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四川 电网 调度 对象 并网 服务指南 20130415

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四川电网调度对象 并网服务指南 四川省电力公司 二〇一三年四月 一、前言 为认真贯彻落实国家电网公司“四个服务”的宗旨和《国家电网公司调度交易服务“十项措施”》，规范调度服务内容、完善服务标准、优化服务流程，向调度对象提供规范、优质、高效的并网服务，促进调度对象与电网的协调发展，保障电网安全稳定运行，编制本服务指南。 本服务指南介绍了调度对象在基建前期、并网调试、商业化运行过程中，电网调控机构向调度对象提供的主要服务内容及其业务流程概况。 本服务指南主要适用于省级及以上电网调控机构直接调度的新建电厂、大用户、梯级水电集控中心，地（市）级以下电网调控机构直接调度的新建电厂可参照使用本服务指南。调度对象必须满足国家有关法律、法规、行业标准、电网规程及管理规范，并通过政府主管部门的核准。 二、国家电网公司基本价值理念 1. 公司使命 奉献清洁能源 建设和谐社会 2. 公司宗旨 服务党和国家的工作大局 服务电力客户 服务发电企业 服务社会发展 3．公司愿景 建设世界一流电网 建设国际一流企业 4．企业精神 努力超越 追求卓越 5．核心价值观 诚信 责任 创新 奉献 6. 企业理念 以人为本、忠诚企业、奉献社会 三、国家电网公司调度交易服务“十项措施” 1.规范《并网调度协议》和《购售电合同》的签订与执行工作，坚持公开、公平、公正调度交易，依法维护电网运行秩序，为并网发电企业提供良好的运营环境。 2.按规定、按时向政府有关部门报送调度交易信息；按规定、按时向发电企业和社会公众披露调度交易信息。 3.规范服务行为，公开服务流程，健全服务机制，进一步推进调度交易优质服务窗口建设。 4.严格执行政府有关部门制定的发电量调控目标，合理安排发电量进度，公平调用发电机组辅助服务。 5.健全完善问询答复制度，对发电企业提出的问询能够当场答复的，应当场予以答复；不能当场答复的，应当自接到问询之日起6个工作日内予以答复；如需延长答复期限的，应告知发电企业，延长答复的期限最长不超过12个工作日。 6.充分尊重市场主体意愿，严格遵守政策规则，公开透明组织各类电力交易，按时准确完成电量结算。 7.认真贯彻执行国家法律法规，严格落实小火电关停计划，做好清洁能源优先消纳工作，提高调度交易精益化水平，促进电力系统节能减排。 8.健全完善电网企业与发电企业、电网企业与用电客户沟通协调机制，定期召开联席会，加强技术服务，及时协调解决重大技术问题，保障电力可靠有序供应。 9.认真执行国家有关规定和调度规程，优化新机并网服务流程，为发电企业提供高效优质的新机并网及转商运服务。 10.严格执行《国家电网公司电力调度机构工作人员“五不准”规定》和《国家电网公司电力交易机构服务准则》，聘请“三公”调度交易监督员,省级及以上调度交易设立投诉电话，公布投诉电子邮箱。 四、四川电力调度控制中心简介 1.主要职责 四川电力系统实行统一调度、分级管理的原则。四川省调调度管辖设备范围：四川500kV系统（含500kV站内无功补偿设备）；四川电力系统内220kV主网架和地区电力系统间220kV联络线；四川电力系统内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统；国调、网调委托调度管辖的设备。 四川电力调度控制中心负责制定公司电力调度控制方面的标准、规程、制度和办法；负责公司所辖电网及直调电厂的调度运行，对川渝联络线进行区域实时控制；负责短期及实时的跨省电能交易；负责公司所辖电网电力调度、运行方式、节能调度、水库调度、继电保护、自动化等专业管理。四川省电力公司设有异地电网备用调控中心，与主调并行，实现实时热备用切换功能，确保发生重大突发事件、主调不能正常调度时能承担起指挥全网运行的任务。 2. 与并网发电厂业务关联的机构设置情况 四川电力调控中心 继电保护处 综合技术处 自 动 化 处 水电及新能源处 调度计划处 调度控制处 系统运行处 3.调控中心各处室相关职责： （1）调度控制处（简称“调控处”） 负责四川电网调控运行专业管理工作；负责所辖电网运行、操作和异常事故处理；承担省域内660千伏及以下直流站和500千伏交流变电站变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务；负责实时电能交易；负责实时监控四川电网省际联络线交换功率；负责所辖电网新设备启动方案编写；负责并网机组一次调频管理；负责对电网运行情况进行统计分析，编制电网运行日报；负责做好电网事故预想，编制事故预案，组织开展反事故演习。 （2）调度计划处（简称“计划处”） 负责全网节能调度管理工作，负责研究和制定节能调度配套规则，负责进行节能调度相关的问询答复，参与节能调度信息发布；负责全网水、火风电场节能发电调度，与上下级调控机构、政府有关部门以及发、用电单位进行联系协调；负责进行电网中长期负荷平衡方案编制，核定电厂合同交易计划，负责短期负荷预测，负责确定短期交易计划，组织编制全网日发用电调度计划，组织进行计划安全校核；负责并网发电机组辅助服务管理，按政府和电监部门有关办法实施补偿。 （3）系统运行处（简称“系统处”） 负责编制四川电网年度、节日运行方式；参加电网规划的设计审查及电网的新建、扩建、技改工程的设计审查；负责新建、扩建、技改等工程的新设备投运管理；负责系统稳定、安控装置及其相关的厂网协调管理；负责无功电压和网损管理。 （4）继电保护处（简称“继保处”） 负责四川电网继电保护专业的归口管理工作；负责四川电网继电保护技术监督工作；负责管辖范围内系统保护整定计算工作；参与管辖电网新建、扩建、技改项目继电保护配套工程设计审查；审核新投保护设备启动投运相关工作；负责四川电网安控装置检验管理和装置定值整定；负责对重大或典型的电网继电保护异常动作情况组织有关单位进行调查分析，并做出评价；组织并网电厂开展继电保护技术监督工作，并进行评价和考核；负责四川电网继电保护运行情况统计分析，提出考核评价意见，编制统计分析报表和运行报告；参与四川电网规划编制；负责提出和组织制定全网继电保护的技术标准、规程、规范等；负责编制四川电网继电保护安措、技措和反措方案，组织实施并监督执行；负责保护信息和故障录波系统功能应用和技术管理；负责调度管辖范围继电保护运行管理。 （5）自动化处 负责并网电厂自动化信息接入方案、调度数据网络方案、二次系统安全防护方案审查；负责对并网电厂AGC功能接入调试、电厂自动化设备开展技术指导及日常考核管理工作。 （6）综合技术处（简称“技术处”） 负责新建电厂并网前期管理协调工作；牵头并网发电厂辅助服务及运行管理考核工作；负责《并网调度协议》的签订和管理；组织召开新建直调电厂接入系统协调会；组织开展新建直调电厂业务培训；负责直调电厂涉网安全监督工作，参加涉及调度系统的事故调查；负责全省调控机构“三公”调度管理及厂网协调工作。 （7）水电及新能源处（简称“水调处”） 负责全网水文、气象预报信息管理工作；负责编制和审核全网发电厂发电计划和水库运用方案；负责全网水库、电厂优化发电调度和水库综合利用、梯级水电厂的协调运行；负责全网水电调峰弃水电量、水能利用提高率等运行考核指标日常统计计算管理工作；负责全网水调自动化系统的规划、建设和运行管理，指导各地调和水电厂水调自动化、水情自动测报系统建设、运行管理工作；参与水电厂和流域集控中心并网投产相关工作；参与风电及新能源调度运行管理有关工作。 五、电网现状简介 （一）电网概况 截至2012年底，四川电网统调总装机容量4525.17万千瓦（国调465万千瓦，直调4060.17万千瓦），发电厂站共235个（国调3个，直调232个），机组共625台（国调7台，直调618台），综合平均单机容量为7.24万千瓦，其中水电装机共3242.95万千瓦（国调465万千瓦，直调2777.95万千瓦），占总容量的71.66%（国调10.27%，直调61.39%），机组554台（国调7台，直调547台），平均单机容量5.85万千瓦；火电装机1268.32万千瓦，占28.03%，机组55台，平均单机容量23.06万千瓦；其他电源装机13.9万千瓦，占0.31%，其中环保电源装机12.3万千瓦，机组8台，平均单机容量1.54万千瓦。 （二）电网特性 四川电网用电负荷主要受工业和民用电影响，尤其随着人民生活水平的不断提高，空间取暖和制冷电器的广泛使用，对全省负荷变化影响较大。全网负荷随气温、人体舒适度等气象要素变化的特征十分明显，此外数量众多的地方小水电对全网的网供用电量影响也很突出。 近年来，随着大量水电站的投产，四川电网水电装机比例保持在70％左右，由于省内水电站大部分为径流式电站，水库无调节能力，枯水期发电能力仅能达到装机容量的30％左右，电力供应“丰余枯缺”特征十分突出。 六、新建电厂并网工作流程 发电厂工作内容以及对应联络处室 时间要求 调控机构工作内容 6个月前 领取并网服务指南，登记电厂基本信息 技术处 5个月前 提交电厂基础资料 技术处 提交设备命名编号所需资料 系统处 提交水库调度基础资料 水调处 提交电厂二次系统安全防护、监控系统、电能量采集装置、调度数据网络设计正式方案、主站接入实施方案及工作计划 自动化处 提交通信接入设计正式方案、光缆路由资料 科信部通信处 分专业审核资料 各专业处室 5个月前 选派人员参加每年4、10月，由省调举办的运行值班人员调度业务联系资格培训 调控处 每年4月、10月举办运行值班人员上岗资格培训 调控处 审核是否满足涉网安全技术条件 系统处、继保处 确定调度关系、下达设备命名编号 系统处 3个月前 提交90天资料，包括机组、升压变、并网线路的基本参数等 系统处、继保处 提交水调自动化系统接入方案 水调处 联系有资质的试验单位编制机组试验方案 系统处、调控处、水调处、 计划处、自动化处 3个月前 组织召开新建电厂接入系统协调会 技术处 45天前 完成新建通信设备、线路的安装调试工作，提交开通通信网新设备（电路）入网申请 科信部通信处 1个月前 开通通信电路 信通公司通信运维中心 1个月前 填写并网调度协议文本 技术处 提交机组试验方案至省调各相关处室 系统、调控、计划、水调、自动化处 完成OMS系统中一、二次设备库填报 自动化处、系统处、继保处 在OMS系统中提交新机组投运申请书 技术处 提交值班运行人员名单及联系方式 调控处 提交涉网保护装置打印的定值清单 继保处 举办电厂日常业务培训班 签订并网调度协议 技术处 发电厂工作内容以及对应联络处室 时间要求 调控机构工作内容 20天前 提交电厂通讯地址、联系方式以及各专业联系人员名单 技术处 15天前 报送15天资料，包括与电网安全密切相关的重要参数、运行方式和整定值 系统处 提交继电保护技术监督报告、并网前继电保护专项检查问题清单及整改报告、完成保信子站与主站联调工作、提交并网线路实测参数 