1、； b.在进入 E 时段后，当发现振荡周期大于 0.3s 并开始增长时，则立即转入按 D 时段记录，如果正在 D 时段，则延长 20s；或一直按 D 时段记录，直到振荡平息。 8 记录设备的输入量基本配置、内存容量及内存转出时间 按第 7 条要求，AD 时段的故障数据属于快输入，而 E 时段的故障数据则属于相对慢输入，因而在规定的时间内发生的故障内容及次数条件下，要求记录设备的内存容量与配置的输入量多少和内存转出时间与转出方式有关。原则要求如下。 8.1 基本配置的输入量(暂定) 220kV 变电所：考虑 8 条线路， 2 台主变压器，2 台母线电压互感器。 500kV 变电所：考虑 6 条线
2、路， 2 台主变压器。 开关量：考虑 100 个。 8.2 电力系统连续在每 10min 内发生相继的三次短路故障以及一次长过程振荡的大扰动时，应能可靠地按要求记录全部故障数据，无一遗漏；如果在实际运行中发生的连续故障频率超过这一规定时，可以考虑挤出尚未来得及转出的 E 时段数据，暂存入新的实时 1s 左右的故障数据。 图 2 故障示意图 8.2.1 每次故障包括如下内容(见图 2)： 故障开始近侧切故障远侧切故障近侧重合及再跳闸远侧重合及再跳闸。每一次故障所记内容考虑为相应时段内容之和：(A+B)5+C 2+D1/2。 8.2.2 故障后长期振荡，认为能在 10min 内平息，考虑增加 (D
3、+E)1。 8.2.3 基本要求：考虑在每 10min 内，进入的总故障数据量，以时段计是(A+B)15+C6+D2.5+E1。 8.3 外部存储容量应足够大，能存储若干次第 8.2 条规定的 10min 大扰动，在其临占满前，应给出警告信号，若占满后不取出，则实行先进先出原则。 9 故障动态记录的输出方式 9.1 如遇本变电所有 220kV 及以上电压等级的断路器因故障跳闸时，应将如下数值信息立即直接输往变电所中心计算机供就地显示和同时送往电网调度：故障线路及相别，跳闸相别，故障距离，各个保护由故障开始到给出跳闸信号的动作时间，断路器跳闸时间，故障后第一周波的故障电流有效值和母线电压有效值，
4、断路器重合闸时间，再次故障相别及跳闸相别，各个保护动作时间，再次跳闸时间，再次故障后第一周波的故障电流有效值和母线电压有效值。 9.2 接受变电所监控计算机指令，输出正常运行的母线、线路及电力设备的电参量数据U、I、P 、Q、 f。 9.3 接受监控计算机、分析中心主机或就地人机接口设备指令，输出标准格式的动态过程记录数据。 9.4 不宜给出声或光的起动记录信号，避免对运行人员的干扰。 _ 附加说明： 本标准由电力工业部安全监察与生产协调司提出。 本标准由电力科学研究院负责起草。 本标准主要起草人：王梅义、谢葆炎。 本标准由电力工业部安全监察与生产协调司、国家电力调度通信中心归口解 释。 疚疚
5、路原则上应单独设置一台断路器，也可和 FC 支路共用断路器。 d） TCR 的电抗器一般分成相同的两组线圈，每相晶闸管两侧各连接一组线圈，采用三角形接线（图 3）。 e） TSC 晶闸管阀一般置于电容器和电抗器之间，采用三角形接线（图 4）。 图3 TCR（ TSR）的接线方式 图 4 TSC 的接线方式 f） FC 支路接线的一般规定： 1） FC 的型式主要采用单调谐、双调谐、“ C”型和高通滤波器等四种，原理接线分别如图 5所示。 2） FC 支路宜采用单星型接线或双星型接线，并且中性点不应接地。 3） FC 支路电容器组的每相或每个桥臂，有多台电容器串联组合时，应采用先并联后串联的接线
6、方式。 4） 滤波电抗器或串联电抗器装设于电源侧时，其电流应满足动稳定和热稳定要求。 DL/T 1010.12006 5 图5 FC 的接线方式 5 主要功能 a）输电系统 SVC 的功能特性一般包括： 1）正常工况下调相调压（即无功控制和电压偏差调节）和故障情况下电压支撑； 2）抑制工频过电压及减少电压波动； 3）改善系统稳定性和提高输电功率； 4）降低谐波水平； 5）其它特殊功能（例如：阻尼功率振荡）。 b）配电系统及工业用户 SVC 的功能特性一般可以包括： 1）抑制电压波动和闪变； 2）校正三相电压不平衡； 3）降低谐波电流和谐波电压； 4）改善功率因数。 6 主要参数和性能 SVC
7、的基本特性由稳态电压 电流（ U/I）特性所决定，如图 6 所示。 图中： abc 为线性工作区（ ab 为容性， bc 为感性） ； cd 为感性过载区（晶闸管导通角保持最大） ，当 I Imax 时， TCR 由保护动作退出运行。 U d 控制范围 I Urefa bIcn超前 滞后ImaxIlnc图6 SVC 的 U/I 特性 SVC主要特性由下列参数及性能描述： a） 额定电压 Un（ kV） 指 SVC 连接点（母线）的标称电压；通常取 Un=1（ pu）。 b) 额定容量 Qn（ Mvar） DL/T 1010.12006 6 指晶闸管控制的感性或容性基波无功功率，应分别指明 TC
