| 第一章 总则
第一条 为充分发挥现有发电设备能力，确保电能质量和电网安全、优质、经济运行，满足国民经济发展和人民生活用电需要，特制定本暂行办法。
第二条 本办法坚持“公平、公正、依法、透明”的原则。
第三条 江西省经贸委负责本办法的监督实施工作，并委托江西省电力公司负责日常考核的具体工作。
第四条 本办法适用于并入江西电网统调运行的发电企业。
第二章 制定依据
第五条 政策依据
1、《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规；
2、国务院办公厅《关于认真做好电力供应有关工作的通知》（国办发[2003]21号）；
3、国家电监会《关于发电企业并网运行管理的意见》（电监市场[2003]23号）；
4、国家电监会、国家工商总局《关于印发〈并网调度协议（示范文本）〉的通知》（电监市场[2003]52号）、《关于印发〈购售电合同（示范文本）〉的通知》（电监市场[2003]36号）。
第六条 技术依据
1、国家和电力行业及有关部门技术规程、规定、标准。
2、电力行业的反事故措施、江西省电网反事故措施及安全稳定措施。
第三章 管理内容
第七条 电气设备及电气参数管理内容
1、电气设备管理
（1）发电企业在其规划、设计、建设中可能对电网运行构成影响的主设备必须达到国家、行业有关标准，其技术规范满足江西电网的具体要求。
（2）发电企业基建投产的电气设备必须在投产90日前，向电力调度机构提供有关电气设备的基本参数以及新设备的调试方案和调试计划等内容。
（3）电力调度机构在收到发电企业有关电气设备首次投产的相关申请和方案后，按照有偿服务的原则，做好投产方案及计算工作，其方案和计算结果于投产前30日提供给发电企业。
（4）发电企业运行的电气设备检修必须按照电网有关检修规定进行。并做到一、二次检修相配合。
（5）发电企业运行的电气设备更新改造计划必须于改造前30日提交给电力调度机构，发电企业的电气设备更新必须达到有关国家、行业标准的要求，其技术规范满足所接入电网的具体要求。
（6）在确认发电企业运行的电气设备更新改造计划后，电力调度机构要做好投产方案及计算工作，其方案和计算结果于投产前10日提供给发电企业。
2、电气参数管理
发电企业应根据其不同阶段分别向电力调度机构提供对电网运行构成影响的数据。
（1）发电企业应在初可审查结束后60日内，向电力调度机构提供以下主要数据：
远期建设规模，本期建设规模，出线电压等级；
（2）发电企业应在接入系统评审后30日内，向电力调度机构提供以下主要数据：
审定的接入系统方案，出线电压等级，出线方向和出线回路数，线路长度，电气主接线原理接线图。
（3）发电企业应在初设审查结束后60日内，向电力调度机构提供以下主要数据：
本期建设规模；
审定的电气主接线方式；
发电企业在系统中定位和作用。系统期望的运行方式，系统期望的设备年利用小时数，系统期望的调峰、调频、调压要求，有功及无功出力过程、频率及电压允许范围。水电厂提出调节性能、来水过程、综合用水要求等。
主设备参数：发电机(变压器)额定容量，额定功率因数，主变型式及参数，抽头电压范围，发电机组动态和静态模型参数等。
发电企业接入系统方案图。
发电企业电气主接线图。
性质：调峰、调压、调频或基荷发电企业，动态有功及无功储备，最小技术出力，动态和静态模型参数及发电机励磁方式等。水电厂提出各水文年逐月平均出力，水头预想出力，强迫出力等。
（4）发电企业应在并网前90日内，向电力调度机构提供以下主要数据：
发电企业最终的上网方案；
发电企业各主要电气设备铭牌参数。
每条送出线路的主要电气参数，包括线路长度，导线排列形式，正序电阻、正序电抗、正序电纳，零序电阻、零序电抗、零序电纳等；
发电企业上网协议(供电协议)中明确的基本运行条件：正常及检修运行方式，设备年利用小时数，调峰、调频、调压要求，有功及无功出力过程，频率及电压允许范围。
