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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，按照本细则第八章监管章节条款处理。
第四条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，考核结果报电力监管机构批准后执行。
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置、通信设备、自动化设备、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9分/项每月考核。
第八条 单机容量200MW及以上的发电厂必须配备同步向量测量单元（PMU）；电压等级在110kV及以上，且接入总装机容量超过40MW 的风电场升压站必须配备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9分/月考核。
第九条 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6分/天考核。
第十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，并按相关调度机构要求按期报送。调度机构指定的黑启动电厂同时还须报送黑启动方案。对于未制定事故处理预案的并网发电厂，按15分/次考核，并限期整改，逾期未完成整改者，按9分/项考核；并网发电厂应定期根据方案开展反事故演
习，还应根据相关调度机构的要求参加电网联合反事故演习，以提高并网发电厂对事故的反应速度和处理能力。对于无故不参加电网联合反事故演习的并网发电厂，按30分/次考核。
第十一条 并网发电企业应按规定参加厂、网联席会议，参加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15分/次考核；不参加专业工作会议，按15分/次考核。
第十二条 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15分/次考核。瞒报、谎报、逾期不汇报者，按30分/次考核。
第十三条并网发电厂应按规定开展并网安全性评价工作。新投机组严格执行《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》，已运行电厂应按照《西北区域在役发电机组并网安全性评价计划》要求完成并网安全性评价工作，否则每逾期一天考核8分。
第三章 运行管理
第十四条 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。
第十五条 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。
第十六条 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3分/次考核。
第十七条 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60分/次考核。涉及争议部分，可随后向电力监管机构申诉。
第十八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3～9分/次考核。
第十九条 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×18分/10万千瓦考核；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×9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×6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×3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×3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×0.75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。
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。
第二十条 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。对不具备AGC功能的，要限期整改，对逾期不整改或未完成整改的，按每月15分考核。
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9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3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6分/次考核。
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仅供试用。
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6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3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1.5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15分/月考核；
对于火电机组：速率低于2%，每低0.2个百分点按15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30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1.5分。
第二十一条升压站高压侧母线(或变压器高压侧)为电网电压控制点的并网发电厂必须具备与调度机构的自动电压控制（AVC）接口，不具此接口者应限期整改，逾期未完成整改者，按9分/月考核。加装AVC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AVC功能，否则按6分/次考核。
第二十二条 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1.5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6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3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15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。
第二十三条 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、安全自动装置、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（装置）参数，并对所提供设备（装置）参数的完整性和正确性负责。设备（装置）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（装置）状态和参数前，应经相关调度机构批准。对于擅自改变设备（装置）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12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置，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1.5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30分/次考核。
第二十四条 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9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6×0.06分/万千乏。
