火电厂并网流程

火电厂并网流程（9篇）

1.火电厂并网流程 篇一

并网申请流程（交钥匙流程）

一，流程

1，向当地国家电网索要《业主接入申请表》，以备案 2，安装光伏发电太阳能电池板及系统组件，调试并网。

3，在周一至周五上午9点，送材料至国家电网柜台。预约验收。

4，国家电网并网验收。电网安装双向计量电表，签订售电合同及调度协议。5，国家电网根据电表计量，按周期打卡发放并网补贴。

二，并网资料提供国家电网95598

个人：1，身份证原件及复印件，户口本首页复印件，申请人当页复印件。

2，房产证或村、社区所有权证明。

3，安装时，厂家提供的产品材料标签，说明书，认证证书等。

4，近期电费清单，打卡账户及户名开户行等。

法人：1，经办人身份证及复印件、法人受托书原件（或法人身份证原件及复印件）。

2，企业营业执照复印件（税务登记、组织机构代码），土地证或所有权证明文件。3，政府投资主管部门同意开展前期工作的批复（需核准项目）。4，企业消防，电力施工，建筑施工等相关文件。5，年电费清单。变压器负荷。6，开户行户名及账号信息。

三，项目单位（兆瓦级别）向地市级或县级能源主管部门提交固定资产投资备案表和分布式发电项目备案申请表材料：

1，符合建筑等级实施安装光伏发电系统相关规定的项目方案。2，项目用地或屋顶场所使用权证明。

3，地市级或县级电网公司出具的项目并网接入意见。

4，如果项目采用合同能源管理方式，则需要提供与电力用户签订的能源服务管理合同等材料。

5，地方政府根据有关规定要求提供的其他材料。

四，出租屋顶，湖面，地面，大棚等收益性项目提供材料

1，自然人、企业法人身份证原件及复印件，营业执照（税务登记、组织机构代码）。2，土地所有权或使用权证明，消防、建筑、电力施工文件，长期租赁合同（25年以上）。

3，电费总额清单，变压器负荷曲线。4，安装地施工设计，投资收益测算表。

2.火电厂并网流程 篇二

一、大型风电厂的运行特点

1、风能稳定性比较差。

由于风速和风向经常性的变动, 风能属于一种过程性的能源, 随机、间歇和不稳定, 这些风能的特征对我们的风力发电机组提出了相当高的要求, 为了得到稳定的电能, 风力发电机组需要各种调速、调向的调节和控制的装置。

2、风能相比于水能和其他能源来说, 其能量密度较小。

因此, 为了能够得到相同的发电容量, 比起水轮机风轮尺寸相比要大几十倍。

3、风能不能存储。

对于风力发电机组, 如果要保证不间断的供应电力, 必须配置相应的储能装置。

4、相对于水轮来说, 风轮的效率极低。

理论上, 风轮的最大效率为59.2%, 而实际效率会比理论更低一些。

5、我国的风电资源具有局域性的特点, 主要集中在西北、华北、东北地区, 因此风电厂的分布位置比较偏远。

总而言之, 由于风能的以上特点, 利用风能发电比起利用水能发电要困难得多。

二、大型风电厂并网运行的问题分析

从二十一世纪以来, 中国的风电发展非常迅猛, 风电已经为中国的能源供应和节能减排作出了重要的贡献。我国的风电开发地域相对比较集中, 主要集中在东北、华北和西北地区, 占全国并网容量的86%左右。中国的风电发展具有规模开发的特点, 随着风电规模的发展扩大以及远距离输送的要求, 接入系统的电压等级也呈上升的趋势。中国并网风电设备种类繁多、标准不统一, 而且技术性能参差不齐, 与国外相比, 调节性能有一定的差距。风电场对电网的影响已从简局部电压波动等简单问题, 发展到对电网调节控制、电网稳定、电网电压等诸方面。

一是, 对电网调节控制的影响。由于风速和风向的经常变动性, 使风电场的输出功率也不稳定, 呈曲线发展, 而且各个地区的风电场的输出功率的曲线也会有差异。比如, 午夜时段的输出功率比较高, 而此时的电网处于低谷;午后时段的输出功率比较低, 而这个时段的电网在高峰时段。可以看出, 输出功率与电网负荷曲线成为反调节的性质, 从而增加了电网调节控制的难度。

二是, 风电接入对电网稳定性的影响。风电系统接入的通常是电网的末端, 这改变了通常情况下配电网的功率流动的单向性。也即当风电的注入功率明显增大的时候, 风电场的局部电网电压就极有可能超出安全的范围。另外, 由于风电规模的不断增大, 风电输出的不稳定性对电网的功率的攻击效应也会不断增大, 对系统的稳定性的损伤更加显著。

三是, 对电能质量的影响。风能源的不稳定性, 以及风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率呈现波动性, 会出现如电压偏差、电压波动等, 从而会影响电能质量。风速变化、以及风力机尾效应造成的紊流会引起风电功率的波动和风电机组的启停。风电功率的波动会引起电压的变化, 表现为电压波动、电压闪变等。

四是, 对电网频率的影响。对于电网频率, 取决于风电厂容量占系统总容量的比例。当风电场在系统频率中占得比例比较大时, 其输出功率的波动性对电网频率影响会增大。由于目前我国的风电场占总系统的容量比较低, 对电网频率的影响还不是特别显著, 问题不大。

