江西电网并网发电企业调度运行管理考核实施细则.doc

江西电网并网发电企业调度运行管理考核实施细则1 范围本细则规定了为维护江西电力系统安全、稳定、优质、经济运行，确保电力可靠供应，保障江西经济社会发展的用电需求，江西电网并网发电企业在调度运行中应遵循的基本原则和要求。本细则适用于并入江西电网、实行统一调度和商业化运行发电企业的调度运行管理。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则。凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本细则。电网调度管理条例（国务院115号国务院令）电网运行准则（DL/T1040-2007）电网运行规则（试行）（国家电力监管委员会令第22号）发电企业并网运行管理规定（国家电力监管委员会电监市场200642号）并网发电企业辅助服务管理暂行办法（国家电力监管委员会电监市场200643号）并网调度协议（各级电网调度机构与江西电网并网发电企业签定）江西省并网发电企业运行管理考核暂行办法赣经贸电能发200421号（2004年2月）江西省并网发电企业技术管理考核暂行办法赣经贸电能发2004120号（2004年11月）3 并网调度运行管理考核要求3.1并网发电企业须严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、并网调度协议及所属电网调度机构的电力调度规程,依法服从所属电网调度机构的调度管理，共同维护江西电力系统安全稳定运行。3.2 并网发电企业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）、并网调度协议（示范文本）与电网企业签订购售电合同和并网调度协议。3.3 并网发电企业不履行并网调度协议规定的义务，不具备并网调度协议规定的并网条件，并网发电企业运行和安全管理制度不符合华中和江西电网有关安全管理规定，电网调度机构依法责成并网发电企业限期进行整改。3.4 并网发电企业应严格服从所属电网调度机构的指挥，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。并网发电企业发生下列行为视为违反调度纪律：3.4.1 在调度运行生产过程中，运行值班人员不执行或拖延执行调度指令，经警告无效的行为和错误执行调度指令的行为；3.4.2 无所属电网调度机构调度指令或许可，擅自启停、操作或改变所属电网调度机构调度管辖设备状态和设备参数的行为；3.4.3未经省调调度值班人员许可擅自改变所属电网调度机构规定的电网设备运行方式（包括一次、二次设备）的行为；3.4.4 对于已停电进行检修的设备，擅自更改检修范围和检修内容，拖延检修不按已批准时间复役的行为；3.4.5 所属电网调度机构调度管辖设备发生超限、异常、事故等情况，并网发电企业运行值班人员不及时向值班调度员汇报，或隐瞒事故真相、设备状况的行为；3.4.6 未按规定执行重大事件汇报制度；3.4.7 违反电网调度管理条例、并网调度协议有关规定、要求。3.5 在电力系统运行中应保证发用电平衡，以保证电能质量和电网的安全稳定运行。电网调度机构应按公开、公平、公正的原则，根据月度发电计划、检修计划、负荷需求预测、送受电计划、电网安全约束以及经核定的发电机组最高最低出力等条件，经综合平衡后，编制并下达所辖各发电企业日发电出力曲线。年发电量计划、日发电出力曲线（含修改）是对所辖各发电企业上网电力电量考核的依据。电网调度机构值班调度员在保证电网安全的前提下根据系统实际情况，在下列情况下可修改有关发电企业的日发电出力曲线：当安全运行与经济运行发生矛盾时，为确保电网安全的需要；负荷需求偏差、受电网调峰调频调压以及电网联络线输送功率等因素的限制；经电网调度机构值班调度员同意，在不影响电力电量平衡的情况下的设备临时消缺；经批准的计划检修延期；遇有不可抗拒的自然灾害。并网发电企业应严格按日发电出力曲线（含修改）和调度指令及时调节机组的有功出力，其允许偏差范围不得超过2%。各发电企业由于运行设备出现异常需提前4小时向电网调度机构值班调度员提出申请修改发电出力曲线。