火电厂两个细则管理实施细则资料

1、“两个细则”管理实施细则 前言II1总则12范围13规范性引用文件14责任与权限14.1发电部14.2设备维护部24.3输煤运输部24.4生产技术部25两个细则管理实施细则25.1AGC投入运行的注意事项26考核与奖励36.1考核36.2奖励47附则4前言本细则是按照管理标准编写规范（见企业标准化管理细则中附录C.4）给出的规则起草。本细则由标准化委员会提出。本细则由发电运行部负责起草。本细则主要起草人：本细则审核人： 本细则审定人： 本细则批准人：本细则由发电运行部归口并负责解释。本细则（或本部分）2017年04月首次发布。 本细则（或本部分）的版本及修改状态：A/05“两个细则”管理实施细则1 总则为规范(下称公司)落实西北区域发电厂并网运行管理实施细则和西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(下称两个细则)工作，最大限度的获得补偿，制定本实施细则。 2 范围本细则规定了“两个细则”生产部门责任与权限、AGC调整规定、奖励及考核管理标准。本标准适用于生产各部门。3 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的

2、引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。西北能监局两个细则2014版。4 责任与权限生产各部门严格执行本管理细则，考评结果由发电运行部考评小组依据本细则在月度绩效中进行考核。4.1 发电部4.1.1 发电部负责“两个细则”的实施监督管理，根据电网考核和补偿有针对性的组织相关专业解决并做好与电网调度的沟通，争取最小的考核与最大的补偿。开展工作以不违反运行规程规定、确保机组安全运行为原则。4.1.2 发电部负责与调度沟通联系、电网反馈和信息通报等工作每日及时将两个细则考核情况统计并发布。 4.1.3 发电部负责记录一次调频、AGC、AVC等涉网设备的故障时间出力受阻、涉网设备违章检修等涉网事件的持续时间，并在月底提出考核意见报生产技术部。4.1.4 发电部值长负责监督和指导运行人员严格执行两个细则的要求保证人员与AGC控制系统有机协调的配合工作不出现人为干扰降低AGC性能的事件积极与当值调度进行沟通。4.1.5 机组并网运行后投入一次调频功能，不得擅自退出机组的一次调频功能。确需退出一次调频值长必须申请调度同意，正常后及时申请调度投入。4.1.6 机组并网运行后根据调度指令投

3、入AGC，不得擅自更改AGC响应速度，确需退出AGC必须申请调度及部门同意，事故情况下退出AGC，必须及时向调度部门说明原因。4.1.7 运行值要提前了解煤种掺烧方案，及时调整燃烧，同时对日负荷曲线和网上电能需求规律熟悉掌握，对电泵及磨煤机的备用和停运做好提前准备，防止人为干预造成AGC性能恶化，当出现自动、协调调节品质较差时，及时联系维护部热控人员检查。4.1.8 发电部认真执行调度计划中的无功电压曲线。无调整能力时，应立即向当值调度员汇报，申请调度部门进行电网电压调整，若仍无法满足无功电压曲线要求，应向当值调度员提出免考核申请。4.1.9 发电运行部值长负责OMS煤炭进耗存（由输煤运行部每日20:00前提供当日进煤量）、周电煤煤价统计表（计划经营部周四负责提供）、电厂发电能力日申报、机组出力（96点）、发电能力申报D5000、机组日申报及燃煤表、次日负荷预测报表的上报，每月月初由生技部提供上月煤炭实际耗煤量及月度煤炭供耗预测数据，于1日10点前上报调度计划处。4.2 设备维护部4.2.1 负责AGC调节速率和调节精度、一次调频动作的可靠性、响应滞后时间、稳定时间、实际速度变动率的校

