华东区域发电厂并网运行管理实施细则
第一章总则
第一条为保障华东电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，根据《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号），制定本细则。
第二条本细则适用范围为省级及以上电力调度机构调度管辖的发电厂。地县级电力调度机构调度管辖的发电厂纳入适用范围由省级电力调度机构报相应能源监管机构批准。
火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437－2009）要求完成整套启动试运时纳入。水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048-2015）要求完成带负荷连续运行时纳入。风电场和光伏电站从并网发电之日起纳入。其他发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。
第三条华东区域内能源监管机构负责对发电厂并网运行考核及结算情况实施监管。电力调度交易机构依照本细则具体实施发电厂并网运行考核和结算。
第二章调度管理
第四条发电厂发生以下任一情况的，每次考核费用计算方式为：
0.5%F W C α=当月全厂
调度管理式中，F 为每次考核费用；W 当月为当月全厂发电量；为α调度管理调度管理考核系数，数值为1；C 全厂为该发电厂机组最高批复上网电价，计算口径详见第二十六条，下同。
（一）未经电力调度交易机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态，以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统（一次调频）、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC、相量测量装置（PMU）、继电保护装置、故障录波装置、安全防护设备等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）；
（二）不执行调度指令；
（三）不如实报告调度指令执行情况；
（四）现场值班人员离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故处理；
（五）不执行电力调度交易机构下达的保证电网安全运行的措施；
（六）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度交易机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（七）发生调度管辖设备误操作事故，未在1小时内向电力调度交易机构汇报事故经过，或造假谎报。
（八）未经电力调度交易机构同意，擅自改变电力监控
系统安全防护装置（纵向加密认证装置、网络安全监测装置、防火墙等）的安全策略。
第五条发电曲线偏差考核
发电厂应严格执行相应电力调度交易机构下达的发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式安排。发电计划曲线执行情况按如下方式进行考核：
F Q C α=计划偏差调度管理机组
式中，F 为考核费用；Q 计划偏差为计划曲线偏差电量，计算详见本条第四款；为调度管理考核系数，数值为1；C 机组α调度管理为机组批复上网电价，考核对象含多台机组的，取机组中最高的上网电价。
（一）考核对象原则上以机组为单位，也可根据电网运行实际按计划编制对象为单位。
（二）电力调度交易机构负责编制每日96点发电计划曲线。两个计划点之间的发电计划值按线性插值法确定，具体计算方式如下：
180
i n
1n n i P P P P ?+=＋式中，为至之间第i 个5秒钟发电出力；为96点计
i P n P 1+n P n P 划曲线上某15分钟整点的发电出力，为96点计划曲线上
1+n P 下一15分钟整点的发电出力，取值为0～179。
i （三）由于发电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度交易机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差
时，按照偏差量考核。
（四）考核以每5分钟为一个单位。电力调度交易机构自动化系统计算考核对象每5分钟的实际发电量和计划发电量（以5秒-1分钟为一个点积分计算发电量）。同一时段内实际发电量与计划发电量之间允许偏差范围为计划发电量的±2%。超出允许偏差范围的电量绝对值作为计划曲线偏差电量。
（五）免予考核情况
1.值班调度员修改发电计划曲线的，修改后的发电计划曲线应提前15分钟下达给发电厂，不足15分钟下达的发电计划曲线，自下达时刻起15分钟内免除发电计划曲线考核。
2.机组（发电厂）在AGC控制模式（除严格跟踪发电计划曲线模式外）下提供AGC服务。
3.机组被临时指定提供调峰和调压服务而不能按计划曲线运行。
4.出现系统事故、机组跳闸等紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力。
5.电网频率高于50.1Hz而机组有功出力越下限，或当电网频率低于49.9Hz而机组有功出力越上限。
6.机组启动过程中，从并网至达到最低技术出力后15分钟（水电）、1小时（火电及其它）之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列。
7.机组AGC 模式切换过程。
8.机组进行与出力调整有关的试验期间。
9.电网频率异常时，一次调频动作引起的机组出力调整。
10.机组发生非计划停运导致偏离发电计划曲线时，纳入机组非计划停运考核，免于发电计划曲线考核。
11.调峰能力为0的机组（核电站除外）。
第六条调峰考核
调峰包括基本调峰和有偿调峰，其分类和标准见《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。根据机组提供调峰类型的不同，按以下方式考核。
（一）基本调峰能力未具备
当机组调峰能力不能达到额定容量的一定比例（华东43%、上海53%、江苏41%、浙江51%、安徽50%、福建47%）时，考核费用计算方式为：
F Q C α=基本调峰基本调峰机组
=0.01Q P t 运行
基本调峰差额式中，F 为考核费用；Q 基本调峰为基本调峰考核电量，核电站、风电场、光伏电站最大不超过当月发电量的0.05%，其他机组不超过当月发电量的0.1%；P 差额为机组调峰能力与基本调峰能力要求之间容量差值；t 运行为机组运行时间；为基基本调峰α本调峰考核系数，数值为0.2；C 机组为机组批复上网电价。
原则上，以资源来源情况定发电的，如：余热发电、以
热定电的热电联产机组、径流式水电站、核电、风电、光伏等调峰能力定为0，进行基本调峰考核。特殊情况的，由发电企业报送相应能源监管机构核实。
（二）调峰能力下降
1.发电厂向电力调度交易机构申报临时改变机组的可调出力上限或下限，当出现高峰或者腰荷时段机组申报出力上限低于机组铭牌出力上限、低谷时段或者调峰困难时段机组申报出力下限高于机组铭牌出力下限的情况，即认定为机组基本调峰能力下降。在机组基本调峰能力下降期间，每日的考核费用计算方式为：
''max max min min ()F P P P P t C α=?+?考核基本调峰机组
式中，F 为考核费用；为机组铭牌出力上限；为机组
max P 'max P 申报出力上限；为机组铭牌出力下限；为机组申报出
min P 'min P 力下限；t 考核为1小时；为基本调峰考核系数，其数值基本调峰α为0.2；C 机组为机组批复上网电价。
负荷低谷时段为22:00-次日6:00。调峰困难时段由电力调度交易机构根据各省（市）的负荷特性确定，并报送能源监管机构。
2.发电厂未向电力调度交易机构申报改变机组的可调出力上限或下限，当日机组实际出力最高值低于当日调度指令所要求的最高值或当日机组实际出力最低值高于当日调度指令所要求的最低值，则当日的考核费用计算方式为：
1122('')F P P P P t C α=?+?考核基本调峰机组
