发电工程并网服务指南(第二版)

1、 直调系统新建发电机组并网调度服务指南（第二版）中国南方电网电力调度通信中心2009年3月目 录一、总则11、编制目的12、适用范围13、服务内容14、依据文件1二、电厂并网应具备的技术条件2三、并网调度主要工作3（一）并网调度工作程序3（二）调度服务内容31、参与电厂规划及设计评审32、收集电厂有关技术资料43、组织并网调度协议的谈判与签订54、下达调度命名编号并划分调度管辖范围55、审核启动调试方案56、继电保护相关工作67、安自装置相关工作68、通信相关工作69、调度自动化相关工作710、电厂运行人员调度业务培训和资格认定711、启动必备条件审查及启动申请批复712、启动及试运行的调度指

2、挥8四、有关说明8五、附件8附件1 需报送的参数表格8附件2 需要报送的资料、文件19附件3 需要报送的有关试验报告20附件4 电厂启动必须具备的条件20附件5 机组并网有关试验要求21附件6 通信接口容量基本需求及设备性能指标要求21附件7 调度自动化有关要求24附件8 启动调试方案主要内容25附件9 并网调度事务联系方式26一、总则1、编制目的为了促进新建发电机组并网调度工作的规范、高效进行，以保障电力供应和系统安全，特编制本服务指南。2、适用范围本服务指南适用于南网总调直接调度的新建（改建、扩建）发电机组的启动并网管理和启动试运行工作，包括发电机组及其升压变电站的一、二次设备。3、服务内

3、容（1）参与电厂规划及设计评审。（2）协调电厂报送投产资料。 （3）组织签订并网调度协议。 （4）下达调度命名编号并划分调度管辖范围。 （5）审核启动调试方案。（6）划分整定计算范围，计算并下达有关继电保护定值，下达保护及其通道命名，下达500kV变压器中性点接地方式，配合电厂继电保护故障信息系统子站接入南网总调主站的联调。（7）计算并下达有关安全自动装置定值，必要时组织联合调试。（8）配合完成通信系统的调试、开通。（9）配合进行调度自动化系统（含水调自动化系统）联调。（10）组织电厂运行人员调度业务培训和资格认定。（11）审核启动必备条件，受理并批复电厂上报的启动申请。（12）负责启动的方式

4、安排和调度指挥。4、依据文件（1）电网调度管理条例（国务院第115号令）（2）电力安全生产监管办法（电监会2号令）（3）发电厂并网运行管理规定（电监市场200642号）（4）电力系统安全稳定导则（电力行业标准DL755-2001）（5）电力系统安全稳定控制技术导则（电力行业标准DL/T723-2000）（6）节能发电调度办法实施细则（试行）（发改能源20073523号）（7）中国南方电网电力调度管理规程（Q/CSG 2 1003-2008）（8）南方区域电厂并网运行管理若干指导意见（试行）（南方电监安全200627号）（9）中国南方电网有限责任公司继电保护管理规定（CSG/MS0806-200

5、5）（10）中国南方电网安全自动装置管理规定（CSG/MS0810-2005）（11）中国南方电网有限责任公司通信管理规定（CSG/MS0808-2005）（12）中国南方电网电力调度数据网络管理办法（调通20052号）（13）中国南方电网电力系统交换网运行管理规定（调通20058号）（14）中国南方电网光通信管理规定（调通20058号）（15）南方电网通信电源运行管理办法（调通200810号）（16）中国南方电网有限责任公司调度自动化管理规定（CSG/MS0809-2005）（17）中国南方电网500kV继电保护配置及选型技术原则（南方电网调20041号）（18）中国南方电网安全稳定控制系统

6、入网管理及试验规定（CSG/MS0805-2005）（19）中国南方电网自动发电控制（AGC）调度管理规定（调自20063号）（20）南方电网并网燃煤机组脱硫在线监测系统技术规范（试行）（调自20088号）（21）南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范（调自200619号）（22）中国南方电网水库调度管理规定（试行）（南方电网调200815号）（23）电网运行规则（国家电力监管委员会令第22号）（24）电网运行准则（电力行业标准DL/T1040-2007）二、电厂并网应具备的技术条件电厂电气一次设备、主接线方式、接入系统的二次部分应符合电网规划、设计和运行管理的要求。1、主接线方式及接入系统

