山西电网并网机组运行规则[精选五篇]

第一篇：山西电网并网机组运行规则

山西电网并网机组运行规则

为适应电力供需形势和电力体制改革得新变化，进一步强化调度纪律，提高发供电企业设备健康水平，确保电网安全稳定运行，奖优罚劣，促进多发多供，满足全省经济发展和人民生活对电力的需求，依据《电力法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》、《电力供应与使用条例》及国家有关电力调度等有关法律、法规、条例、规程和政策，结合山西电网实际情况，制定本规则。

一、总 则

第一条 山西电网并网机组运行规则坚持“公开、公正、公平”的调度原则和平等竞争、高度透明、困难分担、依法准入、接受监督的原则。

第二条 山西电网并网机组运行规则规则适用于山西省电网经营企业和并网电力生产企业（机组）。

第三条 山西电网并网机组运行管理规则规则主体：

1、电网经营企业：山西省电力公司（以下简称“省公司”）。

2、电力生产企业：省级调度机构（以下简称“省调”）直接调度的并网电力生产企业（以下简称“省调电厂”）。

第四条 电网经营企业和电力生产企业都必须执行国家有关法律、法规、条例和电力行政主管部门、山西电网颁发的保证电网安全运行的各类规章制度，严格执行调度指令，按照调度要求进行电网事故处理，严格执行日发电调度计划曲线（包括有功、无功）。第五条 省公司依据本规则结算并网省调电厂上网电量。第六条 调频（或调整网间潮流）、调压、调峰是每一个上网发电厂（机组）应尽的义务。为保证调整网间潮流的合格率，省调电厂按调整性质分为网间潮流调整电厂（机组）和基荷电厂。

1、网间潮流调整厂：省调指定参与调整网间潮流的省调电厂（机组）。当山西电网独立运行时，确定为第一调频厂。

2、基荷电厂：除了网间潮流调整厂以外，其余省调电厂均为基荷电厂，主要承担电网基本负荷；当山西电网独立运行时，应积极主动参与调整频率，保证电网正常运行。

3、根据电网运行需要，省调可变更基荷电厂和网间潮流调整厂。第七条 省调及其省调电厂都必须执行本规则。

第八条 省公司所属各供电分公司应参照本规则制定所辖电网上网小电厂运行规则。

二、年度发电量调控目标的编制

第九条 全省年度发电量调控目标，由省电力行政主管部门根据全省经济发展形势和电力需求情况预测，结合电网结构、省调电厂及各市（地）经贸委上报的所属地方电力企业年度发电量建议指标，综合平衡后编制下达。省调电厂年度发电量调控目标由省经贸委直接分解下达，非省调电厂年度发电量调控目标，省经贸委切块下达市（地），由各市（地）经委牵头会同市（地）供电部门分解下达。

三、省调电厂（机组）发电调度计划的编制 第十条 月度发电调度计划的编制

省调在省电力行政主管部门编制的年度发电量调控目标的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、燃料供应、供热机组供热等情况和电网设备能力、省调电厂设备检修情况以及电厂运行和电网安全等因素，编制省调电厂月度发电调度计划。

第十一条 日发电调度计划的编制

1、日发电调度计划的编制原则：在月度发电调度计划的基础上，省调综合考虑日用电负荷预测、近期内水情、燃料供应情况、省调电厂机组出力水平（省公司核定）和电网设备能力、设备检修情况等因素后，进行发电计划平衡。网间潮流调整厂（机组）要留有适当调整余量，全网应留有不低于最大统配发电负荷4％的旋转备用容量。

2、电力生产日调度计划主要内容包括：省调电厂（机组）日发电负荷曲线、日发电量、机炉启停和日发、供电设备检修计划等。

3、电力生产日调度计划应在前一天十六点前下达省调发、供电单位。

第十二条 电力生产日发电负荷曲线的修改原则

省调当值值班调度员可根据下列情况修改省调电厂电力生产日发电负荷曲线，并做好记录。

1、经省调当值调度员根据当时电网需要许可提前（或推后）并网或停机者；

2、机组并网之后或滑停过程中，经所属电厂自身调整且根据核定技术出力仍无法满足曲线者；

3、计划外临时安排机组恢复运行或并网者；

4、经省调同意利用后夜低谷时间机组临时消缺，且在次日6时之前并网者；

5、发生电网事故造成负荷有较大变化时；

6、非省调发电厂较大的机组非计划停用时；

7、大用户非计划启、停影响较大时；

8、气象条件的变化影响较大时；

9、监测点电压越限时；

10、其它非预见到的情况，影响电网安全、稳定运行时。

四、并网机组运行规则

第十三条 基荷发电厂应按省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）调整发电出力，其偏差不能超过日发电负荷曲线的±2.5％（当日发电负荷曲线的2.5％不足1Mw时，按 1Mw计算，当日发电负荷曲线的2.5％大于20MW时，按20MW计算）。并要求其偏差值在15分钟之内至少过零一次。

第十四条 水电站应根据省调下达的日发电负荷曲线或当值调度员指令调整出力。如遇水情发生变化，水电站须执行水调命令时，水电站值班人员应及时通报省调，并将执行水调的依据上报省调。按照电调服从水调的原则，省调及时调整水电站的出力。

第十五条 网间潮流调整厂应根据省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员的修改曲线），结合华北电网网间潮流控制要求，调整发电出力至要求值（即：Pi＋ACEi），并满足A1、A2网间潮流控制性能指标。其中：