3.6 并网发电企业应严格按电网调度机构在日生产调度计划中确定的电压曲线调节电压。当无功调节能力用尽电压仍超出限额时，应及时向电网调度机构值班调度员汇报。3.7并网发电企业的发输变电设备应保持稳定、可靠地进行发电，尽可能减少非计划停运和火电机组锅炉熄火对电网安全稳定运行和电力供应的不利影响。3.8并网发电企业应做好发电用煤的采购、调运和储存工作，要从能源安全的高度确保不发生无煤停机。因此，并网发电企业电煤库存必须达到政府电力主管部门的要求。3.9 并网发电设备检修时间实行统一计划管理。发电企业应根据发电设备检修导则和设备健康状况，编制下年度发电设备的检修申请计划于每年9月底报省电力公司，省电力公司根据申请计划和全网的安全稳定运行要求，双方协商，综合平衡，于当年11月底批复下年度全网发电设备检修计划，并报政府电力主管部门备案。不按规定申报检修计划的机组，省电力公司将根据发电企业设备检修导则有关规定和电网的实际情况，安排机组检修。在电网安全稳定运行受到威胁的情况下，省电力公司可以临时调整发电设备检修计划，但应与发电企业充分协商，并将调整情况提前及时通知相关企业。电网调度机构应严格按照年度发电机组的检修计划商发电企业安排月度检修计划。月度检修计划的管理按有关规定执行，并报政府电力主管部门和省电力公司备案。A、B级检修计划原则上不作调整，特殊情况需作调整，应提前3个月报省电力公司核定，核定后由电网调度机构在月度检修计划中调整。A、B级检修因特殊原因需延长工期，应在检修工期完成一半以前向省电力公司提出申请，经批准后方可延期。3.10 并网发电企业应严格按照调度指令安排进行机组并网和解列。3.11 并网运行的100MW及以上汽轮发电机和50MW及以上水轮发电机必须具备电力系统安全稳定器（PSS）投入条件，其他机组如对电网安全稳定运行有影响，系统有要求，也必须具备电力系统安全稳定器（PSS）投入条件。并网发电机组励磁系统必须符合国家标准、电力行业标准及满足江西电网运行要求。并网发电机组励磁系统及PSS应按电网调度机构指令投退。3.12 并网发电企业发电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。参与一次调频的机组性能满足江西电网运行要求。3.13 单机容量200MW及以上火电机组和单机容量40MW及以上水电机组应具有AGC功能。并网发电企业应确保机组AGC正常投入运行。机组AGC功能可用率和调节范围、AGC指令平均响应速度和平均调节精度等能满足江西电网运行要求。3.14 并网发电企业应确保涉网继电保护和及安全自动装置按规定投运和正确动作。发生事故后，并网发电企业应在8小时内提供其发电机组、一次设备、与电网有关的继电保护及安全自动装置的动作情况，有关数据及故障录波图、事故前后运行状态和有关数据等相关的事故分析信息资料。3.15 并网发电企业应确保各涉网自动化系统信息准确完整，未经许可，不得擅自退出或检修电网调度机构管辖的自动化设备。并网发电企业处于安全区、的业务系统的安全防护应满足国家有关规定和电网调度机构的具体要求。3.16 并网发电企业通信设备运行指标应达到电力调度国家级企业等级标准，确保电力调度业务可靠畅通。4 罚则4.1 对于违反3.2、3.3的发电企业，电网调度机构依法采取措施令其机组解列。4.2 违反调度纪律对于发生违反调度纪律行为的发电企业，其后果未对电网安全运行和电力供应造成的影响，每次统计考核电量50万千瓦时予以扣罚；其后果对电网安全运行和电力供应造成的影响，每次统计考核电量500万千瓦时予以扣罚。4.3 发电出力曲线并网发电企业应严格按省调下达的96点发电出力曲线接带有功负荷，其偏差范围超出2%按照附录中“发电出力曲线考核电量”公式计算统计考核电量予以扣罚。开机过程不进行发电曲线考核。4.4 电压曲线并网发电企业应执行调度机构下达的96点电压曲线，若电压曲线合格率低于99%，按照以下计算公式统计考核电量予以扣罚：调节到最大极限不应考核考核电量=厂日发电量（0.99-电压曲线合格率）1000.1（万千瓦时）电压曲线合格率计算公式见附录。