发电企业接入系统单线接线图。
发电企业电气主接线详图。
（5）试生产期的电气参数管理
发电企业试生产期最长不超过半年，试生产期结束后30日内，向电力调度机构提供各电气参数的实测参数和调试报告及结论。
（6）商业运行后的电气参数管理
大修或技术改造或更新后的发电企业设备，如参数发生变化，发电企业应于大修或更新改造结束后30日内提供给电力调度机构。
（7）数据交换形式
数据交换以书面和标准电子文档格式进行。
（8）数据交换详细要求
详见附录A,B,C
第八条 一次调频技术管理内容
1、发电企业并网运行的机组都必须具备并投入一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。
2、机组投入一次调频，首先应在发电企业内部通过试验，确认已达到有关的技术要求，然后及时上报有关材料，征得机组所在电力调度机构和电力技术监督部门的认可后，方可投入。
3、参与一次调频的机组性能满足电网要求，其技术指标见附件D。
4、对调速系统、机组控制系统的要求
（1）汽轮机采用电液调速系统（DEH）的机组，一次调频功能应由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，以保证一次调频的响应速度。如采取其它形式的设计方法，也必须满足各项技术指标的要求。
（2）采用分散控制系统（DCS），具有机组协调控制和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。既保证一次调频的响应速度，又保证机组参与一次调频的持续性。
5、一次调频机组的运行管理
（1）、在每台机组一次调频投运前，发电企业应上报该机组与一次调频有关的材料及数据，其中包括：
机组一次调频投入认可表（见附表）；
调速系统的传递函数、各环节参数及有关的试验报告；
液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告；
电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数；
机组负荷随实际电网频率变化曲线（采样时间不大于1S）。
（2）、机组一次调频通过现场试验及必须的系统联调试验后，由发电企业向电力调度机构提出机组正式投入运行的申请报告，并附完整的调试试验报告，经电力调度机构批准后，该机组方可正式投入一次调频运行。
（3）、电力调度机构负责所辖机组一次调频的运行调度，发电企业应严格服从电力调度机构的指令。
（4）、发电企业在机组一次调频能力发生变化达不到基本技术要求和申报要求时，应及时向电力调度机构汇报，并及时进行检修维护。当机组一次调频性能变更时，应及时向电力调度机构申请汇报，并经电力调度机构批准后才能执行。若要退出机组一次调频功能，应在退出前得到电力调度机构的同意。
（5）、机组一次调频投切信号必须实时采集，接入SCADA/EMS系统，供电力调度机构调度人员实时监视机组一次调频状态，EMS系统则自动记录机组一次调频投切时间，计算一次调频投运率并作为考核机组一次调频的依据之一。
机组一次调频投运率统计：
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%
（6）、发电企业应确保发电机组具备达到上述规定要求的一次调频能力，确保一次调频在机组正常运行时投入和一次调频运行信号正确上传至电力调度机构EMS主站系统。发电企业对一次调频装置应进行定期维护，提高一次调频的投运率，使机组一次调频的月度投运率不低于90%。
（7）、已由电力调度机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自切除此功能。如改动有关参数，各项指标必须符合一次调频技术指标要求，并在两周内重新上报有关材料。机组在完成了与一次调频功能有关的设备改造、检修工作后，应进行有关的试验，并在一个月内重新上报有关材料。