7、一次的设计在保证电厂安全送出的前提下，应满足电网安全稳定运行的需要。（详见依据文件4、5）2、机组有功调整能力、无功调整能力、调速系统、励磁系统应达到设计要求，并满足电网运行要求和有关规范。（详见依据文件3、8）3、继电保护、安全自动装置、PMU及其它与电网安全稳定运行有关的监测系统应符合电力行业标准、规范以及南方电网技术要求（详见依据文件2、3、8、17、18）。现场继电保护装置和故障录波装置与保护故障管理信息系统子站的联调、保护故障管理信息系统子站与主站的联调已完毕，且信息上送无误；继电保护有签字资格的人员名单已报总调；现场已将发变组保护定值报总调备案。4、电力通信应符合电力行业标准、规范

8、及南方电网技术要求。电厂应具有两种独立的通信方式作为调度、自动化、通信、继电保护、安全自动装置的主备通道，调度数据网设备直接接入南方电网调度数据网，与电网通信网互联的通信设备的选型、配置、通信接口容量及设备性能应满足网络接入的技术指标和管理要求。（详见附件6）5、调度自动化、AGC、AVC的设计应符合电力行业标准、规范及南方电网技术要求。（详见依据文件16、19以及附件7）6、发电机组有关设备应满足节能发电调度开展烟气脱硫、热负荷及煤耗实时监测的要求。（详见依据文件6、20）7、水电厂应建成水情自动测报系统，并接入南网总调水调自动化系统，且水情信息上送无误。8、电能计量系统除向有关中调、地调传

9、送信息外，必须同时具备1路点对点专线和1路调度数据网络2种方式向南方电网公司超高压输电公司电能计量系统传送电能计量信息。通信规约为IEC870-5-102。9、参加南方电力市场的电厂还需具备以下技术条件：使用专用报价终端接入南方电网调度数据网，实现网络方式及专线方式访问电力市场技术支持系统主站；产权分界点及其它重要计量点的电能量计量数据应通过采集装置远传到南方电力交易中心指定的电能量计量系统；配备专用电话，用于交易人员与南方电力交易中心交易员语音通话。以上各项要求应在电厂接入系统设计、可行性研究、初步设计阶段予以落实，在电厂启动前进行检查。三、并网调度主要工作（一）并网调度工作程序（注：上图中

10、“启动”指设备首次并网带电，下同。）（二）调度服务内容1、参与电厂规划及设计评审（联系处室：运行方式处）为保证电厂的顺利投产及投产后厂网的安全运行，南网总调将参与电厂规划、可行性研究、接入系统设计及初步设计评审，参与与系统有关的设备选型、设计联络和设备技术规范书审查等工作。2、收集电厂有关技术资料（联系处室：总调有关处室）电厂业主单位需按附件1、附件2、附件3的要求向南网总调报送投产资料。电厂业主单位及南网总调分别指派专人统筹资料报送事宜：负责适时启动资料报送工作，督促本单位各部门按时报送或接收投产资料，掌握资料报送进度，彼此保持畅通的联系渠道，及时协调解决资料报送工作中存在的问题。电厂业主单

11、位需按本指南要求向南网总调有关处室报送投产资料，南网总调相关处室负责接收对应投产资料并审核。在每次报送资料前，电厂均应提前与总调对应处室联系确认，每次报送均应提供资料清单。报送资料的联系方式见附件9。启动前，南网总调相关处室负责核实资料的完整性，并将接收的资料移交到总调技术经济处，由其统一归档。附件2、附件3所列投产资料的报送介质均按以下原则执行：若电子资料为最终审核确定版本，且有签名及盖章，则仅报送电子资料即可，否则，需报送纸质资料，纸质资料应为最终审核确定版本，并需加盖电厂业主单位的公章。（若报送电子资料，则应以刻录光盘的形式报送，并提供所需字库，光盘背面需简要注明资料内容，并由电厂业主单

12、位负责人签名，同时注明报送日期）需报送的参数表格见附件1，共10份表格，应通过DMIS填写并上报总调（在DMIS具备条件前采用与附件2、附件3相同的报送方式），参数表报送时间要求及有关说明如下表所示：序号表格名称（附件1所列）填报时间要求备注总调负责处室1附表一：发电机参数填报表启动前3个月按设备填报运行方式处2附表二：发电机励磁系统参数填报表启动前3个月按设备填报3附表三：发电机调速系统参数填报表启动前3个月按设备填报4附表四：双绕组变压器参数填报表启动前3个月按设备填报5附表五：三绕组变压器参数填报表启动前3个月按设备填报6附表六：开关间隔参数填报表启动前3个月按设备填报7附表七：厂站PT

