度，准确把握继电保护装置在生命周期内各个零部件的使用情况，检查得越详细，管理得就越好。准确把握继电保护装置的初始状态主要为了实现两个方面的目标：第一，能够确保继电保护装置的安全稳定运行，把握好检查时机，有效防止装置零部件出现故障，原因在于继电保护装置可能存在隐性故障，必须把握好检查时机才能检查出来，这就要求检修人员必须把握好检查时机；第二，可以提高保护装置出厂参数的真实和可靠性，比如准确把握保护装置的出厂以及进厂日期等。

4.2 掌握继电保护装置运行数据，并且对其进行深层次的分析

要准确把握继电保护装置比较容易出现故障的零部件，对故障出现的特征以及规律进行总结，以便能够对设备存在的隐性故障进行预测，能够有效预防设备在运行过程中出现故障，实现在设备出现故障之前，就能够彻底排除故障，通过以上分析，可以清楚认识到准确掌握装置运行数据的重要性。此外，还要将装置运行数据同装置其他信息进行有效结合，并将其存储到数据库中，为以后分析装置运行规律垫定基础。从理论方面分析，继电保护装置可能出现的故障很难预测，但是只要对其运行规律和相应信息进行准确把握，就可以有效预防保护装置可能出现的大部分故障，减少了很多不必要的麻烦，能够确保电厂设备的正常运行。

4.3 全面了解继电保护装置的相关技术及发展趋势

现代科学技术发展较快，出现了很多创新型维修技术和先进的维修设备，确保了维修质量，同时也为装置保护功能的实现提供了保障。但是，目前我国在继电保护装置方面还有很多技术需要加以完善，必须在继电保护装置中应用一些新型技术，才能够全面发挥保护装置应有的作用，确保继电保护装置的检修、管理效率得到提高。

5 结语

综上所述，要加大对继电保护装置的检修和管理力度，采取恰当的检修和管理策略，充分满足电厂对继电保护装置的要求，提高继电保护装置检修的准确性。电厂运行过程中，电力设备受各方面影响，很容易出现故障，并且存在很多隐性故障，需要充分发挥继电保护装置的保护功能，快速判断和切除故障部分，准确预测一些隐性故障，确保电力系统能够安全稳定运行。

参考文献

[1] 高翔.继电保护状态检修应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2] 孙鑫，熊小伏，杨洋.基于故障录波信息的输电线路继电保护内部故障在线检测方法[J].电力系统保护与控制，2010，（3）.

[3] 宁楠.SV/GOOSE合并组网继电保护测试数据交互方法[J].机械与电子，2016，（2）.

[4] 姜涛.继电保护状态检修实际应用的研究[D].浙江大学，2008.

发电厂环境保护管理制度 篇4

保护、联锁和报警系统管理实施细则

第一章 总则

第一条 为了规范*****热电厂（以下简称**热电厂）生产管理过程中保护、联锁和报警系统的管理程序，明确权限职责，确保保护、联锁投退时不出现意外事故，同时使保护、联锁和报警系统在设备出现故障和人为操作不当等异常状况时能及时准确地动作或报警，确保发电机组安全、可靠和稳定运行，依据公司《管控体系》特制定本细则。

第二条 本制度适用于***热电厂在生产全过程中涉及联锁保护管理的规定。

第三条 名词解释

保护：反应于电力系统中电气设备故障或不正常的工作情况，而作用于系统内开关跳闸或发出告警信号的一种电工应用技术或电工装置，又称为继电保护、或者继电器、或者热工保护等。

联锁：为了保证设备运行安全，通过技术方法，使各个设备和系统之间按一定程序、一定条件建立起的既相互联系，而又制约关系，这种制约关系即联锁。

报警：因设备运行参数、工况或相关条件超过一定安全界限后有可能造成设备、人员、控制品质等威胁而通过声光信号、动作指示提醒相关人员引起重视的一种行为。

第四条 依据电力生产安全二十五项反措和电业安全规程及各级安监单位对安全生产的相关要求和“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，在生产全过程中必须完全符合安全要求。

第五条 本制度适用于***热电厂设备维护部各班组。

第二章 组织与职责

第六条 保护、联锁和报警系统定值一般是由生产技术部主管组织相关专业人员进行计算和整定。发电机组正常运行时，任何人不得擅自改动保护、联锁和报警系统参数设置定值。

第七条 当保护、联锁和报警系统出现故障,特殊情况下需要对设置的参数重新修改时,应由设备维护部保护负责人员提出并填写保护、联锁和报警系统定值修改申请单，说明原因及定值更改的时间，并根据定值修改的性质和要求，制定技术措施和安全措施，依次经设备维护部主管、发电部专业主管、生产技术部专业主管和主管生产厂长或总工审批。如果系调管设备的保护系统，由当班值长以书面或口头形式申请电网调度同意后方可执行，同时汇报电力公司调度中心。审批或答复结果发电部门应予以及时记录。

第八条 机组在运行中发生紧急情况需临时更改保护定值时，单元长或值长可依据规程规定先行下令实施并签字为证，但事后必须按规定履行有关程序。第九条 所有保护、联锁和报警系统装置的退出，由设备维护部的保护专责人填写申请单，办理保护、联锁和报警系统退出申请单的有关手续。申请单上要说明原因及退出的时间，并根据保护、联锁和报警系统退出的性质和要求，制定技术措施和安全措施。

第十条 由调度管辖的继电保护设备的退出，应在前一天上午10：00前（逢节假日应在放假前一天）由保护设备负责人员填写申请单。

第十一条 申请单首先经过设备维护部专业主管或部门负责人审核后，再递交到发电部、生产技术部对口专业主管处审核签字。生产技术部专业主管审核签字后，再由生产副厂长或总工批准。分管生产的领导批准、签字后，递交当班值长执行。

第十二条 联锁、保护、报警系统投退申请单必须按照BFS++流程进行办理。

第十三条 机组停运时，保护的退出要按规程规定执行，并与停机前由发电运行部过程提供需退出清单、设备维护部办理申请，停机过程中值长根据条件逐步批准执行。

第十四条 联锁、保护和报警系统投入前，须经保护专责人填写联锁、保护和报警系统投入申请，并与运行人员共同确认联锁、保护和报警系统设备、控制回路及信号状态良好，并履行同退出时相同的审批程序并将工作票注销后方可投入。

