第八条 一次调频技术管理内容

    1、发电企业并网运行的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。现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。

    2、机组投入一次调频，首先应在发电企业内部通过试验，确认已达到有关的技术要求，然后及时上报有关材料，征得机组所在电力调度机构和电力技术监督部门的认可后，方可投入。

    3、参与一次调频的机组性能满足电网要求，其技术指标见附件D。

    4、对调速系统、机组控制系统的要求

    （1）汽轮机采用电液调速系统（DEH）的机组，一次调频功能应由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，以保证一次调频的响应速度。如采取其它形式的设计方法，也必须满足各项技术指标的要求。

    （2）采用分散控制系统（DCS），具有机组协调控制和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。既保证一次调频的响应速度，又保证机组参与一次调频的持续性。

    5、一次调频机组的运行管理

    （1）、在每台机组一次调频投运前，发电企业应上报该机组与一次调频有关的材料及数据，其中包括：

    机组一次调频投入认可表（见附表）；

    调速系统的传递函数、各环节参数及有关的试验报告；

    液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告；

    电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数；

    机组负荷随实际电网频率变化曲线（采样时间不大于1S）。

    （2）、机组一次调频通过现场试验及必须的系统联调试验后，由发电企业向电力调度机构提出机组正式投入运行的申请报告，并附完整的调试试验报告，经电力调度机构批准后，该机组方可正式投入一次调频运行。

    （3）、电力调度机构负责所辖机组一次调频的运行调度，发电企业应严格服从电力调度机构的指令。

    （4）、发电企业在机组一次调频能力发生变化达不到基本技术要求和申报要求时，应及时向电力调度机构汇报，并及时进行检修维护。当机组一次调频性能变更时，应及时向电力调度机构申请汇报，并经电力调度机构批准后才能执行。若要退出机组一次调频功能，应在退出前得到电力调度机构的同意。

    （5）、机组一次调频投切信号必须实时采集，接入SCADA/EMS系统，供电力调度机构调度人员实时监视机组一次调频状态，EMS系统则自动记录机组一次调频投切时间，计算一次调频投运率并作为考核机组一次调频的依据之一。

    机组一次调频投运率统计：

    一次调频月投运率=（一次调频月投运时间/机组月并网时间）×100%

    （6）、发电企业应确保发电机组具备达到上述规定要求的一次调频能力，确保一次调频在机组正常运行时投入和一次调频运行信号正确上传至电力调度机构EMS主站系统。发电企业对一次调频装置应进行定期维护，提高一次调频的投运率，使机组一次调频的月度投运率不低于90%。

    （7）、已由电力调度机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自切除此功能。如改动有关参数，各项指标必须符合一次调频技术指标要求，并在两周内重新上报有关材料。机组在完成了与一次调频功能有关的设备改造、检修工作后，应进行有关的试验，并在一个月内重新上报有关材料。

    （8）、新建机组应及时投入一次调频功能，并上报机组一次调频有关材料。

    6、维护电网的正常频率是电力调度机构和发电企业双方的共同责任和义务。当电网频率出现异常时，发电企业应承担相应的责任。发电企业承担的频率责任时间，应根据华中公司考核江西电网承担的频率责任时间，由电力调度机构当值调度人员根据本值发电企业实际出力和计划出力曲线的差异占江西电网各发电企业偏差曲线的比例等因素确定。

     第九条 继电保护及安全自动装置技术管理内容

    1、发电企业在运行中应严格遵守和执行有关的继电保护及安全自动装置（以下简称继电保护装置）的运行规程、规定、条例、标准及相关的继电保护反事故措施要求，严格遵守和执行电力调度机构定值管理和电网有关继电保护运行规定。

    2、发电企业相关设备的选型和设备技术标准必须严格执行《江西电网继电保护配置选型原则》和《江西电网元件保护管理规定》。

    3、已投入运行的继电保护装置进行相关技术改进时，改进方案应报送电力调度机构审批同意。

    4、发电企业在不满足并网稳定运行条件时，必须按电网要求加装安全自动装置及系统配套装置。

    5、发电企业应完成电力系统故障信息处理系统（含机组及系统故障录波）建设，满足系统的接口规约和数据传输模式，按照有关规定、标准要求配置，并应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。

    6、继电保护装置应达到如下主要运行指标：

    （1）继电保护主保护运行率≥99%。

    （2）220kV及以上继电保护动作正确率≥99%。

    （3）故障录波完好率为100%。

    （4）安全自动装置投运率≥99%。安全自动装置动作正确率为100%。

    （5）110kV及以上继电保护动作正确率≥98%

    （6）母线保护投入率≥99%

    （7）发电企业内继电保护及安全自动装置定检完成率为100%

    7、发电企业须制定电厂的保厂用电措施并报电力调度机构备案，相应的低周保厂用电装置由发电企业负责安装、调试和运行维护。

    第十条 励磁系统技术管理内容

    1、并网运行的发电机励磁系统各项性能指标必须满足国家、行业标准的要求，特别是与电力系统稳定性有关的性能指标如励磁系统强励电压和电流倍数、励磁系统的调压精度、励磁系统电压响应指标、励磁系统的稳态和动态增益，发电机空载阶跃响应和负载阶跃响应性能指标等。

    2、并网运行的100MW及以上汽轮发电机和30MW及以上水轮发电机必须具备PSS投入条件，PSS参数整定应满足相应标准和电网的要求。

    3、发电企业应向电力调度机构提供其发电机组的励磁系统及AVR的型号、数学模型、传递函数及其参数，数学模型应满足电网运行要求。

    4、发电企业负责对发电机组励磁系统设备的运行及维护，执行电力调度机构下达的励磁系统定值和指令，完成电力调度机构布置的励磁系统参数测试、PSS参数整定以及其他励磁系统试验，并负责除电力调度机构下达之外的励磁系统参数如过励限制和保护、V/Hz限制和保护等环节的定值设定和管理。

    5、发电机自动励磁调节装置及其特性单元的投入、退出和参数更改必须得到电力调度机构的批准。如遇事故退出，应及时向当值调度汇报，事后报电力调度机构备案。

    6、发电企业在对励磁系统的重大设备进行改造、技术改进、检修及试验时，应征求电力调度机构对改造、检修、试验方案（包括设备性能指标、技术改进可行性报告）的意见。在设备改造中应确保与电力系统安全稳定有关的励磁系统性能指标满足要求，设备改造完成后应重新进行PSS参数整定试验和励磁系统模型参数确认工作。

    7、在电力调度机构对管辖范围内已投运的发电机组提出参数检测和PSS整定试验的要求后，各发电企业应委托有资质的电力试验单位积极对相关机组进行励磁系统模型参数测试和PSS参数整定试验，测试、试验报告及时上报电力调度机构。

    8、PSS投退由相应电力调度机构下令。未经主管电力调度机构同意，现场运行人员不得擅自投退。

    9、发电机组低频率、高频率、失步振荡等保护定值应满足电网运行要求，并经电力调度机构审核。