13、参数填报表启动前3个月按设备填报8附表八：继电保护装置情况填报表启动前3个月9附表九：线路高压电抗器参数填报表启动前3个月按设备填报10附表十：水电厂水库基本参数填报表启动前3个月本表仅适用于水电厂除报送以上10份参数表格至总调外，启动前电厂业主单位还需通过VPN登录南网总调DMIS网站（VPN用户需提前购买USB KEY，并经总调自动化处授权认证），按规定内容填写电网一、二次设备参数库，并于启动前15个工作日填写并内部审核完毕。南网总调DMIS网址为。3、组织并网调度协议的谈判与签订（联系处室：运行方式处）电厂业主单位应在启动前3个月与南网总调协商并网调度

14、协议有关事宜，协议最迟应于启动前3个工作日签订完毕。4、下达调度命名编号并划分调度管辖范围（联系处室：运行方式处）南网总调在电厂接入系统设计审查后初步划分调度管辖范围，并下达电厂及线路等主要设备的调度命名。启动前3个月南网总调在收到电厂电气安装总平面图、电气一次主接线图10个工作日内，由运行方式处下发新设备预命名编号给电厂，电厂核实无误后书面反馈总调运行方式处，南网总调以文件的形式正式下达并详细划定调度管辖范围。5、审核启动调试方案（联系处室：运行方式处）电厂应尽早与南网总调联系，确定新设备启动的原则和设备充电路径，协调电厂运行部门与调试单位编制启动调试方案。方案编制完毕须及时报送南网总调运行

15、方式处，并经其初步审核认可。电厂新设备启动调试方案包括升压站新设备的启动调试方案和机组的并网调试方案。（启动调试方案主要内容见附件8）升压站新设备的启动调试方案：启动前20个工作日，方案应正式上报南网总调运行方式处。运行方式处收到后尽快组织有关专业进行审核，必要时将组织相关单位进行讨论，或协调电厂送出工程管理单位共同编制启动调试方案。南网总调于正式收到启动调试方案17个工作日后将方案反馈电厂，由电厂报启委会批准（含送出工程启动内容的方案需经网厂双方启委会批准或经双方共同组成的启委会批准）。机组并网调试方案：电厂应在机组并网前20个工作日，将经运行部门和调试单位审核通过的机组整套调试方案及系统要

16、求有关试验（见附件5）的方案正式上报南网总调运行方式处。运行方式处组织有关专业审核与系统相关部分，并组织编制机组并网调试调度措施，于正式收到调试方案17个工作日后反馈电厂。有关调试、试验方案和调度措施须经启委会批准后方可执行。6、继电保护相关工作（联系处室：继电保护处）南网总调在按期收到电厂完整资料2个月后下发继电保护调试定值单。电厂业主单位收到调试定值单后应尽快组织电厂专业人员进行调试，发现问题应立即与总调继电保护处整定计算人员联系，调试结束后应及时填写定值单回执，并经电厂专业技术人员签字确认后传真到总调继电保护处。总调继电保护处收到调试定值单回执5个工作日后通过DMIS下发正式定值单。电厂

17、调试人员应在启动开始前3个工作日完成整定调试工作，在启动开始前由电厂运行人员在确认定值项无误后与南网总调值班调度员核对。启动前10个工作日，总调继电保护处下发保护及其通道命名，电厂业主单位根据下发的命名进行保护及通道的标识，并组织保护人员和通信人员交叉核对保护通道和通信端口所接业务是否吻合，启动前填写并提交南网总调直调系统保护及其通道配置表。启动前10个工作日应开始进行保护故障信息系统的联调，启动前3个工作日完成子站接入主站工作。7、安自装置相关工作（联系处室：运行方式处）电厂业主单位在一次设备启动前应组织开展安自装置现场调试和必要的传动试验。在安自装置挂网试运行前5天，电厂应向总调报送安自装

18、置现场调试报告、传动试验报告以及定值项目清单，总调收到以上资料后在挂网试运行前2天通过DMIS下发运行定值单，现场调试人员应按照定值单上执行时间要求，向南网总调值班调度员申请执行定值，并及时在DMIS填报定值单执行回执。8、通信相关工作（联系处室：通信处）启动前30天：电厂业主单位通过总调DMIS向总调通信处提出通信新设备接入申请和业务开通申请（包括光纤芯申请、光通信系统电路开通申请、调度交换机接入局向申请、调度数据网络设备接入申请和业务接入申请），同时登录南方电网通信资源管理系统录入相关站端资源并填报相关内容；通信处在通信资源管理系统数据录入完整的情况下，于收到申请后10个工作日内予以批复；

