示范文本

并网调度协议（示范文本）

   GF-2003-0512
国家电力监管委员会国家工商行政管理总局制定

二○○三年十二月

《并网调度协议（示范文本）》使用说明

一、《并网调度协议（示范文本）》（以下简称《示范文本》）是对电厂并入电网时调度和运行行为的约定，适用于电厂与电网之间签订并网调度协议。
二、《示范文本》主要针对电厂并入电网调度运行的安全和技术问题，设定了双方应承担的基本义务、必须满足的技术条件和行为规范。
三、《示范文本》中有关空格的内容由双方约定或据实填写。《示范文本》所列数字、百分比、期间均为参考值。协议双方可根据具体情况和电力系统安全运行的需要，在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整[1]，对有关章节或条款进行补充、细化或完善，增加或减少定义、附件等。法律、法规或者国家有关部门有规定的，按照规定执行。
四、《示范文本》按电力调度机构与电网经营企业为同一实体考虑。如遇不同体制，则双方可根据实际情况对本协议相应章节或条款进行必要调整和修改。
五、签订并网调度协议的主要目的是保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电网经营企业和发电企业的合法权益，保证电力交易合同的实施。协议双方应注意所签并网调度协议与购售电合同相关约定的一致性。
六、实行“竞价上网”时，协议双方应按照电力监管机构有关规则、规范等对本协议进行必要调整和修改。待“竞价上网”和电力市场化改革到一定时期，国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局将制定新的《示范文本》。

目  录
第1章  定义与解释
第2章  双方陈述
第3章  双方义务
第4章  并网条件
第5章  并网申请及受理
第6章  调试期的并网调度
第7章  调度运行
第8章  发电计划
第9章  设备检修
第10章  继电保护及安全自动装置
第11章  调度自动化
第12章  调度通信
第13章  事故处理与调查
第14章  不可抗力
第15章  违约责任
第16章  协议的生效和期限
第17章  协议的变更、转让和终止
第18章  争议的解决
第19章  适用法律
第20章  其  他
特别条款
附件一：并网点图示
附件二：电厂技术参数
附件三：电厂设备调度范围划分

（协议编号：          ）

并网调度协议

本并网调度协议(以下简称本协议)由下列双方签署：
甲方：          ，系一家电网经营企业，在       工商行政管理局登记注册，已取得       电力监管委员会/局[2]颁发的输电业务许可证[3]（许可证编号：          ），税务登记号：          ，住所：          ，法定代表人：          。
乙方：          ，系一家具有法人资格的发电企业，在
                  工商行政管理局登记注册，已取得          电力监管委员会/局颁发的本协议所指电厂（机组）发电业务许可证[4]（许可证编号：          ），税务登记号：          ,住所:          ，法定代表人：          。
鉴于：
(1) 甲方经营管理适于电厂运行的电网，并同意乙方电厂根据本协议的约定并入电网运行。
(2) 乙方在          拥有/兴建并/并将经营管理总装机容量为          兆瓦（MW）的          电厂（以下简称电厂），并同意根据本协议的约定将该电厂并入甲方电网运行。
为保证电力系统安全、优质、经济运行，规范调度和并网运行行为，维护协议双方的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国合同法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律、法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，双方经协商一致，签订本协议。

第1章  定义与解释

1.1 本协议中所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：
1.1.1 电力调度机构：指          电力调度通信中心/局/所，是依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，隶属甲方。
1.1.2 电厂：指位于          由乙方拥有/兴建并/并将经营管理的一座总装机容量为    兆瓦（MW）（共台，分别为号机组 MW 、号机组 MW 、号机组 MW、号机组    MW,技术参数详见附件二）[5]的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。
1.1.3 并网点：指电厂与电网的连接点（见附件一）。
1.1.4 首次并网日：指电厂（机组）与电网进行同期连接的第一天。
1.1.5 并网申请书：指由乙方向甲方提交的要求将其电厂（机组）并入电网的书面申请文件。
1.1.6 并网方式：指电厂（机组）与电网之间一次系统的连接方式。
1.1.7 AGC:指自动发电控制（Automatic Generation Control）。
1.1.8 AVC:指自动电压控制（Automatic Voltage Control）。
1.1.9 RTU:指远动装置（Remote Terminal Unit）。
1.1.10 解列：本协议专指与电网相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。
1.1.11 特殊运行方式：指因某种需要而使电厂或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。
1.1.12 机组可用容量：指机组任何时候受设备条件限制[6]修正后的出力。
1.1.13 计划停运：指电厂机组处于计划检修、备用期内的状态，包括大修、小修、公用系统计划检修及电力调度机构要求的节假日检修、低谷消缺和停机备用等。
1.1.14非计划停运：指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；第3类为可延至6小时以后，但必须在72小时之内退出的停运；第4类为可延至72小时以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。
1.1.15强迫停运：第1.1.14款中第1、2、3类非计划停运统称为强迫停运。
1.1.16 降低出力等效停运小时：指机组降低出力小时数折合成按铭牌最大容量计算的停运小时数。
1.1.17 等效非计划停运小时：指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。
1.1.18 年计划停运允许小时数：指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网[7]同类型机组分类而确定的任何一年计划停运的允许小时数[8]。机组的年计划停运允许小时数分为大修年度的年计划停运允许小时数和无大修年度的年计划停运允许小时数。
1.1.19 年等效非计划停运允许小时数：指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年等效非计划停运的允许小时数[9]。本协议中仅指因乙方原因造成的非计划停运。机组的年等效非计划停运允许小时数分为大修年度的年等效非计划停运允许小时数和无大修年度年等效非计划停运允许小时数。
1.1.20 日发电调度计划曲线：指电力调度机构每日编制的用于确定电厂次日各时段发电出力的曲线。
1.1.21 紧急情况：指电力系统内发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超出规定值、主干线路功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电力系统安全运行，有可能破坏电力系统稳定，导致电力系统瓦解以至大面积停电等运行情况。
1.1.22 电力系统调度规程[10]：指根据《电网调度管理条例》、国家标准和电力行业标准制定的用于规范本区域电力系统调度、运行行为的规程。
1.1.23甲方原因：指由于甲方的要求或可以归咎于甲方的责任。包括因甲方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1.1.24 乙方原因：指由于乙方的要求或可以归咎于乙方的责任。包括因乙方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1.1.25 购售电合同:指甲方与乙方就电厂所发电量的购售及相关商务事宜签订的合同。
1.1.26不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等[11]。
1.2 解释
1.2.1 本协议中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本协议的解释。
1.2.2 本协议附件与正文具有同等的法律效力。
1.2.3 本协议对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。
1.2.4 除上下文另有要求外，本协议所指的年、月、日均为公历年、月、日。
1.2.5 本协议中的“包括”一词指：包括但不限于。
1.2.6 本协议中的数字、期限等均包含本数。

第2章  双方陈述

任何一方在此向对方陈述如下：
2.1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本协议。
2.2 本方签署和履行本协议所需的一切手续(包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等)均已办妥并合法有效。
2.3在签署本协议时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本协议产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。
2.4本方为签署本协议所需的内部授权程序均已完成，本协议的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本协议生效后即对协议双方具有法律约束力。

第3章  双方义务

3.1 甲方的义务包括：
3.1.1 遵守国家法律法规、国家标准和电力行业标准，以电力系统安全、优质、经济运行为目标，根据电厂的技术特性及其所在电力系统的规程、规范，本着公开、公平、公正的原则，对电厂进行统一调度（调度范围见附件三）。
3.1.2负责所属电网相关设备、设施的运行管理、检修维护和技术改造，满足电厂正常运行的需要。
3.1.3以有关部门下达的发电量预期调控目标为基础，根据购售电合同的约定，结合电网运行实际情况，按时编制并向乙方提供月度发电计划、日发电调度计划曲线及无功出力曲线（或电压曲线）。
3.1.4 合理安排电厂的设备检修。
3.1.5 支持、配合乙方对相应设备进行技术改造或参数调整;对乙方与电网有关的调度、运行管理进行指导和协调；对乙方运行中涉及电网运行安全的电气设备、继电保护及安全自动装置、励磁系统（包括PSS）、AGC及调速系统、电能计量系统、电力调度通信、调度自动化等相关专业、业务进行指导和协调，并提供必要的技术支持。
3.1.6按照相关规定及时向乙方通报与其相关的电网重大设备缺陷信息、与电厂相关的输电通道能力，定期披露与乙方有关的电力调度信息。
3.1.7 根据电力系统运行需要及乙方设备的特性,及时按程序修改相应规程、规范。
3.1.8采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，根据需要制定反事故措施。经电力监管机构授权，电力调度机构制定网厂联合反事故演习方案并组织实施。
3.1.9 配合乙方进行事故调查。
3.2 乙方的义务包括：
3.2.1遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电力系统的规程、规范，以维护电力系统安全、优质、经济运行为目标，服从电力调度机构的统一调度，合理组织电厂生产。
3.2.2 按照电力调度机构调度指令组织电厂实时生产运行，参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。
3.2.3 按照电力调度机构要求提供电厂设备检修计划建议，执行已批准的检修计划，做好设备检修维护工作。
3.2.4 接受甲方根据第3.1.5款作出的业务指导和协调；并配备相应的技术管理和检修管理人员，配合甲方工作。
3.2.5根据需要及时对设备进行技术改造或参数调整，并报甲方备案（涉及电网安全的须征得甲方同意）。
3.2.6按照相关规定及时、准确、客观、完整地向甲方提供电厂设备运行情况及生产信息，包括燃料、水情等。
3.2.7制定与甲方电力系统规程、规范相一致的现场运行规程，并送甲方备案。
3.2.8采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。配合甲方定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，落实检查中提出的防范措施；电力调度机构有明确的反事故措施或其他电力系统安全要求的，乙方应按要求实施并运行维护；将有关安全措施文件送电力调度机构备案；参加电力调度机构组织的联合反事故演习。
3.2.9 配合甲方进行事故调查。

第4章  并网条件

4.1  乙方一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定[12]，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入甲方电网运行、接受电力调度机构统一调度的条件。
4.2  电厂继电保护及安全自动装置（包括励磁系统、调速系统）须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第10章的有关约定。
4.3  电厂调度自动化设施[13]须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第11章的有关约定。
4.4 电厂电力调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第12章的有关约定。
4.5电厂电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）进行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收[14]。
4.6 电厂的二次系统按照《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》(国家经贸委令第30号)的要求及有关规定，已实施安全防护措施，并经电力调度机构认可，具备投运条件。
4.7 电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全, 其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。
4.8 电厂有调度受令权的运行值班人员，须根据《电网调度管理条例》及有关规定，经过严格培训，取得相应的合格证书，持证上岗。
4.9 甲方与乙方运行对应的一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备电厂接入运行的条件。
4.10 双方针对电厂并入电网后可能发生的紧急情况，已制定相应的反事故措施，并送电力调度机构备案。

