南方区域发电厂并网运行管理实施细则修订稿.docx
《南方区域发电厂并网运行管理实施细则修订稿.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《南方区域发电厂并网运行管理实施细则修订稿.docx（23页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
南方区域发电厂并网运行管理实施细则修订稿
南方区域发电厂并网运行管理实施细则
（修订稿）
第一章总则
第一条为保证广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统的安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，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。
第二条发电厂并网运行应遵循电力系统客观规律，贯彻安全第一的方针，实行统一调度，坚持公开、公平、公正的原则。
第三条本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含区域电网企业直辖的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂（含并网自备发电厂，以下简称并网发电厂）的运行管理。
并网发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等，其中生物质电厂包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电的电厂）、水力发电厂、核电厂、风力发电厂，以及向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）。
对与当地省级政府签订特许权协议的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有协议，协议期满后，执行本细则。
第四条新建发电机组完成以下工作后执行本细则：
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）要求完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组按《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123－2000）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行；核电机组完成分部试运、整套启动试运。
水电以外的新建可再生能源发电机组自并网发电之日起执行本细则。
新建发电机组执行本细则之后的次月开始结算并网考核费用。
第五条南方区域电力监管机构依法对南方区域并网发电厂运行管理及考核情况实施监管。
电力调度机构在电力监管机构授权下依据本细则实施并网发电厂运行考核及统计分析等工作。
第二章运行管理
一、安全管理
第六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。
第七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、电力调度规程及相应电力调度机构的专业管理规程规定。
第八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。
第九条电力调度机构应针对电力系统运行中存在的安全问题，及时商并网发电厂制定反事故措施；并网发电厂应落实电力调度机构制定的反事故措施。
对并网发电厂一、二次设备中存在的影响系统安全运行的问题，并网发电厂应与电力调度机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完成。
对于未及时执行反事故措施或整改计划，按不执行一条措施5万千瓦时计为考核电量，造成后果的按不执行一条措施15万千瓦时计为考核电量。
第十条并网发电厂应按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，并按要求参加联合反事故演习。
第十一条电力调度机构应及时向并网发电厂通报影响该电厂的电力系统事故情况、原因及影响。
并网发电厂应按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）的规定配合电力监管机构和相关电网经营企业进行事故调查。
电力监管机构组织事故调查时，并网发电厂应提供所需的故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。
并网发电厂拒绝配合的，由电力监管机构给予通报批评，拒不改正的或者提供虚假资料、隐瞒事实的，按并网发电厂全厂装
机容量×2小时计为考核电量。
第十二条并网发电厂应按照《南方区域发电机组并网安全性评价管理实施细则》的规定，开展并网安全性评价。
二、调度运行管理
第十三条并网发电厂和电力调度机构应根据平等互利、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）》签订并网调度协议。
无并网调度协议，发电厂不得并网运行。
第十四条电力调度机构、电网经营企业和并网发电厂应按照《电力企业信息报送规定》（电监会13号令）、《电力企业信息披露规定》（电监会14号令）及《电力调度机构信息报送与披露办法》（办输电〔2011〕65号）的要求及时报送和披露调度运行信息。
第十五条并网发电厂应严格服从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。
电力监管机构对严重违反调度纪律的行为通报批评，并视情节按不超过500万千瓦时计为考核电量。
并网发电厂出现下列情况之一者，每次视情节计算考核电
量，并报电力监管机构备案。
（一）不执行或无故拖延执行调度指令，按30万千瓦时计为考核电量；
（二）未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，按15万千瓦时计为考核电量；
（三）未如实向电力调度机构反映设备运行情况或向电力调度机构错误传送设备实时信息，按15万千瓦时计为考核电量；
（四）未经电力调度机构允许，擅自操作调度管辖的一、二次设备、改变一、二次设备运行状态或参数，按30万千瓦时计为考核电量；
（五）未及时或错误向电力调度机构报告继电保护、安全自动装置动作情况，延误事故处理，按15万千瓦时计为考核电量。
第十六条当指定提供黑启动服务的并网发电机组无法满足技术协议约定指标要求或黑启动试验不合格但及时上报电力调度机构的，当月黑启动服务不予考核。
当指定提供黑启动服务的并网发电机组因自身原因无法满足技术协议约定指标要求或黑启动试验不合格且未上报电力调度机构的，按本省黑启动服务能力补偿标准的6倍进行考核，若由此造成系统恢复供电延误，再按本省黑启动服务能力补偿标准的12倍进行考核。
第十七条电力调度机构对并网发电厂（机组）日发电计划曲线执行偏差进行统计和考核。
电力调度机构编制次日的发电计划曲线，并下达至各发电厂。
并网发电厂（机组）日发电计划曲
线为下一日机组计划发电出力对时间的函数，其横坐标为时间，纵坐标为机组计划发电出力，一日的时间（24h）平均分为96个时段，每个时段15分钟，起始点为“l（对应时刻为00：
15）”，终止为“96（对应时刻为24:
00）”。
每一分钟发电计划出力由发电计划曲线上相邻两点间线性插值确定，某一刻钟整点后第分钟的计划出力为：
i?