五是, 风电场对于电力系统的运行成本的影响。与火力发电相比, 风力发电的成本相对来说比较低。风电并网对于整个电力系统运行成本来说具有了一定的影响, 可以说是双重影响。一方面来说, 风力发电减少了发电的成本支出, 分担了一部分传统机组的一部分负荷, 使我们的系统容量有很大的提高。但是另一方面, 由于风力发电是一种过程性、间歇性能源, 发电具有很强的随机性, 为了保证风电并网以后系统运行的稳定性和可靠性, 我们不得不改善现有的预报水平, 安排一定容量的备用以满足电场发电的功率的随机波动。这样为了维持电力系统的稳定, 在另外一方面也增加了电力系统在可靠性上的成本和支出。

基于以上一系列的影响, 我们应该统筹风电与电网和其他电源的协调发展, 加大电网的投资比例, 改善能源结构。同时, 加强风电运行的标准和政策建设, 编制相关的技术规定和行业标准, 加强和规范管理;要加快国家级风电技术与检测研究性机构的建设, 提高风电机组的性能;加强并网运行的控制和管理, 制定相关的工作流程, 规范管理技术要求, 统一标准;加强风电技术的支撑手段的建设, 深入研究大规模风电并网的安全稳定特性和技术, 为风电调度管理提供基本的技术支撑手段。

结语

中国正处于风电建设的发展期, 风电的规模发展还在进一步的增加, 大规模的风电并网运行, 对电网和系统的稳定性、电能质量、电压波动的影响是不可忽视的, 如果不解决这些局部的影响, 那么随着风电占系统比例的增加, 会影响整个系统电网的安全稳定运行。为了解决这些突出问题, 我们应该从多方面入手, 从而实现中国的风电事业的可持续发展。

参考文献

[1]叶杭冶:《风力发电机组的控制技术》, 机械工业出版社, 2002年。

[2]舒进、张保全、李鹏等:《变速恒频风电机组运行控制》, 《电力系统自动化》, 2008, 32 (16) 。

3.火电厂并网流程 篇三

关键词地方电厂 变压器保护 线路保护 自动装置

图1为地方电厂通过35kV线路与系统并网的一个典型接线图，这些地方小电源的接入给系统安全运行带来了一些问题，同时对继电保护和安全自动装置的配置和整定也提出了一些新的要求。

1110kV主变后备保护与地方电厂的配合和整定

图1的“系统与地方电厂联络图”，对于中压侧有小电源的110kV变电站，为了保持110kV系统零序电流分布相对稳定且尽可能地降低系统的短路电流水平，110kV主变中性点可能一台接地或两台主变均不接地

引言

在地区110kV电网网络中，存在一些小水电或利用废气发电的小电厂，这些电厂由于装机容量较小，一般通过35kV并网线路在110kV变电站并网，其典型接线图如图1所示。运行。

1.1两台主变均经放电间隙接地运行

如果采用两台主变均不接地运行，当110kV线路发生单相接地短路时，若电源侧开关A跳开而负荷侧开关B未动作，由于地方电源不能及时解列，这时就可能是地方小电源带着110kV中性点不接地系统运行时发生单相接地故障，110kV系统非故障相相电压升高到线电压，而中性点的电压要升高到相电压，这种电压的升高将危及到110kV变压器的绝缘安全。因此必须装设间隙放电装置，并采用间隙零序过电压和零序过流保护。

(1)间隙零序电流保护：间隙零序电流的动作电流与变压器的零序阻抗、间隙放电时的电弧电阻等因素有关，很难准确计算。由于正常运行时间隙不放电，流过保护的电流为零。所以间隙零序电流的定值可以整定得很灵敏，根据经验一次动作电流可取为100A(一次值)，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。

(2)间隙零序电压保护：在中性点不接地电网中发生单相接地短路时，故障相电压为零，两个非故障相电压升高到相电压的／3倍，折合到TV的开口三角绕组处的相电压数值理论上应为173.2V。由于TV饱和实际上只能输出130～135V。考虑到两个非故障相电压的相位相差60°，所以3U_o=3(130～135)=(225～233)V。间隙零序电压保护一般取值为150～180V，可保证在此情况下灵敏地动作，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。

1.2一台主变中性点直接接地，另一台不接地

对于中性线直接接地的变压器，采用中性点的零序过电流保护，保护动作以短时限跳开小电厂联络线，长时限跳主变各侧开关，其电流和长时限定值与110kV电源进线开关的零序Ⅲ段配合，保护不经方向元件闭锁。

对于中性点不接地的变压器，采用间隙零序过电压和零序过流保护。与上述1.1分析相同，间隙零序电压定值可取150～180V(二次值)，间隙零序电流定值取100A，时限以0.2s短时限跳开小电源联络线，以0.5s长时限跳开主变各侧开关。

210kV线路保护的配置

如图1所示，110kV变电站以220kV变电站一条110kV线路为主电源，地方电厂通过一条35kV线路在该变电站并网。110RV线路两侧开关A、B配以纵差、距离、零序等保护，按常规考虑，220kV变电站侧开关A重合闸按“检无压方式”投入，110kV变电站侧开关B重合闸按“检同期方式”投入。但是根据对负荷和线路故障时的情况进行分析，一旦110kV线路发生故障保护动作跳开开关A、B，若线路为瞬时性故障，开关A检无压重合成功后，开关B在多时情况下不能重合成功。因为如果110kV线路开关A、B跳开后，如果地方电厂能带110kV变电站所有负荷，110kV线路开关B检线路同期三相重合闸就能动作。如果地方电厂不能带110kV变电站所有负荷，地方电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。大多数情况下，由于地方电厂不能独立带110kV变电站负荷，所以开关B重合闸不能成功。