第5章  并网申请及受理
5.1 乙方电厂并网须向甲方申请，并在甲方受理后按照要求的方式并入。
5.2 并网申请。
乙方应在电厂（机组）首次并网日的日前，向甲方提交并网申请书，并网申请书应包含本次并网设备的基本概况、验收情况、并网电厂（机组）调试方案和调试计划等内容，并附齐本协议第5.5条所列的资料。
5.3 并网申请的受理。
甲方在接到乙方并网申请书后应按照本协议第4章约定和其他并网相关规定认真审核，及时答复乙方,不无故拖延。
5.3.1并网申请书所提供的资料符合要求的，甲方应在收到乙方并网申请书后日内予以确认，并在机组首次并网日    。
日前向乙方发出书面确认通知。
5.3.2并网申请书所提供的资料不符合要求的，甲方有权不予确认，但应在收到并网申请书后日内书面通知乙方不确认的理由。
5.4 并网申请确认后,双方应就电厂并网的具体事宜作好安排。
5.4.1甲方应在已商定的首次并网日前日向乙方提供与电厂相关的电力系统数据、设备参数及系统图，包括与电厂相关的电网继电保护整定值（或限额）和与电网有关的电厂继电保护及安全自动装置的整定值（或限额）。
5.4.2  向乙方提供联系人员(包括有调度发令权人员、运行方式人员、继电保护人员、自动化人员、通信人员等)名单和联系方式。
5.4.3 乙方应在收到确认通知后日内,按照甲方的要求,提交并网调试项目和调试计划，并与电力调度机构商定首次并网的具体时间与程序。
5.4.4 甲方应在电厂首次并网日日前对乙方提交的机组并网调试项目和调试计划予以书面确认。
5.4.5 双方认为需要商定的其他具体事宜：          。
5.5乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料[15]（需要在并网启动过程中实测的参数可在机组并网后日内提交），包括：
(1) 潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的发电机（包括调速器、励磁系统）、主变压器等主要设备技术规范、技术参数及实测参数（包括主变压器零序阻抗参数）。
(2) 与电网运行有关的继电保护及安全自动装置图纸（包括发电机、变压器整套保护图纸）、说明书，电力调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。
(3) 与甲方有关的电厂调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告等文件，电厂远动信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值），电厂电能计量系统竣工验收报告，电厂计算机系统安全防护有关方案和技术资料。
(4) 与甲方通信网互联或有关的通信工程图纸、设备技术规范以及设备验收报告等文件。
(5) 机组励磁系统及PSS装置（设计、实测参数）、低励限制、失磁、失步保护及动态监视系统的技术说明书和图纸。
(6) 其他与电网运行有关的主要设备技术规范、技术参数和实测参数。
(7) 现场运行规程。
(8) 电气一次接线图。
(9) 机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率，机组AGC、AVC、一次调频有关参数和资料。
(10) 厂用电保证措施。
(11) 机组调试计划、升压站和机组启动调试方案。
(12) 电厂有调度受令权的值班人员名单、上岗证书复印件及联系方式。
(13) 运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员名单及联系方式。

第6章  调试期的并网调度

6.1 乙方根据甲方已确认的调试项目和调试计划可进行电厂并网运行调试。
6.1.1 电厂调试运行机组应视为并网运行设备,纳入电力系统统一运行管理,遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。
6.1.2 电厂应根据已确认的调试项目和调试计划,编制详细的机组并网调试方案，并按调试进度逐项[16]向电力调度机构申报。
6.1.3 具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。
6.1.4 对仅属电厂自行管辖的设备进行可能对电网产生冲击的操作时，应提前告知电力调度机构做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。
6.2 甲方应配合乙方进行并网调试。
6.2.1 将并网调试电厂纳入正式调度范围,按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。
6.2.2 根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度方案(含应急处理措施)，合理安排电厂的调试项目和调试计划。调试开始    日前将调试调度方案和具体调试计划通知电厂。
6.2.3 根据机组调试进度及电网运行情况,经与电厂协商同意,可对调试计划进行滚动调整。
6.2.4电力调度机构可视需要派员进行现场调度，并给予必要的技术指导或支持。
6.3 甲方必须针对乙方调试期间可能发生的紧急情况制定应急预案,明确处理原则及具体处理措施,确保电力系统及设备安全。

第7章  调度运行

7.1 电厂运行值班人员在运行中应严格服从电力调度机构值班调度员的调度指令。
7.1.1 电厂必须迅速、准确执行电力调度机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若执行调度指令可能危及人身和设备安全时，电厂值班人员应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行[17]。
7.1.2属电力调度机构直接调度范围内的设备，电厂必须严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作；如实告知现场情况，回答电力调度机构值班调度员的询问。
7.1.3属电力调度机构许可范围内的设备，电厂运行值班人员操作前应报电力调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及电厂现场运行规程进行操作。
7.2 电力调度机构应依照有关要求合理安排电厂的日发电调度计划曲线。运行中，值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，值班调度员对日发电调度计划曲线的调整应提前分钟（min）通知电厂值班人员。
7.3电厂运行设备出现异常情况时，电厂按照电力系统调度规程的规定可提前小时(h)向电力调度机构提出检修申请。电力调度机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，提前小时(h)批复检修申请，并修改相应计划。如设备需紧急停运者，电力调度机构应视情况及时答复。电厂应按照电力调度机构的最终批复执行[18]。
7.4 电力调度机构应按照同网同类型同等技术条件的机组调整幅度基本相同的原则，兼顾电网结构和电厂的电气技术条件，安全、优质、经济地安排电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。
7.4.1 调峰。
电厂应根据国家有关规定、标准、机组能力参与电力系统调峰。调峰幅度应达到国家有关规定、标准，或双方商定为    。
7.4.2 调频。
经双方商定，电厂（机组）为第    调频电厂（机组）或非调频电厂（机组），应按照电力系统调度规程的要求参与电力系统调频。
电厂AGC安装与投运应依据国家现行的关于发电厂并网运行管理的政策执行。按照国家有关规定，电厂号机组应安装AGC，其整定参数及机组出力响应速度符合电网安全运行的需要，由电力调度机构根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，乙方不得擅自更改。机组AGC的投入与退出应按照调度指令执行。
7.4.3 调压。
电厂应按照电力调度机构下达的无功出力曲线（或电压曲线）运行，保证电厂母线电压运行在规定的范围内。如果电厂失去电压控制能力时，应立即报告电力调度机构值班调度员。
7.4.4 备用。
如电力调度机构要求，电厂应留有一定比例的旋转备用容量。当旋转备用容量不能满足电力调度机构的要求时，应立即报告电力调度机构值班调度员。
7.5 甲方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电厂正常运行时，电力调度机构应将有关方案提前日通知电厂，并按商定的方案执行。
7.6 乙方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前日通知电力调度机构，并按商定的方案执行。
7.7 电力调度机构应商并网电厂定期组织网厂联席会议，邀请乙方参加，分析电网运行情况、预测系统形势、说明有关电网安全技术措施的落实情况，协商处理有关电力系统运行的重大问题。乙方应参加网厂联席会议，通报电厂的运行情况及有关电厂安全技术措施的落实情况。
7.8 双方应以书面形式互换相关值班人员名单，并及时告知变动情况。

第8章  发电计划

8.1乙方应根据已签订的购售电合同及电厂运行实际情况，按下列要求提交电厂的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议：
(1) 乙方在机组首次并网日日前及在此后每年的月
日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。
(2) 乙方在每月的日前向甲方提交下一月度发电计划建议。
(3) 乙方在国家法定节日（包括元旦、春节、五一、国庆等）或特殊运行方式出现日前向甲方提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。
8.2  根据购售电合同，结合乙方申报的发电计划建议[19]，甲方在每年月日前将编制的下一年度分月发电计划通知乙方。
8.3  根据第8.2条制定的年度分月发电计划、电厂完成发电量的进度和电网近期的负荷情况，甲方在每月日前或国家法定节日日前或特殊运行方式出现日前将其编制的下一月度、节日或特殊运行方式发电计划通知乙方。
8.4 根据第8.3条制定的月度发电计划、电网实际情况和电厂提供的数据（电厂须在每日时前向电力调度机构申报次日发电机组的最大可用容量或可用容量的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障以及机组AGC的投入状况），电力调度机构编制电厂次日日发电调度计划曲线，并在每日时前将次日计划曲线下达给电厂。
8.5 电厂应严格执行电力调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括值班调度员临时修改的曲线）和调度指令，及时调节机组的有功出力，安排电厂生产运行。

第9章  设备检修

9.1 并网运行电厂设备检修应按照计划进行。
9.1.1 乙方在按本协议约定向甲方提交年度、月度、节日、特殊运行方式发电计划建议的同时，将年度、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报电力调度机构。
9.1.2 经双方协商后，电力调度机构将电厂设备检修计划纳入电力系统年度、月度、节日、特殊运行方式检修计划。
(1) 在每年月日前将经核准的电厂下一年度设备检修计划通知电厂。
(2) 在每月日前将经核准的电厂下月设备检修计划通知电厂。
(3) 在国家法定节日日前或特殊运行方式出现日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知电厂。
9.2  如果电厂需要在系统负荷低谷时段（时至次日时）消除缺陷，应在当日时前向电力调度机构提出申请，电力调度机构应根据电网情况尽量予以安排，并及时修改日发电调度计划曲线。
9.3 检修申请与批复。
电厂设备实际检修工作开始前需向电力调度机构提交检修申请，获得批准后方可开工。
9.3.1 检修申请应于实际检修工作开始日前提交给电力调度机构。
9.3.2检修申请应包括检修设备的名称、检修内容、隔离措施、对系统的要求等内容。
9.3.3 电力调度机构应于实际检修工作开始日前将检修申请的批复通知电厂，并说明电厂应采取的安全措施及其他相关要求，同时做好事故应急预案。
9.4 乙方应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。
9.4.1电厂由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前日向电力调度机构提出修改检修计划的申请。电力调度机构应根据电网运行情况，合理调整检修计划。能够安排的，应将调整后电厂检修计划提前日通知电厂；确实无法安排的，电厂应设法按原批复计划执行，否则，电力调度机构在本年度内原则上不再另行安排计划检修。
9.4.2 电厂检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半前向电力调度机构申请办理延期手续。
9.4.3 由于电力系统运行需要，电厂不能按计划进行机组检修的，电力调度机构应提前与电厂协商，调整检修计划并通知电厂。如果机组必须超期运行，双方应针对机组超期运行期间可能出现的紧急情况商定应急措施，以及转入检修状态的程序，并按相关规定处理。
9.5 电网一次设备检修如影响电厂送出能力，应尽可能与电厂设备检修（或停机备用）相配合。
9.6电力调度机构应合理安排调度管辖范围内电网、电厂继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修。二次设备的检修原则上不应影响一次设备的正常运行，否则，应尽可能与一次设备的检修相配合。
9.7 设备检修完成后,电厂应及时向电力调度机构报告,并按规定程序恢复设备运行。

第10章  继电保护及安全自动装置

10.1 甲方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：
(1) 负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的整定计算和运行，对装置动作情况进行分析和评价。
(2) 对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合电力调度机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。
(3) 电网继电保护及安全自动装置动作后，须立即按规程进行分析和处理，并将有关资料报电力调度机构。与电厂有关的，应与其配合进行事故分析和处理。
(4) 电网继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电厂的，应将有关情况书面通知电厂。
(5) 指导和协助电厂进行有关继电保护及安全自动装置的整ê驮诵校?峁┍匾?募际踔С帧?SPAN lang=EN-US>
(6) 严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。
(7) 于每月日前完成上月继电保护及安全自动装置的运行分析报告，提供份给乙方。
10.2 乙方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责所属继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：
(1) 负责电厂所属继电保护及安全自动装置的整定计算（电厂内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电力调度机构下达，其他继电保护及安全自动装置整定值由电厂自行计算整定后送电力调度机构备案）和运行维护，对装置动作情况进行分析和评价。
(2) 对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。
(3) 与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相配合，相关设备的选型应征得电力调度机构的认可。
(4) 若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，电厂应按电力调度机构要求及时变更所辖的继电保护及安全自动装置的整定值及运行状态。
(5) 电厂继电保护及安全自动装置动作后，须立即报告电力调度机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电力调度机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。
(6) 电厂继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电力调度机构值班员，按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电网的，应将有关情况书面送电力调度机构。
(7) 严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。
(8) 于每月日前完成上月电厂继电保护（包括线路保护、变压器保护、发电机保护、母线保护等）及安全自动装置的运行分析报告,提供份给电力调度机构。
10.3  双方为提高电力系统的稳定性能，应及时进行设备的更新、改造。
10.3.1  继电保护及安全自动装置设备更新改造应相互配合,确保双方设备协调一致[20]。
10.3.2  改造设备须经过调试验收，确认合格后[21]按规定程序投入运行。
10.4 乙方的继电保护及安全自动装置应达到如下主要运行指标（不计因甲方原因而引起的误动和拒动）：
(1) 继电保护主保护运行率[22]≥    %。
(2)    kV保护及以上保护动作正确率≥    %。
(3) 故障录波完好率[23]≥    %。
(4) 安全自动装置投运率≥    %。
(5) 安全自动装置动作正确率≥    %。
(6) 双方约定的其他运行指标:    。
10.5 双方应分别指定人员负责继电保护及安全自动装置的运行维护工作，确保继电保护及安全自动装置的正常运行。