（8）、新建机组应及时投入一次调频功能，并上报机组一次调频有关材料。
6、维护电网的正常频率是电力调度机构和发电企业双方的共同责任和义务。当电网频率出现异常时，发电企业应承担相应的责任。发电企业承担的频率责任时间，应根据华中公司考核江西电网承担的频率责任时间，由电力调度机构当值调度人员根据本值发电企业实际出力和计划出力曲线的差异占江西电网各发电企业偏差曲线的比例等因素确定。
第九条 继电保护及安全自动装置技术管理内容
1、发电企业在运行中应严格遵守和执行有关的继电保护及安全自动装置（以下简称继电保护装置）的运行规程、规定、条例、标准及相关的继电保护反事故措施要求，严格遵守和执行电力调度机构定值管理和电网有关继电保护运行规定。
2、发电企业相关设备的选型和设备技术标准必须严格执行《江西电网继电保护配置选型原则》和《江西电网元件保护管理规定》。
3、已投入运行的继电保护装置进行相关技术改进时，改进方案应报送电力调度机构审批同意。
4、发电企业在不满足并网稳定运行条件时，必须按电网要求加装安全自动装置及系统配套装置。
5、发电企业应完成电力系统故障信息处理系统（含机组及系统故障录波）建设，满足系统的接口规约和数据传输模式，按照有关规定、标准要求配置，并应通过通信网络无障碍地接入电力调度机构的故障信息系统。
6、继电保护装置应达到如下主要运行指标：
（1）继电保护主保护运行率≥99%。
（2）220kV及以上继电保护动作正确率≥99%。
（3）故障录波完好率为100%。
（4）安全自动装置投运率≥99%。安全自动装置动作正确率为100%。
（5）110kV及以上继电保护动作正确率≥98%
（6）母线保护投入率≥99%
（7）发电企业内继电保护及安全自动装置定检完成率为100%
7、发电企业须制定电厂的保厂用电措施并报电力调度机构备案，相应的低周保厂用电装置由发电企业负责安装、调试和运行维护。
第十条 励磁系统技术管理内容
1、并网运行的发电机励磁系统各项性能指标必须满足国家、行业标准的要求，特别是与电力系统稳定性有关的性能指标如励磁系统强励电压和电流倍数、励磁系统的调压精度、励磁系统电压响应指标、励磁系统的稳态和动态增益，发电机空载阶跃响应和负载阶跃响应性能指标等。
2、并网运行的100MW及以上汽轮发电机和30MW及以上水轮发电机必须具备PSS投入条件，PSS参数整定应满足相应标准和电网的要求。
3、发电企业应向电力调度机构提供其发电机组的励磁系统及AVR的型号、数学模型、传递函数及其参数，数学模型应满足电网运行要求。
4、发电企业负责对发电机组励磁系统设备的运行及维护，执行电力调度机构下达的励磁系统定值和指令，完成电力调度机构布置的励磁系统参数测试、PSS参数整定以及其他励磁系统试验，并负责除电力调度机构下达之外的励磁系统参数如过励限制和保护、V/Hz限制和保护等环节的定值设定和管理。
5、发电机自动励磁调节装置及其特性单元的投入、退出和参数更改必须得到电力调度机构的批准。如遇事故退出，应及时向当值调度汇报，事后报电力调度机构备案。
6、发电企业在对励磁系统的重大设备进行改造、技术改进、检修及试验时，应征求电力调度机构对改造、检修、试验方案（包括设备性能指标、技术改进可行性报告）的意见。在设备改造中应确保与电力系统安全稳定有关的励磁系统性能指标满足要求，设备改造完成后应重新进行PSS参数整定试验和励磁系统模型参数确认工作。
7、在电力调度机构对管辖范围内已投运的发电机组提出参数检测和PSS整定试验的要求后，各发电企业应委托有资质的电力试验单位积极对相关机组进行励磁系统模型参数测试和PSS参数整定试验，测试、试验报告及时上报电力调度机构。
8、PSS投退由相应电力调度机构下令。未经主管电力调度机构同意，现场运行人员不得擅自投退。