式中，F 为考核费用；为当日调度指令所要求的出力最高
1P 值；为当日机组实际出力最高值；为当日调度指令所要
'1P 2P 求的出力最低值；为当日机组实际出力最低值；t 考核为24'2P 小时；为基本调峰考核系数，其数值为0.2；C 机组为机基本调峰α组批复上网电价。
（三）与调峰辅助服务市场衔接
已开展调峰辅助服务市场的地方，在市场启动期间执行调峰辅助服务市场规则相关规定，不重复考核。
第七条一次调频考核
（一）未具备功能
机组未具备一次调频功能，月度考核费用计算方式为：
=WK F C α一次调频机组
式中，F 为考核费用；W 为机组当月发电量；K 为未具备一次调频功能考核系数，核电、光伏、风电数值为0.05%，其他机组为0.1%；为一次调频考核系数，数值为1.5；一次调频α为机组批复上网电价。
C 机组（二）未投运
机组一次调频未投运，考核费用计算方式为：
N =0.001P t F C α一次调频机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 为一次调频未N P 投运小时数，不包括调度发令退出时间；为一次调频
一次调频α
考核系数，数值为1.5；C 机组为机组批复上网电价。
（三）性能未达标
机组在电网高频或低频期间的一次调频响应行为未达到要求的，每月考核费用为两种情况考核费用之和：
当DX i >0且︱60%△QjY i ︱－︱△QsY i ︱>0时，
()n
i i=11=50K 60%QjY -i F QsY C α??∑死区调节一次调频机组
当DX i ＝0时，
()n
i i=12=50K 60%QjY i F QsY C α?+?∑死区调节一次调频机组
式中，F1为一次调频效果性能指标大于零时考核费用；F2为一次调频效果性能指标等于零时考核费用，一次调频效果性能指标计算详见附件；K 死区调节为频率控制死区调节系数，频率控制死区为50±0.033Hz、50±0.05Hz、50±0.067Hz，数值分别为2、6、18；n 为满足考核条件（详见附件）的一次调频动作次数；DX i 为第i 次一次调频效果性能指标；△QjY i 为第i 次一次调频理论计算积分电量（计算详见附件）；△QsY i 为第i 次一次调频实际动作积分电量（计算详见附件）；为一次调频考核系数，数值为1.5；C 机组为机组批复上一次调频α网电价。
（四）传送虚假信号
机组传送虚假一次调频投运信号的，一经发现，每次考核费用计算方式为：
N =P t F C α一次调频考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为1小时；N P 为一次调频考核系数，数值为1.5；C 机组为机组批复上一次调频α网电价。
（五）免予考核情况
机组启动过程中，从并网至达到最低技术出力后15分钟（水电）、1小时（火电及其它）之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列。
第八条AGC（自动发电控制）考核
AGC 性能考核以投入AGC 时的调节精度和实际测试所得的AGC 平均调节速率作为考核标准。
（一）调节速率不达标
电力调度交易机构对AGC 长期不投用，或者长期不处于跟踪频率或者联络线偏差的机组不定期进行AGC 平均调节速率抽查测试。机组平均调节速率未满足要求时，考核费用计算方式为：
()1N AGC F K P t C α=?考核机组
K=V 实测/V 基本
式中,F 为考核费用；为AGC 考核系数，其数值为1；
AGC α为2小时；为机组额定容量；C 机组为机组批复上网电价；t 考核N P K 为机组AGC 平均调节速率系数，当K 大于1时,则按K=1处理；V 实测为机组实测AGC 调节速率；V 基本为机组基本响应速
率，直吹式制粉系统机组为每分钟1.0%额定功率，中储式制粉系统机组为每分钟2.0%额定功率，30万千瓦级循环流化床机组为每分钟0.7％额定功率，10万千瓦级循环流化床机组为每分钟0.3％额定功率，燃气机组为每分钟3.25%（F 级机组）、5％（E 级机组）额定功率，风电和光伏为每分钟10%额定功率。
（二）调节精度不达标
投入AGC 时的调节精度以AGC 指令周期时间或者1分钟为一个计算单位。AGC 指令周期i 或者第i 分钟调节精度考核费用计算方式为：
t
i 00.1AGC F P P dtC α=?∫目标实际机组式中，F i 为AGC 指令周期i 调节精度考核费用；t 为AGC 指令周期时间或者一分钟；为AGC 考核系数，其数值为1；
AGC αP 实际为机组实际出力，P 目标为机组目标出力;C 机组为机组批复上网电价。
AGC 调节精度考核费用计算方式为：
n
i
i 1F F =∑＝式中，F 为AGC 调节精度考核费用；F i 为AGC 指令周期i 调节精度考核费用；n 为指令周期个数。
（三）隐瞒不报或传送虚假信号
当机组AGC 装置发生异常而导致AGC 无法正常投入时，
隐瞒不报的，或传送虚假投退信号的，一经发现，考核费用计算方式为：
N AGC F P t C α=考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为10小时；N P 为AGC 考核系数，其数值为1；C 机组为机组批复上网电价。
AGC α（四）与调频辅助服务市场衔接
已开展调频辅助服务市场的地方，在市场启动期间执行调频辅助服务市场规则相关规定，不重复考核。
第九条无功调节考核
（一）母线电压不合格
1.发电厂母线电压月合格率低于99.5%时，考核费用计算方式为：
()99.5%100
u W C F λα?=母线电压机组组合式中，F 为考核费用，最大值为当月总发电量的0.2%乘以该母线所有机组最高批复上网电价；为母线电压月合格率，
u λ是电压合格点数与电压采集点数之比，母线电压合格率以电力调度交易机构下达的母线电压曲线为依据；为母线母线电压α电压考核系数，其数值为2；W 为接于该母线所有机组当月总发电量；C 机组组合为接于该母线所有机组最高批复上网电价。
2.免予考核情况
（1）若发电厂已经按照机组最大无功调节能力提供无偿或有偿无功服务，但母线电压仍然不合格，或者全厂停机时，
该时段不计入不合格点。
（2）若发电厂的AVC 装置与电力调度交易机构主站AVC 装置联合闭环在线运行，则不进行母线电压月合格率考核。若发电厂的AVC 装置处于就地控制状态，进行母线电压合格率考核。
（二）AVC 投运率不达标
AVC 装置同相应电力调度交易机构主站AVC 闭环运行，且AVC 月投运率低于98%时，接受AVC 投运率考核。考核费用计算方式为：
()98%100
AVC AVC W C F λα?=投运机组式中，F 为考核费用，最大值为当月发电量的0.1%与机组批复上网电价乘积；为AVC 月投运率；为该机组或者发
投运AVC λW 电厂当月发电量，最大值为当月发电量的0.1%；为AVC AVC α考核系数，其数值为1；为机组批复上网电价。其中：
C 机组＝t 投运/t 运行
投运AVC λ式中，t 投运为AVC 月投运时间；t 运行机组月运行时间。在计算AVC 月投运率时，扣除因电网原因造成的AVC 装置退出时间。
（三）AVC 调节不合格
电力调度交易机构AVC 主站电压或无功指令下达后，AVC 装置在5分钟（福建）、3分钟（其它）内调整到目标指令要求范围内为合格。AVC 调节合格率考核费用计算方式为：
()AVC 1100
AVC W C F λα?=调节机组式中，F 为考核费用，最大值为当月发电量的0.1%与机组批复上网电价乘积；为机组AVC 调节合格率，是执行合格
调节AVC λ点数与电力调度交易机构发令次数之比；为该机组或接于W 该母线机组当月发电量;为AVC 考核系数，其数值为1；AVC αC 机组为机组批复上网电价。
第十条非计划停运考核
（一）突然跳闸
正常运行的机组发生跳闸，每次考核费用计算方式为：
?F=0.5N P t
C α非停机组式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为机组停运小时N P t ?数，最大为48小时；为非计划停运考核系数，其数值为非停α0.2；C 机组为机组批复上网电价。
（二）强迫停运
向电力调度交易机构申报后，机组因自身原因发生强迫停运，每次考核费用计算方式为：