Pi----网间潮流调整厂日发电负荷曲线i时刻发电功率。ACE----网间潮流i时刻区域控制偏差值，即△Pi＋B×△fi。△Pi----网间潮流i时刻计划值与实际值偏差。B----频率偏差系数。

△fi----电网频率i时刻标准值与实际值偏差。

A1----每5秒钟采样一次系统频率和网间潮流并计算ACE，要求 ACE在每15分钟内至少过零一次，且每15分钟ACE未过零次数≤40次/月。

A2----要求每15分钟内，ACE的平均值都在规定的区域Ld以内，要求每15分钟ACE平均值越限Ld次数≤40次/月。

Ld----ACE规定合格区域 第十六条 AGC机组运行规则

1、一般AGC机组应跟踪省调下达的日发电负荷曲线（或当值调度员下达的修改曲线）调整出力。

2、参与调整网间潮流的AGC机组按省调下达的日发电负荷曲线加该机组应承担的ACE值份额调整出力（或由当值调度员远方操作）。

即：Pij＋ACEij。

Pij----第j台AGC机组日发电负荷曲线 i时刻发电功率。ACEij----第j台AGC机组i时刻ACE调整份额值。ACEij = ACEi ×（第j台A GC机组发电机铭牌容量／所有参与调整网间潮流的AGC机组容量之和）

第十七条 基荷发电厂运行规则

1、低谷时段实际发电曲线高于日发电负荷计划曲线2.5％多发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

2、平峰时段实际发电曲线高于（或低于）日发电负荷计划曲线2.5％多发（或少发）的电量，按该时段一倍的数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、高峰时段实际发电曲线低于日发电负荷计划曲线2.5％少发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、任何时段偏离日发电负荷计划曲线的差值15分钟之内不过零多发（或少发）的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

第十八条 网间潮流调整厂运行规则

1、网间潮流调整厂应保证网间潮流控制性能指标(以总调统计为准)。

2、当月网间潮流控制性能指标达到网调要求时，实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量按实际上网电量结算，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量，按日统计、月累计方式计算补偿电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、当月网间潮流控制性能指标未达到网调要求时，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量按实际上网电量结算；实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量,按一倍数值计算影响电量，并以日统计、月累计方式，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、因电网原因，潮流调整电厂超出调整范围造成网间潮流控制性能指标不合格者，电厂和省调当值调度员要做好记录，并在结算时免于考核。

第十九条 AGC机组运行规则

1、参与调整网间潮流的AGC机组，执行网间潮流调整厂运行规则。

2、不参与调整网间潮流的AGC机组，执行基荷厂运行规则。第二十条 新投产机组（72小时或168小时试运行后）半年之内，原则上执行本规则，补偿和违约电量按50％执行。

第二十一条 省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线），省调电厂必须按照核定的技术出力满足电网调频、调峰、调压等需要。在执行过程中因省调电厂自身原因，影响日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）且不满足本“规则”“第十二条”规定时，执行本“规则”相关条款至当日24时为止。由于机组非计划停运且超过两小时，依照规则有关条款按 50%考核到当日24时。

第二十二条 省调电厂运行机组发生以下情况，除电网需要外，原则上五天之内不再安排该机组并网。

1、运行中由于电厂自身原因（包括一次、二次设备）掉机者；

2、运行中锅炉本周期间发生二次灭火者；

3、本周期间甩出力二次且原因不明者；

4、辅机故障影响出力时间超过十八小时者；

5、不能按计划开机时间并网者。第二十三条 对违反调度指令的运行规则

1、违反电网调度指令或其他调度纪律的情况要记其违纪电量，违纪电量从上网电量中扣减。

2、违纪电量以当值调度员记录的起止时间及修改后的日发电负荷曲线和实际发电出力之差值计算所得电量的两倍在上网电量中扣减；

3、执行指令不力造成省调越级拉路者，在上网电量中加罚五倍的拉路损失电量（按违纪电量统计）；

4、省调当值调度应作好违纪电量记录（时间，电力），并通知有关发电厂值班员作好记录备查。

第二十四条 本规则以省调自动化采集系统的数据为准。如遇电厂自身原因造成自动化系统故障，按该厂当月最大影响电量日的影响电量统计，在上网电量中调整结算电量。

第二十五条 出现下列情况之一者，将给予省调电厂补偿电量，并以此从上网电量中调整结算电量。

1、所有上网机组在低谷时段（或节假日非低谷时段），因电网原因省调要求将出力降至有关部门核定的最小技术出力以下时（全厂总出力），视为深度调峰，双方必须做好记录（深度调峰容量、起止时间），并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝深度调峰容量×时间×1.5。

2、已经批准并确已开工检修的机组，因电网需要，按调度要求停止检修工作，及时并入电网者，并网时间从接网时刻至当日24时计算，统计方法同上。并在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。

3、停备机组（停机时间未跨晚峰），因电网需要，重新并入电网者，时间按并网时刻至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝1.5×机组容量×时间×当日省调负荷率。

4、正在滑停的机组，因电网需要，重新恢复至正常负荷水平者，时间从当值调度员下达停机命令开始至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。第二十六条 根据电网运行情况，省调当值调度员临时修改日发电负荷曲线时，修改负荷曲线变化在30MW及以下，、10分钟之内和修改负荷曲线变化在60MW及以下，15分钟之内不进行影响计算。第二十七条 当发生 200MW及以上机组掉闸或电网较大事故时，省调当值调度员来不及修改曲线，非事故电厂临时执行调度指令加减负荷期间不按影响电量计算。