9、发电机组低频率、高频率、失步振荡等保护定值应满足电网运行要求，并经电力调度机构审核。
第十一条 调度自动化技术管理内容
1、各发电企业应严格执行《江西电网远动装置、变电站综合自动化系统（远动部分）及电能量计量装置选型原则》，在新设备招标、技改和基建工程中对调度自动化相关设备的选型和设备技术标准应符合上述原则。发电企业在对电力调度机构调度管辖范围内的调度自动化设备进行技术改造时，应经电力调度机构审查，同意后方可实行。
2、对新建或技术改造中涉及调度自动化的项目，须在工程开工的5个工作日前将施工方案报送电力调度机构；在工程开工的30个工作日前将有关远动及计量设计图纸、新设备参数和使用说明书等资料报送电力调度机构。
3、发电企业调度自动化系统应符合《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》、《电力二次系统安全防护总体方案》和《发电厂并网运行安全性评价》的要求，并按电力调度机构所要求的具体工作步骤组织实施。不符合要求的应立即整改。
4、新建或技术改造的调度自动化项目正式投入运行时，要有半年的试运行期；试运行期满后，应向电力调度机构提交试运行报告和投入运行的申请，证明系统的技术指标符合设计要求，经由调度机构参加验收合格，并核准后转入正式运行。
5、电网一次设备调整（增改间隔或改变CT变比）及远动信息变更应至少提前2天通知电力调度机构，并做好记录。
6、已投入正式运行的调度自动化装置，不得无故停用。如更换或检修调度自动化设备等原因需停用调度自动化装置时必须事先报电力调度机构同意。
7、发电企业应做好调度自动化系统的运行维护工作。调度自动化设备出现缺陷、故障或调度自动化信息不正确，须立即按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施，要求在8小时内恢复正常。调度自动化设备日常运行维护应定期测试通道收、发电平，并作好测试记录。每周星期一上午与电力调度机构进行一次所要求的调度自动化信息校核。
8、能量计量系统是提供电量结算的重要数据来源，发电企业不得在电能量计量装置中私自接入其它设备，对其进行扩展应用必须提前上报电力调度机构审批同意。
9、发电企业RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如下主要运行指标：
（1）RTU或计算机监控系统远动工作站可用率(月)≥ 99.9% 。
（2）遥测量准确度误差≤ 0.5% 。
（3）事故时遥信正确率为 100 %。
（4）电量计量装置月运行合格率为 100%。
10、为了确保调度自动化设备正常维修、及时排除故障，发电企业必须备有专用的仪器、仪表、工具、备品和备件等。调度自动化系统的图纸、资料应齐全、准确并及时进行更新，保持与实际运行相符。
11、与电网正常运行有关的系统运行、调度数据网络、电量采集、AGC、AVC等厂内调度自动化系统应纳入电力系统统一的技术管理范围。
12、发电企业调度自动化设备检修按《江西电网调度自动化设备检修细则（试行）》的要求实行统一计划管理。各发电企业应严格执行电力调度机构制订的调度自动化设备定检计划，定期进行检验、维护，使其满足技术规范要求。并根据电力调度机构制定的全网发电设备检修计划，合理安排本单位远动设备检修工作，做到电网一二次设备同步检修。
13、发电企业调度自动化专业必须满足国家电网公司发布的《发电厂并网运行安全性评价》的要求，不满足本办法要求必备项目的，发电企业应在规定的整改期限内完成整改。
第十二条 调度通信技术管理内容
1、并网发电企业应建立至少两条不同路由或不同通信方式与电力调度机构通讯，满足调度通信、调度自动化信息传输的需要；调度通信系统达到并网安全性评价要求，方可接入电力通信网运行。