如果未提前申请，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0.6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。
第二十五条 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6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、一次调频正常动作导致的偏差；
3、火电机组启停期间；
4、新机组试运期间；
5、其它特殊情况。
第二十六条 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置的低励限制、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
装置或低励限制、强励功能。否则按6分/项每次考核。
第二十七条 并网发电厂应参与电力系统调峰，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12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9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）。
第二十八条 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年度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6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90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600分考核。
第二十九条 风电场应具备有功功率调节能力，需配置有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值不超过电网调度部门的给定值。不具此项功能者，按18分/每月考核。同时风电场应按照电网调度部门要求控制有功功率变化值，要求月均10min最大功率变化不超过装机容量的33％，月均1min最大功率变化不超过装机容量的10％，否则按照超出额度每个百分点9分/月考核。
第三十条 风电场公共并网点需配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风电场、公共并网点及送出线路的电压，不具备无功补偿装置者，按18分/每月考核。无功补偿装置必须按照电网调度机构调度指令进行操作，不得擅自投退，否则按9分/次考核；装置月可用率应达到90%，达不到要求按可用率缺额每个百分点每月考核6分。
无功补偿装置可用率按如下公式计算：
无功补偿装置可用率=(装置可用小时数/升压站带电小时数) × 100%
第三十一条 风电场应具备无功功率调节能力，配置无功电压控制系统，根据电网调度部门指令，通过其无功电压控制系统自动调节
整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制。若不具备该项功能者，按18分/每月考核。
第三十二条 风电企业应按照国家相关规定，具备风电功率预测功能，不具备此功能者，需限期整改，逾期未完成整改者按15分/每月考核。风电场应按时向电网调度机构报送日前及超短期（4小时）风电功率预测曲线，电网调度机构按照风功率预测误差对风电场进行考核。
日前风功率预测月均方根误差应小于20%，若未达标，每增加一个百分点按全场装机容量×6分/10万千瓦考核；若达标，每降低一个百分点按全场装机容量×2分/10万千瓦奖励。
超短期风功率预测月均方根误差应小于15%，若未达标，每增加一个百分点按全场容量×6分/10万千瓦考核；若达标，每降低一个百分点按全场装机容量×2分/10万千瓦奖励。 均方根误差的计算公式为：
n Cap P P RMSE n
i Pi Mi ??=∑=1
2)( 其中，Mi P 为第i 时刻的实际功率，Mi P 为第第i 时刻的预测功率，
Cap 为平均开机容量，n 为预测遍历的时刻数。日前预测的月均方根误差为月内各日预测均方根误差的平均值；超短期预测的月均方根误差通过以下方法获得：首先通过当天超短预测的次数和各点均方根误差计算得出当日均方根误差，其次通过月内各日超短期预测均方根误差获得超短期预测月均方根误差。
考虑到风电场建设周期，风电场自第一台风电机组并网发电起，6个月内免于考核，自第7个月开始执行本项考核。
第四章 检修管理
第三十三条并网发电厂应按《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，向调度机构提出年度、月度及日常检修申请，并按照调度机构下达的年度、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。
不按时编制年度、月度检修计划和三年滚动计划者，按15分/次考核；年度、月度检修计划上报后，要求调整检修计划者，按15分/次考核；不按时提出计划检修申请，按6分/次考核；申请内容不准确导致检修方式安排不当，按9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6分/次考核。
第三十四条 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。
第三十五条 并网发电厂涉网的继电保护及安全自动装置、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。
第三十六条 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9分/次考核。
第三十七条 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
第三十八条 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。
第三十九条 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、通信设备、自动化设备、励磁系统及PSS装置、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、配置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。
第四十条 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置，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置，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置，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、装置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置反事故措施。
4、对因并网发电厂继电保护和安全自动装置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置。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置不正确动作，每次按并网发电厂全厂容量×6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×12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置动作，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置未投运，导致电网事故扩大或造成电网继电保护和安全自动装置越级动作，每次按并网发电厂全厂容量×12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×3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置设备缺陷，每次按并网发电厂全厂容量×1.5分/10万千瓦考核。超过24小时，按并网发电厂全厂容量×0.75分/10万千瓦每天考核。
