国家标准 GB/T31464一2015 电网运行准则 Thegridoperationcode 2015-05-15发布 2015-12-01实施国家质量监督检验检疫总局发布国家标准化管理委员会国家标准
GB/T31464一2015 目次前言引言范围规范性引用文件术语和定义 3.1基本名称 3.2并(联)网部分 3.3运行与控制 3.4安全 3.5其他电网运行对规划,设计与建设阶段的要求 4.1一次部分 4.2二次部分并网、联网与接人条件 12 5.1并网程序 12 13 5.2应满足的电网技术特性和运行特性 5.3通用并(联)网技术条件 14 16 5.4分类并(联)网条款 23 5.5新设备启动电网运行 214 6.1总则 214 6.2负荷预测 214 25 6.3设备检修 2r 6.4发用电平衡 2r 6.5辅助服务 6.6频率及电压控制 28 29 6.7负荷控制 30 6.8电网操作 30 6.9系统稳定及安全对策 31 6.10水电运行 33 6.11风电,光伏发电运行 34 6.12继电保护运行 34 6.13直流输电系统运行 35 6.14电力通信运行 35 6.15调度自动化系统运行 36 6.16紧急情况下的电网调度运行 37 6.17事故报告与事故信息通报
GB/T31464一2015 38 6.18系统试验 39 6.19设备性能测试 40 附录A资料性附录资料及信息交换附录B规范性附录并(联)网调试试验项目 49 附录C规范性附录设备编号和命名程序 5( 附录D资料性附录系统计算所需基本数据 53 附录E资料性附录短路电流计算所需数据附录F(资料性附录电磁暂态计算所需数据附录G(资料性附录》电能质量所需数据 55 56 附录H资料性附录电压稳定及中长期过程仿真计算所需数据附录I资料性附录)并网程序中的时间顺序 57 - 参考文献 ?? 58
GB/T31464一2015 前言本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草本标准由电力企业联合会提出. 本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口本标准主要起草单位:国家电网公司本标准参加起草单位:国家能源局、南方电网有限责任公司、华能集团公司国电集团公司电力投资集团公司、大唐集团公司电力科学研究院、国网电力科学研究院、西北电力设计院、华北电力科学研究院本标准主要起草人;辛耀中、冷喜武、罗建裕、孙维真、赵自刚、段来越、吕跃春、张明亮、韩刚、任志刚,王毅、刘纯、丁杰、李勇,李翔、牟宏、李顺、周红阳,赵遵廉、张智刚、黄学农、陈涛、寇惠珍、王玉玲,石俊杰,刘皓、韩放、裴哲义、常宁,郭国川、韩福坤,许慕棵,鲍捷、卜广全、李祥珍、白亚民、贾东旭,张锐,梁吉,秦毓毅,朱翠兰、薛金滩、姜大为、高希洪,唐艳茹、黄明良、刘肇旭、汤涌、刘增煌、朱方、蔡敏、韩学斌、祁智明、岳乔、焦建清,迟建军,赵玉柱、陈刚常青,向力、史连军、王钟灵、李振凯、何永胜、杨列銮、沈江、舒治淮、李明、郭建成、王德林、王明新、余军 m
GB/I31464一2015 引言根据国家标准化管理委员会2006年第三批制修订国家标准项目计划(项目编号20067272-Q-524) 国标委计划[2006]65号)的要求编制本标准国家电力监管委员会颁发的法规性文件《电网运行规则》侧重于管理和责任,明确了电网企业及其调度机构和电网使用者在电网运行各相关阶段的基本责任、权利和义务本标准侧重于技术标准和工作程序,明确了在电力系统规划,设计与建设阶段,为满足电网安全稳定运行所要求的技术条件,明确了电网企业、发电企业所必须相互满足的基本技术要求和工作程序等,明确了电网企业、发电企业等电网用户在并网接人和电网运行中所必须满足的基本技术要求和工作程序等,以确保电网与电厂的安全、稳定、经济运行,使我国社会经济运行,工农业生产与人民生活的正常秩序得到可靠的电力保障
GB/T31464一2015 电网运行准则范围本标准规定了电网运行应遵循的基本技术要求和基本原则本标准适用于所有参与电网运行的电网企业发电企业、电力用户,及其相关的规划设计、建设施工、试验调试,研究开发等单位和有关管理部门规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB755一2008旋转电机定额和性能 cB/T20.49电工术语电力系统保护 cB/T20.50电工术语爱电、输电及配电通用术语 GB/T2900.52电工术语发电输电及配电发电电工术语发电、输电及配电运行 GB/T2900.57 电工术语发电、输电及配电电力系统规划和管理 GB/T2900.58 B/T2900.59电工术语发电、,输电及配电变电站 GB/T7064隐极同步发电机技术要求 GB/T7409.17409.3同步电机励磁系统 GB/T7894水轮发电机基本技术条件 GB/T12325 电能质量供电电压偏差电能质量 GB/T12326 电压波动和闪变 GB/T13498 高压直流输电术语 GB/T13729远动终端设备 GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T14549 电能质量公用电网谐波 B/T15148电力负荷管理系统技术规范 GB/T15153.1远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇电源和电磁兼容性 GB/T15543电能质量三相电压不平衡电能质量电力系统频率偏差 GB/Tl5945 GB17621大中型水电站水库调度规范 GB/T19963风电场接人电力系统技术规定 GB/T19964光伏发电站接人电力系统技术规定 GB/Z14429一2005远动设备及系统第1-3部分:总则术语 GB/Z20996.1一2007高压直流系统的性能第1部分:稳态(idtIEC/TR60919-1:1998 GB/Z20996.2一2007高压直流系统的性能第2部分;故障和操作(idtIEC/TR60919-2:1991 GB/Z20996.3一2007高压直流系统的性能第3部分:动态(idtIEC/TR60919-3:1999) GB/T22239 信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求
GB/T31464一2015 GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则 GB/T50293城市电力规划规范 DL428电力系统自动低频减负荷技术规定 DL 436高压直流架空送电线路技术导则 DL/T437高压直流接地极技术导则 DL497电力系统自动低频减负荷工作管理规程 DL.755电力系统安全稳定导则 DL/T516电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T544电力系统通信管理规程 DL/T545电力系统微波通信运行管理规程 DL/T546电力系统载波通信运行管理规程 DL/T547电力系统光纤通信运行管理规程 DL/T548 电力系统通信站过电压防护规程 kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T559220kV750 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 DL/T583 DL/T5843kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程电力系统通信自动交换网技术规范 DL/T598 多功能电能表 DL/T614 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T623 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL 684 687微机型防止电气误操作装置通用技术条件 DL 713500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求飞 DL 730进口水轮发电机(发电/电动机)设备技术规范 DL 741架空送电线路运行规程 DL 751水轮发电机运行规程 DL/ D)L./T769电力系统微机继电保护技术导则 DL/T843大型汽轮发电机励磁系统技术条件 DL/T970大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则 DL/T5131农村电网建设与改造技术导则 DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5147电力系统安全稳定控制装置设计技术规定 DL/T5429电力系统设计技术规程 DL/T5439大型水,火电厂接人系统设计内容深度规定 DL/T5444电力系统设计内容深度规定 SD131电力系统技术导则 SD325电力系统电压和无功电力技术导则《电力二次系统安全防护规定》,国家电力监管委员会5号令,2005 《风电机组并网检测管理暂行办法》,国家能源局国能新能[2010]433号《风电场功率预测预报管理暂行办法》,国家能源局国能新能[2011177号《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》,国家能源局国能新能[2011182号