4.5 非计划停运当并网发电企业发电机组年度非计划停运次数超过允许次数后，视其停运的时段，按照附录中“非计划停运考核电量”公式计算考核电量予以扣罚。经批准发电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，超出计划时间仍计入非计划停运时间。机组非计划停运的考核与发电计划曲线不重复考核。各类机组年度非计划停运允许次数如下：火电机组单机容量300MW以下为2次/台年；火电机组单机容量300MW及以上为1次/台年；水电机组均为1次/台年；4.6 火电机组熄火当并网发电企业发电机组年度熄火次数超过允许次数后，视其熄火所在的时段，按照附录中“熄火考核电量”公式计算考核电量予以扣罚。熄火的考核与发电计划曲线不重复考核。各类火电机组年度熄火允许次数如下：单机容量200MW以下为3次/台年；单机容量200MW及以上为2次/台年；4.7 火电机组无煤停机并网发电企业火电机组无煤停机，按其机组容量80%的负荷率统计考核电量（附录中“无煤停机考核电量”）予以扣罚。迎峰度夏（7至9月）和迎峰度冬（12-2月）期间，当并网发电企业电煤库存低于10天全开机方式下85%发电负荷率的原煤消耗量时，发生发电机组非计划停运视同无煤停机。以并网发电企业报送电网调度机构的电煤库存数据确认是否无煤停机。4.8 发电设备检修4.8.1 并网发电企业调整年度检修计划未获电网调度机构批准，每调整一次检修计划统计考核电量20万千瓦时予以扣罚。4.8.2 未获批准的机组各类检修延期，按非计划停运考核电量予以扣罚 (倍率取3)。4.8.3 由于电网调度机构未能按批准A、B级检修计划执行检修造成发电机组强迫停运的，免于考核；机组在常规性大修结束，首次并网后24小时内发生非计划停运和熄火的，免于考核。4.9 输变电设备检修4.9.1 并网发电企业应严格执行输变电设备年度检修计划，每违反一次统计考核电量20万千瓦时予以扣罚。4.9.2 在一个季度内对同一间隔的输变电设备重复检修2次及以上，则每重复检修一次统计考核电量20万千瓦时予以扣罚。4.9.3 未获批准的输变电设备检修延期，每超过12小时统计考核电量10万千瓦时予以扣罚。4.9.4 发电企业所属输变电设备事故检修或紧急缺陷处理，每发生一次统计考核电量5万千瓦时予以扣罚。4.10 开机并网未经调度许可，并网火力发电企业开机在调度规定的并网时间提前1小时或滞后2小时并网的，按照附录中“开机并网考核电量”公式计算考核电量予以扣罚。4.11 电力系统稳定器（PSS），因PSS的作用，调节器调节频繁度大大增加，PSS贡献大的发电企业应该给予奖励。4.11.1机组不具备电力系统安全稳定器（PSS）投入条件，每月按机组容量2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.11.2 发电机组自动励磁调节装置和PSS未经调度机构同意（以调度记录为准），擅自退出，每次按机组容量2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.11.3 发电机组自动励磁调节装置强励倍数不小于1.8倍，否则，每月按机组容量2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。没有做过试验4.12 一次调频，一次调频投入后，调速器频繁调节水轮发电机，机组容易受到损害，一次调频投入率合格的发电企业应该给予奖励。4.12.1 机组一次调频月度投运率低于90%，按照附录中“一次调频考核电量” 投运率考核电量公式统计考核电量予以扣罚。4.12.2 未经调度机构统同意，擅自退出一次调频功能，每退出一次按全厂机组容量1万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.12.3 机组一次调频月度正确动作率低于50%，按照附录中“一次调频考核电量”月度正确动作率计算公式统计考核电量予以扣罚：正确动作与否中调统计不完全正确，特别是我厂处于南方电网电源末端4.13 机组AGC，AGC贡献大的电厂应该给予奖励4.13.1 未经电网调度机构同意擅自退出机组AGC运行，每天按机组容量计算日电量（80%负荷率）的5%统计考核电量予以扣罚。