第十五条 机组启动时，保护的投入要按规程规定执行。第十六条 保护、联锁和报警系统的投退操作，对于热控专业保护、联锁和报警系统的投退在操作员站上能够进行的由运行人员完成，操作员站以外的由热控检修保护负责人员完成。设备维护部专业主管、发电部专业主管、生产技术部专业主管要做好操作监护工作。

第十七条 保护、联锁和报警信号系统的投退必须执行监护标准，一人操作，一人监护。

第十八条 发电机组正常运行时，主辅设备的保护、联锁和报警信号系统应100%投入(随设备的投入而投入)，任何人不得擅自退出。

第十九条 微机控制或DCS控制系统中的保护、联锁和报警信号的投退，必须将主控制器和备份控制器中的保护、联锁和报警信号全部投退。严禁只投退主控制器中的保护、联锁和报警信号而不投退备分控制器中的保护、联锁和报警信号。

第二十条 新增保护、联锁或保护装置、保护定值、保护逻辑发生异动，必须填写保护异动申请报告和保护异动申请单。新增保护或异动后的保护投入运行之前，必须对保护回路进行传动试验，确保保护回路正确动作。并对运行人员做书面交待，办理有关审核手续，方可投入该套保护。

第二十一条 严格落实关键设备保护投退的审批程序。一般情况下,没有取得主管生产副厂长或总工程师的许可,任何人不得擅自退出关键设备运行中的保护。第二十二条 全体设备维护部员工共同遵守保护、联锁和报警系统管理实施细则。

第二十三条 各班组班长负责本班内的保护、联锁和报警系统管理实施细则执行情况。

第二十四条 由部门经理负责本部门保护、联锁和报警系统管理实施细则执行情况。

第三章 检查与评价

第二十五条 各班组班长按照本制度，对班组成员进行制度执行情况的检查，并按月进行总结。

第二十六条 部门经理按照本制度，对设备维护部成员进行制度执行情况的检查，并根据执行情况给予评价，提出意见。

第二十七条 在执行制度的过程中，发现制度本身存在问题，需将意见及时反馈至设备维护部，以便及时修改本制度。

第四章 附则

第二十八条 本制度未做规定的，按国家、公司和厂有关制度执行。

发电厂继电保护专业考试题A资料 篇5

一、选择题

1.设A、B、C为三个相量，其脚标1、2、0分别表示为正序、负序、零序，下式表示正确的是（B）。

1A.A1=(A2BC)

31C.A0=(A2BC)

31B.A2=(A2BC)2.我国电力系统中性点接地方式主要有三种，以下说法正确的是（B）

A.直接接地方式、经消弧线圈接地方式和经大电抗器接地方式 B.直接接地方式、经消弧线圈接地方式和不接地方式 C.直接接地方式、经消弧线圈接地方式和经大电抗器接地方式

3.当电压互感器的安全接地点选在控制室接地，为保证在一、二次有击穿故障时设备和人身安全，若在二次中性点接击穿保险，则击穿保险的击穿电压最低应大于（B），才可以保证在站内发生接地故障时，不会造成电压互感器两点接地。

A.20 IMAX（V）B.30 IMAX（V）C.10 IMAX（V）

4.母线保护、母联失灵保护、母联死区保护均投入运行状态，在母联断路 器和TA之间故障时，事故后的跳闸保护有（C）。

A.母线保护； B.失灵保护；

C.母线保护和失灵保护；

5.大接地电流系统，发生单相接地故障，故障点距母线远近与母线上零序电压值的关系是（C）。

A.无关

B.故障点越远零序电压越高

C.故障点越远零序电压越低

6.由反应基波和利用三次谐波构成的100%定子接地保护其基波零序电压元件的保护范围是（B）

A.由中性点向机端定子绕组的85～90%线匝 B.由机端向中性点定子绕组的80%～95%线匝 C.100%的定子绕组线匝 7.变压器过激磁保护的原理是按磁密正比于（B）

A.电压U与频率f的乘积 B.电压U与频率f的比值 C.电压U与绕组匝数N的比值

8.变压器重瓦斯保护不允许起动断路器失灵保护,主要原因是(C)。

A.有差动保护起动失灵保护、不需要重瓦斯保护重复起动。B.重瓦斯保护的误动机率高、容易引起误起动失灵保护。C.变压器内部故障、重瓦斯保护动作后返回时间无法确定。

9.双母线运行倒闸过程中会出现两个隔离开关同时闭合的情况，如果此时Ⅰ母发生故障，母线保护应（A）。

A.切除两条母线 B.切除Ⅰ母 C.切除Ⅱ母 10.发电机横差保护是（C）的主保护。

A.定子绕组相间短路； B.定子绕组单相接地故障； C.定子绕组匝间故障；

11.P级电流互感器的实际复合误差与（A）。

A.与一次电流和二次负荷有关； B.只与负荷有关； C.只与一次电流有关。

12.变压器比率制动的差动继电器，设置比率制动的主要原因是（C）。

A.为了躲励磁涌流；

B.为了内部故障时提高保护的动作可靠性;C.当区外故障不平衡电流增加, 为了使继电器动作电流随不平衡电

流增加而提高动作值。

13.大型发电机变压器组非全相运行保护的构成，（A）。

A.主要由灵敏的负序或零序电流元件与非全相判别回路构成； B.由灵敏的相电流元件与非全相判别回路构成； C.由灵敏的负序或零序电压元件与非全相判别回路构成 14.变压器相间过流增加复压闭锁是为（A）。

A.提高过电流保护的灵敏度； B.增加动作可靠性； C.防止系统振荡；

15.电流互感器一次系统中的非周期分量对TA的正确传变（B）。

A.没有影响，因为TA不传变直流；

B.影响很大，会使TA暂态饱和，视具体情况合理选择型号。C.影响很大，会使TA暂态饱和，一次电流限值提高一倍既可克服； 16.继电保护要求所用的P级电流互感器的5%或10%误差是指（B）