?0.25N F P t C α=非停机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为机组停运小时N P t ?数，最大为48小时；为非计划停运考核系数，其数值为非停α0.2；C 机组为机组批复上网电价。
（三）并网超时
机组未能在电力调度交易机构下达的并列时间前后1小
时内并网发电，每次考核费用计算方式为：
?F=0.2N P t C α非停机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为超出允许偏N P t ?差时间，最大为48小时；为非计划停运考核系数，其数非停α值为0.2；C 机组为机组批复上网电价。
（四）解列超时
机组未能在电力调度交易机构下达的解列时间前后1小时内完成机组解列操作，每次考核费用计算方式为：
?0.2N F P t C α=非停机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为超出允许偏差N P t ?时间；为非计划停运考核系数，其数值为0.2；C 机组为机非停α组批复上网电价。
（五）免予考核情况
1.在负荷低谷时段或调峰困难时段，机组发生强迫停运后，经电力调度交易机构同意，在批准工期内进行消缺，不进行强迫停运考核。
2.机组在检修调试期间发生非计划停运，免予考核。第十一条黑启动考核
取得黑启动补偿的机组按如下方式考核：
（一）不具备黑启动能力
1.机组因自身原因不能提供黑启动服务，及时汇报电力调度交易机构的，考核费用计算方式为：
0.04N F P t C α=黑启动机组
式中，F 为考核费用，最大值为当月相应补偿费用；为机N P 组额定容量；t 为不具备黑启动能力的时间（不包括检修时间）；为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复α黑启动上网电价。
2.机组被检查出不具备黑启动能力，未向电力调度交易机构申报的，考核费用计算方式为：
F=0.25N P t C α黑启动机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 为不具备黑启N P 动能力的时间，自上次认定具备黑启动能力时间起计算，最大不超过200小时；为黑启动考核系数，其数值为1;C
α黑启动机组为机组批复上网电价。
（二）未能完成黑启动任务
在电网需要机组提供黑启动服务时，由于机组自身原因，未能完成黑启动任务，每次考核费用计算方式为：
F=N P t C α黑启动考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为100小时；N P 为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网电α黑启动价。
（三）黑启动管理不到位
发电厂须严格按照安全管理规定执行各项黑启动安全管理措施。
1.未对黑启动相关设备进行维护,每月考核费用计算方式为：
F=N P t C α黑启动考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为1小时；N P 为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网α黑启动电价。
2.黑启动事故处理预案未制定、不完善、未及时修订、未报送电力调度交易机构的，每月考核费用计算方式为：
F=N P t C α黑启动考核机组
式中，Q 黑启动为考核费用；为机组额定容量；t 考核为1小时；N P 为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网α黑启动电价。
3.未按电力调度交易机构要求进行黑启动演习或黑启动演习失败，每次考核费用计算方式为：
F=N P t C α黑启动考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为50小时；N P 为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网电α黑启动价。
4.未开展黑启动培训、培训无记录、人员培训合格率未达到100%，每月考核费用计算方式为：
F=N P t C α黑启动考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为1小时；
N P
为黑启动考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网电α黑启动价。
第十二条FCB（快速甩负荷）考核
取得FCB 补偿的机组按以下方式考核：
（一）不具备快速甩负荷（FCB）能力
1.机组因自身原因不具备快速甩负荷（FCB）功能，及时汇报电力调度交易机构的，考核费用计算方式为：
0.0002N F P t C α=FCB 机组
式中，F 为考核费用，最大不超过当月相应补偿费用；为N P 机组额定容量；t 为不具备快速甩负荷（FCB）功能的时间（不包括检修时间）；为快速甩负荷（FCB）考核系数，其数值
αFCB 为1;C 机组为机组批复上网电价。
2.被检查出不具备快速甩负荷（FCB）功能，并且在此之前，未申报电力调度交易机构的，考核费用计算方式为：
F=0.0056N P t C αFCB 机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 为不具备快速N P 甩负荷（FCB）功能的时间，自上次认定具备快速甩负荷（FCB）功能时间起计算，最大不超过200小时；为快速甩负荷
αFCB （FCB）考核系数，其数值为1;C 机组为机组批复上网电价。
（二）未完成快速甩负荷（FCB）
电网故障时（非发电企业自身原因），机组不能根据技术标准自动与电网解列，转为只带厂用电的孤岛运行方式
的，每次考核费用计算方式为：
F=0.023N P t C αFCB 考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为50小时；N P 为快速甩负荷（FCB）考核系数，其数值为1;C 机组为机组αFCB 批复上网电价。
第三章
检修管理第十三条检修管理基本考核
发电厂应按照“应修必修，修必修好”的原则，合理安排厂内设备检修计划，按照相应电力调度交易机构批准的检修工期按时保质完成检修任务，保证设备的正常可靠运行。出现下列任一情况的，每次考核费用计算方式为：
F=N P t C 考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为0.5小时；N P 为机组批复上网电价。
C 机组（一）计划检修工作不能按期完工时，未在规定的时间内办理延期手续。
（二）设备检修期间，办理延期申请超过一次。
（三）设备检修期间，擅自改变工作内容。
（四）因发电厂自身原因，经电力调度交易机构批准的计划检修工作临时取消。
第十四条发电厂升压站重复检修停电考核
因发电厂原因造成发电厂升压站同一出线、开关、联变及母差保护年度停电次数2次以上，每次考核费用计算方式为：
F=N P t C 考核机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；t 考核为2小时；C N P 机组为机组批复上网电价。
第十五条检修超期考核
（一）计划检修超期
1.超期时间在120小时及以下，考核费用计算方式为：
0.1N F P t C α=?检修超期机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为检修超期小时N P t ~数；为检修超期考核系数，其数值为0.1；C 机组为机组检修超期α批复上网电价。
2.超期时间多于120小时，考核费用计算方式为：
()120.05120N F t P C α??=+????检修超期机组
式中，F 为考核费用；为机组额定容量；为检修超期小时N P t ~
数；为检修超期考核系数，其数值为0.1；C 机组为机组检修超期α批复上网电价。
（二）临时检修超期
每台机组允许每年累计临修时间为168小时，机组临修时间超期后按以下公式进行考核：