在事故情况下，按电网调度机构的要求退出机组AGC可以免责4.13.2 对不执行或拖延执行省调值班调度员投退机组AGC指令的，每次统计考核电量20万千瓦时予以扣罚；4.13.3 由于发电企业的原因，造成机组AGC系统非计划退出，月度非计划次数超过允许次数将列入考核范围。每超过一次统计考核电量2万千瓦时予以扣罚。机组月度非计划退出次数允许值如下：因为调度数据网的原因有时出现网络、或输送线路中断造成AGC退出，不应列为发电企业的责任。另外经常出现调度侧出现故障，反而要求我们检查的情况。 容量为300MW以下的火电机组为3次/台/月； 容量为300MW及以上的火电机组为2次/台/月； 水电机组为1次/台/月。4.13.4 机组AGC调节容量、调节速率低于并网调度协议规定的，每台次统计考核电量20万千瓦时予以扣罚。我厂机组惯量大，在实现负荷反方向调整时，负荷调节速率肯定相对较慢，特别是在小负荷调节的情况下，但负荷调节速率满足电科院及中调试验的要求。4.13.5 机组AGC调节方向合格率（计算公式见附录），水电机组要求达到90%以上，火电机组要求达到80%以上。每台机组每低于1个百分点，统计考核电量0.5万千瓦时予以扣罚。存在机组惯量大而受到影响的因素。特别是5号机组有功负荷收水力因素摆动幅度大，对AGC的调节精度及方向性有很大影响。4.13.6 机组AGC调节精度合格率（计算公式见附录），水电机组要求达到80%以上，火电机组要求达到70%以上。每台机组每低于1个百分点，统计考核电量0.5万千瓦时予以扣罚。我厂机组惯量大，固有负荷死区高达5MW,对于小负荷调整而言，很难满足精度要求，而且中调及电科院没有进行完整的AGC调节精度试验。4.13.6 当发生江西电网与其他电网网间联络线由于江西电网并网机组AGC响应不合格，江西电网承担CPS考核电量时，由各发电机组分担。4.14 继电保护和安全自动装置，继电保护、安全知道装置正确动作没有奖励？4.14.1 并网发电企业涉网继电保护和安全自动装置误动、拒动，每次按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚；造成电网事故的，每次按全厂机组容量1万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.14.2 并网发电企业涉网继电保护和安全自动装置未按规定投运，导致电网事故扩大或造成电网继电保护及安全自动装置越级动作，每次按全厂机组容量1万千瓦时统计考核电量予以扣罚。经调度同意退出期间，不进行考核。4.14.3 发生事故后，并网发电企业不能在8小时内提供其发电机组、一次设备、与电网有关的继电保护及安全自动装置的动作情况，有关数据及故障录波图、事故前后运行状态和有关数据等相关的事故分析信息资料，每次按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.14.4 并网发电企业在24小时内，未消除继电保护和安全自动装置设备缺陷，按3万千瓦时/天统计考核电量予以扣罚。每超12小时按1万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.15 调度自动化系统4.15.1 并网发电企业应向所属电网调度机构准确、实时传送必要的自动化信息。对信息量不准确或者采集不全的，限期整改。未按期限和要求进行整改的，每个信息量按2万千瓦时/天统计考核电量予以扣罚。在调度的指令下我厂取消了远动装置，自动化信息全部经调度数据网上传到中调，目前调度数据网只有一个通道与调度联接，调度数据网存在网络中断、传输线路中断故障等可能造成所传送的信息量不准确的情况。