关于电网运行准则

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1、电网运行准则确保电网安全稳定运行，适应网厂分开和竞价上网的新形势，编制电网运行准则2007年1月1日开始执行。电网运行准则以中华人民共和国电力法和电网调度管理条例为依据，结合我国电网运行与管理实际而编制的，是比较基础性的、适应网厂分开的技术管理型电力行业标准；明确了在电力系统规划、设计与建设阶段，为满足电网运行所要求的技术条件；主要描述了电网运营企业、发电企业所必须满足的基本技术要求和工作程序等。一、电网运行中应用术语和定义1基本名称1.1电力系统electrical power system电力系统包括发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装

2、置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等。电网调度管理条例中也称电网。1.2电力调度机构electrical power dispatching organization指各级电力调度通信中心（局、所）或电力调度交易中心。电力调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，电网运营企业负责设立和管理所辖电力调度机构。调度机构既是生产运行单位，又是电网运营企业的职能机构，在电网运行中行使调度权，在电力市场运营中负责市场交易。1.3电力监管机构Electricity Regulatory Commission 指国家电力监管委员会及其派出机构。国家电力监管委员会按照国务院授权，行使行政执法

3、职能，依照法律、法规统一履行全国电力监管职责。1.4电网运营企业grid operation enterprise指负责电网运行和经营的电力企业。1.5电网使用者 electrical power system user； network user指使用电网完成电力生产、输送、交易和消费的单位与个人，如发电企业、供电企业、电网直接供电用户和一般用户。1.6发电企业electrical generation enterprise指并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。1.7供电企业electrical supply enterprise指负责配电网的运行和电力销售的供电公司。1.8

4、用户user电网公司向其供电的个人或企业。1.9直接供电用户embedded user指直接由省（直辖市、自治区）级电网最高一级及次高一级电压供电或与省（直辖市、自治区）级以上电网公司直接签定购受电合同的用户。2.0 并网部分2.1并网interconnections指两个独立经营的电网与电网之间、电厂与电网之间或用户与电网之间通过电气特性的物理联接。2.2并网点 grid supply point;grid entry point 指电网供电点和发电企业接入点连接的断路器设备。2.3首次并网日 first interconnection day,first grid entry day指并网

5、调度协议中电网运营企业与要求并网的（发电企业）双方商定的，电厂首次与电网同期连接的日期。2.4并网申请书 grid entry application指由要求并网的（发电企业）向调度机构提交的要求将其电厂或机组与电网并网的书面申请文件。2.5A1、A2电网区域控制偏差（ACE）的性能评价标准，是NERC早期评价标准。该标准是基于过零要求及确定性限值来评估区域控制偏差的控制水平。2.6 CPS1、CPS2：电网区域控制偏差（ACE）的性能评价标准，是NERC近期评价标准。该标准是基于统计方法来衡量区域控制偏差与频率偏差的关系，以确定性限值来评估区域控制偏差的控制水平。2.7 合同购售电合同buy

6、 and sale power contract指购电方与售电方就电量的购销及购电方的有关付款等事宜签订的合同。2.8并网调度协议 grid entry dispatching aggreement 指电网运营企业与电网使用者就调度运行管理所签订的协议，协议规定双方应承担的基本责任和2.9义务；双方应满足的技术条件和行为规范。3.0 运行与调度调度管理规程dispatch and management regulation指由电网运营企业制定的用于规范在本网内的调度行为的技术和管理规范。3.1调度端dispatching center;control center指负责对电网进行控制和调度的机

7、构及相应的设施。3.2被调度端dispatched terminal;controlled terminal指接受电网控制和调度指令的执行机构及相应的设施，如下级调度机构、发电厂、变电站以及换流站等。3.3调度电话dispatch calls;control calls在正常和事故运行状态下，电力调度机构调度员和被调度端运行人员之间彼此业务联系使用的专用电话。3.4特殊运行方式particular operation mode指在电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。3.5中长期平衡 long and middle period power

8、 balance指电网运营企业根据中长期负荷预报、网间中长期功率交换计划、发电企业及用户提供的中长期发供电数据，在满足电网安全约束条件下，所做的中长期（年、月、周）发供电平衡。3.6短期平衡short period power balance指电网运营企业根据短期负荷预报、网间（短期）功率交换计划、发电企业及用户提供的短期发供电数据，在满足电网安全约束条件下，所做的短期（一般为日）发（供）电平衡。3.7实时平衡real time power balance; on line power balance 指电网运营企业根据电网的超短期负荷预报、网间（实时）功率交换计划及发电企业（和用户）的实时发

9、（供）电数据，在满足电网安全约束条件下，所做的实时发（供）电平衡。3.8日发电有功曲线day-generation active power curve指调度机构每日以申报的可用发电容量和年度、月度发用电计划及联络线交换计划、负荷预测、水电厂水情预测和购售电合同为基础而制定的次日计划发电的有功曲线，以若干时段（如48、96点）有功出力表示。3.9可用发电容量available generation capacity指机组受设备条件限制修正后的可靠出力。3.10最小技术出力minimum output of a unit(power station)在电网运营企业登记的发电机组在稳态运行情况下的

