《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》全文

《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》全文

　　为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，制定了《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》，下面是详细内容。

　　《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《购售电合同(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》，给予通报，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通知后，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-命令下发时间)]× 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。

　　减少的调峰电量计算： 其中：W1为减少的调峰电量;

　　式中： 为机组铭牌出力上限;

　　为机组申报出力上限;

　　为机组调峰能力下限;

　　为机组申报出力下限;

　　i为1~96个时间段;

　　T为时间段划分(15min)。

　　(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办法的通知》(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。