解决该问题的方案有以下几种：

2.1方案一

110kV线路故障时，开关A、B跳闸同时联跳开关C，开关A投检无压重合闸，开关B投无检定重合闸(可与A开关有延时配合)。待开关A、B跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。

2.2方案二

110kV线路故障时，不跳开关B，而直接跳开关C，保证将地方电源切除，开关A投检无压重合闸。待开关A跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。

2.3方案三

对110kV线路保护的重合闸功能进行改造，增加检母线无压重合方式，开关A采用常规检线路无压重合闸方式，开关B采用检110kV变电站110kV母线无电压三相故障鉴别重合闸，具体分析如下：在110kV线路发生瞬时性故障时，保护装置发三跳令将断路器A、B三相断开，主电源侧开关A线路保护重合闸采用检线路无压方式，先重合成功，而110kV变电站侧开关B保护装置则不断检测110kV母线线电压。若当时的地方电厂能满足变电站负荷时，装置检测母线电压(大于70％的母线额定电压)和相角(差值小于30。)均满足检同期条件，则发重合令将开关B三相重合；若当时的地方电厂不能满足变电站负荷需求而电压和频率下降，造成低频低压自动解列装置在规定时间内动作，切除地方小电厂，装置检测母线电压(小于30％母线电压)满足检母线无压条件，仍发重合令将开关B三相重合，迅速恢复对用户的供电。系统稳定后在将地方电厂并入主系统，整个系统恢复正常运行方式。

综合以上方案的比较说明：

(1)对于小电厂装机容量较小，110kV线路跳闸后小电厂出力无法满足孤网负荷的应优先采用方案二，因为方案二不跳负荷侧开关B，从保证供电可靠性方面更优于方案一，而且方案简单明了，可靠性高。

(2)对于小电厂装机容量较大，110kV线路跳闸后小电厂负荷有可能满足孤立电网负荷的应采用方案三。方案三有效地解决了小电厂并网后保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要，同时也提高了自动重合闸装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行水平和供电可靠性。

3地方电厂解列装置

对图1所示110kV变电站35kV母线上的小电厂，在

110kV电源线路故障跳闸频率和电压低于一定值时应要求小电厂能可靠解列，因此应在小电厂35kV并网线路电厂侧安装低频低压解列装置，必要时在系统侧装设低频低压解列装置，其动作定值和时限与电厂侧相同。

3.1低频定值

当110kV电源线路出现故障，两侧开关A、B跳开后，小电厂带110kV变电站运行时，一般情况下此时孤立系统将有较大功率缺额，频率降低，引起110kV变电站馈线低频减载装置动作。低频定值的整定应保证低频解列装置先于负荷线路的低频减载装置动作，还要躲过系统正常运行时的频率波动。根据规程规定和电网运行经验，频率定值一般整定为48.5～49Hz，时间定值取0.2-0.5S。

3.2低压定值

低电压定值按保证解列范围有足够的灵敏系数整定，一般整定为额定运行电压的0.6～0.8倍。为确保其它35kV线路故障引起系统电压降低时，不会造成低压解列装置误动作，动作时限应躲过本母线35kV线路有灵敏度的保护段(一般为II段)时限，即比有灵敏度保护段时限长一个时间级差△t，对微机保护，此时限一般不大于0.8s。

4结束语

4.最全的光伏电站并网流程（精选） 篇四

2016-04-19全民汇新能源科技有限公司地面光伏电站并网流程 带电前的必备条件

一接入系统带电前要需具备的条件

1、发改委备案文件、上网电价文件、可研报告

2、接入系统审查批复文件(国家电网公司、省电力公司接入系统文件)

3、公司营业执照复印件(正本、副本)

4、公司税务登记证(国税、地税)

5、公司组织机构代码证

6、系统主接线图

二升压站返送电流程和具备的条件

1、给省电力公司申请返送电文件。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

2、给交易中心上报接网技术条件。(按照公司接入系统要求及反措要求上报)

3、并网原则协议签订。(与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心)

4、省调下达的调度设备命名及编号。

5、省调下达的调管设备范围划分。

6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。

7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。(确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式)(原则上执行当地大宗工业用电电价)

8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。(必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等)。

9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告(报告原件)。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

12、应出具消防部门验收意见。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。三并网流程或具备的条件

1、工程质检报告

2、安评报告

3、技术监督报告

4、消防验收意见

5、电力公司验收报告

6、针对各检查报告提出问题的整改报告

7、《供用电合同》(是否有新的变化，若有变化须重新签订)

8、针对上述“四个协议(或合同)、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。

9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。

10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间)

12、生产验收交接书(施工单位与业主签订)

13、涉网试验完成并满足电网要求

14、电价批复文件

15、消防验收合格

1、业主提出并网申请，到当地的电网公司大厅进行备案。

2、电网企业受理并网申请，并制定接入系统方案。

3、业主确认接入系统方案，并依照实际情况进行调整重复申请。

4、电网公司出具接网意见函。

5、业主进行项目核准和工程建设。

6、业主建设完毕后提出并网验收和调试申请。

7、电网企业受理并网验收和调试申请，安装电能计量装置（原电表改装成双向电表）

8、电网企业并网验收及调试，并与业主联合签订购售电合同及并网调度协议。

5.火电厂并网流程 篇五

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，按照监管章节条款处理。

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。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、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臵、通信设备、自动化设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装臵、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3分/项每月考核。

