西北区域发电厂并网运行管理实施细则
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管理，出台了西北区域发电厂并网运行管理实施，下面细则的详细内容。
西北区域发电厂并网运行管理实施细则
第一章总则
第一条为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范发电厂并网运行管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据《发电厂并网运行管理》(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。地调范围内的其它发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为考核试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。
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，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管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管理及统计分析工作。
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、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);电压等级在110kV及以上，且接入总装机容量超过40MW的风电场和光伏电站，
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30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。对于因自身原因未按期完成整改的，逾期按30分/月考核。
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，调度机构确定的黑启动电厂同时还须报送黑启动方案，未按要求报送的按15分/次考核。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。不按要求参加的，按30分/次考核。
第十二条发生事故后，并网发电厂应按西北能源监管局《西北区域电力安全信息报送规定》等相关规定及时向能源监管机构和相应调度机构汇报事故情况，否则按15分/次考核。瞒报、谎报者，按30分/次考核。
第三章运行管理
第十三条发电机组并网前，并网发电厂应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)》和《购售电(示范文本)》及时与相关电网企业签定《并网调度协议》和《购售电合同》，未签订者不允许并网运行。
第十四条并网发电厂应按能源监管机构及相关调度机构要求报送和披露相关信息。不及时报送或报送虚假信息按5分/次考核。
第十五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并说明理由，由调度机构值班调度人员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》，给予，追究相关责任人的责任，并按60分/次考核。有争议的可向能源监管机构申诉。
第十六条并网发电厂调管设备各项操作应按照调度规程和相关规定执行,对于未经调度机构同意擅自开停机、擅自变更调度机构调管设备状态、擅自在调度机构调管设备上工作等不符合规定的操作按30分/次考核。
第十七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。
(一)凡并网发电厂因自身原因，发生下列情况之一者，纳入机组非计划停运考核范围：
1.正常运行机组直接跳闸和被迫停运，按额定容量2分/万千瓦考核;
2.机组发生临检，按额定容量1分/万千瓦考核;
3.停机备用机组并网(运行机组解列)时间较调度指令要求提前或推后3小时以上，按额定容量2分/万千瓦考核;
4.火电机组缺煤(气)停机，停机期间，按发电容量每天0.1分/万千瓦考核;
5.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(后夜低谷时段为：23:00—7:00，甘肃、宁夏、青海、新疆白天低谷时段为：11:00-17:00)，该机组停运不计作非计划停运，但工期超出低谷时段的按额定容量1分/万千瓦考核。
(二)下列情况不纳入机组非计划停运考核：
1.机组在检修后启动过程(从并网至机组带至最低技术出力期间)中发生一次停运;
2.稳控装置正确动作切机。
(三)风电场、光伏电站因自身原因造成大面积脱网，一次脱网装机容量超过该电场总装机容量30%的，按脱网容量2分/万千瓦考核。
第十八条除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单机200MW(其中新疆、青海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。
对并网发电机组提供AGC服务的考核内容包括：AGC调度管理考核、AGC调节性能考核。
(一) 并网发电机组不具备AGC功能按100分/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1分/小时考核。机组AGC参数发生变化后，发电企业应及时完成相关设备改造，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10分/次考核。在调度机构下达限期试验及测试书面后，逾期不能完成者，按10分/月考核。
(二)AGC机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围，AGC机组的实际调节容量若达不到要求，按照调节容量缺额10分/万千瓦每月考核。
(三)要求并网机组AGC月可用率应达到98%，每降低1%按1分/万千瓦每月考核。
(四)对AGC机组的调节速率进行考核。
对于水电机组：速率低于50%，每降低5%按15分/月考核;
对于火电机组：按照不同机组标准，每降低0.2%按15分/月考核。
(五)AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按5分/次考核。
(六)机组AGC的可用率、调节速率、响应时间技术标准如下：
1.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98%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%。
2.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-下发时间)]× 100%(单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟)