10、最小出力（以MW计）。3.11最大技术出力maximum output of a unit(power station)在电网运营企业登记的发电机组在稳态运行情况下的最大出力（以MW计）。3.12计划检修planned repair;scheduled maintain指协议双方为检查、试验、检修机组或其他设施，根据电力行业标准，参照设备供应商的建议、技术参数及电厂运行经验有计划安排的机组处于检修的状态，包括大修、（中修）、小修、节日检修和公用系统检修。发电设备检修时间：从电力调度机构批准的正式开工日开始，将设备退出运行/备用，到设备正式投入运行/转入备用时为止，所有操作、启动、试验和试运行时

11、间均算在检修时间内。3.13计划停运planned outage;scheduled outage指为维修或其他目的事先安排好的停运。计划停运应是事先安排好进度，并有既定期限。本协议中指双方根据颁布的检修规程规定，为检查、试验、维护、检修而参照设备手册、技术参数、设备运行实况及电力行业标准而有计划安排的年度或月度设备停运。包括大修、小修、节日检修、电力调度机构要求的低谷消缺、公用系统计划检修，以及电力调度机构根据电网运行需要，安排的计划停机备用。 3.14非计划检修non-planned repair;non-scheduled maintain指计划检修以外的所有检修。3.15非计划停运no

12、n-planned outage;non-scheduled outage指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。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；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；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；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；第5类为超过计划停运期限的延长停运。3.16减低出力等效停运小时数down load equivalent outage hour是指机组降低出力小时数折合成按铭牌最大容量计算的停运小时数。3.17效非计划停运小时equivalent non-p

13、alnned outage hour指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。3.18年计划停运允许小时数 annual allowable and equivalent palnned outage hour是指由电力调度机构与发电企业根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年计划停运的允许小时数。机组的的年计划停运允许小时数分为大修年度的年计划停运允许小时数和无大修年度的年计划停运允许小时数。3.19年等效非计划停运允许小时数 annual allowable and equivalent non-planned outage hour是

14、指由电力调度机构与发电企业根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年等效非计划停运的允许小时数。本协议中仅指因发电企业原因造成的非计划停运。机组的年等效非计划停运允许小时数分为大修年度的年等效非计划停运允许小时数和无大修年度年等效非计划停运允许小时数。4 安全4.1网络制约 network restrction;grid restriction 由于输电容量不足或系统其它条件使电网运行受限制。4.2系统制约容量 system constrained capacity额定容量中因网络制约而不能使用的部分。4.3系统裕度 system margin系统最

15、大出力总和与同一时段的预测负荷、事故备用、旋转备用总和之间的差值(或百分数)。4.4负荷控制load control为了保障电网的安全、稳定运行，在电网特定运行情况下，电网运营企业采取特殊措施降低用户的用电需求。4.5系统全停system outage 指系统全部发电设备停运并且没有外部联网供电的情况，（即）整个系统停电，（在此情况下）需要电力调度机构发令进行黑启动，逐步恢复整个系统的运行。4.6 本地黑启动恢复计划site black start plan黑启动发电厂的一台发电机（可能与该黑启动发电厂的另一台发电机一起）按规定的详细方法和程序向整个系统的部分送电并形成一个满足当地（用电）要求

16、的孤立系统。5 辅助服务部分5.1 辅助服务 ancillary service;system ancillary service;commercial ancillary service是指维持供电质量、保证供电安全性、稳定性和可靠性所需发电企业和用户提供的技术产品。辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务。.5.2辅助服务协议ancillary service agreemnet;system ancillary service agreement用户与电网运营企业之间签订的由电网运营企业向该用户所提供的辅助服务付款的协议。5.2基本辅助服务system ancillary service;

17、 elementary ancillary service 是指并网调度协议规定的最低技术性能要求，是强制性的辅助服务。5.3有偿辅助服务commercial ancillary service是指辅助服务使用方向辅助服务提供方以合同或辅助服务竞价等市场手段购买的辅助服务。5.4黑启动black start是指整个系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。5.5黑启动能力black start capability是（指）在没有外来电源供给的情况下，黑启动电厂按照电力调度机构的

18、指令，在两小时内将至少一台发电机组从停机状态启动并与系统同期并列。5.6黑启动电厂black start power plant根据与（发电企业）的双边协议被登记为具有黑启动能力的电厂。5.7黑启动试验black start unit test为了证明黑启动电厂具有黑启动能力，根据电力调度机构指令，由黑启动电厂进行的黑启动试验。5.8一次调频primary frequency regulation指通过各原动机调速器来调节各发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动，是并网机组必须具备的功能。 5.9自动发电控制（AGC）辅助服务 AGC ancillary service 指按系统频率目标，

19、由电力调度机构发送指令给有关发电厂的机组，通过机组的自动控制调节装置，实现发电自动控制，从而达到稳定系统频率的调控目标。5.10无功辅助服务reactive power ancillary service指发电机组（或无功补偿设备）所提供的无功调整能力以满足系统无功的要求，以及在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃所提供的服务。5.11无功支持服务或无功电压控制服务，指发电机组向电网注入或吸收无功功率，以维持系统正常运行时节点电压波动水平在允许范围内，在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃的服务。）5.12备用辅助服务power reserve ancillary

20、service指并入电网的发电机组为未来系统负荷变化预留一定的备用容量所提供的服务，分为热备用和冷备用。5.13黑启动辅助服务balck start ancillary service指在无外来电源的情况下，发电机组能够自启动并开始最初的电力系统的恢复能力。（是指整个系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，黑启动电厂为实现整个电力系统的恢复所提供的服务。）6 其他6.1系统试验system test在整个系统或整个系统的任何部分上，包括模拟条件或非常规、不经常或极端条件的受控应用的试验，但不包括投产、再投产试验和任何其它次要试验。6.2最终报告final report在系统试验结束时，试验