第11章  调度自动化

11.1  甲方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端调度自动化系统的运行维护，并符合以下要求：
(1) 监督调度自动化系统的可靠运行，负责电力调度自动化系统运行情况的监测，协调运行中出现的重大问题。
(2) 按设计要求为电厂自动化信号的接入提供条件。
(3) 将系统有关信号及时准确地传送至电厂调度自动化系统。
(4) 及时分析调度自动化系统故障原因，采取防范措施。
(5) 指导、协助乙方调度自动化系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。
(6) 计算机监控系统符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）。
11.2  乙方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责电厂端调度自动化设备的运行维护，并符合以下要求：
(1) 电厂RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置的远动数据和电能计量数据应按照符合国家标准或行业标准的传输规约传送至电力调度机构的调度自动化系统和电能计量系统。电能计量系统应通过经双方认可的具有相应资质的检测机构的测试，保证数据的准确传输。电厂运行设备实时信息的数量和精度应满足国家有关规定和电力调度机构的运行要求。
(2) 及时分析所属调度自动化系统故障原因，采取防范措施。
(3) 协助甲方调度自动化系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。
(4) 电厂计算机监控系统符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）。
(5) 装有AGC的电厂（机组）参加电网的发电控制时，电力调度机构下发的AGC指令信号应能够通过电厂RTU或计算机监控系统准确输出至电厂AGC系统。装有AVC的电厂（机组）参加电网的电压控制时，电力调度机构下发的AVC指令信号应能够通过电厂RTU或计算机监控系统准确输出至电厂AVC系统。
11.3 双方应遵守电力系统调度规程及调度自动化系统有关规程运行维护自动化设备，不得随意退出或停用。
11.4  电厂RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如下主要运行指标：
(1) RTU或计算机监控系统远动工作站可用率(月)≥    %。
(2) 遥测量准确度误差≤    。
(3) 机组AGC可投入率[24]≥    %。
(4) 机组AVC可投入率≥    %。
(5) 双方约定的其他运行指标：    。
11.5双方应分别指定人员负责所属调度自动化系统的运行维护工作，确保调度自动化系统的正常运行。

第12章  调度通信

12.1  甲方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端通信系统的运行维护，并符合以下要求：
(1) 监督调度通信系统的可靠运行,负责调度通信系统运行情况的监测和调度指挥，协调运行中出现的重大问题。
(2) 负责调度端通信设备及    、    、    通信线路的运行维护，并保证其可靠运行。
(3) 及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。
(4) 指导、协助乙方调度通信系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。
12.2  乙方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责电厂端调度通信系统的运行维护，并符合以下要求：
(1)  负责电厂端调度通信系统的运行维护，并保证其可靠运行。
(2)  及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。
(3)  协助甲方调度通信系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。
12.3 乙方与甲方电力通信网互联的通信设备选型和配置应协调一致，并征得甲方的认可。
12.4 乙方使用与甲方电力通信网相关的载波频率、无线电频率，须向甲方申请，经甲方同意并书面确认后方可使用。
12.5  双方应有备用通信系统，确保电网或电厂出现紧急情况时的通信联络。
12.6 乙方的调度通信系统应达到如下主要运行指标：
(1) 通信电路运行率[25]≥    %。
(2) 设备运行率[26]≥    %。
其中：
(1) 微波设备运行率≥    %。
(2) 光通信设备运行率≥    %。
(3) 调度交换设备运行率≥    %。
(4) 双方约定的其他运行指标：    。
12.7双方应分别指定人员负责所属调度通信系统的运行维护工作，确保调度通信系统的正常运行。

第13章  事故处理与调查

13.1  电力调度机构和电厂应按照各自管辖范围，依据电力系统调度程规和电厂现场运行规程的有关规定，正确、迅速地进行事故处理，并及时相互通报事故处理情况。
13.2  电力调度机构调度管辖范围内的设备事故处理，应严格执行电力调度机构值班调度员的指令（现场规程明确规定可不待调度指令自行处理的除外）。
13.3 电力调度机构应按照《电力系统安全稳定导则》（DL 755-2001）、电力系统调度规程及其他有关规定，结合电网结构、运行特点及电厂的具体情况，制定事故处理原则与具体的反事故措施，并对电厂应采取的必要措施提出明确要求。
13.3.1  在威胁电网安全的任何紧急情况下，电力调度机构值班调度员可以采取必要手段确保和恢复电网安全运行，包括调整电厂发电出力、发布开停机指令、对电厂实施解列等。
13.3.2  如果必须将电厂或其任何机组解列，电力调度机构应在该紧急情况结束后或已经得到补救后，将电厂或机组恢复并网运行。
13.3.3 电力调度机构应在事后向乙方说明电厂或机组解列的原因。
13.4 发生事故一方或双方应按照《电业生产事故调查规程》进行事故调查。事故调查的结论应包括：事故原因、事故责任方及其承担的责任、防止类似事故发生的反事故措施。事故责任方应按照调查结论承担责任，并及时落实反事故措施。
13.4.1  对于发生的电网事故，由甲方调查分析的，涉及乙方时，应邀请乙方参加。乙方对甲方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。
13.4.2  对于发生的电厂事故，由乙方调查分析的，涉及甲方时，应邀请甲方参加。甲方对乙方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。
13.4.3  对于涉及双方的网厂事故，如果起因在短时间内无法确定并达成一致时，按国家有关规定组成专门调查组进行事故调查。
13.4.4  任何一方的事故或双方事故的调查报告都应公布。报告内容应包括：事故原因、事故处理过程、事故责任方及其应承担的责任、整改方案及事故预防措施等。
13.4.5  事故责任方应及时纠正错误，落实整改方案和事故预防措施。整改方案和事故预防措施涉及对方时，应经对方认可。

第14章  不可抗力

14.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本协议项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：
   (1)  免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要。
   (2)  受不可抗力影响的一方应继续履行本协议项下未受不可抗力影响的其他义务。
   (3)  一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本协议。
14.2  若任何一方因不可抗力而不能履行本协议，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本协议的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。
应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。
14.3  受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施，以减少或消除不可抗力的影响。
如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。
14.4  如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过日，双方应协商决定继续履行本协议的条件或终止本协议。如果自不可抗力发生后日,双方不能就继续履行协议的条件或终止本协议达成一致意见,任何一方有权通知另一方解除协议。本协议另有约定的除外。

第15章          违约责任

15.1  任何一方违反本协议约定条款视为违约，另一方有权要求违约方承担违约责任。
15.2  甲方有下列违约行为之一的，应按第15.3条所列方式向乙方承担违约责任：
(1) 未履行第3章约定的义务，给乙方造成直接经济损失。
(2) 违反第4.9条的约定，导致电厂不能按期发电、不能正常发电或给乙方造成直接经济损失。
(3) 违反第5.3条、第5.4条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。
(4) 违反第6.2条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。
(5) 违反电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。
(6) 电力调度机构要求电厂（机组）超出其运行能力或本协议约定进行调峰、调频、调压，给乙方造成直接经济损失。
(7) 电网一、二次设备因甲方原因整定或控制错误，给乙方造成直接经济损失。
(8) 因可归咎于甲方的责任，发生第9.4.3款所述情形,给乙方造成直接经济损失。
(9) 因甲方处理不当，在执行第13.3.1款的约定时，给乙方造成直接经济损失。
(10) 因甲方原因造成继电保护及安全自动装置、调度自动化系统、调度通信系统故障，给乙方造成直接经济损失。
(11) 其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。
(12) 双方约定甲方应当承担的其他违约责任：          。
15.3 甲方每违约一次，应按下列方式承担违约责任：
(1) 一次性向乙方支付违约金    万元[27]。
(2) 给乙方造成直接经济损失且按本条第(1)项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足乙方设备修复及恢复正常运行的直接费用。
(3) 给乙方造成电量损失的，按照双方签订的购售电合同的有关约定处理。
15.4乙方有下列违约行为之一的，应按第15.5条所列方式向甲方承担违约责任：
(1) 未履行第3章约定的义务，给甲方造成直接经济损失。
(2) 未按照第4章的有关约定完成并网准备工作，给甲方带来直接经济损失。
(3) 违反第5.2条、第5.4条的约定，给甲方造成直接经济损失。
(4) 违反第6.1条、第7.1.1款的约定。
(5) 因乙方原因造成与电网运行有关的电厂一、二次设备异常或故障，给甲方造成直接经济损失。
(6) 未按照第7.4条的约定参与电力系统调峰、调频、调压或备用。
(7) 因乙方原因导致检修期限变动，给甲方造成直接经济损失。
(8) 不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。
(9) 电厂继电保护及安全自动装置未达到第10.4条约定指标，或由于乙方原因引起其继电保护及安全自动装置故障或不正确动作，导致事故及事故扩大，给甲方造成直接经济损失。
(10) 电厂电力调度自动化系统未达到第11.4条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度自动化系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。
(11) 电厂调度通信系统未达到第12.6条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度通信系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。
(12) 双方约定乙方应当承担的其他违约责任：          。
15.5 乙方每违约一次，应按下列方式承担违约责任：
(1) 一次性向甲方支付违约金    万元。
(2) 给甲方造成直接经济损失且按本条第（1）项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足甲方设备修复及恢复正常运行的直接费用。
(3) 给甲方造成电量损失的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。
15.6  乙方有下列严重违约行为之一的，甲方可采取强制措施，直至对违约电厂（机组）实施解列。乙方无权就此类解列后造成的损失向甲方提出索赔。
(1)电厂未经电力调度机构同意擅自开机并网或停机解列。
(2)在紧急情况下，电厂违反第6.1条、第7.1.1款的约定。
(3)在紧急情况下，电厂不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。
(4)双方约定的其他严重违约行为：             。
15.7  除本协议另有约定外，一旦发生违约行为，守约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本协议的约定承担违约责任的书面通知。
15.8  违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本协议的约定确认违约行为，承担违约责任。
(1) 一次性违约金应在违约行为确认后    日内支付。
(2) 直接经济损失超过一次性违约金部分应在损失认定后日内支付。
(3) 造成电量违约的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。
15.9  在本协议规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行协议义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

第16章  协议的生效和期限

16.1 本协议经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。
16.2 本协议期限，自    年月日至    年月日止。
16.3 在本协议期满前个月，双方应就续签本协议的有关事宜进行商谈。

第17章  协议的变更、转让和终止

17.1 本协议的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第16.1条。
17.2  双方明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本协议项下所有或部分的权利或义务。
17.3  在本协议的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本协议进行相应调整和修改：
(1)  国家有关法律、法规、规章以及政策变动。
(2)  本协议内容与国家电力监管机构颁布实施的有关强制性规则、办法、规定等相抵触。
(3)  双方约定的其他情形：                      。
17.4  协议解除
如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知日后终止本协议:
(1)  一方破产、清算，一方或电厂被吊销营业执照或电力业务许可证。
(2)  一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本协议项下的所有义务。
(3)  双方约定的其他解除协议的事项:             。

第18章  争议的解决

18.1 凡因执行本协议所发生的与本协议有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第    条处理[28]：
(1)  双方同意提请    仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。
(2)  任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第19章  适用法律

19.1  本协议的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。

第20章  其  他

20.1 保密
双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。
20.2 协议附件[29]
附件一：并网点图示
附件二：电厂技术参数
附件三：电厂设备调度范围划分
本协议（包括特别条款）的附件是本协议不可缺少的组成部分，与本协议具有同等法律效力。当协议正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按协议目的协商确定。
20.3 协议全部
本协议（包括特别条款）及其附件构成双方就本协议标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本协议所进行的任何讨论、谈判、合同和协议。
20.4 通知与送达
任何与本协议有关的通知、文件均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出，则被确认已接收即视为送达。所有通知、文件均在送达或接收后方能生效。所有通知应发往本协议提供的下列地址。当一方书面通知另一方变更地址时，应发往变更后的地址。
甲方：
收件人：
电话：       传真：       邮编：
电子邮件：
通讯地址:
乙方：
收件人：
电话：       传真：       邮编：
电子邮件：
通讯地址:
20.5 不放弃权利
任何一方未通过书面方式声明放弃其在本协议项下的任何权利，则不应被视为其弃权。任何一方未行使其在本协议项下的任何权利，均不应被视为对任何上述权利的放弃或对今后任何上述权利的放弃。
20.6 继续有效
本协议中有关仲裁和保密的条款在本协议终止后仍然有效。
20.7 协议文本
本协议共页，一式份，双方各执份，送    电力监管委员会/局[30]备案贰份。

甲方（盖章）：       乙方（盖章）：

法定代表人：       法定代表人：
或       或
委托代理人：       委托代理人：

签字日期：年月日签字日期：年月日
签字地点：                签字地点：

特别条款

水电厂水库调度[31]