继保处 完成自动化系统安装工作 自动化处 完成水调自动化系统接入 水调处 提交通信接入系统运行资料（主要包括光缆线路、传输电路测试报告，光缆、业务电路端口使用明细表等 ） 科信部通信处、信通公司通信运维中心 各专业审核资料 各专业处室 下发涉网保护装置调试定值 继保处 发电计划、运行考核软件调试 计划处 调令系统软件调试 调控处 编制机组启动投产方案 调控处 7天前 完成与省调自动化系统调试 自动化处 完成与备调自动化系统调试工作 备调中心、自动化处 下达启动调试调度方案 调控处完成继电保护定值计算，下达涉网保护装置正式定值 继保处 新机组投运申请批复 各处室 5天前 启动调试调度方案申请 调控处厂站内保护装置定值备案 继保处 与电厂运行人员开始启动前的联系 调控处 1天前 开始实时运行值班 调控处 机组并网 完成机组各项试验，开始试运行 提交机组涉网试验简要报告 相关处室 审核电厂涉网试验简要报告，整定机组涉网定值，启用机组涉网功能 系统处 在OMS提交“完成试运行情况说明书”的申请，上传各项试验报告 技术处 试验结束1个月内 审核机组商业运行各项试验报告 各处室 领取电厂完成试运行情况说明书 技术处  新建电厂并网工作流程图说明 一、 在进入流程图所列工作之前，电厂应完成以下与调控机构相关的前期工作： 1、规划立项、设计审查、设备采购等应满足电网安全、技术、管理标准，并同时满足四川电网安全稳定机网协调相关要求。 2、按照节能发电调度办法实施细则的要求，向省经信委正式报送发电机组的相关参数，资料齐备并经公示后，方可纳入机组发电排序。 二、流程图所列各项工作说明： 1、新建电厂在计划并网前6个月，应与省调综合技术处取得联系，领取《四川电网调度对象并网服务指南》并登记相关基础信息。 2、在计划并网前5个月，电厂应向省调综合技术处提交电厂基本资料，包含电站建设基本情况、发改委的项目核准批复、经贸部门同意其纳入统调统分的批复以及省电力公司的并网方案批复等文件、电厂电气设备参数、送出线路概况、通信和自动化初设方案等相关资料。 电厂应向省调系统处提交下达电厂设备调度命名编号及调度管辖范围所需资料以及蓝图（见附录），省调系统处根据图纸确定调度关系、下达设备命名编号，以省公司文件印发电厂设备调度命名编号。 电厂应向省调水调处提交水库调度所需的水电站设计资料、历史水文气象基本资料以及有关流域、枢纽和机组运行有关的图表（见附录）。 电厂应向省调自动化处提交电厂二次系统安全防护、监控系统、电能量采集装置、调度数据网络设计正式方案和主站接入实施方案以及工作计划。 电厂应向科技信通部通信处提交通信接入设计正式方案、光缆路由资料。 3、有关培训： 新建电厂应选派拟担任值班长（值长）的运行值班人员参加由省调调控处举办的运行值班人员调度业务联系资格培训。省调在每年4月、10月各举办一期并网发电厂运行值班人员上岗资格培训，培训考试合格后颁发《四川电网调度系统运行值班合格证书》，只有参加培训并取得了调度业务联系资格证书的运行值班人员，方可与省调值班调度员进行调度运行业务联系。 新建电厂应选派人员参加由省调技术处牵头举办的日常业务培训，培训内容包括电能量采集系统、OMS系统、电厂门户平台应用、日发电计划报送、检修申请、水情报送、生产统计报表、电量考核结算等。该培训由电厂向技术处提出申请后，技术处确定具体培训时间。培训后，技术处将向电厂提供省调安全管理、技术管理和运行管理的相关标准、规章制度。 4、在计划并网前3个月，电厂向省调技术处申请安排召开新建电厂接入系统协调会。技术处牵头组织召开新建电厂接入系统协调会，会上，电厂详细记录省调各专业所提技术要求和未尽事宜，会后，完善各项工作。 5、在计划并网前3个月，电厂应向省调系统处、继保处、水调处提交90天资料，包括机组、升压变、并网线路的基本资料等（参见附录），由系统处、继保处审核是否满足涉网安全技术条件，由水调处审核水调自动化系统方案是否满足相关要求。 新建电厂应联系有资质的试验单位编制机组试验方案，并于并网调试前30天将机组试验方案（见附录）提交省调各专业审查。 6、并网调试前45天，电厂应按照通过审定的设计要求完成新建通信设备、线路的安装调试工作，并符合接入系统要求（见附录），提交开通通信网新设备（电路）入网申请（见附录），通信系统要与一次系统同步投入运行。省信通公司通信运维中心将于新建电厂并网前30天开通通信电路。 7、电厂在取得设备调度命名编号正式文件后，联系技术处领取《四川电网并网调度协议》范本电子版，填报本厂相关内容后返回技术处。电网企业在并网调试前1个月与电厂正式签订《并网调度协议》。 《并网调度协议》是对电厂并入四川电网调度和运行行为的约定，针对调度运行的的安全和技术要求，规定了双方应承担的基本义务、必须满足的技术条件和行为规范。本网已按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《并网调度协议》范本编制了《四川电网并网调度协议》范本。 8、并网调试前30天，电厂应完成OMS系统中一、二次设备库填报工作，在OMS系统中提交新机组投运申请书。 电厂向省调调控处提交值班运行人员名单及联系方式；向继保处提交涉网保护装置打印的定值清单。 9、并网调试前20天，电厂向省调综合技术处提交电厂通讯地址、联系方式以及各专业联系人员名单 。 10、并网调试前15天，电厂向省调系统处报送15天资料，包括与电网安全密切相关的重要参数、运行方式和整定值。 