A．稳态比误差 B．稳态复合误差 C．暂态误差

17.两只装于同一相，且变比相同、容量相等的套管型电流互感器，在二次绕组串联使用时（C）

A.容量和变比都增大一倍 B.变比增大一倍，容量不变 C.变比不变，容量增大一倍

18.电流互感器二次回路接地点的正确设置方式是：（C）

A.每只电流互感器二次回路必须有一个单独的接地点，所有电流互

感器二次回路接地点均设置在电流互感器端子箱内。

B.电流互感器的二次侧只允许有一个接地点，对于多组电流互感器相

互有联系的二次回路接地点应设在保护盘上。

C.公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏

内一点接地。独立的、与其他电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在就地一点接地。

19.谐波制动的变压器纵差保护中设置差动速断元件的主要原因是（B）。

A.为了提高谐波制动差动保护的动作速度；

B.为了防止在区内发生严重故障时（如主变压器引出线和TA之间发生金属性故障），由于电流互感器的饱等原因造成差流中含有较多的谐波分量，延缓谐波制动差动保护的动作，甚至拒动；

C.保护设置的双重化，互为备用；

20.自耦变压器中性点必须接地，这是为了避免当高压侧电网内发生单相接地故障时，（A）。

A．中压侧出现过电压 B．高压侧出现过电压

C．高压侧、中压侧都出现过电压

21.自耦变压器的零序电流差动和分侧电流差动（B）。

A.也需要有抗励磁涌流措施；

B.是属于电差动不需要有抗励磁涌流措施； C.不需要谐波制动；

22.定子绕组中出现负序电流对发电机的主要危害是（A）。

A.由负序电流产生的负序磁场以2倍的同步转速切割转子，在转子上感应出流经转子本体、槽楔和阻尼条的100Hz电流，使转子端部、护环内表面等部位过热而烧伤

B.由负序电流产生的负序磁场以2倍的同步转速切割定子铁芯，产生涡流烧坏定子铁芯

C.负序电流的存在使定子绕组过电流，长期作用烧坏定子线棒 23.检查二次回路绝缘电阻应使用（C）V绝缘电阻表。

A.500

B.2500

C.1000 24.按照部颁反措要点的要求，对于有两组跳闸线圈的断路器，（A）。

A.其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器供电 B.两组跳闸回路可共用一组直流熔断器供电

C.其中一组由专用的直流熔断器供电，另一组可与一套主保护共用一组直流熔断器

25.线路装有两套纵联保护和一套后备保护，按照部颁反措要点的要求，其后备保护的直流回路（C）。

A.必须由专用的直流熔断器供电

B.应在两套纵联保护所用的直流熔断器中选用负荷较轻的供电 C.既可由另一组专用直流熔断器供电，也可适当地分配到两套纵联保

护所用的直流供电回路中

26.集成电路型、微机型保护装置的电流、电压引入线应采用屏蔽电缆，同时（C）。

A.电缆的屏蔽层应仅在开关场可靠接地 B.电缆的屏蔽层应仅在控制室可靠接地

C.电缆的屏蔽层应在开关场和控制室两端可靠接地

27.对于集成电路型、微机型保护，为增强其抗干扰能力应采取的方法是（C）。A.交流电源引入线必须经抗干扰处理，直流电源来线可不经抗干扰处理 B.直流电源引入线必须经抗干扰处理，交流电源来线可不经抗干扰处理 C.交流及直流电源引入线均必须经抗干扰处理 28.考虑非周期分量影响的电流互感器有（B）

A．P级和PR级电流互感器； B．TP级电流互感器； C．D级电流互感器；

29.对剩磁有限制要求的电流互感器有（A）

A.PR级、TPY和TPZ级电流互感器； B.P级和TPS级电流互感器； C.TPS级和TPX级电流互感器；

30.变压器重瓦斯保护不允许起动断路器失灵保护,主要原因是(C)。

A.有差动保护起动失灵保护、不需要重瓦斯保护重复起动。B.重瓦斯保护的误动机率高、容易引起误起动失灵保护。C.变压器内部故障、重瓦斯保护动作后返回时间无法确定。

二、判断题

1.220kV系统时间常数较大，500kV系统的时间常数较小，导致短路电流非周期分量的衰减较快。（×）

2.两条不同电压等级有互感的线路，其中一条线路发生接地故障时，另一条线路的纵联零序方向保护可能会误动。(√)3.P级电流互感器10%误差是指额定负载情况下的最大允许误差。（×）

4.电力系统振荡时，系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而变化；而短路时，电流与电压之间的相位角是基本不变的。（√）

5.直流电源的蓄电池，其浮充电设备引起的纹波系数应≤5%。（√）

6.当电流互感器10%误差超过时，可用两种同变比的互感器并接以减小电流互感器的负担。（×）

7.发电机低频保护主要用于保护汽轮机，防止汽轮机叶片断裂事故。（√）8.电压互感器的内阻很大，可以认为是电压源。电流互感器的内阻很小，可以认为是电流源。（×）

9.接地故障时零序电流的分布与发电机的开停机无关。（√）10.双母线接线的母差保护采用电压闭锁元件是因为有二次回路切换问题；一个半断路器接线的母差保护不采用电压闭锁元件是因为没有二次回路切换问题。（×）

11.电流互感器采用减极性标注的概念是：当电流从一次侧极性端流入时，二次侧电流将从极性端流出，这两端子为同极性端。（√）

12.过渡电阻对距离继电器工作的影响，视条件可能失去方向性，也可能使保护区缩短，还可能发生超越及拒动。（√）

13.失灵保护是一种近后备保护。（√）

14.大机组的负序电流反时限保护的动作电流与时限要与系统（相邻元件或线路）保护相配合。（×）

15.发电机失磁后将从系统吸收大量无功，机端电压下降，有功功率和电流基本保持不变。（×）

16.220kV系统时间常数较小，500kV系统时间常数较大，后者短路电流非周期分量的衰减较慢。（√）

17.变压器的瓦斯与纵差保护范围相同，二者互为备用。（×）

18.中性点经放电间隙接地的半绝缘220kV变压器,220kV侧的间隙零序电压保护，3U0定值一般整定为150V。（×）

19.断路器的“跳跃”现象一般是在跳闸、合闸回路同时接通时才发生，“防跳”回路设置是将断路器闭锁到跳闸位置。（√）

20.故障后第一周波TA饱和最严重。（×）

三、问答题

1.电力系统振荡和短路的区别是什么? 答：电力系统振荡和短路的主要区别是：

（1）振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此外，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时电流、电压值突然变化量很大。