第二十八条 由于其他原因，经当值调度员确认，不按影响电量计算时，电厂值长和当值调度员应做好记录（包括起止时间、原因等）。

第二十九条 对于一厂内有产权不同机组的影响、违纪电量按实际发电量比例分担。

第三十条 省调要按季公布被扣除影响电量、违纪电量的企业及明细，同时上报省电力行政主管部门。

被扣除的影响电量、违纪电量的结算金额，省电力公司要单列帐户，专款专用，用于AGC电厂（机组）的补偿电量和对多发多供、安全调度做出贡献的单位和个人的奖励等，严禁挪作它用。

需对扣除的影响电量、违纪电量的结算金额列支时，省电力公司要及时请示省电力行政主管部门，在取得同意后，方可列支，并在年终将收支总体情况公布于众。

注：

1、上网电量：发电厂上网关口表实测电量

2、影响电量：没有履行本规则所发生的电量

3、违纪电量：违反调度纪律所发生的电量

4、补偿电量：电网经营企业履行规则对发电厂的补偿电量

5、结算电量：上网电量－违纪电量－违约电量＋补偿电量 第三十一条 省调要对影响电量、违纪电量及补偿电量月统计、季累计，在季度调度信息发布会上予以公布，并作为结算依据。

第三十二条 调度信息披露办法

1、每月17日和下月2日省调将调度快报报省经贸委；

2、每月15日后，省调将调度月报报省经贸委，同时送各省调电厂；

3、每季度首月10日召开“三公”调度信息发布会；

4、以上信息在省调调度信息发布网页同时发布。第三十三条 调度信息披露内容

1、山西电网结构情况、电网安全运行约束条件、并网机组技术性能等基础资料；

2、省调电厂月度发电调度计划及电网检修计划；

3、国家经贸委印发的《电网调度信息披露暂行办法》规定应当披露的其它信息；

第三十四条 本规则由省调计算机自动对执行日发电负荷曲线进行实时计算，进行日统计、月累计、按季汇总。

第三十五条 每月2日前各发电厂应与省调核对计算结果，省调于每月3日前将结果报有关部门（遇周休日顺延）。

第三十六条 峰谷时段的规定

1、一、四季度

低谷时段： 22:00－次日06:00（八个时段）高峰时段： 08:00－11:00 17:00－21:00（七个时段）平峰时段： 06:00－08:00 11:00－17:00 21:00－22:00（九个时段）2、二、三季度

低谷时段：22:00－次日06:00（八个时段）高峰时段：08:00－11:00 18:00－22:00（七个时段）平峰时段：06:00－08:00 11:00－18:00（九个时段）

五、附 则

第三十七条 本规则解释权为山西省电力行政主管部门。第三十八条 本规则自二 ○○三年六月一日起执行，原《山西电网并网机组运行规约》同时废止。

山西电网并网机组运行规则补充意见

根据近两年山西电网并网机组运行规则的执行情况和电网发展情况，提出以下补充意见：

一、调度数据网和经济调度系统升级投运后的考核管理

1、具备条件的发电厂下达单机（10千瓦及以上机组）发电计划曲线，实行单机运行及考核管理。

2、AGC机组考核

（1）擅自改变速率应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数（2）擅自退出AGC应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数

二、机组计划检修，要严格按照年、季、月度检修平衡时间进行检修

1、电网经营企业或发电企业因故影响机组不能按计划检修时间开工或竣工，应提前向省调说明情况。并承担违约责任电量。

年度违约电量

=调整年度（A、B级）计划机组核定容量×24×1 季度违约电量

=调整季度（A、B、C级）计划机组核定容量×24×2 月度违约电量

=调整月度（A、B、C、D级）计划机组核定容量×24×3 因政治原因，或其它电厂出力不足、气候及自然环境等不可预见原因影响机组不能按计划检修时间开工或竣工。省调应及时调整相关机组检修计划。双主均不承担违约责任。

2、发电机组非计划检修考核

（1）发电机组年度非计划停运时间大于允许停运时间，应承担违约责任

违约电量=机组核定容量×（非停小时－允许非停小时）（2）发电机组年度强停次数大于允许强停次数，应承担违约责任。

违约电量=机组核定容量×24小时×（强停次数－允许强停次数）（3）允许强迫停运次数及允许非停不时指导 机组容量 强停次数

允许非停小时（mw）（次数）

（小时）

500及以上 4 200 300

2.5 165 200

185 100 140 50及以下

1100 液态排渣炉

4500 循环硫化床机组

500

三、发电机组应满足有关规定（一次调频、进相运行、PSS等技术标准）保证电网安全稳定运行，否则应承担违约责任。引起电网事故的还应追究责任。违约电量=机组核定容量×24小时×3

四、建立平衡账户，月统计、年兑现。

五、建议自2005年6月1日起正式执行。

第二篇：电网运行规1

电网运行规则（试行）

发布部门：电力工业部 国家电力监管委员会 分类导航：

发布日期：2006-11-03

发布文号：

所属类别：部委行业规章 关键字：

【阅读全文】

电网运行规则（试行）

（2006年11月3日国家电力监管委员会令第22号公布 自2007年1月1日起施行）

第一章 总则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》和《电网调度管理条例》，制定本规则。

第二条 电网运行坚持安全第一、预防为主的方针。电网企业及其电力调度机构、电网使用者和相关单位应当共同维护电网的安全稳定运行。第三条 电网运行实行统一调度、分级管理。电力调度应当公开、公平、公正。

