代替GB/T31464—2015IGB/T31464—2022前言 2規范性引用文件 13術語和定義 33.1基本名稱 33.2并(聯)網部分 53.3運行與控制 63.4安全 83.5市場 93.6其他 94電網運行對規劃、設計與建設的要求 4.1一次部分 4.2二次部分 5并網、聯網與接入條件 5.1并網程序 5.2應滿足的電網技術特性和運行特性 5.3通用并(聯)網技術條件 5.4分類并(聯)網條款 6電網運行 6.1總則 6.2資料及信息交換要求 6.3負荷預測 6.4設備檢修 6.5發用電平衡 6.6輔助服務 6.7頻率及電壓控制 6.8電力負荷控制 6.9電網操作 6.10系統穩定及安全對策 6.11水電運行 6.12風能、太陽能發電運行 6.13分布式電源運行 ⅡGB/T31464—20226.14電化學儲能電站運行 6.15直流輸電系統運行 6.16繼電保護運行 6.17電力通信運行 6.18調度自動化系統運行 6.19電力監控系統網絡安全運行 6.20緊急情況下的電網調度運行 6.21事故報告與事故信息通報 6.22設備性能測試 附錄A(規范性)資料及信息交換 附錄B(規范性)并網程序中的時間順序 附錄C(規范性)設備編號和命名程序 附錄D(規范性)并(聯)網調試試驗項目 附錄E(規范性)系統計算所需基本數據 附錄F(規范性)短路電流計算所需資料 附錄G(規范性)電磁暫態計算所需資料 附錄H(規范性)電能質量所需資料 附錄I(規范性)電壓穩定及中長期過程仿真計算所需資料 參考文獻 ⅢGB/T31464—2022本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規則》的規定起草。本文件代替GB/T31464—2015《電網運行準則》。與GB/T31464—2015相比，除結構調整和編輯性改動外，主要技術變化如下：——增加了“售電公司”“可再生能源""新能源""分布式電源""新能源場站""實時控制""可中斷負荷”“電化學儲能系統”“連接""電力系統安全性""電壓穩定""頻率穩定""新能源裝機滲透率”“新能源電量滲透率”“新能源同時率”“新能源最大同時率”“新能源最小同時率”“電力監控系統”“直流附加控制”"網絡安全""網絡安全管理平臺""網絡安全監測裝置""電力現貨市場"“輔助服務”“電力輔助服務市場”“兩條完全獨立的通信通道”等術語和定義。修改了“并網”“聯網”等術語和定義(見第3章);——刪除了“計劃停運”“非計劃停運”等術語和定義(見2015年版的3.3.9和3.3.11);——增加了新能源規劃應與電網規劃同步開展的相關要求(見4.1.1.3f)];——增加了新能源規劃要考慮慣量和動態無功電源儲備的要求(見4.1.2.1b)];——增加了電力系統規劃中交、直流相互適應，協調發展的要求(見4.1.2.1h)];——增加了電源規劃中對裝機類型、規模、布局的要求[見4.1.2.1i]];——增加了電力系統應統籌建設足夠的調節能力的相關要求(見4.1.2.1j)];——增加了分布式電源規劃中關于電網承載能力、就地消納以及分布式電源功率控制、預測和電壓、頻率支撐能力的要求(見4.1.2.1k)];——增加了直流輸電應與送受端系統相適應，直流短路比、多饋入直流短路比達到合理水平等要求(見4.1.2.6);——增加了對新能源場站一次調頻、快速調壓、調峰能力、慣量/短路容量支撐能力以及電壓/頻率耐受能力的要求(見4.1.2.7);——增加了對新能源場站設計過程中關于多場站短路比、寬頻振蕩、快速頻率響應、耐頻耐壓、網絡安全、電能質量評估等內容要求(見4.1.2.8);——增加了通過柔性直流輸電系統并網的大型新能源場站的設計要求(見4.1.2.9);——增加了在電力系統設計以及大型輸變電工程、大型電源接入系統、直流輸電工程的可行性研究工作中，應開展電力系統穩定計算的要求(見4.1.2.11);——增加了對電力監控系統網絡安全領域的設計要求(見4.2.1和4.2.2);——增加了繼電保護的設計內容(見4.2.7.1);——增加了電力監控系統網絡安全的設計內容和設計原則(見4.2.10);——增加了擬并網方的運行、檢修規程要求(見5.3.1);——增加了擬并網方的合規性認證要求(見5.3.2);—增加了同步發電機組、新能源場站、電化學儲能電站、繼電保護及安全自動裝置、調度自動化系統、網絡安全裝置、電力通信系統的調試試驗要求(見5.3.3);——增加了各類電源并網試運行要求(見5.3.4);——增加了電力監控系統網絡安全方面的并網技術要求(見5.3.8);——修改了發電機組一般性能要求，包括PSS、一次調頻、進相能力、AGC、AVC等涉網設備的性能要求(見5.4.2.3.1,2015年版的5.4.2.3.1);——修改了風電場、光伏電站并網技術條件，增加了新能源場站一次調頻、快速調壓、調峰能力和慣量、電壓/頻率耐受能力、場站建模、電能質量評估/實測、短路比分析和振蕩風險評估以及接入柔直場站的繼電保護適應性分析等方面的要求(見5.4.3.1,2015年版的5.4.3.1和5.4.3.2);——增加了儲能電站的并網技術條件要求(見5.4.3.2);——增加了分布式電源的并網技術條件要求(見5.4.3.3);——修改了直流輸電系統的并網技術條件，增加開展振蕩風險評估、交直流保護協調配合研究等要求，提出直流輸電的容量應與送受端系統的容量匹配，直流短路比(含多饋入直流短路比)達到合理水平，相聯系統必要時應配置(動態)無功補償裝置，相聯交流系統應盡量避免斷面失電風險等要求(見5.4.4.2和5.4.4.3,2015年版的5.4.4.2和5.4.4.3); 增加了新能源柔直并網系統技術條件(見5.4.4.4);——修改了主網直供用戶并網技術條件，增加了主網直供用戶應落實事故限負荷、穩定控制集中切負荷、低頻減負荷和低壓減負荷等措施要求；提出了主網直供用戶負荷的諧波、沖擊等特性對所接入電力系統電能質量和安全穩定的影響不應超過該系統的承受能力，且應具備一定的故障擾動耐受能力、負荷調節能力及諧波抑制能力；明確了將可中斷負荷、提供頻率響應的負荷，優先列入保障電力系統安全穩定運行的負荷側技術措施(見5.4.5.3,2015年版的5.4.5.3);——增加了電網運行階段資料及信息交換要求(見6.2);——修改了檢修計劃制定應遵循的原則，增加了檢修計劃制定時應綜合考慮的因素(見6.4.2.3,2015年版的6.3.2.3);——增加了獲得準入的第三方輔助服務提供者提供的輔助服務應滿足的要求(見6.6.2.7);——修改了控制電網頻率的手段，增加了調用儲能、直流附加控制(直流調制和直流緊急控制)等手段(見6.7.2.4,2015年版的6.6.2.5);——修改了頻率異常的處置原則，當系統頻率高于正常頻率范圍的上限時，電網調度機構可采取的措施中增加了調用儲能設備儲能、增加送出直流或降低受入直流輸送功率等；當系統頻率低于正常頻率范圍的下限時，電網調度機構可采取的措施中增加了調用儲能設備發電、降低送出直流或增加受入直流輸送功率等(見6.7.2.6,2015年版的6.6.2.7); 修改了電網無功電壓調整的手段，增加了調整直流輸送功率或降壓運行、柔性直流采用無功補償方式運行等調整手段(見6.7.3.3,2015年版的6.6.3.3);——修改了負荷控制的原則和要求，提出按照“需求響應優先、有序用電保底”的原則，實施需求響應交易、可中斷負荷管理、按事故限電序位表和保障電力系統安全的限電序位表進行限電操作。