GB/T31464一2015 术语和定义 GB/T2900.49,GB/T2900.50,GB/T2900.52,GB/T2900.57,GB/T2900.58,GB/T2900.59 GB/T13498,GB/T14429中确定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 基本名称 3.1.1 电力系统powersystem 由发电、供电(输电、变电、配电),用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置.计量装置.调度自动化.电力通信等二次设施构成的统- -整体 3.1.2 电网调度机构 p0wersystemoperator 负责组织,指挥,指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构 3.1.3 电力监管机构eltetrteityreewlatryinsttutmn 国家电力监管委员会及其派出机构 3.1.4 电网企业gridenterprise 拥有、经营和运行电网的电力企业 3.1.5 电网使用者userofgriat 通过电网完成电力生产或电力消费的发电企业(含自备发电厂,主网直供用户等单位 3.1.6 发电企业powergenerationenterprise 并人电网运行(拥有单个或数个发电厂的发电公司,或拥有发电厂的电力企业 3.1.7 发电厂powerplant 并人电网运行的火力(燃煤、燃油、燃气及生物质、水力、核、风力、太阳能、海洋能等发电厂(场、站) 3.1.8 可再生能源reewableeergy 风能、,太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源 3.1.9 间歇式能源intermittentenergy 太阳能、风能等不连续产生的能源 3.1.10 电力用户eleetricpoercustomer 通过电网消费电能的单位或个人 3.1.11 主网直供用户bulkgrid customer 直接与省(直辖市、自治区)级以上电网企业签订购售电合同的用户或通过电网直接向发电企业购电的用户
GB/I31464一2015 3.2并(联)网部分 3.2.1 联网 intercOnnection 电网与电网之间的物理连接 3.2.2 并网 connection 发电厂机组)与电网之间或电力用户的用电设备与电网之间的物理连接 3.2.3 poimt 并网点entry 发电厂机组)接人电网的连接点或电力用户的用电设备与电网的连接点 3.2.4 首次并网日thefirstcomnectionday 电网企业与拟并网方商定的发电机组与电网的首次同期连接日期 3.2.5 conneetion 1applreation 并网申请书由拟并网方向电网企业提交的要求将其设备与电网并网的书面申请文件 3.2.6 areacontrolerror;ACE 电网区域控制偏差反应被控区域与外网联络线上实际交换有功潮流与计划交换有功潮流的偏差,依据不同的控制方式,该偏差值还与频率偏差有关注电网区域控制偏差(AcE)一般其控制性能评价标准用A1.A2,或cPsl.CPs2等规则来评价 3.2.7 自动发电控制A1、A2标准areacontroleror(ACE)standard(A1、A2) 该标准包括A1、A2,B1,IB2四条准则,A准则要求在任一个10min间隔内ACE至少有一次过零;A2准则要求在任一个10nmin间隔内ACE平均偏差不超过规定范围Ld;B1,B2准则要求ACE在扰动开始起10min内到零,ACE在扰动出现后1min内向零减小,其中对扰动的定义为ACE>3Ld 该标准是北美电力可靠性委员会(NERC)1983年发布的,基于工程经验,侧重于AGcC的短期调节性能 3.2.8 自动发电控制CPS1、CPS2标准eontrolperlformaneestandard(CPs1,CPs2) 该标准要求:CPS1>100%,CPS2>90%,在扰动开始后15min内ACE到零或扰动前水平,其中对扰动定义为控制区域的ACE值大于或等于80%的控制区域最严重单一故障所产生的ACE值该标准是NERC1997年发布的,基于统计方法,强调AGC的长期控制性能 3.2.9 l,Acc 自动发电控制 automaticgenerationcontrol; 通过自动控制程序,实现对控制区内各发电机组有功出力的自动重新调节分配,来维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内的控制过程 AGC是由主站自动控制程序、信息传输通道、信息接收装置(远方终端、机组协调控制系统(电厂监控系统、执行装置、发电机组自动化装置等环节组成的整体 3.2.10 control;AvC 自动无功电压控制 auto1atic volugec 通过自动控制程序,根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略,在控制区内自动闭环控制
GB/T31464一2015 无功和电压调节设备,以实现控制区合理的无功电压分布 AVC是由主站无功自动控制程序、信息传输路径、信息接收装置、子站AvC控制系统及执行机构等环节组成的整体 3.2.11 购售电合同powerpurehaseagreement 购电方与发电企业就上网电量的购销等事宜签订的合同 3.2.12 并网调度协议powerdispatchinagreement 电网企业与电网使用者就电网调度运行管理所签订的协议在协议中规定双方应承担的基本责任和义务以及双方应满足的技术条件和行为规范 3.3运行与控制 3.3.1 调度管理规程 managementcodeofpower dispatehing 用于规范与电网调度运行有关行为的技术和管理规定 3.3.2 中长期平衡long-termandmiddletermpowerbalaneing 电网企业根据中长期负荷预测、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及用电信息,在满足电网安全约束条件下,所做的年,月,周发供电平衡 3.3.3 短期平衡short-termpowerbalaneing 电网企业根据短期负荷预测、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及用电信息,在满足电网安全约束条件下,所做的日发供电平衡 3.3.4 实时平衡real-timepowerbalaneing 电网调度机构根据电网的超短期负荷预测,网间(实时)功率交换计划及发电企业和用户的实时发供)电数据及用电信息,在满足电网安全约束条件下,所做的实时发供电平衡 3.3.5 可用发电容量availablegenerationcapaeity 发电机组在实际运行中所能提供的可靠发电出力 3.3.6 最小技术出力minimmugenerationoutputofaunitpowerplant 发电机组(发电厂)在稳态运行情况下的最小发电出力 3.3.7 最大技术出力maximumgenerationotputofaunitpowerplant) 发电机组(发电厂)在稳态运行情况下的最大发电出力 3.3.8 计划检修schedwledmaintenanee 为检查、试验、维护、检修电力设备,电网调度机构根据国家及有关行业标准,参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议,所预先安排的设备检修 3.3.g 计划停运scheduled outage 电网调度机构根据电网运行和设备维护、检修需要,参照设备技术参数,运行经验及供应商的建议，预先安排的设备停运
GB/I31464一2015 3.3.10 非计划(临时)检修 n0n-scheduled1aintenance 计划检修以外的所有检修 3.3.11 非计划停运non-scheduleloutage 计划停运以外的设备停运 3.4安全 3.4.1 系统裕度systemextracapaeity 电力系统实际最大可用发电容量和实际最大负荷之间的差值与实际最大负荷的比值百分数). 3.4.2 负荷控制loadcontrol 为保障电网的安全、稳定运行,由电网企业对用电负荷所采取的调控措施 3.5其他 3.5.1 辅助服务aneilaryserviees 为保证供电安全性、稳定性和可靠性及维持电能质量,需要发电企业电网企业和用户提供的一次调频、自动发电控制,调峰、备用、无功电压支持、黑启动等服务 3.5.2 黑启动blaekstart 电力系统黑启动为当某电力系统因故障全部停运后,通过该系统中具有自启动能力机组的启动,或通过外来电源供给,带动系统内其他机组,逐步恢复系统运行的过程 3.5.3 系统试验systemtest 为检验系统特性、系统控制能力和确定仿真参数所进行的试验系统试验不包括调试试验或其他辅助性能的试验电网运行对规划设计与建设阶段的要求 4.1 -次部分 4.1.1概述 4.1.1.14.1规定了电网企业和电网使用者在电力系统规划,设计和建设过程中应遵循的技术标准、设计标准和工作程序,并列出了电网企业和电网使用者之间应交换的资料(参见附录A) 4.1.1.2电网和电源规划设计和建设的主要内容包括电力系统规划,包括全国电力系统规划、区域电力系统规划,省区电力系统规划和地区电力系 a 统规划 b电网规划,包括全国电网规划区域电网规划、省区电网规划和地区电网规划电源规划及可再生能源开发利用规划 c d)大型主网直供用户供电工程专题设计电力系统并(联)网初步可行性研究、可行性研究和系统专题设计 e