本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电网运行实施监管。

第五条 本规则适用于省级以上调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第二章 规划、设计与建设

第六条 电力系统的规划、设计和建设应当遵守国家有关规定和有关国家标准、行业标准。第七条 电网与电源建设应当统筹考虑，合理布局，协调发展。

电网结构应当安全可靠、经济合理、技术先进、运行灵活，符合《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求。

第八条 经政府有关部门依法批准或者核准的拟并网机组，电网企业应当按期完成相应的电网一次设备、二次设备的建设、调试、验收和投入使用，保证并网机组电力送出的必要网络条件。

第九条 电力二次系统应当统一规划、统一设计，并与电力一次系统的规划、设计和建设同步进行。电网使用者的二次设备和系统应当符合电网二次系统技术规范。

第十条 涉及电网运行的接口技术规范，由调度机构组织制定，并报电力监管机构备案后施行。拟并网设备应当符合接口技术规范。

第十一条 电网企业和电网使用者应当采用符合国家标准、行业标准和相关国际标准，并经政府有关部门核准资质的检验机构检验合格的产品。

第十二条 在采购与电网运行相关或者可能影响电网运行特性的设备前，业主方应当组织包括调度机构在内的有关机构和专家对技术规范书进行评审。

第十三条 电网企业、电网使用者和受业主委托工作的相关单位，应当交换规划设计、施工调试等工作所需资料。

第三章 并网与互联

第十四条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。第十五条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

第十七条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定拟并网方的并网基本条件。拟并网方不符合并网基本条件的，调度机构应当向拟并网方提出改进意见。

第十八条 发电厂需要并网运行的，并网双方应当在并网前签订并网调度协议。电网与电网需要互联运行的，互联双方应当在互联前签订互联调度协议。

并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。

第十九条 发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。第二十条 新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备下列基本条件：

（一）新投产的电气一次设备的交接试验项目完整，符合有关标准和规程；

（二）发电机组装设符合国家标准或者行业标准的连续式自动电压调节器；100兆瓦以上火电机组、核电机组，50兆瓦以上水电机组的励磁系统原则上配备电力系统稳定器或者具备电力系统稳定器功能；

（三）发电机组参与一次调频；

（四）参与二次调频的100兆瓦以上的火电机组，40兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组原则上具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求；

（五）发电机组具备进相运行的能力，机组实际进相运行能力根据机组参数和进相试验结果确定；

（六）拟并网方在调度机构的统一协调下完成发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器、发电机进相能力、自动发电控制、自动电压控制、一次调频等调试，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要；调试由具有资质的机构进行，调试报告应当提交调度机构，调度机构应当为完成调试提供必要的条件；

（七）发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道；

（八）发电机组具备电量采集装置并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构；

（九）发电厂调度自动化设备能够通过专线或者网络方式将实时数据传送至调度机构。新建、改建、扩建的发电机组并网前应当进行并网安全性评价。并网安全性评价工作由电力监管机构组织实施。

第二十一条 发电厂与电网连接处应当装设断路器。断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。

分、合操作频繁的抽水蓄能电厂的主断路器，其开断容量和开断次数应当具有比常规电厂的主断路器更大的设计裕量。

第二十二条 主网直供用户并网应当具备下列基本条件：

（一）主网直供用户向电网企业及其调度机构提供必要的数据，并能够向调度机构传送必要的实时信息；

（二）主网直供用户的电能量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处安装计量上网电量和受网电量的具有双向、分时功能的有功、无功电能表，并能将电能量信息传输至调度机构；

（三）主网直供用户合理装设无功补偿装置、谐波抑制装置、自动电压控制装置、自动低频低压减负荷装置和负荷控制装置，并根据调度机构的要求整定参数和投入运行；主网直供用户的生产负荷与生活负荷在配电上分开，以满足负荷控制需要。第二十三条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等电力二次系统设备应当符合调度机构组织制定的技术体制和接口规范。电力二次系统设备的技术体制和接口规范报电力监管机构备案后施行。

第二十四条 接入电网运行的电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其他有关规定。

第二十五条 电网互联双方应当联合进行频率控制、联络线控制、无功电压控制；根据联网后的变化，制定或者修正黑启动方案，修正本网的自动低频、低压减负荷方案；按照电网稳定运行需要协商确定安全自动装置配置方案。

第二十六条 除发生事故或者实行特殊运行方式外，电力系统频率、并网点电压的运行偏差应当符合国家标准和电力行业标准。

在发生事故的情况下，发电机组和其他相关设备运行特性对频率变化的适应能力仍应当符合国家标准。

第二十七条 电网使用者向电网注入的谐波应当不超过国家标准和电力行业标准。并入电网运行的电气设备应当能够承受国家标准允许的因谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变。第二十八条 电网企业与电网使用者的设备产权和维护分界点应当根据有关电力法律、法规确定，并在有关协议中详细划分并网或者互联设备的所有权和安全责任。

第二十九条 接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。

第四章 电网运行

第三十条 电网企业及其调度机构有责任保障电网频率电压稳定和可靠供电；调度机构应当合理安排运行方式，优化调度，维持电力平衡，保障电力系统的安全、优质、经济运行。调度机构应当向电力监管机构报送运行方式。

第三十一条 调度机构依照国家有关规定组织制定电力调度管理规程，并报电力监管机构备案。电网企业及其调度机构、电网使用者和相关单位应当执行电力调度管理规程。第三十二条 电网企业及其调度机构应当加强负荷预测，做好长期、中期、短期和超短期负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

