北区域发电厂并网运行管理规定实施细则

北区域发电厂并网运行管理规定实施细则（共5篇）

北区域发电厂并网运行管理规定实施细则 篇1

西北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）

第一章 总则

第一条 为保障西北电网安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，促进电网经营企业和并网发电厂协调发展，根据《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号），结合西北电网的实际情况，特制定《西北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》。

第二条 本细则适用于西北电网内已并网运行的，由省级及以上调度机构直调的发电厂运行管理。地区电网内的发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。

第三条 本细则各条款规定的违规情况，未经特别申明，均指由发电企业责任引起的，非发电企业责任引起的不予考核。由相关调度机构负责责任认定，发电企业有争议的，按照监管章节条款处理。

第四条 电力监管机构负责对并网电厂运行考核及结算情况实施监管。西北区域省级及以上电网调度机构（以下简称电网调度机构）在电力监管机构授权下按照调度管辖范围具体实施所辖电网内并网电厂运行的考核和结算，考核结果报电力监管机构备案后执行，依据考核结果并网发电厂承担相应的经济责任。

第二章 安全管理 第五条 电网经营企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护西北电网安全稳定运行。电网调度机构按各自调度管辖范围负责电网运行的组织、指挥、指导和协调。

第六条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、西北各级电力系统调度规程及其它有关规程、规定。

第七条 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臵、通信设备、自动化设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装臵、调速系统、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，应符合电力监管机构及西北电网有关安全管理的规定。以上制度不完善者，应限期整改，逾期未完成整改者，按3分/项每月考核。

第八条 并网发电厂应落实相应调度机构制定的反事故措施。对涉及并网发电厂一、二次设备的反事故措施，并网发电厂应与相关调度机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完成。对于未按期完成整改的，逾期按2分/天考核。

第九条 并网发电厂应按照西北电网防止大面积停电事故预案的统一部署，积极配合落实事故处理预案。应制定可靠完善的保厂用电措施、全厂停电事故处理预案和黑启动方案并报相关调度机构，定期根据方案开展反事故演习，以提高并网发电厂对事故的反应速度和处理能力；应根据相关调度机构的要求参加电网联合反事故演习。对于未制定事故处理预案的并网发电厂，按5分/次考核，并限期整改，逾期未完成整改者，按3分/项考核；对于无故不参加电网联合反事故演习的并网发电厂，按10分/次考核。

第十条 并网发电企业应按规定参加发电企业与电网企业联席会议及相关调度机构召开的有关专业工作会议。不按要求参加联席会议，按5分/次考核；不参加专业工作会议，按5分/次考核。

第十一条 发生事故后，并网发电厂应按《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）等相关规定及时向相应调度机构汇报事故情况，否则按5分/次考核。瞒报、谎报、逾期不汇报者，按10分/次考核。

第十二条 并网发电厂应按《发电机组并网安全性评价管理办法》定期开展安全性评价工作。

第三章 运行管理

第十三条 并网发电厂的发电机组在并网前，并网发电厂应及时与相关电网企业签定并网调度协议。并网调度协议由并网发电厂和相关电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照国家电监会和国家工商总局印发的《并网调度协议（示范文本）》签订,未签订并网调度协议者不允许并网运行。

第十四条 电网企业和并网发电厂应参照国家电监会和国家工商总局印发的《购售电合同（示范文本）》签订购售电合同。

第十五条 各级调度机构和并网发电厂应按照《电力企业信息报送规定》、《电力企业信息披露规定》（国家电监会13号令、14号令）的规定报送和披露相关信息。

并网发电企业未按照规定报送、披露有关信息或者报送、披露虚假信息的，按每项1分/次考核。

第十六条 并网发电厂应严格服从相关调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网发电厂值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的调度机构值班调度人员报告并说明理由，由调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。对于无故延缓执行调度指令、违背和拒不执行调度指令的并网发电厂，根据《电网调度管理条例》，将给予通报，追究相关责任人的相关责任，并按20分/次考核。

第十七条并网发电厂开停机操作、电气操作应按照相关的调度规程和规定执行。操作不符合规定要求的，视操作内容及违规情况按1～3分/次考核。

第十八条 调度机构对并网发电厂非计划停运情况进行统计和考核。

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（或跳闸），发生一次按停运前机组出力×6分/10万千瓦考核；（说明：8月14日2号机组按照第1类非停，扣6分）第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运，发生一次按机组容量×3分/10万千瓦考核；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，发生一次按机组容量×2分/10万千瓦考核；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，发生一次按机组容量×1分/10万千瓦考核；第5类为超过计划停运期限的延长停运，发生一次按机组容量×1分/10万千瓦考核，因机组严重故障等特殊原因造成超过计划停运时间的，应及时汇报相应调度机构，经核实并许可延期的可免于考核。

机组非计划停运期间，按发电机容量×0.25分/10万千瓦×小时考核，考核最大累计时限为72小时。对重大设备缺陷造成机组长期停运的，应及时向相应调度机构提出转检修申请，自许可转为检修状态开始，不再按非计划停运考核。（就是说机组发生非计划停运后，及时向调度部门申请转检修，减少非停小时，少扣分。8月14日2号机组4.57小时，扣57分）总共扣

各级调度机构按其调度管辖范围可以批准并网发电厂机组利用负荷低谷进行消缺，该机组停运不计作非计划停运。但工期超出计划时，超出的消缺时间双倍计入非计划停运时间。

第十九条 除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单机100MW及以上火电机组和单机20MW及以上、全厂容量50MW及以上水电机组或水电厂应具有AGC功能，在投入商业运营前应与调度机构的EMS系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。

发电企业应主动安排，并在相关调度机构配合下完成AGC试验和测试，未按期完成AGC试验和测试，按3分/次考核。在调度机构下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按1分/项每月考核。

加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行，不得擅自退出并网机组的AGC功能，否则按2分/次考核。

调度机构对电厂和机组的AGC的可用率、调节速率、响应时间进行相应考核，相关技术标准如下：

（一）可用率

具有AGC功能的机组其性能应达到国家有关标准且AGC可用率要达到90%以上。

AGC可用率=(AGC可用小时数/机组并网小时数)× 100%。对于全厂成组投入的电厂，AGC可用率=(AGC可用小时数/全月日历小时数)× 100%；

（二）调节速率

对于AGC机组的调节速度进行考核。

调节速率＝[Abs（目标出力－当前出力）/机组额定有功功率/（目标出力达到时间－命令下发时间）]× 100%（单位：机组额定有功功率比例/分钟）

对于水电机组：实际速率应大于50%； 对于火电机组：实际速率应大于2%。

（三）响应时间

AGC响应时间，从调度机构下达AGC命令算起，到AGC机组开始执行命令止，采用直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间≤120秒；采用中储式制粉系统的火电机组AGC响应时间≤40秒；水电机组的AGC响应时间≤10秒。