对于水电机组：实际速率应大于每分钟50%;
对于火电机组：直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为每分钟机组额定有功功率的1.5%;带中间储仓式制粉系统的火电机组为每分钟机组额定有功功率的2.0%;循环流化床机组和燃用特殊煤种(如煤矸石电厂)的火电机组为每分钟机组额定有功功率的1.0%;超临界定压运行直流炉机组为每分钟机组额定有功功率的2.0%，其他类型直流炉机组为每分钟机组额定有功功率的1.5%;燃气机组为每分钟机组额定有功功率的20%。
3.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≤60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。
第十九条并网发电厂应按电力调度的指令，在发电机组性能允许的范围内，通过无功调节，保证母线电压合格。发电机组的进相运行深度应满足所在
电网安全运行的需要。并网发电厂采用有偿无功控制时需征得电力调度机构同意。
发电机组无功调节按如下方式进行考核：
(一)电力调度机构按月向直调电厂下发母线电压曲线，并作为无功辅助服务考核的依据。并网发电厂按照电力调度机构下达的电压曲线进行无功控制。
电力调度机构统计计算各并网发电厂母线电压月合格率，发电企业月度电压曲线合格率：750kV及330kV应达到 100%，220kV应达到99.90%，110kV应达到99.80%，每降低0.1%按9分/月考核。
电压曲线合格率计算方法：母线电压值在调度机构下达电压曲线上下限范围内为合格点，超出范围的点记为不合格点。调度机构EMS系统每5分钟采集发电厂母线电压，以判定该考核点电压是否合格。电压合格率=(D总点数-D不合格点)/D总点数。
(二)若并网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，该时段免于考核。
(三)并网发电厂的AVC装置投入运行，并与电力调度机构主站AVC装置联合闭环在线运行的电厂不参与无功管理考核。
(四)并网发电厂发电机组应具备辅机低电压穿越能力，不具备此项能力的机组，按30分/次考核。
第二十条除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单机200MW(其中新疆、青海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备AVC功能，在投入商业化运行前应与调度机构的EMS系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。
对并网发电机组提供AVC服务的考核内容包括：AVC调度管理考核、AVC投运率考核、AVC调节合格率考核。
(一)并网发电机组不具备AVC功能按50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0.5分/小时考核。AVC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，未及时报送按3分/次考核。
(二)并网机组AVC月投运率应达到98%，每降低1%按2分/万千瓦每月考核，全厂成组投入的AVC，AVC投运率按全厂统计。
(三)调度机构通过AVC系统按月统计考核机组AVC装置调节合格率。调节合格率应达到99%，每降低1%按1分/万千瓦考核。
(四)机组AVC的投运率、调节合格率技术标准如下：
1. AVC投运率=机组投入AVC闭环运行时间/机组出力满足AVC运行时间
×100%。(机组投入AVC运行的有功出力范围参照西北网调制定的AVC管理规定)
2.AVC调节合格率=执行合格点数/ 调度机构下发调节指令次数×100%。
第二十一条并网发电厂机组必须具备一次调频功能。一次调频技术指标应满足《西北电网发电机组一次调频技术管理规定》的技术要求。不符合要求者，应限期进行技术改造。
对并网发电机组一次调频的考核内容包括：一次调频调度管理考核、一次调频技术指标考核、一次调频动作积分电量月度平均合格率。
(一)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相应调度机构自动化系统。并网发电厂不得擅自退出机组一次调频功能，否则按10分/小时考核。
(二)机组一次调频的人工死区、转速不等率、最大负荷限幅、响应时间技术标准如下：
1.一次调频的人工死区：电液型汽轮机调节控制系统的火电机组死区控制在±0.033Hz内;机械、液压调节控制系统的火电机组死区控制在±0.1Hz内;水电机组死区控制在±0.05Hz内。
2.转速不等率：火电机组转速不等率不大于 5%，水电机组转速不等率(永态转差率)不大于3%。
3.一次调频的最大调整负荷限幅：
(1)水电机组除振动区及空化区外不设置限幅;
(2)额定负荷600MW及以上的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±6%;
(3)额定负荷300～590MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8%;
(4)额定负荷100～290MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±10%;
(5)额定负荷100MW以下的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8%。
(6)燃气机组参与一次调频的负荷调整幅度参照火电机组。
4. 一次调频的响应特性:
(1)一次调频的负荷响应滞后时间指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，到该机组的负荷开始变化所需的时间。
火电机组：应小于3s;
水电机组：混流式或冲击式机组一次调频响应时间不大于3s，轴流转桨式及贯流式机组一次调频响应时间应不大于4s。
(2)所有机组一次调频的负荷调整幅度应在15秒内(直流锅炉、循环硫化床锅炉要求25秒内)达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%。
(3)在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的±5%内。
5.上述1-4项任一项实测不满足要求，每项按10分/月考核。
(三)一次调频动作积分电量月度平均合格率：
各电厂一次调频动作积分电量月度平均合格率按照月度进行考核。
一次调频积分电量：电网频率超出50±0.033Hz(水电机组按50±0.05Hz 计算)时起到恢复至50±0.033Hz(水电机组按50±0.05Hz计算)时止，实际发电出力与起始实际发电出力之差的积分电量，高频少发或低频多发电量为正值，反之，高频多发或低频少发电量为负值。机组当月一次调频积分电量为当月每一次电网频率超出50±0.033Hz(水电机组按50±0.05Hz计算)时一次调频电量的`代数和。