1.1 水库特性和基本参数
1.1.1 电厂的水库调节特性属于：径流水库/日调节水库/周调节水库/季调节水库/年调节水库/多年调节水库
1.1.2 基本参数
(1) 控制流域面积：       平方公里（km2）。
(2) 正常蓄水位及相应库容：    米(m)、    立方米(m3)。
(3) 死水位及相应库容：    米(m)、    立方米(m3)。
(4) 设计洪水位及相应库容：    米(m)、    立方米(m3)。
(5) 校核洪水位及相应库容：    米(m)、    立方米(m3)。
(6) 防洪高水位：    米(m)。
(7) 汛期起调水位：    米(m)。
1.1.3 库容
(1) 总库容：    立方米(m3)。
(2) 防洪库容：    立方米(m3)。
(3) 兴利库容：    立方米(m3)。
(4) 其他参数：          。
1.1.4 流量
(1) 设计洪水：    立方米/秒(m3/s)。
(2) 校核洪水：    立方米/秒(m3/s)。
(3) 设计最大下泄流量：    立方米/秒(m3/s)。
(4) 设计最小下泄流量：    立方米/秒(m3/s)。
(5) 最大发电流量：    立方米/秒(m3/s)。
1.1.5       水利枢纽围堰发电期库水位变化范围：    米(m)到    米(m)。
1.2 水库调度范围
具体调度范围由协议双方根据电厂的运行及水库的实际情况确定。
1.3 水库调度原则
(1) 依照有关法律法规及水库调度规程做好水库调度工作，确保水库运行安全。
(2) 严格按照工程设计防洪原则调度，保证枢纽工程安全，满足上、下游防洪标准要求。
(3) 充分利用水能资源，发挥水库的综合利用效益。
1.4 水库调度工作的基本要求
(1) 乙方应按照甲方要求向甲方提供水电站设计资料、运行统计资料及运行总结。
(2) 电厂应于每年月日前向电力调度机构提交本年度汛方案；密切注意汛期流域内气象变化，及时提供水情信息与防汛有关情况，做好短期洪水预报工作。遇重大汛情或灾害性天气时，乙方应及时向甲方通报。
(3) 乙方应按照甲方要求传送水库和机组实时运行信息。
(4) 电厂水库水位应按照设计的调度图或双方协商确定的水库水位消落计划控制，并确保不低于设计死水位运行，一般情况下每年汛期末水库水位应蓄至正常蓄水位。
(5) 在确保水电站大坝安全和水电厂设备安全的前提下，应充分发挥水电站的综合效益以及在电网中的调频、调峰和事故备用作用。
(6) 双方应互相配合，共同努力，充分利用水能，少弃水，多发电。当水库安全与兴利发生矛盾时，兴利应服从安全。

附件一：并网点图示

1    标明并网点设备及装置、产权所有方、运行维护方、调度方（略）
2    图中属甲方的区域及设备（略）
3    图中属乙方的区域及设备（略）

附件二：电厂技术参数

1    电厂发电机组的铭牌参数

机组编号发电机型号额定容量(MVA) 有功功率(MW) 额定功率因数额定转速
（r/min）





2  电厂并入甲方电网的并网线路
(1) 线路名称：    线、    线、    线。
(2) 电压等级：    kV。
3  乙方根据设备的设计参数，以及并网调试结果，准确提供电厂的其他技术参数[32]。
3.1 正常运行出力范围
电厂    机组的正常运行最大出力为额定容量的    ％，正常运行最小出力为额定容量的    ％。
或给出该机组的运行出力范围：从额定容量的    %至
   %;额定容量的    %至    %;额定容量的    %至
   %；             。
3.2 电网在       特殊情况下，电厂       机组最小出力为额定容量的       ％；             。
3.3 正常运行期间机组的功率调整速率
      机组为    MW/min。
      机组为    MW/min。
                        。
3.4 从接到调度指令到机组达到并网出力的最短时间或从零出力到额定出力的最短时间为：
火电机组:
冷启动（锅炉处于冷备用状态）    h。
冷启动（锅炉处于热备用状态）    h。
温启动（机组与电网解列在    h内）    h。
热启动（机组与电网解列在    h内）    h。
水电及抽水蓄能机组：    h。
其他类型机组：    h 。
3.5 从接到调度指令后从满负荷出力到零负荷最短停机时间：    h。
3.6 从机组解列后到重新并网之间的最短停运时间：    h。
3.7 电厂机组在达到其最低或以上的运行水平后须以该最低或以上运行水平运行的最短时间：    h。
3.8       机组进相深度为       。
3.9双方认为需要明确的其他技术参数[33]：       。
4  设备制造商加以限制的或不予推荐的运行方式：
(1)    机组    情况下不作调相运行。
(2)    机组    情况下不宜调频运行。
其他不宜的运行方式：                      。
5  电厂投入商业运行后，如乙方发现机组运行参数发生变化，不能达到上述第3条已提供的技术指标而需要修改，应向电力调度机构说明，并提交经具备资质的机构确认的测试报告。

附件三：电厂设备调度范围划分
1 电厂并网后属电力调度机构直接调度的范围
(1)    发电机组
                                       。
(2) 一次设备
                                       。
(3) 与甲方电网运行有关的继电保护及安全自动装置
                                       。
(4) 与甲方调度业务有关的调度自动化和通信设施
                                       。
(5) 电力调度机构认为与电网安全有关的其他设施
                                       。
(6)                               。
2  电厂并网后属电力调度机构调度许可的范围
(1)                               。
(2)                               。
(3)                               。

--------------------------------------------------------------------------------
[1] 在正式协议文本中，所列数字、百分比、期间等均应为确定值，以免由此产生争议。
[2] 《示范文本》中符号“/”表示其左右波浪线上的内容供双方当事人根据实际情况选择（计算公式除外）。
[3] 关于取得输电业务许可证的陈述适用于已经实行了输电业务许可证制度的地区。下同。
[4] 关于取得发电业务许可证的陈述适用于已经实行了发电业务许可证制度的地区。下同。
[5] 如果机组核定容量与其铭牌容量不符，则以经国家有关部门认定的核定容量为准。下同。
[6] 对于水电站，应包括水情、航运等对机组出力的限制。
[7] 指甲方经营管理的电网。
[8] 以同网同类型机组前三年实际计划停运小时数平均值的70%～80%确定。
[9] 以同网同类型机组前三年实际等效非计划停运小时数平均值的70%～80%确定。
[10] 也称电网调度规程。
[11] 此处列举了一些典型的不可抗力，双方可根据当地实际情况选择适用。
[12] 指防止设备闪络、电气误操作、继电保护及安全自动装置发生误动或拒动的反事故措施等。下同。
[13] 装有AGC的机组，则包括AGC；装有AVC的机组，则包括AVC。
[14]业已运行的电能计量装置，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定；对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。
[15] 对提供资料的时间有特别要求的，双方可另行约定。
[16] 经电力调度机构同意，也可一次申报。
[17] 电力系统调度规程另有规定的，从其规定。
[18]如因电网运行需要，电力调度机构暂时不能安排的，双方应按照电力系统调度规程的规定协商预防事故的措施和事故处理的程序。
[19] 如乙方为水电厂，电力调度机构应考虑水库来水情况。
[20]若双方在协调中出现分歧，应按照局部利益服从整体利益的原则处理。
[21] 涉及对方的，须经双方确认。
[22]主保护运行率＝主保护装置处于运行状态时间/主保护装置统计周期时间。下同。
[23]录波完好率＝录波完好次数/应评价的次数。下同。
[24]电厂与电力调度机构之间AGC或AVC信号的传输与运行指标由双方协商确定或按照本区域/省（区、市）统一规则确定。
[25]通信电路运行率＝{1－∑[中断路数(路) ×电路故障时间(min)]/ [实际路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％
[26] 设备运行率＝{1－∑[中断路数(路)×本端设备故障时间(min)]/ [配置路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％
[27] 经双方同意，可选用电量补偿等多种形式。下同。
[28] 仅可择一。
[29] 实际签订协议时，附件应完整、准确、清楚，不得省略。
[30] 此处指国家电力监管机构设在电厂（机组）所在地区的相应分支机构。
[31] 如果电厂属水电厂，则应在协议中增加有关水库调度的条款。抽水蓄能、核能、热电联产、资源综合利用等其他类型电厂根据需要，可增加必要的特别条款。
[32] 如果电厂有不同类型的机组，则在协议的实际使用过程中，应根据本条所列的内容，将不同机组的技术参数分别写明。
[33] 其他技术参数是指正常运行方式下的电压水平、紧急情况下的电压水平、频率、发电机额定功率因数、运行功率因数范围及机组最多启动次数等。前述参数中需要根据运行方式变化予以调整的参数，可在协议履行过程中，将其不断修改的内容作为协议的附件。

whosme_22 · 发表于 2007-3-23 08:28:34

等离子点火煤粉燃烧器技术原理及其应用研究
孙超凡1，王公林，刘庆鑫1，于文波，叶向前1，陈　东2，郭　斌1
(1．广东省电力试验研究所，广东广州 510600；
2．烟台龙源电力技术有限公司，山东烟台64006)
　　摘　要：介绍了广东省电力系统第1台等离子点火稳燃装置的基本原理和设计特点，探讨了该系统的燃烧机理和控制逻辑的修改，介绍了该装置的调试应用情况。调试结果表明：等离子点火装置具有节省启动调试阶段燃油的能力，运行和维护费用低廉，结构简单，操作控制方便，有较大的推广应用价值。
　　关键词：锅炉；燃烧器；等离子点火?
Technical principle and application research of plasma ignition burner
SUN Chaofan1,WANG Gonglin,LIU Qingxin1,YU Wenbo,YE Xiangqian1,CHEN D ong,GUO in1
(1.Guangdong Power T est & Research Institute,Guangzhou 510600,China;
2.Yantai Longyuan Power T echnology Co.,Ltd.,Yantai, Shandong 64006,China)
　　Abstract:his paper introduces the basic principle and design characteristics of the plasma ignition burner which is the first one built in Guangdong Province.Its combustion mechanism and logical control system are discussed with the commissioning test of the plasma ignition system described.he commissioning results show that the plasma ignition burner is worth spreading due to its characteristics of oil saving,low operation and maintenance costs,simple structure and easy manipulation. ?
　　Keywords:boiler;burner;plasma ignition