GB/T31464一2015 f 电网技术改造专题研究 g电网工程可行性研究、初步设计,设备采购、工程建设实施、工程验收等 4.1.1.3规划、设计和建设的时间应按下列要求执行电网规划分为短期电网规划(规划期5年),中期电网规划规划期5年15年)和长期电网规 a 划规划期15年以上) 一般以中期电网规划为主,必要时可以开展短期电网规划和长期电网规划电力系统设计一般以5年10年为设计期间,设计水平年的选取宜与国民经济计划的年份相一致 b 大型发电厂接人系统设计可与该工程的可行性研究同步进行,在工程核准前完成必要时也可按发电企业委托的进度要求进行主网直供用户供电工程专题设计一般应与该工程的可行性研究同步进行,在工程初步设计开始前完成必要时也可按主网直供用户委托的进度要求进行电力系统并(联)网按照并(联)网工程设计的不同阶段和工程建设程序要求进行必要时也可按电网企业委托的进度要求进行电网新,改扩建工程按照基建程序进行必要时也可按电网企业委托的进度要求进行 4.1.1.4电网规划、设计和建设的职责划分与工作流程如下区域电网规划和区域电力系统的设计由区域电网企业负责组织有关单位完成经上级主管部门组织有关咨询或中介机构评审通过后执行,可作为电力项目报批和建设的前提省(市、自治区)电网规划和省区电力系统的设计由省级电网企业负责组织有关单位完成经上级主管部门组织有关咨询或中介机构评审通过后执行,可作为省(市、自治区)电网电力项目报批和建设的依据大型发电厂的接人系统设计,包括接人系统、,升压站、发电机组带负荷能力、调峰性能、励磁及调速系统的性能、高频及低频特性、继电保护及安全稳定控制措施,通信及自动化系统设计等由该发电企业负责委托具备资质的设计单位完成经电网企业组织技术评审通过后,可作为该发电企业项目报批、建设及签订并网调度协议和购售电合同的依据主网直供用户的供电方案专题设计,由主网直供用户负责委托具备资质的设计单位完成经拟为其供电的电网企业组织评审通过后,可作为该主网直供用户项目报批,建设及签订并网调度协议和购售电合同的依据涉及两个独立电网企业的关于电力系统联网的初步可行性研究,可行性研究和系统专题设计 -般由联网双方共同负责组织有关单位完成经上级主管部门组织有关咨询或中介机构评审通过后,可作为联网双方的电网企业联网项目报批、互供电协议签订和项目建设的依据电网新、改扩建工程的设计和建设,原则上由相应电网企业负责组织有关单位进行,按照电网工程基建程序,完成工程的初步设计、工程建设实施、工程验收、工程投运等各阶段工作内容 4.1.2技术原则 4.1.2.1电网的规划设计和建设应以DL.755为基础,依据电网规划,设计、建设和运行的相关技术标准进行,并满足下列要求 a)满足经济性、技术先进性,可靠性与灵活性及一,二次系统协调发展的基本要求具备必要的有功电源和无功电源储备 b e统筹考虑,合理布局,贯彻“分层分区”与“加强受端电网建设”等原则,合理控制系统短路电流 d 电力系统中任一元件无故障断开,应能保持电力系统的稳定运行,且不致使其他元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求正常运行方式含计划检修方式)下,电力系统中任一元件(发电机、线路、变压器,母线)发生单 -故障时,不应导致主系统非同步运行,不应发生频率崩溃和电压崩溃
GB/I31464一2015 f 正常运行方式(含计划检修方式)下,电力系统应满足DL755规定的安全稳定标准 g采用符合电网运行实际的计算参数 4.1.2.2电网规划应以GB/T50293,DL/T5131等为依据,进行多方案综合评价,以达到优化资源配置,优化建设进度和投融资结构,优化目标网架等目的 4.1.2.3电力系统设计应以通过评审的电网规划为指导,以相关电力系统技术导则为依据,并按照 DL/T5429,DL/T5444等标准的要求,设计经济合理、安全可靠的网架结构,提出电源、电网协调的建设方案,并为系统继电保护设计、系统安全稳定控制自动装置设计创造条件 4.1.2.4大型发电厂的接人系统设计 -应以通过评审的电力系统设计为指导,以相关电力系统技术导则为依据,并按照DL./T5439的要求,深人研究该电厂与电力系统的关系,确定和提出电厂送电范围、出线电压、出线回路数、电气主接线及有关电气设备参数的要求,为电厂的初步设计提供依据 4.1.2.5电力系统并(联)网的初步可行性研究、可行性研究应以通过评审的电网规划或并(联)网规划 8 为指导,以相关电力系统技术导则为依据,以安全为基础,体现平等协商、投资与收益均衡、贯彻国家产业政策和资源优化配置等原则,为并(联)网工程初步设计提供依据 4.1.2.6新建直流输电系统接人系统设计应以评审过的电力系统设计为指导,以DL436,DL/T437、 GB/Z20996.1、GB/Z20996.2.GBZ20996.3等为依据 4.1.2.7电网工程的可行性研究和初步设计应以通过评审的电力系统设计为指导,以相关电力系统技术导则为依据,并按照有关变电所,送电线路设计规范的要求开展设计设计方案应做到技术可行、经济合理、运行安全可靠、有利于统一管理和建设,并为工程的施工图设计提供依据 4.2二次部分 4.2.1概述电力二次部分应统一规划、统一设计,并与一次系统的规划、设计和建设同步进行并同步投运次部分包括继电保护,安全自动装置、调度自动化、电力通信等电网使用者的二次设备及系统应符合电网二次部分技术规范(GB/T14285,DLZ713，DL/T687等)、电力二次系统安全防护规定(国家电监会 5号令及配套文件)和信息系统安全等级保护基本要求(GB/T22239)及相关设计规程(DL/T5137. DL/T5147等). 4.2.2规划设计的主要内容规划设计的主要内容如下: 二次部分规划,包括各级电网的继电保护,安全自动装置,调度自动化,电力通信等的规划 a b并(联)网工程二次部分可行性研究二次部分设计,包括各级电网的继电保护、安全自动装置、,调度自动化、电力通信等的设计大型发电厂,变电所(换流站)的接人系统二次部分设计 d 电网的二次部分技术改造或重大技术项目专题可行性研究 e 二次部分的工程设计(包括初步设计、施工图设计、竣工图设计 4.2.3工程建设的设计原则工程建设的设计原则二次部分的规划、并(联)网可行性研究.系统设计,接人系统设计应遵循国家产业政策和技术 a 政策,在已通过评审的系统一次部分电网规划,电力系统并(联)网可行性研究,电力系统设计大型发电厂接人系统设计的基础上进行 b 统一规划,统一设计,分步实施
GB/T31464一2015 二次部分的规划,并(联)网可行性研究、系统设计、接人系统设计均应进行评审 c d 二次部分的工程建设必须有完整的工程设计工程设计须在已通过评审的并(联)网可行性研究、接人系统设计的基础上进行工程设计应遵循国家和行业的标准,规程,规范,采用先进成熟的系列产品 f 工程设计采用经科技项目立项的工程设备(系统)为蓝本时,被推荐采用的设备(系统)至少应有系统原型或实验室实测建立的模型,以确保其所提供的设备(系统)能够满足电网安全、调度运行和投资方的要求 4.2.4工程项目的建设程序工程项目的建设程序如下二次部分工程项目的建设按照基建配套工程、专项工程建设程序进行 a 二次部分的工程项目应按照规划设计,可行性研究、初步设计.施工图设计.设备采购、工程实 b 胞、竣工图设计、工程验收的顺序进行二次部分工程项目的厂站设计应随相应主体工程的设计和建设阶段进行 4.2.5工程设计评审和验收工程设计评审和验收如下初步设计(含概算)应由业主方组织评审参加评审的人员至少应包括电网调度机构等有关单位的技术人员和聘请的专家,并应将评审会议确定的评审意见上报项目审批部门批准,以作为工程设计和投资控制的依据为保证技术方案的合理性与经济性,对较复杂的系统集成项目和设备采购项目,业主方应组 b 织对技术规范书进行评审和最终确认评审人员至少应包括相关电网调度机构、技术规范书编制单位及有关单位的技术人员和聘请的专家工程竣工时,业主方应组织相应电网调度机构、设计单位、集成(供货)商和聘请的专家进行工程竣工验收 4.2.6设备采购技术要求设备采购技术要求如下与电网运行有关或并网运行后可能影响电网运行特性的设备,采购前业主方应组织包括电网 a 调度机构等有关各方对技术规范书进行评审工程竣工时,业主方应组织有关各方和聘请的专家进行工程竣工验收设备的技术性能应符合国家标准、行业标准及相应国际标准,满足技术规范书要求,并经具备 b 资质机构检测合格引进设备应通过国家认证机构的检验或测试拟并网方与电网有配合关系的设备的技术要求应与电网的技术要求相一致 4.2.7继电保护继电保护的设计原则如下遵循国家、行业标准和相关的国际标准,继电保护的配置、设计应以GB/T14285为指导,并且依据至少包括DL/T769,DL/Z713等在内的设计技术标准,规范,满足电力系统继电保护功能独立性和反事故措施要求继电保护及故障信息管理系统应统筹规划,分步实施继电保护及故障信息管理系统包括主站和子站,以调度端为主站，厂,站端为子站对下述情况应进行专题研究