10.1N F P t C α=?检修超期机组
式中，F
为考核费用；为临修超期时间；为机组额定容量；1~t N P 为检修超期考核系数，其数值为0.1；C 机组为机组批复检修超期α上网电价。
第四章
技术管理第十六条继电保护考核
（一）发电厂继电保护专业未达到以下管理要求的，每项考核费用计算方式为：
0.02%F W C α=当月技术管理全厂
式中，F 为考核费用；W 当月为当月全厂发电量；为技术α技术管理管理考核系数，数值为1；C 全厂为该发电厂机组最高批复上网电价。
1.对相应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。
2.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，与系统有关的继电保护装置及安全自动装置的配置、选型须征得电力调度交易机构同意。
3.发电厂内的继电保护和安全自动装置，必须与系统保护配合。在系统状态改变时，应按电力调度交易机构的要求按时修改所辖保护的定值及运行状态。
电力工业部印发《关于电网与发电厂、 电网与电网并网运行的规定(试行)》的通知 （1994年5月21日电政法［1994］315号） 根据国务院《电网调度管理条例》的有关规定，为保证电网安全、优质、经济运行和维护并网双方的合法权益，在征求有关部门和单位意见的基础上，部制定了《关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定(试行)》，现印发给你们，执行中遇到的问题请及时向国家电力调度通信中心反映。 附件：电力工业部关于电网与发电厂、 电网与电网并网运行的规定(试行) 第一章总则 第一条为了适应社会主义市场经济规律要求，保证电网安全、优质、经济运行并维护并网双方的合法权益，根据《电网调度管理条例》的有关规定，制定本规定。 第二条电网管理部门及其调度机构、并网运行的发电厂(站)、变电站和电网，均应遵守本规定。 第三条新建需并网运行的发电厂应符合国家有关产业政策和电网的统一规划及并网的技术要求，有关电网管理部门应参加与并网运行有关部分的设计审查工作。 第四条凡需并网运行的发电厂或电网，必须与电网管理有关部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网协议，方可正式并入电网运行。 第五条并网协议包括并网经济协议、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。协议双方应将并网协议分别报上一级主管部门备案。 第六条并网运行的发电厂或电网，均必须服从电网调度机构的统一调度。对发电厂并网运行的技术要求，应符合国家标准或国务院电行政主管部门规定的标准。电网并网运行的要求，可参照本规定的原则执行。 第二章申请并网程序和条件 第七条凡要求并网运行的发电厂，应在项目设计审查前三个月向有关电网管理部门提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合并网运行的要求，并在收到设计审查文件后一个月内作出书面答复。 第八条申请并网发电厂，必须具备接受电网统一调度的技术装备和管理设施。 第九条申请并网运行的发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统(包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等)设施按批准的设计同步建成，同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。
风电场技术改造管理办法及实施细则 【制度摘要】 业务类别生产管理 适用范围 XXX公司 内容概要《XXX公司风电场技术改造管理办法及实施细则》为加强XXX公司（以下简称“XXX”）技术改造管理，提高改造质量和投资效益，确保安全、可靠、经济、环保运行，依据《XXX公司风电场技术改造管理办法》的相关规定，结合XXX公司实际，制定本办法。本办法明确了技术改造的原则、分类、管理职责、计划管理、项目管理、投资管理的内容以及统计分析与考核办法。 第一章总则 第一条为加强XXX公司（以下简称“XXX”）技术改造管理，提高改造质量和投资效益，确保安全、可靠、经济、环保运行，依据《XXX公司技术改造管理办法》的相关规定，结合XXX公司实际，制定本办法。 第二条本办法适用于XXX公司所属各风场。 第三条技术改造是采用新技术、新工艺、新设备、新材料，对现有设备设施、工艺条件及生产服务等进行改造提升的活动。 第四条技改项目实行项目负责人制、承诺制、招投标制、工程监理制和后评价制的“五制”管理。 第五条技改项目按照上级公司“四全”管理要求进行管控，实行分级审批、分级承诺，严格管控、严肃考核。 第二章原则、分类 - 1 -
第六条基本原则 （一）“必要可行”原则。加强技改项目分析和论证，项目只有同时具备必要性和可行性方可实施； （二）“科技引领”原则。大力推进创新技术的研究和应用，提升设备安全、可靠、经济、环保水平； （三）“效益最大”原则。优化项目设计，准确评估投资经济性，确保投资效益最大化。节能降耗类技改项目，原则上投资回报率不低于15%； （四）“专款专用”原则。技改资金不允许挪作他用和拆借，不能擅自进行项目间的投资计划调整； （五）“针对性强”原则。优先安排涉及人身、设备的安全类改造和国家政策要求的环保、节能类改造； （六）“严格管理”原则。严格项目立项、可行性研究（以下简称可研）审批、过程管控和后评价，对照承诺和批复严格考核。 第七条项目分类及承诺书分级 （一）按投资额 1.重点技改项目，总投资额500万元及以上的改造项目； 2.一般技改项目，总投资额500万元以下的改造项目； 3.自行掌握投资，指本公司按分公司赋予的审批权限，自行审批的项目所需投资计划额度。 - 1 -
光伏发电项目 欧阳家百（2021.03.07） 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司 目录 一、工程目标4 1.1. 质量目标4 1.2. 工期目标4 二、启动试行前准备4 四、启动试运行应具备的条件5 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合5
六、启动试运行内容及步骤5 6.1 启动前现场准备和设备检查5 6.1.1 一次设备检查5 6.1.2二次设备检查和保护投退6 6.2 启动试运行步骤6 6.2.1 35KV母线充电6 6.2.2 #1接地变充电6 6.2.3 无功补偿装置充电7 6.2.4 35KV光伏进线一充电 7 6.2.5箱变充电7 6.2.6 逆变器并网调试7 七、质量管理体系与保证措施7 7.1 质量方针、目标7 7.2质量保证措施8 7.3工序质量检验和质量控制9 7.4 施工现场安全生产交底10 7.5安全生产管理岗位及职责11 7.6 安全生产管理措施12 一、工程目标 1.1. 质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收
合格，争创优良工程。 1.2. 工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。三、启动试运行范围
西北区域发电厂并网运行治理实施细则 第一章总则 第一条为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范发电厂并网运行治理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调进展，依照《发电厂并网运行治理规定》（电监市场〔2006〕42号）和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。 第二条本细则适用于西北电力系统内由省级及以上调度机构直调的发电厂（含并网自备电厂）和由地调直调的风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站、生物质能发电厂、光热发电厂。地调范围内的其它发电厂并网运行治理可参照本实施细则执行。新建并网机组通过整套启动试运行后纳入本细则治理。 第三条本细则各条款规定的违规情况，未经特不申明，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，由能源监管机构依法进行裁决。 第四条西北区域能源监管机构依法对发电厂并网运行治理及考核情况实施监管。电力调度机构在能源监管机构授权下按照调度管辖范围具体实施发电厂并网运行治理及统计分析工作。
