山东电网新能源场站并网调度服务流程

('山东电网新能源场站并网调度服务流程一、山东电网简要情况二、山东电力调度控制中心简介三、新建新能源场站并网工作阶段流程1.并网前期准备2.并网调度协议签订3.新能源场站首次并网调试前的工作4.并网试运行期的工作5.移交生产四、工作联系与开展方式1一、山东电网简要情况山东电网负荷主要分布在胶济铁路沿线和东部沿海地区，火电主要分布在煤炭资源丰富的鲁西南地区;风电主要分布在沿海地区。截至2014年9月底，山东电网全网总装机容量7322万千瓦。其中，统调装机容量5562万千瓦，地方电厂装机容量1161万千瓦，统调风电装机容量582万千瓦，统调光伏电站容量15.76万千瓦。网内500千伏变电站34座（含胶东换流站），220千伏变电站344座。2013年全年统调用电量3593.78亿千瓦时，2014年夏季日最高统调用电负荷5705万千瓦。目前，山东电网通过500千伏双通道、四回线与华北电网互联，±660千伏银东直流深入负荷中心，形成以“五横三纵”500千伏电网为省域主网架的现代化电网。2二、山东电力调度控制中心简介1.省调主要职责负责编制公司调控运行规划并组织实施；参与电网发展规划编制，提出电力需求预测、电网发展和系统二次发展的需求和建议，组织开展过渡期电网安全分析校核；负责落实国家电网调度标准化建设、同质化管理要求，承担本省电网调度运行、设备监控、调度计划、水电及新能源、系统运行、继电保护、自动化等各专业管理职责；调度管辖省域内500千伏主网和220千伏电网，直调所辖电厂；负责发电厂并网运行管理；负责承担省3域内±660千伏及以下直流和500千伏交流站变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务，以及所监控电力设施安保、消防告警信号远方集中监视；负责本省配网故障抢修指挥业务管理；负责统筹协调与电网运行控制相关的通信业务；负责电力燃料专业管理；组织调度系统有关人员的业务培训。2.省调机构设置4.各处室相关职责综合技术处负责省调综合事务、安全管理和调度系统应急管理；负责发电厂（机组）并网管理，签订并网调度协议并监督实施；组织新机并网条件验收和移交生产技术条件确认；负责网源协调技术管理，组织对发电厂（机组）有关涉网的技术监督；组织实施电厂涉网事故的调查与分析；负责电网运行分析与工程管理。山东电力调度控制中心综合技术处调度控制处调度计划处系统运行处继电保护处自动化处设备监控处水电与新能源处4调度控制处负责调度控制专业管理；负责电网调度和500千伏变电站（±660千伏直流换流站）监控运行值班；负责当前电网安全运行管理；参与发电机组一次调频的技术管理；负责调度应急预案编制及演练；负责电网运行情况的汇总；负责发电机组一次调频、自动发电控制（AGC）的运行管理；负责调控运行人员培训和持证上岗管理。调度计划处负责调度计划专业的管理；负责调度计划专业的发展；负责编制发输变电设备年、月、日检修计划，编制月度投产计划及月度运行方式；负责编制节假日、重要活动保电措施；负责年、季、月电力电量平衡,编制日电力电量计划；负责电网负荷预测管理；负责短期市场交易管理；负责并网电厂（机组）运行考核管理。系统运行处负责系统运行专业的管理；负责系统运行专业的发展；负责电网安全稳定计算分析，编制年度电网运行方式；负责电网安全稳定工作的管理；负责发电厂涉网保护的管理；负责新建发输变电设备的投产管理，编制年度投产计划；负责主网无功电压及一次网损管理，负责无功电压自动控制系统（AVC）的应用维护。继电保护处5负责继电保护专业管理；负责继电保护专业的发展；负责继电保护整定计算；负责发电厂失磁保护的定值管理；负责继电保护装置管理；审核山东电网继电保护反事故措施；负责继电保护运行管理。自动化处负责调度自动化专业管理；负责调度自动化专业的发展；负责电网调度运行与管理的技术支持；负责电网实时监控信息的接入和管理；负责电能量计量系统管理；负责调度数据网络、二次系统安全防护及容灾备份方案的制定和管理；负责电网高级应用与仿真管理；负责节能调度与新能源监控、烟气排放与供热监测管理；参与发电机组自动发电控制（AGC）的技术管理，负责AGC系统联调和性能确认；负责自动电压控制（AVC）系统运行维护；负责时间同步监测运行管理；负责厂站调度自动化设备管理；负责新厂站自动化设备的联调、接入；负责调度自动化系统运行管理。设备监控管理处负责厂站端变电设备监控技术管理；负责变电设备监控信息的接入管理和验收组织管理；负责监控信息优化规范管理；负责监控系统缺陷的协调处理；负责厂站端继电保护、自动化和监控等二次融合；负责输电、变电设备状态在线监测与分析。水电与新能源处负责水电与新能源调度专业管理工作，负责水电与新能源6专业的发展和规划；负责水电与新能源机组并网调度协议的签订，审核新能源场站提供的并网资料、并网运行的安全技术条件和行为规范；负责水电与新能源运行监督和计划管理，综合分析、评价水电和新能源发电运行情况；负责新能源发电预测预报管理，审核新能源场/站的日前发电计划和检修计划；负责中心内部有关水电与新能源的综合管理和协调工作；负责水电与新能源专业相关的科技项目和理论课题研究，组织山东电网水电与新能源专业培训。电力通信专业管理设在国网山东省电力公司科技信通部，并网通信设备的联网测试、工程验收和运维管理由省信通公司负责。7三、新建新能源场站并网工作阶段流程1.并网前期准备●前期工作包括规划立项、设计审查、设备采购等各阶段的工作，应保证新能源场站满足电网安全、技术和管理标准。●新能源场站或接入系统设计单位可向电网调度机构了解电网的有关信息。