电厂向省调继保处提交继电保护技术监督报告、并网前继电保护专项检查问题清单及整改报告、提交并网线路实测参数，完成保信子站与主站联调工作。继保处下发涉网保护装置调试定值。 电厂应完成电厂端远动设备或监控系统、电量计量终端、调度数据网设备、PMU设备、二次安全防护设备、水调自动化系统等自动化系统的安装工作；并网前7天，电厂应配合省调自动化处完成以上设备接入省调、备调系统的调试工作，并符合接入系统要求（见附录）。 电厂向省信通公司通信运维中心提交通信接入系统运行资料（主要包括光缆线路、传输电路测试报告，光缆、业务电路端口使用明细表等 ）（见附录）。 电厂与省调调度计划处进行发电计划、运行考核软件的调试，与调控处进行调令系统软件调试。 11、并网调试前5天，继保处审查电厂继电保护技术监督整改报告和涉网线路实测参数，完成继电保护定值计算，下达涉网保护装置正式定值。电厂完成厂站内保护装置定值备案工作。 启委会召开前，省调调控处完成机组启动投产方案编制。 12、并网调试前2天，省调各专业完成机组投运申请批复。 13、并网调试前1天，电厂开始实时运行值班，并与省调进行调度业务联系。 14、启委会确认电厂具备启动调试条件后，省调按启委会通知进行启动投产工作，机组并网进入调试期。 机组并网调试期的工作 一、 机组在调试期内，应完成规程规定的所有试验。与电网运行有关的试验方案及时间安排须经省调批准，省调根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。 二、 电厂根据省调已确认的并网调试计划进行机组并网运行调试。 1、电厂调试运行机组应视为并网运行设备,纳入电力系统统一运行管理,遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。 2、具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。 3、电厂自行管辖的设备进行可能对电网产生影响的调试或操作时，应提前将调试方案告知电网调度机构做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。 三、 在调试期间，如调试计划有变动，电厂应将拟变动的情况报省调，经省调确认批准后执行。 四、 省调应配合电厂进行并网调试。 1、将并网调试电厂纳入正式调度管辖范围,按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。 2、根据电厂要求和电网情况编制调试期调度实施方案(含应急处理措施)，合理安排电厂的调试计划。 3、根据机组调试进度及电网运行情况,可对调试计划进行滚动调整，保证电网安全运行。 机组进入商业化运行的工作 一、 新机组在进入商业化运行前，应完成附录中包含的系统调试工作；电厂AGC、AVC、相量测量（PMU）和机组一次调频、PSS等涉网自动控制系统应与机组同步投运。 二、 新建发电机组完成涉网安全试验后，应要求试验单位在24小时内将试验简要报告和相关实测参数报调度机构审核，并根据调度机构提出的机网协调措施，正确整定机组涉网参数，启用机组涉网功能。 三、 机组调试结束30日内，电厂须向省调提供经有资质的技术监督机构认可的调试报告及结论。 四、 有关调试工作结束后，电厂登陆OMS系统提交“完成试运行情况说明书”的申请。省调根据电厂提供的有关试验数据、安全性评价结果、技术监督部门的结论，对机组投入商业化运行的技术条件提交审核意见。 各专业处室联系方式 事 由 联系处室 联系人 联系电话 传 真 Email地址 前期工作：领取并网调度服务手册、并网调度协议范本等资料 综合技术处 钟甜甜 (028) 68133961 (028) 68133958 zhtiantian@ 组织召开协调会、并网调度协议签定、业务培训 “完成试运行情况说明书”有关事宜 新建电厂命名及设备编号 系统运行处 李 建 梁汉泉 (028) 68133167 68133240 (028) 68133249 lijian@ 励磁、调速、PSS、进相等涉网安全试验 检修管理 调度计划处 王 强 (028) 68133173 (028) 68133229 scjndd@ 163.com 申报发电能力、下载次日发电计划 孙 毅 68133361 水库调度、水情信息 水电 及新能源处 杜成锐 (028) 68133069 (028) 68133231 Hydro_sichuan@163.com 继电保护定值整定计算 继电保护处 陈 军 余 锐 (028) 68133083 68133092 (028) 68132470 chenjun@ 运行值班人员的培训、考试 调度控制处 周 剑 张宏图 (028) 68133240 68133960 (028) 68132117 shengdiao@ 启动投产调度操作及调度运行业务联系 有关调度自动化系统、电量计量系统、调度数据网、二次安防的工作 自动化处 王民昆 路 轶 (028) 68133178 68133184 (028) 68133930 有关电力通信的工作 科技信通部 通信处 刘 革 宋 曦 (028) 68133219 68133810 (028) 68133219 备调中心通信自动化信息接入调试 备调中心 （0817）2274277 （0817）2274064 Dut_nc@ 163.com 注：新建电厂（机组）并网相关工作由省调综合技术处牵头，如果有其他事宜请与技术处联系。 