19、电厂业主单位应按要求组织设计、施工单位到总调通信处进行通信工程技术交底，介绍通信工程建设、新设备接入方案、各类业务通道组织、新设备运行维护单位等情况。启动前10天：电厂业主单位应完成新设备安装调试，完成通信通道开通调试并经业务使用部门验收合格；电厂需明确电厂调度号码、通信设备运行维护部门及负责人，并将名单按附件2的要求报南网总调。9、调度自动化相关工作（联系处室：自动化处）自动化新设备接入调度自动化系统联调前，电厂业主单位负责组织有关单位按经本单位批准的测试大纲完成验收测试，出具测试报告并确认具备与调度自动化系统联调的条件。自动化新设备接入调度自动化系统及计划曲线下载功能联调工作，由电厂业主单

20、位负责组织协调设备厂家和运行部门，南网总调自动化处配合，在一次设备启动前5个工作日开始。南网总调所需的信息由自动化处根据附件7的要求组织确认。电厂应将AGC调试内容纳入工程启动方案中。自动化新设备投入运行前必须落实自动化新设备的维护部门，并于启动前10个工作日将设备运行维护部门及负责人名单按附件2的要求报南网总调。10、电厂运行人员调度业务培训和资格认定（联系处室：调度处）电厂运行人员除接受本单位的资格认定外，还必须接受南网总调组织的调度业务培训，培训合格后方具备受令资格。南网总调对运行人员的培训最迟在启动前10个工作日完成。电厂运行所需的调度规程、规定由总调调度处汇总后提供给电厂运行维护单位

21、。11、启动必备条件审查及启动申请批复（联系处室：运行方式处）启动条件具备后，电厂应向南网总调申请进行启动必备条件的审查，南网总调在收到申请5个工作日内完成，审查通过则予以书面确认。对审查中发现的问题，电厂应及时组织整改，并重新向南网总调提出审查申请，直到满足条件为止。（启动必备条件见附件4）启动条件审查通过后，电厂应于启动前3个工作日向南网总调运行方式处提交启动工作申请，运行方式处将组织有关专业对申请进行审查，并在收到启动申请2个工作日内予以批复。电厂在上报启动申请的同时还需上报调试计划，调试计划应包含机组出力曲线、对系统的要求等内容。若调试计划临时调整，应提前将调整后的调试计划重新上报南网

22、总调。南网总调运行方式处的启动专责应根据试验要求评估对系统的影响，组织制定相应措施或预案，通知日方式人员做好相应安排，并尽可能为电厂新设备启动、机组并网调试和试运行创造系统条件。12、启动及试运行的调度指挥（联系处室：调度处）电厂业主单位应组织成立启动验收委员会，南网总调将视具体情况参加启动验收委员会。在启动验收委员会的统一指挥下，由南网总调调度员按启动方案下令或许可设备的启动操作及并网调试。启动及试运行应按照启委会批准的启动方案、并网调试方案、试运行方案及有关调度措施执行。启动过程中出现异常情况时，南网总调调度员可立即指令暂停试验，出现方式及情况变化时，应及时联系修改有关启动方案，修改后的启

23、动方案应经启委会批准后方可执行。启动前电厂运行人员应与南网总调值班调度员核对安自装置、失步解列装置、同期装置、主变分接头、CT变比等定值。启动过程中总调管辖继电保护和安自装置的临时定值与措施应通过临时定值单或启动方案明确。四、有关说明本服务指南是在有关规定和文件的基础上，紧密结合新建发电机组并网调度工作的实际情况编写的，用于指引发电企业更好地开展新建发电机组并网所需的各项工作，未尽之处请查阅有关规定和文件或与南网总调联系。五、附件附件1 需报送的参数表格附表一：发电机参数填报表电厂名称发电机编号# 机组发电机型式发电机型号额定容量(MVA)额定功率(MW)额定功率因数额定转速(r/min)额定