（2）振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角方的变化而改变；而短路时，电流与电压之间的角度是基本不变的。

2.为什么变压器纵差保护能反应绕组匝间短路？而发电机纵差保护不能反应匝间短路？

答：变压器某侧绕组匝间短路时，该绕组的匝间短路部分可视为出现了一个新的短路绕组，使差流变大，当达到整定值时差动就会动作。由于变压器有磁耦合关系且有每相不少于两个绕组，匝间短路时0，而发电机没有磁耦合关系且每相只有一个绕组，绕组匝间短路时=0，没有差流，保护不动作。

3.造成变压器励磁涌流的主要原因是什么，影响励磁涌流大小的是什么？

答：造成励磁涌流的主要原因是变压器剩磁的存在；影响励磁涌流大小的是电压合闸角和充电侧系统容量。

4.为什么差动保护不能代替瓦斯保护？

答：瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，如铁芯过热烧伤、油面降低等，但差动保护对此无反应。又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路，虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上其量值却不大，因此差动保护没有反应，但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应，这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。

四、计算题

1.一组电压互感器，变比(110000／3)／(100／3)／100，其接线如图所示，试计算 S端对a、b、c、N的电压值。

UAUBUCUAtUBtUCtabUbcNUUaUSNLc

解：电压互感器的相量图如图D-34(b)所示。

图中Ua＝Ub＝Uc＝58V

UAt＝UBt＝UCt＝100V

22U＝U＝100＋58－2×100×58cos120°＝138(V)SaSb

故

USc＝100－58＝42(V)

USn＝100(V)

答：USa等于USb且等于138V，USc为42V，USn为100V。

2.一容量为31.5/20/31.5MVA的三绕组变压器，电压额定变比110/38.5/11kV，接线为YN/Y/△11，三侧电流互感器的变比分别为300/5，1000/5和2000/5，求变压器差动保护三侧的二次额定电流。

答：

高压侧一次额定电流为

IBHSB3UB31.510003110165.3(A)

中压侧一次额定电流为

IBMSB3UB31.51000338.5472.4(A)

低压侧一次额定电流为

IBLSB3UB31.510003111653.4(A)

变压器差动保护三侧的二次额定电流为 高压侧二次额定电流为

IBH2IBH165.32.75(A)nCTH300/5中压侧二次额定电流为

IBM2IBM472.42.36(A)nCTM1000/5低压侧二次额定电流为

IBL2IBL1653.44.13(A)nCTL2000/

5六、绘图题

1.对大接地电流系统，如果电压互感器开口三角中B相绕组的极性接反，正常运行时UL—UN的电压为多少？请用相量图表示。答：如果电压互感器开口三角中B相绕组的极性接反，正常运行时UL—UN的电压相量如图4-19所示，此时UL—UN的电压值为

发电厂环境保护管理制度 篇6

光伏发电系统站内保护配置问题探讨

【摘要】随着环境的日益恶化，全球煤储量的日益减少，全世界都越来越注重环境的保护，因此，新能源产业也越来越受到重视，光伏发电行业未来的发展潜力也是相当大的，国家为保护环境，治理空气污染，已经制定了一系列的新能源政策，希望清洁能源能更多地替代化石能源，这有利于扩大国内光伏市场规模。所以，未来新能源尤其是光伏产业的发展会迎来较好的发展环境和机遇，本文着重介绍了光伏电站站内的保护配置以及一些需要改进的地方。为保证光伏电站的安全运行提出一些合理的建议。

【关键词】光伏发电；低电压穿越；静止无功发生器

近年来，随着新能源行业的日渐兴起，光伏发电能源俨然已成为新能源行业的巨头，光伏电站的安全运行也成为维持电网稳定的一个重要因素，电站的站内保护也经过多年的实践有了一套比较完善的标准，像是逆变器的防孤岛保护、低电压穿越，以及站内的静止无功发生装置都成为光伏电站必不可少的配置，光伏发电流程也是比较成熟的，本文主要是依据作者本人在光伏电站从事基建、调试，以及运维的过程中，发现的一些保护配置方面存在的问题做一个简单的分析，希望能有助于光伏产业的日后发展。光伏发电系统站内保护配置

1.1 逆变器的保护

低电压穿越功能是指当电网电压跌落时并网逆变器能够正常并网一段时间，“穿越”这个低电压时间(区域)直到电网恢复正常；孤岛效应保护是指当电网断电时并网逆变器应立即停止并网发电，保护时间不超过0.2秒。可以看出，孤岛效应保护与低电压穿越是相互矛盾的，两种功能不能同时并存，需要根据电站规模和要求进行选择，一般原则如下：

对于小型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较小，对电网的影响较小，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，即此时并网逆变器应选择孤岛效应保护功能。

对于大中型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较大，对电网的影响较大，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备一定的低电压穿越能力，即此时并网逆变器应选择低电压穿越功能。

对于目前大多数光伏并网发电系统来说，逆变器所配置的都是低电压穿越。大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求 为了实现并网逆变器的低电压穿越功能，并网逆变器需要采用新的软件控 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 制算法，软件控制算法需实时监测电网，并判断电网是否发生电压跌落（平衡或者不平衡跌落）。当CPU发现电网发生电压跌落故障时，立即启动低电压穿越功能，控制输出电流以及输出的功率，当电网电压在一定范围以内时，逆变器进入低电压穿越阶段；当电网进入电压恢复阶段，此时并网逆变器输出无功功率起到迅速支撑起电网电压的功能。如果电网跌落是不平衡跌落，逆变器会以输出三相平衡电流为目标函数，通过软件控制算法实现在电网电压不平衡阶段，逆变器的电流是平衡的；当电网恢复正常，逆变器迅速转入正常并网状态。

