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/T 314642015

是由主站无功自动控制程序、信息传 收装置、子站AVC控制系统及执行机构等环节组成的整体

建筑施工图集并网调度协议powerdispatchingagreement 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

用于规范与电网调度运行有关行为的技术和管理规定

调度管理规程managementcodeofpowerdispatchin 用于规范与电网调度运行有关行为的技术和管理规定

周度管理规程managementcodeofpowerdispat 于规范与电网调度运行有关行为的技术和管理

停运scheduledoutage

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

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。 1.3规划、设计和建设的时间应按下列要求执行： a）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 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）大型发电厂接入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。 c） 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。 d) 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。 e） 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。 1.4电网规划、设计和建设的职责划分与工作流程如下： a）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。 b 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。 c）大型发电厂的接入系统设计，包括接入系统、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。 d）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。 e） 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 一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。 f）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。

4.1.2.1电网的规划、设计和建设应以DL755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。

2.1电网的规划、设计和建设应以DL755为基础，依据电网规划、设计、建设和运行的相关技术标 #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。 b） 具备必要的有功电源和无功电源储备。 ） 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 一故障时，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。

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，深入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 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、GB/Z20996.3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

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。 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 网二次部分技术规范（GB/T14285，DL/Z713，DL/T687等）、电力二次系统安全防护规定（国家电监

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/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。 b） 并（联）网工程二次部分可行性研究。 C 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。 d) 大型发电厂、变电所（换流站）的接人系统二次部分设计。 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。 二次部分的工程设计（包括初步设计、施工图设计、峻工图设计）

4.2.3工程建设的设计原则

工程建设的设计原则： a）二次部分的规划、并(联)网可行性研究、系统设计、接入系统设计应遵循国家产业政策和技术 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/T314642015

c）二次部分的规划、并（联)网可行性研究、系统设计、接入系统设计均应进行评审。 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、接入系统设计的基础上进行。 e）工程设计应遵循国家和行业的标准、规程、规范，来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： a）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。 b）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 施、竣工图设计、工程验收的顺序进行。 c）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

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。 b）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 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。 C 工程工时，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： a）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 调度机构等有关各方对技术规范书进行评审。工程峻工时，业主方应组织有关各方和聘请的 专家进行工程峻工验收。 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 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。 C 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

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。 6 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：

1）交直流混合系统的继电保护； 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； 4）互联电网系统的继电保护； 5）出现更高一级电压等级时的保护； 6）采用新的电力控制技术和设备时的保护； 7）同塔多回线路的继电保护； 8）新能源大规模并网继电保护； 9）电气化铁路运行后对继电保护的影响；

4.2.8.1设计原则

安全自动装置的配置应满足DL755中关于电力系统同步运行稳定性分级标准的要求，按照统 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： a） 满足电力系统第一级安全稳定标准要求，由系统一次网架及继电保护装置来保证，作为系统稳 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。 b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、水电厂投入制动电阻、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。 b） 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 系统。 c) 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。 d 安全稳定控制系统和安全自动装置需单独配置，具有独立的投入和退出回路，应避免与厂站 计算机监控系统混合配置。 e） 安全自动装置须满足接入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，

4.2.9调度自动化系统

4.2.9.1系统构成

周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 充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)； 4） 电力系统分析应用软件（PAS)； 5） 电力系统广域相量测量（WAMS)； 6） 电力市场运营调度计划； 7） 电能量计量； 8） 水调自动化； 9） 雷电监测； 10) 间歌式能源发电调度自动化； 11) 燃煤机组烟气在线监测； 12） 热电联产机组在线监测； 并网电厂辅助服务监测与管理； 14) 配电管理； 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。 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； 3） 电能计量装置及相应的电能量远方终端； 4) 相量测量装置（PMU)； 5） 自动电压控制（AVC)子站； 6） 烟气在线监测子站； 7） 热电联产机组在线监测子站； 8） 水调自动化（或水情自动测报）子站； 9） 发电侧报价终端； 10） 间歇式能源发电功率预测系统； 11） 配电网自动化远方终端、主网直供用户电力负荷管理终端； 12) 电力调度数据网接入设备和二次系统安全防护设备； 13) 卫星授时接收装置（北斗等）或其他时间同步对时装置； 14) 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。

GB/T 314642015

4.2.9.2设计原则

安水。 b）厂站端应随发电厂、变电所的设计 满足调度自动化规划和系统设计的要求。 c）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。

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）； 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； 通信网络管理系统； g)应急通信系统。

4.2.10.2设计原则

5并网、联网与接入条件

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I。 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： a）工程名称及范围； b）计划投运日期； c）试运行联络人员、专业管理人员及运行人员名单； d）安全措施；

e）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： a）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。 b）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。 C） 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。 d 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 开通工作。 e）在首次并网日7d前，双方共同完成调度自动化系统的联调。 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 站投入正式并网运行，

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 电网和用户的设备运行方式，以保 并网点电力系统的技术、运行特性满足 ，电网内的发电厂、电网和用户有义务按照相