　　广州恒运热电厂C厂6号锅炉系东方锅炉厂生产的G980/13.7-20型自然循环汽包炉。该炉采用四角切圆布置，有A，B，C，D，E共5层燃烧器，层油枪。配中速辊式直吹磨煤机。设计煤种为山西大同烟煤，其实际燃煤特性（收到基）：固定碳44.3%，灰分19.5%，全水分9%，挥发分5%，低位发热量1 635 kJ/kg。为节省启动调试阶段的燃油及运行、调峰阶段的助燃用油，根据6号锅炉的实际情况，该厂采用了烟台龙源电力技术有限公司生产的DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器，将A层（对应C磨煤机）4只主燃烧器改造为等离子点火煤粉燃烧器，与一次风管成60°夹角。该装置在广东地区推广应用尚属首次，本文主要对其工作原理和调试应用进行研究。
1工作原理
1.1点火机理
　　DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器利用直流电流（大于200A）在介质气压大于0.1 MPa的条件下接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体。该等离子体在燃烧器的一次燃烧筒中形成T＞5 000 的梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在10 ms内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。由于反应是在气向中进行，使混合物组分的粒级发生了变化，因而使煤粉的燃烧速度加快，也有助于煤粉的燃烧，这样就大大地减少煤粉燃烧所需要的引燃能量。
　　等离子体内含有大量化学活性粒子，如原子（C，H和O）、原子团（OH，H2和O2）、离子（O2-，H2-，OH-，O-和H+）和电子等，可加速热化学转换，促进燃料完全燃烧。此外，等离子体对于煤粉的作用，与通常情况相比提高20%～80%的挥发分，即等离子体有再造挥发分的效应，这对于点燃贫煤、强化燃烧有特别的意义。
　　也就是说，等离子点火燃烧器是利用强磁场控制下的直流接触引弧，将空气电离成高能等离子体。当煤粉通过等离子体时，由于受到超高温的强烈作用，煤粉颗粒在瞬间发生一系列物理和化学变化，释放挥发分，再造挥发分，并迅速燃烧。
1.2等离子发生器工作原理
　　等离子发生器为磁稳空气载体等离子发生器，它由线圈、阴极、阳极组成，如图1所示。其中阴极材料采用高电导率的金属材料或非金属材料制成；阳极由高电导率、高热导率及抗氧化的金属材料制成，它们均采用水冷方式，以承受电弧高温冲击；线圈在高温50 ℃情况下具有抗 kV直流电压的击穿能力；电源采用全波整流电路，并具有恒流性能。等离子发生器的发火原理为：首先设定输出电流，当阴极前进同阳极接触后，整个系统具有抗短路的能力且电流恒定不变，当阴极缓缓离开阳极时，电弧在线圈磁力的作用下拉出喷管外部。具有0.03 MPa左右压力的空气在电弧的作用下，被电离为高温等离子体，其能量密度高达105～106 W/cm，为点燃不同的煤种创造了良好的条件。
?
1.3燃烧机理
　　根据高温等离子体有限的能量不可能同无限的煤粉量及风速相匹配，为此设计了多级燃烧器，如图所示。它的意义在于应用多级放大的原理，使系统的风粉浓度、气流速度处于一个十分有利于点火的工况下，从而完成持续、稳定的点火、燃烧过程。实验证明，运用这一原理及设计方法可使单个燃烧器的出力从 t/h扩大到10 t/h。在建立一级点火燃烧过程中采用了将经过浓缩的煤粉垂直送入等离子火焰中心区，5 000～10 000 ℃的高温等离子体同浓煤粉的汇合及所伴随的物理、化学过程，使煤粉原挥发分提高了20%～80%，其点火延迟时间不大于1 s。
?
　　点火燃烧器的性能决定了整个燃烧器运行的成败。在设计上该燃烧器出力约为500～800 kg/h，其喷口温度不低于1 00 ℃。另外加设了第一级气膜冷却技术，避免了煤粉的贴壁流动及挂焦，同时又解决了燃烧器的烧蚀问题。该区称为第Ⅰ区。
　　第Ⅱ区为混合燃烧区，区内一般采用“浓点浓”的燃烧原则，环形浓淡燃烧器可将淡粉流贴墙而浓粉掺入主点火燃烧器燃烧。这样既利于混合段的点火，又冷却了混合段的壁面。在特大流量条件下还可采用多级点火。
　　第Ⅲ区为强化燃烧区，在Ⅰ、Ⅱ区内挥发分基本燃尽，为提高疏松炭的燃尽率，采用提前补氧强化燃烧的措施。提前补氧的目的在于提高该区的热焓，进而提高喷管的初速，加大火焰长度，提高燃尽度。所采用的气膜冷却技术亦达到了避免结焦的目的。
　　第Ⅳ区为燃尽区，疏松炭的燃尽率决定于火焰的长度，随烟气温度的升高而逐渐加大。?
2　DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器设计特点
2.1基本设计参数
2.1.1电源
　　三相电源380 V，频率50 Hz，最大消耗功率200 kVA，负荷电流工作范围200～375 A，电弧电压调节范围50～400 V，等离子发生器直流电源460 V。
2.1.2?压缩空气
　　压缩空气气压0.1～0.4 MPa，消耗量60～100 m3/h。
2.1.3冷却水
　　冷却水压力0.15～0.4MPa（正常0.2 MPa），最大流量10 t/h，要求除盐水温度不大于40 ℃。
2.1.4点火器电功率
　　点火器输出功率50～150 kW，额定输出功率10 kW。
2.1.5等离子燃烧器设计参数
　　一次风管风速24.0 m/s，一次风温度.0 ℃，一次风风量14.4 m3/h，煤粉量3.5 t/h，风煤比0.2～0.5，喷口风速60 m/s（喷口温度1 100 ℃时），燃烧器阻力500 Pa，二次风管风速45 m/s。
2.2系统构成
　　DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器的组成见图3。等离子发生器产生电功率为50～150 kW的空气等离子体，主要由阳极、电子发射枪、稳弧线圈3部分组成。直流电源柜将380 V三相电源整流成直流电，用于产生电弧。点火燃烧器与等离子发生器配套使用，以点燃煤粉。控制系统由可编程序逻辑控制器（PLC）、屏幕显示器（CR）、通信接口和数据总线构成。辅助系统由冷却水和空气供给系统组成。
?
2.3安装特点
　　广州恒运热电厂C厂6号锅炉等离子点火系统共设计有4套等离子点火煤粉燃烧装置。其中4支等离子燃烧器分别装在锅炉A层4支主燃烧器位置，替换原有的煤粉燃烧器，等离子点火器安装在燃烧器侧面。低压盘安装在检修楼除尘段配电室内，4套电源控制柜和隔离变压器安装在检修楼二楼除尘配电室旁（等离子室），可以通过分散控制系统（CS）或触摸屏进行控制。?
3调试情况
　　广州恒运热电厂C厂6号锅炉等离子点火煤粉燃烧器调试工作包括分系统调试和整组启动热态调试两部分。
3.1分系统调试
3.1.1冷却水系统调试
　　通过1台冷却水泵来供应冷却水，其相应管路应进行冲洗。必须确保等离子发生器内部、软管和接口严密，且回水管要有水流出。冷却水压力通常控制在0.2 MPa左右。
3.3.2压缩空气系统调试
　　对压缩空气系统管路进行吹扫。通过控制其母管进气手动阀来控制压缩空气压力,通常在0.2 MPa左右。
3.1.3控制逻辑的调试
　　由于等离子点火煤粉燃烧器的控制逻辑进入炉膛安全保护监控系统（FSSS），因此，必须对FSSS进行相应的修改，从而可方便地在CS上进行等离子点火煤粉燃烧器的投、切工作。
　　经修改，其逻辑功能变为：在“正常运行模式”下，C磨煤机维持原来的FSSS逻辑不变。在“等离子运行模式”下，可去掉“油枪投入”和“负荷大于5%”的启C磨煤机条件，由等离子点火煤粉燃烧器中的控制器发出正常工作信号。当任一角度的等离子点火煤粉燃烧器出现断弧异常时，CS会发出报警信号。当任意两个角度的等离子点火煤粉燃烧器出现故障，且A和层油枪少于3支运行时，会自动停止C磨煤机运行。若C磨煤机在运行时出现跳闸现象，则等离子点火煤粉燃烧器亦联跳。若发生锅炉主燃料跳闸（MF），则等离子点火煤粉燃烧器联跳，且禁止启动。等离子点火煤粉燃烧器允许启动的逻辑条件为：压缩空气和冷却水压力均正常，通信正常，锅炉吹扫已完成。
3.2启动投运调试
　　首次试投等离子点火煤粉燃烧器时，因安装的电缆容量偏小，造成该系统故障报警，并引起C磨煤机跳闸，被迫停运。查明原因后，更换了大容量的电缆。在汽机冲转期间，即首次成功地投入等离子点火煤粉燃烧器，仅投支油枪，1台磨煤机即可。在7 h试运结束、进行滑参数停炉的过程中，带50 MW负荷时，仅需投入1支油枪。后将全部油枪退出，只投等离子点火煤粉燃烧器，最低稳燃负荷达30 MW。在4 h试运行期间，在汽机冲转前即实现了全脱油枪的目标，只需投4个等离子点火煤粉燃烧器和1台磨煤机（C磨煤机）运行，便可进行冲转、并网工作，带14 MW负荷，直到负荷升至115 MW可保证锅炉稳燃时，才人为地将等离子点火煤粉燃烧器退出运行。从这几次启动调试情况来看，DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器是安全、可靠的，除了出于心理因素和首次应用考虑，点火冲转初期需短时投入下层3支油枪外，完全可实现汽机冲转前全脱油枪、只投等离子点火煤粉燃烧器和提前投1台磨煤机运行之功能，从而节约大量的助燃用油。
　　启动调试期间，根据实际燃煤情况和锅炉设备状况，对一些重要控制参数进行了调整。调整后，风煤比为0.30～0.35，点火初期一次风风速为3.4～5.74 m/s（点火初期一次风风速为1.17倍管道风速），点火后一次风风速为6 m/s，点火初期给煤量为14～16 t/h（最好先投下层3支油枪）。
4结论
　　通过对广州恒运热电厂C厂6号锅炉安装的等离子点火煤粉燃烧器的调整试验，我们认为：
　　a)DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器在广州恒运热电厂C厂6号炉上的应用是成功的。由于该系统系首次在广东省成功地推广应用，因此，它填补了广东省电力系统应用等离子点火煤粉燃烧器这一高新技术的空白。
　　b)DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器具有节省启动调试阶段燃油的作用，若在吹管阶段即投运，则节油更可观。投产后，它还具有节省机组运行、调峰阶段助燃用油的能力，经济效益可观。
　　c)DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器运行和维护费用低廉，仅是燃油的15%～0%。
　　d)DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器在环保、安全方面社会效益显著。可降低有害物质氮、硫氧化物等的排放量，避免了用油点火初期因不能投入电除尘器而排放的大量烟尘，可更早投入电除尘器，更避免了使用燃油带来的诸多不安全隐患。
　　e)DLZ-200型等离子点火煤粉燃烧器结构简单，操作控制方便。只需提供冷却水、压缩空气、交流电源和煤粉，便可实现锅炉用较少量燃油或无油启停和稳燃的目的，可简化甚至不用燃油系统。
　　f)等离子点火煤粉燃烧器投资回报较快。若在新建锅炉首次点火时便投入等离子点火煤粉燃烧器运行，则基建调试期间所节省的燃油费用就基本上可填补投资等离子装置主、辅设备及安装所需的费用。

whosme_22 · 发表于 2007-3-23 08:29:55

我国电网的中性点接地方式
一、中性点不接地方式
建国初期我国3～35kV和66kV配电网，以及现在的郊区和农村电网，主要由架空线路构成，规模不大。这种架空配电网的中性点选择不接地方式，主要特点是：
1. 供电可靠性高
电网故障的60～70%为单相接地，且多为瞬时性故障。对于中性点不接地的电网，单相接地时流过故障点的电流不大，三相电压对称，仍可继续供电。
2. 运行维护费用降低
由于单相接地不跳闸，大大减少了断路器的跳闸次数，降低了检修维护费用。
3. 电网规模较大时单相接地电弧很难熄灭
单相接地时流过故障点的电弧电流即为系统对地电容电流。电网规模越大，系统单相接地电容电流越大，电弧电流熄灭就越困难。
二、中性点经消弧线圈接地
如前所述，随着3～66kV架空配电网规模的不断扩大，系统单相接地时电弧电流不断增加。大量的运行经验表明，对于3～10kV电网，当电弧电流有效值大于30A，或35～66kV电网电弧电流有效值大于10A时，电弧电流很难熄灭。
系统发生单相接地时，如果电弧电流长时间不能熄弧，受电动力、风吹、热气流等因素的影响，很容易发展为相间弧光短路。另一方面，燃弧点的温度通常高于5000K，在这样的高温长时间作用下，导线很容易被烧伤或烧断。
正因为这样，我国早期规程规定， 3～10kV电网单相接地电容电流大于30A，或35～66kV电网单相接地电容电流大于10A，应采用中性点经消弧线圈接地方式。由于建国初期电源储备容量不足，为了保供电，发电机定子接地时允许带故障运行2小时，但须将发电机回路电容电流限制在5A以下。
消弧线圈接地方式具有如下特点：
1. 对架空线路为主的电网可提高电网的供电可靠性
由于消弧线圈的补偿作用，大大减少了接地点的电弧电流，降低了恢复电压上升速度，有利于接地电弧的熄灭，避免了故障的进一步发展。
2. 消弧线圈的补偿作用对电缆线路为主的电网效果不理想