第二章安全治理 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。电力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爱护和安全自动装置、继电爱护故障信息子站，故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、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治理制度、操作票和工作票制度等，应符合能源监管机构及西北区域电力调度机构有关安全治理的规定。以上制度不完善者，应限期整改，逾期未完成整改者，按10分/项每月考核。 第八条单机容量100MW及以上的发电厂必须配备同步向量测量单元（PMU）；接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏发电站其升压站必须配备PMU装置。应配备而未配备PMU装置者，应限期整改，逾期未完成整改者，按60分/月考核。
广东电网公司新设备并网启动管理细则 广东电网公司统一编码： Q/CSG-GPG 2 12 001-2014 2014/05/12印发封面2014/05/12实施
本制度信息 、 董俊宏李于达 2014/05/12印发制度信息2014/05/12实施
广东电网公司新设备并网启动管理细则 1总则 本细则主要明确广东电网公司新设备并网启动管理职责，规范并网管理流程，适用于广东电网公司新设备并网启动管理。 2适用范围 本细则适用于新设备并网启动投运阶段，即包括新设备的年度投产计划安排到并网启动投产的全过程。广东直调系统新设备并网启动投运涉及到的有关调度机构、新设备业主单位、建设单位、施工安装单位、调试单位、设备运维单位相关人员均应执行本细则。 凡涉及属广东中调调管，但属广州、深圳供电局运行维护的设备，均应执行本细则，广州、深圳中调相关工作参照地调执行。 地、县级供电局新设备并网启动工作可参照本细则相关要求执行。 3规范性引用文件 3.1.引用文件 电网调度管理条例（国务院第115号令） 电力监管条例（国务院令第432号） 电网运行准则（DL/T1040） 发电厂并网运行管理规定（电监市场【2006】42号） 3.2.应用文件 中国南方电网有限责任公司系统运行并网管理规定（Q/CSG212003-2013） 中国南方电网有限责任公司二次系统管理规定（Q/CSG212001-2013） 中国南方电网有限责任公司基建管理规定（Q/CSG213001-2014） 中国南方电网调度工作评价标准（广电调控安【2014】1号） 3
广东电力系统调度规程（修订）（Q/CSG-GPG 2 12 001-2011） 4术语和定义 4.1.新设备 在本细则中，新设备由指广东中调调管的基建设备以及经大修、技改后设备性能参数、回路发生重大改变的一次、二次新增并网接入设备。 4.2.工程 指基建工程、技改工程和用户工程的统称。基建工程归口基建部管理，技改一次工程归口生产设备管理部管理，技改二次工程归口系统运行部管理，用户工程归口市场营销部管理。 4.3.电力调度控制中心 指广东电力系统各级电力调度机构，包括中调、地调、县调等各级调度机构。 4.4.工程管理部门（单位） 指在工程建设过程中履行工程管理和项目管理的各有关部门或单位。对中调调管范围设备而言，工程管理部门包括省公司基建部、省公司生产设备管理部、市场营销部，工程管理单位包括供电局和中调直调电厂；对地调调管范围设备而言，工程管理部门包括本单位基建部、设备部、市场营销部等，工程管理单位包括直属县局、地调直调电厂。 4.5.启动验收委员会 指新设备启动验收、启动投产、试运行、移交生产阶段设置的最高指挥机构。启委会的人员组成及运转执行公司相关规定。 5职责 5.1.电力调度控制中心 5.1.1.负责调管范围内新设备投产的相关专业调度管理工作。 5.1.2.评估工程管理部门（单位）新设备投产的准备工作是否满足调度管 理要求，对不满足调度管理要求的新设备投产可不批准启动申请，杜绝电网运行安全隐患。 5.1.3.负责制定电网运行方式以配合新设备的投产，协调施工方案并制定 4
某发电厂技术改造管理办法 第一章总则 第一条为进一步加强公司技术改造工作的管理，提高技术改造管理水平，确保安全、可靠、经济、环保目标的实现，促进企业技术进步，根据《中国XX集团公司技术改造管理办法》，制定本办法。 第二条技术改造是指对现有的发电设备和设施，以及相应配套的辅助性生产、生活公用设施，利用国内外成熟、适用的先进技术，以提高发电设备的安全性、可靠性、经济性和满足环保要求及增加生产能力的完善、配套、改造的以内涵为主的扩大再生产。 第三条技术改造的范围 (一) 消除影响发电安全、可靠、经济、运行、环保、综合出力的设备缺陷以及公用系统存在的问题，提高效率和出力，挖掘现有设备的潜力； （二）降低供电煤耗、水耗、厂用电等，提高发电设备的经济性； （三）充实、完善和提高调度通信、自动化等设施的技术水平； （四）治理"三废"和环境污染，满足环保要求； （五）改善劳动条件及劳动保护措施； （六）对发电设备和设施进行延长寿命的改造； （七）其他技术改造项目。 第四条技术改造遵循的基本原则 (一)以安全生产为基础，以科技进步为动力，以市场依托为平台，以项目管理为主线，以提高发电设备的可靠性为手段，以经济效益为中心，以节能降耗为重点，对影响安全、可靠、经济、环保的项目要有规划、有重点、有步骤地进行； (二)严格执行国家制定的各项方针政策、法规和本行业及集团公司的标准、规定等。制定正确的技术改造方针，贯彻技术经济优化的思想，定好战略，搞好规划，做好计划。加强引进技术的消化吸收工作，促进和带动本企业整体水平的提高； (三)技术改造资金应重点使用，并进行充分的投资经济效益评估，充分发挥资金的使用效益，注重整体改造效果； (四)技术改造项目不仅要注重本企业的技术经济效益，也要注重社会综合效益，提高环保意识，满足环境保护的要求； (五)加强技术改造工程管理，建立健全工程建设责任制，强化工程全过程管理，保证质量，降低造价，缩短工期。对重点的技术改造项目要实行项目资本金制、项目负责人制、项目招投标制、工程监理制、合同管理制。 第二章技术改造资金来源与管理 第五条资金的来源
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司
目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (4) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (4) 6.1.1 一次设备检查 (4) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (5) 6.2.1 35KV母线充电 (5) 6.2.2 #1接地变充电 (5) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (6) 6.2.5箱变充电 (6) 6.2.6 逆变器并网调试 (6) 七、质量管理体系与保证措施 (6) 7.1 质量方针、目标 (6) 7.2质量保证措施 (7) 7.3工序质量检验和质量控制 (8) 7.4 施工现场安全生产交底 (9) 7.5安全生产管理岗位及职责 (10) 7.6 安全生产管理措施 (11)
一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。 三、启动试运行范围 35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