21、提议人编写报告提交电网运营企业及其他试验小组成员。6.3注册数据registered data在联网完成后标准计划数据和详细计划数据中的各项。二、并网、联网接入条件 2.1并网程序2.1.1在电网内新、改扩建的发、输、变电工程投入运行90日前，拟并网方应向电力调度机构提供本标准附录A所列资料，并提出并网运行申请书。申请书内容包括：a) 工程名称及范围；b) 计划投运日期；c) 试运联络人员、专业管理人员及运行人员名单；d) 安全措施；e) 调试大纲；f) 现场运行规程或规定；g) 数据交换及通信方式。2.1.2电力调度机构应对并网申请书予以书面确认。如不符合规定要求，电力调度机构有权不予确认，

22、但应在收到并网申请书后的35日内书面通知不确认的理由。2.1.3拟并网方应与电网运营企业根据平等互利、协商一致的原则，签订购售电合同、并网调度协议。2.1.3.1 购售电合同基本内容包括：a) 电能计量；b) 电力、电量购、销条款；c) 结算价格；d) 电费支付与结算；e) 不可抗力处理条款；f) 非计划停运的界定及罚则；g) 违约责任；h) 合同的生效和期限；i) 合同变更、转让和终止；j) 争议的解决；k) 其他。5.1.3.2 并网调度协议的基本内容包括：a) 双方的责任和义务：1) 电网运营企业应遵守公平、公正、公开、经济和合理的原则；2) 电网运营企业应努力保证电网的安全，把电网相关

23、问题及时通报拟并网方；3) 根据电网调度规程、检修规程和拟并网方提出的设备情况，电网运营企业应适时安排拟并网方的设备检修；4) 电网运营企业应对拟并网方与电网有关的调度运行、电网运行方式、进行指导和协调，并提供技术服务，拟并网方应接受该业务指导和协调；5) 拟并网方并入电网后，应服从电网运营企业的统一调度，遵守电网的调度规程，并服从电力调度机构的调度指令；6) 拟并网方应尽最大努力防止任何影响电网安全运行事故的发生，并将其为防止影响电网安全运行而制定的安全措施送电力调度机构备案；7) 拟并网方应按电力可靠性管理有关要求，开展电力可靠性统计、评价和管理工作，努力提高机组和设备的可靠性水平；8)

24、拟并网方应及时、准确、完整地向电力调度机构提供运行信息，并保证所发送信息的准确性；9) 拟并网方应根据电网安全稳定的需要，新增安全稳定装置，对不满足电网安全的设备进行技术改造，采取相应的技术改进措施，并负责实施；10) 拟并网方应制定切实可行的保厂用电措施，确保电厂安全运行。b) 调度指挥关系，调度管辖范围界定；c) 拟并网方的技术参数；d) 并网条件；e) 并网申请；f) 调试期的并网调度；g) 调度运行；h) 调度计划；i) 设备检修与停运；j) 继电保护及安全稳定控制装置；k) 调度自动化；l) 电力调度通信；m) 调频、调压及备用；n) 事故处理与调查分析；o) 不可抗力；p) 违约责

25、任；q) 提前终止；r) 生效与期限；s) 争议的解决；t) 并网点图示；u) 其他。5.1.4电力调度机构对并网申请书予以确认后，应在首次并网日前60日向拟并网方发出确认通知。发出通知后，完成下列工作：a) 15日内下发调度管辖范围和设备命名、编号；b) 在首次并网日30日前向工程单位提交调度运行技术组织措施；c) 投运前根据启动委员会审定的调试大纲和调试方案，编制并下达调试调度方案；d) 电力调度机构在首次并网日15日前向拟并网方提供继电保护定值单，并在收到实测参数7日后，确认是否更改定值；e) 通信的工作：并网调度机构通信部门应依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于并网日30日

26、前完成并网通信电路运行方式单的下达和测试、开通工作，并报并网调度机构；f) 自动化的工作：在首次并网日7日前与拟并网方共同完成调度机构的自动化系统与拟并网方自动化设备的联调；g) 其他工作。2.1.5拟并网方在收到并网确认通知后20日内，应按电力调度机构的要求编写并网报告，并与电力调度机构商定首次并网的具体时间和程序。电力调度机构在首次并网日前20日应对电厂的并网报告予以书面确认。2.1.6拟并网方应于系统联合调试前7日向电力调度机构提出书面申请，电力调度机构应于系统调试前一日批复。2.1.7进入商业运营之前，电网运营企业应组织完成拟并网方的并网安全性评价。2.1.8首次并网日前5日，电网运营

27、企业应组织完成本标准规定的拟并网方并网条件的认定。当拟并网方不具备并网条件时，电网运营企业应拒绝该工程并网运行，并向拟并网方下达拒绝并网通知书。通知书应附有要求拟并网方进一步整改的意见。2.1.9当拟并网方满足并网条件时，电网运营企业应书面下达允许并网通知书，并附有该工程的启动方案。2.1.10拟并网方根据电网运营企业批准的启动方案，按照电力调度机构值班调度员的调度指令完成并网运行操作。2.1.11新机组在进入商业运行前，应完成附录B包含的系统调试工作，并邀请电网运营企业人员参与；调试结束后，向电网运营企业提供详细的调试报告，经电网运营企业组织评审合格后方可投入运行。2.2应满足的电网技术特性

