南方区域“两个细则”（2017版）：发电厂并网运行管理实施细则、并网发电厂辅助服务管理实施细则

三、检修管理

第四十六条 并网发电厂应根据《发电企业设备检修导则》

（DL/T838-2002）、相应调度规程向电力调度机构提出设备检修计划申请，电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

第四十七条 电网设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

第四十八条 并网发电厂由于自身原因变更检修计划，包括无法按时开工、延长检修工期、增加检修工作项目等，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其它并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因。

第四十九条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，包括发电厂检修计划无法按期开工、中止检修工作等，电网应提前与并网发电厂协商。

第五十条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化、电力监控系统网络安全及电力调度通信相关等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机   构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备  的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

第五十一条 并网发电厂调度管辖范围内设备检修工作由于并网发电厂自身原因出现以下情况之一者，每次按装机容量×0.1 小时的标准进行考核。

（一）计划检修工作不能按期完工，且未在规定时间内办理延期手续。

（二）设备检修期间，办理延期申请超过二次（不含两次）。

（三）设备检修期间现场未及时与电力调度机构沟通，擅自增加工作内容，造成无法按期送电。

（四）因并网发电厂自身原因，导致电力调度机构批准的计划检修工作临时取消。

第五十二条 由于电厂原因造成电厂输变电设备（出线、开关、联变、母差保护等）重复性检修停电，年度停电次数 2 次以上（含 2 次），每次按装机容量×0.2 小时的标准进行考核。

四、技术指导与管理

第五十三条 电力调度机构按照能源监管机构的要求，对并网发电厂开展技术指导和管理工作。

第五十四条 电力调度机构技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、电力监控系统网络安全、励磁系统和电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

第五十五条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、通信设备、自动化设备、电力监控系统网络安全设备、励磁系统及 PSS 装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备等应纳入南方区域电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业规定。

（一）一次调频和自动发电控制

第五十六条 并网发电厂的机组必须具备投入一次调频功能。

第五十七条 机组一次调频功能的实现：

（一）采用电液调速系统(DEH)的机组，一次调频功能宜由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。如采取其它形式的设计方法，也应满足各项技术指标  要求。

（二）采用分散控制系统(DCS)，具有机组协调控制和自动发电控制（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。

第五十八条 机组一次调频应满足以下技术要求：

（一）机组调速系统转速不等率（速度变动率）

1．火电、核电机组转速不等率不高于 5％。

2．水电机组转速不等率(永态转差率)不高于 4％。

（二）机组调速系统迟缓率

1.机械、液压调节型：

单机容量≤10 万千瓦，迟缓率小于 0.4％。

单机容量 10 万千瓦～20 万千瓦 (包括 20 万千瓦)，迟缓率小于 0.2％。

单机容量>20 万千瓦，迟缓率小于 0.1％。2.电液调节型：

单机容量≤10 万千瓦，迟缓率小于 0.15％。

单机容量 10 万千瓦～20 万千瓦(包括 20 万千瓦)，迟缓率小于 0.1％。

单机容量>20 万千瓦，迟缓率小于 0.07％。

（三）机组一次调频死区

火电机组不大于±0.033 赫兹，水电机组不大于±0.05 赫兹（其中，海南省在联网情况下，不大于±0.2 赫兹），核电机组不大于±0.066 赫兹。

（四）机组一次调频响应滞后时间

当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化  所需的时间为一次调频的响应滞后时间，应小于或等于 3 秒。

（五）机组一次调频稳定时间

机组参与一次调频过程中，在电网频率稳定后，机组负荷达到稳定所需的时间为一次调频稳定时间，应小于 60 秒。

（六）机组一次调频的负荷变化幅度

机组参与一次调频的负荷变化幅度可加以限制，限制时应充  分考虑机组及电网特点，确保机组及电网的安全，限制幅度应满足以下规定：

1.额定负荷 20 万千瓦及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±10％；

2.额定负荷 20 万千瓦～50 万千瓦的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±8％；

3.额定负荷 50 万千瓦及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±6％；

4.水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不加以限制（轴  流转浆式机组负荷变化幅度可根据机组特性适当限制）。

5.额定负荷 50 万千瓦及以上的核电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±5％；

（七）AGC 功能不得和一次调频功能相互冲突。

第五十九条 机组投入一次调频应通过具备国家认证资质机构的试验，确认已达到有关技术要求，并将有关资料送电力调度机构备案认可。

（一）新建机组应在进入整套启动试运（或带负荷连续运行、可靠性运行）前完成一次调频试验，提供相关试验报告并投入运行。

（二）已投运机组应在规定时间内，完成一次调频功能试验，

提供相关试验报告并投入运行。

（三）未达到一次调频性能要求的机组应尽快完善，及时按要求投入。

（四）一次调频功能是常规机组的必备功能之一，机组原则上都应参与一次调频，并网发电厂运行人员未经许可不得无故退出机组一次调频功能。并网发电厂应建立完善的管理制度，保证机组一次调频功能按要求安全投入。

