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第4章并网条件

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

【依据6】《直调系统新建发电机组并网调度服务指南》中国南方电网电力调度中心

3、组织并网调度协议的谈判与签订

（联系部门：

技术经济处）

电厂业主单位应在启动前3个月与南网总调协商并网调度协议有关事宜，协议最迟应于启动前3个工作日签订完毕。

1.2BB02　并网安全运行技术资料

并网安全运行以下技术资料完备、且应满足相关设备参数技术要求。

1.发电机（包括调速器、励磁系统）、主变等设备主要技术规范、技术参数及实测参数（包括变压器零序阻抗参数）。

2.与电网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，继电保护及安全自动装置调试报告。

3.系统稳定器（PSS）、低励限制、失磁、失步保护及动态监视系统的技术说明书、图纸、设计、实测参数等。

4.与调度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。

5.电厂远动信息（包括电流互感器，电压互感器变比及遥测满刻度值）、电厂计量系统竣工验收报告，计算机系统安全防护有关方案和技术资料。

6.电气一次系统图。

7.现场运行规程。

8.机组开、停机性能曲线图和机组升、降负荷速率、机组自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）及一次调频有关参数和资料等。

9.机组满载运行突然解列时机组安全性试验报告等资料。

查评依据：

【依据1】《电网运行规则（试行）》（电监会22号令）

第十四条新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。

资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。

第十五条新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。

拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

【依据2】《并网调度协议（示范文本）》（国家电力监管委员会、国家工商行政管理总局）

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。

【依据3】《发电厂并网运行管理规定》（电监市场42号）

第二章运行管理

第四条电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。

电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

第五条并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

第六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置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、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所在电网有关安全管理的规定。

第七条电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；

涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

第八条并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

第九条电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。

并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。

第十条因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。

经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

第十一条电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

第十二条并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

第十三条区域电力监管机构所在区域电力企业规定区域内各省（区、市）并网发电厂必须加装自动发电控制（AGC）设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

第十四条并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

第十五条电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。

第十七条属电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。

并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

第十八条并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。

电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

第十九条并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。

若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，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。

第二十条电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。

并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。

调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

第二十一条并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

第二十二条并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。

电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。

检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

第二十三条电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

第二十四条并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；

确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；

因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

第二十五条因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。

由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。

第二十六条电力调度机构应合理安排调度管辖范围内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等二次设备的检修。

并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。

电力调度机构管辖范围内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。

第二十七条并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

【依据4】《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）

9.1.11对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。

9.1.12坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

1.3BB03　发电机组相关试验

容量为50MW及以上水轮机组及燃气轮发电机组、200MW及以上的火电机组、核电机组以及其它系统分析表明需要的机组应在满负荷试运行前完成励磁系统及调速系统的模型参数的实测试验、PSS现场试验、一次调频和AGC功能试验。

PSS现场试验在机组负荷试验时应计算机组有功功率　振荡的阻尼比并出具相关的频率特征数据报告、当PSS装置具备投入条件时应书面交电网调度部门备案。

在机组并网后相关数据发生改变时也应及时进行PSS参数调整，应及时书面交电网调度部门备案。

【依据1】《南方区域电厂并网运行管理若干指导意见》（试行）（南方电监安全[2006]27号）

2.4机组一次调频的投入

机组投入一次调频应在电厂内部通过试验，确认已达到有关的技术要求，然后及时将有关材料送所在电网调度机构征得认可后，方可确认该机组投入了一次调频功能。

2.4.1新建机组应进入商业运行前完成一次调频试验,提供相关试验报告并投入运行。

2.4.2已投运机组必须在规定时间内，利用大、小修的机会完成一次调频功能试验，提供相应报告并投入运行。

2.5.6机组在完成了与一次调频功能有关的设备改造、检修工作后，应进行有关的试验，并在一个月内重新报送有关材料。

2.8机组应在进入商业运行后六个月内完成AGC功能试验，提供相应报告并搬入运行.已投入运机组须根据电网要求，在规定时间内完成AGC功能试验，提供相应报告并按要求投入运行。