實施負荷控制后，相關信息應按照相關規定予以披露(見6.8.2,2015年版的6.7.2);——修改了負荷控制手段。增加了安全自動裝置切除負荷、通過電力市場激勵引導用戶主動調節用電負荷等負荷控制手段(見6.8.3,2015年版的6.7.3);——修改了負荷控制程序。增加了開展市場化需求響應交易、實施可中斷負荷管理、安全自動裝置切除負荷等負荷控制程序(見6.8.4,2015年版的6.7.4);——增加了調度指令的下達方式及要求，明確了調度指令可通過調度電話或網絡化下令系統2種途徑下達，并針對2種途徑分別提出了調度指令下達要求(見6.9.6); 修改了水電發電計劃的制定與調整的原則，增加了水電發電計劃制定時應統籌考慮的因素，完善了水電發電計劃調整時應考慮的問題(見6.11.2,2015年版的6.10.2);——修改了水電運行管理原則，增加了當開展生態調度可能影響水庫正常發電運行時，當突發環境污染事件、海事事故、地質災害等影響水庫正常發電運行時，水電運行管理的要求(見6.11.4,2015年版的6.10.4);——增加了分布式電源的運行要求(見6.13);——增加了電化學儲能電站的運行要求(見6.14);V——修改了直流輸電系統運行方式，直流輸電系統運行接線中，增加偽雙極、以及其他通過元件切換得到的合理的接線方式；運行方式中，增加動態電壓調整方式；換流站有功功率控制方式中，增加定直流電壓、定孤島頻率和電壓幅值等方式(見6.15.2,2015年版的6.13.2);——修改了繼電保護的運行要求，增加繼電保護運行的總體要求，修改了繼電保護的運行管理、整定計算與協調等相關要求(見6.16,2015年版的6.12);——增加了電力監控系統網絡安全運行的要求(見6.19);——增加了電網調度機構設置主、備用調度場所和調度人員，定期開展主、備調切換演練的要求(見6.20.3);——增加了電網故障協同處置的要求(見6.20.6);——修改了設備性能測試的內容，增加新能源場站、儲能電站設備性能的測試內容(見6.22.2)。請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發布機構不承擔識別專利的責任。本文件由中國電力企業聯合會提出。本文件由全國電網運行與控制標準化技術委員會(SAC/TC446)歸口。本文件起草單位：國家電網有限公司、國家能源局、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家電力投資集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國電力科學研究院有限公司、國網電力科學研究院有限公司、中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、華北電力科學研究院有限責任公司。VI原國家電力監管委員會頒發的法規性文件《電網運行規則》側重于管理和責任，明確了電網企業及其調度機構和電網使用者在電網運行各相關階段的基本責任、權利和義務。本文件側重于技術標準和工作程序，明確了在電力系統規劃、設計與建設階段，為滿足電網安全穩定運行所要求的技術條件，明確了電網企業、發電企業所相互滿足的基本技術要求和工作程序等，明確了電網企業、發電企業、電力用戶在并網接入和電網運行中所滿足的基本技術要求和工作程序等，以確保電力系統安全穩定運行，使我國社會經濟運行、工農業生產與人民生活的正常秩序得到可靠的電力保障。11范圍本文件規定了電網運行與控制的基本技術要求和基本原則。等單位和有關管理部門所參與的電網規劃、設計、并網、運行等工作。2規范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T755—2019旋轉電機定額和性能GB/T2900.49電工術語電力系統保護GB/T2900.50電工術語發電、輸電及配電通用術語GB/T2900.52電工術語發電、輸電及配電發電GB/T2900.57電工術語發電、輸電及配電運行GB/T2900.58電工術語發電、輸電及配電電力系統規劃和管理GB/T2900.59電工術語發電、輸電及配電變電站GB/T2900.68電工術語電信網、電信業務和運行GB/T7064隱極同步發電機技術要求GB/T7409.1同步電機勵磁系統定義GB/T7409.2同步電機勵磁系統電力系統研究用模型GB/T7409.3同步電機勵磁系統大、中型同步發電機勵磁系統技術要求GB/T7894水輪發電機基本技術條件GB/T12325電能質量供電電壓偏差GB/T12326電能質量電壓波動和閃變GB/T13498高壓直流輸電術語GB/T13729遠動終端設備GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程GB/Z14429遠動設備及系統第1-3部分：總則術語GB/T14549電能質量公用電網諧波GB/T15153.1遠動設備及系統第2部分：工作條件第1篇：電源和電磁兼容性GB/T15543電能質量三相電壓不平衡度GB/T15945電能質量電力系統頻率偏差GB17621大中型水電站水庫調度規范GB/T18482可逆式抽水蓄能機組啟動試運行規程GB/T19963.1風電場接入電力系統技術規定第1部分：陸上風電219964光伏發電站接入電力系統技術規定20319風力發電機組驗收規范20996.1采用電網換相換流器的高壓直流系統的性能第1部分：穩態20996.2采用電網換相換流器的高壓直流系統的性能第2部分：故障和操作20996.3采用電網換相換流器的高壓直流系統的性能第3部分：動態22239信息安全技術網絡安全等級保護基本要求GB/T25070信息安全技術網絡安全等級保護安全設計技術要求GB/T26399電力系統安全穩定控制技術導則GB/T29319光伏發電系統接入配電網技術規定GB/T32900光伏發電站繼電保護技術規范GB/T33593分布式電源并網技術要求GB/T34122220kV～750kV電網繼電保護和安全自動裝置配置技術規范GB/T36547電化學儲能系統接入電網技術規定GB/T36572電力監控系統網絡安全防護導則GB/T36958信息安全技術網絡安全等級保護安全管理中心技術要求GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求GB38755電力系統安全穩定導則電力系統技術導則電力系統電壓和無功電力技術導則電力系統安全穩定計算規范并網電源涉網保護技術要求電力系統穩定器整定試驗導則電力系統網源協調技術導則并網電源一次調頻技術規定及試驗導則城市電力規劃規范光伏發電工程驗收規范GB/T51121風力發電工程施工與驗收規范DL/T314電力系統低壓減負荷和低壓解列裝置通用技術條件DL/T315電力系統低頻減負荷和低頻解列裝置通用技術條件DL/T428電力系統自動低頻減負荷技術規定DL/T436高壓直流架空送電線路技術導則DL/T437高壓直流接地極技術導則DL497電力系統自動低頻減負荷工作管理規程DL/T水輪發電機組啟動試驗規程DL/T電力調度自動化運行管理規程DL/T電力通信運行管理規程DL/T電力系統微波通信運行管理規程DL/T電力線載波通信運行管理規程DL/T電力系統光纖通信運行管理規程DL/T火力發電廠煙氣脫硝系統設計規程DL/T220kV～750kV電網繼電保護裝置運行整定規程3DL/T583大中型水輪發電機靜止整流勵磁系統