3 - - 四川电网新机并网调度服务指南 资料性、规范性附录 四川省电力公司 二〇一三年四月 附录一 新建电厂（机组）并网需向省调提供的有关资料 新建电厂（机组）并网需报系统处的有关资料 说明： 1. 新建电厂（机组）需报省调系统处的有关资料分为投运前5个月报送资料、投运前90天报送资料和投运前15天报送资料三部分。投运前5个月报送资料主要用于下达电站设备调度命名编号及调度管辖范围；投运前90天报送资料主要涉及机组、升压变、并网线路的基本参数，需提前较早报送和审核；投运前15天报送资料包括一些与电网安全密切相关的重要参数、运行方式和整定值，部分在机组投运近期才能准确确定。 2. 填报投运90天报送资料时，除将“升压站电气设备平面布置图”、“一次电气结线图”（含AutoCAD版本）提交系统处外，还应将下述“投运前90天报送资料”内容拷贝至新文档，填写完毕后以“电厂投运前90天报送资料.doc”命名，将电子版资料和加盖公司印章的纸质资料送交省调系统处，纸质资料中的“审批人”需要电厂主管生产的负责人或运行主任手写签名。 3. 填报投运前15天报送资料时，将下述“投运前15天报送资料”内容拷贝至新文档，填写完毕后以“电厂投运前15天报送资料.doc”命名，将电子版资料和加盖公司印章的纸质资料送交省调系统处，纸质资料中的“审批人”需要电厂主管生产的负责人或运行主任手写签名。 4. 新建电厂需认真对待有关资料报送，电厂以及填报人与审批人需对资料报送的准确性负责，并承担由此引起的相应后果。 投运前5个月报送资料 1 发电厂平面布置图1套（标明方位，附电子版）。 2．注明设备型号和规范参数的一次电气结线图1套（标明方位，附电子版）。 3、各侧厂站电气主接线图、各侧厂站电气总平面布置图、线路路径图、进出线平面布置图及其他相关资料。 以上图纸均为设计单位正式盖章的蓝图。 投运前90天报送资料 电厂名称： 填报人： 审批人： 报送日期： 联系人： 联系电话： 联系电子邮件： 传真： 1 并网线路资料 线路名称 电压等级（kV） 本侧厂站名 对侧厂站名 线路长度（km） 导线型号 是否有同塔段 同塔段长度（km） 说明： (1) 若线路由不同型号的导线串联而成，需要分别说明相应段的型号和长度以及线路总长。 (2) 若电厂直接并入110kV或35kV电网，需要补充说明该厂站最终并入的220kV变电站。 2 机组资料 2.1 发电机铭牌参数 发电机名称 　 设计调峰能力（％） 　 额定容量（MVA） 　 额定功率（MW） 　 额定功率因数（迟相） 　 额定功率因数（进相） 　 有功功率上限（MW） 　 有功功率下限（MW） 　 无功功率上限（Mvar） 　 无功功率下限（Mvar） 　 额定电压（kV） 　 额定电流（A） 　 额定转速（r/min） 　 发电机转动惯量GD2（tm2） 　 水轮机/汽轮机转动惯量GD2（tm2） 汽轮机按高/中/低压缸分别填报 长期连续运行频率范围（Hz） 　 长期连续运行电压范围（kV） 　 非正常运行频率曲线（贴图） PQ曲线图（贴图） 2.2 发电机电气参数 发电机d 轴同步电抗Xd（饱和值） 　 发电机d 轴同步电抗Xd（非饱和值） 　 发电机d 轴暂态电抗Xd（饱和值） 　 发电机d 轴暂态电抗Xd（非饱和值） 　 发电机d 轴次暂态电抗Xd（饱和值） 　 发电机d 轴次暂态电抗Xd（非饱和值） 　 发电机q 轴同步电抗Xq（饱和值） 　 发电机q 轴同步电抗Xq（非饱和值） 　 发电机q 轴暂态电抗Xq（饱和值） 　 发电机q 轴暂态电抗Xq（非饱和值） 　 发电机q 轴次暂态电抗Xq（饱和值） 　 发电机q 轴次暂态电抗Xq（非饱和值） 　 发电机负序电抗X2 　 发电机定子漏抗XL 　 发电机定子电阻Ra 　 发电机定子绕组开路时励磁绕组（转子）回路时间常数Tdo 　 发电机转子d 轴励磁绕组定子开路时间常数Tdo 　 发电机转子d 轴阻尼D绕组定子开路时间常数Tdo 　 发电机转子q 轴阻尼Q绕组定子开路时间常数Tqo 　 发电机转子q 轴阻尼Q绕组定子开路时间常数Tqo 　 发电机转子惯性时间常数Tj 　 说明：以上电气参数全部填写以本机额定容量为基值的标么值。 3 升压变资料 升压变编号 　 升压变型号 　 额定容量比（高/中/低）（MVA） 　 额定电压比（高/中/低）（kV） 例如：24222.5%/10.5 空载损耗（kW） 　 空载电流（％） 　 短路损耗（kW） 　 短路阻抗（％） 　 4 升压站电气系统资料 主接线类型 　 是否建设完备 　 断路器参数 额定电压（kV） 　 额定电流（A） 　 开断电流（kA） 　 500kV设备最高允许长期连续工作电压（kV） 　 升压站机组及高压部分主接线图：（贴图） 5 励磁系统资料 励磁系统厂家 　 励磁系统型号 　 励磁方式 　 额定励磁电压（V） 　 额定励磁电流（A） 　 连续运行励磁电流（额定的倍数） 　 励磁系统强励倍数 电压 　 电流 　 允许持续强励时间（秒） 　 励磁系统电压标称响应比(倍/秒) 　 高起始响应励磁电压响应时间(秒) 上升 　 下降 　 励磁系统稳态增益（倍） 　 励磁系统动态增益（倍） 　 说明：要求做励磁系统参数实测和PSS试验的电厂，“励磁系统稳态增益”和“励磁系统动态增益”两项按励磁系统可达到的能力填写；未要求做励磁系统参数实测和PSS试验的电厂，“励磁系统稳态增益”和“励磁系统动态增益”两项按励磁系统预设的运行值填写，并且今后改动均需先向省调报告。 