上海电网发电厂并网运行考核办法（试行） 第一章总则 第一条为稳定发电出力，提高供应能力，促进发电企业提高运行管理水平，保证电网安全可靠运行，根据国家发展改革委关于加强发电运行管理的指导意见和国家电监会《发电厂并网运行管理规定》，结合执行华东电监局“两个细则”和上海电网实际运行特点，制定本办法。 第二条本办法适用范围为上海电网并网发电厂。并网发电厂主要由公用燃煤电厂、热电联供电厂、自备电厂、燃气（油）调峰电厂和风电场组成。 第三条上海市经济信息化委会同华东电监局负责本办法的制定。华东电监局会同上海市经济信息化委负责本办法的组织实施和监督工作。上海市电力公司负责日常考核数据采集和统计结算等具体工作。 第二章基本定义 第四条本办法对以下名词及有关内容作如下规定： 1.夏季高峰期，指每年6月15日～9月23日期间；冬季高峰期，指每年12月10日～次年3月15日期间。 2.高峰时段，指每日8：00～11：00，18：00～21：00；腰荷时段，指每日6：00～8：00，11：00～18：00，21：00～22：00；低谷时段，指每日22：00～次日6：00。 3.损失容量，指机组强迫停运时，损失容量即为其额定容量；机组降负荷运行时，损失容量为该机组当时的最高可调出力与其额定容量之间的差值。
4.规定D日指当天，D+1为次日，依此类推。 5.并网发电厂机组每年允许非计划停运时间为150小时。 第三章非计划停运和检修考核 第五条并网发电厂机组因自身原因发生强迫停运、降负荷运行时，按以下规定进行考核，并不再执行日计划发电曲线考核。 1.当并网发电厂机组发生当日强迫停运或降负荷运行时，以该机组每次当时运行时瞬时损失的发电出力进行考核，即夏季和冬季高峰时期的高峰、腰荷时段每发生一次强迫停运或降负荷运行，按照机组损失容量乘以1万元/万千瓦的标准进行考核；非夏季和冬季高峰时期的高峰、腰荷时段每发生一次强迫停运或降负荷运行，按照损失容量乘以5千元/万千瓦的标准进行考核；低谷时段则不进行考核。 2.并网公用燃煤电厂发生强迫停运或降负荷运行期间，按该机组损失容量的90％扣减年度基数电量计划指标数；并网自备电厂发生强迫停运或降负荷运行期间，按该机组损失容量的90％乘以上网电价进行考核；并网调峰发电厂机组发生强迫停运或降负荷运行期间，按该机组损失容量的30％乘以容量电价进行考核，具体为： （1）扣减并网公用燃煤电厂年度基数计划电量指标数＝非计划停运小时数×该机组损失容量×90％。 （2）考核并网自备电厂费用＝非计划停运小时数×该机组损失容量×90％×上网电价。（其中非计划停运小时数最多不超过48小时）
发电厂技术改造管理办法 一、范围 1、本办法规定了发电厂技术改造项目的申报、评审立项、设计施工、竣工验收以及考核等条款。 2、本办法仅适用于发电厂各车间技术改造项目的管理。 二、术语和定义 技术改造是为实现扩大再生产、提高产品质量、改善品种结构、节能降耗减排、提高技术水平和劳动生产率、改善环境和安全生产条件、全面提高综合经济效益，而采用先进适用的新技术、新工艺、新设备、新材料等，对生产设施及相应配套设施进行技术改造、改进和更新的相关活动。技术改造应具有投资少见效快、技术新消耗低、工期短效益好的特点。（新建的项目不在此范围内） 三、管理组织机构 技术改造工作归口生产技术科牵头管理，各生产车间应指定专人与厂部生产技术科实行对口、协调管理。生产技术科、设备环保科、安全科相关科室按照职责划分，对技术改造项目进行相关管理。 生产技术科根据技改项目设立评审组，对项目的可行性进行论证，评审组由相关单位第一责任人、总工、设备厂长、技术科科长、安全科科长、设备科科长、专业工程师以及相关车间负责人或专业人员组成。 各生产车间的第一责任人为本单位技改项目的主要负责人；厂部生产技术科负责全厂技术改造的日常管理工作。 四、职责 项目申报单位职责： 1、各生产车间或检修单位根据自身实际需求和国家、行业、公司产业政策及技术经济政策，编制单位内部的技术改造计划。各单位是所管辖范围内所有技改项目的实施主体，全面负责本单位所有技改项目的筹划、建设、运行等过程管理。． 2、负责对本单位的技术改造项目进行申报立项，编制可行性分析报告及实施方案，报批后组织实施。 3、参加生产技术科组织的项目论证会、图纸审核，配合各相关科室对项目的监督检查，参加项目所需设备的选型验收、审核确认。 4、负责收集、整理与项目有关的技术资料和数据，对项目的效益和成果进行评价，在运行考核期（一般3至6个月）结束后提交验收报告。 5、根据项目验收意见，组织本单位相关人员或协调督促实施单位及时进行整改完善。 6、项目完工后，负责收集整理所有与项目有关的技术资料，编制项目竣工资料交生产技术科资料室。 生产技术科职责： 1、组织制订有关技术改造的管理规定和工作流程；牵头组织编制厂部的技术改造规划。 2、收集各单位年度技术改造项目，做好项目的论证、评审工作，根据项目审批结果及厂部资金状况制定下年度技术改造计划，并监督立项项目的实施。 3、负责确定技术改造项目费用和使用具体事项，并对项目资金使用情况进行跟
光伏电站涉网操作细则（天津市） 第一条项目发改备案：光伏企业在项目备案时应如实提供项目简介，包括项目名称（统一规范为：项目单位简称+建设地点+备案规模+“光伏发电项目”）、投资主体、建设规模及总投资、建设地点、所依托建筑物及落实情况（土地落实情况）、占地面积及性质、发电模式（全部自用、自发自用余电上网、全额上网）、关键技术、计划开（竣）工时间等，并在备案申请表中明确上述主要内容。 第二条接入系统方案：建设单位携相关资料向国家电网天津市电力公司经济技术研究院（以下简称“经研院”）申请受理制定拟建光伏项目接网方案，所需资料基本包括：经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）；企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件；项目地理位置图（标明方向、邻近道路、河流等）及场地租用相关协议；项目可行性研究报告；政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。受理后，经研院经现场勘察后制定接入系统方案。 第三条接入系统批复：项目业主凭经研院出具的接入系统方案到国网天津市电力公司（以下简称“市局”）发策部专责审查，获得批复，即接入系统批复。 第四条电价批复：项目业主向物价局价格收费科提交电价批复申请文件，并按要求提供相关资料（基本包括项目申请报告、发改委备案文件、接入系统批复、项目计划开/竣工时间等）。 第五条初步设计审查：项目业主凭可行性研究报告、接入系统
方案、接入系统批复、初步设计图纸到市局营销部专责申请组织初设评审会议。设计院绘制的施工设计蓝图必须与《初步设计审查意见》的精神相一致，项目业主依照施工设计图纸组织开展光伏电站的招标、采购、施工等工作事项。 第六条接入变电站间隔改造、送出线路工程建设：项目业主携营业执照、发改委备案文件、接入系统批复、初步设计审查意见、施工图纸及一次系统图（设计蓝图）到运检部专责处填写《光伏发电项目并网申请表》。受理后由区供电分公司基建处安排变电站间隔和线路施工等相关事宜。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。 第七条项目质监申报：建设单位在工程开工前，必须按要求进行项目注册申报。申报时应满足：工程项目已经取得政府核准(审批)建设文件，勘察、设计、施工、监理单位已完成招标，建设单位各项目部的主要管理人员已到位，相关检测单位已明确。建设单位向天津市电力建设工程质量监督中心站（以下简称“质监站”）递交《电力工程质量监督注册申报书》进行申报。 第八条项目质监注册：建设单位携带《电力工程质量监督注册申报书》、核准文件，勘察、设计、施工、调试、监理单位资质证书的复印件，勘察、设计、施工、调试、监理单位主要管理人员相应执业资格证书的复印件，到质监站的进行正式的注册。符合要求的，质监站签发《电力工程质量监督注册证书》以及《电力工程质量监督检查计划书》。