技術條件DL/T5843kV～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程DL/T598電力系統自動交換電話網技術規范DL/T614多功能電能表DL/T623電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程DL/T657火力發電廠模擬量控制系統驗收測試規程DL/T684大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則DL/Z713500kV變電所保護和控制設備抗擾度要求DL/T741架空輸電線路運行規程DL/T751水輪發電機運行規程DL/T843同步發電機勵磁系統技術條件DL/T970大型汽輪發電機非正常和特殊運行及維護導則DL/T995繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程DL/T1210火力發電廠自動發電控制性能測試驗收規程DL/T1245水輪機調節系統并網運行技術導則DL/T1523同步發電機進相試驗導則DL/T1631并網風電場繼電保護配置及整定技術規范DL/T1648發電廠及變電站輔機變頻器高低電壓穿越技術規范DL/T1707電網自動電壓控制運行技術導則DL/T1802水電廠自動發電控制及自動電壓控制系統技術規范DL/T1870電力系統網源協調技術規范DL/T2246(所有部分)電化學儲能電站并網運行與控制技術規范DL/T地區電網調度自動化設計技術規程DL/T電力系統調度自動化設計規程DL/T農村電網建設與改造技術導則DL/T電測量及電能計量裝置設計技術規程DL/T電力系統設計技術規程DL/T電源接入系統設計報告內容深度規定DL/T電力系統設計內容深度規定DL/T電力系統繼電保護設計技術規范3術語和定義GB/T2900.49、GB/T2900.50、GB/T2900.52、GB/T2900.57、GB/T2900.58、GB/T2900.59、GB/T2900.68、GB/T13498、GB/Z14429、GB/T36547中界定的以及下列術語和定義適用于本文件。3.1基本名稱電力系統powersystem由發電、供電(輸電、變電、配電)、用電設施以及為保障其正常運行所需的調節控制及繼電保護和安4全自動裝置、計量裝置、調度自動化、電力通信等二次設施構成的統一整體。負責組織、指揮、指導、協調電網運行和負責包括輔助服務在內的電力現貨市場運營的機構。擁有、經營和運行電網的電力企業。并入電網運行的火力(燃煤、燃油、燃氣及生物質)、水力、核、風力、太并入電網運行(擁有單個或數個發電廠)的發電公司，或擁有發電廠的電力企業。主網直供用戶bulkgridcustomer直接與省(直轄市、自治區)級以上電網企業簽訂購售電合同，或通過電網直接向發電企業購電，同時與電網調度機構建立調度關系的用戶。通過電網完成電力生產或電力消費的發電企業(含自備發電廠)、主網直供用戶等單位。具有滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能的電力市場技術支持系統和客戶服務平臺。可采取電力市場購電，通過電力交易平臺開展雙邊協商交易或集中交易。向用戶提供包括但不限于合同能源管理、綜合節能、合理用能咨詢和用電設備運行維護等增值服務的電力市場主體。可再生能源renewableenergy新能源newenergy為減少溫室氣體排放而開發利用的各種形式的能源。注：新能源包括太陽能、風能、地熱能、海洋能、生物質能和核聚變能等清潔能源。目前得到廣泛利用的是風能和太陽能，其特點是獲取便利，存在不可控的隨機性、波動性和間歇性。分布式電源distributedresources分布在用戶端，接入35kV及以下電壓等級電網，以就地消納為主的電源。注：分布式電源包括太陽能、天然氣、生物質能、風能、水能、氫能、地熱能、海洋能、資源綜合利用發電(含煤礦瓦斯發電)和儲能等類型。5通過電網消費電能的單位或個人。集中接入電力系統的風電場或太陽能電站并網點以下所有設備的集合。注：新能源場站包括變壓器、母線、線路、變流器、儲能、風電機組、光伏發電設備、無功調節設備及輔助設備等。可中斷負荷interruptibleload通過簽訂合同(協議),在電網高峰時段或緊急狀況下，電力用戶可以中斷的負荷部分。以電化學電池為儲能載體，通過儲能變流器進行可循環的電能存儲、釋放的系統。3.2并(聯)網部分聯網gridinterconnection從技術上指電網與電網之間的物理連接。從管理上指兩個電網調度機構之間建立調度關系。從技術上指發電機組或發電廠(場、站)或直調用戶與電網之間的物理連接。從管理上指其與電網調度機構建立調度關系。發電廠(機組)與電網之間或非直調電力用戶的用電設備與電網之間的物理連接。用連接表述指不包括或不需要雙方建立調度管理關系。并網點entrypoint電源接入電網的連接點或電力用戶的用電設備與電網的連接點。并網調度協議powerdispatchingagreement電網企業與電網使用者就電網調度運行管理所簽訂的協議。在協議中規定雙方應承擔的基本責任和義務以及雙方應滿足的技術條件和行為規范。首次并網日thefirstconnectionday電網企業與擬并網方商定的電源或用電設備與電網的首次同期連接日期。并網申請書connectionapplication由擬并網方向電網企業提交的要求將其設備與電網并網的書面申請文件。電網區域控制偏差areacontrolerror;ACE反應被控區域與外網聯絡線(或幾條聯絡線的集合斷面)實際交換有功功率與計劃交換有功功率的6偏差，依據不同的控制方式，該偏差值還與頻率偏差有關。一般其控制性能評價標準用A1、A2,或CPS1、CPS2等規則來評價。北美電力可靠性委員會(NERC)1983年發布的，基于工程經驗，側重于AGC的短期調節性能。包括A1、A2、B1、B2四條準則，A1準在任一個10min間隔內ACE平均偏差不超過規定范圍Ld;B1、B2準則要求ACE在擾動開始起10min內到零，ACE在擾動出現后1min內向零減小，其中對擾動的定義為ACE≥3Ld。NERC1997年發布的，基于統計方法，強調AGC的長期控制性能。要求CPS1≥100%,CPS2≥90%,在擾動開始后15min內ACE到零或擾動前水平，其中對擾動定義為控制區域的ACE值大于或等于80%的控制區域最嚴重單一故障所產生的ACE值。通過自動控制程序，實現對控制區內各發電機組有功出力的自動重新調節分配，以維持系統頻率、聯絡線交換功率在計劃目標范圍內的控制過程。注：AGC是由主站自動控制程序、信息傳輸通道、信息接收裝置(遠方終端)、機組協調控制系統(電廠監控系統)、執行裝置、發電機組自動化裝置等環節組成的整體。通過自動控制程序，根據電網實時運行工況在線計算無功電壓控制策略，在控制區內自動閉環控制無功和電壓調節設備，以實現控制區合理無功電壓分布的控制過程。注：AVC是由主站無功自動控制程序、信息傳輸路徑、信息接收裝置、子站AVC控制系統及執行機構等環節組成的整體。購電方與發電企業就上網電量的購銷等事宜簽訂的合同。3.3運行與控制實時控制real-timecontrol在預定的時間周期內完成對系統物理過程的數據采集、傳輸存儲、計算決策、發出指令、執行控制等整個控制過程。注：按控制方式可分為有人參與的開環控制和無人參與的閉環控制。