28、和运行特性2.2.1电力调度机构有义务协调和调整所有并入电网的发电厂、电网和用户的设备运行方式，以保证接入点输电系统的技术、运行特性满足下列标准。同时，电网内的发电厂、电网和用户有义务按照相关电力调度机构的安排或指令对本企业设备进行相应的调整，以满足电网运行的要求。2.2.2电网频率偏差。输电系统的标准频率为50Hz，其偏差应满足电能质量频率允许偏差的要求。2.2.3特殊情况下，系统频率在短时间内可能上升到51Hz或下降到48Hz。发电厂和其它相关设备的设计必须保证发电厂和其它设备运行特性满足：在48.5Hz - 51Hz范围能够连续运行，在48Hz - 48.5Hz范围，每一次频率在48.5

29、Hz之下，能够运行时间至少20秒。2.2.4电网电压偏差。在输电系统的每个并网点，输电系统电压偏差应满足电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989）和电能质量供电电压允许偏差（GB12325-1990）的要求。在事故等特殊情况下，输电系统电压可以不受上述标准限制。2.2.5电压波形质量。接入输电系统的所有电厂和用户设备以及输电系统所属设备，应该能够承受下列范围内谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变：2.2.6谐波含量。在计划停电和故障停电条件下（除非发生异常工况）输电系统谐波应满足GB/T14549电能质量公用电网谐波和电力系统谐波管理暂行规定的要求。2.2.7三相不平衡。输电系统三相

30、不平衡量应满足GB/T15543电能质量三相电压允许不平衡度的要求。2.2.8电压波动。接入设备造成并网点的电压波动应满足GB12326电能质量电压允许波动和闪变的要求。2.3通用并网技术条件2.3.1人员要求拟并网方有权接受调度指令的运行值班人员必须具备上岗值班资格。资格认定由电力调度机构组织进行。2.3.2继电保护2.3.2.1并网前，除满足工程验收和安全性评价的要求外，继电保护尚应满足下列基本要求：a) 已统一联网界面继电保护设备调度术语，交换双方保护设备的命名与编号，书面明确相关保护设备的使用和投退原则；并网双方交换整定计算所需的资料、系统参数和整定限额。电厂并网前应根据电网技术监督管

31、理规定，建立继电保护技术监督机制。b) 已明确有关发电机、变压器的接地方式，并按规定执行；c) 双方已书面明确联网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、检验和技术管理工作范围和职责的划分，并确定工作联系人和联系方式；相互交换各自制定的接口设备的继电保护运行管理规程；d) 与双方运行有关的全部继电保护装置已经整定完毕，完成了必要的联调试验，所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统与相关一次设备同步投入运行。2.3.2.2继电保护装置的验收应以设计图纸、设备合同和技术说明书、相关验收规定等为依据。2.3.2.3与电网运行有关的继电保护设备应按继电保护及安全自动装置检验条例及有关规程进行调

32、试，并按该设备调度管辖部门编制的继电保护定值通知单进行整定。所有继电保护装置只有在检验和整定完毕，并经验收合格后，方具备并网试验条件。在用一次负荷电流和工作电压进行试验，并确认互感器极性、变比及其回路的正确性，以及确认方向、差动、距离等保护装置有关元件及接线的正确性后，继电保护装置方可正式投入运行。2.3.2.4双方应制定继电保护装置管理制度并严格执行。继电保护装置管理制度应满足有关法规、电力行业标准、电网运营企业的反措规定以及有关继电保护技术监督的规定。2.3.2.5新投继电保护装置应满足继电保护入网管理规定，满足所在电网的微机型保护和故障录波器软件版本管理规定。2.3.2.6继电保护整定计

33、算的基本工作原则和程序：a) 继电保护的整定计算遵循国家标准、行业标准所确定的整定原则。b) 网网、网机的继电保护定值应相互协调。c) 拟并网方应在设备计划投运90天前向所属电力调度机构提供附录A规定的资料。电力调度机构于设备计划投运15天前向拟并网方提供继电保护定值单。d) 拟并网方在设备计划投运10天前向电力调度机构提供实测参数、返回定值单回执。电力调度机构经核算后，在设备计划投运3天前向拟并网方提供正式定值单。2.3.3系统通信2.3.3.1拟并电网通信系统应能满足继电保护、安全稳定自动控制、调度自动化数据以及调度电话等电力调度通信业务对通信的要求。2.3.3.2并网点之间以及并网点至电

34、网调度端之间应具备两条不同路由且独立的通信电路用于承载电力调度通信业务。在电力专用通信网尚不能满足电力调度通信业务的特殊情况下，可以租用电信运营商的通信电路作为传输通道，但继电保护、安全稳定自动控制等业务至少应保证有一路电力专用通信网传输通道。2.3.3.3用于同一条输电线路上的两套继电保护和安全稳定自动控制信号应尽可能采用两种不同的通信方式进行传送。当只采用光纤通信方式时，应考虑不同路由的两种光纤通信方式，特殊情况下，应将两套继电保护信号的加工设备应完全独立安排在不同的纤芯上。当只采用电力线载波通信方式时，两套继电保护信号应分别安排在不同的相导线上。为保障电网安全稳定运行，同一条通信电路上传