第四十一条 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置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、安全自动装置、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×6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置误动、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×12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）装置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×3分/10万千瓦考核。超过48小时，按并网发电厂全厂容量×1.5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×1.5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置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；
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。
华北区域风电场并网运行管理实施细则 第一章总则 第一条为保障电力系统安全稳定运行，落实国家可再生能源政策，规范风电并网调度运行管理，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》、《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2011、《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能…2011?177号）、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场…2006?42号）等制定本细则。 第二条本细则应用范围为已并网运行的，由地级及以上电力调度机构调度的风电场。县电力调度机构及其调度的风电场可参照执行。 新建风电场自第一台风电机组并网当日起，六个月后参与本细则；扩建风电场自第一台风电机组并网当日起，进行参数设臵更新，自动纳入本细则考核管理，免除因扩建期间配合主站调试引起的技术管理考核。 第三条风电场以工商注册公司为基本结算单元参与本细则。 第四条能源监管机构负责对风电场执行本细则及结算情况实施监管。华北区域省级及以上电力调度机构在能源监管机构授 - 1 -
权下按照调度管辖范围具体实施所辖电网内风电场参与本细则的执行与结算，运行结果报能源监管机构批准后执行，依据运行结果风电场承担相应的经济责任。 第二章调度管理 第五条风电场应严格服从所属电力调度机构的指挥，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风电场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电力调度机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。 出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足10万元，则按10万元进行考核。 （一）未经电力调度机构同意，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安全稳定控制装臵、AGC、AVC装臵等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）； （二）拖延或无故拒绝执行调度指令； （三）不如实反映调度指令执行情况； - 2 -
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。
200KW 分布式光伏电站技术方案 2015 年3 月19 日
目录 目录 (1) 一、项目概况 (2) 项目地点及建设规 模................................................................ (2) 项目地理位 置................................................................ (2) 并网接入................................................................... ....................................... 2 二、项目场址太阳能资源................................................................... ......................... 2 三、光伏电站系统设计................................................................... .. (3) 并网光伏系统原 理................................................................ (3) 电站总体规 划................................................................ (3) 光伏发电系统设 计................................................................ (4) 设计原 则............................................................. (4) 发电系统 图............................................................. (4) 光伏系统主要配 件................................................................ (5) 光伏组 件............................................................. (5) 并网逆变 器............................................................. (6) 组件安装支 架................................................................ (7)
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
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》。
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）
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。
国网江苏发布《客户侧储能系统并网管理规定》（试行） 近日，国网江苏省电力公司发布了《客户侧储能系统并网管理规定》(试行)，以下为全文： 第一章总则 第一条为进一步支持江苏省客户侧储能系统加快发展，规范客户侧储能系统并网管理，提高并网服务水平，依据国家有关法律法规、行业标准，以及国家电网公司《储能系统接入配电网设计规范》(Q/GDW11376-2015)、《储能系统接入配电网测试规范》 (Q/GDW676-2011)、《储能系统接入配电网技术规定》(Q/GDW564-2010)、《电池储能电站设计规程》(Q/GDW11265-2014)和《电网配置储能系统监控及通信技术规范》(Q/GDW 1887-2013)等技术规范，结合江苏电网实际，按照一口对外、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，制定本规定。 第二条客户侧储能系统是指在客户所在场地建设，接入客户内部配电网，在客户内部配电网平衡消纳，并通过物理储能、电化学电池或电磁能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统。 第三条本规定仅适用于35千伏及以下电压等级接入，储能功率20兆瓦以下的客户侧储能系统： 第一类：10(6,20)千伏及以下电压等级接入，单个并网点储能功率不超过6兆瓦的客户侧储能系统。 第二类：10(6,20)千伏电压等级接入，单个并网点储能功率超过6兆瓦，或35千伏电压等级接入的客户侧储能系统。 第四条除第一、二类以外的客户侧储能系统，本着简便高效的原则，执行国家电网公司(以下简称国网公司)、国网江苏省电力公司(以下简称省公司)常规电源相关管理规定并做好并网服务。 第五条对客户侧储能系统接入的客户内部配电网有其他发电项目的，依发电项目相应管理规定和流程执行。