不同行業領域和不同業務類型的“實時”概念微秒級實時控制，可在1μs～1000μs(微秒)內完成實時數據采集、傳輸處理和執行控制；適應于電力系統的電磁暫態過程，如電力電子設備的快速控制，為閉環控制。毫秒級實時控制，可在1ms～100ms(毫秒)內完成實時數據采集、傳輸處理和執行控制；適應于電力系統的機電暫態過程，如繼電保護的動作，為閉環控制。分秒級實時控制，可在1ds～10ds(分秒或百毫秒)內完成實時數據采集、傳輸處理和執行控制；適應于電力系統的動態過程，如安全自動裝置的動作，為閉環控制。7秒級實時控制，可在1s～60s(秒)內完成實時數據采集、傳輸處理和執行控制；適應于電力系統的準穩態過程，如各類自動化監控系統的控制操作，其中SCADA和DCS等可為開環控制，AGC和AVC等為閉環控制。分鐘級實時控制，可在1min～30min(分鐘)內完成實時數據采集、傳輸處理和執行控制，適應于電力系統的穩態過程，如實時負荷連續調節、電力市場或實時經濟調度(15min)等，可為開環控制或閉環控制。調度管理規程managementcodeofpowerdispatching用于規范與電網調度運行有關行為的技術和管理規定。中長期平衡long-termandmiddle-termpowerbalancing電網企業根據中長期負荷預測、網間(中長期)功率交換計劃、發電企業及用戶提供的中長期發供電數據及用電信息，在滿足電網安全約束條件下，所做的年、月、周發供電電力電量平衡分析。電網企業根據短期負荷預測、網間(短期)功率交換計劃、發電企業及用戶提供的短期發供電數據及用電信息，在滿足電網安全約束條件下，所做的日發供電電力電量平衡分析。實時平衡real-timepowerbalancing電網調度機構根據電網的超短期負荷預測、網間(實時)功率交換計劃及發電企業和用戶的實時發(供)電數據及用電信息，在滿足電網安全約束條件下，所做的實時發供電平衡分析。發電機組在實際運行中所能提供的發電有功功率。發電機組(發電廠)在穩態運行情況下的最小發電有功功率。最大技術出力maximumgenerationoutputofaunit(powerplant)發電機組(發電廠)在穩態運行情況下的最大發電有功功率。新能源裝機滲透率penetrationrateofnewenergyinstalledcapacity在某一電網控制區域內，新能源裝機占電源總裝機的占比。新能源電量滲透率penetrationrateofnewenergyelectricity了新能源對系統的電量支撐能力。一定時間周期(年、月、日)內，某時刻新能源平均出力與裝機的比值，反映了新能源對系統的電力支撐能力。注：通常也關注一定時間周期(年、月、日)內，負荷峰-谷時段、新能源大-小出力時段的新能源平均同時率。8行經驗及設備所有者的建議，在滿足一定電網安全約束條件下，預先安排的設備檢修。計劃檢修以外的所有檢修。檢修窗口期poweroutagewindowperiod一年中適宜安排某一設備進行檢修的時間段。在此時間段內檢修該設備對電力供應、供電可靠性、清潔能源發電以及電網運行安全影響較小。不同場站、不同設備的檢修窗口可能不同。電力系統實際最大可用發電容量和實際最大負荷之間的差值與實際最大負荷的比值(百分數)。為保障電網的安全、穩定運行，電網企業及其調度機構對用電負荷采取的有序調控措施。電力系統安全性powersystemsecurity電力系統在運行中承受擾動(例如突然失去電力系統的元件，較大功率波動或短路故障等)的能力。通過兩個特性表征：a)電力系統能承受住擾動引起的暫態過程并過渡到一個可接受的運行工況；b)在新的運行工況下，各種約束條件得到滿足。電壓穩定voltagestability電力系統受到擾動后，系統電壓能夠保持或恢復到允許的范圍內，不發生電壓崩潰的能力。頻率穩定frequencystability電力系統受到擾動后，系統頻率能夠保持或恢復到允許的范圍內，不發生頻率振蕩或崩潰的能力。電力監控系統powermonitoringsystem用于監視和控制電力生產及供應過程的、基于計算機及網絡技術的系統及智能設備，以及作為基礎支撐的通信及數據網絡等。9直流附加控制HVDCsupplementarycontrol利用直流輸電系統所連交流系統中某些運行參數的變化，對直流功率、直流電流、直流電壓或者換流器吸收的無功功率進行自動調整，用以改善交流系統運行性能的控制功能。網絡安全cybersecurity通過采取必要措施，防范對網絡的攻擊、侵入、干擾、破壞和非法使用以及意外事故，使網絡處于穩定可靠運行的狀態，以及保障網絡數據的完整性、保密性、可用性的能力。網絡安全管理平臺cybersecuritymanagementplatform由安全核查、安全監視、安全告警、安全審計、安全分析等功能構成，對電力監控系統的安全風險和安全事件進行實時監視和在線管控的系統。網絡安全監測裝置cybersecuritymonitoringdevice部署于電力監控系統局域網網絡中，用以采集監測對象的網絡安全信息，向網絡安全管理平臺上傳事件信息并提供服務代理功能的設備。3.5市場電力現貨市場electricityspotmarket發電企業等市場主體以市場化交易的形式提供電力服務的交易機制，主要包括日前、日內、實時的電能量交易，通過競爭形成分時市場出清價格，并配套開展調頻、備用等輔助服務交易。輔助服務ancillaryservices為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電側并網主體、新型儲能和能夠響應電力調度指令的可調節負荷提供的調頻、調峰、調壓、備用、黑啟動等服務。發電企業、電網企業和用戶以市場化交易的形式提供電力輔助服務的交易機制。黑啟動blackstart當某一電力系統因故障等原因全部停運后，通過該系統中具有自啟動能力機組的啟動，或通過外來電源供給，帶動系統內其他機組，逐步恢復全系統運行的過程。系統試驗systemtest為檢驗系統特性、系統控制能力和確定仿真參數所進行的試驗。兩條完全獨立的通信通道twocompletelyindependentcommunicationchannels兩條通信通道之間沒有任何關聯，不會因任一通信通道的供電電源、通信設備、光纜、聯絡線纜、電纜管溝等單一故障原因造成兩條通道同時中斷。4電網運行對規劃、設計與建設的要求4.1一次部分4.1.1.1本文件規定了電網企業和電網使用者在電力系統規劃、設計和建設過程中應遵循的技術標準、設計標準和工作程序。在規劃、設計和建設階段，擬并網方與電網企業應按照附錄A中A.1的要求交換資料和信息。4.1.1.2電網和電源規劃、設計和建設的主要內容包括：a)電力規劃，包括全國電力規劃、區域電力規劃、省(市、自治區)電力規劃和地區電力規劃；b)電網規劃，包括全國電網規劃、區域電網規劃、省(市、自治區)電網規劃、地區電網規劃和配電網規劃；c)電源規劃、可再生能源開發利用規劃；d)大型主網直供用戶供電工程專題設計；e)電力系統并(聯)網初步可行性研究、可行性研究和系統專題設計；f)電網技術改造專題研究；g)電網工程(預)可行性研究、初4.1.1.3電網和電源規劃、設計和建設的時間應按下列要求執行。a)電網規劃分為短期電網規劃(規劃期5年)、中期電網規劃(規劃期5年～15年)和長期電網規劃(規劃期15年以上)。一般以中期電網規劃為主，必要時可開展短期電網規劃和長期電網規劃。電力規劃一般以5年～10年為設計期，設計水平年的選取宜與國民經濟計劃的年份相一致。