第八条 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2分/天考核。

第九条 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和黑启动方案并报相关调度机构，定期根据方案开展反事故演习，以提高并网发电厂对事故的反应速度和处理能力；应根据相关调度机构的要求参加电网联合反事故演习。对于未制定事故处理预案的并网发电厂，按5分/次考核，并限期整改，逾期未完成整改者，按3分/项考核；对于无故不参加电网联合反事故演习的并网发电厂，按10分/次考核。

第十条 并网发电企业应按规定参加发电企业与电网企业联席会议及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5分/次考核；不参加专业工作会议，按5分/次考核。

第十一条 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5分/次考核。瞒报、谎报、逾期不汇报者，按10分/次考核。

第十二条 并网发电厂应按《发电机组并网安全性评价管理办法》定期开展安全性评价工作。

第三章 运行管理

第十三条 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。

第十四条 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。

第十五条 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1分/次考核。

第十六条 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20分/次考核。

第十七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1～3分/次考核。

第十八条 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×6分/10万千瓦考核；（说明：8月14日2号机组按照第1类非停，扣6分）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×3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×2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×1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×1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×0.25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。（就是说机组发生非计划停运后，及时向调度部门申请转检修，减少非停小时，少扣分。8月14日2号机组4.57小时，扣57分）总共扣

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。

第十九条 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。

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3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1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2分/次考核。

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2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1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0.5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5分/月考核；

对于火电机组：速率低于2%，每低0.2个百分点按5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10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0.5分。

第二十条 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0.5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2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1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5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。

第二十一条 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、安全自动装臵、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（装臵）参数，并对所提供设备（装臵）参数的完整性和正确性负责。设备（装臵）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（装臵）状态和参数前，应经相关调度机构批准。对于擅自改变设备（装臵）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4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臵，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0.5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10分/次考核。

第二十二条 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3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6×0.02分/万千乏。

如果没有提前申请，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0.2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。

第二十三条 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2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、火电机组启停期间；

3、新机组试运期间；

4、其它特殊情况。

第二十四条 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臵的低励限制、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臵或低励限制、强励功能。否则按2分/项每次考核。

第二十五条 并网发电厂应参与电力系统调峰，调峰幅度必须达到西北电监局规定的有关要求。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4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3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）。

第二十六条 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2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30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200分考核。

第四章 检修管理

第二十七条 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、月度及日常检修申请，并按照调度机构下达的、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、月度检修计划和三年滚动计划者，按5分/次考核；、月度检修计划上报后，要求调整检修计划者，按5分/次考核；不按时提出计划检修申请，按2分/次考核；申请内容不准确导致检修方式安排不当，按3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2分/次考核。

第二十八条 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。第二十九条 并网发电厂涉网的继电保护及安全自动装臵、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3分/次考核。

第三十一条 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

第三十二条 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臵、通信设备、自动化设备、励磁系统及PSS装臵、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、配臵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。

第三十四条 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臵，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臵，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臵，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、装臵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臵反事故措施。

4、对因并网发电厂继电保护和安全自动装臵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臵。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臵不正确动作，每次按并网发电厂全厂容量×2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×4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臵动作，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臵未投运，导致电网事故扩大或造成电网继电保护和安全自动装臵越级动作，每次按并网发电厂全厂容量×4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×1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臵设备缺陷，每次按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦考核。超过24小时，按并网发电厂全厂容量×0.25分/10万千瓦每天考核。

第三十五条 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臵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、安全自动装臵、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×2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臵误动、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×4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）装臵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×1分/10万千瓦考核。超过48小时，按并网发电厂全厂容量×0.5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×0.5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臵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；

（7）并网发电厂内录音设备失灵，影响电网事故分析的。第三十六条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂自动化设备开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂自动化设备的设计、选型应符合有关规程规定，采用成熟可靠的产品，并报调度机构备案。其接口和传输规约必须满足自动化主站系统的要求。并网发电厂自动化设备必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格或相关调度机构认可的测试机构测试合格的产品。

2、并网发电厂应满足《电力二次系统安全防护总体方案》及《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34号）的要求，确保并网发电厂二次系统的安全。

3、并网发电厂自动化设备的运行应遵循调度规程和自动化系统运行管理规程等规程、规定的要求。并网发电厂自动化设备应能及时、准确、可靠的反映并网发电厂的运行状态和运行工况。

4、并网发电厂的自动化设备至调度主站应具有独立的两路不同路由的通信通道或一路专线一路调度数据网通道。电厂端接入的远动信息应满足调度机构对接入信息的要求。并网发电厂自动化设备原则上应采用发电厂直流系统所提供的直流或逆变的交流供电。并网发电厂应在发电机组出口及网厂计量关口点应按调度机构的要求安装关口电能表和关口电能计量装臵，关口电能计量信息应接入相关电网关口电能计量系统。

5、并网发电厂自动化设备事故或故障时，应按相应调度机构自动化设备运行管理规程进行处理和抢修。事故处理完成后，并网发电厂应及时提交事故处理报告。

6、并网发电厂应配合相关电网经营企业的技术改造计划，按要求进行自动化设备的改造，调度机构应督促并网发电厂按期完成调度管辖范围内有关电厂自动化设备的整改工作。

7、并网发电厂机组监控系统或DCS系统应及时、可靠地执行所属调度机构自动化主站下发AGC/AVC指令，同时应具有可靠的技术措施，对接收的AGC/AVC指令进行安全校核，拒绝执行超出机组或电厂规定范围等异常指令。