考核标准如下：

（一）并网机组AGC月可用率应达到90%，达不到要求按可用率缺额每个百分点每月考核2分/10万千瓦，全厂成组投入的AGC，AGC月可用率按全厂统计。

（二）AGC机组的调节容量发生变化时，电厂应提前一周报相应调度机构备案，报送不及时按1分/次考核；AGC机组的实际调节容量若达不到发电企业报送的调节容量，每差机组额定容量的1％，按0.5分/月考核。

（三）对AGC机组的调节速率进行考核。

对于水电机组：速率低于50%，每低5个百分点按5分/月考核；

对于火电机组：速率低于2%，每低0.2个百分点按5分/月考核。

调度机构对AGC机组的调节速率进行不定期抽查，对不合格的机组进行考核，并令其定期整改。如不按期整改以满足要求的考核10分。

（四）AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按未达到要求的次数每次考核0.5分。

第二十条 并网发电厂机组必须具备一次调频功能。并网发电厂机组一次调频的人工死区、转速不等率和一次调频投入的最大调整负荷限幅、调速系统的迟缓率、响应速度等应满足《西北电网发电机组一次调频技术管理规定》的技术要求。以上参数不符合要求者，限期进行技术改造，逾期不能完成者，按0.5分/项每月考核。

并网运行的机组应投入一次调频功能，且一次调频投退信号必须接入网调自动化系统，并网发电厂不得擅自退出机组的一次调频功能，否则按2分/次考核。

一次调频月投运率应达到100％，机组一次调频月投运率=（一次调频月投运时间/机组月并网时间）×100%。

对并网发电机组一次调频的考核内容，包括投入情况及相关性能。

（一）一次调频月投运率每低于100％一个百分点，每月考核1分/10万千瓦。

（二）EMS系统对机组一次调频性能进行记录，并不定期抽查，对不满足以下要求的按照5分/项考核。具体参数如下：

1、电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在±0.033Hz内；机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在±0.10Hz内；水电机组死区控制在±0.05Hz内。

2、转速不等率Kc 火电机组和燃机为4% ～ 5%，水电机组不大于3%。

3、最大负荷限幅为机组额定出力的6%。

4、当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在响应时间应为15秒。在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内。

第二十一条 并网发电厂应严格执行相关调度机构的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装臵、自动化设备和通信设备等有关系统参数管理规定。并网发电厂应按相关调度机构的要求书面提供设备（装臵）参数，并对所提供设备（装臵）参数的完整性和正确性负责。设备（装臵）参数整定值应按照相关调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变设备（装臵）状态和参数前，应经相关调度机构批准。对于擅自改变设备（装臵）的状态和参数的并网发电厂，调度机构应立即令其改正并给予通报，按4分/次考核。

在系统结线或运行方式发生变化时，或其他需要的情况下，发电企业内部与电网有配合关系的继电保护和安全稳控装臵，应按相关调度机构要求及时更改保护定值及运行状态。无故延期者，按0.5分/天考核。造成电网事故者，除依据《电网调度管理条例》追究相关责任人责任外，按10分/次考核。

第二十二条 调度机构根据电网和并网发电厂的实际情况，按照公平的原则，安全、经济安排并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂应按照调度机构调度值班人员的指令执行。

基本无功调节是指发电机组在发电工况时，在迟相功率因数0.85至1范围内向电力系统发出无功功率或在进相功率因数0.97至1范围内向电力系统吸收无功功率所提供的服务。发电机组无功调节应满足以下要求：

（一）发电企业应严格执行相应调度机构下达的月度调度计划中的无功电压曲线；无调整能力时，应立即向相应调度机构当值调度员汇报，调度员将要求周边厂站协助进行电压调整；若仍无法满足无功电压曲线要求，应向相应调度机构当值调度员提出免考核申请，经核实后可免于考核。若长期存在电压调整方面的困难，有关发电企业应及时书面汇报，并积极采取措施解决。

（二）发电企业考核点母线电压值在相应电压曲线上下限范围内为合格点，母线电压超出允许范围的点记为不合格点。相应调度机构EMS系统每15分钟采集发电厂母线电压，以判定该考核点电压是否合格。电压曲线合格率计算方法如下：

电压合格率=（D总点数-D不合格点）/D总点数

（三）发电企业同时具有两个电压等级需要考核时，按调管范围纳入相应调度机构电压考核范围进行考核；发电企业同时具有两个电压等级且都归同一个调度机构考核的，其考核分值按两个电压等级各自考核值的平均值计算。

对机组无功进行如下考核：

（一）因电厂自身原因，不具备按照基本无功调节服务标准要求，提供注入或吸收无功功率服务，按照0.08分/万千乏时考核。

少注入或吸收无功电量的具体计算公式为：

其中为机组有功出力，Q为机组无功出力，电压计划曲线按全厂下发的，按全厂统一折算。考核开始时间和结束时间以电网调度机构相关运行记录为准。

（二）发电企业月度电压曲线合格率330kV以100%为基准，220kV以99.90%为基准，110kV以99.80%为基准，每降低0.1个百分点，考核3分。

（三）提供有偿无功服务的机组如无法达到核定能力的，发电企业应提前向相应调度机构提出书面申请。经调度机构许可后，可按其申请减少或者取消调用有偿无功服务，并按照缺额每天考核6×0.02分/万千乏。

如果没有提前申请，在电网调度机构要求提供有偿无功服务的机组提供有偿无功服务时，无法达到核定能力时，按照缺额0.2分/万千乏时考核，考核开始时间和结束时间以电网调度机构相关运行记录为准。

第二十三条 并网发电厂应严格执行调度机构下达的日发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式的安排。调度机构根据电网情况需要修改并网发电厂的发电曲线时，应提前30分钟通知并网发电厂。

火电发电企业应严格执行调度机构下达的96点日发电计划曲线（或实时调度曲线）。当EMS系统采样的电厂实际发电出力与计划曲线值的偏差超出±2％时，视为不合格，计入月度偏差绝对值积分电量，偏差超出±5％时，超出的部分将取绝对值后乘以3后计入月度偏差绝对值积分电量。考核以月度偏差绝对值积分电量为依据，按2分/10万千瓦时考核。

下列情况，经调度机构同意可免于考核：

1、发电企业AGC功能参与电网频率和联络线调整期间；

2、火电机组启停期间；

3、新机组试运期间；

4、其它特殊情况。

第二十四条 所有并网发电厂有义务共同维护电网频率和电压合格，保证电能质量符合国家标准。

并网发电厂应在调度机构的指挥下，按规定进行发电机组进相试验，在发电机允许条件下，进相深度应满足电网安全运行的需要，并经调度机构批准。

并网发电厂发电机组的自动励磁调节装臵的低励限制、强励功能应正常投运。并网发电厂不得擅自退出发电机组的自动励磁调节装臵或低励限制、强励功能。否则按2分/项每次考核。