b)大型發電廠接入系統設計可與該工程的可行性研究同步進行，在工程核準前完成。必要時也可按發電企業委托的進度要求進行。c)主網直供用戶供電工程專題設計應與該工程的可行性研究同步進行，在工程初步設計開始前完成。必要時也可按主網直供用戶委托的進度要求進行。d)電力系統并(聯)網應按照并(聯)網工程設計的不同階段和工程建設程序要求進行。必要時也可按電網企業委托的進度要求進行。e)電網新、改擴建工程應按照基建程序進行。必要時也可按電網企業委托的進度要求進行。f)新能源規劃應與電網規劃同步開展，并滿足新能源多場站短路比等安全約束、新能源利用率等消納指標及市場化并網要求。隨新能源場站規劃建設的無功補償設備、電化學儲能設施及調節電源等應與新能源項目同步規劃、同步設計、同步投產。4.1.1.4電網和電源規劃、設計和建設的職責劃分與工作流程如下。a)電力規劃和電網規劃由政府主管部門負責組織有關單位完成。經政府主管部門組織有關參加單位、咨詢單位、中介機構評審，由政府主管部門發布后，可作為電力項目報批和建設的前提。b)省(市、自治區)電網規劃和電力規劃由省級能源主管部門負責組織有關單位完成。經上級主管部門組織有關咨詢或中介機構評審通過后執行，可作為省(市、自治區)電網電力項目報批和建設的依據。c)大型發電廠的接入系統設計，應包括接入系統、升壓站、發電機組帶負荷能力、調峰性能、勵磁及調速系統的性能、高頻及低頻特性、繼電保護及安全穩定控制措施、通信及自動化系統、電力監控網絡安全設計等，由該發電企業負責委托具備資質的設計單位完成。在新能源并網發電占比較高地區的新能源場站或接入35kV及以上系統的風電場、接入10kV及以上系統的光伏電站接入系統設計中還應明確新能源場站需提供的慣量和短路容量支撐能力，并開展電能質量專題研究。經電網企業組織技術評審通過后，可作為該發電企業項目報批、建設及簽訂d)主網直供用戶的供電方案專題設計，由主網直供用戶負責委托具備資質的設計單位完成。經擬為其供電的電網企業組織評審通過后，可作為該主網直供用戶項目報批、建設及簽訂《并網e)涉及兩個獨立電網企業的關于電力系統聯網的初步可行性研究、可行性研究和系統專題設計，可由聯網雙方共同負責組織有關單位完成。經上級主管部門組織有關咨詢或中介機構評審通過后，可作為聯網雙方的電網企業項目報批、互供電協議簽訂和項目建設的依據。f)電網新、改擴建工程的設計和建設，原則上由相應電網企業負責組織有關單位進行，按照電網工程基建程序，完成工程的初步設計、工程建設實施、工程驗收、工程投運等各階段工作內容。4.1.2.1電力系統的規劃、設計和建設應以GB38755為基礎，依據電力系統規劃、設計、建設和運行的相關技術標準進行，并滿足下列要求。a)滿足經濟性、技術先進性、可靠性與靈活性及一、二次系統協調發展的要求。b)具備必要的有功電源和無功電源儲備，在新能源并網發電占比較高地區的新能源場站或接入35kV及以上系統的風電場、接入10kV及以上系統的光伏電站，宜考慮慣量和動態無功電源儲備。d)電力系統中任一元件無故障斷開，系統應能保持穩定運行，且不致使其他元件超過規定的事故過負荷和電壓、頻率允許偏差的要求。e)正常運行方式(含計劃檢修方式)下，電力系統中任一元件(發電機、線路、變壓器、母線、直流單極線路、直流換流器)發生單一故障時，系統應能保持穩定運行。f)正常運行方式(含計劃檢修方式)下，電力系統應具有較好的抗擾動能力，滿足GB38755規定的各項安全穩定標準。g)采用符合電網運行實際的計算參數。i)電源裝機的類型、規模和布局合理，且具有一定的靈活調節能力。J)電力系統應統籌建設足夠的調節能力，常規電廠(火電、水電、核電等)應具備必需的調峰、調頻和調壓能力；新接入的新能源應具備調節能力，其中在新能源并網發電占比較高地區的新能源場站或接入35kV及以上系統的風電場、接入10kV及以上系統的光伏電站應具備一次調頻、快速調壓、調峰、電壓和頻率耐受等能力，且應滿足相關標準要求；必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節資源及調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備。k)分布式電源規劃應參考電網承載力評估測算結果，宜就地消納。接入不同電壓等級的分布式電源應進行差異化設計，具備功率預測能力，集群內部協調響應能力、對大電網的頻率、電壓支撐能力。4.1.2.2城市和農村電網規劃應以GB/T50293、DL/T5131等為依據，進行多方案綜合評價，以達到優化資源配置、優化建設進度和投融資結構、優化目標網架等目的。4.1.2.3電力系統設計應以通過評審的電網規劃為指導，以相關電力系統技術導則為依據，并按照DL/T5429、DL/T5444等標準的要求，設計經濟合理、安全可靠的網架結構，提出電源、電網協調的建設方案，并為系統繼電保護設計、系統安全穩定控制自動裝置設計創造條件。4.1.2.4大型發電廠的接入系統設計應以通過評審的電力系統設計為指導，以相關電力系統技術導則為依據，按照DL/T5439的要求，深入研究該電廠與電力系統的關系，確定和提出電廠送電范圍、出線電壓、出線回路數、電氣主接線及有關電氣設備參數的要求，為電廠的初步設計提供依據。送端電廠應經相對獨立的送電回路接入受端系統，避免電廠或送端系統之間的直接聯絡以及送電回路落點和輸電走廊過于集中。4.1.2.5電力系統并(聯)網的初步可行性研究、可行性研究應以通過評審的電網規劃或并(聯)網規劃為指導，以相關電力系統技術導則為依據，以安全為基礎，體現平等協商、投資與收益均衡、貫徹國家產業政策和資源優化配置等原則，為并(聯)網工程初步設計提供依據。4.1.2.6直流輸電系統接入系統設計應以通過評審的電力系統設計為指導，以DL/T436、DL/T437、GB/T20996.1、GB/T20996.2、GB/T209等為依據，直流輸電的容量應與送受端系統的容量匹配，多饋入直流(兩回及以上)總體規模應和受端系統相適應，直流短路比、多饋入直流短路比應達到合理的水平。4.1.2.7新能源接入系統設計應以通過評審的電力系統設計為指導，以GB38755、GB/T19963.1、GB/T19964為等為依據。新能源場站應具備必要的調節能力，在新能源并網發電占比較高地區的新能源場站或接入35kV及以上系統的風電場、接入10kV及以上系統的光伏電站應配置靈活調節資源及動態無功調節設備，具備滿足相關標準要求的一次調頻、快速調壓、調峰能力，對于系統電壓、頻率的波動應具有一定的耐受能力，具備基本的慣量和短路容量支撐能力，新能源場站短路比應達到合理的4.1.2.8接入35kV及以上系統的風電場和接入10kV及以上系統的光伏電站，其接入系統設計應包括接入系統、多場站短路比、寬頻振蕩風險評估及監測/預警/控制措施、快速頻率響應能力、高低壓/高低頻耐受能力、網絡安全防護、電能質量預評估等內容。4.1.2.9通過柔性直流輸電系統并網的大型新能源場站，其設計應與柔直系統相匹配，并需要對其與周邊新能源場站及其送出系統的寬頻振蕩風險進行評估，必要時應配置監測手段和抑制措施。4.1.2.10電網工程的可行性研究和初步設計應以通過評審的電力系統設計為指導，以相關電力系統技術導則為依據，并按照有關變電所、送電線路設計規范的要求開展設計。設計方案應做到技術可行、經濟合理、運行安全可靠、有利于統一管理和建設，并為工程的施工圖設計提供依據。