35、送不同输电线路继电保护信号的数量一般应不大于4套。2.3.3.4拟并电网新建通信电路在正式投运前，应由建设方会同拟并电网的有关通信部门对新建通信电路进行竣工验收，竣工验收项目按国家或电力行业有关规定执行。竣工验收工作结束后应进行不少于30天的试运行。2.3.3.5为保障电网运行的可靠性和电力通信网的安全性，未经上级电力通信主管部门批准，任何接入电力通信网的电力企业不得利用通信电路承载非电力企业的通信业务或从事营业性活动。2.3.3.6拟并电网的通信电路应配备监测系统，并能将运行工况、告警监测信号传送至对方。2.3.3.7拟并电网的通信设备应配置专用通信电源系统，通信专用电源系统一般应由两路输入

36、电源、整流器和蓄电池组组成。通信专用电源系统应具备监测系统和声光告警装置。2.3.3.8拟并电网的通信运行维护单位应配备有专业运行维护人员，并配置设备运行维护所必需的仪表、工具和备品配件。2.3.3.9 拟并电网的通信设备技术体制必须与电力通信网所采用的技术体制相一致。其设备必须具有电信主管部门或电力通信主管部门核发的通信设备入网许可证，且符合国际、国家及行业通信技术标准。2.3.4电网调度自动化2.3.4.1电网使用者应装备4.2.9.1 b)所列系统/设备，其性能、指标和通信规约应满足国家和电力行业的有关技术标准。2.3.4.2电网使用者的电网调度自动化系统应满足电网和电厂计算机监控系统及

37、调度数据网络安全防护规定和电力二次系统安全防护总体方案等要求。2.3.4.3电网使用者的电网调度自动化系统应与系统一次设备同步投运，以确保电网调度自动化信息完整、准确、可靠、及时地传送至相关电力调度机构。2.3.4.4电网使用者的新建、扩改建设备启动投产前，需完成与相关电力调度部门5.2.9.1 a)所列系统的联调、测试、数据核对等工作。只有完成上述各项工作并满足设计要求及电力调度机构的技术要求，该电网使用者的新建、扩改建设备才能并入电网运行。2.3.4.5电力调度机构应建有运行可靠、功能满足需求的调度自动化系统。为实现电力调度机构之间的信息共享，相关调度机构EMS间应实现计算机通信；为保证网

38、间联络线潮流按计划值运行，EMS应具有满足控制策略要求的自动发电控制（AGC）功能。2.3.4.6电网使用者的电网调度自动化数据传输通道，应具备两路独立的主备双通道，由相应电网运营企业通信运行部门按照有关设计规定和电力调度机构的有关需求进行安排和管理，其质量和可靠性必须符合国家和有关行业标准。2.3.4.7联网前必须完成的资料及信息交换（见附录A）2.3.4.8联网前必须通过的调试及有关试验（见附录B）2.4分类并网条款2.4.1互联电网的并网条件2.4.1.1互联电网各方应在联网前签订互联电网调度协议。协议中应规定：a) 有功功率和无功功率控制原则。b) 各电网运营企业黑启动方案的配合方式、

39、运行管理职责和今后整个互联电网总方案的制定原则、编制步骤、实施和协调方式。c) 继电保护定值协调原则。d) 各方低频率、低电压减负荷方案的配合方式、运行管理的职责范围和今后整个互联电网总方案的制定原则、编制步骤、实施和协调方式。e) 电力系统稳定器（PSS）的装设原则、实施、协调方式和运行管理职责。f) 联络线控制原则2.4.1.2互联电网各方应按照本标准6.6.2进行无功电压控制。2.4.1.3互联电网各方应根据联网后的变化，制定或修正黑启动方案，并安排一定数量的黑启动机组。2.4.1.4互联电网各方应根据电网互联带来的变化，修正本网的低频率、低电压减负荷方案。各方低频率、低电压减负荷方案必

40、须满足解列后的减负荷容量要求。必要时可在联网线路上设置低频率、低电压解列装置。2.4.1.5互联电网各方应根据稳定计算结果在本网适当地点装设PSS装置，提高电网稳定水平。2.4.1.6互联电网各方应根据稳定计算结果，协商确定是否有必要在联网处安装适当的安全稳定控制装置。在联网处装设的安全稳定控制由所在电网运营企业负责管理。2.4.2发电厂并网技术条件2.4.2.1发电厂与电网连接处都应装设断路器，断路器应满足:a) 遮断容量符合电网的技术要求；b) 发生三相故障后的故障清除时间：l 330kV500kV的设备100ms；l 110kV220kV的设备150ms；c) 为适应上述的故障清除时间，

41、设备应配有后备保护，以防主保护系统失败。2.4.2.2对发电机组性能的要求2.4.2.2.1一般性能要求a) 发电机组必须装设连续式自动电压调节器（AVR）；技术性能应满足国家标准GB/T 7409.17409.31997和行业标准DL/T 583-1995、 DL/T 650-1998 、DL/T 843-2003的要求；应有伏/赫（过磁通）限制、低励磁限制、过励磁限制、过励磁保护和附加无功调差功能。b) 200MW及以上火电机组和100MW及以上水电机组的励磁系统必须有电力系统稳定器（PSS）功能。c) 电力系统稳定器（PSS）的参数由调度部门下达，电力系统稳定器的投入与退出按调度命令执行