4.15.2 电网调度机构检查发现并网发电企业二次系统安全防护不满足要求或擅自改变网络结构，每次按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚，由此造成电网调度机构业务系统被病毒或黑客攻击、网络异常，每次按全厂机组容量1万千瓦时统计考核电量予以扣罚或造成电网事故，每次按全厂机组容量2.0万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.15.3 并网发电企业未经电网调度机构许可，擅自变更、退出或检修电网调度机构管辖的自动化设备的，每次按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚，且不追补由此造成偏离日发电调度计划曲线少发的上网电量；4.15.4 并网发电企业在24小时内，未消除调度自动化装置设备缺陷，按2万千瓦时/天统计考核电量予以扣罚。4.15.5 事故时遥信误动、拒动，每次按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚； 4.15.6远动系统月可用率（计算公式见附录）低于99.8%时，每降低1个百分点（含不足1个百分点）按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16 调度通信4.16.1并网发电企业应严格执行电网通信调度下达的指令，违反通信调度指令，每次统计考核电量10万千瓦时予以扣罚。4.16.2 并网发电企业通信设备和调度电话运行指标应达到电力调度国家级企业等级标准：微波设备月运行率、载波设备月运行率、光纤设备月运行率、调度程控交换机月运行率不低于99.95%，调度电话月可通率不低于100%，每降低0.15个百分点（含不到0.15个百分点），按全厂机组容量0.05万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.3 并网发电企业与电网调度机构通信有直接关联的通信设施进行操作，必须按有关通信电路检修规定提前向电网调度机构申报，并得到许可。未经许可擅自操作的，每次按全厂机组容量0.2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.4 并网发电企业通信设备故障，引起继电保护或安全自动装置误动、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，每次按全厂机组容量2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.5 并网发电企业通信电路非计划停用（不可抗力除外），造成远跳及过电压保护、远方切机（切负荷）装置由双通道改为单通道，时间超过24小时，每24小时按全厂机组容量0.5万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.6 并网发电企业所辖的通信设备和通信电路发生故障造成电路中断，故障未在2小时内恢复正常的，每超过2小时按1万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.7 并网发电企业通信出现下列情形的，每次按全厂机组容量0.2万千瓦时统计考核电量予以扣罚。4.16.5.1 影响电网调度和发供电设备运行操作的；4.16.5.2造成继电保护和安全装置误动、拒动但未造成电网事故或未影响电网事故处理的；4.16.5.3造成电网与并网发电企业通信电路全部中断时；4.16.5.4并网发电企业通信光缆连续故障时间超过24小时的（不可抗力和不影响调度通讯除外）；4.16.5.5 并网发电企业内通信电源全部中断的；4.16.5.6并网发电企业内录音设备失灵，影响电网事故分析的。4.17 火电机组损失发电量火电发电机组因非计划停运（机组故障强迫停运、备用机组未按时并网、未批准的检修延期）、设备异常（包括辅机故障、熄火和煤质差等）降低出力、缺煤停机时，按照附录中“火电机组损失发电量”计算公式统计损失发电量。电网调度机构安排日发电计划时，对于发生了损失发电量的并网发电企业，根据1至9月损失发电量扣减其当年的发电量计划、根据10至12月损失发电量扣减其次年的发电量计划。若并网发电企业损失发电量大于年度发电量的10%时，超出部分按50%执行。5 辅助服务补偿5.1 火电机组调峰补偿5.1.1 以政府电力主管部门核定的最小技术出力A、B两档标准（最小技术出力同类同容量机组按同一标准，标准见下表）作为火电机组调峰考核的依据。