福建省统调电厂运行管理考核办法(修订征求意见稿)

福建省统调电厂运行管理考核办法(修订征求意见稿)PAGEPAGE1福建省电网统调电厂运行管理考核办法(修订征求意见稿)第一章总则第一条为切实加强并网电厂运行管理，确保电网和发电设备安全、稳定、优质运行，保障电力供应，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《并网核电厂电力生产安全管理规定》、《风电功率预测预报考核办法（试行）》等法律法规文件，结合福建省电力系统运行实际，制定本办法。第二条本办法适用于省级电网各统调发电厂。省级电网统调发电厂是指由福建电力调度控制中心（以下简称“省调控中心”）直接调度和单机出力许可（不含流域总出力许可）调度的发电厂。企业自备电厂暂不纳入本办法考核。核电机组纳入本办法考核，并遵循安全第一，统筹全省电网优质、经济运行的原则和接受国家核安全管理机构的监督。风电机组运行管理考核条款与水电、火电不同部分详见第九章节。第三条本办法考核依据:《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》；国家发改委（能源局）、省政府电力运行主管部门有关电力运行管理的规定；电力行业相关的技术规定、；电网调度规程，购售电合同以及并网调度协议；月度调度计划和日发电、检修计划；省调控中心电能管理系统（EMS）的实时数据和当值调度员的调度录音记录；保护启动动作报告及故障录波（故障信息系统）报告。第四条本考核办法不与并网调度协议和购售电合同重复考核。在并网调度协议或购售电合同中已执行的考核，本办法不进行考核。第五条福建省经济贸易委员会（以下简称“省经贸委”）负责本办法实施的管理和监督，省调控中心受省经贸委委托负责日常运行管理考核实施的具体工作。第六条各设区市电力运行主管部门按照“统一调度、分级管理”的原则，组织市级电力调度机构和各有关电厂参照本办法制定本级统调电厂运行管理考核办法，并报省经贸委和省调控中心备案。第七条各级电网调度机构应坚持依法调度，坚持“公平、公正、公开”的“三电厂一、二次设备的措施，电厂应按规定及时落实，并将落实情况报送省调控中心备案。（三）对省调控中心年度全网性反事故演习，关联电厂应积极配合，并落实反事故演习的各项要求和措施。（四）各电厂应根据省调控中心的主网黑起动方案编制或修订电厂机组黑起动及系统配合方案,并报省调控中心备案。电厂应落实黑起动的各项安全措施,每年应至少开展一次全厂黑启动方案演习,同时各水电厂应进行机组黑起动能力试验。第十条事故通报和调查（一）省调控中心应在“三公”调度网页及时通报电网重大事故，分析事故的原因及影响。（二）电厂发生涉及电网的事故（包括电网事故涉及电厂），应按照福建省电力系统调度规程或有关管理规定向省调控中心上报事故信息，在8小时内提供微机型保护和故障录波器报告（对于220千伏线路单跳重合成功的故障且信息系统上传完整的可不上送相关文档资料），在24小时内提供事故分析报告及整改措施按事故调查规程规定上报，并限期整改。（三）对电力安全事故，按国务院《电力安全事故应急处置和调查处理条例》有关规定执行，电厂应根据事故调查结论意见，提出反事故措施，并限期整改到位。未满足本章各条款管理规定、措施的发电企业，每项/次扣罚上网电量15万千瓦时。第三章调度运行管理第十一条电网调度纪律规定及考核。电厂应按调度规程严格执行调度纪律，有违反下列事件之一者，定为违反调度纪律，每次扣罚上网电量10万千瓦时；情节严重被通报批评的，每次扣罚上网电量20万千瓦时：（一）未经省调控中心同意，擅自改变调度部门管辖范围内的一、二次设备的状态,以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机及快关保护、低频自起动、安全稳定控制装置、机组AGC升降负荷速率、电厂AVC装置、系统和主机变保护等继保和安全自动装置的整定值；（二）不执行调度指令或不完整执行调度指令；（三）不如实反映调度指令执行情况；（四）值长或班长因故离开工作岗位未指定接令者，延误调度指令的执行；（五）不执行或不完全执行省调控中心所下达的保证电网安全运行的措施（无法执行的有及时原因除外）；（六）调度管辖设备发生事故，3分钟内未向调度部门汇报事故现象者（至少先汇报开关跳闸情况，详细情况可待查清后汇报）；（七）调度管辖范围内设备发生故障或过载等情况，在5分钟内未汇报者；（八）在调度管辖范围内的设备上发生误操作事故，未在1小时内向调度部门汇报事故经过或发现造假谎报者；（九）电网指定的调频厂未履行调度规程所规定的调频职责。（十）省调控中心根据电力调度规程认定的其他违反调度纪律的事件。