GB/I31464一2015 交直流混合系统的继电保护; 1 2) 有串联补偿电容器、串联补偿电抗器和FACTS系统的继电保护; 3) 孤网运行系统的继电保护; 互联电网系统的继电保护; 4 5)出现更高一级电压等级时的保护采用新的电力控制技术和设备时的保护同塔多回线路的继电保护; 新能源大规模并网继电保护; 电气化铁路运行后对继电保护的影响 9) -次系统特殊结构或运行方式造成现有保护装置可能不满足运行要求的 10 4.2.8安全稳定控制措施及安全自动装置 4.2.8.1设计原则安全自动装置的配置应满足DL.755中关于电力系统同步运行稳定性分级标准的要求,按照统一规划、统一设计、与电厂及电网输变电工程同步建设的原则,建立起保证系统稳定运行的可靠的三道防线请足电力系统第一缀发全稳定标准要求,由系统一次刚架及继电保护装登来保证,作为系统稳 a 定运行的第一道防线 b)满足电力系统第二级安全稳定标准要求,配置切机、切负荷控制等装置,作为系统稳定运行的第二道防线确保电力系统第三级安全稳定标准要求,配置适当的失步解列装置及足够容量的低频率,低电压减负荷装置和高频率切机快关主汽门等装置,作为系统稳定运行的第三道防线 4.2.8.2稳定计算原则稳定计算原则如下 a 按DL755和GB/T26399的要求进行稳定计算,计算重点是校验第二级,第三级安全稳定标准中的故障类型根据稳定计算结果,确定安全自动装置的方案配置 4.2.8.3安全自动装置配置原则安全自动装置配置原则如下 a)采用的稳定措施主要包括稳定切机和高频率切机、发电机励磁紧急控制、火电机组快关主汽门、水电厂投人制动电阻、集中或分散切负荷,失步解列、自动低频(低压)解列、直流调制、自动低频(低压)减负荷装置等安全自动装置一般设置在厂站端当采用区域性安全稳定控制措施时,可在调度端设置监控 b 系统安全稳定控制系统(含厂站执行装置)及重要的安全自动装置应按双重化配置,通道应按不同路由实现双重化配置安全稳定控制系统和安全自动装置需单独配置,具有独立的投人和退出回路,应避兔与厂站计算机监控系统混合配置安全自动装置须满足接人电网安全稳定控制系统的技术要求,安全自动装置的运行状态应根据电网调度机构的要求上传所 10o
GB/T31464一2015 4.2.9调度自动化系统 4.2.9.1系统构成调度自动化系统是由主站调度端)系统,子站(厂站端)系统及设备,以及相应的数据传输通道和二次系统安全防护设施构成的整体主要包括以下内容主站功能 1数据采集与监控(SCADA); 2)自动发电控制(AGC); 3)自动电压控制AVC); 电力系统分析应用软件(PAs). 4 电力系统广域相量测量(wAMs)7 5 电力市场运营调度计划电能量计量" 水调自动化 8 雷电监测， 9 间歇式能源发电调度自动化 10 11燃煤机组烟气在线监测 12热电联产机组在线监测 13)并网电厂辅助服务监测与管理; 14)配电管理 15)调度生产管理 16)二次系统安全防护; 17)电力调度数据网设备; 18)相关辅助类设备(调度大屏幕、专用UPs电源和空调等)等 b子站系统及设备 1远动终端(RTU)或计算机监控系统及其远动通信工作站 2 与远动信息采集有关的变送器,交流采样测控单元(包括;站控层及间隔层设备)及相应的二次测量回路; 电能计量装置及相应的电能量远方终端; 3 相量测量装置(PMU); 1动电压控制(AVC)子站; 自 5 6 烟气在线监测子站; 热电联产机组在线监测子站水调自动化(或水情自动测报)子站; 8 发电侧报价终端; 9 10)间歇式能源发电功率预测系统; l配电网自动化远方终端、主网直供用户电力负荷管理终端 2电力调度数据网接人设备和二次系统安全防护设备; 3)卫星授时接收装置(北斗等)或其他时间同步对时装置; 4)向子站自动化系统设备供电的专用电源设备(包括不间断电源、直流电源及配电柜),及配套的附属设备(专用空调、消防设备等)等 11
GB/I31464一2015 4.2.9.2设计原则 a)遵循相关国家标准、行业标准,满足G;B/T13729,GB/T15153.1,DL/T614的要求 b 厂站端应随发电厂,变电所的设计统一进行,满足调度自动化规划和系统设计的要求变电所,集控站及发电厂新、改、扩建时,调度端系统的增加或变化部分应同步设计 c d)调度自动化系统的主要设备和通道应采用冗余配置 4.2.10电力通信 4.2.10.1设计内容设计内容如下: a)通信网的网络结构(含光缆、微波路径); 通信设备(含传输设备、接人设备、交换设备、数据网设备、视频会议设备等); b c) 通信机房(含通信电源,机房环境监测系统等) d)通信业务需求及通道组织方式; e)数字同步网; f通信网络管理系统; 应急通信系统 g 4.2.10.2设计原则设计原则如下统一规划、统一设计,分步实施; b)遵循国家、行业标准和相关的国际标准,满足DL/T544和DL/T598的要求以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提,逐步构筑电力信息传输基础平台; c d)充分考虑电力通信电路的迂回和冗余; 满足继电保护安全自动装置、调度自动化及调度电话等对信息传输实时性和可靠性的要求并网、联网与接入条件 5.1并网程序 5.1.1拟并网方应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则,签订并网调度协议互联电网各方在联网前应签订电网互联调度协议等文件并网程序中的时间顺序参见附录1 5.1.2并网调度协议的基本内容包括但不限于:双方的责任和义务、调度指挥关系,调度管辖范围界定、拟并网方的技术参数、并网条件,并网申请及受理、调试期的并网调度、调度运行、调度计划、设备检修、继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信、调频调压及备用、事故处理与调查、不可抗力、违约责任,提前终止,协议的生效与期限、争议的解决、并网点图示等 5.1.3新、改、扩建的发、输、变电工程首次并网90d前,拟并网方应向相应电网调度机构提交附录A 所列资料,并报送并网运行申请书申请书内容包括工程名称及范围 b 计划投运日期; 试运行联络人员、专业管理人员及运行人员名单; c d 安全措施 12
GB/T31464一2015 调试大纲; f 现场运行规程或规定; g数据交换及通信方式 5.1.4在拟并网方按照5.1.3的要求资料提交齐全后,电网调度机构在收到拟并网方提出的厂站命名申请后的15d内,下发厂站的调度命名 5.1.5电网调度机构在收到拟并网方提出一次设备命名、编号申请及正式资料后的30d内,下发相关设备的命名和编号设备编号和命名程序参见附录C 5.1.6电网调度机构应在收到并网申请书后35d内予以书面确认如不符合规定要求,电网调度机构有权不予确认,但应书面通知不确认的理由 5.1.7拟并网方在收到并网确认通知后20d内,应按电网调度机构的要求编写并网报告,并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和工作程序电网调度机构应在首次并网日前20d内对电厂的并网报告予以书面确认 5.1.8电网调度机构收到并网申请并确认后,完成下列工作在首次并网日30d前向拟并网方提交并网启动调试的有关技术要求 a 根据启动委员会审定的调试大纲和启动方案,编制调试期间的并网调度方案 b 在首次并网日(或倒送电)5d前向拟并网方提供电厂送出线路、高压母线,主变中性点接地方式和后备保护切除时间等的继电保护定值单;涉及实测参数时,则在收到实测参数5d后,提供继电保护定值单发电机失步保护,频率电压保护,失磁保护等涉网保护定值单经试验后由拟并网方报调度机构备案在首次并网日30d前向拟并网方提供通信电路运行方式单,双方共同完成通信电路的联调和 D 开通工作在首次并网日7d前,双方共同完成调度自动化系统的联调 ee f 其他相关工作 5.1.9首次并网日5d前,电网调度机构应组织认定本标准规定的拟并网方并网条件当拟并网方不具备并网条件时,电网调度机构应拒绝其并网运行,并发出整改通知书,向其书面说明不能并网的理由拟并网方应按有关规定要求进行整改,符合并网必备条件之后方可并网 5.1.10拟并网方根据启动并网调度方案和有关技术要求,按照电网调度机构值班调度员的调度指令完成并网运行操作 5.1.11需进行系统联合调试的,拟并网方应提前7d向电网调度机构提出书面申请,电网调度机构应于系统调试前一日批复 5.1.12首次并网前,拟并网方应与电网企业根据平等互利、协商一致的原则,签订有关购售电合同或供用电合同 5.1.13新机组在进人商业运行前,发电企业应完成附录B包含的系统调试工作;调试结束后,向电网调度机构提供详细的调试报告,经电网调度机构组织评审合格 5.1.14风电场,光伏电站并网后,发电企业应在电网调度机构规定的时间内完成并网检测工作,检测内容包括风电场,光伏电站的电能质量、有功功率/无功功率调节能力、低电压穿越能力等电网调度机构依据风电场,光伏电站的并网检测报告进行并网特性评价,批准符合并网技术标准的风电场,光伏电站投人正式并网运行 5.2应满足的电网技术特性和运行特性 5.2.1电网调度机构有义务协调和调整所有并人电网的发电厂、电网和用户的设备运行方式,以保证并网点电力系统的技术,运行特性满足下述要求同时,电网内的发电厂电网和用户有义务按照相关电网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 13