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
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%。
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程#2主变启动试运行方案 启东市电力安装有限公司九江分公司 2019年11月
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彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程 #2主变启动试运行方案 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，根据启动验收委员会的要求，为保证彭泽核电现场20MW光伏电站升压站能安全、顺利的一次性投运成功，特编制了《彭泽核电现场20MW光伏电站升压站#2主变启动试运行方案》，待启动验收委员会通过后供现场执行。 一、新设备投产范围： 1、1、10kVII段母线经#2主变并网送出。投产10kVII段902开关间隔、110kVII 段102开关间隔； 2、#2主变102、902开关间隔设备有关的继电保护和安全自动装置；
二、系统运行方式： 1、送电前运行方式：经10kVI段母线、10kVII段母线及负荷→10kV母联刀闸9312→10kV母联开关931→10kV I段母线→#1主变→110kV泉电线。 2、送电后运行方式：10kV I段母线及负荷→#1主变→110kV泉电线、10kV II 段母线及负荷→#2主变→110kV泉电线. 3、主变中性点接地运行方式：送电后，核电升压站#1、#2主变110kV侧间隙接地。 三、设备管辖范围划分 1、本次新投产核电光伏全站设备归属九江地调管辖。 四、试运行前的准备工作 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，所有需试送电的一、二次设备已按设计要求安装完毕，试验正常，验收合格，通信及自动化调试正常，具备启动条件，现场所有送电设备均在冷备用。 具体要求如下： 1、彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程全部按施工设计图纸和地调下达的整定值通知单安装调试完毕，并且做完带开关的传动试验； 2、现场运行规程、二次安全防护方案及其他相关规程，并已上报审查通过； 3、调度自动化及后台，现场名称及编号已按调度命名修改到位； 4、已完成相关OMS、PMS等系统的设备台账录入； 5、九江地区负荷总加光口省、地调已修改到位； 6、已完成电能量系统的接入工作； 7、已完成通信、自动化联调等相关工作。 五、110kV核电光伏启动试运行前的检查： 1、10kV 母线联络开关、10kV II段开关、母线及PT、避雷器等范围内设备按GB-50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》检查合格。 2、启动试运前申请110kV I、II段母线处于停电状态，拆开母联柜、母联刀闸后盖板，恢复铜牌接线。将110kVII母线与I母、II母与#2主变、#2主变与10kVII母线、10kVII母线与10kVI母线的A、B、C三相分别进行核相，确定相序正确。 3、各集电线保护、母联保护试验正常。各保护装置定值已核对无误。 4、电能计量系统已安装调试完毕； 六、启动试运前系统状态 1、启动前，110kV泉电线、#1主变、10kV I 段母线均处于带电运行状态。 2、110kV母联1311刀闸、#2主变102开关、10kVII段902开关、10kV母联开关931、母联刀闸9312、10kV II段母线、PT、#2SVG929开关处于冷备用状态，具备带电条件； 3、#2变压器保护、故障录波装置、10kV母差、四条集电线路（Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ）、#2站用变、#2SVG无功补偿装置保护定值按定值单要求整定。 七、启动调试程序 110kV核电光伏启动送电工作应在“启动委员会”的统一领导下进行，启动调试的有关系统运行操作和事故处理，由核电光伏值班人员负责。 在主变冲击前： 1、110kV核电光伏#2主变有载调压档位调至1档； 2、110kV核电光伏#2主变保护按现场运行规程投入，地调对#2主变有关的
江苏省电力公司分布式光伏发电 并网管理规定 第一章总则 第一条为进一步支持江苏省分布式光伏发电加快发展，规范分布式光伏发电并网管理，提高并网服务水平，依据国家有关法律法规及技术标准、国家电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》、《关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见》和《分布式光伏发电接入配电网相关技术规定》，结合江苏电网实际，按照一口对外、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，制定本规定。 第二条分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10（20）千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。 第三条以10（20）千伏以上电压等级接入或以10（20）千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目、单个并网点总装机容量6兆瓦以上的光伏发电项目，根据项目发电性质（公用电厂或企业自备电厂），按国家电网公司、省公司常规电源相关管理规定执行。 第四条接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由省公司投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，所涉及的工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由供电公司投资建设。由省公司投资建设的部分，相应项目在年度10（20）千伏及以下配网项目中安排。工程涉及物资按现有的配网物资采购模式纳入公司统一的物资招标平台采购，优先考虑采用协议库存采购方式。
第五条分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。 第六条建于用户内部场所（即接入用户侧）的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网企业提供。上、下网电量分开结算，电价执行政府相关政策。分布式光伏电站自发自用电量部分的基金、附加，按政府相关政策执行。 第七条分布式光伏发电项目免收系统备用容量费。供电公司在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。 第二章管理原则 第八条分布式光伏发电项目并网管理工作必须全面践行“四个服务”宗旨，认真贯彻国家法律法规、标准、规程和有关供电监管要求。 第九条各供电公司应积极为分布式光伏发电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。建立有效的分布式光伏发电项目并网管理体系和协调机制，制订光伏发电突发服务事件应急预案，落实服务质量监管和舆情监控，妥善、及时处置项目业主投诉事件。 第三章管理职责 第一节省公司职责 第十条发展策划部负责汇总并上报分布式光伏发电并网信息,并网信息包括接入前期、接入工程建设、合同及协议签署、验收、并网运行等