对于以电缆线路为主的电网，不仅接地电弧中稳态电流是架空线路的25～50倍，而且接地电弧中的高频电流高达稳态电流的数倍甚至数十倍。
消弧线圈只对稳态的工频电弧电流能起到补偿作用，由于高频电流得不到补偿，电弧电流不能熄灭。
由于消弧线圈对工频电弧电流补偿作用，使高频电弧过零点造成电弧熄灭的可能性大大增加，易产生高幅值的弧光接地过电压。测试表明，架空线路接地时弧光接地过电压一般为3.1～3.5倍，而电缆线路接地时弧光接地过电压高达4～7倍。
与架空线路不同的是，电缆线路绝缘一旦被破坏，就会形成电弧接地，而且为永久性故障，少则几秒钟多则十几分钟就会发展成为相间短路事故。对于电缆线路，并不存在金属性接地和瞬时性接地故障。
随着城网改造的完成，我国除农村电网之外的城区电网和企业电网主要由电缆线路构成。系统发生单相接地时，高幅值的大电流得不到补偿，且高频电流过零点熄弧产生高幅值的弧光接地过电压。几乎在城网改造的同时，固体绝缘的聚乙烯交联电缆在我国中压电网开始大量采用。弧光接地过电压对固体绝缘的积累性破坏，很快形成绝缘的薄弱环节，进而发展成为对地击穿或相间短路。
3. 消弧线圈接地易产生虚幻接地、串联谐振和传递过电压
中性点接入消弧线圈后，扩大了电网的不对称度，电网中性点偏移加大，易导致接地保护误动作。严重时则将会产生串联谐振过电压。
由于正常时消弧线圈与系统对地电容运行在并联谐振点附近（脱谐度只有5～10%），系统对地零序阻抗大大增加。主变压器高压侧产生过电压时，经高低压绕组之间的偶合电容传递到低压侧的过电压幅值大大提高。
三、中性点经电阻接地
如前所述，进入九十年代以后，人们对消弧线圈保护电缆线路效果不理想的问题逐渐有所认识，并开始进行两方面的尝试。一是采用自动调谐或自动跟踪的消弧线圈，称为谐振接地。这种接地方式仍然采用工频电流的补偿原理，没有解决高频大电流和高幅值的弧光接地过电压问题。与此同时，在个别地区开始尝试中性点经电阻接地方式。
根据接入电阻值的大小，又分为低阻接地、中阻接地和高阻接地。但是对低阻接地、中阻接地和高阻接地的电阻值，到目前为止还没见到明确的界定。
曾有人认为，单相接地电流大于400A的为低阻接地，在50～400A之间的为中阻接地，小于50A的为高阻接地。同时认为高阻接地允许带单相接地故障运行1～2小时。
一些人认为，当系统每相对地容抗不小于中性点接地电阻值时为高阻接地，。对中阻接地和低阻接地未做界定。
还有人认为，单相接地电流大于300A的为低电阻接地，在50～300A的为中阻接地，小于50A的为高阻接地。
电力行业标准DL/T 620—1997规定，系统单相接地电流小于10A的为高阻接地，在100～1000A之间的为低阻接地。虽未明确界定，但可以理解为，系统单相接地电流在10～100A之间的为中阻接地。
发电机内部单相接地故障要求瞬时切机时，宜采用高阻接地方式。发电机中性点经高阻接地方式具有如下特点：
1. 可在一定程度上降低弧光接地过电压和谐振过电压。
2. 提高了发电机定子接地保护的灵敏度，有利于保护发电机。
3. 降低了供电可靠性。
6～10kV配电系统以及发电厂厂用电系统，单相接地电容电流较小时，可采用高阻接地。高阻接地方式具有如下特点：
1. 可在一定程度上降低弧光接地过电压和谐振过电压的幅值。
2. 允许带单相接地故障运行2小时，供电可靠性较高。
3. 由于接地电流比中性点不接地增加了约40%，加剧了电弧对故障点的烧伤程度。
6～35kV主要由电缆线路构成的电网，单相接地电容电流较大时，可采用低阻或中阻接地。但应考虑供电可靠性的要求、故障时的瞬态电压、故障电流对设备的影响、对通信的影响和继电保护技术要求以及本地的运行经验等。低阻或中阻接地方式的特点：
1. 降低了弧光接地过电压和谐振过电压的幅值。
2. 线路发生单相接地时立即跳闸，供电可靠性不能保障。
3. 只适用于不会因线路跳闸导致生产设备停运的城区电网。
四、中性点直接接地
我国400V低压配电网和110～500kV高压电网多采用中性点直接接地方式，国外3～35kV中压电网也多采用中性点直接接地方式。对于110～500kV高压电网采用中性点直接接地方式，具有如下特点：
1. 可适当降低绝缘水平，减少工程造价。
2. 采用单相故障跳单相，重合单相的办法，弥补了中性点直接接地对供电可靠性的影响。
五、将故障相快速接地的方式
按照电力行业标准DL/T 620—1997的定义，电阻接地系统是指系统中至少有一根导线或一点经过电阻接地。接地电阻并未规定一定要接在中性点。只不过通常选择在变压器或发电机的中性点而已。同样，直接接地系统的接地点也并非一定选在中性点。
如果把接地点选择在故障母线上，并且只在发生单相接地时才接地，这不仅可以保留不接地系统高可靠性的优点，而且还可避免故障的进一步发展。这种接地方式具有如下特点：
1. 当系统发生单相接地时，通过XHG装置快速将故障相母线直接接地，迫使电弧的弧压降为零，工频电弧和高频电弧随之熄灭。
2. 故障相母线直接接地后，非故障相电压升高倍，对于我国按线电压设计绝缘水平的中压设备来说，是能够保证安全运行的。
3. 由于接地电弧快速熄灭，过电压被限制到安全水平，故障不会继续发展，允许用户完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路。
六、将故障相经限压电阻接地的方式
正常运行时系统为不接地方式，当系统发生单相接地时将故障相母线经氧化锌非线性电阻接地，把故障相恢复电压限制到0.75倍（或0.5倍）的相电压水平。这种接地方式具有如下特点：
1. 可在一定程度上降低电弧重燃的概率，限制高幅值的弧光接地过电压。
2. 一旦接地电弧熄灭并不再重燃，则全系统的电容电流经氧化锌非线性电阻构成通路。为避免氧化锌非线性电阻因消耗能量过大而烧毁，要求必须在5秒钟之内选出故障线路并切除。
3. 与小电阻接地方式一样，系统供电可靠性得不到保证。
值得指出的是，电力行业标准DL/T 620—1997纠正了建国初期按照电压等级一刀切地规定中性点接地方式的做法。也有专家指出，采用中性点经电阻接地方式，并不一定是适应城市配电网发展的最佳方式。
笔者认为，选择中性点接地方式既不能一刀切，也不能生搬硬套。应根据所供负荷对供电可靠性的要求、电网设备对弧光接地过电压的承受能力、生产设备是否允许短时间断供电以及单相接地电流对设备和通讯的影响等因素，来因地制宜、因时制宜地选择电网的中性点接地方式。

whosme_22 · 发表于 2007-3-23 08:33:36

溶气气浮的分类及设计原理
来源：中国论文下载中心 [ 06-03-07 11:37:00 ] 作者：李玛丽编辑：studa9ngns
摘要：溶气气浮（DAF）是气浮的一种，它利用水在不同压力下溶解度不同的特性，对全部或部分待处理(或处理后)的水进行加压并加气，增加水的空气溶解量，通入加过混凝剂的水中，在常压情况下释放，空气析出形成小气泡，粘附在杂质絮粒上，造成絮粒整体密度小于水而上升，从而使固液分离。
关键词：溶气气浮 DAF 脱气系统

溶气气浮（DAF）是气浮的一种，它利用水在不同压力下溶解度不同的特性，对全部或部分待处理(或处理后)的水进行加压并加气，增加水的空气溶解量，通入加过混凝剂的水中，在常压情况下释放，空气析出形成小气泡，粘附在杂质絮粒上，造成絮粒整体密度小于水而上升，从而使固液分离。
溶气气浮（DAF）适用于处理低浊度、高色度、高有机物含量、低含油量、低表面活性物质含量或具有富藻的水。相对于其它的气浮方式（详见附录1），它具有水力负荷高，池体紧凑等优点。但是它的工艺复杂，电能消耗较大，空压机的噪音大等缺点也限制着它的应用。
1 分类（type）
根据不同的划分原则，DAF可以有不同的分类。
1．1 根据气泡从水中析出时所处压力的不同，可分为真空式气浮法与压力溶气气浮法两种。
前者利用抽真空的方法在常压或加压下溶解空气，然后在负压下释放微气泡，供气浮使用；后者是在加压情况下，使空气强制溶于水中，然后突然减压，使溶解的气体从水中释放出来，以微气泡形式粘附上絮粒，一起上浮。
1．1．1 真空式气浮池，虽然能耗低，气泡形成和气泡与絮粒的粘附较稳定；但气泡释放量受限制；而且，一切设备部件，都要密封在气浮池内；气浮池的构造复杂；只适用于处理污染物浓度不高的废水（不高于300mg/l），因此实际应用不多。
1．1．2 压力溶气气浮法是目前国内外最常采用的方法，可选择的基本流程有全流程溶气气浮法、部分溶气气浮法和部分回流溶气气浮法三种。
1．1．2．1 全流程溶气气浮法
全流程溶气气浮法是将全部废水用水泵加压，在溶气罐内，空气溶解于废水中，然后通过减压阀将废水送入气浮池。流程图见图1。
它的特点是：①溶气量大，增加了油粒或悬浮颗粒与气泡的接触机会；②在处理水量相同的条件下，它较部分回流溶气气浮法所需的气浮池小。③全部废水经过压力泵，所需的压力泵和溶气罐均较其他两种流程大，因此投资和运转动力消耗较大。
1．1．2．2 部分溶气气浮法
部分溶气气浮法是取部分废水加压和溶气，其余废水直接进入气浮池并在气浮池中与溶气废水混合。
它的特点是：①与全流程溶气气浮法所需的压力泵小，因此动力消耗低；②气浮池的大小与全流程溶气气浮法相同，但较部分回流溶气气浮法小。
1．1．2．3 部分回流溶气气浮法
部分回流溶气气浮法是取一部分处理后的水回流，回流水加压和溶气，减压后进入气浮池，与来自絮凝池的含油废水混合和气浮，流程见图2。
它的特点是：①加压的水量少，动力消耗省；②气浮过程中不促进乳化；③矾花形成好，后絮凝也少；④气浮池的容积较前两种流程大。
现代气浮理论认为：部分回流加压溶气气浮节约能源，能充分利用浮选（混凝）剂，处理效果优于全加压溶气气浮流程。而回流比为50%时处理效果最佳，所以部分回流（回流比50%）加压溶气气浮工艺是目前国内外最常采用的气浮法。

图2 部分回流溶气气浮法流程图
1．2  根据气浮池中微气泡污泥层（床）有无过滤作用及水的不同流态分为：早期DAF、普通DAF和紊流DAF。（具体内容见附录3）
2 设计原理（design principal）
DAF一般设置在生物处理单元之前，物理处理单元之后，习惯上将其归为物理处理单元。若设为两级浮选，为了方便节约，平面布置时常将一、二级浮选池并列，一、二级浮选池是约有500mm左右的液位差保证污水从一级浮选池流动到二级浮选池，而取消提升泵达到节能效果。体现在竖向布置上，即在设计、施工时必须严格控制刮渣机拖架(板)、可调节堰和除渣槽顶的标高，这一点非常重要，是关键因素之一，否则会严重影响气浮效果(泡沫层无法用机械方法撇除)，这也正是必须采用可调节出水堰的原因所在。