GB/T31464一2015 5.2.2电网频率偏差电力系统的标准频率为50Hz,其偏差应满足GB/T15945的要求 5.2.3特殊情况下,系统频率在短时间内可能超过正常范围按照DL/T970的规定,发电厂和其他相关设备的设计应保证发电厂和其他相关设备运行特性满足以下要求: a)在48.5Hz一50.5Hz范围能够连续运行 D 在48Hz一48.5Hz范围内,每次连续运行时间不少于300s,累计运行不少于300min e) 在50.5Hz51Hz范围内,每次连续运行时间不少于180s,累计运行不少于180tmin 52.4电网电压偏差在电力系统的每个并网点电力系统电压偏差应符合GB13325相sD325的要求在事故等特殊情况下,电力系统电压可以不受上述标准限制 5.2.5电压波形质量电网使用者向电网注人的谐波和间谐波应当不超过国家标准和电力行业标准接人电力系统的所有设备,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: a)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)电力系统谐波应符合 GB/T14549要求; 三相不平衡电力系统三相不平衡量应符合GB/T15543的要求; b 电压波动接人设备对并网点电压波动的影响应符合GB12326的要求 c) 5.3通用并(联)网技术条件 5.3.1人员要求调度机构值班人员和拟并网方有权接受调度指令的运行值班人员均须具备上岗值班资格资格认定由相应的电网调度机构组织进行 5.3.2继电保护 5.3.2.1并(联)网前,除满足工程验收和安全性评价的要求外,继电保护还应满足下列要求应统一并(联)网界面继电保护设备调度术语,交换并(联)网双方保护设备的命名与编号,书面 a 明确相关保护设备的使用和投退原则;并(联)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理规定,建立继电保护技术监督机制 b 明确有关发电机的开机方式,变压器的中性点接地方式,并按规定执行双方已书面明确并(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应与相关一次设备同步投人运行 5.3.2.2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与电网运行有关的继电保护设备应按有关继电保护及安全自动装置检验的电力行业标准及有 5.3.2.3 关规程进行调试,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人运行 5.3.2.4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.电网金业的反事故措能规定以及有关继电保护技术监督的规定 5.3.2.5新投继电保护装置应满足所在电网继电保护运行管理规程的要求.以及所在电网的微机型保护和故障录波器软件版本管理规定 5.3.2.6继电保护整定计算的基本工作原则和程序包括 14
GB/T31464一2015 a)继电保护的整定计算遵循DL/T559,DL/T584、DL/T684等标准所确定的整定原则 b)网与网网与厂的继电保护定值应相互协调拟并网方应在首次并网日90d前向所属电网调度机构提供附录A规定的资料 c d 在首次并网日(或倒送电)5d前向拟并网方提供继电保护定值单;涉及实测参数时,则在收到实测参数5d后,提供继电保护定值单 5.3.2.7并(联)网前应通过的调试及有关试验见附录B 5.3.3电力通信 5.3.3.1并网双方的通信系统应能满足继电保护,安全自动装置、,调度自动化及调度电话等业务的要求 5.3.3.2 拟并网方至电网训度端之间应具备两条及以上独立路由的通信通道 -条输电线路上的两套继电保护或安全自动装置信号应采用两条完全独立的通信通道传 5.3.3.3同- 送,配备两套独立的通信设备,并由两套独立的电源供电 5.3.3.4拟并网方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 5.3.3.5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,任何接人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 5.3.3.6拟并网方的通信设备应配备监测系统,并能将设备运行工况、告警信号等传送至相关通信设备的运行管理部门或有人值班的地方 5.3.3.7拟并网方设有独立通信机房的通信设备应配置通信专用电源系统供电通信专用电源系统应由输人电源、整流器和蓄电池组组成,具有两路输人电源 5.3.3.8拟并网方所用通信设备应符合国际标准、,国家标准、电力行业标准及相应的相关技术运行管理规定,满足通信网组网与管理要求;通信设备的接人方案和技术规范应通过相应的电网通信主管部门审查 5.3.3.9并(联)网前应完成的资料及信息交换见附录A 5.3.3.10并(联)网前应通过的调试及有关试验见附录B 5.3.4调度自动化 5.3.4.1拟并网方应装备4.2.9.1b)所列系统及设备,其性能、指标和通信规约应符合国家和电力行业的有关技术标准 5.3.4.2拟并网方接人调度自动化系统及设备应符合国家电力监管委员会第5号令和相关规定等要求 5.3.4.3拟并网方接人调度自动化系统的4.2.9.1b)所列系统及设备应与系统一次设备同步完成建设、调试、验收与投运,以确保附录A2.4b)所列调度自动化信息完整、准确、可靠、及时地传送至相关电网调度机构 5.3.4.4拟并网方的新、改扩建设备启动投产前,应完成其与相关电网调度机构4.2.9.1a)所列调度端系统的联调,测试和数据核对等工作 5.3.4.5相关电网调度机构EMS之间应实现实时计算机通信;为保证网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 5.3.4.6拟并网方的调度自动化数据传输通道,应具备两个及以上独立路由的通信通道,其质量和可靠性应符合国家、电力及有关行业相关标准 5.3.4.7并(联)网前应完成的资料及信息交换见附录A 5.3.4.8并(联)网前应通过的调试及有关试验见附录B. 15
GB/I31464一2015 5.4分类并(联)网条款 5.4.1互联电网的联网条件 5.4.1.1互联电网各方应在联网前签订《互联电网调度协议》协议中应包括: a 有功功率和无功功率的控制原则各电网企业黑启动方案的配合方式,运行管理职责和今后整个互联电网黑启动总方案的制定 b 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)互联电网安全自动装置,电力系统稳定器(PSS)的配置原则,实施,协调方式和运行管理职责 e)联络线控制原则 5.4.1.2 互联电网备方应拨照我.6.3进行无功电压控制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 5.4.1.3 5.4.1.4互联电网各方应根据电网互联带来的变化,修正本网的自动低频、低压减负荷方案各方的低频、低压减负荷及高频切机方案必须满足解列后的减负荷或切机容量要求,必要时可在联网线路上设置低频、低压解列装置 5.4.1.5互联电网各方应根据稳定计算及整定结果在适当地点投人PsS装置和振荡解列装置,提高电网稳定水平 5.4.1.6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自动装置联网处装设的安全自动装置由所在电网企业负责管理 5.4.2火力,水力、核电发电厂并网技术条件 5.4.2.1总体要求新机投产或增容改造后,电气一次设备的交接或检修试验项目应完整,符合有关标准和规程规定符合国家产业政策和环境保护政策,符合国家标准和行业标准 5.4.2.2断路器发电厂与电网连接处均应装设断路器,断路器应满足下列技术条件 a)遮断容量符合装设点开断短路电流的技术要求 b 三相故障清除时间 330kV及以上设备不大于90nms; 110kV一220kV设备不大于120ms e设备应配有后备保护 d)对于分,合操作频繁的抽水蓄能电厂主断路器,应比常规电厂的主断路器在开断容量和次数上考虑更充足的设计裕量 5.4.2.3发电机组性能的要求 5.4.2.3.1一般性能要求发电机组须装设连续式自动电压调节器(AVR),其技术性能应符合GB/T7409.17409.3和 a DL/T583、DL/T843的要求;应有V/Ha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 b100Mw及以上火电、核电机组和燃气机组、40Mw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 16