励磁系统传递函数框图：（贴图）（需附表说明传递函数中各参数定义及初始设定值） 名称 简要说明 单位 初始设定值 有无配置PSS PSS厂家 PSS型号 PSS抑制低频振荡范围 说明：水电厂PSS应具有防止无功功率反调功能。 PSS传递函数框图：（贴图）（需附表说明传递函数中各参数定义） 传递函数中参数定义示例： 名称 简要说明 单位 范围 典型值 TW1，TW2 隔直时间常数 秒 0.1…30 TW1=2 TW2=2 TW3，TW4 门控单元和转换时间常数 秒 0.1…30 TW3=2 TW4= Ks1 pss增益 标么 0.1…50 … Ks2 电功率积分计算值的补偿系数 标么 0.01…5 … Ks3 信号匹配系数 标么 0.01…5 1 T1,T3 超前时间常数 秒 0.00…2.50 T1= T3= T2,T4 滞后时间常数 秒 0.00…2.50 T2= T4= T7 电功率积分时间常数 秒 3…30 … T8 陷波器时间常数 秒 0.00…2.50 0.00 T9 陷波器时间常数 秒 0.00…2.50 0.10 M 陷波器阶次 － 2…5 … N 陷波器阶次 － 1…4 1 USTmax 正限幅值 标么 0.01…0.2 0.1 USTmin 负限幅值 标么 0.01…0.2 -USTmax P1 pss投入功率 标么 0.1…0.5 0.4 P2 pss退出功率 标么 0.1…0.5 0.35 6 调速系统资料 调速系统厂家 调速系统型号 速度变动率和迟缓率 一次调频死区 响应时间 7 火电厂需附加填报的资料 序号 资料项目 报送要求 备注 1. 火电厂锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷态、暖态、热态及极热态启动曲线 设计单位正式资料 机组启动调试后、进入商转前，电厂还应提供火电机组最低脱油稳燃负荷 2. 锅炉、汽轮机各主要系统图及技术说明书，含铭牌参数 设计单位正式资料 火电厂资料 3. 汽轮机、锅炉铭牌参数 设计单位正式资料 火电厂资料 投运前15天报送资料 电厂名称： 电厂调度命名： 填报人： 审批人： 报送日期： 联系人： 联系电话： 联系电子邮件： 传真： 1 电压调节方式 励磁调节器电压调节方式 计算机监控系统电压调节方式 2 伏/赫限幅及低励限制 伏/赫限幅值 预设低励限制定值：（贴图或表格） 3 机变保护资料 低频率保护解列机组定值 高频率保护解列定值(汽机、电气) 静子过电压保护解列机组定值 发电机、升压变过激磁曲线 发电机失步保护整定 发电机失磁保护整定 新建电厂（机组）并网需报继保处的有关资料 1、说明 1) 对所提供的资料，应用文件盒统一汇总提交省调继保处。文件盒封面应有资料提供人的签字，联系电话，并有主管生产的负责人或运行主任手写签名，盒内提供资料应加盖业主单位公章。电子文档应刻盘后同时提交。 2) 按照《继电保护及安全自动装置运行管理规程》规定，整定计算所需的全部资料，一般应在投运前三个月提交，特殊情况如抢建工程等，也必须提前一个月提交，以便安排计算，按时给出正式定值。 3) 线路投运前必须实测参数（包括正序，零序阻抗容抗感抗等数值）按照要求的格式填报，实测后在线路投运前报给省调继保处，应特别注意线路的长度是否与设计参数即保护整定计算时提供的线路长度一致，如两次提供的数值不一致，应核实清楚。 4) 变压器在投运前尽量实测正序零序阻抗，并将实测参数报省调继保处。 5) 新建电厂需认真对待有关资料报送，电厂以及填报人与审批人需对资料报送的准确性负责，并承担由此引起的相应后果。 2、需要计算的发电厂或用户站本侧和对侧的设计图纸资料，这些图纸资料必须提供编辑AutoCAD电子文档，具体资料包括： a) 施工设计说明； b) 电气一次主接线图； c) 相关保护电流电压回路图； d) 相关保护控制和信号回路图； e) 相关保护回路联系图； f) 相关保护柜图册（厂家白图纸）； g) 相关保护装置的说明书及有关资料； h) 光缆联系图（针对光纤线路保护）； i) 纵联保护、安控通道联系图。 3、需要计算线路的参数，包括： j) 线路长度； k) 导线型号； l) 线路每相正序电阻、电抗、电容，零序电阻、电抗、电容，零序互感阻抗的实测值； m) 线路的CT变比。 4、需要计算的发电机、变压器、电抗器、电容器等一次设备的参数，包括： n) 铭牌参数或出厂试验报告； o) 无铭牌参数或出厂试验报告的先提供设计参数，设备到货后再提供设备出厂试验报告； p) 发电机、变压器允许的过激磁曲线； q) 发电机、变压器、发变组保护定值清单提供到四川省电力公司调度中心继电保护处备案。 5、保护装置的定值清单。（要求现场将保护装置带电后，从装置上打印出最终使用软件版本的定值清单（包括保护定值、系统参数等），发送传真到四川省电力公司调度中心继电保护处。） 新建水电厂（机组）并网前5个月提供水电及新能源处的资料 序号 资料项目 报送处室 报送要求 备注 1 水电站设计资料、历史水文气象基本资料以及有关流域、枢纽和机组运行有关的图表，包括： 1) 电站设计报告书、电站设计运行说明书、电站枢纽平面布置图、闸坝纵、横上下游视图及剖面图； 2) 水电厂运行规程； 3) 按固定格式填报水电站基础资料统计表，包括：电站概况、水文水库、发电、水工建筑物及综合利用、水轮机运转特性曲线、水库水位库容曲线、水库蓄能表、入库站控制断面水位流量关系曲线、尾水位流量关系曲线、机组预想出力曲线、流量及流达时间曲线、耗水率曲线、水库调度图、日旬月降雨及径流资料。 