图2 两级浮选池工艺流程图
DAF主要由空气饱和设备（也称压力溶气系统）、空气释放设备（也称溶气释放系统）和气浮池（也称气浮分离系统）等组成。目前,溶气气浮工艺的设计和最佳操作的确定，需要依靠中试和经验。以下，根据各种应用中总结出的经验，分别介绍各个组成部分的设计原理。
转贴于中国论文下载中心 http://www.studa.net
2．1 压力溶气系统（包括压力溶气罐、空压机、水泵及其附属设备）
2．1．1 溶气系统占整个气浮过程能量消耗的50%，溶气罐价值占工厂总基建投资的12%，因此优化溶气系统的设计对缩小气浮操作费用是很重要的。
溶气罐多为园筒形,立式布置,容积按废水停留时间25～3min计算，罐中可装设有隔板，瓷环之类，也有用空罐的。
因为溶气罐内水、气相混合，所以一般按压力容器进行设计，罐顶设自动排气阀或罐底设自动减压阀平衡压力，罐内压力一般控制在0.45MPa左右为宜，据此可以确定提升泵、回流泵和空压机的参数。
在国外的设计资料和文献中，认为气水停留时间越长，溶气效率越高。这样就使得溶气罐的体积显得庞大，停留时间有时长达3～5min。国内的研究证实了液膜阻力控制着溶气速率，认为停留时间越长，溶气效果越好的观念不符合实际，因此国内设计参数不同于国外，是以预定的溶气效率为设计指标，以液相过流密度和液相总容量传质系数为参数。
所有研究都表明有填充床的溶气罐比没有填充床的有效，其效率最高可达到99%，但在实际运行中，经常需对溶气罐进行内部检查，因而在很多溶气气浮工艺中常选用没有填充床的系统，而且大部分无填充床的溶气罐常配有内部的或外部的喷射器以提高溶气效率。
2．1．2 加压溶气法有两种进气方式，即泵前进气和泵后进气。
第一种是泵前进气，流程图见图3。当空气吸入量小于空气在该温度下水中的饱和度时，由水泵压水管引出一支管返回吸水管，在支管上安装水力喷射器，废水经过水力喷射器时造成负压，将空气吸入与废水混合后，经吸水管、水泵送入溶气罐。这种方式省去了空压机，气水混合效果好，但水泵必须采用自引方式进水，而且要保持lm以上的水头，其最大吸气量不能大于水泵吸水量的10%，否则，水泵工作不稳定，破坏了水泵应当具有的真空度，会产生气蚀现象。
第二种是泵后进气，流程图见图4。当空气吸入量大于空气在该温度下水中的饱和度时，空气通过空压机在水泵的出水管压入，但也不宜大于水泵吸水量的25% 。这种方法使水泵工作稳定，而且不必要求在正压下工作，但需要由空气压缩机供给空气。为了保证良好的溶气效果，溶气罐的容积也比较大，一般需采用较复杂的填充式溶气罐。

图3  泵前进气流程图                         图 4  泵后进气流程图
2．1．3 空气注入量的调节是浮选操作的另一关键因素，一般随选择的溶气压力或回流比而变。实验也表明出水质量仅依赖于引入系统的空气总量(气泡尺寸一致时)，而与单独压力或回流比无关。要根据污水水质、浮选（混凝）剂和减压释放器的类型经反复实践而定。
2．1．4溶气罐内水位高低是影响气浮效果的重要因素。水们南宁市，缩小了水气接触部分的窖，溶气效果不好；水位太低则缺乏必要的缓冲水深，气体会穿过水层进入气浮设备形成大气泡，气浮效果也不佳。推荐水位控制在罐内1/3～1/4左右。
2．1．5 溶气罐内的压力是影响气量的重要因素。一般情况下，压力高，则溶气多，在空压机加气方式中，溶气罐内的压力是由空压机气压和水泵共同决定的。在正运转时，首先要保证足够的水压，但水压和气压又要基本相当。
在采用水射器加气的方式中，保证溶气罐压力的关键是采用合适的水泵，一般水泵压力应在保证额定流量的前提下大于0.3Mpa，溶气罐压力调整可通过调节溶气罐出水阀、水泵出水阀、回流控制阀进行。
2．1．6根据《中华人民共和国国家标准室外排水设计规范》第8.2.7条溶气罐的设计应符合下列要求：
一、溶气罐工作压力宜采用300～500kPa（约为3～5kgf/cm2）；
二、空气量以体积计，可按污水量5～10%计算；
三、污水在溶气罐内停留时间应根据罐的型式确定，一般宜为1～4min，罐内应有促进气水充分混合的措施；
四、采用部分回流的溶气罐宜选用动态式，并应有水位控制措施。
2．1．7有应用中提到，增加一个精密空气稳流器，它的作用是使空气在进入溶气罐的喷头前，确保压力平稳、均一。
回流比是指，当采用部分回流溶气气浮法时，进入溶气罐加压溶气的回流水量与处理水量的比值。回流比一般为废水的25％～50％。但当污水水质较差，且污水水量不大时，可适当加大回流比，以保证出水水质。
2．2 溶气释放系统（主要是释放头）
释放器是该系统的关键装置，它对气泡形成的大小、分布以及对气浮净水效果和运行费用均有明显影响。目前被采用的释放器的释气效率可达99.2%。
2．2．1 以前的研究认为，释气泡的大小与溶气压力有关，低压时形成大气泡居多，不利于气浮。国内最新研究认为：溶气水在减压消能时气泡的释放规律与气泡在静水中的状况不同；低压时大气泡的出现归咎于释放器不良所致。除了要释放出大量稳定的微小气泡，关键是要如何防止堵塞。
目前国内外采用不同类型的释放器,有简单阀门式、针型阀式以及专用释放器（专利）。溶气释放器的专利产品很多,其中效果较好的一般都有以下特点：在喷嘴处有一个瞬间的压降；在释放器的入口处水流方向会突然改变（常为90°）；释放器口径不超过2.5mm,水在释放器中的停留时间＜1.5ms；离开释放器的水流速度逐渐变小；离开释放器的水体会与其前面一挡板发生撞击。任何释放器都不可能只产生微气泡，而一般是产生直径在40～70μｍ之间的气泡，一些大气泡的产生是不可避免的，尽管这些大气泡的存在会降低系统的运行效率。
2．2．2 根据《中华人民共和国国家标准室外排水设计规范》第8.2.8条溶气释放器的选用应根据含油污水水质、处理流程和释放器性能确定。
2．3 气浮分离系统（气浮池构件）
气浮分离系统的功能是确保一定容积来完成微气泡群与水中杂质的充分混合、接触、粘附以及带气絮粒与清水的分离。
2．3．1为了提高气浮的处理效果，往往向废水中加入混凝剂或气浮剂，投加量因水质不同而异，一般由试验确定。对于铝类絮凝剂，通过提高搅拌强度均可使出水浊度进一步降低。
为保证浮选(混凝)剂的混凝作用，浮选池进水端宜设静态管道混合器和反应室，反应室有效容积约按废水(进水量与回流量的和)停留时间10分钟计算，一般分为三间，迷宫式布置，且每间设搅拌机提高混凝效果，每间中的速度梯度常常是相同的。絮凝池（也即反应室）设计最好提供活塞流状态（紊流堆动状态），可以确保较好的气浮效果。
2．3．2  溶气气浮池的最大建议尺寸可达145m2，相应的产水能力为2900～4350m3/ h，单位面积的产水能力至少提高了一倍。溶气气浮池的深度从1.5m增加到5.0m，且池型由长方形向正方形发展，长宽比在(1.2～2)：1之间。目前运行良好的溶气气浮池的长度最大可达12m，但宽度被限制为8.5m，这主要是因为机械刮渣机的最大跨度为8.5m。
污水在气浮池内的停留时间一般取30～40min，工作水深为15～25m，长宽比不小于4，表面负荷5～10m3/m2•h。
若停留时间太短，水流的冲击力大，浮选罐中的污水牌较强的紊流状态，这样不但不利于气泡与絮体的粘附，反而会将部分已粘附在气泡上的絮体打碎；另外，由于紊流和较短的反应时间，而使投加的部分混凝剂未反应完全时就随出水流出，致使出水中悬浮固体的去除率降低，甚至出现负增长的趋势。
2．3．3 气浮池分2个区:接触区和分离区。
2．3．3．1 设计接触区时，要注意控制絮凝水的上升流速，避免短流、偏流，不致在上浮过程中被水流剪脱已粘附的气泡而影响后续分离效果。通常情况下接触区的上升流速以控制在10～20mm/s为宜,高度以1.5～2.0m为宜,在这种流速和高度下,既保证了絮粒和微气泡的接触时间,又不会造成絮粒因上浮时间过长而破坏或下沉。
合理地布置释放器，使释放水的作用范围遍及全区，能充分、及时地使微气泡下絮粒接触。
2．3．3．2 分离区选择分离速度时，应有利于带气絮粒上浮。对于絮粒大、密度小、不易破碎的带气絮粒一般采取较大的分离速度，反之取较小值。分离区的流速宜在1～3mm/s,流速过小会造成大絮粒因拥挤而沉淀,流速过大会造成带气絮粒和清水的分界面向下延伸,从而造成絮粒随水流出、水质下降。
对浓度大、浮渣多，在固液分离时形成拥挤上浮现象的应减小上浮速度，否则浮渣层太厚会造成落渣，或因分离区容积过小而影响分离效果。
选取集水系统时，尽可能做到集水均匀，不让上浮较慢的细小带气絮粒流出池外。为此，应避免短流、快部滞流、碰壁回流等不良现象出现。
当溶气气浮池的水力负荷＞10 m3/m2•h时，很容易出现气浮出水携带气泡进入后续滤池的情况，气泡会存在于滤池的上层。虽然有人发现滤池中气泡的存在会有利于水中颗粒的去除，但是它会导致滤池水头损失的急剧升高，从而使滤池运行周期显著缩短，因此应该避免滤池进水中气泡的存在，所以在大幅度提高溶气气浮池水力负荷的同时，必须设置脱气系统（具体内容见附录2）以保证工艺的正常运行。
安装简易，灵巧的刮渣设备，以便刮渣时不致扰动浮渣层而产生落渣，影响出水水质。
2．3．4 国内外气浮池的设计参数变化范围很大，我国主要采用以下参数：
接触区：       停留时间       ＞ 2.0min
            表面负荷率    36～72 m3/m2•h
分离区：       表面负荷率       7.2～10.8 m3/m2•h
2．3．5 根据《中华人民共和国国家标准室外排水设计规范》第8.2.9条气浮池可采用矩形或圆形。矩形气浮池的设计应符合下列要求：
一、气浮池应设置反应段，反应时间宜为10～15min；
二、每格池宽不应大于4.5m，长宽比宜为3～4；
三、有效水深宜为2.0～2.5m，超高不应小于0.4m；
四、污水在气浮池分离段停留时间不宜大于1.0h；
五、污水在池内的水平流速不宜大于10mm/s；
六、气浮池端部应设置集沫槽；
七、池内应设刮沫机，刮沫机的移动速度宜为1～5m/min。
2．3．6 气浮模型研究得出了一些新概念，如饮用水气浮处理需针尖大小(数十微米)的絮体。pH对絮体形成和气泡粘附一样重要。在最佳pH时,颗粒的ζ电位接近于0或为负值,可采用较高的溢流流速度(≤15m/h)。气浮池的最佳设计是接触区和分离区呈长窄形状的活塞流反应器,停留时间分别大于1.5min和5min,这样表面负荷要比传统数值提高许多,而且效率较高。
增加一个射流混合器可以保证隔油池出水与溶气水充分混合后进入浮选池中，使形成的超微气泡均一散布于池中。
因为污水中一般含有毒有害物质，故浮选池结构设计要考虑设防腐层和顶盖板，有条件时可考虑浮选气体的有组织排放。
2．4 正交试验分析得出：回流比、混凝剂投加量和浮选罐（池）的有效停留时间这三个主要参数对气浮效果影响大小的主次关系是：回流比＞混凝剂投加量＞浮选罐（池）的有效停留时间。
溶气罐与气浮池之间的回流水输送管道要短，压力损失要小，从而防止空气从超饱和的水中逸出。
水温降低对溶气气浮效果有不利的影响。
3 应用图纸（drawing）