GB/T31464一2015 电力系统稳定器(PSS)的定值由电厂委托有资质的试验单位试验和审核后,报电网调度机构确定,电力系统稳定器的投人与退出按调度命令执行附加无功调差定值、低励磁限制定值电厂经调差试验及发电机进相试验确定后,报电网调度机构备案;V/Hz(过磁通)限制过励磁限制、过励磁保护的定值由电厂确定,报电网调度机构备案发电机组须装设调速器,并具备一次调频功能 f 发电厂提供的无功补偿装置应在并网调度协议中明确系统频率在50.5Hz48.5Hz变化范围内机组应连续保持稳定运行,系统频率下降至48Hz g 时有功功率输出减少一般不超过5%机组额定有功功率发电机应具备因系统高频作为被切对象的条件高频切机方案应利用时间元件与频率元件的组合,分轮次动作,避免电网高频运行期间电厂机组被同时切除在电力系统减负荷过程中频率异常保护不应解列发电机,防止出现频率连锁恶化发电机组正常调节速率一般不小于1%机组额定有功功率/min;火电机组的调峰能力应满足所在电网电源结构和负荷特性对调峰的需求，一般不小于50%机组额定有功功率,并在并网调度协议中明确热电比、年度总效率符合国家热电联产标准的供热机组按照“以热定电”的原则确定机组的调峰能力发电机吸收无功功率的能力发电机须具备按照电网要求随时进相运行的能力发电机的功率因数应能在设计的功率因数范围内进行调整,且调整的频度不应受到限制,100Mw及以上机组在额定出力时超前功率因数应能达到cos=0.95一0.97 额定功率100Mw及以上的发电机应通过进相试验确认从50%~100%额定有功功率情况下(一般取3个一4个负荷点)吸收无功功率的能力及对电力系统电压的影响电厂应根据发电机进相试验绘制指导进相运行的PQ图,编制相应的进相运行规程,并报送电网调度机构备案抽水蓄能机组在发电调相和抽水调相工况运行时应满足上述无功调整要求 k)并网发电机组均应参与一次调频对机组一次调频基本性能指标的要求包括死区 1 电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在士0.033Hz内机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在士0.10Hz内水电机组死区控制在士0.05Hz内转速不等率:火电机组和燃机为4%5%,水电机组不大于4% 2 3 火电机组最大负荷限幅为不小于机组额定容量的6%,额定负荷运行的机组应参与一次调频增负荷调节;水电机组最大负荷限幅为不小于机组额定容量的10% 机组一次调频减负荷方向可不设下限 4 投用范围;机组核定的出力范围 5 响应行为包括: 当电网频率变化超过机组一次调频死区时,火电机组一次调频响应时间应小于3s 额定水头在50m及以上的水电机组,其一次调频响应时间应小于4s,额定水头在 50m以下的水电机组,其一次调频响应时间应小于10s. 煤电机组达到50%目标负荷的时间应大于6s,达到75%目标负荷的时间应不大于 15s,应在30s内根据机组响应目标完全响应燃气机组和水电机组达到90%目标负荷的时间应不大于15s,应在30s内根据机组响应目标完全响应在电网频率变化超过机组一次调频死区的60s内,机组实际出力与机组响应目标的偏差应符合发电机组一次调频性能评价标准的要求 D 200MIw新建100Mw)及以上火电(不含背压式热电机组)和燃气机组,40Mw及以上非灯 17
GB/I31464一2015 泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组应具备自动发电控制(AGC)功能,参与电网闭环自动发电控制发电机组月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如下采用直吹式制粉系统的火电机组 AGC调节速率不小于1.0%机组额定有功功率 min; AGC响应时间不大于60s 采用中储式制粉系统的火电机组 AGC调节速率不小于2%机组额定有功功率" mln AGC响应时间不大于40、 3 采用循环流化床锅炉的火电机组 AGC调节速率不小于1.0%机组额定有功功率 min; AGC响应时间不大于60s m 在辅助燃气轮机或备用柴油机启动后的2h内,黑启动发电机组应能与系统同期并列机组须具备执行AvC功能的能力,能根据电网调度机构下达的高压侧母线电压控制目标或 n 全厂无功总出力,协调控制机组的无功出力;机组AVC装置应具备与电网调度机构EMS系统实现联合闭环控制的功能水轮发电机组的一般性能应满足相关标准GB/T7894,DL/T730和DL/T75l 抽水蓄能电厂发电工况启动成功率不小于95%,抽水工况启动成功率不小于90% p 发电机组附属设备变频器应具备在电网发生故障的瞬态过程中保持正常运行的能力 g 5.4.2.3.2关于发电机组非正常运行能力的要求: 发电机组的非正常运行能力应符合DL/T970等国家和行业有关标准的要求发电机频率异常的运行电力系统自动低频减负荷的配置和整定应保证电力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,并对每个频率分别进行累 14285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计按GB/T 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,但必须符合表1规定的每次允许时间汽轮发电机的高频率保护应与系统侧高频率切机装置配合,同时应满足机组允许高频运行的技术条件(即与发电机调速系统的电超速保护OPC配合) 该保护宜动作于信号,必要时动作于解列,灭磁或程控跳闸发电机高频率定值高于51.5Hz时动作时限不应低于15s 表1汽轮发电机频率异常允许运行时间频率范围累计允许运行时间每次允许运行时间 Hz" min 51.0以上51.5 >30 >30 50.5以上一51.0 >180 >180 48.5一50.5 连续运行 48.5以下一48.0 >300 >300 48.0以下47.5 >60 >60 47.5以下~47.0 >10 >20 47.0以下一46.5 >2 >5 对于事故后可能在孤网中运行的发电机组,应在保证机组安全的前提下,对孤网中的机组设置 18
GB/T31464一2015 不同整定值和延时的OPC保护,以提高事故后孤立电网稳定运行的能力核电厂的汽轮发电机也应符合上述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当地电网运行控制要求抽水蓄能机组应在水泵工况下根据电力系统频率设置低频切机保护装置,确保当电力系统频率降低时,水泵工况运行的蓄能机组能够紧急停机此外,还应具备抽水工况直接转发电运行的能力对以前投人电力系统运行的机组,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表1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发电机失步运行 b 为保证局部小网的稳定运行,当引起电力系统振荡的故障点在发变组外部时,透平型发电机应当能够承受至少5个20个振荡周期,以使电力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现有运行机组如不能完全满足上述规定,应与制造部门协商确定运行条件水轮发电机承受失步振荡运行能力应满足当地电网运行控制要求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/T7064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,可带到额定有功功率的60%,此时定子电流不超过1.0倍~ 1.1倍额定值,失磁异步运行不超过20 直接冷却的发电机300MW及以下机组可以在失 min 磁后60s内减负荷至额定有功功率的60%,90s内降至40%,在额定定子电压下带额定有功倍时,发电机总的失磁运行时间不超过15min 功率的0%,定子电流不超过10份 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下列条件时,通常可以进人短时异步运行 1电网有足够的无功容量维持合理的电压水平; 27 机组能迅速减少负荷(应自动进行)到允许水平; 3 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,则机组应当与电网解列水轮发电机不允许失磁异步运行电网调度机构应当与电厂就具体机组失磁后可能的运行方式达成协议不平衡负荷 d 每台发电机都应满足GB755一2008中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GB7552008的规定时,电网企业、发电企业及用户应协商签订特殊供电协议误并列和单相重合闸发电机组在允许寿命期间应可以承受至少5次180"误并列,或者2次120"误并列除发变线组接线方式发电机外,发电机运行应不受高压线路单相重合闸影响抽水蓄能机组应考虑满足发电、抽水两种不同工况下误并列时的要求 5.4.2.3.3水电厂并网运行时应向电网调度机构实时传送以下水库运行相关信息流域内相关水,雨情信息重要雨量站实时雨情; 1 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: 19