第三十三条 主网直供用户应当根据有关规定，按时向所属调度机构报送其主要接装容量和年用电量预测，按时申报、月度用电计划。

第三十四条 调度机构应当编制和下达发电调度计划、供（用）电调度计划和检修计划。第三十五条 编制发电调度计划、供（用）电调度计划应当依据省级人民政府下达的调控目标和市场形成的电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统设备能力等因素，并保留必要、合理的备用容量。调度计划应当经过安全校核。

第三十六条 水电调度运行应当充分利用水能资源，严格执行经审批的水库综合利用方案，确保大坝安全，防止发生洪水漫坝、水淹厂房事故。

水电厂应当及时、准确、可靠地向调度机构传输水库运行相关信息。实施联合运行的梯级水库群，发电企业应当向调度机构提出优化调度方案。

第三十七条 发电企业应当按照发电调度计划和调度指令发电；主网直供用户应当按照供（用）电调度计划和调度指令用电。

对于不按照调度计划和调度指令发电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时停止其并网运行。

对于不按照调度计划和调度指令用电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时部分或者全部停止向其供电。

第三十八条 电网企业、电网使用者应当根据本单位电力设备的健康状况，向调度机构提出、月度检修预安排申请；调度机构应当在检修预安排申请的基础上根据电力系统设备的健康水平和运行能力，与申请单位协商，统筹兼顾，编制、月度检修计划。

第三十九条 电网企业、电网使用者应当按照检修计划安排检修工作，加强设备运行维护，减少非计划停运和事故。电网企业、电网使用者可以提出临时检修申请，调度机构应当及时答复，并在电网运行允许的情况下予以安排。

第四十条 电网企业和电网使用者应当提供用于维护电压、频率稳定和电网故障后恢复等方面的辅助服务。辅助服务的调度由调度机构负责。

第四十一条 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。调度机构负责电网无功的平衡和调整，必要时制定改进措施，由电网企业和电网使用者组织实施。调度机构按照调度管辖范围分级负责电网各级电压的调整、控制和管理。接入电网运行的发电厂、变电站等应当按照调度机构确定的电压运行范围进行调节。

第四十二条 调度机构在电网出现有功功率不能满足需求、超稳定极限、电力系统故障、持续的频率降低或者电压超下限、备用容量不足等情况时，可以按照有关地方人民政府批准的事故限电序位表和保障电力系统安全的限电序位表进行限电操作。电网使用者应当按照负荷控制方案在电网企业及其调度机构的指导下实施负荷控制。

第四十三条 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，调度机构值班人员应当立即采取措施，避免事故发生和防止事故扩大。必要时，可以根据电力市场运营规则，通过调整系统运行方式等手段对电力市场实施干预，并按照规定向电力监管机构报告。

第四十四条 调度机构负责电网的高频切机、低频自启动机组容量的管理，统一编制自动低频、低压减负荷方案并组织实施，定期进行系统实测。

第四十五条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次系统设备的运行维护、统计分析、整定配合，按照所在电网的调度管理规程和现场运行管理规程进行。

第四十六条 电网企业及其调度机构应当根据国家有关规定和有关国家标准、行业标准，制订和完善电网反事故措施、系统黑启动方案、系统应急机制和反事故预案。

电网使用者应当按照电网稳定运行要求编制反事故预案，并网发电厂应当制订全厂停电事故处理预案，并报调度机构备案。

电网企业、电网使用者应当按照设备产权和运行维护责任划分，落实反事故措施。调度机构应当定期组织联合反事故演习，电网企业和电网使用者应当按照要求参加联合反事故演习。

第四十七条 电网企业和电网使用者应当开展电力可靠性管理工作、安全性评价工作和技术监督工作，提高安全运行水平。

第五章 附则

第四十八条 地（市）级以下调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关单位参照本规则执行。

第四十九条 本规则所称电网使用者是指通过电网完成电力生产和消费的单位，包括发电企业（含自备发电厂）、主网直供用户等。

本规则所称主网直供用户是指与省（直辖市、自治区）级以上电网企业签订购售电合同的用户或者通过电网直接向发电企业购电的用户。第五十条 本规则自2007年1月1日起施行。

第三篇：机组首次并网总结(电气专业)

500KV门汕甲线、主变反送电及#1机组首次并网带负荷

电气总结

6.12晚上20：30开始进行500KV升压站按照启动方案要求转冷备用、1号主变及1、2号厂高变、1号发电机及励磁系统转冷备用的准备工作，至13日夜2：00，完成500KV升压站、主变厂高变、发电机及励磁送电前准备工作。

6.13日早上，为确保首次送电安全，一次成功，再次按操作票内容进行全面复查。中午12：00配合对侧汕头站对门汕甲线进行参数测试、绝缘测量等工作。17：00 变电站侧开始500KV门汕甲线首次送电操作，18：50线路送电成功，19：54完成500KV门汕甲线、升压站5012开关、#1主变#

1、2厂高变受电。

6.14 0：20做1号发电机假同期试验，正常。1：47 1号发电机同期并网成功。12：00后机组负荷加至200MW时，对发电机差动CT及主变、线路部分CT极性进行检查。结果是正确，18：27 1号发电机解列。18：35 中调令断开500KV5012开关。21：30完成1号发电机及励磁系统转冷备用，1号主变1、2号厂高变转冷备用，500KV门汕甲线转检修的工作。