4.1.2.11在電力系統設計以及大型輸變電工程、大型電源接入系統、直流輸電工程的可行性研究工作中，應開展電力系統穩定計算，研究工程對整個互聯系統的影響，做好常規電源與新能源、電源與電網、直流與交流、輸電與變電工程的合理銜接，源網荷儲協調。4.2二次部分電力二次部分應統一規劃、統一設計，并與一次系統的規劃、設計和建設同步進行，同步投運。二次部分包括繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信、電力監控系統網絡安全等。電網使用者的二次設備及系統的技術要求參見電網二次部分技術規范(GB/T14285,GB/T38969,DL/T5506等)、《電力監控系統安全防護規定》(國家發改委〔2014〕第14號令)、《電力監控系統安全防護總體方案》(國能安全〔2015〕第36號文)等安全防護方案和評估規范及相關配套文件和信息系統安全等級保護基本要求(GB/T22239)、電力監控系統網絡安全防護導則(GB/T36572)及相關設計規程(DL/T5137等)。規劃、設計的主要內容如下：a)二次部分規劃，包括各級電網的繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力監控系統網絡安全防護、電力通信等的規劃；b)并(聯)網工程二次部分可行性研究；c)二次部分設計，包括各級電網的繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力監控系統網絡安全防護、電力通信等的設計；d)發電廠(含各類統調和非統調發電廠)、變電所(換流站)、串補站、新能源場站、虛擬電廠、主網直供用戶的接入系統二次部分設計；e)電網的二次部分技術改造或重大技術項目專題可行性研究；f)二次部分的工程設計(包括初步設計、施工圖設計、竣工圖設計)。4.2.3工程建設的設計通則工程建設的設計原則如下。a)二次部分的規劃、并(聯)網可行性研究、系統設計、接入系統設計應遵循國家產業政策和技術政策，在已通過評審的電網一次部分規劃、電力系統并(聯)網可行性研究、電力系統設計、大型發電廠接入系統設計的基礎上進行。c)二次部分的規劃、并(聯)網可行性研究、系統設計、接入系統設計均應進行評審。d)二次部分的工程建設應有完整的工程設計。工程設計須在已通過評審的并(聯)網可行性研究、接入系統設計的基礎上進行。e)工程設計應遵循國家和行業的標準、規程、規范，采用先進成熟、本質安全的系列產品。f)工程設計采用經科技項目立項的工程設備(系統)為藍本時，被推薦采用的設備(系統)至少應有系統原型或實驗室實測建立的模型，設備(系統)應通過具備資質機構參照相應國家標準、行業標準標進行的相關功能測試，以確保其提供的設備(系統)能夠滿足電網安全、調度運行和投資方的要求。4.2.4工程項目的建設程序工程項目的建設程序如下：a)二次部分工程項目的建設應按照基建配套工程、專項工程建設程序進行；b)二次部分的工程項目應按照規劃設計、可行性研究、初步設計、施工圖設計、設備采購、工程實c)二次部分工程項目的廠站設計應隨相應主體工程的設計和建設階段進行。4.2.5工程設計評審和驗收工程設計評審和驗收要求如下。a)初步設計(含概算)應由業主方組織評審。參加評審的人員至少應包括電網調度機構等有關單位的技術人員和聘請的專家，并應將評審會議確定的評審意見上報項目審批部門批準，以作為工程設計和投資控制的依據。b)為保證技術方案的合理性與經濟性，對較復雜的系統集成項目和設備采購項目，業主方應組織對技術規范書進行評審和最終確認。評審人員至少應包括相關電網調度機構、技術規范書編制單位及有關單位的技術人員和聘請的專家。c)工程竣工時，業主方應組織相應電網調度機構、設計單位、集成(供貨)商和聘請的專家進行工程竣工驗收。4.2.6設備采購技術要求設備采購技術要求如下。a)與電網運行有關或并網運行后可能影響電網運行特性的設備，采購前業主方應組織包括電網調度機構等有關各方對技術規范書進行評審。工程竣工時，業主方應組織有關各方和聘請的專家進行工程竣工驗收。b)設備的技術性能應符合國家標準、行業標準及相應國際標準，滿足技術規范書要求，并通過具備資質機構的檢測。引進設備應通過國家認證機構的檢驗或測試。c)擬并網方與電網有配合關系設備的技術要求應與電網的技術要求相一致。設計內容如下。a)保護配置：應至少包括線路保護、母線保護、斷路器保護、主變保護等各種單元件保護的配置方案和保護通道組織方式。b)其他內容：包括故障錄波系統、保護以及故障錄波管理子站等設計內容。設計原則如下。a)遵循國家標準、行業標準和相關國際標準。繼電保護的配置應以GB/T14285為指導，并且依據至少包括DL/T5506、DL/Z713等在內的設計技術標準、規范，滿足電力系統繼電保護功能獨立性和反事故措施要求。b)繼電保護及故障信息管理系統應統籌規劃，分步實施。繼電保護及故障信息管理系統包括主c)電源側和用戶側的保護配置方案應滿足系統穩定和運行管理要求。電源側繼電保護的配置與整定須與電網相協調；電鐵、鋼廠等用戶側的保護配置需滿足GB/T34122相關內容要求。d)下述情況應進行專題研究：1)交直流混合系統的繼電保護；2)有可控高抗、可控串聯補償電容器、串聯補償電抗器和柔性交流輸電系統(FACTS)的繼電保護；3)孤網運行系統的繼電保護；4)出現更高一級電壓等級時的繼電保護；5)采用新能源經柔直送出、低頻輸電等新型輸電技術、控制技術或新型一、二次設備等缺乏成熟運行經驗的繼電保護；6)新能源大規模并網的繼電保護；7)復雜電氣化鐵路并網的電網側繼電保護；8)一次系統特殊結構或運行方式造成現有保護裝置可能不滿足運行要求的；9)采用變速抽水蓄能機組等新型發電技術的繼電保護。4.2.8安全穩定控制措施及安全自動裝置設計原則如下。安全自動裝置的配置應滿足GB38755中關于電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準分級的要求，按照統一規劃、統一設計、與電廠及電網輸變電工程同步建設的原則，建立起保證系統穩定運行的可靠的三道防線。a)系統穩定運行的第一道防線，由繼電保護裝置構成，以滿足電力系統第一級安全穩定標準要求為目標。b)系統穩定運行的第二道防線，由切機、切負荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵等裝置構成，以滿足電力系統第二級安全穩定標準要求為目標。c)系統穩定運行的第三道防線，由失步/快速解列裝置及低頻/低壓減負荷和高頻切機等裝置構成，以滿足電力系統第三級安全穩定標準要求為目標。因第三級安全穩定標準涉及的情況難以全部枚舉，且故障設防的代價較大，對各個故障可不逐一采取穩定控制措施，代之以在電力系統中預先設定統一的措施。穩定計算原則如下：a)穩定計算應按GB38755、GB/T40581和GB/T26399的要求執行，計算重點是校驗第二級、第三級安全穩定標準中的故障類型；b)安全自動裝置的配置方案應根據穩定計算結果制定。4.2.8.3安全自動裝置配置通則安全自動裝置配置原則如下：a)采用的穩定措施主要包括切機、切負荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵、失步/快速解b)安全穩定控制系統(含廠站執行裝置)及重要的安全自動裝置應雙重化配置，通道應按不同物理路由實現雙重化配置；c)安全穩定控制系統和安全自動裝置應單獨配置，具有獨立的投入和退出回路，應避免與廠站計算機監控等其他系統和裝置混合配置；d)安全自動裝置須滿足接入電網安全穩定控制系統的技術要求，安全自動裝置的運行狀態應上傳所轄調度機構；e)同一場站面向不同電網安全穩定控制要求的安全自動裝置應各自獨立配置，應避免跨電壓等級裝置運行策略的相互影響及不同層級調度的交叉管理。