第六十条 各并网发电厂应将机组一次调频的有关资料送电力调度机构，包括：

（一）调速系统的传递函数、各环节参数及有关的试验报告。

（二）液压调节型机组调速系统转速不等率、迟缓率测试报告。

（三）电液调节型机组转速不等率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数。

第六十一条 机组与一次调频功能有关的设备技改或检修后，应进行相关试验，并在一个月内向电力调度机构重新报送相关资料。

第六十二条 单机容量 20 万千瓦及以上火电机组、单机容量 4 万千瓦及以上非径流水电机组和全厂容量 10 万千瓦及以上水电机组应具有自动发电控制（AGC）功能。

第六十三条 机组投入自动发电控制功能应通过具备国家认证资质机构的试验，确认已达到有关技术要求，并将试验报告送电力调度机构备案认可。

（二）继电保护和安全自动装置

第六十四条 电力调度机构按其管辖范围对并网发电厂继电保护和安全自动装置（包括发电机组涉及机网协调的保护）开展技术指导和管理工作。

（一）并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置及其二次回路（包括保护装置、故障录波器、故障信息管理系统、故障测距装置、直流电源、断路器、保护屏柜、二次电缆、电流互感器、电压互感器等），在工程的设备选型、设计、安装、调试、验收、运行维护阶段均应遵循国家、行业标准、规程及反事故措施要求。对于不执行上述标准、规程、规定的, 每条按装机容量×0.1 小时的标准进行考核；造成后果的，每条按装机容量×0.5 小时的标准进行考核。

（二）并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置管理（包括发电机组涉及机网协调保护的运行管理、定值管理、检验管理、装置管理），应按照所属电力调度机构的调度规程和专业管理规定、细则、准则及相关技术规范执行。对于未及时执行调度规程或专业管理规定、细则、准则、技术规范及发文要求的，每条按装机容量×0.1 小时的标准进行考核，造成后果的每条装机容量×0.5 小时的标准进行考核。

（三）对因并网发电厂继电保护和安全自动装置原因造成电网事故及电网稳定性和可靠性降低等情况，电力调度机构应组织  制定反事故措施，并监督实施。

（四）并网发电厂应配合电网企业及时改造到更换年限的继电保护及安全自动装置，并及时改造到更换年限的机组保护。设备更新改造应相互配合，确保双方设备协调一致。未按规定更换的，每月按装机容量×0.5 小时的标准进行考核，直至完成更换为止。

（五）并网发电厂应完成电力系统故障信息管理系统（含机组及系统故障录波）建设，满足所在电网统一的接口规约和数据传输模式，并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。新建、扩建、技改工程投运前，并网发电厂应按照国家、行业相关规范对故障信息管理系统（含机组及系统故障录波）进行验收，并确保与工程同步投产。故障信息系统应当确保正常投运，其投退须经相应电力调度机构同意。并网发电厂未按要求配置故障信息管理系统的，每月按装机容量×0.5 小时的标准进行考核。由于电厂原因造成故障信息管理系统无法正常运行，每次按装机容量×0.1 小时的标准进行考核；造成严重后果的，每次按装机容量×0.5 小时的标准进行考核。

（六）并网发电厂应按国家、地方、行业标准和规定开展继电保护专业技术监督工作。建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理。对技术监督中发现的重大问题及时上报所属电力调度机构并进行整改。未按要求开展技术监督工作，或发现重大问题不及时上报的，每次按装机容量×1 小时的标准进行考核。

（七）在工程的初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护阶段，均必须实施继电保护技术监督。并网发电厂内的继电保护和安全自动装置应与电网的继电保护及安全自动装置相配合。

（八）并网发电厂应按继电保护技术监督规定定期向所属电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况，并向所属电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

（九）并网发电厂的继电保护和安全自动装置属电力调度机构调度的，并网发电厂应按电力调度机构规定投退。未经电力调度机构许可，并网发电厂不得自行改变设备的运行状态、接线方   式和定值；并网发电厂应严格按要求执行电力调度机构下达的继  电保护装置整定值，工作完成后应立即反馈定值执行情况。

（十）并网发电厂的机组高周切机、低频解列定值由电力调度机构根据电网和机组性能情况，经与并网发电厂协商后，统一整定下达；由并网发电厂自行整定与系统有关的保护整定方案及  定值，应送电力调度机构备案。

（十一）并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护装置的选型、技改更换应征求相应电力调度机构意见，协商确定。

（十二）并网发电厂二次设备的检修应与厂内一次设备检修配合，防止因此造成一次设备的非正常退出运行。由于二次设备检修导致一次设备非正常退出的，每次按装机容量×1 小时的标准进行考核。

第六十五条   各省级及以上电力调度机构可根据《电力系统安全稳定导则》等有关规定，提出电网或并网发电厂需采取的安全稳定措施，并网发电厂应配合并协助实施。并网发电厂执行反事故措施后五个工作日内将执行情况反馈所在电网的电力调度机构。由于并网发电厂的原因未能及时执行反措的，由电力调度机构进行通报批评。