GB/I31464一2015 水库坝上、坝下水位,出,人库流量及发电引用流量 1 2)泄洪设施运行信息及相应泄流量; 3)供水等综合利用信息; 4！水库沙情、冰情等 5.4.2.3.4对发电机AGC的要求: 概述: a 15.4.,2.2.1k)所列机组应具备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5.4.2.2.1k)所列基本指标规定的要求和并网调度协议规定的要求; 在机组商业化运行前,具备AGC功能的机组应完成与相关电网调度机构EMS主站系统 AGC功能的闭环自动发电控制的调试与试验,并向电网调度机构提交必要的系统调试报告,其性能和参数应满足电网安全稳定运行的需要未经电网调度机构批准,并网运行的AGc机组不能随意修改AGc机组运行参数; 4 5)机组AGC功能修改后,应与电网调度机构的EMS重新进行联合调试、数据核对等工作满足并网调度协议规定的要求后,其AGC功能方可投人运行 b)对参与AGC运行发电厂机组)的要求: AGC机组应按EMs下发的AGC调节指令调节机组功率,并使机组功率与EMs下发的 1 AGC指令偏差范围满足自动发电控制性能评价标准要求发电厂应实时将AGC机组的运行参数传输到相关电网调度机构的EMs 运行参数包 2 括:AGc机组调整上/下限值、调节速率;火电和燃气机组CS系统的“机组允许AGC运行”和“机组AGC投人/退出”的状态信号,水电机组和抽水蓄能机组自动控制系统的“允许AGC运行”和“AGC投人/退出”的状态信号等机组AGC的运行方式应具有固定运行方式、调节方式固定运行方式是指机组按计划 3 曲线运行;调节方式是指机组根据电网给定负荷运行参与AGC运行的火电和燃气机组的AGc最大调节范围为50%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0~100%全厂额定有功出力,实际运行中应避开调节范围内的振动区和空蚀区 AGcC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 5 机组处于工作状态时,对于RTU或计算机系统给出的明显异常的遥调指令(包括突然中 6 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应能做出如下处理: 拒绝执行该明显异常指令,维持原状态; 保持原正常指令8s30s(可调整),以等待恢复正常指令; 30s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” 8s RTU复位、故障时,计算机监控系统应保持电网调度机构原给定遥调指令值不变，直到接受新的指令 7刀水电厂和抽水能电厂的计算机监控系统分配给各机组的指令应能自动避开机组的振动区和空蚀区 8 AGC机组工作在负荷控制方式时,机组的调整应考虑频率约束,当频率超过(50士0.1)H2 该值根据电网要求可随时调整)范围时,机组不允许反调节 AGC发送指令的周期:火电不大于30s,水电不大于8s 9 发电厂与电网调度机构EMS主站系统AGC信息通信的要求 1发电厂RTU或计算机监控系统与电网调度机构EMS主站系统的通信规约应满足相关 20
GB/T31464一2015 标准和电网调度的要求; 发电厂RTU或计算机监控系统应正确传送电厂信息到电网调度机构EMSs主站系统,正确接收和执行EMS主站系统下发的AG;C指令; 电网调度机构与发电厂之间应具备两个独立路由的通信通道,通道质量和可靠性应符合国家,电力及有关行业的相关标准 5.4.2.3.5对发电机AVC的要求: 概述: a 并网运行机组应具备AVC功能,AVC装置应具备与电网调度机构EMS系统实现联合闭环控制的功能; 2)机组AVC调整性能与运行参数应满足并网调度协议规定的要求 3)在机组商业化运行前,具备AVC功能的机组应完成与相关电网调度机构EMS主站系统 AVC功能自动电压闭环控制的调试与试验，并向电网调度机构提交必要的系统调试报告，机组Avc功能修改后,应与电冈调度机构的EMs重新进行联合调试.数据核对等工作满足并网调度协议规定的要求后,其AVvC功能方可投人运行 b)对参与AvC运行发电厂(机组)的要求 AvC机组应按EMs下发的AvC调节指令调节机组的无功功率; 1 电厂Avc子站(机组)运行定值/调节参数应按照相应电网调度机构“机组自动电压控制 2 (AVvC)”的规定运行,未经调度机构批准,电厂不准自行修改Avc子站(机组)运行定值调节参数; 发电厂应实时将AvC机组的运行参数和AvC状态信号(如,AVvC投人/退出/闭锁等状 3 态信号)通过数据通道准确、,可靠传输到相关电网调度机构的EMS; 机组Avc的月可投人率、调节合格率等运行指标应达到并网调度协议规定的要求 5.4.3可再生能源发电厂(场,站)并网技术条件 5.4.3.1风电场并网技术条件 a)风电场应满足GB/T19963的要求 b) 风电场采用的所有风电机组均应按《风电机组并网检测管理暂行办法》的要求通过并网检测，检测内容包括电能质量、有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力、电网适应性检测和电气模型验证风电场配置的无功调节设备应能够满足各种发电出力水平和接人系统各种运行工况下的稳态、暂态、动态过程的无功和电压自动控制的要求风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿越能力相匹配,确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网在故障引起电压跌落期间,风电机组不能从电网吸收无功 d)风电场内汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式,并配置相应保护快速切除汇集线路的单相故障汇集线系统中的母线应配置母差保护 5.4.3.2光伏电站并网技术条件光伏电站应满足GB/T19964的要求 a b)光伏电站采用的所有逆变器均应通过电能质量、有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力、电网适应性检测和电气模型验证光伏电站配置的无功调节设备应能够满足各种发电出力水平和接人系统各种运行工况下的稳态、暂态、动态过程的无功和电压自动控制要求光伏电站的无功动态调整的响应速度应与逆变器的高电压穿越能力相匹配,确保在调节过程中逆变器不因高电压而脱网 21
GB/T31464一2015 d 光伏电站内汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式,并配置相应保护快速切除汇集线路的单相故障汇集线系统中的母线应配置母差保护 5.4.3.3其他类型的可再生能源电发厂(场、站)应满足国家和行业相关并网技术标准的要求 5.4.4直流输电系统的技术条件 5.4.4.1直流输电系统控制保护仿真试验直流输电系统联网前,其控制保护系统性能应通过实时仿真试验的检验 5.4.4.2直流输电系统调试对直流输电系统调试的要求联网的直流输电系统应通过直流系统调试,验证其性能符合设计和运行要求调试报告和实 a 测数据应报相关的电网调度机构直流输电系统的稳态性能、暂态性能、动态性能应符合相关的国家或国际标准;如有特殊要 b 求,应在工程技术规范书中明确直流系统的可听噪声,交流侧谐波干扰、直流侧谐波干扰、电力线载波(PLC)干扰、无线电干扰、损耗等指标应符合相关的国家或国际标准相联系统条件 5.4.4.3 相联系统条件如下与换流站相联的交流系统应满足直流输电系统运行技术要求交流系统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 b)换流站的无功补偿设备,除提供换流器所需的无功功率外,还需滤除换流器产生的谐波,并根据直流输送的功率分组投切为防止过应力损坏设备,应采用最小滤波器组限制和自动降负荷措施 5.4.5主网直供用户并网的技术条件 5.4.5.1相关数据资料要求相关数据资料要求如下主网直供用户需向电网企业及其调度机构提供如下参数;用户名称及地理位置、用电计量点、 a 并网点、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 b 电力负荷管理系统资料;直供区内受电变压器容量在500kVA及以上,315kVA500kVA、 100kVA一315lkVA按负荷性质分类清单;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 5.4.5.2实时信息及计量实时信息及计量要求如下: 主网直供用户应具备向电网调度机构提供遥信、,遥测信息的设备和通道,能够向电网调度机构传送用电有功功率、无功功率,电压、电流、并网点断路器及隔离开关状态等实时信息 b 主网直供用户的关口电能量计量点设在并网线路的产权分界处,关口电能量计量点处应安装具有准确度符合要求的双向,分时功能的有功、,无功电能表,满足交易时段要求;应安装电能量 22