1.2 静止无功发生装置

并网逆变器正常情况下只能向电网输送有功，要是所有光伏电站都只向电网输送有功的话，电网电压必定会很难调节到一个稳定的值上面，造成电网电压波动大，影响到电网的安全，因此，光伏电站必须引入静止无功发生装置来产生无功功率从而调节系统电压。

静止无功发生装置采用可关断电力电子器件（如IGBT）组成自换相桥式电路，经过电抗器并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流。迅速吸收或者发出所需的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。作为有源形补偿装置，不仅可以跟踪冲击型负载的冲击电流，而且可以对谐波电流也进行跟踪补偿。

电压源型逆变器包含直流电容和逆变桥两个部分，其中逆变桥由可关断的半导体器件IGBT组成

工作中，通过调节逆变桥中IGBT器件的开关，可以控制直流逆变到交流的电压的幅值和相位，因此，整个装置相当于一个调相电源。通过检测系统中所需的无功，可以快速发出大小相等、相位相反的无功，实现无功的就地平衡，保持系统实事高高率因数运行。

1.3 接地变及消弧线圈

光伏发电系统电压等级往往在35kv及以下，所以一般不采用中性点接地的方式，一般都是在站内配置接地变及消弧线圈，中性点经消弧线圈接地来保障系统的安全。

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，故障点流过电容电流，消弧线圈提供电感电流进行补偿，使故障点电流降至10A以下，有利于防止弧光过零后重燃，达到灭弧的目的，降低高幅值过电压出现的几率，防止事故进一步扩大。

当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度V=（IC-IL）/IC当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。综上所述，当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈运行在远离谐振点。运行在完全状态下的消弧线圈一般都会投入阻尼电阻来抑制谐振过电压，实际运行经验表明，有良好的收效。

1.4 光纤纵差保护

光纤作为继电保护的通道介质，具有不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘、频带宽和衰耗低等优点。而电流差动保护原理简单，不受系统振荡、线路串补电容、平行互感、系统非全相运行、单侧电源运行方式的影响，差动保护本身具有选相能力，保护动作速度快，最适合作为主保护。近年来，光纤技术、DSP技术、通信技术、继电保护技术的迅速发展为光纤电流差动保护的应用提供了机遇。

光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于基本电流定律，它能够理想地使保护实现单元化，原理简单，不受运行方式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，提高了运行的可靠性。目前电流差动保护在电力系统的主变压器、线路和母线上大量使用，其灵敏度高、动作简单可靠快速、能适应电力系统震荡、非全相运行等优点，是其他保护形式所无法比拟的。光纤电流差动保护在继承了电流差动保护优点的同时，以其可靠稳定的光纤传输通道，保证了传送电流的幅值和相位正确可靠地传送到对侧。时间同步和误码校验问题，是光纤电流差动保护面临的主要技术问题。在复用通道的光纤保护上，保护与复用装置时间同步的问题，对于光纤电流差动保护的正确运行起到关键的作用，因此目前光纤差动电流保护都采用主从方式，以保证时钟的同步；由于目前光纤均采用64Kbit/s数字通道，电流差动保护通道中既要传送电流的幅值，又要传送时间同步信号，通道资源紧张，要求数据的误码校验位不能过长，这样就影响了误码校验的精度。目前部分厂家推出的2Mbit/s数字接口的光纤电流差动保护，能很好地解决误码校验精度的问题。光伏发电系统保护配置存在的问题

据本人在光伏电站从事运维的角度来看，并网光伏发电系统在逆变器，母线及出线方面的保护配置都是比较完善的，但有的方面还是具有一些不太合理的地方，具体如下：

a、光伏电站发电流程是太阳能板件通过汇流箱、直流配电柜等装置汇集到一起再送至逆变器，逆变器将直流逆变成交流再送至升压变将电压升高再送至电网。其中，在升压变上的保护就有点薄弱了，一般光伏电站的升压变容量都不会特别大，大概在1000kVA左右，所以大都为干式变压器及小型的油浸式变压器，这种变压器不带有电压互感器及电流互感器，所以在保护配置上也不存在电量保护，所具有的只是温度保护及三相高压熔断器，这比起电量保护可靠性也大大降低了。以某光伏电站事故为例，该站由于变压器本身存在问题，三相高压电缆烧毁，B相接地，B相的熔断器烧 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 断，但是变压器的负荷开关却未能及时跳开，导致母线B相接地，幸亏运行人员及时发现并断开进线开关柜，所以未能造成较大事故。这次事故也体现出来了变压器保护对于电站安全运行的重要性，要是变压器存在电量保护，也就不会出现类似的事故了。同样也可将熔断器的熔断信号接入变压器的分合闸控制回路当中，当熔断器熔断时，变压器能及时跳开负荷开关，减小事故范围。

b、光伏电站中开关柜不存在电压保护，电站开关柜保护只配有一、二段过流保护，低周、高周保护，母线PT的二次出现只接有测量和计量两对绕组，而PT的保护量直接接入了故障解列装置，一旦故障解列装置检测到PT断线或是低压，不管是哪条进线发生故障，必定是跳出线开关柜，这样就极大的扩大了事故范围，因此给每条进线开关柜引入一个电压量保护还是非常有必要的。

c、静止无功发生装置对电网的调节，光伏并网发电系统一般都是由逆变器自主实现自动并网和自动退网的，当光照达到一定强度，电压、电流值达到逆变器并网的条件时，逆变器便会自行并网，反之，当电压降低到一定范围时逆变器又会自动退网，这一整个过程都不需要人为控制的。而当一个电网有很多光伏发电系统接入时，在每天的清晨和半晚所有的光伏电站都在并网和退网的过程，并且因为光照强度忽强忽弱，所以大多数时候逆变器都不是一次就能并上，因此，在这个时刻，整个电网的电压波动都特别大，电压升高和降低的频率也变的非常快，这个时候对于电站的静止无功发生置就是一个很大的考验，IGBT不停的通断通断，容性无功和感性无功交替着改变，所以很容易造成静止无功发生装置跳闸并且在这段时间内都无法再次投入。此时，电网的无功就需要靠火电厂或是电网本身的无功调节装置来进行调节，但是，如果一个电网接入的光伏过多，火电厂及电网不能满足光伏并网时所需的无功调节，就很有可能导致一个电网的奔溃。当然，这类事故只是个人假设出来的，但也可以作为一个警钟，在以后电网的光伏与火电的配置当中可以适当进行平衡。结束语