24、定子电压(kV)额定定子电流(A)励磁方式最大爬坡速率(MW/分)定子漏抗XS定子漏抗XS（饱和）负序电抗X2负序电抗X2（饱和）零序电抗X0零序电抗X0（饱和）定子电阻Ra ()机组惯性时间常数Tj(秒)纵轴开路暂态时间常数Td0(秒)横轴开路暂态时间常数Tq0(秒)纵轴开路次暂态时间常数Td0(秒)横轴开路次暂态时间常数Tq0(秒)纵轴同步电抗Xd纵轴同步电抗Xd（饱和）横轴同步电抗Xq横轴同步电抗Xq（饱和）纵轴暂态电抗Xd纵轴暂态电抗Xd（饱和）横轴暂态电抗Xq横轴暂态电抗Xq（饱和）纵轴次暂态电抗Xd纵轴次暂态电抗Xd（饱和）横轴次暂态电抗Xq横轴次暂态电抗Xq（饱和）转动惯量MR2

25、(kgm2)飞轮转矩GD2(吨m2)定子绕组热容量常数Ktc转子表层承受负序电流能力的常数A设计最小技术出力(MW)设计最大技术出力（过负荷性能）(MW)设计进相能力备注填报说明1、发电机过激磁曲线需随该表一同报送。2、设计进相能力：请填写额定有功出力时的最低进相功率因数或最大进相无功。3、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表二：发电机励磁系统参数填报表电厂名称发电机编号# 机组交流励磁机型号交流励磁机厂家交流励磁机激励方式有否PSS额定励磁电压(V)额定励磁电流(A)空载励磁电压(V)空载励磁电流(A)励磁

26、绕组电阻(需注明温度)交流励磁机交流励磁机额定电压(V)交流副励磁机额定电压(V)交流励磁机额定电流(A)交流副励磁机额定电流(A)交流励磁机额定容量(kVA)交流副励磁机额定容量(VA)交流励磁机额定功率(W)交流副励磁机额定功率(W)交流励磁机额定频率(Hz)交流副励磁机空载电压(V)交流励磁机的同步电抗交流副励磁机额定功率因数交流励磁机负序电抗输出额定电流时交流副励磁机的端电压(V)交流励磁机次暂态电抗输出强励电流时交流副励磁机的端电压(V)发电机额定工况下交流励磁机的励磁电压(V)交流励磁机电枢开路时励磁绕组时间常数发电机额定工况下交流励磁机的励磁电流(A)交流励磁机励磁绕组电阻()(

27、注明温度)励磁变压器励磁变压器一次额定电压(V)励磁变压器二次额定电压(V)励磁变压器额定视在功率(kVA)励磁变压器短路电抗(%)备注填报说明1、励磁负载特性曲线、励磁空载特性曲线、交流副励磁机的外特性曲线、励磁系统传递函数框图、PSS传递函数框图等励磁系统其他资料需随该表一同报送。2、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表三：发电机调速系统参数填报表电厂名称机组编号# 机组调速器类型调速器型号调差系数R伺服机时间常数T3一次调频人工死区速度变动率/转速不等率/永态转差率一次调频的最大调整负荷限幅(MW)调速

28、系统的迟缓率（或水电调速器的转速死区）(%)一次调频响应时间(秒)一次调频滞后时间(秒)备注填报说明1、调速系统传递函数框图等调速系统其他资料需随该表一同报送。2、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表四：双绕组变压器参数填报表厂站名称变压器编号# 变压器型 号制造厂家额定电压变比 (kV)三相额定容量比(MVA)额定电流(A)接线组别冷却方式调压方式变压器结构三相 单相变压器类型自耦变 普通变变压器抽头电压(kV)第1档第2档第3档第4档第5档第6档第7档第8档第9档第10档第11档第12档第13档第14档第

29、15档第16档第17档第18档低压侧补偿容量电容器电抗器额压（kV）额流（A）额容（MVar）组数额压（kV）额流（A）额容（MVar）组数以下所填写的值为： 铭牌值 出厂实测值A相B相C相短路损耗（kW）P12短路电压（%）U%12若为自耦变，请说明以上数据是否进行了容量折算： 是 否A相B相C相空载损耗（kW）空载电流（%）零序阻抗变压器高压侧套管CT类型变比范围类型变比范围保护CT测量CT稳控CT计量CT备注填报说明1、变压器反时限过负荷曲线和过激磁特性曲线需随该表一同报送。2、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话：

30、审核人：附表五：三绕组变压器参数填报表厂站名称变压器编号# 变压器型 号制造厂家额定电压变比(kV)三相额定容量比(MVA)额定电流(A)接线组别冷却方式调压方式变压器结构三相 单相变压器类型自耦变 普通变变压器抽头电压(kV)第1档第2档第3档第4档第5档第6档第7档第8档第9档第10档第11档第12档第13档第14档第15档第16档第17档第18档低压侧补偿容量电容器电抗器额压（kV）额流（A）额容（MVar）组数额压（kV）额流（A）额容（MVar）组数请说明下面所填写的值是： 铭牌值 出厂实测值短路损耗A相（kW）B相（kW）C相（kW）短路电压A相（%）B相（%）C相（%）P12U%