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、并网发电厂应向调度机构准确、实时传送必要的远动信息。对远动信息量传输不完整的，限期整改。未按要求进行整改的，每项每月按并网发电厂全厂容量×0.1分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂处于安全区Ⅰ、Ⅱ的业务系统的安全防护应满足国家有关规定和相应调度机构的具体要求。如调度机构检查发现并网发电厂不满足要求或擅自改变网络结构，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。如由于并网发电厂原因造成调度机构业务系统被病毒或黑客攻击、网络异常，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。如造成电网事故，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂未经许可，擅自退出或检修调度机构管辖的自动化设备的，每次按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

4、并网发电厂的远程终端装臵、计算机监控系统、关口计量装臵的考核：

（1）事故时遥信误动、拒动，每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。（2）遥测月合格率、遥信月合格率低于99％时，每降低1个百分点按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

（3）发电厂应保证电量计量装臵的电源、回路等正常，由于发电厂原因造成的月运行合格率低于100％时，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

（4）远动装臵月可用率低于99％时，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。远跳装臵月可用率计算公式如下：

月可用率=[（全月日历小时数-远动装臵停运小时数）/全月日历小时数] × 100% 第三十七条 并网发电厂涉网设备的参数管理包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数以及涉网技术设备（AGC、AVC等）应满足接入电网安全稳定运行要求。并网发电厂应按调度机构有关设备参数管理的规定执行。并网发电厂还应定期委托有资质的试验部门对涉网设备进行参数实测，由电力监管机构指定的认证部门进行认证，并及时向调度机构报送设备试验报告及技术资料。当参数发生变化时，应及时报送相关调度机构重新进行备案。

第三十八条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂励磁系统和PSS装臵开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂的励磁系统和PSS装臵的各项技术性能参数应达到《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》（DL/T843-2003）、《大型汽轮机自并励静止励磁系统技术条件》（DL/T650-1998）等国家和行业有关标准的要求，并满足电网安全稳定运行的要求。并网发电厂的励磁系统和PSS装臵应由并网发电厂委托有资质的试验部门进行试验，由电力监管机构指定的认证部门进行认证，调度机构根据这些专业部门的意见下达定值。调度机构有权督促并网发电厂进行试验。

2、并网发电厂单机200MW及以上火电机组和单机40MW及以上水电机组应配臵PSS装臵，并网发电厂其他机组应根据西北电网稳定运行的需要配臵PSS装臵。

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、按要求应配臵PSS装臵的并网发电厂未配臵PSS装臵，按全厂容量×2分/10万千瓦每月考核。

2、发电机组正常运行时自动励磁调节装臵和PSS可投运率应达到100％，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按机组容量×1分/10万千瓦每月考核。

3、强励倍数不小于1.8倍，否则，按机组容量×2分/10万千瓦考核。

第三十九条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂调速系统开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂的发电机组调速系统的各项技术性能参数应达到《汽轮机电液调节系统性能验收导则》（DL/T824-2002）、《水轮机电液调节系统及装臵基本技术规程》（DL/T563-1995）等国家和行业有关标准的要求，并满足电网安全稳定运行的要求。并网发电厂的调速系统应由并网发电厂委托有资质的试验部门进行试验，由指定的认证部门进行认证，调度机构根据这些专业部门的意见下达定值。调度机构有权督促并网发电厂进行试验。

2、并网发电厂的发电机组必须具备并投入一次调频功能，当电网频率波动时应自动参与一次调频。并网发电机组一次调频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。

第四十条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂高压侧或升压站电气设备开展技术指导和管理工作。

1、并网发电厂高压侧或升压站电气设备应根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）的要求按周期进行预防性试验，及时消除设备的缺陷和安全隐患，确保设备的遮断容量等性能达到电力行业规程要求。若不能达到要求，并网发电厂应按调度机构的要求限期整改，未按期整改的并网发电厂每月按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂高压侧或升压站电气设备外绝缘爬距应与所在地区污秽等级相适应，不满足污秽等级要求的应予以调整，受条件限制不能调整的应采取其它的防污闪补救措施。

3、并网发电厂高压侧或升压站电气设备的接地装臵应根据地区短路容量的变化，校核其（包括设备接地引下线）热稳定容量。对于升压站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地的系统，必须按异点两相接地校核接地装臵的热稳定容量。

4、并网发电厂升压站主变中性点接地方式应满足调度机构的要求。

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、并网发电厂高压侧或升压站电气设备发生事故，每次按并网发电厂全厂容量×4分/10万千瓦考核。

2、并网发电厂高压侧或升压站电气设备发生Ⅰ类障碍，按并网发电厂全厂容量×2分/10万千瓦考核。

3、并网发电厂高压侧或升压站电气设备主设备可用率不小于99％，预试完成率为100％，影响设备正常运行的重大缺陷的消缺率为100％。若以上指标每降低1个百分点（含不到1个百分点），按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

第四十一条 调度机构按其管辖范围对并网水电厂水库调度开展技术指导和管理工作。

1、并网水电厂的水库调度运行管理应满足国家和行业有关规定和调度规程有关规定的要求。调度机构按照调度管辖范围负责水库调度运行管理和考核工作。

2、调度机构及并网水电厂应做好水调自动化系统（或水情测报系统）的建设管理工作，制定水调自动化系统（或水情测报系统）管理规定，保证系统稳定、可靠运行，并按《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求做好安全防护工作。调度机构及水电厂应保证水调自动化系统（或水情测报系统）维护管理范围内通信通道的畅通，负责水调自动化系统的信息维护。并网发电厂应按规定向调度机构水调自动化系统传送水情信息及水务计算结果，并保证传送或转发信息的完整性、准确度和可靠性，否则每次按并网发电厂全厂容量×1分/10万千瓦考核。