第二十五条 并网发电厂应参与电力系统调峰，调峰幅度必须达到西北电监局规定的有关要求。机组的调峰能力应达到以下标准：

（一）供热火电机组在供热期按能力及供热负荷情况提供适当调峰；风电、生物质发电等可再生能源机组根据设备情况参与调峰，不具备调节能力的，不参与调峰。

（二）非供热燃煤火电机组，额定容量30万千瓦及以上的调峰能力应达到额定容量的50％及以上、额定容量30万千瓦以下的调峰能力应达到额定容量的45％及以上。

（三）燃气机组和水电机组调峰能力应达到额定容量的100％。

对机组调峰进行如下考核：

（一）并网发电机组必须按照电网调度机构要求向系统提供调峰辅助服务，包括基本调峰服务和有偿调峰服务。非供热燃煤火电机组,基本调峰系数为60%（即60%至额定容量范围内调峰为基本调峰，低于60%额定容量的调峰为有偿调峰，高于额定容量的情况不视作调峰），燃气机组和水电机组提供从0-100%额定容量的基本调峰，其他机组不进行调峰的考核和补偿。

（二）机组达不到基本调峰要求的发电企业应提前向相应调度机构提出书面申请。经调度机构许可后，可按其申请调整发电计划曲线，并按减少的调峰电量考核4分/10万千瓦时。

减少的调峰电量计算：W1 ＝(P0-P1)× T 其中：W1为减少的调峰电量；P1为实际调峰容量；P0为基本调峰容量；T为时间常数（按每天6小时计）。

（三）提供有偿调峰的机组如无法达到核定技术出力的，发电企业应提前向相应调度机构提出书面申请。经调度机构许可后，可按其申请减少或者取消调用有偿调峰，并按减少的有偿调峰电量考核3分/10万千瓦时。

减少的有偿调峰电量计算：W2 ＝(P0’-P1’)× T 其中：W2为减少的有偿调峰电量；P1’为实际有偿调峰容量；P0’为核定的有偿调峰容量；T为时间常数（按每天6小时计）。

第二十六条 被确定为黑启动电源的发电企业，每年元月15日前相关发电企业应将上黑启动电源运行维护、技术人员培训等情况报送电力监管机构和电网调度机构。电力监管机构、电网调度机构每年对黑启动相关设施和技术人员培训情况进行检查。提供黑启动的并网发电机组，在电网需要提供黑启动服务时必须按要求实现自启动。

对黑启动电源进行如下考核：

（一）电网调度机构确定为黑启动的发电厂，因电厂自身原因不能提供黑启动时，电厂应及时汇报所属电网调度机构，并按每次2分考核。

（二）电网调度机构检查时发现电厂不具备黑启动能力，而电厂没有汇报电网调度机构的，按每次30分考核。

（三）电网调度机构在系统发生事故或其他紧急情况需要确定为黑启动的发电厂提供黑启动服务，而电厂没能提供该服务，按每次200分考核。

第四章 检修管理

第二十七条 并网发电厂应按《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003）、及区域内相应调度机构《电网发电设备检修管理办法》及相应调度机构《电力系统调度规程》的规定，向调度机构提出、月度及日常检修申请，并按照调度机构下达的、月度、日常检修计划严格执行。并网发电厂应按照调度机构批准的检修工期按时保质地完成检修任务。

不按时编制、月度检修计划和三年滚动计划者，按5分/次考核；、月度检修计划上报后，要求调整检修计划者，按5分/次考核；不按时提出计划检修申请，按2分/次考核；申请内容不准确导致检修方式安排不当，按3分/次考核；因电厂原因取消已批准的工作，且对电网运行及检修安排造成影响的，按2分/次考核。

第二十八条 并网发电厂外送输变电设备与发电机组检修应尽可能同时进行。第二十九条 并网发电厂涉网的继电保护及安全自动装臵、自动化及通信等二次设备的检修管理应按照相应调度机构的调度规程和有关规定执行。发电机组及相关的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

第三十条 并网发电厂需变更检修计划，包括无法按时开工、延长检修工期、增加检修工作项目等，应按照调度规程和有关规定执行。调度机构视电网运行情况和其它并网发电厂的检修计划统筹安排，无法调整检修计划时，应及时通知并网发电厂，并说明原因。无充分理由临时变更检修计划的，按每项3分/次考核。

第三十一条 调度机构根据电网运行情况须变更并网发电厂检修计划，包括发电厂检修计划无法按期开工、中止检修工作等，按照调度规程和有关规定执行。调度机构应将调整情况及时通知并网发电厂。

第五章 技术指导和管理

第三十二条 调度机构按照电力监管机构的要求和有关规定，对并网发电厂开展技术指导和管理工作。

第三十三条 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臵、通信设备、自动化设备、励磁系统及PSS装臵、调速系统、高压侧或升压站电气设备等应纳入调度机构统一规划、设计、建设和运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关规定和安全性评价要求，其技术规范应满足接入电网的要求。设备的参数管理应按调度机构的有关规定执行。其选择、配臵和定值等应满足调度机构安全稳定运行的要求，并经调度机构审核批准。

第三十四条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂继电保护和安全自动装臵，包括发电机组涉及机网协调的保护开展技术指导和管理工作。

1、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臵，包括发电机组涉及机网协调的保护的设计选型应符合国家、行业的标准和有关规程、规定，并报调度机构备案。

2、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臵，包括发电机组涉及机网协调的保护的运行管理、定值管理、检验管理、装臵管理应按照调度规程执行。

3、并网发电厂应严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装臵反事故措施。

4、对因并网发电厂继电保护和安全自动装臵原因造成电网事故及电网稳定性和可靠性降低等情况，相关调度机构应按调度管辖范围组织有关单位进行调查分析，制定反事故措施，并监督实施。

5、并网发电厂应按国家、地方、行业标准和有关规定开展继电保护专业技术监督工作。对发现的重大问题及时上报相关调度机构并进行整改。

6、为提高电力系统的稳定性能，并网发电厂应配合电网经营企业及时改造到更换年限的继电保护及安全自动装臵。设备更新改造应相互配合,确保双方设备协调一致。

7、并网发电厂应按继电保护技术监督规定定期向相关调度机构报告本单位继电保护技术监督的情况，并按评价规程定期向相关调度机构报告继电保护动作报表的情况。

调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：

1、并网发电厂主要继电保护和安全自动装臵不正确动作，每次按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核；造成电网事故的，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。发电机组保护包括厂用等保护动作和安全自动装臵动作，造成机组跳闸的，只在机组非计划停运中考核。