?
P?
P1n?
n?
?
Pi?
Pni15其中，为96点计划曲线上某15分钟整点的发电出力、PPnn?
1为96点计划曲线上的下一15分钟整点发电出力、取值为0～i14。
第十八条发电计划曲线的传送：
（一）并网发电厂于当日11：
00前申报下一日可调出力上限，如未按时申报，则下一日最高可调出力默认为当前最高可调出力，电力调度机构于当日的21：
00前，将下一日的发电计划曲线送达并网发电厂指定的接收装置上。
（二）如遇传送通道故障或其它原因导致发电计划曲线无法在规定的时间内传送到并网发电厂指定的接收装置上，电力调度机构应通过调度电话将发电计划指令下达至并网发电厂或将发电计划曲线传真至电厂值长，并网发电厂在收到传真、签字认可后将该传真件回传电力调度机构指定的传真机。
（三）电力调度机构、并网发电厂的有关人员应积极配合，相互协作，以确保发电计划曲线的正确传送。
第十九条在下列情况之一，值班调度员有权修改日发电计划曲线，修改后的日发电计划曲应提前30分钟下达给并网发电厂，不足30分钟下达的负荷曲线，自下达时刻起30分钟内免除发电计划曲线考核。
（一）为确保电网安全运行需要；
（二）为确保电能质量和电力电量平衡需要；
（三）经值班调度员同意的设备临时消缺；
（四）经电力调度机构批准的计划检修延期；
（五）不可抗力。
第二十条根据调度自动化系统所采集的每时段发电机组发电量与下达的对应时段发电机组计划发电量进行比较，形成偏差电量和电量偏差率。
电量偏差率超出允许正偏差率时，该时段超出允许正偏差的电量的3倍计为考核电量；电量偏差率超出允许负偏差率时，该时段超出允许负偏差的电量的1倍计为考核电量。
偏差电量、电量偏差率以及考核电量的计算办法见附件。
第二十一条常规并网发电厂（机组）、核电厂（机组）发电量允许正偏差率和负偏差率均为2.5%；热电联产、循环流化床、燃-蒸联合循环、煤矸石发电机组及单机容量4万千瓦及以下水电机组发电量允许正偏差率和负偏差率均为3%；水煤浆机组发电量允许正偏差率和负偏差率均为6%；同时符合上述多种技术特性的机组执行最大允许偏差率。
第二十二条并网发电厂有如下情况之一，可免于发电计划曲线考核：
（一）机组投入AGC期间；
（二）一次调频正确动作导致的偏差；
（三）机组正常启动和停运过程中的偏差；
（四）当出现系统紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力时；
（五）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；
（六）穿越水轮机振动区造成的计划电量偏差；
（七）无调节能力水电机组、灯泡贯流式水电机组低于70%额定水头时；
（八）下达的发电计划曲线变动率超出机组调节能力时。
第二十三条电力调度机构对并网发电厂非计划停运情况进行统计和考核。
非计划停运时间为机组临时停运时间与等效停运时间之和。
其中，临时停运时间为计划检修和备用之外停运时间（非电厂原因除外）、计划检修超过批准工期时间、备用机组未按要求并网而推延的时间之和。
煤电、核电、水电、风电及气电机组等效停运定义：
煤电、核电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到额定功率所持续时间折算成机组全停的时间；
水电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力
达不到当前水头下理论最大出力所持续时间折算成机组全停的时间；
风电机组等效停运时间为风电厂处于非停运状态，但达不到上报的发电能力所持续时间折算成机组全停的时间；
气电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到当前环境温度下机组理论最大出力所持续时间折算成机组全停的时间。
单台机组的等效停运时间计算公式为：
?