一次调频月度平均合格率：发电机组一次调频月度总实际积分电量与理论月度积分电量之比的百分数。
(1)火电、燃气机组一次调频平均合格率不小于60%。
(2)水电机组一次调频平均合格率不小于50%。
月度一次调频平均合格率每降低1%按5分考核。
第二十二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、AGC、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，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，按20分/次考核。
在系统接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关的继电保护和安全稳控装置，应按相关调度机构要求及时校核更改
保护定值及运行状态。无故延期者，按3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60分/次考核。
第二十三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)为确保电网安全调峰，供热火电机组在供热期间按相关专业机构认定的调峰能力参与调峰，不足部分纳入调峰能力考核范围。在非供热期，与普通燃煤机组承担相同调峰义务。
(二)风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组在电网安全和供热受到影响时，应通过购买辅助服务等方式适当参与调峰。
(三)非供热燃煤火电机组的调峰能力应达到额定容量的50%及以上。
(四)燃气机组和水电机组调峰能力应达到额定容量的100%。
对机组调峰能力进行如下考核：
(一) 发电企业应按调度机构要求及时、准确、完整申报本企业每台机组次日最大、最小可调出力96点曲线。若机组申报出力上限低于机组铭牌出力上限或下限高于机组基本调峰能力下限，减少的调峰电量按0.5分/万千瓦时考核。
(二)发电企业实际调峰能力与上报调峰能力不符，按额定容量每次10分/万千瓦考核。
第二十四条并网发电厂应严格执行调度机构下达的机组日发电计划曲线(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发电曲线时，应提前15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(或实时调度曲线)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。以月度偏差绝对值积分电量为依据，按2分/万千瓦时考核。
下列情况，经调度机构同意可免于考核：
1.机组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;
3.一次调频正常动作导致的偏差;
4.当出现系统事故等紧急情况，机组按照调令或调规紧急调整出力时;
5.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。
第二十五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。
并网发电厂应按规定进行发电机组进相试验，机组进相深度应满足机组设计参数，否则按10分/月考核。
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10分/项每次考核。
第二十六条被确定为黑启动电源的发电企业，每年1月15日前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能源监管机构和电力调度机构。能源监管机构、电力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)电力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力调度机构，并按10分/月考核。
(二)电力调度机构检查时发现电厂不具备黑启动能力，而电厂没有汇报电力调度机构的，按每次100分考核。
(三)电力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。
第二十七条风电场、光伏电站应具备有功功率调节能力，必须配置有功功率控制系统，接收并自动执行电力调度机构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力调度机构的给定范围。不具此项功能者，按每月30分/万千瓦考核。同时风电场、光伏电站应按照电力调度机构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%，每超出1%按10分/月考核，功率变化仅考核风电功率上升阶段的变化，因风速变化导致的风电功率下降速率过快不予考核。风电场、光伏电站应加强AGC实时调节性能的技术改造，满足调度机构实时控制的相关要求。
第二十八条风电场、光伏电站公共并网点必须配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风电场、光伏电站公共并网点及送出线路的电压，无故不按照设计要求安装无功补偿装置者，按每月30分/万千瓦考核。无功补偿装置必须按照电力调度机构调度指令进行操作，不得擅自投退，否则按10分/次考核;装置月整体可用率应达到90%，达不到要求可用率缺额每个百分点按6分/月考核。
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%
第二十九条风电场、光伏电站应具备无功功率调节能力，根据电力调度机构指令，通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场、光伏电站发出(或吸收)的无功功率，按照调度机构要求实现对并网点电压的控制。不满足要求者，按每月30分/万千瓦考核。
第三十条风电场、光伏电站应按照国家相关规定，具备风电或光伏功率预测功能，不具备此功能者，需限期整改，逾期未完成整改者按每月10分/万千瓦考核。风电场、光伏电站应按时向电力调度机构报送短期(72小时)及超短期(4小时)功率预测曲线，电力调度机构按照风、光功率预测误差对风电场、光伏电站进行考核。
按照《国家能源局关于印发风电场功率预测预报管理暂行的通知》(国能新能〔2011〕177号)规定：
风电场功率预测系统提供的日预测曲线最大误差不超过25%，按偏差积分电量0.5分/万千瓦时考核;日前风功率预测日均方根误差应小于20%，每增加一个百分点按全场装机容量×0.5分/万千瓦考核。
按照《光伏发电站接入电力系统技术规定》：
光伏发电站发电时段(不含出力受控时段)的短期预测月平均绝对误差应小于15%，每增加一个百分点按全场装机容量×2分/万千瓦考核;超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于10%，每增加一个百分点按全场装机容量×2分/万千瓦考核。