●为便于新建新能源场站顺利并网和电网调度机构履行调度业务，新能源场站业主单位应邀请电网调度机构和通信管理8并网前期准备并网调度协议签订工作并网调度协议签订并网调度协议签订工作新能源场站首次并网调试前工作并网调度协议签订工作并网调试期工作并网调度协议签订工作机组移交生产确认并网调度协议签订工作部门参加以下工作，并提前1个月将有关资料提交给电网调度机构：\uf0d8接入系统评审、初设评审和设计联络会及施工图会审等；\uf0d8一、二次设备选型和招投标。●新能源场站业主单位应向电网调度机构提供项目接入系统设计批复意见，作为签订并网调度协议等工作的依据。2.并网调度协议签订●省调依据国家能源局和国家工商行政管理总局联合印发的《风力发电场并网调度协议（示范文本）》、《光伏电站并网调度协议（示范文本）》，编制《并网调度协议》。●签订《并网调度协议》是新能源场站并网运行的先决条件新建新能源场站应提前3个月与电网企业（具体由电网调度机构承办）协商相关事宜。●《并网调度协议》签订流程（参照附录七）。●《购售电合同》由营销部门负责。3.新能源场站首次并网调试前的工作●每年10月15日前，按调度规程规定向省调报送下年度新设备投产计划，省调于11月15日前批复。●每月15日前通过地调报送下月新设备验收、启动送电计9划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划。●首次并网日前应完成的工作：\uf0d8首次并网日6个月前，参加调度机构组织的运行值班人员持证上岗考试。\uf0d8首次并网日3个月前按要求格式（见附录一），向电网调度机构提供有关参数、图纸以及说明书等资料（外文资料需同时提供中文版本），提出一次设备命名、编号申请，并完善OMS基础信息库，以便开展升压站送电前的工作。\uf0d8首次并网日45天前，向电网调度机构提交升压站新设备启动试运申请书(见附录八)。新能源场站在收到送电确认通知后10天内，与电网调度机构商定升压站预计受电时间和有关事宜。\uf0d8按照通过审定的设计要求施工建设升压站一次设备及安全自动装置、继电保护装置、通信、调度自动化等二次系统，二次系统要与一次系统同步投入运行。\uf0d8首次并网日45天前完成新建通信设备、线路的安装调试工作，提交并网通信设备的联网测试和验收申请，并符合接入系统要求（见附录三），提交开通电路的书面申请，并办理接入调度通信系统的有关电路手续。\uf0d8首次并网日15个工作日前，完成新能源场站技术支持系统、电能量远方终端、PMU等相关设备的安装调试，完成调度数据网设备、二次安全防护设备和调度管理网设备与电网调度机构10端的联调工作；首次并网日7个工作日前，通过OMS系统报送收资材料，并完成以上系统设备与调度机构端自动化系统的联调工作，符合接入系统要求（见附录四）。\uf0d8编制现场运行规程，对新能源场站一次设备进行双重编号标示。\uf0d8首次并网日7个工作日前，新能源场站应具备在调度安全Ⅰ、Ⅱ区与省调及时、准确进行调度运行信息交互的条件；通过Ⅲ区调度生产管理系统录入调度管理信息及设备基础信息，提交具备接受上级调度指令资格的运行值班人员名单（须取得《调度系统运行值班上岗证书》）。\uf0d8组织并网前自查验收和问题的整改，并将验收整改情况报电网调度机构备案。\uf0d8收到并网确认通知后10个工作日内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。\uf0d8首次并网前两天，开始实时运行值班，并与上级调度进行调度业务联系。11新能源场站首次并网日前工作流程图新能源场站工作内容联络处室时间要求调度机构工作内容12●电网调度机构在首次并网日前提供和完成各项并网技术提交新设备验收、启动送电计划系统运行处（每年10月15日前）式处、保护处（3个月）前）前）提交启动申请书系统运行处（45天前）确定调度管辖范围、设备命名编号（60天前）参加人员培训考试调度控制处(6个月前)下发调度人员名单、调度规程、培训、考试、发证（1个月前））新能源调度技术支持系统等安装调试自动化处、水电与新能源处（15个工作日前）通信接入电路开通（30天前）Ⅲ区信息录入系统运行处（7个工作日前）完成远动、监测、计量等装置调试（7个工作日前））完成新能源调度技术支持系统等调试（5个工作日前）完成继电保护定值单下发（5个工作日前）提交送电申请调度控制处（3个工作日前）开始实时运行值班调度控制处（2天前）批复送电申请（1个工作日前）与新能源场站运行人员联系（1天前）提交参数、图纸；维护OMS基础数据库系统运行处、综合技术处（3个月前）式处、保护处（3个月）前）前）提交并网验收申请书水电与新能源处（15个工作日前）并网验收条件确认（5个工作日前）首次并网日，进入调试期提交通信设备的联调、验收以及开通电路申请信通公司（45天前）13服务：\uf0d8向新能源场站明确并网运行基本管理规范，包括安全管理、技术管理和运行管理的标准、制度（见附录六）。\uf0d8收到有关单位上报的新建新能源场站推荐调度名称函件和电气一次接线施工图后，在首次并网日60天前批复新能源场站调度名称，下发调度管辖范围和设备命名、编号。\uf0d8在首次并网日30天前，下发有权发布调度指令的人员名单、调度管理规程及相关规定。\uf0d8在首次并网日30天前，协调相关运行维护单位共同完成并网通信设备的接入及电路的开通、调试工作。\uf0d8在首次并网日7个工作日前，完成新能源调度技术支持系统与省、地调调度技术支持系统的应用调试，实现安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和安全Ⅲ区的相应功能。\uf0d8在首次并网日7个工作日前编制新能源场站启动调试调度方案，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值。\uf0d8在首次并网日7个工作日前，完成电网调度机构端新能源技术支持系统、电能量计量系统、调度数据网络、二次系统安全防护等信息接入工作。