?
P?
?
?
?
it?
?
T?
?
iD.iP?
?
i.NT为第i次的等效停运时间、为最大发电能力比其中，P?
iD.i额定功率（煤电、核电）或理论最大出力（水电、气电）或上报Pt为出力不为机组的额定功率、发电出力（风电）减少的量、iN.i足持续的时间，i为出力不足的次数。
第二十四条常年两班制运行的燃气（油）机组允许的年累计非计划停运时间为400小时/台·年，循环流化床、水煤浆机组允许的年累计非计划停运时间为300小时/台·年，其他机组允许的年累计非计划停运时间为200小时/台·年。
机组非计划停运按年度考核，允许的年累计非计划停运时间在同一电厂内可相互借用，最大借入小时数不超过20小时/台·年，如机组的额定容量不同，借入小时数则应按如下方法进行容量折算。
借入小时数=借出小时数×借出机组额定容量/借入机组额定
容量
第二十五条对机组非计划停运时间超出允许的年累计非计划停运时间的考核电量按照以下公式计算：
010.?
?
Pt?
Qe其中，为非计划停运考核电量，为被考核机组额定容量，PQe为非计划停运时间超出允许的小时数（其中，超过1440小时，tt按1440小时计算）。
第二十六条并网发电厂有以下情况之一的，可免于非计划停运考核：
（一）非电厂原因导致的非计划停运；
（二）机组调试期间发生的非计划停运。
第二十七条对并网发电机组一次调频的投入情况及相关性能进行考核。
（一）以一分钟为一个时段，系统频率超出一次调频死区期间，若实际出力变化量与系统频率偏差数值的正负号相同（高频增出力或低频减出力）或一次调频实际动作的积分电量与理论动作积分电量的比值小于规定值统计为不合格时段。
循环流化床、水煤浆、煤矸石机组一次调频动作合格的门槛值，即一次调频实际动作的积分电量与理论动作积分电量的比值大于35%，判动作合格，否则不合格。
其他类型机组适用的比值为50%。
其中，实际出力变化量是指相邻一分钟实际出力之差。
（二）一次调频功能投入时间与并网运行时间的百分比统计
为一次调频投入率；一定时段内一次调频的动作不合格次数与应动作次数的百分比为一次调频的不合格率，一次调频合格率=1—一次调频不合格率。
（三）机组一次调频月投入率不低于90％。
每低于90%一个百分点（含不足一个百分点），当月机组发电量的0.1％计为考核电量。
（四）一次调频合格率以100%为基准，当月合格率每降低0.1个百分点（不含0.1个百分点），当月机组发电量的0.05%计为考核电量。
（五）当月一次调频考核电量最大不超过当月机组发电量的0.5%。
（六）对运行时间长、自动化程度低、纳入政府关停计划或经过技改后确实达不到技术要求的机组，经电力监管机构认定后，一次调频按照以下方法进行考核：
机组当月一次调频考核金额=（上月考核总金额÷上月参与考核总装机容量）×机组额定容量×μ。
μ取值范围在0.1~0.5之间。
（七）并网发电机组有以下情况之一的，可免于一次调频考核：
1．机组一次调频动作调节目标超出机组可调节出力范围的；
2．同时存在AGC指令的；
3．机组退出AGC时，因发电计划改变，机组处于加减负荷时段的；
4．机组大修后一次调频功能退出做试验，未超过24小时的；
5．燃-蒸联合循环机组的汽机与燃机不同轴的；
6．无调节能力水电机组、灯泡贯流式水电机组低于70%额定水头时；
7．电厂和电网两侧频率、功率测量存在不一致造成考核不合理，经电力监管机构及电力调度机构认定后；
8．非电厂原因造成一次调频不合格，该时段不计算投运率；
9．供热机组由于当前供热量发生正负15%及以上突变导致的考核。
第二十八条并网发电机组提供单机自动发电控制（AGC）服务应达到以下三个标准。
三个标准都满足时，合格率为100％；其中一个不满足，合格率减33％。
（一）循环流化床机组AGC调节范围达到可调用容量的30%，其它机组AGC调节范围达到可调用容量的40%。
当机组调节上限为额定容量100%时，火电机组调节下限已达机组最低稳燃负荷、水电机组调节下限已达振动区上限，则视为满足。
（二）火电单机AGC调节速率一般要求:
单机容量60万千瓦及以上的达到0.6万千瓦/分钟以上；30～60万千瓦之间（含30万千瓦机组）达到0.3万千瓦/分钟以上；30万千瓦以下达到
0.1万千瓦/分钟以上。
其中，循环流化床机组AGC调节速率达到0.08万千瓦/分钟以上即满足要求；当燃机或燃-蒸联合循环发电机组的负荷达到90%额定出力及以上时，AGC调节速率达0.175万千瓦/分钟以上即满足要求。
水电单机AGC调节速率要求达到30%额定容量/分钟以上。
（三）AGC调节量误差不超过3％。
并网发电机组单机AGC考核电量采用以下公式计算：
单机AGC考核电量=[1-（AGC调节范围合格率+调节速率合格率+调节误差合格率）]×考核时段内该机组上网电量之和×
0.1%。
第二十九条并网发电机组提供厂级自动发电控制（AGC）服务采用以下考核方式：
根据单台机组的AGC调节范围、调节速率、调节误差合格率情况，按照单个考核指标合格的机组台数与实际投运台数之比，将考核指标从33％到0之间分档，计为厂级AGC调节范围、调节速率、调节误差合格率，即：
厂级AGC调节范围或调节速率或调节误差合格率=（i/n）×33%（其中，i为单台机组任一考核指标合格的机组台数，n为实际投运机组台数）。
当所有投运机组考核的三个标准都满足时，厂级AGC考核合格率为100％。
并网发电机组厂级AGC考核电量采用以下公式计算：
厂级AGC考核电量=[1-（厂级AGC调节范围合格率+调节
速率合格率+调节误差合格率）]×考核时段内该厂所有投运机组上网电量之和×0.1%。
第三十条并网发电机组有以下情况之一的，可免于AGC考核：
（一）AGC的执行速率及精度受一次调频动作影响，造成考核时；
（二）当机组调节范围处在死区或超出调节范围时，由于AGC调节误差达不到造成考核时；
（三）机组负荷平稳时段（即无AGC变化指令）造成考核时；
（四）水电机组因水头受限或在振动区运行造成考核时；
（五）混流、轴流转浆式水电机组低于额定水头70%时、灯泡贯流式水电机组不考核调节范围。
第三十一条因电厂原因导致AGC不能投运期间，其合格率按0%计算，非电厂原因导致AGC退出运行期间合格率按100%计算。
第三十二条对运行时间长、自动化程度低、纳入政府关停计划或经过技改后确实达不到技术要求的机组，经电力监管机构认定后，AGC按照以下方法进行考核：
机组当月AGC考核金额=（上月考核总金额÷上月参与考核总装机容量）×机组额定容量×μ。
μ取值范围在0.1~0.5之间。
第三十三条对并网发电厂的母线电压曲线合格率按以下条款考核：
（一）并网发电厂的母线电压曲线越限时间统计为不合格时间；合格时间与机组并网运行时间的百分比统计为电压合格率。
发电厂母线电压曲线合格范围以电力调度机构根据国家和为标准。
行业技术标准下达的电压曲线范围或电压值的正负3%个百分点，99.9%为基准，每降低0.05
（二）电压合格率以按当月机组发电量的0.05%统计为电压曲线考核电量。
机组励磁系统性能包括进相能力达不到第五十七条规（三）2倍计算。
定的机组，期间所发生电压曲线考核电量按上款但母线电（四）若并网发电厂已经达到无功调节极限能力，压仍然不合格，该时段免于考核。
（五）全厂停电及停机期间，免于考核。
该时段免于考核。
（六）非电厂原因造成的母线电压不合格，当月电压曲线考核电量最大不超过当月机组发电量的（七）0.5%。
其分类方法见调峰包括基本调峰和有偿调峰，第三十四条。
并网发电厂应《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》对各机组提供调峰和按机组能力参与电力系统调峰和旋转备用。
旋转备用服务，按如下方法进行考核。
（包括因系统需要而停运的冷备用机组）当并网发电厂
（一）实际最的机组实际最大发电能力无法达到申报的可调出力上限，
小发电能力无法达到申报的可调出力下限时，应提前1小时向电力调度机构值班调度员申报修改可调出力的上、下限。
最大发电能力缺额部分计入第二十三条规定的等效非计划停运考核。
对无法达到可调出力下限的缺额部分进行考核，每日按照以下公式计算的电量计为考核电量：
'（小时）.2?