8、R（ TSR）、 TSC 支路在额定电压下的基波无功功率。 c） 动态调节范围（ Mvar） 指 SVC 通过晶闸管阀控制实现的可调无功范围， 即在额定电压下 SVC 无功功率变化的最大范围。 d） 参考电压 Uref（ kV， pu） 如图 6 中 b 点电压，通常 Uref应可设置， Uref=0.9 1.1pu。 e） 斜率（ %） 指图 6 中的 ac 段的斜率，一般在 0.5 10范围内可调。 f） 响应时间（ ms） SVC响应时间定义参见术语 3.14，一般由供方提供。 SVC 的响应时间和镇定时间可以通过专门的系统研究得到。 g） 过载能力 SVC能达到的过负荷倍数和持续时间。
9、 SVC 的所有设备，如晶闸管投切电容器（ TSC）支路、晶闸管投切电抗器（ TSR）支路、晶闸管控制电抗器（ TCR）支路、滤波（固定）电容器（ FC）支路和电抗器组支路，其设计都应能耐受所要求的连续或短时过负荷能力，在电压和电流超过允许值时应能进行保护。 7 设计的基本条件 7.1 确定原则 设计的基本条件根据工程特点，原则上由需方提供，但某些条件可由供需双方协商确定，例如，电网谐波阻抗如何确定；负荷谐波发生量是否可由供方根据工程经验确定。由需方提供的 SVC基本设计条件可包括以下全部或部分内容。 7.2 环境条件 a） 海拔高度（ m） b） 年均降雨量（ mm） c） 最大月降雨量（
10、mm） d） 年平均环境温度（ C） e） 最高环境温度（ C） f） 最低环境温度（ C） g） 年平均相对湿度（ %） h） 最大相对湿度（ %） i） 覆冰厚度（ mm） j） 最大地面积雪厚度（ mm） k） 最大结霜厚度（ mm） l） 冻土层厚度（ m） m） 年平均风速（ m/s） n） 年最大风速（ m/s） o） 地震烈度（度） p） 年平均雷电数（日 /年） q） 污秽等级及盐密 (ESDD)（级、 mg/m2） r） 日照强度（ W/cm2） s） 地电阻率（ Ohm-m） 7.3 系统条件 年 月 日集团领导审批意见： 签字（盖章）： 年 月 日注：本单一式五份，本公司
11、领导、设备管理部门、使用部门，控股公司技术质量安全部，集团公司技术质量部各一份。中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 561-95 Guide for Chemical Supervision of Water and Steam in Thermal Power Plants 中华人民共和国电力工业部1995-03-06 批准 1995-08-01实施 1 总则 1.1 火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节 之一。为适应高参数、大容量火电机组迅速发展的需要，特制订本导则。 1.2 为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故，必须贯彻“预防
12、为主、质量第一” 的方针，认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。新建火电厂从水源选择，水处 理系统设计，设备和材料的选型，安装和调试，直至设备运行、检修和停用的各个 阶段都应坚持质量标准，以保证各项水汽质量100%符合本导则规定的标准值，保 证热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。 1.3 各电管(电力)局总工程师领导本局化学监督全过程的质量管理工作。局总工程 师和化学专业工程师应经常了解和掌握全局化学监督情况，协调和落实与化学监督 有关的各项工作，总结经验，不断提高化学监督水平。 1.4 火力发电厂基建阶段的化学监督工作应由电力建设公司(局) 负责组织及实施。 各项监督工作必须纳入工程进度
13、，其执行情况应作为考核工程质量的依据之一。 1.5 火力发电厂总工程师应组织和领导汽轮机、锅炉、电气、热控、化学专业人员 和运行值长共同研究热力设备的腐蚀、结垢等问题，分析原因、明确分工、落实措 施，不断提高设备健康水平，防止发生事故。 1.6 要做好火力发电厂水汽化学监督工作，就必须充分发挥化学专责人员的监督职 能。化学专责人员应及时、准确地检测全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积 盐程度。发现异常时，应向电厂领导书面报告情况、分析原因和提出建议，以防患 于未然。化学专责人员应在总工程师的领导下，督促、检查有关部门按期 实现防腐、防垢措施，使水汽质量恢复正常。必要时，化学专责人员的书面报告