光伏电站并网运行管理实施细则（试行） （征求意见稿） 第一章总则 第一条为保障电力系统安全稳定运行，落实可再生能源政策，规光伏发电并网调度运行管理，依据《中华人民国电力法》、《中华人民国可再生能源法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号），以及《电网运行准则》（GB/T31464-2015）、《光伏电站接入电力系统技术规定》（GB/T 19964-2012）、《光伏发电站功率预测技术要求》（NB/T32011-2013）等制定本细则。 第二条本细则适用于已并入电网运行的，由电力调度控制中心调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。
第三条新建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月不纳入本细则管理，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。 扩建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月有功功率变化和光伏发电功率预测均按本细则规定的20%考核，其余项目正常执行本规则，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。 第四条光伏电站以调度计划单元为基本结算单元参与本细则。 第五条能源监管办负责对光伏电站执行本细则及结算情况实施监管。 电力调度控制中心在能源监管办授权下，具体实施光伏电站并网运行管理的日常统计与考核。 第二章调度管理 第六条光伏电站应格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、
准确执行调度指令，不得以任借口拖延或者拒绝执行。接受调度指令的并网光伏电站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值班调度人员报告并说明理由，由值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。 出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。 （一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖围一、二次设备的状态、定值，以及与电网安全稳定运行有关的继电保护装置、安全稳定控制装置、有功控制子站、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）； （二）拖延或无故拒绝执行调度指令； （三）不如实反映调度指令执行情况； （四）不满足每值至少有2人（其中值长1人）具备联系调度业务资格的要求； （五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网 光伏电站项目 110kV升压站工程 投运方案 编制人员： 审核： 批准： 前言 本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度审核批准后执行。 目次 一、工程概况 二、投运范围 三、投运启动时间安排 四、投运前准备工作 五、投运记录的建立与保存 六、投运的组织与分工 七、投运过程风险分析控制 八、投运条件检查 九、启动操作纲要 十、投产试运行步骤 十一、现场安全措施及异常、事故处理预案 十二、试运行阶段的管理 十三、试运行结束后的运行交接 十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图
附：技术交底签证表 一、工程概况 云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。 云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km。地理坐标介于东经100°21'26"～100°22'08"、北纬25°46'16"～25°47'10"之间。升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。35kV配电装置为金属铠装式开关柜。 110kV接线方式为单母线接线，共有三个间隔：一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。 35kV终期接线方式为单母线分段接线，本期建成35kV I段母线，35kV本期共有6个间隔。（1个主变进线间隔、2个集电线路间隔、1个SVG间隔、1个母线设备间隔、1个站用接地变间隔)。 全站户外动态无功补偿装置，采用SVG形式，额定容量20MVar。 中性点接地方式：110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。 二、投运范围 1、一次部分投运范围 1.1、电压等级：110kV/35kV两个电压等级。 1.2、主变压器：容量100MVA，终期两台，本期建成1号主变，本次投运110kV 1号主变。 1.3、110kV系统：110kV老海线， 110kV GIS 3个间隔：110kV老海线162断路器间隔、110kV 1号主变101断路器间隔、110kV母线PT间隔。 1.4、35kV系统：35kV 1号主变进线301断路器间隔、35kV 1号站用变361断路器间隔、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔、35kVI段母线电压互感器间隔；35kV 1号SVG 364断路器间隔、35kV 1号SVG 无功补偿系统一套，额定容量20MVar。35kV 1号站用接地变压器。使用10kV
附件 江苏省电力公司分布式光伏发电 并网管理规定(试行） 第一章总则 第一条为进一步支持江苏省分布式光伏发电加快发展，规范分布式光伏发电并网管理，提高并网服务水平，依据国家有关法律法规及技术标准、国家电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）》、《关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见（暂行）》和《分布式光伏发电接入配电网相关技术规定（暂行）》，结合江苏电网实际，按照一口对外、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，制定本规定。 第二条分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10（20）千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。 第三条以10（20）千伏以上电压等级接入或以10（20）千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目、单个并网点总装机容量6兆瓦以上的光伏发电项目，根据项目发电性质（公用电厂或企业自备电厂），按国家电网公司、省公司常规电源相关管理规定执行。 第四条接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由省公司投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，所涉及的工程由项目业主投资建设，
接入引起的公共电网改造部分由供电公司投资建设。由省公司投资建设的部分，相应项目在年度10（20）千伏及以下配网项目中安排。工程涉及物资按现有的配网物资采购模式纳入公司统一的物资招标平台采购，优先考虑采用协议库存采购方式。 第五条分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。 第六条建于用户内部场所（即接入用户侧）的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网企业提供。上、下网电量分开结算，电价执行政府相关政策。分布式光伏电站自发自用电量部分的基金、附加，按政府相关政策执行。 第七条分布式光伏发电项目免收系统备用容量费。供电公司在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。 第二章管理原则 第八条分布式光伏发电项目并网管理工作必须全面践行“四个服务”宗旨，认真贯彻国家法律法规、标准、规程和有关供电监管要求。 第九条各供电公司应积极为分布式光伏发电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。建立有效的分布式光伏发电项目并网管理体系和协调机制，制订光伏发电突发服务事件应急预案，落实服务质量监管和舆情监控，妥善、及