4、验，并就机组一次调频动作过程进行分析和自动、协调的优化。4.2.2 每日指定专人负责记录一次调频动作记录打印调频幅度大于0.1HZ时的历史趋势，负责打印转速波动超过3rpm 时的一次调频动作曲线并记录如下数值：响应滞后时间、稳定时间、实际速度变动率,一周内的平均值作为考核电量数据。曲线和数值每天打印一次，并于12：00前将前一天数据报发电运行部和生产技术部。4.2.3 每日负责打印当天较高负荷和较低负荷AGC投入时的AGC运行时间、指令曲线和负荷曲线，并计算如下数据：实际调节速率、调节精度、响应时间。其数值作为日平均数值参与考核电量计算，并于12：00前将前一天数据报发电运行部和生产技术部。4.2.4 设备维护部负责监视和维护RTU信号通道正常工作保证信号正确率100%负责涉网励磁系统包括PSS、AVR装置等的参数或整定值的正确满足电网要求。 4.3 输煤运输部4.3.1 输煤运输部负责煤种的掺配，其热值满足负荷要求，不发生蓬煤跳磨而影响负荷。4.4 生产技术部4.4.1 生技部负责AGC调节速率和调节精度、一次调频动作的可靠性。分析一次调频动作幅度大于0.1HZ时的历史趋势，并就机组

5、一次调频动作过程进行分析。4.4.2 生技部负责每日AGC不合格点的后台打印及分析监督，根据曲线分析AGC实际调节速率、调节精度、响应时间是否满足要求。4.4.3 根据实际情况及时联系电科院进行自动、协调的优化；针对本公司CCS动作迟缓进行调研工作，申报公司同意，进行技改。5 两个细则管理实施细则5.1 AGC投入运行的注意事项5.1.1 班组认真组织学习各机组协调、AGC自动切手动的条件，熟悉各机组协调、AGC调节原理，根据机组运行工况和参数变化趋势提前进行调整，防止人为操作失误或调整不及时造成AGC切手动。5.1.2 各机组协调、AGC控制有缺陷时，及时联系热控人员，做好记录并填写缺陷联系单，AGC 投退要及时汇报调度。5.1.3 AGC投入情况下，机组负荷在165MW-330MW之间，无论三台磨煤机或四台磨煤机运行，负荷下线设定为165MW、上线设定为330MW，不得随意更改。5.1.4 机组正常运行时要按 “定滑压运行规定”严格执行，高负荷时投定压方式（负荷270MW-330MW压力设定值16.7MPa）。负荷小于270MW运行期间，按照滑压曲线执行。（建议不同负荷段定压运行，

6、确保加、减负荷都可以及时响应，降低减负荷再热汽温的考核标准）5.1.5 AGC工况下监盘人员时刻监视AGC指令的变化，发现指令变化及时进行燃烧工况的调整。5.1.6 AGC 加负荷时，尽量响应负荷指令需要，如负荷变化缓慢可适当将变负荷率增大，负荷到目标值，立即恢复。如果四台磨煤机运行，在增加给煤量的同时要及时提高一次风压和二次风量，注意控制SCR反应器出口NOx排放不能超限。如果是三台磨煤机运行，发现AGC指令加负荷时，在总煤量加至105t/h时，对准备启动的磨煤机进行暖磨，如负荷继续增加，应及时启动第四台磨煤机运行，避免磨煤机启动迟缓影响加负荷。磨组启动成功后及时调整负荷上限到330MW,磨组运行方式尽量采用A B C D的运行方式，如不能满足机组负荷的需要时，也可以采用B C D E磨运行方式。5.1.7 减负荷过程中，为了防止主汽压力超限，要及时降低一次风压及二次风量。并注意主再热汽温的预先调整，不能等汽温升高后突然增大减温水量。在参数调整正常后要逐步恢复一次风压及二次风量。当总煤量减90t/h，负荷200MW时根据负荷情况停止一台磨煤机，采用三台磨运行。如暂时不停磨，可将一台变