4) 综合利用要求（需要提供有关政府职能部门正式批复文件）； 5) 电站闸坝或水库初期运行要求和蓄水方案，中长期水电厂发电调度计划方案； 6) 水工建筑及机电设备、金属结构工程质量鉴定意见。 水调处 设计单位正式资料 由省调认定的重要水电厂应建立水情测报系统并与省调联网，除左侧资料外还需提供以下基础资料，包括： 水位站 雨量站 水文站名称 站点分布图 系统中心站及分站主要硬件设备名称 通信组网形式 数据库类型 开发语言 洪水预报软件及水务计算等应用软件主要功能 主要采集信号内容 采样周期及其它相关资料 并网前5个月提供科信部通信处、省信通公司通信运维中心的资料 序号 资料项目 报送处室 报送要求 备注 1. 通信接入系统方案及设计 科信部通信处、省信通公司通信运维中心 设计单位正式资料 并网前15天提供省信通公司通信运维中心的资料 序号 资料项目 报送处室 报送要求 备注 1. 工程竣工资料，包括： 光缆线路资料 光缆开通测试记录表 微波或光纤路由走向图 光缆纤芯使用表 业务配置表及电路设计图（包括ODF、DDF、VDF） 设备、电路指标测试记录 调度交换机组网方案 省信通公司通信运维中心 竣工正式资料 3. 载波通信线路设计图包括： 通道组织图 设备、高频通道测试记录 省信通公司通信运维中心 竣工正式资料 4. 调度系统，包括：调度（机）电话号码、公网电话号码、录音系统配置 省信通公司通信运维中心 竣工正式资料 并网前5个月提供自动化处的资料 序号 资料项目 报送处室 报送要求 备注 1. 电厂端远动装置或计算机监控系统工程设计文件，包括： 自动化系统结构说明、功能规范实现说明、技术指标 完整的远动施工设计图和相关二次接线图 设备型号、配置、数量清单及说明书 省调自动化处 建设单位正式验收报告设计单位正式资料 厂站自动化信息参数：一次设备编号的信息名称；电压和电流互感器的变比；变送器或交流采样的输入/输出范围、计算出的遥测满度值及量纲；遥测扫描周期和越阈值；信号的动合/动断触点、信号触点抗抖动的滤波设计值；事件顺序记录（SOE）的选择设定；机组（电厂）AGC遥调信号的输出范围和满度值；通信规约、数据序位表、通讯参数等参数。 参加AGC的电厂应提供AGC系统实现方式说明、功能说明 测试记录、自动化系统设备验收报告 省调自动化处 2. 电厂端电量计费系统工程设计文件，包括： 完整的电量计费系统施工设计图、关口电能表的设置位置； 省调自动化处 建设单位正式验收报告设计单位正式资料 电能计量装置的各相关图纸及参数，包括：电能表的通信号、测量值的地址、测量值向省调传输的顺序、计量回路变比、参数费率、时段、读写密码、通信号码；电能表窗口值的单位及小数位数 电能表检定结果通知单 电量计量系统相关部分的验收报告、检验记录 省调自动化处 3. 调度数据网络节点接入设计方案 省调自动化处 设计单位正式资料 序号 资料项目 报送处室 报送要求 备注 4. 电厂端PMU装置工程设计文件，包括： PMU装置结构说明、功能规范实现说明、技术指标 完整的施工设计图和相关二次接线图 省调自动化处 设计单位正式资料 建设单位正式验收报告 设备型号、配置清单及说明书 通信参数配置 测试记录、设备验收报告 省调自动化处 附录二 新建电厂（机组）并网继电保护专业必备的技术条件 1、电厂继电保护及安全自动装置（含线路纵联保护通道加工设备）按经国家授权机构审定的设计要求安装完毕、调试项目符合相关检验规程的要求，并经国家规定的基建程序验收合格。保护及安全自动装置二次回路正确，母差及失灵保护对每一个控制单元至少进行了1次整组传动试验。 2、电厂已按要求落实各级继电保护专业管理部门颁发的继电保护及安全自动装置反措要求。 3、电厂已按川电调度【2008】132号文实施了并网前继电保护技术监督检查并对发现的问题进行了整改。 4、机组的高频率保护、低频率保护、过电压保护、低电压保护、失磁和失步保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护的整定已按《关于印发《四川并网发电厂机网协调安全稳定运行要求（试行）》的通知》（川电调[2006]33）中的相关规定执行，有关保护的定值已报电网调度机构备案。 5、线路纵联保护装置已完成通道对调试验。 6、稳措装置及远切、远跳装置已完成整组传动试验、通道联调试验。 7、电厂已核对互感器变比，其伏安特性满足规程要求。 8、电厂已完成故障信息处理系统与主站（或分站）的联调。 9、电厂已具备全部继电保护及安全自动装置现场运行规程，运行人员已熟练掌握全部保护及安全自动装置的操作方法。 10、电厂具备全部继电保护及安全自动装置的施工图纸。 附录三 新建水电厂（机组）并网水调专业必备的技术条件 1. 装机容量在100MW及以上的水电厂、流域集控中心已建水调自动化系统与省调及备调联网，系统功能符合《水调自动化系统功能规范》要求，并通过省调水调专业和自动化、通信专业验收合格。 2. 装机容量在100MW以下电厂通过拨号报水情系统上报水情信息，并已通过系统测试，能够正常上报省调及备调；已向省调报送了信息报送人员名单和联系方式。 3. 经省调评定需建立水情自动测报系统的水电厂，应参照第1条要求建立水情测报系统并与省调联网。 4. 已上报经相关机构审定的机组参数率定试验方案，在投运后完成相关试验后，以正式文件形式上报经相关机构审定的试验结果，并以此作为机组并网调度运行和计算分析中正式使用的技术参数。 5. 电厂已配备必要的气象、水情、水调管理（兼职）专责人员，已将人员名单和联系方式以正式文件报电网调度机构，并确保24小时联系畅通。 