4.2.9調度自動化系統調度自動化系統是由主站(調度端)系統，子站(廠站端)系統及設備，以及相應的數據傳輸通道和二次系統安全防護設施構成的整體。應包括以下內容。a)主站(調度端)系統功能1)基礎平臺；2)實時監控與智能告警；3)自動發電控制(AGC);4)自動無功電壓控制(AVC);5)電力系統分析應用軟件(PAS);6)電力系統廣域相量測量(WAMS);7)調度計劃；8)電力現貨市場；9)電力輔助服務市場；10)電能量計量；11)水調自動化；雷電監測；電網運行駕駛艙；新能源發電調度自動化；燃煤機組煙氣在線監測；熱電聯產機組在線監測；17)并網電廠輔助服務監測與管理；18)配電管理；19)調度生產管理；20)電力監控系統安全防護；21)電力調度數據網設備；22)相關輔助類設備[調度大屏幕、專用不間斷電源(UPS)和精密空調等]等。b)子站(廠站端)系統及設備1)遠動終端(RTU)或計算機監控系統及其遠動通信工作站；2)與遠動信息采集有關的變送器、交流采樣測控單元(包括站控層及間隔層設備)及相應的二次測量回路；3)電能計量裝置及相應的電能量遠方終端；4)相量測量裝置(PMU)或寬頻測量裝置；5)自動電壓控制(AVC)子站；6)電能質量在線監測裝置；7)煙氣在線監測子站；8)熱電聯產機組在線監測子站；9)水調自動化(或水情自動測報)子站；10)電力市場申報終端；11)新能源發電功率預測系統；12)配電網自動化遠方終端、主網直供用戶電力負荷管理終端；13)電力調度數據網接入設備和二次系統安全防護設備；14)衛星授時接收裝置(北斗等)或其他時間同步對時裝置；15)向子站自動化系統設備供電的專用電源設備(包括不間斷電源、直流電源及配電柜)、配套的附屬設備(專用空調、消防設備等);16)發電廠自動發電控制(AGC)子站。設計原則如下。a)調度自動化系統設計應滿足GB/T38969、GB/T13729、GB/T15153.1、DL/T5003、DL/T5002、DL/T614的要求。b)主站系統應包括主用系統及備用系統，備用系統宜與主用系統同期建設，功能和運行管理應與主用系統協調，滿足電網運行控制和調度生產指揮連續性的要求。c)廠站端系統及設備應隨發電廠、變電站的設計統一進行，滿足調度自動化規劃和系統設計的要求。直調直控廠站的遠動信息上送范圍應滿足相關規定，信息采集應采用直調直采、直采直送的方式。非直調直控廠站的遠動信息上送范圍應滿足對應調度主站數據采集需求。d)變電站、集控站及發電廠新建、改建、擴建時，調度端系統的增加或變化部分應與之同步設計、e)調度自動化系統的主要設備和通道應采用冗余配置。f)發電廠應配置調度數據網設備并實現與調度端的信息交互。4.2.10電力監控系統網絡安全設計內容如下：a)電力監控系統網絡安全防護設計應包括安全物理環境、安全計算環境、安全區域邊界和安全通信網絡四個部分，防護措施和設備配置滿足分級、分區要求；b)電力監控系統應具備監測、記錄網絡運行狀態等安全管理功能，以實現對其所管理的電力監控系統網絡安全防護的統一管理。設計原則如下：a)電力監控系統網絡安全防護設計應滿足GB/T22239、GB/T25070、GB/T36958的要求；b)電力監控系統網絡安全防護應隨電力監控系統的新建、改建或擴建開展同步規劃、同步建設、同步使用；c)電力監控系統網絡安全防護設計應滿足“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的基本要求；d)電力監控系統網絡安全防護設計應堅持合理復用、經濟適度的原則；e)電力監控系統涉及的設備及軟件均應滿足安全可控要求，并通過相關機構的安全檢測認證，且不應存在國家相關管理部門檢測認定和電力行業主管(監管)部門通報的漏洞和風險。設計內容如下：a)通信網的網絡結構(含光纜網拓撲、傳輸網拓撲等);b)通信設備(含傳輸設備、接入設備、交換設備、數據網設備、視頻會議設備、同步設備、應急通信設備、無線通信設備等);c)通信機房(含通信電源及監測系統等);d)通信業務需求及通道組織方式；e)通信網絡管理系統。設計原則如下：b)遵循國家、行業標準和相關國際標準，滿足DL/T544和DL/T598的要求；c)以滿足電網安全經濟運行對電力通信業務的要求為前提，逐步構筑電力信息傳輸基礎平臺；d)持續促進網絡的整體性能優化，滿足電力通信網的中長期發展需要；e)充分考慮電力通信電路的迂回和冗余；f)滿足繼電保護、安全自動裝置、調度自動化及調度電話等對信息傳輸實時性和可靠性的要求；g)滿足兩條完全獨立的通信通道要求。5并網、聯網與接入條件5.1并網程序5.1.1擬并網方應與電網企業根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，簽訂《并網調度協議》。互聯電網各方在聯網前應簽訂電網互聯調度協議等文件。并網程序中的時間順序應符合附5.1.2《并網調度協議》的基本內容包括但不限于：雙方的責任和義務、調度指揮關系、調度管轄范圍界修、繼電保護及安全自動裝置、調度自動化、電力通信、5.1.3新建、改建、擴建的發、輸、變電工程計劃首次并網90日前，擬并網方應向相應電網調度機構提交A.2所列資料，并報送并網運行申請書。申請書內容包括：a)工程名稱及范圍；b)計劃投運日期；c)試運行聯絡人員、專業管理人員及運行人員名單；d)安全措施；e)調試大綱；f)現場運行規程或規定；g)數據交換及通信方式。5.1.4擬并網方應于計劃首次并網30日前，向電網調度機構提交由有資質單位完成的接入系統穩定計算報告。必要時應提交次同步振蕩、次同步諧振、電能質量專題分析報告。5.1.5電網調度機構應在收到擬并網方提出的廠站命名申請后的15日內，下發廠站的調度命名。5.1.6電網調度機構應在收到擬并網方提出的一次設備命名、編號申請后的30日內，下發相關設備的命名和編號；擬并網方收到后如有異議，應于10日內以書面形式回復電網調度機構，逾期將被認為確認。設備編號和命名程序應符合附錄C的規定。5.1.7電網調度機構應在收到并網申請書后35日內予以書面確認。如不符合規定要求，電網調度機構有權不予確認，但應書面通知不確認的理由。5.1.8擬并網方應在收到并網確認通知后20日內，與電網調度機構商定首次并網的具體時間和工作程序。5.1.9電網調度機構收到并網申請書并確認后，應完成下列工作。a)根據啟動委員會審定的調試大綱和啟動方案，編制調試期間的并網調度方案。b)完成涉及新設備投產的穩定計算，校核相應的安全自動裝置配置方案。c)在首次并網日30日前，向擬并網方提交并網啟動調試的有關技術要求。d)在首次并網日30日前，向擬并網方提供通信電路運行方式，雙方共同完成通信電路的聯調和開通工作。e)在首次并網日7日前，雙方共同完成調度自動化系統的聯調。f)在首次并網日(或倒送電)5日前，向擬并網方提供電廠內調度管轄設備的繼電保護定值；涉及實測參數的，在收到實測參數5日后，提供繼電保護定值。發電機失步保護、頻率電壓保護、失磁保護等涉網保護定值經試驗后由擬并網方報調度機構備案。g)首次并網日5日前，按5.3、5.4的規定組織開展擬并網方并網條件認定。