3.2南方区域电力系统单机容量200MW及以上火电机组、50MW及以上水电机组励磁系统必须装设有电力系统稳定器（PSS）和自动电压控制（AVC）功能。

3.3接入南方区域电力系统的机组励磁系统应满足如下技术要求：

3.3.1励磁系统电压响应时间

上升时间（强行励磁）不大于0.08s；

下降时间（快速减磁）不大于0.15s；

3.3.2励磁系统的延迟时间不应大于0.03s；

3.3.3自动励磁调节系统应保证发电机机端调压精度优于0.5%；

3.3.4励磁系统的年强迫停运率不应大于0.1%；

3.3.5装机容量100MW及以上发电机组应具备进相运行的能力，额定出力时，功率因数应当达到超前0.95～0.97以上；

3.4在机组立项阶段，电力调度机构应根据电厂所在区域电网实际情况，向电厂方就机组励磁系统和PSS提出包括强励水平、放大倍数、时间常数、进相等技术性能参数提出具体的要求。

3.5新机组并网前，电厂应向电力调度机构提供机组励磁系统型号、传递函数模型及相关设计参数，在调试过程中，应对这些参数进行实测，并将实测结果及时上报电力调度机构。

3.6电厂应在商业运行后10个月内完成机组进行相运行试验并提供相应报告；

已投入运行的机组应按照电力调度机构的统一安排，完成机组进相运行试验并提供相应报告。

3.7电厂机组PSS参数由电力调度机构进行全网计算并经过PSS现场试验后下达给各电厂，由电厂对机组参数进行设定并投入运行。

1.4BB04　发电机组调速系统

发电机组调速系统应能满足电网稳定运行的要求；

机组必须具备一次调频功能，并在电网频率波动时，能够自动参与一次调频的具体要求，按照所在电网有关发电机组一次调频运行管理规定的内容执行。

发电机应能满足电网对机组调整负荷准确性、负荷变化范围和负荷变化率的要求。

新建200MW及以上机组、已运行的300MW及以上火电机组（含供热机组）应具备自动发电控制（AGC）功能。

上述机组在正式并网前应与EMS系统进行AGC联调试验并满足电网有关调整要求。

【依据1】《关于发电厂并网运行管理的规定》（电监市场42号）

【依据2】《直调系统新建发电机组并网调度服务指南》（中国南方电网电力调度通信中心2006年8月）

二、并网电厂应具备的技术条件

2、机组有功调整能力、无功调整能力、调速系统、励磁系统应达到设计要求，并满足电网运行要求和有关规范。

（详见依据文件3、7）

【依据3】关于印发《发电厂并网运行管理规定》的通知（电监市场［2006］42号）

第二章、第十四条并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

第二章、第二十八条电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

第二章、第二十九条技术指导和管理的范围主要包括：

并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

【依据4】《南方区域电厂并网运行管理若干指导意见（试行）》南方电监局2006年3月

四、

（一）、4.机组调节性能

机组调节系统的频率偏差死区、转速不等率和一次调频投入的机组负荷范围、负荷调节限制、响应速度等应满足电网的规定要求。

2.6一次调频功能是机组的必备功能之一，当电网频率波动时，除非电网调度机构另有规定，机组原则上在所有运行方式下都应自动参与一次调频，电厂运行人员不得随意切除一次调频。

目前在役机组中，一次调频设计为可由运行人员投切的机组，其一次调频功能推出须经调度批准；

电厂应建立完善的管理制度，在设备状态允许的条件下，保证一次调频功能始终在投入状态。

第二章机组调速系统

第五条所有并入南方区域电力系统运行的发电机组都必须具备并投入一次调频功能。

第六条机组一次调频功能的实现：

1、采用电液调速系统（DEH）的机组，一次调频功能宜由DEH实现，宜采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法。

如采取其它形式的设计方法，也应满足各项技术指标要求。

2、采用分散控制系统（DCS），具有机组协调控制和自动发电控制（AGC）功能的机组，应在DCS中投入频率校正回路，即当机组工作在机组协调或AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能。

第七条机组一次调频应满足以下技术要求：

1、机组调速系统转速不等率（速度变动率）

火电机组转速不等率一般为4％～5％；

水电机组转速不等率（永态转差率）一般为3％～4％。

2、机组调速系统迟缓率：

（1）机械、液压调节型：

单机容量≤100兆瓦，迟缓率要求小于0.4％；

单机容量100兆瓦～200兆瓦（包括200兆瓦），迟缓率要求小于0.2％;

单机容量>

200兆瓦，迟缓率要求小于0.1％。

（2）电液调节型：

单机容量≤1OO兆瓦，迟缓率要求小于0.15％;

单机容量100兆瓦～200兆瓦（包括200兆瓦），迟缓率要求小于0.1％;