2、发电企业应满足原国家电力公司关于《加强通信调度管理的若干规定》和电力系统通信运行管理各项规程以及电力系统通信站六条标准的要求。
3、发电企业负责所管辖范围内通信设施（含户外设备）的运行维护管理工作，其运行管理由电力通信机构依据有关通信运行管理规程规定进行统一管理并进行运行考核，发电企业应严格执行电力通信机构的通信调度指令，协助电力通信机构进行调度通信系统的维护检修，配合电力通信机构进行事故调查。
4、发电企业侧由调度管辖的通信设备停运、临时检修以及因发电企业内有些工作可能会影响到上述设备的运行时，必须向相应通信调度申请，经通信调度同意后方可进行。
5、发电企业使用与电力通信网相关的载波频率、无线电频率，须向电力通信机构申请，经电力通信机构同意并书面确认后方可使用。
6、发电企业与电力通信网互联的通信设备选型和配置应协调一致，并征得相应电力通信机构的认可。
7、发电企业必须在次月第5个工作日前将上月通信设备的运行情况按规定的报表形式报到相应电力通信机构。
8、发电企业的调度通信系统应达到如下主要运行指标：
(1) 微波设备运行率≥99.99%。
(2) 通信光设备运行率≥99.99%。
(3) 载波设备运行率≥99.98%。
第四章 考核标准
第十三条 电气设备及电气参数管理考核标准
1、发电企业不满足本办法第七条第1款第（1）、（2）、（4）项要求，电力调度机构有权不允许其并网。
2、发电企业不满足本办法第七条第2款第（2）、（5）项要求，电力调度机构可推迟其商业运行开始时间。
3、发电企业不满足本办法第七条第2款第（6）项要求，电力调度机构可根据网内同类型设备参数进行调度，但发电企业必须对由于参数不准带来的后果负责。
第十四条 一次调频管理考核标准
1、发电企业违反本办法第八条第5款第（4）、（7）项要求，扣罚上网电量20万千瓦时。
2、发电企业违反本办法第八条第5款第（8）项要求，电力调度机构有权不允许其商业运行。
3、发电企业的机组一次调频月度投运率不低于90%，每低1个百分点，扣罚该机组一小时额定发电量的10%。
4、对机组在电网频率事故期间一次调频性能进行考核，以电力调度机构EMS系统自动计算为考核依据。对电网频率调整起反作用的，即高频多发或低频少发电量进行考核，其扣罚上网电量为：当电网频率超出规定范围时，机组实际发电出力（动态）与起始实际发电出力（固定）之差的积分电量乘2，积分时段1分钟。
第十五条 继电保护及安全自动装置技术管理考核标准
1、220KV系统继电保护及安全自动装置（含10万千瓦及以上机变保护）在发生故障或异常时应正确动作，不正确动作责任单位每次扣罚上网电量30万千瓦时；原因不明的事故加倍考核，扣罚上网电量60万千瓦时。
2、继电保护装置、故障录波器发生缺陷应在24小时内处理好，不能按时处理好每延迟一天扣罚上网电量3万千瓦时。
3、故障录波器动作录波、微机保护装置自带录波、微机保护装置动作报告，应按规程要求及时提供给调度分析，不能及时提供或提供不完好每次扣罚上网电量10万千瓦时。
4、应认真执行继电保护专业管理规程、规定，不能按要求完成或未执行的每项扣罚上网电量3万千瓦时。
5、发电企业内继电保护及安全自动装置定检完成率，每减低1%，扣罚上网电量1万千瓦时（扣罚上网电量总量不超30万千瓦时）。
6、110kV及以上继电保护动作正确率，每减低1%，扣罚上网电量1万千瓦时（扣罚上网电量总量不超30万千瓦时）。
7、低周保厂用电措施不满足电网运行要求，电力调度机构限期整改，如在1个月内未整改完成，则每延期1天，扣罚上网电量1万千瓦时。
第十六条 励磁系统技术管理考核标准
1、发电企业违反本办法第十二条4、6条款要求，扣罚上网电量20万千瓦时。
第十七条 调度自动化技术管理考核标准
1、各发电企业未严格执行《江西电网远动装置、变电站综合自动化系统（远动部分）及电能量计量装置选型原则》的要求，对电力调度机构管辖范围内的调度自动化装置进行基建或技术改进未执行电力调度机构的规定，每违反一次计扣罚上网电量3万千瓦时。