31、12P23U%23P13U%13请说明以上数据是否进行了容量折算 口是 口否若为自耦变，请说明以上数据是否进行了容量折算 口是 口否A相B相C相空载损耗（kW）空载电流（%）零序阻抗变压器高压侧套管CT变压器中压侧套管CT类型变比范围类型变比范围测量CT测量CT计量CT计量CT保护CT保护CT稳控CT稳控CT备注填报说明1、变压器反时限过负荷曲线和过激磁特性曲线需随该表一同报送。2、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表六：开关间隔参数填报表厂站名称间隔名称相邻开关参数开关名称额定电流（A）遮断电流（kA）开断

32、时间(ms)合闸时间(ms)合分时间(ms)相邻开关1相邻开关2相邻刀闸参数刀闸名称额定电流（A）相邻刀闸1相邻刀闸2相邻刀闸3相邻刀闸4出线刀闸相邻CT参数类 型安装位置额定电流变比范围现用变比精度测量CT计量CT保护CT稳控CT备注填报说明1、“间隔名称”指线路、变压器、发电机等设备出线所接位置。2、对3/2接线方式，相邻开关为该出线所接两个开关，相邻刀闸为相邻开关两侧四个刀闸。3、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表七：厂站PT参数填报表厂站名称所属母线编号额定电压(一次)额定电压(二次)最大工作电压安

33、装位置P T 编 号变 比 范 围备注填报说明本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人： 附表八：继电保护装置情况填报表厂站名称序号被保护设备名称型号生产厂家版本号校验码程序生成日期备注保护1保护2保护3保护4保护5保护6保护7保护8保护9保护10保护11保护12保护13保护14保护15备注填报说明1、“被保护设备名称”栏内填写线路、母线、变压器、开关、高抗、辅助、短引线、故障录波等。2、在“备注”栏内请明确母差保护是否包含失灵保护，母差保护是否与失灵保护共出口，还需明确辅助保护的功能说明。3、本表须加盖公章，并于设备

34、启动前3个月报送总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表九：线路高压电抗器参数填报表厂站名称所属线路(母线)名称三相额定容量（MVA）额定电压（kV）额定电流(A)型式（单相或三相）单相阻抗（）三相总损耗（kW）中性点小电抗值（）中性点小电抗额定电流（A）中性点小电抗过负荷能力主电抗器线路侧CT变比主电抗器中性点侧CT变比中性点CT变比备注填报说明本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人：附表十：水电厂水库基本参数填报表水电厂名称正常蓄水位（m）死水位（m）防洪限制水位（m）

35、设计洪水位（m）校核洪水位（m）总库容（亿m3）死库容（亿m3）调节库容（亿m3）水库调节性能多年平均径流量（亿m3）多年平均发电量（亿kWh）单机额定流量（m3/s）水轮机额定水头（m）备注填报说明1、总库容：填写正常蓄水位以下的总库容。2、本表仅水电厂填报。3、本表须加盖公章，并于设备启动前3个月报总调运行方式处。填报日期 年 月 日填报单位（公章）填表人及联系电话： 审核人： 附件2 需要报送的资料、文件序号资料项目报送时间要求资料接收处室1电厂平面布置图（若以纸质报送则需3套）启动前3个月运行方式处2注明设备型号和规范参数的一次电气接线图（若以纸质报送则需3套）启动前3个月3水电电子资

36、料：流域气象水文特性资料、坝址历年分月径流资料、水电厂水库基本特性曲线（包括水位库容曲线、水工建筑物泄流特性曲线、下游水位流量关系曲线、水轮机发电流量特性曲线）、水库调度图、机组振动区等资料。水电纸质资料：工程蓄水验收鉴定书、水库初步设计报告（2套）、水库调度规程（或手册）。启动前3个月水调处4发电机、变压器、线路、母线、高抗、开关以及短引线等保护的配置图、通道联接图、二次原理接线图及厂家的配屏图、升压站CT配置图（含各CT绕组变比及所接设备）启动前3个月继电保护处5安全自动装置的配屏图启动前3个月运行方式处6同期装置型号定值说明书启动前3个月7通信初步设计文件启动前3个月通信处8通信各类业务