发电厂环境保护管理制度 篇7

继电保护故障信息管理系统作为电力系统经济调度运行的重要技术支撑,通过集成统一的功能模型和通信规约,能够在电网系统发生故障时,快速准确获得继电保护装置、安全控制装置以及故障录波器等测量保护设备装置信息,进而帮助电网系统调度和保护人员制定高效合理的调度策略和保护动作行为,在电网系统预防事故发生和事故处理过程中发挥着非常重要的功能效果[1]。

近10年来,继电保护故障信息管理系统在国内电网系统中得到广泛推广应用,但在火力发电厂继电保护系统工程领域研究应用却很少。因此,适应智能集成调度的继电保护故障信息管理系统的建设,已成为火电厂继电保护系统建设研究的关键性内容。本文对火电厂继电保护系统现存主要问题的解决措施进行研究,并结合电网继电保护系统建设经验,开发适合火电厂的新继电保护故障信息管理系统。该系统建立在基于面向服务对象、集成组件化、分层分布式结构体系的软件开发平台基础上,从即插即用、实时通信共享等方面,建立具备火电厂二次设备信息动态管理、运行状态数据信息实时监视、定值自整定等功能的继电保护故障信息管理系统,确保火电厂继电保护系统设备装置具有较高安全运行水平。

1 继电保护故障信息管理系统建设必要性

目前,火电厂继电保护系统没有设置完善的保护信息管理系统,其对测量保护装置和故障滤波信息的采集和管理大多依靠彼此独立子系统完成。目前,火电厂继电保护故障信息管理中,线路侧继电保护信息子站、发电厂升压站自动化系统(NCS)以及机组厂用电监控管理系统(ECMS),三个系统相互间运行是独立的,彼此间不能进行数据信息通信共享,且不能与火电厂DCS系统进行实时通信共享,造成继电保护系统内部数据信息资源的大量浪费。

1)线路侧继电保护信息子站

火电厂线路侧继电保护信息子站主要为电网智能调度而设置,其在电网经济调度统一技术要求下,将220 kV及以上或火电厂升压站中的母线保护、线路保护、故障录波器等测量保护装置的实时数据信息经电网调度子站集成组网,采集继电保护装置的保护整定值、故障录波事件,通过调度数据通信主干网络上传到电网系统调度集控中心主站。

2)发电厂升压站自动化系统

NCS系统主要参考基于IEC 61850标准的变电站综合自动化系统建设架构,通过在火电厂220 kV及以上升压站中配置综合自动化信息系统,以完成对升压站内电气一次、二次设备运行工况状态的实时监测、控制保护等功能,其继电保护变电站层工程主站只能对综合自动化系统中所接入的升压站测控保护设备装置的数据信息进行管理[2]。

3)机组厂用电监控管理系统

ECMS系统对火电厂内部厂用电电气设备运行数据信息进行实时管理,通过厂用电电气设备就地集成组网,实现对各机组厂用电电气设备装置保护、遥测、遥控、遥信的数据信号集成管理功能,但不能与电厂DCS系统进行实时数据信息资源通信共享。

从上述分析可知,目前火电厂继电保护故障信息管理系统存在信息采集数量、规模不完善,功能结构侧重点不同,系统相互间运行较为独立、保护及录波数据存储较分散,无统一继电保护故障信息管理技术平台,信息数据资源共享和二次发掘(如:实时故障预警、保护辅助决策等高级应用功能)能力较差等,更谈不上与装置性能自校验、一二次设备状态检修等继电保护功能的集成匹配。

2 火电厂继电保护故障信息管理系统功能特点

火电厂继电保护故障信息管理系统与电网继电保护故障信息管理系统,在设备装置、功能特点以及侧重点等方面均存在一定差异。火电厂继电保护系统除了电网系统线路保护单元部分外,还包括汽轮机、发电机、变压器、高压电动机等主设备的测控保护,存在监控对象较多、保护种类与类型较复杂等问题。大量新型集成系统的微机保护、录波器等测控保护设备装置在火电厂中的不断应用,火电厂继电保护集成化、网络化、智能化水平也得到进一步提高[3],同时,发电企业也加强对这些测控保护设备装置技术图纸、安装说明、以及保护定值等知识的学习培训与管理。但由于继电保护设备系统种类较多,且没有一个统一集成的调控技术平台,任何设备系统出现保护“拒动”、“误动”均可能引起电厂电网系统发生振荡。加强继电保护设备装置运行性能监视、提高巡检力度,已成为火电厂继电保护运行维护必不可少的主要内容,尤其是每年机组大小修期间,各种继电保护设备装置的保护校验工作相当重要且艰巨。火电厂机组经常出现非计划停运、调停、检修等运行工况,调度运行方式和系统结构彼此存在差异[4]。

目前,国内火电厂继电保护故障信息管理系统,大多数是基于电网继电保护故障信息管理系统的基础上进行开发的,系统以反映电网系统调度运行功能为主,没有针对火电厂功能特点进行统一的规范开发。为此,本文根据火电厂继电保护功能的特点,充分结合火电厂继电保护运行人员、检修维护人员的实践工作经验,真正从面向服务对象、需求与功能同步、理论与实践相结合等设计原则出发,研究适合火电厂的嵌入式继电保护故障信息管理系统。