附录1 其它气浮方式
1、分散空气气浮法。又可分为转子碎气法（也称为涡凹气浮或旋切气浮，见图1）和微孔布气法2种。前者依靠高速转子的离心力所造成的负压而将空气吸入,并于提升上来的废水充分混合后,在水的剪切力的作用下,气体破碎成微气泡而扩散于水中；后者则是使空气通过微孔材料或喷头中的小孔被分割成小气泡而分布于水中。
该法设备简单，但产生的气泡较大，且水中易产生大气泡。大气泡在水中具有较快的上升速度。巨大的惯性力不仅不能使气泡很好地粘附于絮凝体上，相反会造成水体的严重紊流而撞碎絮凝体。所以涡凹气浮要严格控制进气量。气泡的产生依赖于叶轮的高速切割，以及在无压体系中的自然释放，气泡直径大、动力消耗高，尤其对于高水温污水的气浮处理，处理效果难如人意。由于产生的气泡大，更适合处理一些稠油废水，由于大气泡在上浮过程易破裂，建议设计时污水在“分离室”的停留时间不要超过20分钟，时间越长气泡破裂得越多，可能导致絮凝体重新沉淀到池底。
分散空气气浮法产生的气泡直径均较大,微孔板也易受堵,但在能源消耗方面较为节约,多用于矿物浮选和含油脂、羊毛等废水的初级处理及含有大量表面活性剂废水的泡沫浮选处理。
2、溶气泵气浮法。溶气泵采用涡流泵或气液多相泵，其原理是在泵的入口处空气与水一起进入泵壳内，高速转动的叶轮将吸入的空气多次切割成小气泡，小气泡在泵内的高压环境下迅速溶解于水中，形成溶气水然后进入气浮池完成气浮过程。溶气泵产生的气泡直径一般在20～40μm，吸入空气最大溶解度达到100%，溶气水中最大含气量达到30%，泵的性能在流量变化和气量波动时十分稳定，为泵的调节和气浮工艺的控制提供了极好的操作条件（图2）。
3、电解凝聚气浮法。这种方法是将正负相间的多组电极安插在废水中,当通过直流电时,会产生电解、颗粒的极化、电泳、氧化还原以及电解产物间和废水间的相互作用。当采用可溶电极(一般为铝铁)作为阳极进行电解时,阳极的金属将溶解出铝和铁的阳离子,并与水中的氢氧根离子结合,形成吸附性很强的铝、铁氢氧化物以吸附、凝聚水中的杂质颗粒,从而形成絮粒。这种絮粒与阴极上产生的微气泡(氢气)粘附,得以实现气浮分离。但电解凝聚气浮法存在耗电量较多,金属消耗量大以及电极易钝化等问题,因此,较难适用于大型生产。
4、生物及化学气浮法。生物气浮法是依靠微生物在新陈代谢过程放出的气体与絮粒粘附后浮之水面的；化学气浮法是在水中投加某种化学药剂,借助于化学反应生成的氧、氯、二氧化碳等气体而促使絮粒上浮的。这种气浮法因受各种条件的限制,因而处理的稳定可靠程度较差,应用也不多。

图1 涡凹气浮工艺原理                   图2 溶气泵气浮工作原理
附录2  脱气系统
脱气系统分为内部和外部脱气系统两种。
内部脱气系统的关键就是提供一个合并表面（coalescing surface），其形式类似于斜管或斜板沉淀池。此表面不但可促进多余小气泡的合并，产生有较大上升速度的大气泡，另外还可引起二次气浮，即“自由”气泡与残余絮粒的再次粘合，使聚合体浮力大于重力，所以当合并表面设计适当时，可以避免污泥在内部脱气系统内的沉积。
外部脱气系统有很多形式，气浮池与滤池之间的自由跌落水堰和停留池就是其中较简单的两种，较复杂的是设置专门的气泡吹脱柱，气浮出水以下向流形式通过该柱,同时其底部有空气通过扩散器注入。
有研究发现：无脱气系统、设置外部脱气系统和设置内部脱气系统的三种溶气气浮工艺的效果依次增强。当水力负荷为17 m3/m2•h时，三种工艺的出水浊度分别为0.80、0.65和0.60NUT，后续滤池的处理能力分别为360、380和640 m3/m2；当水力负荷为44 m3/m2•h时，三种气浮工艺出水的浊度分别为3.80、1.85和1.70 NUT，后续滤池的处理能力分别为100、140和180 m3/m2。
转贴于中国论文下载中心 http://www.studa.net

whosme_22 · 发表于 2007-3-23 08:35:11

热电厂3#发电机组拆除及安装方案

为了确保3#发电机组的安全、正确、快速拆除和安装，避免设备的损伤和人身伤害事故，特制定此拆装方案：
一、发电机组的拆除方案
（一）、抽吊发电机转子前的的准备
１、对参与拆除人员进行适当培训。
２、准备好工器具、吊具、绳索、发电机转子接长轴、专用工具、测量器具、抽吊发电机转子用的支架、枕木。
３、热工仪表拆线、拆除接地线、解开发电机定子、转子出口电缆，定子出口线板，并做好标记。
４、停止汽轮发电机组盘车运行。
５、励磁机位置做好标记后，然后拆除励磁机地脚螺栓，将励磁机定子沿轴向移出。
６、揭开汽轮机后轴承箱，解开对轮螺丝，并妥善放置。
７、按转子找中心的方法测量联轴器两对轮端面不平行值及外圆偏差值并做好记录，同时测量发电机空气间隙，并做好记录。
８、打开３＃瓦上瓦，测量桥规并做好记录。并记录垫片位置数量和厚度。
９、拆除汽轮机后轴承箱油封环。
１０、解开发电机消防水管，拆除端盖，放到适当位置。
１１、发电机后轴承座位置做好标记后，揭开轴承箱及轴承上盖,在轴径上面加1ｍｍ胶版，安装并紧固轴承箱及轴承上盖。并拆除轴承座地脚螺栓及定位销，解开润滑油管路法兰。
１２、拆下励磁机轴，准备好套管。
１３、在发电机定子绕组上面覆上一层2~3ｍｍ的胶版，
１４、检查并确认天车无异常，具备条件。
１5、抽吊转子场地周围无杂物。
（二）、抽吊发电机转子
１、用事先准备好的吊具(做一3.8米长的横担，一面用绳索，一面用5.0吨的导链，吊在天车的大钩上)，在转子的前后两端合适的位置分别挂好绳索；
２、在转子前轴径上和后轴承座上分别放一块百分表，待绳索拉紧后，缓慢提升天车大钩，转子前后都提高3ｍｍ，用钢棒敲打绳索，确认绳索已拉紧并稳定。
３、取出３＃轴瓦的下瓦，
４、缓慢平稳的将天车向发电机后移动，同时用人扶住转子避免晃动。注意不要损坏轴承座下面的电木板。
５、待到前侧绳索靠近发电机定子线圈无法向后移动时时，停止天车移动。用支架支起转子的前端，并用垫板垫在后轴承座的下面，缓慢放松后侧的绳索。确认支撑牢固，发电机空气间隙正常后，彻底松开后侧的绳索。
6、在发电机转子接上发电机转子接上轴，将转子前侧的绳索前移至接长轴的前端；缓慢提升天车大钩，转子前后都提高3ｍｍ，用钢棒敲打绳索，确认绳索已拉紧并稳定。
7、缓慢平稳的将天车向发电机后移动，同时用人扶住转子避免晃动。
8、待到前侧绳索靠近发电机定子线圈无法向后移动时时，停止天车移动。用支架支起转子的前端，并用垫板垫在后轴承座的下面，缓慢放松后侧的绳索。确认支撑牢固，发电机空气间隙正常后，彻底卸掉前、后侧的绳索。
9、用合适的钢丝绳绳索绑扎转子的中间，并在绑扎处应垫以软性材料。吊起后3ｍｍ后，而且前后能够平衡，同时用人扶住接长轴端和转子，拆除支架和垫板。
7、指挥天车工缓慢向后移动，同时人也随之向后平稳移动，待到转子全部抽出后，方可转向，将转子放到指定位置，将转子前端用枕木支好。
（三）、拆除发电机静子
１、做好发电机位置标记，并做好记录。
２、拆卸发电机静子地脚螺栓螺母及定位销，
３、垂直吊起发电机定子50ｍｍ，用钢棒敲打绳索，确认无卡涩、无异常后，方可继续吊起，并将其防在准备好的枕木上。
４、检查并测量台板上的垫片的位置、数量、厚度，并做好记录和标记。
（四）、拆除过程中的注意事项
１、抽吊过程中，必须由一名起重工统一指挥。
２、起吊转子时，钢丝绳不得绑扎在轴径、风挡、油挡以及护环处，并注意钢丝绳切勿与风扇、集电环等处碰擦。
３、为了防止转子表面损伤，钢丝绳绑扎处应垫以软性材料。
４、转子抽吊过程中，应时刻注意保证发电机空气间隙，避免碰擦损伤静子线圈。
５、转子抽吊过程中，应防止钢丝绳碰撞静子线圈，起吊是要保持水平、抽吊时要保持平稳。
６、当移动钢丝绳绑扎点时，必须是在转子支撑好后进行，不可将转子直接压在静子上。
７、拆除的零件、部件、电缆等必须妥善保管，以防损坏或丢失。
８、所做标记必须准确、牢固可靠，记录应齐全。
二、发电机组的安装方案
（一）、发电机安装前的的准备
1、对参与安装人员进行适当培训。
2、准备好工器具、吊具、绳索、发电机转子接长轴、专用工具、测量器具、抽吊发电机转子用的支架、枕木。
3、校和所需材料、零件、部件齐全无损坏。
4、发电机的定子、转子检修完毕，且各种试验合格。
5、接好转子接长轴。
6、发电机台板清扫除锈、按拆除记录准备好垫片，并放在抬板上正确位置。
7、将发电机后轴承座下的垫片清扫干净，并按拆时的上下位置放好备用。
8、揭开发电机后轴承箱及轴承上盖,在轴径上面加1ｍｍ胶版，安装并紧固轴承箱及轴承上盖。
9、在发电机定子绕组上面覆上一层2~3ｍｍ的胶版。
10、检查并确认天车无异常，具备条件。
11、抽吊转子场地周围清洁无杂物。
（二）、发电机静子的安装
1、选择合适的钢丝绳，绑扎完毕后，先将静子吊起离地面50mm，并以撬杠仔细敲打钢丝绳，使钢丝绳均匀的承受静子的荷重，同时检查，静子的承力面是否正确。
2、确认无异常后，将其缓慢匀速吊起至1.5m，对底座表面清扫除锈，注意人不要到进入定子的下面。
3、缓慢大、小车将静子移至发电机台板纵横中心线的上方，缓慢下落；当下落至台板200mm时，调整天车大小车的位置，使静子中心线与发电机台板纵横中心线尽量吻合，确认无卡涩地方。然后用人扶稳缓慢下降，按拆除时的标记就位。
4、戴上地脚螺栓螺帽并拧紧。
（三）、穿装发电机转子
１、用合适的钢丝绳绳索绑扎转子的中间，并在绑扎处应垫以软性材料。吊起后静子前后能够自然平衡（与发电机后轴承座一起吊起），同时用人扶住转子，拆除支架或枕木。
2、调整转子的轴向中心与静子中心左右一致，移动转子使转子铁心前端至前端略进静子铁心入口处，停止向前移动转子。在转子轴径上放一水平仪，使转子保持水平，调整转子上、下、左、右位置，使发电机空气间隙正常。
3、缓慢平稳的将天车向发电机前移动，同时用人扶住转子避免晃动。待到前侧绳索靠近发电机定子线圈无法向后移动时时，停止天车移动。用支架支起转子的前端，并用垫板垫在后轴承座的下面，缓慢放松后侧的绳索。确认支撑牢固，发电机空气间隙正常后，彻底松开绳索。
4、用事先准备好的吊具(做一3.8米长的横担，一面用绳索，一面用5.0吨的导链，吊在天车的大钩上)，在转子的前后两端合适的位置分别挂好绳索；
5、在转子前轴径上和后轴承座上分别放一块百分表，待绳索拉紧后，缓慢提升天车大钩，转子前后都提高3ｍｍ，用钢棒敲打绳索，确认绳索已拉紧并稳定。取出支架（或枕木）及垫板。
6、缓慢平稳的将天车向发电机前移动，同时用人扶住转子避免晃动。待到发电机转子联轴器从发电机定子线圈露出一段，用支架支起转子的前端，并用垫板垫在后轴承座的下面，缓慢放松后侧的绳索。确认支撑牢固，发电机空气间隙正常后，彻底松开前后的绳索。
７、卸下接长轴，按标记和记录垫好后轴承座的垫片。注意不要错位。
8、按4、5两步操作。
9、缓慢平稳的将天车向发电机前移动，同时用人扶住转子避免晃动。待到发电机后轴承座位置正好与标记位置吻合，确认垫片无错位；用干净布将前轴径擦干净后，安装３＃轴瓦的下瓦。
10、将转子缓慢平稳落实，查上发电机后轴承座定位销，安上地脚螺栓并拧紧。卸下绳索和吊具。
11、测发电机后轴承座对地绝缘正常。否则重新处理垫片。
12、按标准进行发电机转子转子找中心；3#瓦扣盖；安装轴承箱上盖。
13、测量及调整发电机空气间隙至合格
14、安装发电机出口线板
15、安装发电机端盖
16、安装励磁机
17、油管路连接，电缆结线。
18、密封发电机风道。

示范文本

已有4人评论