37、通道组织图启动前3个月9电厂端与电网联网的通信设备接入已运行通信网络的接入方案启动前3个月10远动信息表启动前3个月自动化处11监控系统出厂验收报告启动前3个月12发电厂二次系统安全防护实施方案启动前3个月13自动化设备接入调度自动化系统联调方案启动前10个工作日14机组AGC并网联调方案启动前10个工作日15明确新设备运行维护单位的相关文件及负责人员名单启动前10个工作日调度处16运行人员资格认定的相关文件启动前10个工作日17电厂运行规程（若以纸质报送则需2套）启动前10个工作日18在保护定值单回执上有签字资格的继电保护技术人员名单启动前10个工作日继电保护处19通信设备的维护部门及负责人

38、员名单、电厂调度号码表启动前10个工作日通信处20自动化设备的维护部门及负责人员名单启动前10个工作日自动化处注：未注明数量的均报送1套。附件3 需要报送的有关试验报告序号试验报告名称报送时间要求资料接收处室1励磁系统参数实测报告投运后1个月内运行方式处2调速系统参数实测报告投运后1个月内调度处3PSS现场测试报告投运后1个月内运行方式处4一次调频试验报告投运后1个月内调度处5自动发电控制（AGC）试验报告投运后1个月内自动化处6进相试验报告试验后1个月内运行方式处7最小技术出力试验报告试验后1个月内运行方式处注：所列报告若以纸质报送则各需2份。附件4 电厂启动必须具备的条件电厂启动条件包括升

39、压站设备启动条件、机组并网调试条件和机组168小时（或72小时）满负荷试运行条件：一、升压站新设备启动前必须具备下列条件：1、所有设备验收合格，启委会确认具备投运条件；2、新设备运行维护单位已由电厂业主单位明确并书面报调度备案；3、所需资料已报送齐全，参数测量工作已结束，如参数测量需要在启动过程中安排，应在启动方案中说明；4、新设备调度编号已下达并且现场已执行；5、启动方案已经启委会批准；6、电厂运行规程已编制或修编并报调度备案；7、电厂运行人员已经资格认定，并报调度备案；8、继电保护、安自装置等二次设备已按定值单要求整定调试完毕，有关通道的对调已完成，保护故障信息系统已接入南网总调主站，并联

40、调完毕；9、南网总调端各类应用的通信通道、调度数据网、调度电话已开通并经业务使用单位验收合格；10、远动及其相关设备已通过验收，实时信息已准确传送到调度端；11、PMU已完成安装调试和验收，具备投入运行条件。二、机组并网调试除应满足上述条件外，还应满足以下条件：1、电厂与南网总调已签订了并网调度协议；2、电厂与南方电网公司或其分、子公司已签定购售电合同；3、电厂机组并网调试有关试验方案已经南网总调审核，并经启委会批准；4、电厂发变组保护已按定值单整定，定值单已报南网总调备案。三、机组168小时（或72小时）满负荷试运行条件：1、启委会确认机组按启动调试大纲要求完成了满负荷试验前所有调试项目，可

41、以进入168小时（或72小时）满负荷试运行；2、已完成系统要求168小时（或72小时）满负荷试运行前的试验项目（见附件5）；3、系统具备条件，机组168小时（或72小时）满负荷试运行申请已经南网总调批复。附件5 机组并网有关试验要求1、机组进入168小时（或72小时）满负荷试运行前应完成以下试验：（1）励磁系统参数实测试验； （2）调速系统参数实测试验；（3）PSS现场测试试验；（4）一次调频试验；（5）自动发电控制（AGC）试验；（6）进相试验。2、机组在168小时（或72小时）满负荷试运行后三个月内应完成以下试验：（1）最小技术出力试验（火电机组）。以上试验的方案电厂需提前20个工作日提交

42、南网总调审核，审核通过并经启委会批准后方可实施。试验进行前，电厂向南网总调提供有关设计参数或经典模型，试验完成后1个工作日提供试验简报，1个月内电厂将试验报告提交南网总调。附件6 通信接口容量基本需求及设备性能指标要求1调度数据网接口容量基本需求及设备性能指标要求1.1 南网总调直调电厂应配置南方电网调度数据网设备，接入南方电网调度数据网。1.2 电厂侧设置的调度数据网络设备，必须纳入到南方电网现有调度数据网网管系统中统一管理。1.3 接入调度数据网的业务需支持TCP/IP协议，并需满足电监会5号令的安全要求。1.4 设备性能要求必须兼容当前网络技术并且等同或优于当前调度数据网节点配置，保证与