这次的启动，机组发电量163.7496万KWh，上网发电量162万KWh（扣除励磁用电），无功51.75万Kvarh，厂用电量89.2386万KWh（从机组上水启动开始），这次500KV升压站及机组并网过程中，电气操作及设备投运比较顺利，从对侧开始进行刀闸操作至门汕甲线充电到我厂主变厂高变充电完成只是花了1小时（还包括的测试等）。送电后运行人员2小时巡视一次设备及抄表，严密监控。总体感觉：NCS监控系统、门汕甲线、5012开关及主变厂高变、发电机及励磁系统等等设备运行及各项监测都比较正常。但也存在以下几个问题：

1.励磁室由于整流柜热风排在室内，在2个吸顶式和2个柜式空调都运行情况下，室内温度较高，近30度，为确保励磁设备的安全运行，也降低空调电耗，建议立即采取措施将热风直排室外。2.1、2号机组凝泵变频器室也存在同样问题。

3.运行中发电机定子铁芯的齿部及端部所有温度测点大幅跳动。幅值有10度左右。机组停运后没有该现象。

4.运行中1B UPS偶尔发综合报警，现场检查是旁路频率报警。机组停运后该现象消失。

5.定冷水流量低开关经常出现2个报警，这个影响168及以后正常运行。

海门电厂运行部

2009.6.15

第四篇：水电站机组启动并网验收流程及相关文件

水电站机组启动并网验收流程及相关文件汇编

一、机组启动验收

（一）机组启动验收应具备的条件

（二）机组启动验收委员会机构组成

（三）机组启动验收委员会的主要工作

（四）机组启动试运行

（五）机组72h带负荷连续运行及可靠性运行

（六）验收鉴定书

（八）说明

二、电网新设备投运前期工作

附录一：新建发电机组进入商业运营相关规定

附录二：发电机组并网安全评价相关规定

附录三：水电站机组启动验收规程

附录四 ：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料

附录五：新建电厂（机组）并网继电保护专业必备的技术条件

附录六：新建电厂（机组）并网通信专业必备的技术条件

附录七：新建电厂（机组）并网自动化专业必备的技术条件

附录八：新建电厂（机组）并网调试项目 附录九：新建电厂（机组）并网相关的法规、标准、规程规定

附录一：新建发电机组进入商业运营相关规定

1、〘关于印发〖新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）〗的通知〙（国家 电监委 办市场〔2007〕40号），2、关于四川省新建发电机组进入商业运营有关事项的通知

3、四川电网新设备投运管理办法(试行)（四川省电力公司）

附录二：发电机组并网安全评价相关规定

1、关于印发〘发电机组并网安全性评价管理办法〙的通知（国家电监委 电监安全〔2007〕45号）

2、机组并网安全性评价申请表

3、发电机组并网安全性评价登记表

4、关于开展发电机组并网安全性评价的通知（成电监[2008]63号）

5、四川发电机组并网安全性评价标准

附录三：水电站机组启动验收规程

1、〘水电站基本建设工程验收规程〙（DL/T5123－2000）

2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507—2002）

附录四

新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料 附录五：

新建电厂（机组）并网继电保护专业必备的技术条件

附录六

新建电厂（机组）并网通信专业必备的技术条件

附录七

新建电厂（机组）并网自动化专业必备的技术条件

附录八

新建电厂（机组）并网调试项目

附录九

新建电厂（机组）并网相关的法规、标准、规程规定

一、国家法律、法规

序号 资

料

名

称

颁布单位及文号

1.中华人民共和国电力法

2.电网调度管理条例

国务院[1993]第115号令

3.电力监管条例

国务院[2005]第432号令

3.4.节能发电调度办法（试行）

国办发〔2007〕53号

二、国家标准、行业标准 序号 资

料 名

称

颁布单位及文号

1.电力系统安全稳定导则 DL 755

2.电力系统技术导则

3.电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 723

4.电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 769

5.电力系统电压和无功管理条例 SD 325

6.发电企业设备检修导则 DL/T 838

7.电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL 408-91

8.大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 DL/T 583 9.大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 DL/T 650

10.水轮发电机运行规程 DL/T 751

11.大中型水电站水库调度规范 GB 17621

12.进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范 DL/T 730

13.继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14285-2006

14.继电保护及安全自动装置运行管理规程

（82）水电生字第11号

15.继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 995-2006

16.电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点

电力工业部电安生[1994]191号

17.220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 559-94 18.3-110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584-95

19.微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 587-1996

20.微机型防止电气误操作装置通用技术条件 DL/T 687

21.高压直流接地极技术导则 DL 437

22.500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求 DL/Z 713

23.电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T623-1997

24.大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL/T667-1999

25.电力系统安全稳定控制装置设计技术规定 DL/T 5147 26.大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 DL/T 842

27.大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则 DL/T 970

28.电力系统通信管理规程 DL/T544-1994

29.电力系统微波通信运行管理规程 DL/T545-1994

30.电力系统载波通信运行管理规程 DL/T546-1994

31.电力系统光纤通信运行管理规程 DL/T547-1994

32.电力系统通信自动交换网技术规范 DL/T598-1996

33.电力系统通信站防雷运行管理规程 DL548-1994 34.电网调度自动化系统运行管理规程 DL 516-93

35.计算机信息系统安全包含等级划分准则 GB 17859-1999

36.远动设备及系统 第1部分：总则 GB/T 16436.1-1996

37.远动设备及系统 第2部分：工作条件 GB/T 15153.1-1998

38.远动设备及系统 第4部分：性能要求 GB/T 17463-1998

39.远动设备及系统 第5部分：传输规约 第101篇：基本远动任务配套标准 DL/T 634-1997

40.远动设备及系统 第5部分：传输规约 第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准 DL/T 719-2000