200兆瓦，迟缓率要求小于O.07％。

3、机组一次调频死区

机组一次调频死区不大于±

2转／分（±

O.034赫兹）。

4、机组一次调频响应滞后时间：

当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频的响应滞后时间，应小于或等于3秒。

5、机组一次调频稳定时间

机组参与一次调频过程中，在电网频率稳定后，机组负荷达到稳定所需的时间为一次调频稳定时间，应小于60秒。

6、机组一次调频的负荷变化幅度

机组参与一次调频的负荷变化幅度可加以限制，但限制幅度不应过小，须满足以下规定：

（1）额定负荷200兆瓦及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±

10％；

（2）额定负荷200兆瓦～500兆瓦的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±

8％；

（3）额定负荷500兆瓦及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±

6％；

（4）水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制（轴流转浆式机组负荷变化幅度可根据机组特性适当限制）。

对机组一次调频的负荷变化幅度加以限制时，应充分考虑机组及电网特点，确保机组及电网的安全。

【依据5】《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL5003-1991）

4.2.5应优先选择容量较大、水库调节性能好的水电厂和单机容量在200MW及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电机组参加调整。

1.5BB05　发电机组励磁系统技术参数

100MW等级及以上容量发电机组的励磁系统的传递函数（包括发电机、励磁机或励磁变、整流柜、自动励磁调节器在内的整体传递函数）及各环节参数（包括发电机、励磁机或励磁变的设计和试验参数、整流柜、调节器各功能环节单元的整定参数经试验验证后书面交电网高度部门备案）。

100MW等级及以上容量发电机并网和正常运行时，励磁系统必须投入自动励磁调节器运行，并应配有完善、可靠的失磁、失步保护。

【依据1】《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》（DL/T650－1998）

6　试验项目

表2励磁系统试验项目：

29　励磁系统模型和参数的确认试验（交接试验内容）

7　技术文件

7.1供方应按项目进行分时段提供用户所需下列不同版本的技术文件，具体安排应在合同中明确。

7.1d）励磁系统模型和推荐参数（包括各附加功能单元在内）；

【依据2】《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》（DL/T843-2003）

8技术文件

8.3励磁调节器资料及励磁机参数和特性曲线需综合后提供用户，励磁系统的增益包括励磁机的增益在内；

励磁系统的数学模型包括励磁机的数学模型及PSS的数学模型。

【依据3】《电力系统安全稳定导则》（DL755一2001）

5.8电力生产企业、电力供应企业应向电网调度机构、规划设计和科研单位提供有关安全稳定分析所必需的技术资料和参数，如发电机、变压器、励磁调节器和电力系统稳定器（PPS）、调速器和原动机负荷等的技术资料和参数，并按电力系统安全稳定运行的要求配备保护与自动控制装置，落实安全稳定措施。

对影响电力系统稳定运行的参数定值设置必须经电网调度机构审核。

1.6BB06　继电保护

母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器技术参数及线路保护装置的配置选型必须与电网调度部门协商一致并正常投入运行；

发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护定值，应提供整定计算依据并与调度部门协商一致、与电网保护配合的发电厂内保护必须认真执行定值通知单制度并与定值单相符；

对于已投入并网运行的继电保护，应按电网调度部门的要求及时进行设备改造工作。

【依据1】《继电保护及安全自动装置运行管理规程》（原水电部（82）电生字第11号）

5.3发电厂、变电所运行人员在继电保护运行工作中的职责：

5.3.1有关保扩装置及-次回路的操作及投退操作均须经相应的管辖该装置的人员（调度或现场值、班长）的同意方可进行。

保扩装置的投入、退出等操作须由运行人员负责进行。

5.3.2在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，更改整定值和变更接线，一定要有经领导批准的定值通知单和图纸，才允许工作。

在继电保护工作完毕时，远行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常，压板位置、继电保护记录簿所写内容是否清楚等。

5.3.3凡调度管辖的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。

5.3.4运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试或按规程规定更改定值；

监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；

按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时与继电保护部门联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断开压板），事后立即汇报。

发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作出记录，通知及督促有关部门消除及处理。

5.3.5对继电保护动作时的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。

6定值管理

6.1超高压系统保护装置的整定计算，应符合《110～210kV电网继电保护与安全自动装置込行条例》（配置与整定部分）的规定。

6.2结合电力系统发展变化，应定期编制或修订系统继电保扩整定方案。

整定方案的编制应根据:

6.2.1由调度部门提供、并经领导审定的系统运行万式及运行参数，包括正常的和实际可能的检修运行方式；

最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值，电动机自起动电流值等）；

最低运