阀控式密封铅酸蓄电池运行维护管理规定 第一章总则 为保证发电厂阀控式密封铅酸蓄电池及其高频开关电源(以下简称直流设备)保持良好的运行状态，延长使用寿命，保证发电厂直流母线保持合格电压和蓄电池的放电容量，特制定本规定。 第二章安装要求 2.1直流设备通风应良好，运行环境温度应保持在 5 C?30 C,安装地 点应装设温度调节装置。 2.2直流系统可采用单、双充电器、电池组和电源母线。 2.3独立的蓄电池室应有充足的照明，并采用防爆灯具。 2.4蓄电池采用串联接线，蓄电池之间应保持2cm以上距离，若电池安装在柜内，上下层之间距离不应小于 15cm。蓄电池应保持清洁，极板、极柱接触应良好，连接螺丝应牢固，不得有放电现象。 第三章交接验收项目及标准 3.1检查蓄电池容量。对电池组进行三次充放电试验，放电终止电压根据制造厂的规定，2V蓄电池为1.8V。其中一只蓄电池放到了终止电压，应停止放电。在三次充放电循环之内，若达不到额定容量值的100 %, 此组蓄电池不合格。 3.2测量电池的绝缘电阻。220V电池组的绝缘电阻不小于 0.2M Q, 11 0V电池组的绝缘电阻不小于 0.1M Q o 3.3测量充电设备的稳流精度不大于±0.5%-1%),稳压精度不大于±0. 1%-0.5%),及直流母线纹波系数不大于(0.2%-0.51%)。
3.4测量每只电池端电压符合厂家规定。 3.5检查厂方提供的安全阀开启闭合试验报告，闭阀压力应在1kPa?1 OkPa范围内，开阀压力应在 1OkPa?49kPa范围内。 第四章运行维护要求 4.1为提高蓄电池的使用寿命，要做好初充电(一般初充电由厂方进行)。 4.2蓄电池组在正常运行中以浮充电方式运行，浮充电电压宜控制在(2. 23-2.28)V * 均衡充电电压宜控制在 (2.30-2.35)V NX 4.3运行中主要监视蓄电池组的端电压值，浮充电流值，每只蓄电池的电压值，蓄电池组及直流母线的对地电阻值和绝缘状况。 4.4蓄电池一般3个月进行一次补充充电，充电装置应自动或手动进行一次恒流限压充电—恒压充电—浮充电。使蓄电池组随时具有满容量，确保运行安全可靠。 4.5投运后的蓄电池组，每 2 - 3年应进行一次核对性充放电试验，运 行6年以后的蓄电池组，每年应进行一次核对性放电试验。 4.5.1一组蓄电池。站内只有一组蓄电池，不能退出运行、也不能做全核对性放电，只能用I10电流恒流放出额定容量的 50%，在放电过程中，蓄电池组端电压不得低于 2VXN。放电后应立即用I10电流进行恒流限压充电—恒压充电—浮充电，反复充放2 - 3次，恢复蓄电池组容量，查找蓄电池组存在的缺陷。 4.5.2两组蓄电池。站内若有两组蓄电池，可相对其中一组蓄电池进行全核对性放电，用I10电流恒流放出，当蓄电池端电压下降到 1.8V XN 时，停止放电，间隔1 -2小时后，再用I10电流进行恒流限压充电—恒压
附件 中国大唐集团公司发电企业 技术改造项目承诺制管理办法（试行） 第一章总则 第一条为规范和加强中国大唐集团公司(以下简称集团公司)发电企业技术改造（以下简称技改）项目的管理和考核，提升质量和效益，依据《中国大唐集团公司发电企业技术改造管理办法》制定本办法。 第二条技改项目实行项目负责人制,项目批复前签订承诺书，作为考核、评价和责任追溯的依据。 第三条本办法适用于各上市公司、分公司、省发电公司、专业公司（以下简称分子公司），基层发电企业。 第二章基本原则 第四条承诺制实行分级管理： （一）500万及以上项目（以下简称“重点项目”）由分子公司向集团公司承诺。 （二）200～500万项目（以下简称“一般项目”）由基层企业向分子公司承诺。 第五条承诺书（格式见附件）考核内容主要包括，安全、 - 1 -
可靠、主要性能指标、环保、投资概算及回报率、工期。 第六条承诺书作为项目可研及立项申请的附件一同上报。 第三章管理职责 第七条集团公司职责： （一）负责制定技改项目承诺制管理办法。 （二）负责重点项目承诺书考核指标的审核、批复、考核。 （三）检查分子公司、基层企业技改承诺执行情况。 第八条分子公司职责： （一）依据本办法制定承诺制考核细则和管理办法。 （二）负责一般项目承诺书考核指标的审核、批复、考核，考核结果报集团公司备案。 （三）检查基层企业技改承诺执行情况。 第九条基层企业职责： （一）制定承诺制考核细则和管理办法。 （二）负责承诺书考核指标的审核、批复、考核，考核结果报分子公司备案。 （三）配合集团公司科学研究院或第三方做好项目验收测试工作。 第四章考核 - 2 -
光伏发电并网对电网运行的影响及解决措施 发表时间：2018-06-22T14:29:11.050Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：任于展 [导读] 摘要：太阳能是一种可再生能源,具有安全、清洁、分布广泛等特点,光伏发电能够有效利用太阳能实现电力能源的生产,符合现代化的节能环保理念。 （东北电力大学吉林省吉林市 132012） 摘要：太阳能是一种可再生能源,具有安全、清洁、分布广泛等特点,光伏发电能够有效利用太阳能实现电力能源的生产,符合现代化的节能环保理念。但是,光伏发电并网的电源容量的增加也会对配电网的运行控制产生不利影响,降低供电质量。文章分析了光伏发电并网对电网运行的影响，并提出几点提高光伏并网电网稳定性措施。 关键词：光伏发电；并网；电网运行；影响 随着光伏电站并网数量的增加，这种依靠太阳能等自然资源的发电方式对配电网的影响也逐渐显现出来。光伏发电容易受到自然因素的影响，具有一定的随机性和波动性，同时，光伏电站并网后，配电网由原来的单电源系统转变为多电源系统，导致配电网中谐波和直流分量增加，影响配电网的安全运行和电力设备的正常工作。新能源企业要抓住机遇，迎接挑战，认真分析和总结光伏发电并网存在的问题，并制定有效方案予以解决。 1.光伏发电并网简介 光伏发电是指通过半导体界面的“光生伏特效应”将光能转换为电能的一种发电技术。光伏发电系统的实现需要太阳能电池、控制器和逆变器的配合使用，将多个太阳能电池板 （组件）按照不同的排列形式（进行串联、并联）组成太阳能电池方阵，在接收太阳能之后电压逐渐升高，达到系统输入的标准之后就会经过光伏组件将其转化成为直流电，经过直流配电箱汇流到逆变器，将直流电转换为交流电之后再经过交流配电箱提供给电网或者相关负载。 光伏发电系统并网方式主要有分布式和集中式。分布式是相对于集中式来说的，其容量相对较小，分布比较广泛，自身带有负载，例如居民太阳能发电；集中式就是指集中建立起 容量较大的电站，可以直接向电网进行供电，自身并不具有负载。依据《分布式电源接入配电网设计规范》，对于单个并网点接入的电压等级应按照安全性、灵活性、经济性的原则，经过综合比选后确定，具体可参考表 1。 表 1 分布式电源接入电压等级推荐表 注：最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济比例论证确定。若高低两级电压均具备接入条件，优先采用低电压等级接入。 2.光伏发电对电网安全稳定的影响 2.1对电网运行特性的影响 光伏发电并网的电量储集输送与太阳光照相关，具有昼发夜停的特征，所以通常会有较大的幅度波动。光伏电站利用取之不竭的太阳能发电，并且能够就近发电，具有不需要长距离输送燃料、运行成本比较低、维护简单、无污染、无噪音等特点。总体而言，光伏电站与传统的火电站、水电站、风电站、生物质发电站都有较大的区别，在接入电网时通常会在一定程度上影响电网安全稳定运行，具有一定的特殊性，影响电网运行的特性。 2.2孤岛效应的影响 孤岛效应是指电路的某个区域有电流通路而实际没有电流流过的现象。由于孤岛效应的潜在危险性与对设备的损害性，社会公共工程与发电设备行业长期以来都十分注重光伏并网逆变器的反孤岛效应控制。孤岛效应的产生可能会对配电系统造成以下不良影响：（1）危害电力维修人员的生命安全；（2）影响配电系统的保护开关动作程序；（3）供电电压与频率不稳定并造成设备破坏；（4）供电恢复时产生浪涌电流，造成再次跳闸，并破坏光伏系统、负载与供电系统；（5）单相供电造成系统三相负载的欠相供电问题。孤岛效应大多产生在配电侧，在周围负载形成电网难以控制的孤岛，导致用户负荷出现不稳定现象，出现电能闪电，供电恢复后又产生并网冲击。 2.3对电能质量的影响 光伏发电接入电网系统中，通常具有大量的整流与逆变装置，在这些大功率电子器件的作用下，能够产生直流逆变后的交流电大量高次谐波，对电网带来危害巨大的谐波污染，影响电网运行的安全、稳定，对用户用电带来巨大的困扰。而这种谐波的产生也相对较难滤除，会激发功率谐振，对电网系统的电能质量造成严重的影响。电流谐波危害对电网系统与用户的影响范围非常大，比如改变电压平均值、产生电压闪变、导致旋转电机与发电机的发热、变压器的发热以及磁通饱和，此外，还会对通信系统造成干扰，对变压器、断路器、电流型电压器以及计量仪表等造成严重的影响。 2.4对继电保护可靠性的影响 光伏发电中的分布式发电系统通常会接入配电系统的末端，而配电系统的电压等级较低，除了一些小电源之外，大多都是负荷为主，潮流方向比较单一，所以在配网中的继电保护装置大多为过流保护形式，并不具备特定的方向性。光伏发电系统的光伏电源接入会改变配网的潮流，可能出现双向流动，这就使得传统的保护形式已经无法适应这种双向流动的保护，有可能出现误动、分支失电现象。所以光伏发电并网时，必须考虑到继电保护方面，必要时加设方向保护。 3.提高光伏并网电网稳定性的措施 3.1合理布点 光伏发电在接入电网系统时，接入末端与联络断面情况下的影响是不同的，对电网系统安全稳定的影响具有差异性，并网过程中会导