41.远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准 DL/T 667-1999 42.电力系统远方保护设备的性能及试验方法 GB/T 15149

43.电能计量装置技术管理规程 DL/T 448-2000

44.电能量远方终端 DL/T 743-2001

三、政府有关部门文件

序号 资

料

名

称

颁布单位及文号

1.关于优化电力资源配置促进公平、公正调度的若干意见 2.电网调度信息披露暂行办法

国经贸电力[2000]1234号

3.电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定 4.电力安全生产监管办法

5.电力生产事故调查暂行规定

国家电力监管委员会4号令6.电力二次系统安全防护规定

国家电力监管委员会5号令[1999]1144号[2002]30号

国经贸电力

国经贸电力

7.电力系统安全防护总体方案

电监安全（2006）34号

8.电力市场运营基本规则

国家电力监管委员会10号令

9.电力市场监管办法

国家电力监管委员会11号令

10.电力企业信息报送规定

国家电力监管委员会13号令

11.电力企业信息披露规定

国家电力监管委员会14号令

12.电网运行规则(试行)国家电力监管委员会22号令

12.13.关于印发发电厂并网运行管理意见的通知

电监市场[2003]23号

13.14.购售电合同（示范文本）电监市场[2003]36号

14.15.关于促进电力调度公平、公开、公正的暂行办法

电监市场[2003]46号

15.16.并网调度协议（示范文本）

电监市场[2003]52号

16.17.关于对发电企业实施“公平、公正、公开”调度的原则意见

国电调[1999]403号 17.18.关于颁发“电网调度信息披露细则（暂行）”的通知

国电调[2001]109号

19.国家电网公司关于加强调度机构作风建设的若干意见

国家电网调[2005]50号

四、国家电网公司有关文件

序号 资

料

名

称

颁布单位及文号

19.1.关于做好国家电网公司向发电厂发布“三公”调度信息工作的通知

国家电网办[2005]178号

20.2.关于在电力体制改革期间实施“三公”调度、规范调度行为的暂行办法

国家电网调[2003]186号

21.3.国家电网公司关于实施员工服务“十个不准”、“三公”调度“十项措施”和供电服务“十项承诺”

国家电网办[2005]196号

22.4.国家电网公司公开、公平、公正调度工作管理规定（试行）

国家电网调[2005]249号

23.5.国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）

国家电网生[2005]400号

24.6.电力系统水调自动化功能规范和通信协议（试行）

（国调）调调[2000]76号

25.7.〘国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施〙（试行）

（国调）调继〔2005〕222号

26.8.水电厂水情自动测报系统实用化要求及验收细则（试行）

（国调）调调[2000]64号 27.9.关于落实国家电网公司调度机构“三公”调度“十项措施”的通知（国调）调市〔2005〕63号

28.10.国家电网公司电网调度机构工作人员“五不准”规定

（国调）调市〔2005〕49号

11.国家电网公司调度机构直调厂站值班人员持证上岗管理办法29.12.水库调度工作规范

（国调）调水〔2007〕11号

（国调）调调〔2005〕28号

第五篇：风电机组运维

计鹏咨询·行业报告

风电机组运维

根据中国可再生能源学会统计，截止2013年底，我国风电累计装机容量超过9000万千瓦。预计2014年风电装机将超过1亿千瓦，到2020年达到2亿千瓦。随着我国风电装机数量的增加，风电运维市场越来越大，工作也越来越复杂，特别是我国风电机组种类多，未来对风电运维的管理提出了更高的要求。风电机组运维工作如何分类、有什么样的模式、对策值得各方，特别是风电运行方关注。

一、风电机组运维的工作分类

风电机组运维主要是指风电机组的定期检修和日常维护，其中，日常维护中的大部件的更换和一些特定部件的检修工作比较特殊，与普通的检修要求不一样，本文将其单列。

1、定期检修

定期检修（简称“定检”）是指按照风电机组的技术要求，根据运行时间对风电机组进行定期的检测、维护、保养等，一般按运行时间制定定检计划，如三个月、六个月、一年„„，定检工作内容相对比较固定，一般都有比较标准的程序和要求。每台机组每次定检大概需要80个工时左右（根据不同机组要求、定检频次，时间不尽相同），可由1名工程技术人员带领多名技术工人参加。由于定检设备较多、工作较为繁重，对人员的体力有一定的要求，且部分工作（如连接螺栓力矩检查）存在安全风险，需要做一定的安全培训。

计鹏咨询·行业报告

风电机组运行环境较为恶劣，定检可以让设备保持最佳的状态，并延长风电机组的使用寿命，因此该项工作很重要。根据时间不同，工作内容也有所不同，主要包括连接件的力矩检查（包括电气连接）、润滑性能检查、部件功能测试、油位和电气设备的检查、设备的清洗等，技术上的要求不高。