\uf0d8在首次并网日10个工作日前向新能源场站提供与其相关的电力系统数据（继电保护整定限额、系统等值阻抗等），5个工作日前完成相关系统继电保护定值单下发。●电网调度机构在首次并网日5个工作日前对送电条件进行14审查和认定，并网的必备条件包括：\uf0d8已按《并网调度协议》和《购售电合同》的约定完成了相关工作。\uf0d8升压站一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，与电网对应的设备匹配，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，按国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入电网运行、接受电网调度机构统一调度的条件。\uf0d8运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全,其中涉及电网安全的部分应与电网的安全管理规定相一致。电气运行规程和紧急事故处理预案已报电网调度机构。\uf0d8具备接受调度指令的运行值班人员，已全部经过《山东电力系统调度管理规程》及有关电网安全运行规定的培训，经电网调度机构调度对象资格考试合格后，持证上岗。\uf0d8附录一中所列新能源场站接入系统需向电网调度机构提供的资料已全部提交并符合要求。\uf0d8新能源场站相关的一次设备安装调试完毕，完成分步试运行并通过验收，验收合格报告已报电网调度机构。\uf0d8新能源场站技术支持系统已安装并完成就地调试，符合山东电网新能源场站技术支持系统功能验收标准要求，具备与电网调度机构自动化系统通信及联调的条件。15\uf0d8通过新能源场站技术支持系统报送和接收调度生产所需信息。\uf0d8新能源场站已配备与调度有关专业相对应的联系人员，运行值班人员名单、专业联系人员名单和联系方式已报电网调度机构；已具备上级调度机构有权下达调度指令的人员名单、调度规程及相关规定。\uf0d8新能源场站已配置调度电话、调度业务传真设备和调度语音录音系统。\uf0d8新能源场站并网继电保护、通信管理、自动化管理工作必备的技术条件已分别达到附录二、三、四要求，并网必备条件满足附录五要求。●确认新能源场站具备并网条件后，首次并网日3个工作日前向电网调度机构提交并网调试申请，电网调度机构在首次并网调试日2个工作日前批复。4.并网试运行期工作●新能源场站并网试运行期，应完成规程规定的所有测试与试验（参见附录五）。与电网运行有关的测试与试验须经电网调度机构批准，电网调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。●在首次并网日45天前，新能源场站向电网调度机构提供16并网调试方案（包括调试项目、调试时间等），7个工作日前电网调度机构编制并网调试调度实施方案。在调试期间，如调试计划有变动，新能源场站应将拟变动的情况报电网调度机构，经电网调度机构确认批准后执行。●新能源场站根据电网调度机构确认的并网调试计划进行并网运行调试。\uf0d8新能源场站（含所有并网调试运行机组）应视为并网运行设备,纳入电力系统统一运行管理,遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。\uf0d8新能源场站应根据已确认的并网调试计划,编制详细的机组并网调试方案，并在调试期开始7个工作日前按调试进度逐项向电网调度机构申报。\uf0d8并网调试操作应严格按照调度指令进行。\uf0d8新能源场站在自行管辖的设备上进行可能对电网产生影响的调试或操作时，应提前将调试方案告知电网调度机构，做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。●电网调度机构应配合新能源场站进行并网调试。\uf0d8将并网调试新能源场站纳入正式调度管辖范围,按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。\uf0d8根据新能源场站要求和电网情况编制专门的调试调度实施方案(含应急处理措施)，合理安排新能源场站的调试计划。\uf0d8根据调试进度及电网运行情况,经与新能源场站协商同17意,可对调试计划进行滚动调整，保证电网安全运行。\uf0d8视情况可现场协调工作，并给予必要的技术指导或支持。●风电场每完成10台风电机组启动后，应向省调值班调度员汇报启动情况，征得省调同意后方可进行下一步启动工作。●新能源场站应在并网调试后6个月内向省调提供具备相应资质机构和技术监督部门认可的新能源场站并网检测报告。●新能源场站并网调试期经并网检测不合格者，要限期整改。逾期未完成整改，调度机构将采取部分或全部停运的措施。5.移交生产●在移交生产前，应完成规定的并网检测内容（见附录五）；并网检测结束后，向电网调度机构提供规范的并网检测报告。●在有关试验和安全性评价工作完成后，向电网调度机构提供安全性评价结论。●电网调度机构根据新能源场站提供的有关并网检测报告、安全性评价结果、技术监督部门的结论，对新能源场站移交生产的技术条件进行审核，并向电力监管部门提供新能源场站转商业化运营的相关意见。