2、并网发电厂继电保护和安全自动装臵未投运，导致电网事故扩大或造成电网继电保护和安全自动装臵越级动作，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂不能提供完整的故障录波数据影响电网事故调查，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

4、并网发电厂在24小时内，未消除继电保护和安全自动装臵设备缺陷，每次按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦考核。超过24小时，按并网发电厂全厂容量×0.25分/10万千瓦每天考核。

第三十五条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂通信设备开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂通信设备的配臵及运行应满足有关规程和规定。

2、并网发电厂至所属各级调度机构应设立两个及以上独立的通信传输通道。

3、调度机构应督促并网发电厂按期完成调度管辖范围内通信设备的缺陷处理及重大问题整改。

4、因并网发电厂原因造成通信事故时，应按相应调度机构的通信设备事故处理预案进行处理和抢修。事故处理完成后，并网发电厂应及时提交事故处理报告。

5、因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装臵、自动化通道和调度电话中断时，相应调度机构应按通信设备事故处理预案进行处理，并网发电厂应按本单位事故处理预案在调度机构指挥下尽快恢复正常。

6、因并网发电厂通信设备异常造成电网安全稳定性和可靠性降低时，并网发电厂应在调度机构的指挥下尽快恢复通信设备正常。

调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：

1、并网发电厂与调度机构通信有直接关联的通信设施进行重要操作，必须按有关通信电路检修规定提前向调度机构申报，并得到许可。未经许可擅自操作的，每次按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂通信设备故障，引起继电保护或安全自动装臵误动、拒动，造成电网事故，或造成电网事故处理时间延长、事故范围扩大，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂通信电路非计划停用，造成远跳及过电压保护、远方切机（切负荷）装臵由双通道改为单通道，时间超过24小时，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。超过48小时，按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦每天考核。

4、并网发电厂通信出现下列情形的，每次按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦考核。

（1）影响电网调度和发供电设备运行操作的；

（2）造成继电保护和安全装臵不正确动作但未造成电网事故或未影响电网事故处理的；

（3）造成任何一条调度电话、继电保护、远动信息等通信通道连续停运时间4小时以上的；

（4）造成电网与并网发电厂通信电路全部中断时；（5）并网发电厂通信光缆连续故障时间超过24小时的；（6）并网发电厂内通信电源全部中断的；

（7）并网发电厂内录音设备失灵，影响电网事故分析的。第三十六条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂自动化设备开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂自动化设备的设计、选型应符合有关规程规定，采用成熟可靠的产品，并报调度机构备案。其接口和传输规约必须满足自动化主站系统的要求。并网发电厂自动化设备必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格或相关调度机构认可的测试机构测试合格的产品。

2、并网发电厂应满足《电力二次系统安全防护总体方案》及《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34号）的要求，确保并网发电厂二次系统的安全。

3、并网发电厂自动化设备的运行应遵循调度规程和自动化系统运行管理规程等规程、规定的要求。并网发电厂自动化设备应能及时、准确、可靠的反映并网发电厂的运行状态和运行工况。

4、并网发电厂的自动化设备至调度主站应具有独立的两路不同路由的通信通道或一路专线一路调度数据网通道。电厂端接入的远动信息应满足调度机构对接入信息的要求。并网发电厂自动化设备原则上应采用发电厂直流系统所提供的直流或逆变的交流供电。并网发电厂应在发电机组出口及网厂计量关口点应按调度机构的要求安装关口电能表和关口电能计量装臵，关口电能计量信息应接入相关电网关口电能计量系统。

5、并网发电厂自动化设备事故或故障时，应按相应调度机构自动化设备运行管理规程进行处理和抢修。事故处理完成后，并网发电厂应及时提交事故处理报告。

6、并网发电厂应配合相关电网经营企业的技术改造计划，按要求进行自动化设备的改造，调度机构应督促并网发电厂按期完成调度管辖范围内有关电厂自动化设备的整改工作。

7、并网发电厂机组监控系统或DCS系统应及时、可靠地执行所属调度机构自动化主站下发AGC/AVC指令，同时应具有可靠的技术措施，对接收的AGC/AVC指令进行安全校核，拒绝执行超出机组或电厂规定范围等异常指令。

调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：

1、并网发电厂应向调度机构准确、实时传送必要的远动信息。对远动信息量传输不完整的，限期整改。未按要求进行整改的，每项每月按并网发电厂全厂容量×0.1分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂处于安全区Ⅰ、Ⅱ的业务系统的安全防护应满足国家有关规定和相应调度机构的具体要求。如调度机构检查发现并网发电厂不满足要求或擅自改变网络结构，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。如由于并网发电厂原因造成调度机构业务系统被病毒或黑客攻击、网络异常，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。如造成电网事故，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂未经许可，擅自退出或检修调度机构管辖的自动化设备的，每次按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

4、并网发电厂的远程终端装臵、计算机监控系统、关口计量装臵的考核：

（1）事故时遥信误动、拒动，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。（2）遥测月合格率、遥信月合格率低于99％时，每降低1个百分点按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

（3）发电厂应保证电量计量装臵的电源、回路等正常，由于发电厂原因造成的月运行合格率低于100％时，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

（4）远动装臵月可用率低于99％时，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。远跳装臵月可用率计算公式如下：

月可用率=[（全月日历小时数-远动装臵停运小时数）/全月日历小时数] × 100% 第三十七条 并网发电厂涉网设备的参数管理包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数以及涉网技术设备（AGC、AVC等）应满足接入电网安全稳定运行要求。并网发电厂应按调度机构有关设备参数管理的规定执行。并网发电厂还应定期委托有资质的试验部门对涉网设备进行参数实测，由电力监管机构指定的认证部门进行认证，并及时向调度机构报送设备试验报告及技术资料。当参数发生变化时，应及时报送相关调度机构重新进行备案。

第三十八条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂励磁系统和PSS装臵开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂的励磁系统和PSS装臵的各项技术性能参数应达到《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》（DL/T843-2003）、《大型汽轮机自并励静止励磁系统技术条件》（DL/T650-1998）等国家和行业有关标准的要求，并满足电网安全稳定运行的要求。并网发电厂的励磁系统和PSS装臵应由并网发电厂委托有资质的试验部门进行试验，由电力监管机构指定的认证部门进行认证，调度机构根据这些专业部门的意见下达定值。调度机构有权督促并网发电厂进行试验。