0PP?
minmin式中：
；为机组调峰能力下限（万千瓦）Pmin为机组申报出力下限（万千瓦）。
'Pmin
（二）若并网电厂未在1小时内向电力调度机构申报修改机组的可调出力上限或下限，且未能按调度指令提供调峰和旋转备用服务时，即在指定时段内机组实际出力最高值低于当日调度指令最高值时，缺额部分按照第二十三条规定的等效非计划停运进行考核；或在指定时段内机组实际出力最低值高于当日调度指令所要求的出力最低值，则按照以下公式计算的电量计为当日的考核电量：
P3?
P'?
（小时）11式中：
为当日调度指令要求的出力最低值（万千瓦）；P1（万为当日机组在指定时段内的实际出力最低值'P1千瓦）。
（三）启停调峰机组未按调度指令时间并网或解列，按照第二十三条规定的等效非计划停运进行考核。
（四）以上第
（一）、
（二）款达不到可调出力下限的考核电
量总和最大不超过当月机组发电量的0.5%。
三、检修管理
第三十五条并网发电厂应根据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2002）、相应调度规程向电力调度机构提出设备检修计划申请，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。
第三十六条电网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。
第三十七条并网发电厂由于自身原因变更检修计划，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它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。
第三十八条因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，包括发电厂检修计划无法按期开工、中止检修工作等，电网应提前与并网发电厂协商。
第三十九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。
第四十条并网发电厂调度管辖范围内设备检修工作由于并网发电厂自身原因出现以下情况之一者，每次按1万千瓦时计为考核电量。
（一）计划检修工作不能按期完工，但未在规定时间内办理延期手续；
（二）设备检修期间，办理延期申请超过二次（不含两次）；
（三）设备检修期间现场未及时与电力调度机构沟通，擅自增加工作内容，造成无法按期送电；
（四）因并网发电厂自身原因，使电力调度机构批准的计划检修工作临时取消。
四、技术指导与管理
第四十一条电力调度机构按照电力监管机构的要求，对并网发电厂开展技术指导和管理工作。
第四十二条电力调度机构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、励磁系统和电力系统稳定器（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。
第四十三条并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、通信设备、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等应纳入南方电力系统统一规划、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规定，并符合《南方区域发电机组并网安全性评价管理实施细则》中的安全性要求。
（一）一次调频和自动发电控制
第四十四条并网发电厂的机组必须具备投入一次调频功能。
第四十五条机组一次调频功能的实现：
（一）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。
（二）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。
第四十六条机组一次调频应满足以下技术要求：
（一）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不高于5％；
水电机组转速不等率（永态转差率）不高于4％。
（二）机组调速系统迟缓率
1．机械、液压调节型：
单机容量≤10万千瓦，迟缓率小于0.4％；
单机容量10万千瓦～20万千瓦（包括20万千瓦），迟缓率
小于0.2％;
单机容量>20万千瓦，迟缓率小于0.1％。
2．电液调节型：
单机容量≤10万千瓦，迟缓率小于0.15％
升级会员 