42、。d) 附加无功调差定值由调度部门下达；低励磁限制的定值由调度部门提出，双方协商确定；伏/赫（过磁通）限制、过励磁限制、过励磁保护的定值由电厂确定，报调度部门备案。e) 发电机组必须装设一个具有下降特性的调速器；f) 需由发电厂提供的无功补偿装置应在联网协议中明确。g) 系统频率在50.5到48.5 Hz变化范围内应连续保持恒定的有功功率输出；系统频率下降到48 Hz时有功功率输出减少不超过5%；h) 发电机组正常调节速率 1%机组额定有功功率/分钟；机组调峰能力应50%机组额定有功功率；为满足日益增长的调峰需求，火电机组均应具备按两班制调度运行的能力。i) 发电机吸收无功功率的能力。发电机必

43、须具备按照电网需求随时进相运行的能力，以便在系统无功功率过剩时吸收无功功率运行。发电机的功率因数应能在数分钟内在设计的功率因数范围内进行调整，通常其超前功率因数至少应达到cos=0.950.97,且调整的频度不应受到限制。额定功率100MW及以上的发电机应通过进相试验确认从50100额定负荷情况下(一般取34点)，吸收无功功率及对电力系统的调压能力，电厂应根据发电机进相试验绘制指导进相运行的P-Q图，并编制相应的进相运行规程，并报送调度机构备案，以此作为发电机进相运行的调度依据，根据电网的需要随时进相运行。j) 发电机组必须参与一次调频，机组一次调频基本性能指标要求：1) 死区l 电液型汽轮机

44、调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在0.033Hz内；l 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；l 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) 最大负荷限幅机组额定出力的6%；4) 投用范围：机组核定的出力范围；5) 响应行为.l 当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响应目标完全响应。l 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。k) 水电机组和具有机炉分散协调控制系统的发电机应具备自动发电控制功能

45、。发电机组月AGC可用率应不低于90%，机组自动发电控制基本性能指标要求：1) 采用直吹式制粉系统的火电机组：l AGC调节速率 1.0%机组额定有功功率/分钟；l AGC响应时间 120秒；2) 采用中储式制粉系统的火电机组：l AGC调节速率 2%机组额定有功功率/分钟，l AGC响应时间 40秒，l) 在辅助燃气轮机或备用柴油机启动后的2小时内，黑启动发电机组应能与系统同期并列。m) 机组必须具备AVC功能，能根据电力调度机构下达的高压侧母线电压控制目标或全厂无功总出力，协调控制机组的无功出力；机组AVC装置应具备与调度机构EMS系统实现联合闭环控制的功能n) 水轮发电机组的一般性能参见

46、相关标准GB/T 7894、DL/T 730和DL/T 751。2.4.2.2.2发电机组非正常运行能力的要求a) 发电机频率异常的运行系统的低频减载的配置和整定应保证系统频率动态特性的低频持续时间小于表1所规定的每次允许时间，并有一定裕度。汽轮发电机的低频保护应能记录并指示累计的频率异常运行时间，每个频率分别进行累计。按GB142851993继电保护和安全稳定控制装置技术规程的规定，汽轮发电机低频保护动作于信号。特殊情况下当低频保护需要跳闸时，保护动作时间可按汽轮发电机制造厂的规定进行整定，但必须符合下表规定的每次允许时间。汽轮发电机频率异常允许运行时间频率范围（Hz） 允许运行时间累计（m

47、in） 每次（sec）51.0以上51.5 30 3050.5以上51.0 180 18048.550.5 连续运行48.5以下48.0 300 30048.0以下47.5 60 6047.5以下47.0 10 2047.0以下46.5 2 5核电厂的汽轮发电机也应满足以上要求。水轮发电机频率异常运行能力应优于汽轮发电机并满足系统调度要求。对以前投入系统运行的机组，如果按该机组允许的低频运行能力设置的低频保护动作时间低于上表规定的每次允许时间，则应在发电机低频跳闸时，在对应的频率和时间，对该地区附加切除相应容量的负荷，以避免频率下降的连锁反应。b）发电机失步运行当引起系统振荡的故障点在发变组外

48、部时，透平型发电机应当能够承受至少520个振荡周期，以使系统尽可能快速恢复稳定；当故障点在发变组内部时才允许立即启动失步保护。水轮发电机耐受失步振荡运行能力应满足系统调度要求。c）透平型发电机失磁异步运行汽轮发电机失磁异步运行的能力及限制，很大程度上与电网容量、机组容量、有否特殊设计等有关。按照GB/T 7064-2002透平型同步电机技术要求的规定，发电机的设计本身允许作短时失磁异步运行，对间接冷却的发电机在定子电压接近额定值时，可带到0.6倍的额定有功功率，此时定子电流不超过1.01.1倍额定值，失磁异步运行不超过20min；直接冷却的发电机300MW及以下机组可以在失磁后60s内减负荷至

49、额定有功功率的60，90s内降至40，在额定定子电压下带0.4倍额定有功，定子电流不超过1.01.1倍时，发电机总的失磁运行时间不超过15min。600MW及以上机组的允许运行时间和减负荷方式由用户与制造厂协商决定。发电机在具备如下条件时通常可以进入短时异步运行：I. 电网有足够的无功余量去维持一个合理的电压水平；II. 机组能迅速减少负荷（应自动进行）到允许水平；III. 发电机带的厂用供电系统可以自动切换到另一个电源。如果在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应当与系统解列。电网是要求发电机失去励磁后立即与系统解列，还是允许机组快速减负荷并短时运行，应当根据电网和机组的实际情况综合考虑