2、日常运维

日常运维包括故障处理与巡检。故障处理主要是对风电设备故障进行预判、检测、消除等，时间上不好确定，没有固定的工作内容，要求人员的技术实力比较强，特别是具有电气、通信方面的专业能力。该项工作也是风电机组运行维护最具技术、最富挑战的一项工作，人是关键因素，人员的工作经验、技术水平、知识储备决定了处理的速度与效果，直接影响到风电的正常运行。优秀的故障处理人员一般需要工程师以上的技术职称（或相当经验）、大约有2年以上同类机型的工作经验。故障处理人员的培训需要较长时间，人员成本相对较高，目前国内这方面的人员主要受雇于整机厂家及部分关键零部件厂家。目前因不同厂家机型不一，控制系统等不太一样，导致技术人员的跨公司流动性不强，即便是优秀的工程人员，更换一种机型后，适应时间也需要半年以上，因此该类人员需要注重长效的培训。

巡检是指在日常维护中对设备进行定期巡查，大约是每月一次（或2月一次），每台机组大约需要4个工时左右。工作方法主要是目视，或是简单的测试，有时可与故障处理结合，工作内容比较固定，计鹏咨询·行业报告

主要内容包括检查小型连接件松紧、传感器检测，观察油位、压力、运动件磨损情况，检查电缆布设、部件声音、机组内部气味等，巡检工作有利于对设备运行情况的掌握，能够及时处理风电机组运行中出现的小问题，保障机组的安全、高效运行。巡检工作不难、技术要求不高，但很难有一个固定的要求概括全部工作内容，经验很重要，一般要具有1年以上工作经验，对风电机组比较了解的人员参与，应尽量安排具有一定故障处理经验的工程人员进行巡检工作。

3、大部件的更换以及特定部件的检修

大部件的更换主要包括叶片、齿轮箱、电机、电控柜等大型设备的更换，一般都需要大型、专业的设备，具体工作需要具备相关资质的公司和专业人员进行，如安装资质、司索工等，目前这一块的工作大多由专业公司承揽。风电设备更换大型部件往往成本很高，但大型设备需要更换的概率也相对较低。目前运维方和厂家大多不具备，也不需要具备这方面的技术、人员，只需要有少数既熟悉风电机组，又了解该项工作的人员参指导。

特定部件的检修主要是指一些集成或专业部件，如叶片、齿轮箱、电机、变频器等检修，这些属于模块化、集成部件，往往需要部件的生产商负责检修，需要专业人员和设备。目前不论是风电机组设备商还是风电运行方都不直接参与该项工作。

二、风电机组运维的模式

我国风电建设起步较晚，发展较快，且风电在运行质量也不太稳

计鹏咨询·行业报告

定，风电运维市场大、难度大，特别是风电机组的种类多，一些风电场甚至就有多个厂家、多种型号机组在运行，因此在运维的管理和技术上就更为复杂。目前国内主要的运维模式主要有一下几种。

1、开发商自主运维。是指在风电机组质保期后，风电开发商负责风电机组的运维工作，这里又分两种：一是风电场招聘专业的维护人员负责运维工作；一是开发商成立专业的运维公司负责运维工作。该方式有利于风电开发企业熟悉设备、便于企业的管理和保障设备的运行，同时也提高企业的利润（能够合理控制成本情况下）。问题主要也是增加了管理的难度，同时可能因质量和技术原因不利于风电场的运行，质量和成本风险相对较大。

2、委托制造商运维。是指开发商与风电机组制造商签订运维合同，由制造商负责风电场的运维工作。制造商技术实力强，能够很好保障设备的运行，但往往成本较高，而且制造商在技术上也不够开放，对开发商而言不利于对技术的掌握和提高（如果需要掌握技术的话）。

3、独立第三方运维。是指开发商与专业的运维公司签订合同，负责运维工作。该种方式的优势是成本相对低，采取专业化的管理，有利于风电场的运行，但由于第三方对风电机组的了解，以及技术实力上比较欠缺，往往不能快速地处理故障，同时一些不合理的运维方式可能对设备造成损害。

三、风电运行企业运维对策与建议

风电机组的运维需要投入大量的人、财、物力，并且在管理、技

计鹏咨询·行业报告

术上需要有很高的综合能力，因此，开发商需要综合考虑运维能力和成本，根据自身实力、发展需要、开发类型等确定运维模式对策：一是在技术上需要综合评价，不管是自己还是委托其他公司运维，都要分析运维团队技术水平、对机型的熟悉程度、相关工作经验等；二是要综合考虑成本，目前运维的成本差别很大，风电设备运行费用直接关系到收益，自己运维需要从技术、质量、设备、人员、管理成本等方面考虑，交予第三方或设备提供方，需要综合考评；三是要利于公司的管理，根据装机规模、机组分散情况、人员配置、地理条件等考虑管理的风险；四是要考虑公司发展及业务需求，是否有意愿参与运维业务，风电技术的掌握是否是开发企业的必须等，从战略上制定风电运维计划与方案。

建议：风电运行企业如不愿发展运维业务，可以采取外包的方式（设备企业或第三方），如准备进入运维市场，需综合考虑自身的实力和定位，根据运维工作的内容进行分类管理，一是将工作内容相对简单、技术要求相对较低、易于规范和考核的定检委托第三方，有利于控制成本、保障质量，或者交予公司成立的专门的运维部门或分公司；二是在技术实力具备的条件下，将工作内容较为复杂、技术要求较高的日常运维工作由风电运行企业自己负责，或是与制造商共同负责，有利于自身提高技术，熟悉设备，保障风电机组运行；三是将大件的更换交予专业公司，可在区域内签订一家或几家专业的服务公司（主要是安装公司），从事本地区风电场大部件的更换工作；四是将

计鹏咨询·行业报告

特定部件的检修交由部件厂家或由设备提供方协调，最佳的方式是在出质保后，签订服务合同，以便及时、专业地处理。