2、并网发电厂单机200MW及以上火电机组和单机40MW及以上水电机组应配臵PSS装臵，并网发电厂其他机组应根据西北电网稳定运行的需要配臵PSS装臵。

调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：

1、按要求应配臵PSS装臵的并网发电厂未配臵PSS装臵，按全厂容量×2分/10万千瓦每月考核。

2、发电机组正常运行时自动励磁调节装臵和PSS可投运率应达到100％，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按机组容量×1分/10万千瓦每月考核。

3、强励倍数不小于1.8倍，否则，按机组容量×2分/10万千瓦考核。

第三十九条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂调速系统开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂的发电机组调速系统的各项技术性能参数应达到《汽轮机电液调节系统性能验收导则》（DL/T824-2002）、《水轮机电液调节系统及装臵基本技术规程》（DL/T563-1995）等国家和行业有关标准的要求，并满足电网安全稳定运行的要求。并网发电厂的调速系统应由并网发电厂委托有资质的试验部门进行试验，由指定的认证部门进行认证，调度机构根据这些专业部门的意见下达定值。调度机构有权督促并网发电厂进行试验。

2、并网发电厂的发电机组必须具备并投入一次调频功能，当电网频率波动时应自动参与一次调频。并网发电机组一次调频应满足西北电网发电机组一次调频技术管理规定的技术要求。

第四十条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂高压侧或升压站电气设备开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂高压侧或升压站电气设备应根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）的要求按周期进行预防性试验，及时消除设备的缺陷和安全隐患，确保设备的遮断容量等性能达到电力行业规程要求。若不能达到要求，并网发电厂应按调度机构的要求限期整改，未按期整改的并网发电厂每月按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂高压侧或升压站电气设备外绝缘爬距应与所在地区污秽等级相适应，不满足污秽等级要求的应予以调整，受条件限制不能调整的应采取其它的防污闪补救措施。

3、并网发电厂高压侧或升压站电气设备的接地装臵应根据地区短路容量的变化，校核其（包括设备接地引下线）热稳定容量。对于升压站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地的系统，必须按异点两相接地校核接地装臵的热稳定容量。

4、并网发电厂升压站主变中性点接地方式应满足调度机构的要求。

调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：

1、并网发电厂高压侧或升压站电气设备发生事故，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂高压侧或升压站电气设备发生Ⅰ类障碍，按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂高压侧或升压站电气设备主设备可用率不小于99％，预试完成率为100％，影响设备正常运行的重大缺陷的消缺率为100％。若以上指标每降低1个百分点（含不到1个百分点），按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

第四十一条 调度机构按其管辖范围对并网水电厂水库调度开展技术指导和管理工作。

1、并网水电厂的水库调度运行管理应满足国家和行业有关规定和调度规程有关规定的要求。调度机构按照调度管辖范围负责水库调度运行管理和考核工作。

2、调度机构及并网水电厂应做好水调自动化系统（或水情测报系统）的建设管理工作，制定水调自动化系统（或水情测报系统）管理规定，保证系统稳定、可靠运行，并按《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求做好安全防护工作。调度机构及水电厂应保证水调自动化系统（或水情测报系统）维护管理范围内通信通道的畅通，负责水调自动化系统的信息维护。并网发电厂应按规定向调度机构水调自动化系统传送水情信息及水务计算结果，并保证传送或转发信息的完整性、准确度和可靠性，否则每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

3、调度机构应合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益和水电厂在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。并负责编制水库群补偿调节方案，开展水库群优化调度工作等，并网水电厂应按相应调度机构的规定及时上报月工作简报、月报表、汛情周报、洪水小结、年工作总结等水情信息，发生重大水库调度事件后，应及时汇报相关调度机构，并按调度机构事故处理预案进行处理。事故处理完成后，并网发电厂应及时提交事故处理报告，否则每项按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦考核。

第六章 考核实施

第四十二条 电力监管机构负责组织辖区发电厂并网运行考核工作。

考核的基本原则是：全网统一评价标准；按月度以省（区）为单位分别考核；同一事件适用于不同条款的考核取考核分数最大的一款。第四十三条 各省（区）调度机构负责其直调发电厂并网运行管理的考核评分工作，并上报西北网调，西北网调负责西北全网考核汇总工作。

第四十四条 发电厂并网运行管理考核分值折算为电费，全部用于辅助服务补偿。考核结算依据《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》相关规定执行。

第四十五条 电网调度机构于每月初10个工作日内公布所有机组上月并网运行考核结果。

发电企业对统计结果有疑问或者异议，可在公布后5日内向相应电网调度机构提出复核。电网调度机构在接到问询后的5个工作日内进行核查，并予以答复，电网调度机构和发电企业不能解决的争议，由西北电监局有关部门进行复查。在考核公布5日内没有异议者，视为认可考核结果，以后不再进行复查。

电网调度机构于每月20日前将上月机组并网运行考核结果情况报电力监管机构。电力监管机构于每月25日前负责发布上月机组并网运行考核报告。考核报告经发布后，考核结果生效。

第八章 监

管

第四十六条 电力监管机构负责协调、监管辖区内发电厂并网运行管理和考核工作，以及辖区内机组并网运行管理争议的调解和裁决工作。第四十七条 电网经营企业应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公”调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用网站、会议、简报等多种形式，季度、信息披露应当发布书面材料。

第四十八条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。按照《西北区域电力运营合同与协议备案管理办法（试行）》（西电监办〔2006〕32号）执行。合同（协议）双方应于每年11月底以前签订下一购售电合同和并网调度协议，并在签订后10个工作日内报属地电力监管机构备案。属地电力监管机构将本地合同（协议）签订的总体情况报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省（区、市）没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；西北网调调管的发电厂，直接向区域电力监管机构备案。

第四十九条 建立电力“三公”调度情况书面报告制度。调度机构定期向属地电力监管机构报告电力“三公”调度情况。按照《西北区域电力公开、公平、公正调度实施情况报告管理办法（试行）》执行（西电监办〔2006〕32号）。

第五十条 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。厂网联席会议由电力监管机构按照《西北区域厂网联席会议制度》（西电监办〔2007〕16号）会同政府有关部门组织召开，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。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。