3 火电厂继电保护故障信息管理系统建设

适应智能调度的火电厂继电保护故障信息管理系统的建设,是在继承、发扬火电厂现有继电保护系统运行的良好经验基础上,通过统一的信息管理集成技术平台建设,实现子站与主站间不同继电保护设备装置间数据信息资源的实时传输共享和互操作[5,6]。火电厂继电保护故障信息管理系统按照分层分布开放式逻辑拓扑结构,由全厂主站、分系统子站、现地采集站三层通信网络共同组成。全厂主站逻辑拓扑结构,如图1所示。

从图1可知,继电保护故障信息管理系统的全厂主站,由通信服务器、数据服务器、Web服务器、全厂MIS系统(电厂管理信息系统)、全厂SIS系统(火电厂厂级监控信息系统)、工作站、电力系统正向隔离装置、网络交换机、打印机等功能单元共同组成。全厂主站对分系统子站上传的实时/非实时采集的数据信息进行统一存储及动态分析,形成继电保护设备装置信息历史数据库,能够根据实际运行功能需求提供仿真观察监视、电气一二次设备系统运行性能运算分析、调控决策及检修计划制定的详细参考数据信息;能够为具有权限的高层保护管理用户提供丰富的数据信息源,且能与其它非生产性管理系统的数据库进行互联,实现数据信息资源的通信共享。继电保护设备系统运行数据信息经电力系统正向隔离装置,通过Web服务器在全厂MIS网上以IE浏览器模式实现在全厂各管理部门间的实时发布共享。同时,将部分数据经电力系统正向隔离装置向具备使用权限的全厂SIS系统发布共享。火电厂继电保护故障信息管理系统中,全厂主站、分系统子站服务器间位于同一网段,其可以通过对时实现与电厂GPS校时系统进行网络对时,确保数据传输的同步可靠性。由于火电厂测控保护对象较多,继电保护子系统种类和特性较为繁杂,因此,以分系统子站模式通过网络交换机完成全厂主站与分系统子站数据信息的传输共享。机组厂用电继电保护设备系统的种类数量较多,按照GPS保护报文对时方式实现与全厂主站系统的同步传输共享。

机组厂用继电保护子站逻辑拓扑结构,如图2所示。

采集站是火电厂继电保护故障信息管理系统中,分布在不同功能系统中的数据信息采集终端。图2中虚线框部分即为机组6 kV配电室采集站,该采集站分布在各机组自用电和公用电系统6/10 kV配电室中,以厂用负荷保护装置中的测控保护设备作为服务对象,将所采集到的测控保护数据信息经RS485串口通信连接到采集站串口通信服务器中,并与子站网络交换机进行数据传输。分系统子站中采用PC计算机管理子站内通过RS485串口采集上来的测量、保护、控制、及故障录波数据信息,并通过与全厂连接的远方通信功能将整理后的数据信息传送到主站系统中。采集站串口通信服务器,能够完成与子站内部微机测控保护装置、可编程控制器PLC、故障录波器、智能电度表等智能IED电子设备间的数据信息采集及通信。

4 火电厂继电保护故障信息管理系统应用功能评价

火电厂继电保护故障信息管理系统具有良好的可视化人机交互界面,能够实时显示电厂一次电气主接线图中主设备运行工况状态;能够根据功能需求集成化、网络化、智能化的进行数据采集、运算分析和归纳整理,并对历史运行数据进行可靠储存管理,减轻继电保护运维人员实地抄表、运算分析等工作强度,提高工作效率;能及时得到保护动作数据信息,并将故障数据信息及事件显示在可视化屏幕上,为继电保护运维人员的经济调度策略和检修计划决策的制定提供详细有力的参考依据;故障保护事件信息的实时通知,使继电保护检修人员能够第一时间到达事故现场并掌握相关故障信息,节约抢修时间,减少停电经济损失;通过GPS保护对时功能,可以将故障时刻下的各台发电机、高压电动机、升压变压器等主设备的运行数据提供给检修人员,便于其根据故障数据进行详细故障分析与定位;功能自检、信号复位、动作定值整定等功能及事件记录,为继电保护设备系统的大、小修后的功能恢复提供重要闭锁安全保障条件。为了提高和丰富继电保护故障信息管理系统功能特性,应从多方面加深研究,如:对于发电机、高压电动机、升压变压器等主设备,应结合继电保护人员运行维护经验建立完善的故障自诊断专家系统[7,8];将电厂与电网继电保护故障信息管理系统有机匹配结合,进而使智能区域大电网系统故障诊断定位更加准确可靠、分析更加及时科学。

5 结语

基于嵌入式技术的火电厂继电保护故障信息管理系统的开发应用,标志着火电厂继电保护专业的信息技术管理水平上升一个新台阶。继电保护故障信息管理系统的开发应用,为火电厂今后继电保护动作行为的集成化、网络化、智能化运算分析和模拟仿真,以及为继电保护保护专家系统的建设奠定了强大的技术平台支撑,必将为火电厂电网系统的安全可靠运行和各专业信息技术的自动管理提供重要技术保障,目前,该系统已在多个工程实践中进行运用,并取得了较好的应用效果。

参考文献

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发电厂热控保护可靠性分析 篇8

关键词：发电厂；热控系统；热控保护；可靠性；控制系统；测量系统 文献标识码：A

中图分类号：TM732 文章编号：1009-2374（2015）22-0149-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.22.073

热控系统的主要功能就是对其他热力设备及其附属系统的工作情况进行控制和测量，要保证热力设备的指标都在安全范围内，以免出现安全问题，影响发电厂的工作进程和造成人员伤害。热力系统的各个控制仪表分布在发电厂各个生产程序，热控系统对发电厂保障机组的日常运行、安全启用和停止、及时处理故障等方面起着重要的作用。热控系统包括测量系统、控制系统，要保证其安全可靠运行需要做到逻辑优化、电源优化、专业管理等。