7、加载磨煤机煤量减少，确保其他运行磨组不因煤量瞬间达到低限而造成AGC切手动。5.1.8 值长要及时了解负荷曲线情况进行安排各机组负荷，加减负荷期间要及时通知脱硫值班人员进行调整，如压力升高或降低较快时，要及时调整一次风压及二次风量。修改运行磨给煤量偏置。在参数调整正常后要逐步恢复，防止机组加减负荷，给煤机不加减煤。在确保两台运行给煤机在自动方式的前提下，可将其他运行的给煤机切手动方式，手动增加或减少给煤量。调整磨煤机的给煤量后，要注意磨煤机一次风量、电流、出口温度的变化。切除给煤机自动时优先考虑切除一次风量偏低、渣量偏多的磨组。5.1.9 值长根据全区用电负荷、新能源发电情况及时准确的做出负荷预判，提前调整机组各参数，以便更好的响应AGC，减少考核。5.1.10 继续优化电泵、磨煤机启动流程，加快AGC的响应速度。（建议将电泵暖泵门改为电动门，加快电泵启动速度。）5.1.11 宁夏电网负荷低谷调峰时间在10:00-17:00，每天9:00-10:00可将主汽压力提前降低1MPa，避免出现减负荷时出现高压低温情况发生；在16：30-18:30期间机组负荷在165MW-200MW时，将主汽

8、压力调高至12.0-12.5MPa，响应AGC快速加负荷响应速度。5.1.12 当机侧主汽压力上升到16.7MPa、经调整无效，可稍开高低旁进行泄压。开旁路泄压前先开大高加逐级疏水阀降低高加水位，防止高加解列，同时要加强汽包水位的监视和调整。如主汽压力仍有上升趋势时，立即切除AGC控制，手动进行调整，待各参数调整正常后及时投入AGC控制，投切AGC必须汇报值长，作好记录。5.1.13 当机组出现异常情况时，AGC可退出进行调节，保证机组安全稳定运行。6 考核与奖励6.1 考核6.1.1 当月AGC不合格点高于区内电厂平均值，每高出一点考核责任部门50元。6.1.2 违反调度纪律造成考核者，,每发生一次考核发电部责任值长100元。 6.1.3 由于运行、检修人员维护不到位、误操作、违章指挥或因设备缺陷未及时消除而导致事故扩大等原因造成机组被迫降出力时，每发生一次考核责任部门200元。 6.1.4 由于辅助设备发生故障停运，导致机组限出力运行时运行调整监视不到位造成考核运行值100元，因设备原因造成考核设备部100元。 6.1.5 AGC调节性能不满足电网要求、一次调频动作不正常被电网考核

9、，每发生一次考核设备维护部责任班组200元，生技部100元。 6.1.6 主要生产指标计划(包括发电量、主设备可用小时、发供电煤耗率、厂用电率、机组检修计划)未及时上报每次考核责任部门100元。 6.1.7 月度、日发电计划(包括发电量、设备可调容量、主辅设备检修、设备消缺等)未及时做出并上报，每次考核责任部门100元。6.1.8 月度、日发电量及上网电量未按时统计并上报每次考核100元。6.1.9 设备缺陷未在前一天未按要求提出消缺申请，无论是否损失电量，每次考核50元。 6.1.10 当设备发生缺陷，在规定(计划)时间内未将缺陷消除，并未提前提出延长消缺时间申请，而影响计划发电负荷曲线，造成电量损失，每次考核责任部门200元。6.1.11 对配煤不当，煤中水份含量大（13%）造成给煤机断煤跳闸的，造成 AGC不合格点或影响AGC投入率，考核输煤运行部200元。6.1.12 凡在非计划时间内发生设备缺陷(引风机、送风机、一次风机、电除尘器、除灰系统、高加、低加等)影响负荷时造成电量损失者对责任部门进行考核，每次考核责任部门200元。6.1.13 未及时处理调度自动化要求整改的缺陷，考核维护部、生技部各200元。6.1.14 因RTU装置、AVC、PSS装置缺陷，影响AGCAVC投入率，考核维护部200元，生技部100元。6.1.15 机组启机因设备故障或工期延误未按时并网，造成调度两个细则考核，考核责任部门200-1000元。6.1.16 机组正常运行中非停，造成调度两个细则考核，考核责任部门2000-8000元。6.1.17 凡以上条

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