江西电网火电机组最小技术出力额定容量最小技术出力A最小技术出力B100MW（硫化床）70MW50MW125MW80MW70MW150MW（硫化床）80MW60MW200MW140MW120MW210MW（硫化床）120MW90MW300MW140MW120MW330MW（硫化床）150MW130MW350MW160MW140MW650MW310MW260MW700MW340MW280MW因电网调峰需要，依据电网调度机构计划安排或修改的发电出力曲线，电厂出力低于其最低技术出力A时，计划安排或修改的发电出力曲线低于最低技术出力A时段电量的0.5倍给予补偿；电厂出力低于其最低技术出力B时，计划安排或修改的发电出力曲线低于最低技术出力B时段电量的2倍给予补偿。5.1.2 因电网调峰需要，根据电网调度机构的安排，60万千瓦级火电机组在7天内、30万千瓦级火电机组在4天内、其他火电机组在2天内启-停或停-启1次，按照机组1小时满负荷电量的2倍给予补偿。5.2 调压补偿因电网调压需要，按照电网调度机构规定和要求，并网水电机组空载调压，每1万千乏小时给予0.25万千瓦时电量补偿。5.3 机组AGC补偿机组AGC月补偿电量按机组调节容量及每月的机组AGC投运时间计算：机组AGC月补偿电量=AGC调节容量月AGC机组投运小时数0.005（万千瓦时）5.4 购电补偿当发生发电机组非计划停运或火电机组无煤停机时，为保障全省电力供应，满足电力系统技术导则规定的旋转备用，导致电网企业向外网高价购电，对于超出电网企业本网购电标杆电价的购电成本进行等额补偿。5.5 非停及无煤停机水电超发补偿当发生发电机组非计划停运或火电机组无煤停机时，为保障电力供应，水电厂超日计划发电导致水库水位降低，按超发电量的0.1倍给予补偿。6 考核实施6.1 考核的基本原则是：全网统一评价标准；按日计算考核，及时披露；同一事件适用于不同条款的考核取考核电量最大的一款。6.2 并网发电企业对统计结果有疑问，在每月初的10个工作日内可以向电网调度机构提出复核。电网调度机构经核查后，在接到问询的第3个工作日内予以答复，如确实存在问题予以纠正。如双方对考核结果有异议，由政府电力主管部门裁定。并网发电企业对统计结果如无异议，每月20日上月考核结果生效。6.3 考核电量优先用于辅助服务补偿。考核电量不足以补偿辅助服务，缺额部分按照在全年考核总电量中所占比例向被考核发电企业收取。6.4 每年11月，江西省电力公司对上年度11月至本年度10月并网发电企业的考核电量和辅助服务进行结算，并报政府电力主管部门批准后兑现。7 附则7.1 本细则由江西省政府电力主管部门和江西省电力公司共同发布实施。7.2本细则自发布之日起，江西省政府电力主管部门和江西省电力公司之前发布的江西电网并网发电企业运行管理考核暂行办法和江西省并网发电企业技术管理暂行办法的考核内容将被本细则替代。7.3本细则解释权属江西省政府电力主管部门。附录：1 发电出力曲线考核电量1.1 实际发电出力与发电出力曲线偏差在2%与10%之间：高峰时段考核电量=发电出力曲线2%与10%之间的发电量3（万千瓦时）腰荷时段考核电量=发电出力曲线2%与10%之间的发电量1.5（万千瓦时）低谷时段考核电量=发电出力曲线2%与10%之间的发电量2（万千瓦时）1.2 实际发电出力与发电出力曲线偏差大于10%：高峰时段考核电量=发电出力曲线10%以外的发电量6（万千瓦时）腰荷时段考核电量=发电出力曲线10%以外的发电量3（万千瓦时）低谷时段考核电量=发电出力曲线10%以外的发电量4（万千瓦时）2 电压曲线合格率电压曲线合格率=（1-不合格点数/考核时间）100%；合格点与不合格点统计：当并网发电企业高压母线电压超出调度机构下达的96点电压曲线上下限范围时，应及时调整，若已无调节能力，应及时向值班调度汇报。考核点母线电压值在省调下达的电压曲线允许范围内，或虽然超出电压曲线允许范围，但该发电企业已无调节能力时，均统计为合格点。考核点电压越上限时，该发电企业已按江西电网发电机高力率及进相运行系统暂态稳定规定执行，且进相深度达到规定中进相限值90%及以上时，则统计为合格点，其余统