3、调度机构应合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益和水电厂在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。并负责编制水库群补偿调节方案，开展水库群优化调度工作等，并网水电厂应按相应调度机构的规定及时上报月工作简报、月报表、汛情周报、洪水小结、年工作总结等水情信息，发生重大水库调度事件后，应及时汇报相关调度机构，并按调度机构事故处理预案进行处理。事故处理完成后，并网发电厂应及时提交事故处理报告，否则每项按并网发电厂全厂容量×0.5分/10万千瓦考核。

第六章 考核实施

第四十二条 电力监管机构负责组织辖区发电厂并网运行考核工作。

考核的基本原则是：全网统一评价标准；按月度以省（区）为单位分别考核；同一事件适用于不同条款的考核取考核分数最大的一款。第四十三条 各省（区）调度机构负责其直调发电厂并网运行管理的考核评分工作，并上报西北网调，西北网调负责西北全网考核汇总工作。

第四十四条 发电厂并网运行管理考核分值折算为电费，全部用于辅助服务补偿。考核结算依据《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》相关规定执行。

第四十五条 电网调度机构于每月初10个工作日内公布所有机组上月并网运行考核结果。

发电企业对统计结果有疑问或者异议，可在公布后5日内向相应电网调度机构提出复核。电网调度机构在接到问询后的5个工作日内进行核查，并予以答复，电网调度机构和发电企业不能解决的争议，由西北电监局有关部门进行复查。在考核公布5日内没有异议者，视为认可考核结果，以后不再进行复查。

电网调度机构于每月20日前将上月机组并网运行考核结果情况报电力监管机构。电力监管机构于每月25日前负责发布上月机组并网运行考核报告。考核报告经发布后，考核结果生效。

第八章 监

管

第四十六条 电力监管机构负责协调、监管辖区内发电厂并网运行管理和考核工作，以及辖区内机组并网运行管理争议的调解和裁决工作。第四十七条 电网经营企业应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公”调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用网站、会议、简报等多种形式，季度、信息披露应当发布书面材料。

第四十八条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。按照《西北区域电力运营合同与协议备案管理办法（试行）》（西电监办〔2006〕32号）执行。合同（协议）双方应于每年11月底以前签订下一购售电合同和并网调度协议，并在签订后10个工作日内报属地电力监管机构备案。属地电力监管机构将本地合同（协议）签订的总体情况报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省（区、市）没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；西北网调调管的发电厂，直接向区域电力监管机构备案。

第四十九条 建立电力“三公”调度情况书面报告制度。调度机构定期向属地电力监管机构报告电力“三公”调度情况。按照《西北区域电力公开、公平、公正调度实施情况报告管理办法（试行）》执行（西电监办〔2006〕32号）。

第五十条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由电力监管机构按照《西北区域厂网联席会议制度》（西电监办〔2007〕16号）会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。

第五十一条 电力调度机构应建立相应的考核技术支持系统，并网发电厂建设相应配套设施以保证考核顺利实施。

第九章

附 则

第五十二条 本细则中涉及到的各种违规情况考核，不作为减免当事人法律责任的依据。

第五十三条 本细则由国家电力监管委员会授权西北电监局负责解释。

第五十四条 本细则由西北电监局根据西北电网实际运行情况及时修订。

6.火电厂并网流程 篇六

380（220）伏接入电网分布式光伏发电项目并网服务流程

380（220）伏接入电网分布式光伏发电项目并网服务流程项目业主市局相关部门市（县）局财务部各营业窗口县区局营业部县区局计划建设部县区局配电部2个工作日并网申请业务受理接入条件审核3个工作日并网申请（8个工作日）现场勘查 现场勘查2个工作日答复并网 意向函1个工作日出具并网 意向函否是业主是否 自然人10个工作日委托编制接入系统方案制订接入 系统方案2个工作日2个工作日接收接入 系统方案组织审查接入系统方案参与审查接 入系统方案参与审查接入系统方案6个工作日2个工作日确认接入系统方案答复接入系统方案确认单出具接入系统方案确认单工程建设（10～30个工作日）方案确认（10个工作日）接收接入系统方案确认单电网配套 工程立项向政府能源主管部门备案否业主是否 自然人是集中向政府能源主管部门备案光伏发电工程设计施工电网配套 工程建设并网验收申请启动并网验收4个工作日组织并网验收 参与并网验收参与并网验收6个工作日签订购售电合同2个工作日通知业主签订购售电合同4个工作日并网验收（20个工作日）计量装置安装4个工作日接入系统方案、购售电合同备案资料归档并网调试、进入商业运行按周期抄表5个工作日制作 电量结算单5个工作日制作 电费计算单电费结算（25个工作日）审核 电费计算单5个工作日10个工作日提供发票支付电费、转付国家补贴资金

7.火电厂并网流程 篇七

2015年6月1日, 我国首台660 MW超超临界二次再热机组———安源电厂新建工程1号机组首次并网成功, 开始带负荷调试。安源电厂“上大压小”新建工程共计建设了2台660 MW超超临界二次再热机组, 为江西省“十二五”重点工程。据悉, 二次再热发电技术是《国家能源技术“十二五”规划》的重点攻关技术, 对引领发电技术进步, 提升我国电力制造业水平具有推动作用。据测算, 二次再热机组热效率比常规一次再热机组高约2%, 可实现二氧化碳减排约3.6%, 具有效率高、能耗低等优点。