43、当前调度数据网的各种技术的兼容性和互通性，保持调度数据网的完整性。1.5 电厂侧设置的调度数据网络设备，重要插件需冗余配置，单一部件故障不影响网络运行。1.6 作为汇聚层节点接入调度数据网的，至少分别用4个E1链路与调度数据网两个骨干层互联，还需要与多个接入节点互联，具体设备配置和性能要求由工程设计、接入方案确定。1.7 接入节点接入调度数据网的基本要求1.7.1 需要进行系统设计，编制接入方案；1.7.2 通过2个E1链路互联到调度数据网的2个汇聚层节点；1.7.3 配置两套路由器和两套三层交换机；1.7.4 接入调度数据网后，其路由协议采用OSPF路由协议，采用VLAN技术和Multi-V

44、RF技术，多个VPN共享一组设备。具体性能见表1、表2。表1 接入路由器技术指标性能指标要求参数整机包转发能力30kpps用户可配置机箱槽数2处理器内存128M可支持接口类型快速以太可支持接口类型E1 电路端口最大快速以太接入数量4最大E1接口数量16整机不间断工作时间99.99%时延10微秒用户协议IP ATMFrame Relay路由协议OSPF； BGP v4； BGP4 Extension； RIP v2； IS-IS路由器管理/安全协议SNMPRMON I、 IIPacket FilteringTelnet Remote AccessSyslog服务质量IP Class of Ser

45、viceMPLS Class of ServiceRSVP带宽保护带宽抑制冲突回避BGP4路由表容量(可变长子网)由厂家提供标记交换LDPMP-BGP RSVP-TE流量工程MPLS/ TE虚拟专网MPLS/VPNMulti-VRF组播PIM, IGMP话音VoIP表2 接入三层以太网交换机技术指标性能指标要求参数交换背板容量8G最大转发性能3Mpps处理器内存128M可支持接口类型快速以太网接口数量24整机不间断工作时间小时时延线速交换性能指标802.1q Vlan封装802.1D Spanning-treeUplink Fast以太通道(xEC)最大Vlan数60路由器管理/安全协议SNM

46、PRMON I、 IIPacket FilteringTelnet Remote AccessSyslog2调度交换机接口容量基本需求及设备性能指标要求2.1调度交换机与南网总调调度交换机互联，技术上必须符合南方电网调度交换网组网技术原则。2.2 至少采用2个2M bit/s G.703接口数字中继接口互联。2.3 交换机信令必须支持：QSIG信令和ETSI信令。2.4 组网路由原则：通过两个不同路由接入南方电网调度交换网，一般情况下，一个通过省（区）中调或中心站接入，一个通过就近南方电网调度交换网汇接点接入。2.5 编号原则：遵循南方电网调度交换网组网技术原则，向南网总调申请交换机局向号码。

47、3自动化通道接口容量基本需求及设备性能指标要求3.1 需要提供两种完全独立的通信通道。3.2 数据网通道。3.3 2M bit/s G.703接口。4故障录波、保护信息系统接口容量基本需求采用南方电网调度数据网传输，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。5功角监测系统接口容量基本需求5.1 以南方电网调度数据网为主用通道，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。6、电能计量系统接口容量基本需求6.1 以南方电网调度数据网为主用通道，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。6.2 4W E/M 模拟通道。

48、7安稳监测系统通道接口容量基本需求2M bit/s G.703接口，64K bit/s G.703同向数字接口。8线路继电保护通道接口容量基本需求8.1 需要提供两种完全独立的通信通道。8.2 推行采用2M bit/s G.703接口双通道方式，尽量不采用64K bit/s G.703同向数字接口。8.3 复用载波通道。9安全自动装置通道接口容量基本需求9.1 需要提供两种完全独立的通信通道。9.2 2M bit/s G.703接口。10电力市场通道接口容量基本需求10.1 以南方电网调度数据网为主用通道，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。10.2 4W E/M 模拟通道、拨号为备用通道。11电厂端综合自动化通道接口容量基本需求11.1南方电网调度数据网通道，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。11.2 2M bit/s G.703接口、64K bit/s G.703同向数字接口。12水力发电厂水情通道接口容量基本需求12.1南方电网调度数据网通道，其接口需支持TCP/IP协议，电厂侧系统需满足电监会5号令的安全要求。12.2 2M bit/s G.703接口，64K bit/s G.703同向数字接口；4W E/M 模拟通道。13传输设备配置