第五十一条 电力调度机构应建立相应的考核技术支持系统，并网发电厂建设相应配套设施以保证考核顺利实施。

第九章

附 则

第五十二条 本细则中涉及到的各种违规情况考核，不作为减免当事人法律责任的依据。

第五十三条 本细则由国家电力监管委员会授权西北电监局负责解释。

第五十四条 本细则由西北电监局根据西北电网实际运行情况及时修订。

第五十五条 本细则自发布之日起试行。西北区域内现执行的发电厂并网运行考核办法和规定同时废止。

北区域发电厂并网运行管理规定实施细则 篇2

关键词：两个细则,辅助服务,考核,补偿

0 引言

辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常生产、输送、使用外,由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务,包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用和黑启动服务等[1,2,3,4,5,6]。厂网分开以前,电厂完全依照调度指令进行出力调整,而没有考虑电厂的实际发电效益。随着电力市场的建立、主辅的分离,电厂作为独立的个体考虑更多的是电厂自身的发电利益,调度部门在调用机组提供的辅助服务的时候需要考虑的因素就更多。为了建立一个合理的评价电厂提供辅助服务的机制,提高各发电厂提供辅助服务的热情,规范对发电企业的管理,国家电监会发出了对各并网发电厂进行考核管理的通知,以此为基础,华中电监局依据国家发改委、国家电监会的相关规定制定了《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》和《华中区域发电厂并网运行管理规定实施细则(试行)》两个细则[7,8],并要求华中地区利用两个细则开发出一套“并网运行管理及辅助服务管理支持系统”,以下简称“两则系统”,用于规范华中地区的辅助服务管理。

本文在分析了两个细则的具体要求和系统所需数据来源以及某省调具体网络环境的基础上,提出了基于B/S模式的系统架构设计,实现了两个细则中对并网发电厂实施具体考核补偿的需求。

1 系统架构

“两则系统”是以省电力调度中心为主站,对各并网运行的发电机组或电厂进行指标考核的信息支持系统。该系统利用计算机网络,可高效真实地采集(或读取)相关考核信息;通过对各项考核指标的计算分析和统计,为运行考核提供科学依据。系统网络拓扑如图1所示。

1.1 系统总体设计

“两则系统”采用最先进且成熟的多层体系Browser/Server(B/S)结构,从技术上保证系统灵活的扩展能力、良好的可再升级性能和快速移植的能力,数据库的选择上,我们采用oracle 10g,Web服务器上我们选用Weblogic10.3。“两则系统”提供开放的数据接口模块,可实现与调度自动化系统、发电计划、EMS(Engine Management System,能量管理系统)、OMS(电网调度生产管理系统)等相关系统的数据通信。“两则系统”可划分为申报审批、考核管理、发电考核、考核补偿、统计分析、信息发布、支撑平台等主要功能模块。系统的总体功能如图2所示。

1.2 系统流程设计

“两则系统”以月为统计周期,定时或者人工触发获取考核所需的各类原始数据,系统管理员设定好各考核参数后启动流程控制并通知各参与考核的部门。负责相关考核的部门根据各电厂上报数据,设置各电厂免考核时间范围,并负责填写相应的考核信息,系统将自动计算各电厂各类考核的奖惩电量,并按照考核电量返还原则计算各电厂的返还电量。考核结果向电厂发布后,如果在指定时间范围内没有争议,则完成月度考核,考核结果进入结算并将最终结果发布给各电厂,如果电厂对考核补偿结果存有疑问,则可以提起争议数据申报,负责考核的相关部门将负责核对相关考核数据并重新发布考核结果,如果电厂对重新发布的结果仍有争议则可提交电监会仲裁,最终确定考核补偿结果。系统的流程如图3所示。

1.3 系统数据来源分析

考核系统的主要功能就是通过统计分析各并网电厂的各项考核数据,给出最终的考核补偿结果,所以数据源是本系统的核心。通过分析某省网现有的各个应用系统,考核系统所需的各项数据来源,如图4所示。

2 系统主要功能模块介绍

本系统主要包含以下七个功能模块:申报审批、考核管理、发电考核、考核补偿、统计分析、信息发布、支撑平台等主要功能模块。

2.1 申报审批

电厂是“两则系统”的考核对象,此模块的开发是为了实现电厂申报减出力、免考核申请以及考核争议数据申报。

2.2 考核管理

考核管理中包含两个部分:考核参数设置和免考核管理。基于XML程序设计思想开发的考核参数设置,可实现考核参数动态修改需求,当考核细则发生变化时,系统管理员就在此模块中进行相应的参数调整。免考核管理主要适用于相关考核部门设置电厂免考核,考核负责部门可以根据电厂的实际运行情况进行免考核设置。

2.3 发电考核

主要包括:安全管理考核、黑启动考核、调度管理考核、非计划停运考核、日发电计划考核;AGC考核、一次调频考核、无功调节考核、调峰考核、检修管理考核以及技术指导与管理考核。系统严格按照两个细则中的规定对并网发电厂提供的辅助服务进行计算统计,考核结果能如实地反映各并网发电厂对电网提供的辅助服务质量。发电考核是整个系统的核心模块。

以日发电计划考核为例说明各考核模块的具体工作过程。系统自动读取各电厂机组的实际发电曲线和机组发电计划曲线以及电网实时频率,通过判断电网频率、计划出力与实际出力的偏差从而计算考核电量,具体计算流程如图5所示。机组计划出力曲线与实际出力曲线如图6所示。

2.4 考核补偿

主要包括AGC补偿、调峰补偿、旋转备用补偿和无功补偿,此模块主要实现对各并网发电厂提供的辅助服务进行补偿计算。此模块还可查询机组各项辅助服务的贡献明细。

2.5 统计分析

为了更好地了解各并网电厂提供的辅助服务质量,此模块可以分月、分年统计各个电厂分项考核、补偿情况,为用户导出各种分析统计报表。这样就可以为各并网电厂有针对性地改善辅助服务质量提供依据。

2.6 信息发布

信息发布主要用于发布各类公告通知以及各类考核补偿信息。

2.7 支撑平台

支撑平台为整个系统提供基本的运行维护,主要包括数据接口、后台计算、数据字典、流程管理、系统管理、数据访问、权限管理、日志服务和告警服务等公共服务支撑。其中数据接口主要实现“两则系统”与其他系统的数据对接;后台计算则实现基础数据的处理以及一些固定的考核计算;流程管理可实现流程的用户自定义,用户可以根据需要制定相应的流程。

3 系统运行效果分析

“两则系统”的投入使用将从三个层面上提高电网的运行管理水平。

3.1 管理层面

各并网电厂将严格制定机组检修计划,并按规定严格填写检修票,严格做到“一票一检”,这不仅方便了调度的检修统计管理,也为调度安排机组检修提供了可靠的数据来源。并网电厂机组检修将严格按指定检修周期进行检修。电厂如若无法按期完成检修工作,必须提早向调度提出申请,这将有利于调度安排机组的检修。

按“两则系统”的要求,各并网电厂必须制定缜密的安全事故预案,这必将提高湖北电网的安全稳定运行水平。

3.2 技术层面

并网协议要求所有上网机组均要装设一次调频装置,但是由于缺乏规范化的管理,各电厂出于电厂利益,人为地改变机组一次调频的参数指标或者随意切除一次调频装置,这就导致了一次调节效果并不尽如人意。“两则系统”的投运使用,可以杜绝这种情况的发生,这就可以提高电网一次调频装置的运行效率。