华东区域发电厂并网运行管理实施细则 第一章总则 第一条为保障华东电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，根据《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号），制定本细则。 第二条本细则适用范围为省级及以上电力调度机构调度管辖的发电厂。地县级电力调度机构调度管辖的发电厂纳入适用范围由省级电力调度机构报相应能源监管机构批准。 火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437－2009）要求完成整套启动试运时纳入。水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048-2015）要求完成带负荷连续运行时纳入。风电场和光伏电站从并网发电之日起纳入。其他发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。 第三条华东区域内能源监管机构负责对发电厂并网运行考核及结算情况实施监管。电力调度交易机构依照本细则具体实施发电厂并网运行考核和结算。 第二章调度管理 第四条发电厂发生以下任一情况的，每次考核费用计算方式为：
0.5%F W C α=当月全厂 调度管理式中，F 为每次考核费用；W 当月为当月全厂发电量；为α调度管理调度管理考核系数，数值为1；C 全厂为该发电厂机组最高批复上网电价，计算口径详见第二十六条，下同。 （一）未经电力调度交易机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态，以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统（一次调频）、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC、相量测量装置（PMU）、继电保护装置、故障录波装置、安全防护设备等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）； （二）不执行调度指令； （三）不如实报告调度指令执行情况； （四）现场值班人员离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故处理； （五）不执行电力调度交易机构下达的保证电网安全运行的措施； （六）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度交易机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）； （七）发生调度管辖设备误操作事故，未在1小时内向电力调度交易机构汇报事故经过，或造假谎报。 （八）未经电力调度交易机构同意，擅自改变电力监控
华北区域发电厂并网运行管理 实施细则（试行） 第一章总则 第一条为保障华北电力系统安全、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），制定本实施细则。 第二条发电厂并网运行应遵循电力系统客观规律要求，贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的电力安全生产方针。 第三条本实施细则适用范围为并网运行的，由省级及以上电力调度机构直调的发电厂（包括并网自备发电厂）。地（市）、县电力调度机构及其直接调度的并网发电厂可参照执行。 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。华北区域省级及以上电力调度机构（以下简称电力调度机构）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（简称电网公司）、电力调度机构、并网发电厂、电力用户有义务共同维护华北电力系统安全稳定运行。电力调度机构按其调度管辖范围负责华北电力系统运行的组织、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、所属电力调度机构的电力调度规程及规定。 第七条并网发电厂应贯彻执行《华北区域电力安全生产监管实施办法》及所在电网安全管理的规定，并建立健全涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度自动化、电力通信、励磁系统及电力系统稳定器装置（PSS）、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。 第八条重大政治活动或节假日等特殊时期电网公司应制定保供电方案和措施，并网发电厂应贯彻落实，并在进入保电阶段前向电力调度机构报告各项工作准备情况。 第九条并网发电厂应落实电力监管机构开展安全检查提出的各项整改措施，将整改结果报电力监管机构，抄送电力调度机构，电网公司应配合并网发电厂落实各项整改措施。对于因电厂原因未按计划完成整改的，每项考核电量为并网电厂全厂当月上网电量的0.1%，累计考核电量不超过并网电厂全厂当月上网电量的1%。
大修、技改管理办法（试行） 为完善和规范大修、技改管理，进一步明确各部门的职责，保证大修、技改项目按期、优质地完成，结合公司现有管理制度，特制定本办法。 一、范围及原则 1、大修是指对设备进行全面修理，使设备恢复精度和额定出力，按设备出厂时的性能进行验收。 2、技改是指为了提高经济效益、产品质量、促进产品升级换代、降低成本、节能降耗等目的，采用先进的、适用的新技术、新工艺、新设备、新材料等对现有设施、生产工艺条件所进行的改造。 3、大修、技改项目必须事先报批，未事先申请审批已执行的事项不予审批，已产生的费用或造成的损失由总经理承担。 二、审批流程 大修、技改金额在董事会或股东大会授权范围以内的大修方案由总裁室确定，超出部分由董事会或股东大会确定。 1、方案制定 根据《电厂工作目标责任书》确定的大修、技改项目，结合电厂生产运营计划，由经理室制定详细方案，总经理审批后报总部运营管理部。 2、方案审核和审批 运营管理部会同技术部等相关部门对大修、技改方案合理性、可
行性进行评估和审核，物资管理部对方案涉及的价格进行复核。运营管理部审核过程中应及时与电厂沟通确认，方案附评估报告报总裁室根据权限审批。 3、方案调整 电厂在实施过程中，因客观原因需对方案进行调整并追加预算，详细说明原方案情况和调整追加预算的原因、依据及金额等，报总部运营管理部，按二.2流程审批（追加部分金额与原方案科目合并控制）。 三、物资管理 1、各部门根据已审批大修、技改方案确定的采购责任单位和采购范围组织落实采购工作，严格按《运营电厂采购管理办法》执行，凡属设备公司和物资服务中心供货范围内的物资，不得向外单位采购。总部协助采购的物资和服务由总部协助部门按总部采购流程办理。 2、因大修、技改方案调整减少采购项目，电厂应及时通知采购责任部门停止采购，已采购的物资和发生的费用由电厂汇总并提出处理方案及时报总部运营管理部和总裁室。 四、资金管理 大修、技改资金必须专款专用，不得挪用。内审部必须列入当期专题审计。 五、方案实施和验收（分析总结） 大修、技改项目实施过程应严格按《设备管理规定》、《安全、环保管理规定》等制度执行，项目完成后15天内组织验收并出具分析评估报告。