擬并網方不具備并網條件的，電網調度機構應拒絕其并網運行并書面提出整改要求。擬并網方應按有關規定要求進行整改，符合并網條件后方可并網。h)其他相關工作。5.1.10首次并網前，擬并網方應與電網企業根據平等互利、協商一致的原則，簽訂有關《購售電合同》5.1.11首次并網前，擬并網方應完成附錄D所列繼電保護及安全自動裝置、調度自動化系統、網絡安全裝置、電力通信系統的調試和試驗。5.1.12擬并網方應根據啟動并網調度方案和有關技術要求，按照電網調度機構值班調度員的調度指令完成并網運行操作。5.1.13電源首次并網后，發電企業應根據啟動調試工作進度，按照相關標準規范要求，組織完成電源并網試運行。電網調度機構應做好運行方式調整，及時安排相關電源并網試運行。5.1.14同步發電機機組滿負荷試運行(風電場、光伏電站、電化學儲能電站試運行結束)前，發電企業應委托有資質單位完成附錄D所列系統試驗、檢測、核查和評估工作；調試結束后，應向電網調度機構提供有資質單位出具的報告，經電網調度機構組織評審。評審不合格的，應按電網調度機構的要求限期整改，未完成整改的機組不應進入滿負荷試運行或視作未完成試運行。5.2應滿足的電網技術特性和運行特性5.2.1電網調度機構有義務協調和調整所有并入電網的發電廠、電網和用戶的設備運行方式，以保證并網點電力系統的技術、運行特性滿足下述要求。電網內的發電廠、電網和用戶有義務按照相關電網調度機構的安排或指令對本企業設備進行相應的調整，以滿足電網運行的要求。5.2.2電網頻率偏差。電力系統的標準頻率為50Hz,其偏差應滿足GB/T15945的要求。在事故等特殊情況下，電力系統頻率在短時間內可不受上述標準限制。5.2.3電網電壓偏差。在電力系統的每個并網點，電力系統電壓偏差應符合GB/T12325和GB/T40427的要求。在事故等特殊情況下，電力系統電壓可不受上述標準限制。5.2.4電壓波形質量。電網使用者向電網注入的諧波、間諧波和功率波動應不超過國家標準和電力行業標準。接入電力系統的所有設備，應能承受下列范圍內諧波和三相不平衡導致的電壓波形畸變。a)諧波含量。電力系統諧波應符合GB/T14549要求。b)三相不平衡。電力系統三相不平衡量應符合GB/T15543的要求。c)電壓波動。接入設備對并網點電壓波動的影響應符合GB/T12326的要求。5.3通用并(聯)網技術條件5.3.1人員和規程要求人員和規程要求如下。a)電網調度機構值班人員和擬并網方接受調度指令的運行值班人員應具備上崗值班資格。資格認定由相應的電網調度機構組織進行。擬并網方應將有權接受調度指令的運行值班人員名單、上崗證書復印件和聯系方式等報送相應電網調度機構。b)擬并網方的運行、檢修規程應齊備，相關管理制度齊全，其中涉網安全部分應與所在電網的安全管理規定相一致。5.3.2合規性認證要求合規性認證要求如下：a)擬并網方應具備政府核準批復文件和接入系統可研批復文件等項目合規性文件；b)同步發電機的勵磁調節器(含PSS)、調速器、發變組保護；SVC/SVG控制保護裝置、AVC/AGC控制器；風電機組/光伏/儲能發電單元控制保護裝置、新能源場站及儲能電站一次調頻控制器；調相機勵磁調節器、調變組保護；相量測量裝置等涉網(控制保護)設備應具備有資質單位出具的型式試驗報告和入網檢測報告。5.3.3調試試驗要求擬并網方應根據并網工作進度，按照相關標準規范要求，在電網調度機構的指導和配合下，完成附錄D所列的設備調試和系統試驗項目。a)同步發電機組應完成D.1所列的調試試驗項目。b)風電場、光伏電站應完成D.8所列的測試試驗項目。c)電化學儲能電站應完成D.9所列的測試試驗項目。d)繼電保護及安全自動裝置、調度自動化系統、網絡安全裝置、電力通信系統應完成D.2～D.5所列的試驗項目。5.3.4電源并網試運行要求電源并網試運行合格后，方可正式并網運行。各類電源并網試運行的要求如下。a)核電機組和300MW及以上的火電機組應連續完成168h滿負荷試運行。b)水電機組應按照DL/T507要求，完成帶額定負荷連續72h試運行。c)風電場應按照GB/T51121、GB/T20319要求，單臺機組應連續、穩定、無故障運行達240h,并且在此期間機組達到額定功率，應視為該機組試運行合格。如果在240h的試運行期內，機組沒有達到額定功率，應試運行順延至達到額定功率。如果順延120h仍然未達到額定功率，機組運行正常，則視為機組試運行合格。d)光伏電站應按照GB/T50796要求，從光伏電站啟動開始無故障連續并網運行時間應不少于光伏組件接受總輻射量累計達60kW·h/m2的時間。e)抽蓄機組應按照GB/T18482要求，完成機組360h考核試運。5.3.5繼電保護及安全自動裝置5.3.5.1擬并網方與電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置，應與電網繼電保護及安全自動裝置相配合，設備的技術性能符合相關標準要求和國家及有關部門頒布的繼電保護及安全自動裝置反事故措施要求。5.3.5.2繼電保護及安全自動裝置的驗收應以設計圖紙、設備合同和技術說明書、相關驗收規定等為依據。5.3.5.3擬并網方、聯網雙方的涉網繼電保護應按下述原則完成整定計算。a)遵循DL/T559、DL/T584、DL/T684、GB/T40586、DL/T1631、GB/T32900等標準所確定的整定原則。b)網與網、網與廠的繼電保護定值相互協調。c)新能源場站的涉網頻率和電壓保護滿足相關標準對頻率、電壓穿越的要求。5.3.5.4并(聯)網前，除滿足工程驗收要求外，還應滿足下列要求。a)統一并(聯)網界面的繼電保護及安全自動裝置調度術語，交換并(聯)網雙方繼電保護及安全自動裝置的命名與編號，按附錄A的規定交換整定計算所需的資料、系統參數和整定限額。b)書面明確有關發電機的開機方式、變壓器的中性點接地方式，并按規定執行。c)書面明確相關繼電保護及安全自動裝置的使用和投退原則；書面明確并(聯)網界面繼電保護及安全自動裝置的整定計算、運行維護、檢驗和技術管理工作范圍和職責劃分，并確定工作聯系人和聯系方式；交換各自制定的接口設備的繼電保護及安全自動裝置運行管理規程。d)與雙方運行有關的繼電保護及安全自動裝置整定完畢，所有繼電保護及安全自動裝置、故障錄波、保護及故障信息管理系統能夠與相關一次設備同步投入運行。5.3.6.1并(聯)網前，并(聯)網雙方的通信系統應能滿足繼電保護、安全自動裝置、調度自動化及調度電話等業務的要求。相關業務通過無線通信承載時，應符合國家及電力行業有關網絡安全規定。5.3.6.2與電力通信網互聯的通信設備應與系統接入端設備的接口與協議相一致，并經電網通信主管部門確認。5.3.6.3擬并網方應配置有蓄電池、不間斷電源(UPS)的通信電源系統，每套通信電源應有兩路分別取自不同母線的交流電源輸入，并具備自動切換功能，整流模塊、蓄電池容量應滿足運行要求，避免因單點隱患導致通信設備失電、監控信號中斷等故障。5.3.6.4110kV及以上電壓等級，擬并網方至電網調度端之間應具備兩條及以上獨立路由的通信通道。5.3.6.5同一條輸電線路上的兩套繼電保護或安全自動裝置信號應滿足兩條完全獨立的通信通道要求。5.3.6.6為保障電網運行的可靠性和電力通信網的安全性，未經相應電力通信主管部門批準，任何接入電力通信網的電力企業不應利用通信電路承載非電力企業的通信業務或從事營業性活動。5.3.6.7擬并網方的通信設備應配備監測系統，將設備運行工況、告警信