由于电网原因造成风电、光伏出力受限时，可以不对预测误差进行考核。
风电场、光伏电站短期、超短期功率预测上传率应大于90%,若未达标，每降低1%按全场容量×6分/10万千瓦考核，由于主站原因造成上传率未达标的不予考核。
第四章检修管理
第三十一条并网发电厂应按《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》、《电力系统调度规程》的规定，向调度机构提出年度、月度、周、日检修申请，并按照调度机构下达的年度、月度、周、日检修计划严格执行。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。
不按时上报年度、月度检修计划者，按15分/次考核;月度检修计划上报后，要求调整检修计划，按5分/次考核;不按时提出计划检修申请，按5分/次
考核;申请内容不准确导致检修方式安排不当，按10分/次考核;因电厂原因取消已批准的工作，按5分/次考核。
第三十二条并网发电厂外送输变电设备应尽可能与发电机组检修同时进行。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应尽可能与一次设备的检修配合。
第三十三条调度机构或并网发电厂变更检修计划应按照调度规程和有关规定执行，调度机构应及时将检修计划调整情况通知并网发电厂。
由于电厂自身原因出现以下情况，按10分/次考核：
1.计划检修工作不能按期完工，且未办理延期手续;
2.设备检修期间，办理延期申请超过一次;
3.擅自增加工作内容而未办理申请手续的;
4.机组非计划停运消缺时间超过24小时，没有提交临修申请的。
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 -
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)
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。
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》。
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
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
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
1 西北区域发电厂并网运行管理实施细则 第一章总则 第一条为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范发电厂并网运行管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据《发电厂并网运行管理规定》（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。地调范围内的其它发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。新建火电、水电机组通过整套启动试运后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为考核试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。 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，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管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管理及统计分析工作。 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，应符合能源监管机构及西北区域电力调度机构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）；电压等级在110kV及以上，且接入总装机容量超过40MW的风电场和光伏电站，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
中国地理之西北地区 一、体验高考 （2012海南卷）图6中甲地出产的小枣因核小肉厚、含糖量高而成为优质红枣品种。据此完成1—3题。 1.甲地因地制宜种植该品种枣树，主要是因为其 A.耐旱 B.耐涝 C.抗病虫害 D.占耕地少 2.对甲地枣树生长威胁最大的自然灾害是 A.干旱 B.洪涝 C.台风 D.冻害 3.甲地小枣品质优良，主要是因为该地 A.光照强，气温日较差大 B.气温日较差小，降水多 C.降水少，地形平坦 D.绿洲广布，土壤肥沃 （2012浙江卷文综）读我国某区域示意图。完成8—9题 4.成都某校学生沿线经宝鸡，兰州至酒泉考察，沿途依次呈现的地带性植被类型是 A. 落叶阔叶林、草原、荒漠草原、荒漠 B. 常绿阔叶林、针叶林、荒漠草原、草原 C. 落叶阔叶林、针叶林、草甸、荒漠 D. 常绿阔叶林、落叶阔林、草原、荒漠 5.2011年11月4日，我国首个千万瓦级风电基地在酒泉启动建设。该地建风电基地的有利条件有 ①可利用周围未利用土地②距冬季风源地近，风力强劲 ③人口众多，经济发达④能源短缺，需求量大 A. ①② B. ②③ C. ③④ D. ①④ 二、自建基础 1．位置范围 (1)位置：大致沿以西、长城、山，山、山以 北的地区，纬度位置大致在以北。 (2)范围：大致包括、、和北部 2．面积占全国比例的30%，人口占全国比例的4%。是少数民族人口聚居的地区，汉族占人口2/3，主要少数民族有、回族维吾尔族，。
3．地形地势：位于第二级阶梯，地广人稀，地形以 、 为主， 东部：内蒙古高原（巴丹吉林、腾格里、乌兰布和） 阿尔泰山 主要地形区 西部： （三山夹两盆） 昆仑山 4.气候 西北地区深居内陆，四周多为山岭阻隔，海洋水汽难以到达，气候属于典型的＿＿＿＿＿＿ ＿＿＿。 原 突出 对其它因 因 特征 素的影响 山岭 地形：以高原、盆地为主，多＿＿＿＿、多＿＿＿ ＿地貌 阻隔 水文：河流＿＿，多是＿＿＿＿河 干旱 植被：多草——＿＿＿＿草原——荒漠 远离 农业：需灌溉，＿＿＿＿是限制性因素 海洋 城镇：择水而居--呈＿＿状或＿＿状 铁路：择水而走--兰新线和＿＿＿线 5．自然景观的东西变化 （1）东西狭长，距海远近不同。自东向西植被＿＿＿＿＿＿＿。 （2）沙漠地区的动植物：芨芨草、骆驼刺、_______；骆驼 6．农牧业生产与水源的关系 （1）西北地区地处_____，热量条件与北方地区相差不大，但因降水少，为温带 ________________地区，________为本区最重要的区域地理特征，_______成为本区发展农 牧业生产的制约因素。 疆
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