GB/T 314642015

.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。 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 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～50.5Hz范围能够连续运行。 b）在48Hz48.5Hz范围内，每次连续运行时间不少于300s，累计运行不少于300min。 c）在50.5Hz~51Hz范围内，每次连续运行时间不少于180s，累计运行不少于180min。

5.2.4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GB12325和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； b）三相不平衡。电力系统三相不平衡量应符合GB/T15543的要求； c）电压波动。接入设备对并网点电压波动的影响应符合GB12326的要求。

5.3通用并（联）网技术条件

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 定由相应的电网调度机构组织进行

GB/T 314642015

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。 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

a）继电保护的整定计算遵循 584、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。 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 实测参数5d后，提供继电保护定值单。 3.2.7并（联）网前应通过的调试及有关试验见附录B

要求。 5.3.3.2拟并网方至电网调度端之间应具备两条及以上独立路由的通信通道。 5.3.3.3同一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 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 电路进行峻工验收。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 由输入电源、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。

5.3.4.1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回附录A

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。

5.3.4.8并（联）网前应通过的调试及有关试验见附录

GB/T 314642015

5.4分类并（联）网条款

5.4.1互联电网的联网

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。 b 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 原则、编制步骤、实施和协调方式。 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 互联电网各方应按照6.6.3进行无功电压控制。 5.4.1.3 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。 5.4.1.4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入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

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90ms； ：110kV~220kV设备不大于120ms。 C 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

a 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/T7409.1～7409.3和 DL/T583、DL/T843的要求；应有V/Hz(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。 b）100MW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

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。 发电厂提供的无功补偿装置应在 苏议电

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，参与电网团环目动发电 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： 1）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60。 2）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/min； ：AGC响应时间不大于40S。 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。 n 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 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。 0）水轮发电机组的一般性能应满足相关标准GB/T7894、DL/T730和DL/T751。 p）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%。 q）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。 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。 a）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 计。按GB/T14285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 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

GB/T 314642015

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。 对以前投入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。 b）发电机失步运行： 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20min；直接冷却的发电机300MW及以下机组可以在失 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 功率的40%，定子电流不超过1.0倍1.1倍时，发电机总的失磁运行时间不超过15min； 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； 2）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。 d）不平衡负荷： 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GB755一2008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。 e） 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。 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： a）流域内相关水、雨情信息： 1）重要雨量站实时雨情； 2）控制性水文站实时水情； 3）水情气象预报信息。

1）水库坝上、坝下水位，出、人库流量及发电引用流量； 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

3）供水等综合利用信息 4）水库沙情、冰情等。 .3.4对发电机AGC的要求： 概述： 1）5.4.2.2.1k)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； 3） 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； 4）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； 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： 1）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 AGC指令偏差范围满足自动发电控制性能评价标准要求。 2 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 括：AGC机组调整上/下限值、调节速率；火电和燃气机组DCS系统的“机组允许AGC运 行”和“机组AGC投入/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投入/退出”的状态信号等。 3 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 曲线运行；调节方式是指机组根据电网给定负荷运行。 4）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。 5），AGC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。 6 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 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8s～30s（可调整），以等待恢复正常指令； · 8s～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”； 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）水电厂和抽水蓄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)Hz （该值根据电网要求可随时调整）范围时，机组不允许反调节。 9） AGC发送指令的周期：火电不大于30S，水电不大于8S c）发电厂与电网调度机构EMS主站系统AGC信息通信的要求： 1发中二DTUL或计管扣监控系缩与由网调度机构EMS主站系统的通信规约应满足相关

5.4.2.3.4对发电机AGC的要求！

标准和电网调度的要求； 2 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EMS主站系统，正 确接收和执行EMS主站系统下发的AGC指令； 3） 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。 3.5对发电机AVC的要求

3.5对发电机AVC的

1）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； 4） 机组AVC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AVC功能方可投人运行。 6） 对参与AVC运行发电厂（机组）的要求： 1）AVC机组应按EMS下发的AVC调节指令调节机组的无功功率； 2） 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 （AVC)”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； 3） 发电厂应实时将AVC机组的运行参数和AVC状态信号（如，AVC投入/退出/闭锁等状 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； 4）机组AVC的月可投入率、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

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。 C 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： a）光伏电站应满足GB/T19964的要求。 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。 c）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入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

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 路的单相故障。汇集线系统中的母线应配置母差保护。 .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： a 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 测数据应报相关的电网调度机构。 b）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 求，应在工程技术规范书中明确。 C) 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。

5.4.4.3相联系统条件

相联系统条件如下： a）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：

施工管理标准规范范本5.4.5.1相关数据资料要求

相关数据资料要求如下： a） 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、 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、315kVA～500kVA 100kVA～315kVA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： a）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

终端，将电能量信息上传至电网调度机构的电能

5.4.5.3技术条件

GB/T 314642015

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： 1）根据相关规程、规定配备足够的无功补偿装置； 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； 3）无功补偿装置可投率、投运率应满足电网运行的要求； 4）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）； 5）自动电压控制装置可实现就地和调度端控制投切功能。 C 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。 d 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路桥施工组织设计 ，根据电网调度机构的要求 装设并投入自动低频低压减负荷装置，以满足负荷控制的需要。