电网调峰一直是困扰电网调度的一个难题,随着“两则系统”的投运,这个难题将得到极大的缓解。按照两个细则规定,并网发电厂应参与电力系统调峰,基本调峰能力必须达到机组技术参数要求的指标。常规燃煤机组和在非供热期的热电联产机组的基本调峰能力为其额定容量的50%,燃气机组基本调峰能力为其额定容量的100%,水电机组、综合利用机组以及在供热期的热电联产机组按实际能力提供基本调峰。通过分析比较,以某电网为例,省调的21个火电厂中,有13个达不到最小出力要求,为了减免考核,各电厂就必须对机组的参数进行改善,提高各机组的调节能力。按预期,如果所有的机组都能达到50%出力的要求,那么某省网将可以增加至少455.4 MW的调峰容量,这将极大地缓解电网调峰困难。

3.3 电网执行力

“两则系统”中要求各电厂严格执行调度指令及调度下发的日发电计划,否则将进行相应的考核。电厂只有严格执行调度指令才能不被考核或者是少考核,这将使整个电网的执行力得到极大的加强。

4 结论

“两则系统”的开发,满足“两个细则”的具体要求,通过对机组的有效管理,能够保证华中电力系统安全、优质、经济运行,具有非常重要的现实意义。目前“两则系统”已在某省网挂网运行,运行效果良好。

参考文献

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北区域发电厂并网运行管理规定实施细则 篇3

关键词：并网运行并网管理电网稳定

凡并网发电的企业自备电厂必须服从电网的集中统一调度，这是电业生产特点所决定的。为了保证电网的安全、经济、稳定运行，热电联产和综合利用的小容量企业自备电厂应以自发自用不向电网送出有功、无功电力、电量为基本准则，一般情况机组应严格按调度协议中规定的有功、无功负荷曲线或调度命令发电，燃气等开停方便的机组，应做为调峰机组运行。

1.电网运行影响因素的分析

自备电厂并入电网后即成为电力系统的组成部分，自备电厂的安全稳定运行必然直接影响到整个电力系统的安全稳定运行。对电网有序发供电的影响。电力系统发供用电是一个动态平衡的整体。虽然东北电力公司对自备电厂年发电量有一个总的计划，但由于绝大部分企业自备电厂自己发电自己用，与电网企业之间没有电量交换关系及结算关系，企业自备电厂的发电出力一般未纳入电网的发电计划，供电企业对自备电厂往往是疏于管理，造成自备电厂发电的无序性，其机组的开停、发电出力(有功及无功出力)存在一定的随意性，直接影响到电网的负荷预测指标。加大了继电保护整定计算的复杂性和自动装置配置的难度。由于自备电厂分布于电网各变电站，确定电流保护定值要考虑自备电厂发电机送出的短路电流，增加了保护计算的复杂性。同时，供电网各级电压变电所的线路装有重合闸、备用电源自动投入等自动装置。备用电源互投要由此增加鉴别环节，即为了防止非同期合闸要先将自备电厂联络线切除后才能动作，从而增加装置的复杂性，降低了装置本身的可靠性。

自备电厂信息不通，缺乏对自备电厂管理的前提条件。由于自备电厂机端信息未能实时采集和发送到供电企业，电力调度部门、用电部门等均不能实时掌握机组的有、无功出力、机端电压等发电信息，使自备电厂的运行管理游离于供电企业之外。降低了运行方式的灵活性和供电可靠性。从东北电网的实际情况看，目前，东北电网500千伏主网架已经形成，北起呼伦贝尔的伊敏厂，南至大连的南关岭变电站，西自赤峰的元宝山厂，东达黑龙江的佳木斯、七台河厂，500千伏变电站41座，输电线路已经覆盖了东北地区的绝大部分电源基地和负荷中心。辽吉省间、吉黑省间500千伏联络线均已达到四回，东北电网与华北电网通过500千伏高岭直流背靠背相联。东北电网不得不从运行方式的安排上将地方小电站改接至其它变电站，从而限制了电网运行方式的灵活性，降低了供电可靠眭。

2.自备电厂的管理建议和对策

2.1加强企业自备电厂的并网管理

新并网运行的机组，由并网单位提供并网的相关批复文件；并网前书面提出并网申请，确定试运行时间、正式并网时间等；投运前由调度部门对自备电厂设备统一进行设备命名编号、开展继电保护自动装置定值整定和配置；确定调试方案、接入系统方式等，将其纳入电网的统一规范化管理。企业自备电厂的电气设计，必须符合电力行业规范和供电部门批准的供电方案的要求；自备电厂投入并网送电前，由供电部门牵头组织，经现场检查确认具备投运条件，签妥《并网经济协议》和《并网调度协议》后方可并网运行。

2.2加强信息管理

由于历史的原因，自备电厂在投产时均没有将电厂的信息发送至调度部门，电厂的开停机情况、机组有功出力、无功出力等相关信息调度均无从得知，使电力调度管理工作成了“睁眼瞎”。要对现有自备电厂的信息采集及上传情况进行统计，敦促自备电厂企业尽快按供电部门的要求上传信息；对于新投运的自备电厂，要求相关信息与一次设备一同建成并投入运行，否则不予并网。

2.3加强安全管理确保厂网的协调发展

自备电厂必须具备接收电网统一调度的技术装备和管理设施，接收电网的统一调度管理和安全管理。尤其对影响电网安全稳定运行的关键设备，需要加大更新改造和检修维护力度，防止因设备问题而影响电网正常运行。

2.4加强自备电厂的设备停运管理

自备电厂设备检修经常不向调度汇报，其停电检修直接影响电网的统筹检修原则。自备电厂应制定与电网企业同步的年度、月度检修计划，与主网设备检修同步进行，避免检修工作的无序性，避免重复停电。同时，自备电厂的临时检修、事故检修要按照并网调度协议的有关规定执行，及时向调度机构汇报。

2.5加强出力管理做到有序发电和供电

自备电厂应向相应的调度管理部门报送发电计划，将自备电厂的发电出力纳入整个电网发电计划中。供电部门应严格监督所管理的自备电厂的运行情况，要求出力按调度曲线运行，如多次违反可采取解列措施，严重者可报电力监管部门取消其并网运行。

2.6加强无功及电压管理

《电网调度管理条例》第十六条发电厂必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行，并根据调度指令调整功率和電压。随着电网管理的日益加强，对电网的运行电压、功率因数也提出了更高的要求。从实际运行情况看，低谷时段无功功率倒送系统成为控制的难点，从而直接影响了考核界面功率因数的合格率。要严格控制自备电厂的无功功率，不仅要保证自备电厂正常上网，还要保证功率因数和电压的合格。所以，要加强自备电厂无功管理，使其按电力行业的规范运行。