14、 可同时抄报电管(电力)局。 1.7 本导则引用标准如下： SD246-88 化学监督制度 GB12145-89 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 SD163-85 火力发电厂水汽质量标准 DL5000-94 火力发电厂设计规程 SDGJ2-85 火力发电厂化学水处理设计技术规定 SDJ68-84 电力基本建设火电设备维护保管规程 DLJ58-81 电力建设施工及验收技术规范 (火力发电厂化学篇) SDJJS03-88 电力基本建设热力设备化学监督导则 SD116-84 火力发电厂凝汽器管选材导则 SD135-86 火力发电厂锅炉化学清洗导则 SD223-87 火力发电厂停(备)用热力设
15、备防锈蚀导则 1.8 本导则重申国家和行业标准在水汽化学监督方面的重点内容，并在总结国内外 经验的基础上进行了若干补充和修改，是热力设备水汽化学监督全过程质量管理的 指导性技术规定。 1.9 本导则主要适用于超高压125200MW 机组及亚临界压力250600MW 机 组的水汽化学监督工作。对进口机组，应按制造厂的技术要求进行监督。各电管(电 力)局、火电厂应根据本单位实际情况，制订相应的技术规定，纳入有关专业的规 程制度中，并严格执行。 2 设计阶段 2.1 水处理工程设计应保证火力发电厂水汽质量符合标准，并满足生产过程中各种 工况变化的要求。 2.2 设计前应取得全部可利用的水源水质分析资
16、料。根据掌握的资料及调查结果， 结合当地发展规划，估计出水源的今后变化趋势。 2.3 水处理系统设计、设备选型、仪表配置及测点布置等方案，应征得主管局及电 厂的同意。应加强设计工作中设备选型的质量管理，设备、阀门、仪表、自动控制 装置、材料和药品等的选择，由设计院提出推荐方案，经与电厂专业人员商量后， 按统一意见办理订货手续。当发生意见分歧时，由主管局协调。 2.4 设计扩建工程时，应将原有系统、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验 等作为选择方案的主要依据之一。 2.5 锅炉补给水的水源为地表水时，应选用既能保证出水质量，又能达到设计出力 的混凝、澄清设备。 2.6 对采用有机物含量比较高
17、的地表水作为水源的电厂，其锅炉补给水宜选用地下 水为专用水源。 2.7 当预测原水中的有机物对离子交换树脂会造成污染及影响除盐水质量时，应对 锅炉补给水采取相应的预处理工艺。 2.8 设计锅炉补给水处理系统时，应根据实际需要，对常规的离子交换法与预脱盐 -离子交换法进行技术经济比较，然后选用最佳处理方案。 2.9 阳、阴离子交换器的再生周期，可按每台每昼夜12次考虑。若预测水源 水质有恶化倾向时，应留有增设设备的可能性。 2.10 为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率，缩短机组的启动时间，对承担调峰负 荷的超高压汽轮机组可设置凝结水除铁装置。对单机容量为200MW及以上机组， 必要时可在疏水系统中
18、设置除铁过滤器。 2.11 对单机容量为300MW及以上机组或单套设备出力为100t/h及以上的锅炉补给 水和凝结水处理设备宜采用程序控制。 2.12 对混床后的除盐水箱及主厂房内的补给水箱，均应采取与大气隔离的措施。 2.13 当机组台数较多时，可在设计规定的基础上，适当增加除盐水泵的总容量及 送往主厂房锅炉补给水管道的通流面积。 2.14 对于单机容量为300MW 及以上机组，水处理室至主厂房的锅炉补给水管道宜 选用不锈钢管。 2.15 循环冷却水处理，可选用石灰处理、弱酸离子交换或添加药剂等方法。无论 选用何种方案，都应达到防垢、防腐、防菌藻滋生的目的，并使排污水水质符合 国家和地方排放
19、标准。 2.16 冷却水为海水的凝汽器宜采用钛管。 2.17 火力发电厂热力系统中宜设置锅炉补给水补入除氧器内的管道。 2.18 新建火力发电厂应根据需要设有储存水压试验用水或停、备用保护溶液的设 施。 2.19 对超高压及以上参数机组，应连续监测水汽质量。根据需要配置测量电导率、溶解氧、pH、钠、二氧化硅或磷酸根等的在线仪表，并在机炉主控室内设置对主 要水汽监督指标进行显示、报警或自动打印的装置。 2.20 火力发电厂化学试验室应配置精确度等级高于在线化学分析仪表的仪器或仪 表，以便定期校验在线仪表的精确度。 2.21 化学试验室应配置微机，进行运行数据的处理和文件资料及试验技术报告的 管理。 3 安装和调试阶段 3.1 安装和调试阶段的水汽化学监督工作应由主管局归口管