8.火力电厂输煤运行流程 篇八

火力发电厂输煤系统的任务主要是卸煤、储煤、上煤和配煤。输煤控制系统就是对输煤系统的设备进行控制，使其能按一定的顺序运行，以便完成上述任务。主要设备包括翻车机、斗轮堆取料机、带式输送机、给煤机、犁煤器、除尘器、除铁器、滚轴筛和碎煤机等。由于大型火电厂在一定时间内煤量相差很大。用煤量亦相差很大，煤质差别也可能较大，同时为满足配煤和煤的粗处理的要求，输煤系统必须具有多种多样、十分灵活的运行方式，才能满足机组稳发满发的要求。

火电厂输煤系统的主要特点如下：

1．系统设备多。设备种类多：给煤机、翻车机、斗轮堆取料机、皮带输送机、碎煤机、筛煤机、犁煤器、三通挡板、除尘器、取样机、煤位检测装置、皮带秤等；设备数量多：火电厂输煤系统设备数量一般均为100多台。

2．系统分布广。火电厂输煤系统设备布设分散、作业线长、运行方式灵活多变，分布一般在几公里的范围内，有的大型火电厂甚至更远。

3．系统故障点多。皮带的拉绳、跑偏、超载、撕裂；碎煤机的超温、超振；三通挡板及犁煤器等的卡死或不到位；皮带、筛煤机的堵煤等。

4．工艺流程复杂。多种煤源设备取煤通过电动三通挡板的切换经皮带输送机（一般均为双路）传送到原煤仓，可以组成几十种甚至上百种工艺流程。

5．系统运行环境恶劣。输煤系统运行环境粉尘飞扬，水、灰、煤粉比比皆是，特别是夏日煤仓间气温高达50℃。

二、火力发电厂输煤PLC控制系统结构

根据火力发电厂输煤工艺系统控制的要求，输煤程控系统的设计方案是由锅炉的特性与工况所决定的，煤质必须符合锅炉的设计要求。电厂输煤控制系统总体结构包括现场PLC控制过程和远程监控两部分，即采用PLC和上位机两级控制。现场控制采用PLC增强了抗干扰能力，使系统可靠性大幅提高且操作简单。上位机远程监控部分的实现使整个系统有了一个统一的监视、管理平台，从而施以科学有效的控制方法。其系统结构如图1所示：

最上层由两台工业控制计算机组成，一台用作主控机，另一台作为前者的备份机。主控机与备份机均配备大屏幕彩色监视器，具备相同的监控功能。两台计算机通过RS-232串行线与PLC连接。根据RS-232串行通讯的特点，当一台主机与PLC进行全双工通讯时，另一台主机只能以监听方式连入通讯线。与PLC进行全双工通讯的主控机能监控整个系统，而备份机只具有监视功能，作辅助或备份用。系统通过双机切换装置设定控制主机。工控机内配置声卡，在流程启动时输出语音提示，在全煤场广播。主控系统建立在中文Windows3.2操作系统上。整个主控软件具有良好的中文图形界面，用鼠标与键盘配合操作。

(一)PLC集中控制柜

PLC对整个输煤系统进行数据采集和控制，实时采集现场各设备的启停故障等状态及料仓料位等信息，进行分析、处理，通过上位机的人机接口对系统设备发出控制指令；同时，系统中各个设备的运行状态信息都能动态、实时的在上位机的CRT中显示，实现上位机的实时数据采集、画面显示，出现故障时，可以保存故障记录。

（二）上位监控终端

主要由监控计算机及打印机等外围设备组成，实现各状态信息的显示及各设备远程控制、故障报警、报表打印、趋势图显示等。

三、火力发电厂输煤PLC控制系统的功能及操作方式

（一）火力发电厂输煤PLC控制系统的功能

该部分主要用来接收上位机的操作命令及现场设备的输入信号，经PLC内部处理，输出控制信号直接参与主控回路的控制或送至上位机进行信号显示。火力发电厂输煤PLC控制系统具有如下功能：

1．顺序启动。给整个模拟系统启动信号，系统按照一定的顺序启动传送带。传送机启动的顺序为：启动传送机3→启动传送机2→启动传送机1。

不同传送机之间的延迟时间可在线调节。由于在调试的过程中，延迟时间过长会造成物料堆积，延迟时间过短，会使皮带不带物料空转，均对系统的总体运行带来不利影响。因而保证延迟时间的在线可控，会为系统调试带来很大方便。

2．顺序停机。给整个系统停机信号时，系统会按照一定顺序停止运行中的皮带传送机，停机的顺序为：停止传送机1→停止传送机2→停止传送机3。

停机延迟时间也必须满足在线调节的要求。

3．煤仓控制。煤仓也就是模拟系统中的可控漏斗，可控漏斗的上口和下口都装有传感器，用于反馈可控漏斗中的物料信息。当下口传感器感测到物料已空时，应当控制可控漏斗关闭下口处的挡板，表示煤仓的煤已经耗尽，需要停止煤仓的供煤，同时紧急给煤仓配煤。因此关闭可控漏斗的下口，同时提高传送机的送煤速度。

当上口传感器发出煤仓满信号时，表示煤仓已满，应当立刻停止对煤仓上煤。

（二）火力发电厂输煤PLC控制系统的操作方式

火力发电厂输煤PLC控制系统通过PLC对现场设备进行控制，其控制操作方式有以下三种：

1．微机程控。微机程控是PLC根据具体生产工艺流程事先编制好各种程序组合，当收到启、停指令时，所选流程内各设备按联锁要求顺序启停。该控制方式适用于程控设备及现场设备均属正常的情况。