18四、工作联系与开展方式新建新能源场站并网相关工作通信联系方式联系事由联系部门前期工作水电与新能源处、系统运行处签订并网调度协议水电与新能源处、综合技术处技术资料、参数的上报系统运行处、继电保护处新建新能源场站命名及设备编号系统运行处值班人员的培训考试调度控制处继电保护定值整定计算继电保护处新能源调度技术支持系统、电能量计量系统、调度数据网、二次安防等工作自动化处、水电与新能源处电力通信的工作信通公司电力调度计划管理、风电功率预测预报调度计划处、水电与新能源处并网条件验收水电与新能源处新设备启动送电有关工作安排系统运行处并网调试调度操作调度控制处新能源场站移交生产确认水电与新能源处19附录一：新建新能源场站需向电网调度机构提供的资料（一）新建风电场需向电网调度机构提供的资料并网前3个月提供序号资料项目备注1、并网申请书2、国土、质检和环保等政府部门出具的审批证明3、风电场的项目核准文件4、风电场接入系统批复文件5、风电场规划报告6、风电场运行规程7、风电场名称、建设地点、业主单位名称。风电场地形和风电机组位置图的详细数据，风电机组位置GPS坐标，实时测风塔GPS坐标、气象要素测量高层及传感器技术参数。8、风电场气象资料，包括最近至少20年附近气象站10m高度年、月风速（平均值、最大值、最小值）。风电场最高气温、最低气温、50年一遇极大风速；风电场附近测风塔并网前至少一年测风数据，至少应包括10m、50m和轮毂高度处风速（平均值、最大值、最小值），10m和轮毂高度处风向，气温（平均值、最大值、最小值）和气压（平均值、最大值、最小值）。所提供数据至少应包括上述参数的10min的平均值、最大值和最小值。9、风电机组、风电场汇集线路及变压器（主变及箱变）等设备的型号及物理参数10、风电场升压站的无功补偿设备配置信息与详细参数11、风电场技术支持系统（含AGC、AVC）技术参数12、用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场的电气模型及参数，风电场所采用的风电机组模型参数及风电机组模型验证报告。风电场应跟踪各元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。模型和参数应经过国家认可有资质机构的验证。13、风电场内所有型号风电机组并网检测报告，至少应包括以下检测报告：有功功率/无功功率调节性能、电能质量、低电压穿越能力、电网适应性。风电场所采用机型应通过国家授权的有资质的检测机构的风电机组并网检测。2014、风电场内所有型号风电机组的产品特性说明书（或产品维护手册），至少应包括风电机组功率曲线、轮毂高度、风电机组主要系统及部件技术参数、风电机组并网参数。主要系统及部件应包括但不限于：主控系统、变频器、发电机、叶片、变浆系统、偏航系统、安全监视及保护系统。15、风电机组与风电场监控系统的通讯接口规约及数据格式，采集的主要信息列表。16、风电场调度值班人员名单、联系方式和由电网调度机构颁发的风电场调度值班人员上岗资格证书。并网前1个月提交序号资料项目备注1、风电场并网前与电网调度机构签订的风力发电场并网调度协议并网流程需符合电网调度机构的相关规定2、风电场应具备风电功率预测能力，向电网调度机构提交短期和超短期功率预测结果3、与省调、地调有关的风电场技术支持系统的验收报告4、并网调试方案、有关分析报告及书面调试申请包括调试项目、调试时间等，如调试计划有变动，风电场应将拟变动的情况报电网调度机构5、通信机房（或通信设备安装所在地）通信设备的安装资料，包括：开关电源、通信蓄电池、调度机、光端机及PCM设备、微波收发信机及PCM设备、载波机、综合配线架（含音频、数字、光纤配线架）6、户外设备安装资料。包括：结合滤波器（含接地刀闸）、高频电缆7、通信设备主要技术参数测试记录，包括：开关电源、通信蓄电池、调度机、光端机及PCM设备、微波收发信机及PCM设备、载波机、综合配线架（含音频、数字、光纤配线架）8、通信电源专用两路交流接入电路的说明及自动切换试验；两组蓄电池充放电试验记录9、通信机房或通信设备安装所在机房的防雷接地网安装资料、接地电阻测试记录10、复用保护、稳措通道（含纤芯使用、64K通道）的详细资料11、设备运行维护移交资料，包括：施工单位应向运行维护单位办理移交手续备品备件及仪器仪表移交运行维护单位2112、上传信息量的信息表13、电能计量装置包括电能量计费系统相关部分的验收报告、检验记录及施工图14、风电场技术支持系统实施方案（合同、技术协议）15、二次系统安全防护保密协议（二）新建光伏电站需向电网调度机构提供的资料并网前3个月提供序号资料项目备注1、并网申请书2、国土、质检和环保等政府部门出具的审批证明3、光伏电站的项目核准文件4、光伏电站接入系统批复文件5、光伏电站规划报告6、光伏电站运行规程7、光伏电站名称、建设地点、业主单位名称。光伏电站地形和光伏组件位置图的详细数据，光伏电池阵列GPS坐标，气象要素测量仪器的安装方式及技术参数。8、光伏电站历史气象资料，包括最近至少20年附近气象站10m高度年、月风速（平均值、最大值、最小值）月累计辐射量、月累计日照时数、月平均气温(摄氏度)、月平均地面风速等。光伏电站并网前至少一年气象测量数据，至少包括总辐射辐照度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等。所提供数据至少应包括上述参数的10min的平均值、最大值和最小值。9、太阳能电池组件、逆变器及变压器等设备的型号及物理参数。10、光伏电站的无功补偿设备配置信息与详细参数11、光伏电站技术支持系统（含AGC、AVC）技术参数12、用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统的模型及参数。光伏电站应跟踪各元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。模型和参数应经过国家认可有资质机构的验证。13、光伏电站内所有型号逆变器的并网检测报告，至少应包括以下检测报告：低电压穿越能力、有功功率/无功功率控制、电能质量、电网适应性。光伏电站所采用逆变器应通过国家授权的有资质的检测机构的并网检测。14、光伏电站内所有型号逆变器的产品特性说明书（或产品维护手册），至少应包括逆变器输入/输出参数、效率曲线等技术参数。