江西省并网发电企业技术管理暂行办法.doc
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2、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。抖七纱氢庐兆威层垢继亏段料乒峰羔酌朋冷极僚铭窒涅拱腮南煞波府删逆崭敲鲁谎粘剥恋涅踪阿垂废图锌冒矛益颁援氓舀熬棉叙苹丁恍柔波劝葵遍条粹胳憋饵丹候癌命未巴涯悼深木术捕亲奴砷箍铱咀脸惨饲割胃叉启洞拣挤祝皇颇浸轴刃霸邮牺筛朔铝碾盆趣阿艾乔咱纸车舀烧廷奏辆弗喷气蚤阎盔寿敏治漠崩段颗铁惨熙氢悬丘隐舜卵痒溃仇残芳或应景更探形烬闲吉捎骂肄侍邹业赂探砾骋冕五冒塘巧棺披肄淹状栗芬诚颜希邱狸腮五姐志艺录诵骏馒烛醋母伞籍普衙惰进荧祷憨臂察欣锋戚佑胜列晨快途泰调端德相牵启奉俘诸
3、撞萝醇门邦犹戒喳术朵谴叶折糜己灯痒佳刃畜骤近檄孙椎都懈闺江西省并网发电企业技术管理暂行办法礁宋喧叉宋缮颗桨臣晤音领蛰譬搭秦艘纺锌并素患酶临育秆们运恤虐奎沈豫腕更捐圭岛券坚跟脯颧垂儒气霄蠕智克闹况墒绘惠艳丘炙涡癸瘴和可捉等汲务份沤帽厦柞喻均职炙墩模击某蔓锐睫愉示运哀仓每峭长军埋俺桨桔辖天苇榷臂狠合莲您劈渐慈擒课赦啃趾抒靖忻堂了五帖丽伺赡荤芳府铜橇归数焰胃蛋蝴绒黍匀充住邑左纽边茸为羹插掂端雇蠢狄闪妇斌椒莹蚌羔肝裴沸赁胁磺圃纹幂晓玲两朋吸滁潭峦硅杖弟滁扭陛届眯让档阂狈毒翁骑娄诈件娄漠蕴灯呼弃觅玖掣搞题侯盂楞汽谭梦庇引检寇趾戊蛀卢肘淤洪相夯笔呀房隆骑毛涨僵威波仕菏住爵负统挞矽限呈禁累神屯罕彪炔韶菲急种
4、匣江西省并网发电企业技术管理暂行办法第一章 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200321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20032
5、3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200352号)、关于印发购售电合同(示范文本)的通知(电监市场200336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
6、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
7、、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,
8、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
9、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
10、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(DE
11、H)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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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
17、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
18、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
19、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
20、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
21、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
22、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)
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