1 控制系统的可靠性分析

具体的执行系统是热控系统最为重要的一部分，想要加强执行机构的可靠性，首先要将行程进行规范性调整，要对包括紧急状态下的位置设定、报警组态、力矩大小等智能型号执行机构的参数合理设置，对于控制信号回路断路和动作方式同样要进行合理设置。其次，要根据不同部门的具体情况，根据长脉冲控制、模拟量控制、短脉冲控制等控制信号来选择现场的设备控制方式。在出现事故的时候灵敏的报警系统可以使损失降到最低化，并且在事故经过后要运用控制系统的报警信号和指令以及位置反馈偏差加强自动化的控制。对气动执行机构来说，要选择合适的电磁阀通径和气源管路以使动作时间达到最佳的状态，另外还要从动作的安全性去考虑选择电磁阀关于得电失电的动作方向的问题。对逻辑组态的优化也可以尽量降低故障的发生，过热器的使用过程中会存在将温水调节阀铜套磨掉，温水调节阀全部打开以后，蒸汽温度就会以非常快的速度下降，这会导致严重的安全问题，这时报警系统的存在具有重要的作用。

2 测量系统的可靠性分析

测量系统一般由显示仪表、辅助件、检测仪表、检出元件及取源部件组成。测温元件在一般情况下应当安装在感受温度较为灵敏，并且不会受到损害和冲击的地方，若是用于有高压高温并且有流体冲击的地方应当安装有足够强度的保护套进行保护，以使测量系统能够正常稳定地工作。规范的电缆屏蔽和系统接地对测量具有重大的影响，在发电厂的运行工作中常常会出现磨煤机电机线圈显示数值不准和风机电机线圈温度不准的问题，这类问题发生的根本原因就是因为电缆屏蔽不规范或者系统接地不良而引起的电磁干扰。对于热电阻接线和规范热电偶来说，导线的长度应当保持适中，导线过长会导致接地，导线过短会引起短路等危险，还要注意避免将线柱与盖子直接接触，否则会增大接地情况出现的可能性。测量系统中的汽水系统是一个重要的组成部分，对于汽水系统的可靠性的提高应当从施加防冻系统着眼，如果没有良好的防冻措施会导致仪表管冰冻，测量结果就会发生偏差，伴热温度过高的时候就会造成测量结果异常，发出虚假信号。高低压侧伴热的不均匀以及仪表伴热的温度过高的时候就会导致汽包水位差压式水位测量不准确，保护措施就不能及时实施，易导致事故的发生。

风烟系统也是重要的一部分，一旦风烟系统产生堵塞的情况，也会导致热控系统升温过高。因此对于测量含灰尘比较多的气体压力的时候应当安装取样吹扫装置防止堵塞。在确保不影响炉膛负压测量的情况下，应当将炉膛压力微吹风装置的风量调整合适，以达到最良好的吹扫效果。对于磨煤机出现的不同程度的堵灰情况，一般采用的解决方式是通过定期吹扫制度和加装压缩空气吹扫管路，同时也要不断改进风量测量机制。风烟系统导压管积液也是会导致热控系统异常工作的故障。在风烟系统的最低处设置排污阀定时定期地将冷凝液体排出，要杜绝用U型布置来提高测量的正确性，这里主要需要观察引风机流量、炉膛压力、二次风/炉膛差压、风机喘振、一次风/炉膛差压等信号指示。

逻辑开关火电厂为实现其对热力系统的联锁和监控保护，会采用可靠性较高的压力开关，对于可靠性的具体要求需要通过以下方面来实现：对感压元件需要采用特殊的工艺如CCS的SNAP弹簧膜片和日本太平贸易牌的波纹管等设备来保证可靠性；为了加强开关的可靠性应当选购符合C.S.A、U.L、CENELEC标准的产品。

3 通过逻辑优化来提高热控系统的可靠性

在保证系统安全的条件下，要对强制手动逻辑系统进行优化，能够进行自动调节的环节尽量减少强制手动进行调节，在磨煤机一次风量信号或者原设计二次风量信号一出现问题的时候就进行强制手动调节就会影响引风机的自动化工作，进而导致燃料和氧量的输送出现问题，会进一步加大运行人员操作风险和工作强度。另外要进行单点保护逻辑的优化，热控系统工作过程中会出现因为过度的保护条件而导致保护误动事故的发生，因此，热控系统应当尽可能地减小单点保护的可能性。例如可以将自由端轴承温度和小机传动端的轴承温度改成单点双支保护类型。将由单点保护的一次风机轴承温度再增加一组轴承温度测试器，当两个轴承温度信号都比较高的时候再进行跳闸保护，这样就会增加保护的准确性。加强DCS通讯故障信号也会相应提高系统的可靠性，DCS信号必须做到非常准确、可靠，才能够减少误动情况的发生，以及因为误动带来的影响。

4 热控电源的优化

对于热控系统电源的优化，应当从电路设计方面进行着手。原来热工直流110VDC的电源系统取自电气115VDC A段母线热工配电屏（一）和115VDC B段母线热工配电屏（二），这样的电源虽然是两路，但是并不可以进行自动切换，一般情况下只能投入使用一路电源，当发生故障的时候，会严重威胁机组的正常使用。因此，为了提高发电的可靠性，应当在直流电源前添加直流稳压稳流电源两套，使原来一套的电源成为两路，一路从DC115V A段截取，另一路从UPP2屏取（220V AC）。采用两台直流稳压稳流电源装置并联运行，两台电源装置各行一路，各输出一路110V直流电源接至热工直流配电柜的小母线，真正能够做到输出电源冗余、电源冗余、直流稳压稳流电源装置冗余，极大地提高了电源系统的可靠性。对于热工UPS电源也同时要进行优化，原来热工UPS电源系统的3条小母线的进线均取自电气UPSA，为了提高可靠性，应当再增添一台热控UPS装置，可以把其中的一条母线转移到新增的UPS装置上，这样就实现了对柜内的负荷进行重新分配，可以在任何一个UPS装置出现故障的时候不会导致两台汽泵的跳闸。

5 结语

热控系统的每一个工作流程都是非常重要的，一个小的疏忽就可能造成巨大危害，所以必须注意每一个工序都要严谨有序地运行。在程序设计上要避免设备拒动的情况，尽量减少误动的可能。热控系统的正常运行关系着整个发电厂的安全可靠运行。

参考文献

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作者简介：张伟（1980-），男，山西永济人，漳泽电力蒲洲发电分公司设备维护部助理工程师，研究方向：发电厂热控保护、仪表、自动化。