50、。电网运营部门应当与电厂就具体机组失磁后可能的运行方式达成协议。d）不平衡负荷每台发电机都应满足旋转电机 定额和性能 6.2.3表1关于同步电机不平衡运行条件的规定，可以长期承担规定以内的稳态负序负荷，并且在突发不对称短路故障时承受住规定的负序电流冲击。当某电力用户对稳态负序负荷的要求超过GB 755的规定时，由调度机构、相关发电部门及用户经协商签订特殊供电协议。e）误并列和单相重合闸发电机组在允许寿命期间应当可以承受至少5次180误并列，或者2次120误并列。高压线路的单相重合闸不应影响发电机运行可靠性。2.4.2.2.3水电厂并网运行时应向电网运行企业实时传输以下信息a) 水、雨情信息：1

51、) 流域内重要雨量站实时雨情2) 控制性水文站实时水情3) 水情气象预报信息b) 水库运行信息1) 水库坝上下水位，出、入库流量及发电引用流量 2) 泄洪设施运行信息及相应泄流量3) 综合利用供水信息5.4.2.2.4对发电机AGC的要求a) 概述1) 拟并网的100MW及以上常规发电机组，50MW及以上水电机组和抽水蓄能机组应具备AGC功能，参与电网闭环自动发电控制。2) 机组AGC性能和指标应满足本标准规定的要求和并网调度协议规定的要求，满足电网运行的需要。3) 在机组商业化运行前，具备AGC功能的机组应完成与相关电力调度机构EMS的AGC功能的联调。4) 并网运行的AGC机组，未经电力调

52、度机构批准同意，发电厂不能随意修改AGC机组运行参数。5) 凡涉及机组AGC功能的修改，均应重新进行与电力调度机构EMS的联调，满足6.4.2.4b)的要求，其AGC功能方可投入运行。b) 发电厂参与AGC运行的要求1) AGC机组应按EMS下发的AGC调节指令调节机组的出力，并使机组出力与EMS下发的AGC指令相一致。2) 发电厂应实时将AGC机组的运行参数通过远动通道传输到相关电力调度机构的EMS系统。运行参数包括AGC机组调整上/下限值、调节速率、响应时间；火电机组的DCS系统的“机组允许AGC运行”和“机组AGC投入/退出”的状态信号，水电机组自动控制系统的“允许AGC运行”和“AGC

53、投入/退出”的状态信号等。3) 机组AGC的运行方式应有固定运行方式、调节方式。固定运行方式是机组带计划运行；调节方式是机组根据电网给定负荷运行。对全厂控制的AGC，其调整原则是电厂接受电网给定负荷后减去带固定计划运行的机组出力，其它出力由调节方式的机组承担。4) 火电和燃气轮机组的AGC最大调节范围为60%至100%机组额定有功出力；全厂调节的水电厂AGC最大调节范围为0至100%全厂额定有功出力，应避开调节范围内的振动区、气蚀区。5) 应具有切换断路器（或按钮），AGC机组应能实现“当地控制/远方控制”两种控制方式间的手动和自动无扰动切换。6) 处于遥调工作状态时，对于RTU或计算机系统给

54、出的遥调指令明显异常（包括突然中断、指令超过全厂或机组给定的上、下限值以及两次指令差超过自定义限值（该值可调整），机组AGC系统应能作出如下处理：l 拒绝执行该明显异常指令，维持原状态；l 保持原正常指令830秒（可调整），以等待恢复正常指令；l 830秒后未恢复正常指令，则发出报警并自动（或手动）切换至“当地控制方式”；l RTU复位后，计算机监控系统应保持调度机构原给定遥调指令值不变，直到接受新的指令。7) 计算机监控系统分配给各机组的指令应能自动躲过机组的振动区、气蚀区。8) AGC机组在负荷控制方式时，机组的调整应考虑频率约束，当频率超过500.1Hz（该值根据电网需要可随时调整）范围

55、时，机组不允许反调节。9) AGC发送指令的周期：火电30秒 ，水电8秒。c) 发电厂与电力调度机构EMS主站端AGC信息通信的要求1) 发电厂RTU或计算机监控系统与调度端的通信规约应满足EMS主站要求；2) 发电厂RTU或计算机监控系统应正确传送信息到EMS主站，正确接收和执行EMS主站下发的AGC指令；3) 电力调度机构与发电厂之间具备主/备远动或数据通道，通道质量满足要求。2.4.2.2.5并网安全可靠运行的要求a) 电网使用者与电网运营企业一般以厂站围墙或电厂架构与第一基杆塔中间为明确的设备产权和维护分界点，并要在有关协议中予以详细划分每个并网设备的所有权以及安全责任；b) 电网使用

56、者与电网运营企业应以统一格式，书面说明联接点处的设备和装置的所有权及其责任。主要包括下面几个方面：l 设备和装置的产权l 设备和装置的控制权l 设备和装置的运行权l 设备和装置的维护义务l 对联接点处每个人的安全的责任c) 电网运营企业和电网使用者要定期开展安全性评价工作。d) 电网运营企业和电网使用者应按电力可靠性管理和电力生产安全性评价管理有关要求，开展电力可靠性统计、电力生产安全性评价和管理工作，努力提高安全可靠性水平。e) 并入电网且对电网安全稳定运行有影响的设备，双方委托共同认可的行业组织进行安全性评价工作。并网安全性评价须达到规定的并网必备条件和标准要求。f) 根据有关法律法规、行