2、各发电企业对二次设备进行检修会影响调度自动化系统正常工作的，未汇报或在二次设备检修完后未使调度自动化系统设备恢复正常工作的，发生一次扣罚上网电量3万千瓦时。
3、电网一次设备调整（增改间隔或改变CT变比）及远动信息变更前未及时通知电力调度机构，每发生一次扣罚上网电量2万千瓦时。
4、各发电企业所辖调度自动化系统设备（RTU、AGC、电能量计量系统的设备）故障或调度自动化数据不正确，接通知后，在8小时内未能恢复正常的，每超过1天扣罚上网电量3万千瓦时,直到恢复为止。
5、各发电企业未按计划完成电力调度机构下达的调度自动化设备定检（每3年一次），每发生一次扣罚上网电量20万千瓦时。未按时完成月度检修计划中的工作內容，每漏一项扣罚上网电量5万千瓦时。未按要求在每月底上报月度检修计划计划或月度检修完成情况，发生一次扣罚上网电量2万千瓦时。
6、各发电企业对所管辖的调度自动化信息进行弄虚作假的，每发现一次扣罚上网电量500万千瓦时。
7、指标
（1）、RTU或计算机监控系统远动工作站可用率(月)应≥99.9%,每降低0.1%扣罚上网电量1万千瓦时(包括RTU故障检修、装置电源故障、站内通道故障,经电力调度机构批准同意的检修除外)。
（2）、事故时遥信正确动作率要求100%，每拒动或误动一次扣罚上网电量5万千瓦时。(通道故障除外,但不包括站内通道故障)
（3）、遥测量准确度误差≤ 0.5%，超差的每个遥测量扣罚上网电量2万千瓦时。
（4）、电量计量装置月运行合格率100%，每降低0.1%扣罚上网电量1万千瓦时。
8、参与AGC调节发电企业奖励
因电网发用电平衡调节需要，发电企业机组参与调度自动化系统AGC调节,火电机组月投运率在85%以上（开机时间），水电机组月投运率在95%以上（开机时间），按机组AGC投运率作为奖励依据（奖励电量来源为所有发电企业考核扣罚上网电量所得，AGC奖励总电量不超过总奖励电量的5%），
每台机组年奖励电量计算方法：
奖励电量=AGC奖励总电量×（机组AGC年投运时间/参与机组AGC年投运时间之和）
第十八条 调度通信技术管理考核标准
1、发电企业应严格按照通信调度命令执行，按照电力通信机构对通信系统的管理要求和运行方式（含电路调配）执行，对执行不到位或不执行，每次扣罚上网电量1万千瓦时。
2、发电企业侧由调度管辖的设备、电路停运，临时检修以及因发电企业的工作可能会影响到上述设备的运行时，必须向相应通信调度申请同意后方可进行。对在规定时间内未使电路设备恢复正常工作的，每超过两小时扣罚发电企业上网电量1万千瓦时。
3、发电企业所辖的通信电路和通信设备发生故障造成电路中断，应及时处理并向相应通信调度汇报，故障在2小时内未恢复正常，每两小时扣罚上网电量1万千瓦时。
4、因发电企业原因造成通信各项主要运行指标低于考核值，每降0.01个百分点扣罚上网电量1万千瓦时。
5、因发电企业原因通信电路中断造成电网事故或事故扩大，每次扣罚上网电量15万千瓦时。
第五章 考核要求
第十九条 技术管理考核结果实行日考核、月结算、季兑现。月统计考核结果由电力调度机构于每月初通知发电企业核对，发电企业应在5日内（遇法定节假日顺延）对上月考核结果进行确认。如双方对考核结果无异议，每月25日前由江西省电力公司将双方核对的上月度考核结果报江西省经贸委。如双方对考核结果有异议，由江西省经贸委裁定。
第二十条 并网发电企业技术管理考核情况在调度信息中予以披露。
第二十一条 考核所扣罚和奖励的上网电量实行专项管理。江西省电力公司每季度根据江西省经贸委批复将扣罚电量用于获奖并网发电企业的奖励。扣罚电量用于奖励的剩余部分由江西省经贸委商江西省电力公司另行研究安排。
第六章 附则
第二十二条 本办法由江西省经贸委解释。
第二十三条 本办法自2004年10月1日起执行。 |