6. 电厂以正式文件报送已向电网调度机构提供并网要求的图纸和技术资料，包括设计报告、设计运行说明书、水电站基础资料统计表、初期运行要求和蓄水方案，中长期水电厂发电调度计划方案、发电机组及水工系统运行要求和规程、水库及下游河道生态、工农业用水、环保等综合利用任务及运行要求和说明（需附相关政府主管部门的正式批复文件）等。 附录四 新建电厂（机组）并网通信专业必备的技术条件 1、电厂所用通信设备须符合国际标准、国家标准、电力行业标准和其他有关规定，通信设备选型和配置满足接入系统的组网要求，已按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。 2、电厂至通信电路接入站点已满足双光纤覆盖要求，并已按要求对所有纤芯、电路进行全程测试，测试资料已报电网调度机构备案。 3、电厂通信传输设备以支线方式接入主干通信网，在接入点已配置独立传输设备，接入点及并网电厂通信传输设备及网管与主干通信网一致。 4、电厂的同一条线路的两套继电保护（均采用复用保护的）和同一系统的两套安全自动控制装置已配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上完全隔离。 5、电厂已配置程控调度交换机，并已与省公司程控调度交换网联网运行，至电网调度机构已开通调度电话的主、备电路，同时已具有公网电话作为应急通信手段（公网电话不接入调度台），并已报电网调度机构备案。 6、电厂已配置两套独立的专用蓄电池组直流电源系统，整流模块应按N+1原则配置，能可靠自动投入，自动切换。蓄电池组要求使用单体2V，当交流电源中断时，蓄电池组的供电能力不少于8小时。 7、已按电网要求开通调度自动化信息、电力调度数据网、保护、安控、电能量计费及报价系统、稳定监录等专用通道。 8、电厂通信机房动力环境及通信设备运行状态已处于24小时有人监视状态。无24小时值班的通信站，其通信设备（含通信电源设备）主告警信息已接入电厂综合监视系统，纳入电厂电气运行统一监视与管理 。 9、 电厂已配备必要的通信专责人员或已委托有资质的运维人员，并已将人员名单和联系方式报电网调度机构备案。 10、电厂已配置必要的仪器、仪表、备品备件及工具。 11、电厂已向电网调度机构提供必要的图纸和技术资料。 附录五 新建电厂（机组）并网自动化专业必备的技术条件 1、电厂远动设备或监控系统须符合《电网调度自动化系统运行管理规程》（DL 516-93）等国家标准、电力行业标准和省电力公司其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。 2、电厂至电网调度机构已具备两条不同路由的远动传输通道，已建设电力调度数据网络接入节点并接入双平面省、地接入网。 3、远动信息已按电网要求配置，经过测试表明遥测精度、遥信可靠性达到设计要求并能正确传送至省调和四川电网备用调度中心电网调度机构自动化系统，能正确接收电网调度机构自动化系统下发的遥控/遥调命令。监控系统运动通信规约符合华中地区101、104通信规范，并取得有国家级资质的检测机构对系统规约测试认证证书。 4、电厂AGC、AVC、相量测量装置（PMU）具备与电网调度机构调度自动化系统联合调试的条件。 5、电能计量装置已参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）、设计要求进行配置，并通过由电厂和相关单位共同组织的测试和验收。电厂的关口电度底码已记录。 6、电厂的二次系统按照国家电监会第5号令《电力二次系统安全防护规定》和电网调度机构有关规定的要求已实施安全防护措施。 7、电厂机房符合《电子计算机场地通用规范》（GB/T 2887-2000）的要求，配备UPS，其容量能独立维持负载容量连续运行4小时以上。 8、电厂已配备必要的自动化专责人员，并已将人员名单和联系方式报电网调度机构。 9、电厂已向电网调度机构提供必要的图纸和技术资料。提供详细调度数据和电力二次系统安全防护设计方案。 附录六 新建电厂（机组）并网调试项目 发电机性能试验项目： 1. 发电机组励磁系统、调速系统、PSS试验； 2. 发电机进相运行试验； 3. 发电机甩负荷试验； 4. 水电机组油压试验； 5. 发电机短路试验； 6. 发电机空载试验； 7. 变压器冲击试验； 8. 发电机一次调频试验； 9. 火电机组的低负荷稳燃试验、水电机组的振动区测定试验。 10. 水电机组的振动区及发电运行参数率定试验。 二次系统（专业）试验项目：（并网前） 继电保护及安全自动装置 1. 继电保护和安全自动装置及其二次回路的各组成部分（含开关）整组的电气性能试验； 2. 故障录波装置的电气性能试验； 3. 继电保护整定试验； 4. 纵联保护双端联合试验； 5. 保护及故障信息管理系统子站、主站联合调试； 6. 保护及故障信息管理系统主站和子站间及安全稳定控制系统主站和子站间联合调试； 7. 线路故障测距装置电气试验以及与对侧的通道联调。 调度自动化系统 1. 厂站相关系统和设备的现场测试； 2. 厂站远动通信通道和电力调度数据网络测试； 3. 厂站RTU或计算机监控系统与调度联调试验； 4. 厂站遥测、遥信、遥调、遥控准确性、可靠性、实时性试验； 5. 发电厂、机组AGC控制系统现地试验及与EMS主站闭环联调试验； 6. 厂站电能计量装置检验及电能量远方终端

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