57、业标准，电网运营企业、电网使用者要制定安全监督和技术监督规定；电网运营企业负责协调统一本网范围内的安全监督和技术监督工作标准。g) 电网运营企业应根据国家有关部门颁发的有关安全生产法规、标准、规定、规程以及电网的安全生产形势、运行中反映的突出问题、运行方式变化等，制订反事故措施。电网运营企业、电网使用者应按照设备产权和运行维护责任划分按时严格贯彻落实反措要求。h) 各企业在贯彻中可以结合实际情况制定细则或补充规定，但不得与上级电网规定相抵触，不得低于上级电网规定的标准。i) 电网使用者应按电力调度机构要求参加电网联合反事故演习。j) 电网使用者根据安全稳定运行需要编制和完善反事故预案并报电力调

58、度机构备案。k) 并网发电厂应制订全厂停电事故处理预案并报电力调度机构备案。在电力调度机构确定的黑启动方案中，有关发电厂的机组如被确定为黑启动机组，发电厂应满足电网对黑启动机组的启动条件和要求。5.4.3直流输电系统联网的技术条件直流系统由2个以上的换流站(由换流器和配套的换流变压器、交直流滤波器构成)，以及相应的直流线路、接地极和引线组成。直流系统输送功率可以根据调度要求，从最小到最大可调；根据直流设备和线路的环境情况，直流电压可以降低到70%运行；通过改变直流电压的极性，实现直流系统功率反向输送。每个换流站具有换流器运行所需的滤波和无功补偿装置（包括：电容器、电抗器、静止无功补偿器和调相机

59、等），至少通过一条交流出线与交流系统相连；它们的连接应具备断路器和配合的连接刀闸及接地刀闸。与换流站相连的交流系统，应可以提供或接受直流输电系统输送的功率，并提供或吸收设计允许的与换流站交换的无功功率，以保证换流器的正常换相电压；具有承受直流系统紧急停运冲击的能力。直流输电系统的典型接线方式包括双极、单极大地和单极金属回线。通常直流运行在双极平衡方式，当分阶段建设或一极因故障不能投入运行时，可采用单极运行方式，但此时应当注意单极大地回线下直流入地电流对附近交流变压器和其他设备的影响。5.4.3.1 直流输电系统的一般性能要求高压直流系统的性能包括稳态性能和暂态性能。稳态性能主要指直流稳定运行下

60、的参数和状态，包括不同接线方式下额定运行（额定电压、额定功率和额定电流）、过负荷运行、降压运行以及在不同运行情况下的无功特性、谐波特性等。一般直流输电系统的无功控制以与系统的无功交换不越限为控制要求，具体的无功参考值由系统研究决定，在需要的情况下，无功功率控制方式采用电压控制，应可以用来帮助系统的电压稳定。直流输电输电系统运行过程中将会在交流母线上产生电压谐波畸变和直流线路上出现谐波电流，并可能导致对通信线路的影响，交流滤波器和直流滤波器分别以来滤除交直流侧的谐波，通常交流侧滤波应使得单次谐波畸变率Dn、总有效谐波畸变率Deff、电话谐波波形系数（THFF）等指标不超过规范要求，直流侧滤波滤波

61、应使得等效干扰电流(Ieq) 满足规范要求。直流降压运行，根据目前运行的直流输电过程来看，一般设定最低降压运行水平为70额定电压水平。直流反送：直流输电系统本身可以方便地改变功率输送的方向，根据系统潮流的安排可以进行反向输送。暂态行为包括直流正常运行下的切换过程、不正常运行引起的干扰和短路等引起的系统故障，整个过程包括故障本身、故障引起的直流系统的响应以及保护功能为限制故障影响而最后动作。重要的暂态特性有：故障期间直流系统的输电能力；故障排除后的恢复时间；故障期间和恢复过程中的无功功率特性；故障期间和恢复过程中的谐波特性；故障导致甩负荷运行情况下的性能等。2.4.4直接供电用户并网的技术条件2

62、.4.4.1参数要求直接供电用户需向电网运营企业提供如下参数：用户名称及地理位置、用电计量点、电网联接点、用户设备总容量、最大用电电力、最小用电电力、无功补偿设备参数以及负荷特性等数据。电力负荷管理系统资料。包括直供区内受电变压器容量在500kVA及以上、315kVA-500kVA、100kVA-313kVA用户分类清单；电力负荷管理终端安装用户清单及说明（包括用户容量、负荷、跳闸轮次、可控负荷、远方抄表、预购电等）；电力负荷管理系统用户终端安装地理位置分布图。2.4.4.2实时信息及计量直接供电用户应具备向电力调度机构提供遥信、遥测信息的设备和通道，能够向电力调度机构传送用电有功功率、无功功率、电压、电流、并网点断路器隔离开关位置等实时信息。直接供电用户的电量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处应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，电能表精度应满足交易时段要求且具备远传功能。此外，还应安装电能量采集装置，将电能量信息上传至电力调度机构的电能量采集系统。2.4.4.3技术条件a) 220kV直供用户的容量不小于（征求具体容量）万kVA，110kV直供用户的容量不小于（征求具体容量）万kVA，负荷率应高于85；用户的生产、生活负荷在配电上分开。b) 应装设无功补偿装置及自动电压控制装置（AVC）。1) 根据相关规程、规定配备足够的无功补