2215、光伏电站监控系统与升压站计算机监控系统的通讯接口规约及数据格式，采集的主要信息列表。16、光伏电站调度值班人员名单、联系方式和由电网调度机构颁发的风电场调度值班人员上岗资格证书。并网前1个月提交序号资料项目备注1、光伏电站并网前与电网调度机构签订的光伏电站并网调度协议并网流程需符合电网调度机构的相关规定2、光伏电站应具备光伏发电功率预测能力，向电网调度机构提交短期和超短期功率预测结果3、与省调、地调有关的光伏电站技术支持系统的验收报告4、并网调试方案、有关分析报告及书面调试申请包括调试项目、调试时间等，如调试计划有变动，光伏电站应将拟变动的情况报电网调度机构5、通信机房（或通信设备安装所在地）通信设备的安装资料，包括：开关电源、通信蓄电池、调度机、光端机及PCM设备、微波收发信机及PCM设备、载波机、综合配线架（含音频、数字、光纤配线架）6、户外设备安装资料。包括：结合滤波器（含接地刀闸）、高频电缆7、通信设备主要技术参数测试记录，包括：开关电源、通信蓄电池、调度机、光端机及PCM设备、微波收发信机及PCM设备、载波机、综合配线架（含音频、数字、光纤配线架）8、通信电源专用两路交流接入电路的说明及自动切换试验；两组蓄电池充放电试验记录9、通信机房或通信设备安装所在机房的防雷接地网安装资料、接地电阻测试记录10、复用保护、稳措通道（含纤芯使用、64K通道）的详细资料11、设备运行维护移交资料，包括：施工单位应向运行维护单位办理移交手续备品备件及仪器仪表移交运行维护单位12、上传信息量的信息表13、电能计量装置包括电能量计费系统相关部分的验收报告、检验记录及施工图14、光伏电站技术支持系统实施方案（合同、技术协议）15、二次系统安全防护保密协议2324附录二：继电保护及安全自动装置管理必备的技术条件1、新能源场站的继电保护及安全自动装置运行管理已遵守以下要求：a）新能源场站已执行继电保护和安全自动装置的标准、规程和调度运行管理规定。b）新能源场站已根据装置的特性及电网调度机构的要求制定相应的现场运行规程，经本单位主管领导批准后执行，并报送相关调度机构备案。c）新能源场站继电保护主管或专责人员的联系方式已报送电网调度机构备案。专责人员已具备继电保护及安全自动装置的专业知识，能够按照有关规程、规定对继电保护及安全自动装置进行正常维护和定期检验。d）新能源场站已提供7×24h技术保障，并配备相应测试仪表和备品、备件。e）安全自动装置的改造已经电网调度机构的审核和批准。2、新能源场站并网继电保护及安全自动装置设计已严格执行继电保护标准化设计，配置选型满足国家、行业标准和和其他有关规定，并已报相应调度机构备案。3、新能源场站汇集线系统已采用合理的接地方式，确保新能源场站内单相故障快速切除。4、新能源场站已在升压站内配置故障录波装置，启动判据至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前的电气量数据，波形记录满足相关技术标准的规定。5、新能源场站并网继电保护装置的新产品入网试运行已按调度管辖范围履行审批手续。6、新能源场站已按电网调度机构有关规定，管理所属微机型继电保护装置的程序版本。7、系统或新能源场站内电气设备发生故障或异常时，新能源场站能够配合电网做好有关保护信息的收集和报送工作。继电保护及安全自动装置发生不正确动作时，能够调查不正确动作原因，提出改进措施并报送电网调度机构。8、新能源场站已按照继电保护技术监督有关要求，开展技术监督工作，熟悉继电保护装置原理及二次回路，负责继电保护装置的定期检验及异常处理。9、新能源场站涉网继电保护定值已按电网调度机构要求整定并报电网调度机构备案，与电网保护配合的场内保护及自动装置已满足相关标准的规定。10、新能源场站已按要求落实各级继电保护专业管理部门颁发的继电保护及安全自动装置反措要求。11、新能源场站已核对互感器变比，其伏安特性满足规程要求。12、新能源场站已完成故障信息处理系统与主站（或分站）的联调。13、新能源场站已具备全部继电保护及安全自动装置现场运行规程，运行人员已熟练掌握全部保护及安全自动装置的操作方法。14、新能源场站具备全部继电保护及安全自动装置的施工图纸。25附录三：通信管理必备的技术条件1、新能源场站所用通信设备，应符合国际标准、国家标准、电力行业标准和其他有关规定，通信设备选型和配置应与山东电网通信网协调一致，满足所接入系统的组网要求。2、新能源场站通信设备按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，已纳入电力通信网管系统统一管理。3、新建光缆线路已按图施工完成，并按要求对所有纤芯进行全程测试，测试资料已报电网调度机构备案。4、新能源场站至电网调度机构已具备两种不同路由的调度电话通道，并开通邮电长途电话。5、传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装置信号的两组通信设备，应分别接入两套不同的电源系统。6、同一条线路的两套主保护，应采用两条完全独立的传输通道。7、已按电网要求开通到电网调度机构和所属地调的调度自动化信息、电力调度数据网等通道。8、新能源场站通信机房动力环境及通信设备运行状态应处于24小时有人监视状态。无24小时值班的通信站，各通信设备主告警信息应接入新能源场站综合监视系统，纳入新能源场站电气运行统一监视与管理。9、新能源场站已配备必要的通信专责人员，已将人员名单和联系方式报电网调度机构，并确保24小时联系畅通。10、新能源场站已具备两条路由通道，其中至少有一条为光缆通道。新能源场站通信设备配置按相关的设计规程执行。新能源场站与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等）具有与系统接入端设备一致的接口与协议。