GB/T31464一2015 远方终端,将电能量信息上传至电网调度机构的电能量计量系统 5.4.5.3技术条件技术条件如下 a)主网直供用户的生产,生活负荷在配电上应分开 b 应装设无功补偿装置及自动电压控制装置根据相关规程,规定配备足够的无功补偿装置; 1 2 主网直供用户的功率因数在大负荷方式下不得低于0.95; 无功补偿装置可投率、投运率应满足电网运行的要求， S 具备无功电压考核所需的关口点无功功率数据(要求是电能量计量系统数据); 4！自动电压控制装置可实现就地和调度端控制投切功能 5 应在所有关口处安装电力负荷管理终端已采用电力调度自动化系统采集关口数据的,也可用于负荷管理主网直供用户应具备一定的负荷调节能力,并具备谐波抑制能力,根据电网调度机构的要求装设并投人自动低频低压减负荷装置,以满足负荷控制的需要 5.4.6并(联)网安全运行要求并(联)网安全运行要求如下电网使用者与电网企业应在有关协议中详细划分每个并(联)网设备的产权,维护及安全责任分界点如未规定或规定不明确的,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、维护及安全责任分界点电网使用者与电网企业应以统一格式,书面说明并(联)网点处的设备和装置的所有权及其责 b 任主要包括以下几个方面: 设备和装置的产权; 设备和装置的控制权; 设备和装置的运行权; 设备和装置的维护义务; 并(联)网点处各单位的安全责任电网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,努力提高安全运行水平 d)对已并人电网且对电网安全稳定运行有影响的设备,应进行安全性评价工作根据有关法律法规、行业标准,电网企业,电网使用者均应制定安全监督和技术监督规定;电网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电网企业应根据国家有关部门颁发的安全生产全生产法规、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企业,电网使用者应按设备产权和运行维护责任划分,按时贯彻落实反事故措施要求 g)电网使用者应按电网调度机构的要求参加电网联合反事故演习 h)电网使用者应根据电网的安全稳定运行要求编制和完善反事故预案并报电网调度机构备案并网发电厂应制订全厂停电事故处理预案并报电网调度机构备案确定为电网黑启动电源的发电厂应满足相应的技术要求,每年进行电厂黑启动试验,试验后 1个月内将黑启动试验报告报电网调度机构审核 5.5新设备启动 5.5.1拟并网方应向电网调度机构报送新设备资料 23
GB/T31464一2015 5.5.2电网调度机构负责新设备启动并网调度方案的编制和协调组织实施 5.5.3拟并网方根据新设备启动并网调度方案完成启动准备工作,并按照电网调度机构值班调度员下达的调度指令执行启动操作电网运行 6.1 总则总体要求如下 a)电网实行统一调度、分级管理 b)电网运行的组织,指挥、指导和协调由电网调度机构负责各级电网企业和电网使用者应严格遵守所在电网的调度管理规程 d)电力系统设备的运行应遵循DL/T741,DL/T751、,DL516,DL/T559,DL/T544标准对于已经建立电力市场的电网,还应遵守相应的电力市场运营规则及其配套规定 6.2负荷预测 6.2.1概述 6.2.1.1负荷预测是保证电力供需平衡的基础,并为电网电源的规划建设以及电网企业、电网使用者的经营决策提供信息和依据 6.2.1.2负荷预测分为长期、中期短期和超短期负荷预测,预测对象包括系统负荷和母线负荷,由电网企业负责组织编制 6.2.1.3大用户应根据有关规定,按时报送其主要接装容量和年、月用电量预测及日用电负荷变化过程 6.2.2中长期负荷预测 6.2.2.1中长期负荷预测包括年度、5年和10年等的负荷预测 6.2.2.2年度负荷预测应按月给出预测结果,5年及以上期负荷预测应按各水平年给出预测结果 6.2.2.3中长期负荷预测应以年度预测为基础,按月(季)度跟踪负荷动态变化,5年期负荷预测应每年滚动修订一次 6.2.2.4中长期负荷预测应至少包括以下内容年(月)电量 a b)年(月)最大负荷 e)分地区年(月)最大负荷 D 典型日、周负荷曲线,月年负荷曲线年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差年最大负荷利用小时数、典型日平均负荷率和最小负荷率 6.2.2.5年度负荷预测应至少采用连续3年的数据资料,5年及以上负荷预测应至少采用连续5年的数据资料在进行负荷预测时应综合考虑社会经济和电网发展的历史和现状,包括电网的历史负荷资料 a b国内生产总值及其年增长率和地区分布情况电源和电网发展状况 c d)大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量水情、气象等其他影响季节性负荷需求的相关数据 e 2
GB/T31464一2015 6.2.3短期负荷预测短期负荷预测要求如下 a)短期负荷预测包括从次日到第8d的电网负荷预测 b 短期负荷预测应按照96点编制,96点预测时间为;0:15一24:00. 各级电网调度机构在编制电网负荷预测曲线时,应综合考虑工作日类型、气象、节假日、社会大 c 事件等因素对用电负荷的影响,积累历史数据,深人研究各种因素与用电负荷的相关性各级电网调度机构应实现与气象部门的信息联网,及时获得气象信息,建立气象信息库 6.2.4超短期负荷预测超短期负荷预测要求如下 a)预测当前时刻的下一个5min或10min或15min的用电负荷在实时用电负荷的基础上,结合工作日、休息日等日期类型和历史负荷的特性,完成超短期负 b 荷预测 6.2.5母线负荷预测母线负荷预测要求如下母线负荷预测包括从次日到第八日的母线有功负荷和无功负荷预测 a b)短期母线负荷预测应按照96点编制,96点预测时间为:0015一24;00;超短期母线负荷预测当前时刻的下一个5min或10min或15min的母线负荷各级电网调度机构在进行电网母线负荷预测时,应采用统一,规范的电网母线负荷模型,以便于相互校验下级电网调度机构管辖的母线负荷模型(母线负荷名称、参数等)发生变化时应根据上级调度有关规定提前上报母线负荷预测应综合考虑日期类型工作日、休息日、节假日等)、气象、社会大事件、网络拓扑变化以及负荷转供等因素对母线负荷的影响,积累历史数据,深人研究各种因素与母线负荷的相关性 6.2.6主网直供用户的负荷申报要求主网直供用户的负荷申报要求如下 a)主网直供用户应根据有关规定,按时报送其主要接装容量和年用电量预测,按时申报其下一年度的年用电计划、下一月度的月用电计划和次日的日用电计划年用电计划包括年用电量、,双边购电合同电量,分月电量、年最大负荷,年最小负荷、年最大 b 峰谷差、每月典型日的用电负荷曲线及年度检修计划月用电计划包括月用电量、双边购电合同电量、月最大负荷、月最小负荷月最大峰谷差、平均峰谷差,典型目用电负荷曲线及月度检修计划日用电计划包括日用电量、日用电负荷曲线,该用电负荷曲线的负荷率不能低于电网的用电负荷率 6.3 设备检修 6.3.1概述 6.3.1.1应开展设备状态检修管理,加强提前诊断和预测工作,按照应修必修、修必修好、一次停电综合 25 S

电网运行准则GB/T31464-2015简介

随着我国电力工业的快速发展，电网运行准则的制定和实施变得尤为重要。其中，电网运行准则GB/T31464-2015是一份具有指导性和约束性的技术规范，由全国电力标准化技术委员会制定并于2015年发布实施。该准则对于保障电力系统的安全、稳定、高效运行，推动电力工业的可持续发展起到了至关重要的作用。

GB/T31464-2015的主要内容

电网运行准则GB/T31464-2015包含了10个章节，分别为：总则、电网安全与应急管理、电网调度管理、电能计量管理、电压与无功控制、频率与动态稳定控制、电力市场交易、电力系统保护与自动化、输电线路及变电站建设管理、其他规定等。其中，涉及到电力安全方面的内容占比较大，包括电力系统的运行、检修、改造等方面。此外，控制电力系统频率、电压、无功功率等方面的内容也得到了比较详细的规定。

GB/T31464-2015的意义

电网运行准则GB/T31464-2015的出台，对于保障电力系统的安全、稳定、高效运行发挥了重要作用。它为电力系统的建设、运行和管理提供了明确的技术标准和操作规程，为电力工业的可持续发展提供了有力支撑。同时，它还可以促进电力市场交易的合理有序进行，增强电力市场的竞争力度。

总结

电网运行准则GB/T31464-2015是一份非常重要的技术规范，它对于维护电力系统的安全、稳定、高效运行具有重要意义。各级电力企业应该认真贯彻执行该准则，不断完善电力体系的建设、运行与管理，为我国电力工业的可持续发展做出更大的贡献。