2．联锁手动。联锁手动是在选定运行、停止流程后按联锁要求的顺序对流程内各设备进行一对一的启和停操作。该控制方式适用于程控失效的情况。

9.电厂拜访流程 篇九

锅炉专业：

你首先要找到你的产品所对口的专业进行介绍。同时你还要去相关的车间进行介绍，因为最终的用户就是车间。你要了解的就是你的产品特性，以及能给电厂带来的好处，它的机组大小、相关的运转状况你也侧面了解一下。一般10万元以下的项目专工就可以做主，大于10万的，一般由生技部长、生产厂长拍板。当然，物资采购部是必去的部门。

电力系统的前期接触

1、入网选型：所谓“入网选型”，是指各省市电力公司定期或不定期的召开电力物资供应商参加的会议，以确定可在该地区销售的电力物资供应商名单及其产品的规格型号。只有进入选型名单的电力物资供应商才能在该地区进行销售。所以每年的选型工作是非常重要的。一般来说，每个省、地市电力公司都有选型名单。主管选型的部门是生计科和物资科。

2、初期拜访：在初期拜访时，对涉及到产品销售的部门都要尽可能的拜访到。主要是获取以下几个方面的信息：

A： 局长和总工以及各部门的人员组成以及他们的姓名、电话（手机和住宅电话）、家庭住址、社会关系等。

B： 各局长及部门间的实权人物之间的相互关系。

C： 对于可能升至实权人物对象要有预测和格外的重视。

D： 随时关注电力系统内部人员的调动、升迁，格外注意电力系统人员外出旅游或开会的情况。

E： 通过电力系统内部的人员来了解竞争对手的情况。

F： 培养1-2个低级职员的良好客情关系，以便信息的获取更及时和准确。

G： 确定需要深入接触的对象，即公关目标。

3、拜访客户时需要极大的耐心和一定的技巧，要善于察言观色，在很小的细节中捕获对自己有帮助的信息。更重要的是要勤于拜访客户，机会总是在不断的接触中产生的。

4、拜访时准备一些小礼品，会很有帮助。在客户办公场所敬烟和抽烟一定要注意环境和对象，避免不必要的麻烦。

5、要广泛的接触电力系统的员工，包括和业务没直接联系的部门；自己的竞争对手；其他行业的电力物资供应厂家的销售人员。尽可能的扩大自己的信息来源和通道。

③、电力系统的深入拓展

1、利用一切可利用的资源来接近客户。

2、至少要和一位分管局长或总工级别的客户建立良好的客情关系。从上往下的营销摸式才是最好的。

3、注意利用客户外出旅游或开会的机会。一般来说不在办公室的客户相对好接近一些。

4、注意各部门的客情关系是否通畅，这里的工作一定要细致，客户对象甚至要考虑到对方的仓库管理一级的人员。

5、要时刻关注竞争对手的动态，在行动上争取要比对手快一步，以达到削弱对手竞争力的目的。

④、电力系统合同的签订

1、报价之前，一定要和客户进行良好和有成效的沟通，探听竞争对手的动态，但要注意不要泄露真正的底价给任何人。

2、要去了解客户以往的采购价格，竞争对手以前的报价，只要客情关系到位，这些信息都可以收集到。再根据竞争对手在别的地区的报价对竞争对手的价格进行预估，预估时也要考虑到竞争对手销售人员的组成情况以及他们具体定价人员的性格，以免出现大的偏差。

3、要注意破坏竞争对手的客情关系，但一定要注意技巧和方法，在没有一定的把握之前不要尝试，以免适得其反。

4、报价之前要对供货产品的规格型号、数量、供货日期、要求的技术标准和公司沟通，避免无法供货和损坏客情关系。

5、签订合同时要注意对合同条款的审阅，了解回款程序和细节，并要拜访回款所要涉及的部门。

6、签订完合同后，要对客户进行回访和感谢。

⑤、电力客户的回款

1、通常回款都是由物资科办理相关手续，再到财务结算中心办理汇票，完成回款。但是回款的程序往往是在局长或其他实权人物的影响下才开始的。所以良好的客情关系和信息渠道的通畅才是及时回款的有力保证。

2、回款之前要及时和客户沟通，确定开票金额，尽量避免开票金额过大而实际回款较小，给公司的流动资金带来困难。

3、客户回款时往往会出现“僧多粥少”的情况，信息的通畅能让你比对手的行动更快，良好的客情关系让你的回款份额比对手更多。

4、在平时的业务往来中就要注意做好回款工作，包括对回款程序中涉及到的每一个环节的客情关系的沟通和培养。

5、在要求客户回款时，一定要注意技巧，并注意环境、对象、时间等因素，避免因回款而损害客情关系。

6、回款的方式应用银行汇票方式，尽量避免电汇方式，如电汇一定要取回对方的电汇凭证的复印件。

7、在对方回款以后，应对相关人员进行回访，表示感谢。

⑥、可能出现的困难及对策

1、了解情况，不要被表面情况所迷惑，要找出问题发生的根源。可以通过对不同部门的相关人员的多次走访，来了解实际情况。

2、对于因自己工作不到位的情况而产生的麻烦，要及时补救，除了自己加大拜访次数，用诚意感动客户之外，还可以利用电力系统内部的人际关系来协调和解决。

3、对于因客户内部的人际斗争而产生的困难要注意转移矛盾，切不可用权力高的一方来压制权力低的一方。因为电力系统采购中往往会出现“一票否决权”，即因某一个人有抵触情绪而导致整个销售工作的失败。

4、对于因为自己公司内部协调的问题而产生的困难，应注意及时的沟通。提出自己的意见和解决办法。