11、新能源场站开展与电网通信系统有关的设备检修，必须提前向电网调度机构办理检修申请，获得批准后进行。如设备检修影响到继电保护和安全自动装置的正常运行，还需按规定向电网调度机构提出继电保护和安全自动装置停用申请，在继电保护和安全自动装置退出后，方可开始通信设备检修相关工作。12、涉及电网运行的新能源场站内通信设备的技改、大修项目等工作须报电网调度机构审核，实施工作纳入计划检修管理。13、新建新能源场站通信机房至少要有一路可靠的交流电源输入，且站内连续停电时间小于12小时。14、通信直流电源设备应选用性能好、运行可靠的设备；通信高频开关电源整流模块应按N+1原则配置，能可靠地自动投入，自动切换。15、备用蓄电池容量，应能独立维持负载容量连续运行24小时以上。16、通信机房的动力电源、设备电源、维护检修及仪表电源，必须由各分开关控制。17、承载同一220KV及以上线路的两套继电保护、安全自动装置业务的新能源场站通信站，应实现通信电源双重化配置。18、已配置必要的仪器、仪表、备品备件及工具。19、无24小时值班的通信站应配置监控系统。2620、机房必须有良好的防雷接地设施，应满足部颁SDJ8-1979《电力设备接地设计技术规程》，DL548-1994《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规定。21、通信机房应符合防火、防盗、防潮湿、防尘、防高温、防虫鼠等安全要求。22、通信机房温度、湿度应满足设备运行规定的环境条件要求，机房温度为10～30℃，湿度为30％～80％。27附录四：调度自动化管理必备的技术条件1、新能源场站技术支持系统及相关设备须符合《电力调度自动化系统运行管理规程》、《山东电网调度数据网运行管理规定》等国家标准、电力行业标准和山东电力集团公司其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。2、新能源场站至电网调度机构已具备两条不同路由的远动传输通道；调度数据网已具备两套独立的网络设备，每套包括路由器、交换机和纵向加密认证装置。3、远动信息已按电网要求配置，经过测试表明遥测精度、遥信可靠性达到设计要求并能正确传送至电网调度机构自动化系统，能正确接收电网调度机构自动化系统下发的遥控/遥调命令。4、新能源场站的二次系统按照《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)、《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全〔2006〕34号)及相关配套文件、后续补充配套方案等要求已实施落实安全防护措施。5、新能源场站综合通信终端、相量测量装置（PMU）、电能量远方终端、二次系统安全防护设备、调度数据网络设备等的运行管理已按照《电力调度自动化系统运行管理规程》执行，其设备供电电源运行管理已按电网调度自动化系统电源技术管理办法执行。6、新能源场站已配置技术支持系统，并满足以下要求：a）能够与电网调度部门进行实时通讯，接收、执行电网调度机构的控制指令。b）安全防护符合电力二次系统安全防护规定的要求。c）新能源场站提供给电网调度机构的信息满足《山东新能源场站并网调度自动化技术规范》的相关要求。7、新能源场站站内一次系统设备变更（如：设备增减、主接线变更、互感器变比改变等），导致调度自动化设备测量参数、序位、信号接点发生变化时，现场运行维护人员能够将变更内容及时报送相关电网调度机构。8、新能源场站已配备必要的自动化专责人员，并已将人员名单和联系方式报电网调度机构。9、新能源场站已向电网调度机构提供必要的图纸和技术资料。28附录五：新建新能源场站并网调试期并网检测与调试项目一、新能源场站接入电网并网检测项目(一)新建风电场接入电网并网检测项目1.风电场有功/无功控制能力测试。2.风电场电能质量测试，包含闪变与谐波。3.风电机组低电压穿越能力测试；风电场低电压穿越能力验证。4.风电机组电压、频率适应性测试；风电场电压、频率适应能力验证；5.风电场动态无功补偿装置性能测试；6.风电场接地装置消弧特性测试；7.其他并网检测项目。（二）新建光伏电站接入电网并网检测项目1.光伏电站有功/无功功率控制能力检测；2.光伏电站电能质量检测；3.光伏发电站低电压穿越能力验证；4.光伏发电站电压、频率适应能力验证；5.光伏电站动态无功补偿装置性能测试；6.光伏电站接地装置消弧特性测试；7.其他并网检测项目。二、继电保护及安全自动装置1.继电保护和安全自动装置及其二次回路的各组成部分（含开关）整组的电气性能试验；2.故障录波装置的电气性能试验；3.继电保护整定试验；4.纵联保护双端联合试验；5.保护及故障信息管理系统子站接入设备通讯调试；保护及故障信息管理系统子站、主站联合调试；6.保护及故障信息管理系统主站和子站间及安全稳定控制系统主站和子站间联合调试。三、新能源场站技术支持系统联调试验项目1.新能源场站远动通信通道和电力调度数据网络测试；2.新能源场站RTU或计算机监控系统与调度联调试验；3.新能源场站遥测、遥信、遥调、遥控准确性、可靠性、实时性试验；4.数据采集与监控功能调试；295.新能源场站功率预测功能调试；6.新能源场站有功自动控制功能调试；7.新能源场站无功电压控制功能调试；8.新能源场站信息交换功能调试。四、电力系统通信联调试验项目1.并网新建通信电路的设备调试（测试项目按工程验收规定执行）；2.并网新建通信电路的系统调试（测试项目按工程验收规定执行）；3.并网新建通信电源系统放电和告警试验；4.并网所需各种通信业务通道的误码率测试和收发电平测试；5.并网通信设备监控系统试验；6.并网调度交换机调试和调度电话通话试验。