第六十六条 并网发电厂应根据电力调度机构要求报送继电保护装置运行情况、检修计划、运行统计分析等报表，逾期报送或不报的，由电力调度机构通报批评，并开展考核，每次按装机容量×0.1 小时的标准进行考核。

第六十七条 电力调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂继电保护和安全自动装置运行情况进行如下考核：

（一）并网发电厂应及时对运行中继电保护和安全自动装置的异常信号和缺陷进行处理，若因电厂侧装置原因未及时处理， 造成继电保护和安全自动装置退出运行或并网一次设备的非正常退出运行，每次按装机容量×0.5 小时的标准进行考核。

（二）由于并网发电厂原因导致继电保护和安全自动装置不正确动作，每次按装机容量×1 小时的标准进行考核。

（三）并网发电厂若对保护误动、拒动事故原因隐瞒不报、误报的，每次按装机容量×2 小时的标准进行考核。

（四）并网发电厂若发生其主设备继电保护装置跳闸原因不明的事故，每次按装机容量×2 小时的标准进行考核。

（五）由于并网发电厂原因导致继电保护和安全自动装置误动、拒动，并造成重大电网事故的，每次按装机容量×4 小时的标准进行考核。造成一般电网事故的，每次按装机容量×3 小时的标准进行考核。

（三）励磁系统和 PSS 装置

第六十八条 电力调度机构按其管辖范围对并网发电厂励磁系统和 PSS 装置开展技术指导和管理工作。

（一）并网发电厂的励磁系统和 PSS 装置的各项技术性能参数应达到《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》（DL/T843-2010）、《大型汽轮机自并励静止励磁系统技术条件》（DL/T650-1998）、《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》（DLT 583-2006）等国家和行业标准的要求，并满足南方区域电力系统安全稳定运行的要求。

（二）并网发电厂的励磁系统和 PSS 装置应由并网发电厂委托具备国家认证资质机构进行试验，电力调度机构据此下达定值。电力调度机构有责任督促并网发电厂进行试验。

（三）对于已经运行的、但主要技术指标不符合国家有关技术标准或不满足电网安全稳定运行要求的发电机励磁系统，应进  行技术改造，并将改造计划报送电力调度机构。

（四）对于区域联网要求投入 PSS 装置的机组，其机组 PSS参数必须满足区域联网的要求。

（五）并网电厂应加强励磁系统和 PSS 装置的定期检修和运行维护，加强定值管理，确保励磁系统和 PSS 装置的安全可靠运行。

第六十九条 并网发电厂的机组励磁系统应满足如下技术

要求：

（一）励磁系统电压响应时间：

5 万千瓦及以上水轮发电机和 20 万千瓦及以上汽轮发电机励磁系统标称响应不低于 2 单位／秒，快速励磁系统(可控硅励磁系统和高起始励磁系统)上升时间(强行励磁)不大于 0.08 秒；下降时间(快速减磁)不大于 0.15 秒。

（二）自并励励磁系统的延迟时间不大于 0.03 秒。

（三）自动励磁调节系统应保证发电机机端调压精度优于1%。

（四）励磁系统年强迫停运率不大于 0.5%。

（五）单机容量 20 万千瓦及以上发电机组应具备进相运行能力，在额定有功出力时，功率因数可达到超前 0.97 以上。

（六）水电机组PSS 应能可靠投入，不出现反调现象。

第七十条 10 万千瓦及以上火电、核电机组、5 万千瓦及以上水电机组的励磁系统应具备电力系统稳定器（PSS）功能，其  他机组视电力调度机构要求装设；机组立项阶段，电力调度机构应根据所在电网实际情况，就机组励磁系统和 PSS 技术性能参数（包括强励水平、放大倍数、时间常数、进相深度等）提出具体要求，PSS 的投入与退出按调度命令执行。

第七十一条 对并网发电厂 PSS 装置进行如下考核：

（一）新建机组须在整套启动试运行结束后两个月内投入

PSS 装置；机组因扩容改造、励磁改造等原因进行 PSS 改造，改造完成重新并网后两个月内须投入 PSS 装置。出现上述两种情况之一，每延期一天按机组额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（二）未经电力调度机构同意电厂不得无故退出PSS 装置。无故退出一次，且退出时间不超过 3 天，按机组额定容量×0.5小时的标准进行考核。无故退出超过一次，或者退出时间超过 3天，按装机容量×1 小时的标准进行考核。

（三）按规定应配置而未配置 PSS 装置的机组，每月按机组额定容量×2 小时的标准进行考核。

（四）非电厂原因，或机组出力低于 PSS 投退门槛值导致PSS 装置退出运行期间免予考核。

第七十二条 新建机组并网前，发电厂应向电力调度机构提供机组励磁系统型号、传递函数模型及相关设计参数，在机组整套启动试运或连续带负荷运行前，应由具备国家认证资质机构对机组励磁系统参数进行实测，实测结果在试验完成后一个月内报送电力调度机构。