3.结语

北区域发电厂并网运行管理规定实施细则 篇4

（电力工业部 1994年4月10日发布 电政法［1994］461号）

第一条 为了促进风力发电场(以下简称风电场)的发展，加强风电场并网运行的管理，针对其特殊性，特制定本办法。

第二条 风电场并入电网运行，必须严格遵守和执行《电网调度管理条例》。

第三条 电力工业部负责风电场的规划、建设、管理和运行的归口管理、监督指导与协调服务。

第四条 各级电力部门要积极协助本地区做好风电场建设规划、可行性研究、风资源详测等前期工作，并负责设计审查和协调风电场并网工作。

第五条 风电场建设单位在可行性研究阶段，要积极主动争取电网管理部门和调度机构支持，并签订并网协议。电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量。

第六条 风电场容量与电网统一调度的容量的比例，原则上由保证运行下的电能质量、最小线路损失和暂态稳定性等因素决定。当风电场容量占电网统一调度容量的5％以下时，一般无需装设控制设备；当超过5％时，应与电网调度机构协商确定。

第七条 风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。

第八条 风电场运营单位应绘制出风速频率曲线和风向频率玫瑰图、编制月平均风速变化和年平均风速日(0一24小时)变化曲线，并根据每台机组的输出功率曲线，结合年度检修计划，编制出年、月(季)和日预报发电计划以及次日的风速和发电预报，报送电网管理部门和调度部门审批。

第九条 风电场必须建立完善的自动监控系统，保证电网安全经济运行，其功能包括数据采集与处理、监视与记录和自动控制等。

第十条 本办法由电力工业部负责解释。

北区域发电厂并网运行管理规定实施细则 篇5

发 包 方（甲方）： 总承包方（乙方）：

二○一六年 月

－1－

光伏并网发电项目 工程总承包（EPC）实施方案

一、工程概况 工程名称： 工程地点：

二、工程承包范围

本项目为EPC总承包。包括设计、设备采购、土建施工和电气安装工程，最终实现项目电站最终接入送出线路接线端的所有内容。主要包括：

（一）设计

包括初步设计、施工图设计、竣工图编制。

工程初步设计、光伏组件、支架及基础、安装设计；变电站系统设计；综合楼、中控室、水泵房、逆变器室设计；场内生产运营供水、供电设计；进场道路设计；场内道路设计；绿化防风工程设计；消防及火灾报警设计；厂区通信系统设计；控制系统设计；视频监控系统设计。

（二）设备采购

光伏组件、支架、电缆、逆变器、汇流箱、直流柜、箱变、－2－ 场内视频监控系统、电站监控系统、SVG、主变及其他相关辅材。

（三）土建施工

场地平整、临时建筑（包括临时用电、临时用水）、围栏、组件基础、逆变器室、综合楼、SVG室、设备基础、沟槽施工、水泵房、消防水池、生活水池、给排水工程、生活区内绿化、护坡、排水沟、进场及场内道路及其附属工程。

（四）电气安装

光伏支架及组件安装、电缆敷设、接线、逆变器、汇流箱、直流柜及箱变安装，SVG、主变安装，场内视频监控系统、电站监控系统、防雷接地、光伏场区至升压站送出线路设备安装与调试。

具体内容详见附件。

三、工程总进度 设计日期： 开工日期： 并网日期： 竣工日期： 工期总日历天数：

四、工程质量标准

工程质量标准：符合国家和行业验收标准。

－3－ 性能保证指标：

1.全站光伏组件总容量：≥（MWP）2.全站系统电气效率不低于：80% 3.逆变器输出效率不低于：（%）4.多晶硅光伏组件光电转化效率≥（%）

5.电站首年发电量为（万kmh）（从并网发电之日起算）所有设备及部件主要技术参数及保证值以技术协议为准。在试运行、竣工试验、竣工后试验、性能试验和竣工验收时对上述性能指标进行考核。

五、工程造价

工程总造价为人民币（）万元，其中设备材料款为人民币（）万元，建安工程款为人民币（）万元。详见工程造价清单分项表。

工程总造价已含总承包应承担的全部义务（包括提供设计、货物、材料、设备、保险、服务等）以及为实施和完成工程所需的工作、条件和费用。

六、付款方式

电汇或银行承兑汇票（银行承兑汇票由发包方按银行同期贷款利率承担贴息）。

1.预付款

－4－ 预付款的额度和支付：预付款比例为工程总造价的10%，具体金额为人民币（）万元。

2.设计、设备采购及工程进度款的支付方式、支付条件和支付时间

前期设计完成后，支付合同总金额的10%，即人民币（）万元；设备采购前，支付合同总金额的40%，即人民币（）万元；土建施工开工15天内，支付合同总金额的10%，即人民币（）万元；电气安装完成50%工作量时，支付合同总金额的20%，即人民币（）万元。工程完成消缺通过验收，结算剩余20%款项，即人民币（）万元。

七、工作程序

（一）现场踏勘

绘制踏勘图纸，作为初步设计依据。

（二）初步设计

根据园区配电情况，设计电气系统图。

（三）深化设计

对满足电站建设条件进行图纸深化设计，出具施工图。

（四）图纸评审

组织技术专家组对施工图纸进行审核，通过后移交施工部门及采购部门。

－5－

（五）物料采购

根据施工图，组织设计招标采购设备材料。

（六）工程施工 1.施工准备 2.施工阶段 3.工程竣工阶段

八、组织形式

总承包方中标后，指派专人担任该项目的项目经理和技术负责人，下设总承包部和勘察设计部，分别负责该项目的施工建设和工程设计，总承包部下设工程部、质安部、设备采购部、财务部和办公室共五个部门。其中工程部下设测量队和试验室，勘察设计部下设勘察室和设计室。全面负责施工过程中的生产、经营、设备采购、技术、质量、安全、材料、设备、资金、生活服务等管理工作，并直接组织、调度、协调作业层施工。项目部内做到有责、有权，协调有力，负责处理各类问题，确保工期、质量、安全目标的顺利实现。

九、需发包方配合的工作

为确保本项目工程顺利实施，需发包方配合做好以下工作： 1.项目地土地征用 2.项目地平基

－6－ 3.工程监理和工程质量监督

4.参加并协助总承包方试车、组织试生产及调试 5.性能考核

6.环保、水土保持、安全报告评价 7.工程开工、竣工许可证申请 8.保证正常工程施工的外部协调工作 9.外部供水、供电线路接入

10.招聘并组织生产人员提前进厂，参加生产准备和人员培训

以上全部或部分工作，如发包方有委托需求，也可由总承包方负责办理，所需费用另行洽谈。