30附录六：新建新能源场站并网相关法规、标准、规程规定一、国家法律、法规1.《中华人民共和国电力法》2.《中国人民共和国可再生能源法》3.《电网调度管理条例》4.《电力监管条例》二、国家标准、行业标准1.电力系统安全稳定导则（DL755）2.电力系统技术导则（SD131）3.电力系统安全稳定控制技术导则（DL/T723）4.电力系统微机继电保护技术导则DL/T7695.电力系统电压和无功电力技术导则SD3256.发电企业设备检修导则DL/T8387.电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL408-918.继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14285-20069.继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T995-200610.220-500kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T559-9411.3-110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T584-9512.微机继电保护装置运行管理规程DL/T587-199613.微机型防止电气误操作装置通用技术条件DL/T68714.电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T623-199715.电力系统安全稳定控制装置设计技术规定DL/T514716.电力系统通信管理规程DL/T544-199417.电力系统微波通信运行管理规程DL/T545-199418.电力系统载波通信运行管理规程DL/T546-199419.电力系统光纤通信运行管理规程DL/T547-199420.电力系统通信自动交换网技术规范DL/T598-199621.电力系统通信站防雷运行管理规程DL548-199422.电力调度自动化系统运行管理规程DL/T516-200623.计算机信息系统安全包含等级划分准则GB17859-199924.远动设备及系统第1部分：总则GB/T16436.1-199625.远动设备及系统第2部分：工作条件GB/T15153.1-199826.远动设备及系统第4部分：性能要求GB/T17463-199827.远动设备及系统第5部分：传输规约第101篇：基本远动任务配套标准DL/T634.5101-200228.远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准DL/T719-200029.远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准DL/T667-199930.远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-315-101网络访问DL/T634.5104-200231.电力系统远方保护设备的性能及试验方法GB/T1514932.电能计量装置技术管理规程DL/T448-200033.电能量远方终端DL/T743-200134.电网运行准则DL/T1040-200735.风电场风能资源测量方法GB/T18709-200236.风电场风能资源评估方法GB/T18710-200237.风电场接入电力系统技术规定GB/T19963-201138.光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T19964-201239.大型风电场并网设计技术规范GB/TNB/T31003-201140.分布式电源接入电网技术规定Q/GDW630-2011三、政府有关部门文件1.国家电网公司安全事故调查规程（国家电网安监〔2011〕2024号）2.电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会5号令）3.电力系统安全防护总体方案（电监安全（2006）34号）4.电力市场运营基本规则（国家电力监管委员会10号令）5.电力市场监管办法（国家电力监管委员会11号令）6.电力企业信息报送规定（国家电力监管委员会13号令）7.电力企业信息披露规定（国家电力监管委员会14号令）8.购售电合同（示范文本）（电监市场〔2003〕36号）9.关于促进电力调度公平、公开、公正的暂行办法(电监市场〔2003〕46号)10.国家能源局国家工商行政管理总局关于印发风力发电场、光伏电站并网调度协议示范文本的通知（国能监管〔2014〕330号）11.关于印发《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》的通知(电监市场〔2007〕40号)12.电网企业全额收购可再生能源电量监管办法(国家电力监管委员会令第25号）13.关于风电建设管理有关要求的通知（发改能源〔2005〕1204号）14.海上风电开发建设管理暂行办法（国能新能〔2010〕29号）15.海上风电开发建设管理暂行办法实施细则（国能新能〔2010〕210号）16.国家能源局关于加强风电开发与电网接入和运行管理协调工作的通知（国能新能〔2010〕75号）17.风电机组并网检测管理暂行办法（国能新能〔2010〕433号）18.风电场功率预测预报管理暂行办法（国能新能〔2011〕177号）19.风电功率预报与电网协调运行实施细则（试行）（国能新能〔2012〕12号）20.国家能源局关于分散式接入风电开发的通知（国能新能〔2011〕226号）21.风电开发建设管理暂行办法（国能新能〔2011〕285号）22.山东省发展和改革委员会转发《国家能源局关于加强风电场安全管理有关要求的通知》的通知（鲁发改能交〔2011〕1751号）23.山东省发展和改革委员会关于转发《风电功率预报与电网协调运行实施细则（试行）》的通知（鲁发改能交〔2012〕106号）24.山东电监办《关于实施风电场并网运行管理细则的通知》（鲁电监市场〔2012〕201号）四、国家电网公司有关文件1.国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）(国家电网生〔2005〕400号)322.《国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施》（试行）（国调调继〔2005〕222号）3.国家电网公司调度机构直调厂站值班人员持证上岗管理办法（国调调调〔2005〕28号）4.关于印发《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的通知(国家电网科〔2008〕1282号)5.关于印发《风电场接入电网技术规定》的通知(国家电网科〔2009〕1465号)6.国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）(国家电网发展〔2009〕327号)7.关于印发《风电并网运行控制技术规定》和《风电功率预测系统功能规范》的通知（国家电网调〔2010〕201号）8.关于印发《风电功率预测功能规范》等标准的通知(国家电网科〔2011〕284号)9.关于印发《光伏电站接入电网测试规程》的通知(国家电网科〔2011〕600号)10.关于印发《光伏电站接入电网技术规定》标准的通知(国家电网科〔2011〕663号)11.关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知(国家电网调〔2011〕974号)12.国家电网公司关于切实加强风电场接入系统管理工作的通知（国家电网发展（2011）1225号）13.风电机组低电压穿越能力抽检管理办法（调水〔2011〕261号）五、电网规程、规定1.《山东电力系统调度管理规程》（鲁电集团调〔2009〕471号）2.《山东电网继电保护及安全自动装置入网管理办法》（调保〔2012〕54号）3.《山东电网调度自动化系统建设的技术管理规定》（鲁电调〔1998〕365号）4.《山东电网继电保护及安全自动装置配置原则》（鲁电调〔1999〕56号）5.《山东电网继电保护调度运行规定》（调保〔2001〕70号）6.关于开展“防止风电机组大面积脱网”专项核查活动的通知（调技〔2011〕43号）7.关于印发《山东电力系统机网协调技术标准体系》、《山东电力系统机网协调管理规定》的通知（调技〔2011〕44号）8.关于印发《山东风电场并网调度自动化技术规范(试行)》的通知（调自〔2011〕51号）9.关于印发山东电网并网风电场技术支持系统建设运行指导意见的通知(调技〔2011〕68号)10.关于山东电网风电场技术支持系统建设有关问题的意见（调技〔2011〕77号）11.关于山东电网风电场并网运行重点问题整改措施落实的通知(调技〔2011〕83号)12.关于印发山东风电场并网检测规程的通知(调技〔2012〕14号)13.关于下发《山东电网风电机组低电压穿越能力检测补充规定（暂行）》的通知(调技〔2012〕32号)14.关于下发《山东电网风电调度管理规定》和《山东电网新建风电场并网验收流程》的通知（调技〔2012〕33号）15.关于印发《山东电网风电场并网验收流程》的通知（调新〔2013〕42号）16.关于下发《山东电网光伏电站调度管理规定》和《山东电网新建光伏电站并网验收流程》的通知（调技〔2012〕34号）17.关于下发《山东电网光伏电站并网检测规程（试行）》的通知（调技〔2012〕3533号）18.关于下发《山东电网风电场无功补偿装置管理补充规定（暂行）》的通知(调技〔2012〕36号)19.山东电网调度数据网运行管理规定（集团调自[2012]35号）20.山东电网调度自动化系统运行管理规程（集团调自[2012]36号）21.山东电网调度自动化系统检修管理规定（集团调自[2012]37号）22.山东电网二次系统安全防护管理办法（调自[2012]58号）34附录七：并网调度协议流程说明一、协议签订范围与期限省调统调新能源场站（装机容量10MW及以上的风电场，装机容量10MW及以上、或通过35kV及以上电压等级并网的光伏电站，分布式电源除外），应与省调签订并网调度协议。协议有效期一般为5年。新建新能源场站（或并网调度协议到期的新能源场站）应在并网前3个月（或协议到期前3个月）与省调联系并网调度协议签订事宜。二、资料准备新建新能源场站签订协议时，应向省调综合技术处提供以下资料（原件及原件扫描的pdf格式文件）：（1）并网调度协议word版(在《并网调度协议范本》修订模式下修改)（2）新能源场站建设核准性文件（3）新能源场站接入系统批复文件（4）新能源场站营业执照（5）新能源场站税务登记证（6）新能源场站业务许可证正、副本（续签）（7）新能源场站开户银行及帐号信息（8）法人代表证或授权委托书三、协议签订流程（1）接收、审查、确认新能源场站提交的协议签订材料（2）协商起草协议文本（3）履行省调专业会签和集团公司合同会签（4）集团公司分管领导审查签字（5）印制正式协议文本（6）双方履行签字盖章手续（7）协议文本存档、备案35附录八：启动试运申请书内容要求1．新设备名称、启动范围。2．已经具备的启动技术条件。3．预定启动试运日期、试运计划。4．各专业联系人及通讯联络方式（包括传真机号）。5．启动试运工作负责人及主要运行人员名单、联系电话。6．启动试运工作对系统运行的要求及对系统可能造成的影响。36',)