第十二条日发电计划和电压运行控制管理考核（风电除外）（一）各发电厂应按照省调控中心下达的日发电有功曲线安排发电，省调控中心对电厂的有功发电曲线实行偏差考核。1、对于按照单机下达日发电有功曲线的火电机组，按照单机进行偏差考核（包括投入AGC跟踪有功曲线运行的机组）。机组容量为1000MW及以上的，允许单机有功曲线偏差不超过±1％；机组容量范围在1000MW以下、300MW及以上的，允许单机有功曲线偏差不超过±2％；机组容量为300MW以下的，允许单机有功曲线偏差不超过±3％；2、对于按照全厂下达日发电有功曲线的水电厂或火电厂，按照全厂进行偏差考核，允许全厂总有功曲线偏差不超过±3％；3、当实际出力超出上述允许偏差范围连续时间3分钟时，对于超发或欠发的电量均予以扣减考核相应的上网电量。若出现非计划降出力考核等则不重复考核。4、当电厂（或机组）投入AGC调频率（跟踪联络线）运行时，则不进行上述有功曲线偏差考核。（二）对电厂高压母线电压合格率运行考核各电厂应跟踪调整省调控中心下达的高压母线电压控制曲线，确保高压母线电压日合格率为100％。若在有调节手段的情况下达不到要求，每降低1％扣减日上网电量3‰。下列情况免于考核：1、由于电网事故或节假日负荷低等原因，电厂已调整，电压仍达不到要求，经调度员确认者。2、电厂侧AVC装置投入运行，并与省调控中心主站AVC装置联合闭环在线控制运行者。3、电厂已无调节能力情况下，电压仍达不到要求者。第十三条机组故障及非计划停运、降出力考核管理（风电除外）（一）正常运行的发电机组年发生突然跳闸（发生不可抗力事件及非电厂原因除外）；调试机组（商转前）每日超过1次的突然跳闸，全月超过4次的突然跳闸（凡支付电网调试备用补偿费的机组除外）。每次事故跳闸扣减的上网电量P=发电机组停运小时数×机组额定容量×0.5×N（第N次）。（二）正常运行的发电机组被迫停运（含锅炉灭火），扣减的上网电量P=发电机组停运小时数×机组额定容量×0.4×N（第N次）。（说明：（1）提前48小时提出设备停役申请得到批复且同意免考核的，或经值班调度员同意立即停运且同意免考核的，免于考核；（2）经申请得到批复或经值班调度员同意，利用低谷（23点至次日6点）时段进行设备消缺，且不影响全省的发用电平衡的，免于考核。如6点以后不能并网，从6点后进行考核；（3）机组进行计划性大修结束时，机组首次并网24小时内跳闸，免于考核。）（三）由于机组辅机故障等原因非计划降低出力运行，列入机组非计划降低出力考核。每发生一次扣减实际上网发电量P=机组降低出力运行小时数×降低出力数×0.4。（四）备用机组无法按时调起，每发生一次扣减实际上网发电量P=延迟开机时间×50%机组额定容量×0.4。（说明：（1）延迟开机时间=机组实际并网时间−调度指令下达的并网时间。（2）对火电机组，调度指令下达的并网时间应符合调度协议规定的机组启停时间，未签协议的暂按各厂现场运行规程规定执行；对水电机组开机，凡调度部门未下达明确的并网时间，一般情况下，正常开机t=10分钟，事故开机t=5分钟（贯流式机组正常开机t=15分钟，事故开机t=10分钟）。不能按时开机应说明原因，经调度部门确认的除外。）（五）发电企业每天库存电煤量低于该厂正常运行机组满负荷发电7天的，应向省电力调度通信中心申报缺煤停机或缺煤降出力申请。缺煤停机参照本条款第二点实施考核，缺煤降出力参照本条款第三点实施考核。（六）发电机跳闸、停运时间是指断路器断开到机组转入备用或重新并网时为止。每次机组事故跳闸、被迫停运和非计划降低出力（包括缺煤停机或缺煤降出力）时间在5天之内的考核计算时间不超过72小时，在5-10天之间的考核计算时间不超过144小时，10天以上按200小时考核计算；调试机组考核计算时间不超过24小时。第十四条电厂机组调节能力和性能管理考核（风电除外）（一）机组的启停及最低安全技术出力管理考核各电厂应按照调度协议和已核准的报告，控制机组的额定、最大、最小出力以及启停时间和升降速率。1、机组低出力运行考核电厂应开展有资质部门参与的机组最低安全出力试验,并将试验报告上报省经贸委、省调控中心，经省经贸委核准后，作为省调控中心考核机组最低安全出力的依据(各电厂机组暂核准的最低安全出力详见附表1)。核电机组应根据福建电网需要有计划地参与福建电力系统的调峰，其调峰深度在《并网调度协议》中确认，并报政府主管部门备案。机组在正常运行中，因电网安全、调度等原因需要其机组出力应在核准的最低安全出力运行，因电厂原因而未能达到要求者，其扣罚上网电量为：Q=△P×T×0.3×N其中△P为核定最低安全技术出力与机组实际出力的差值T为运行时间N为第N次2、机组最低出力和启停次数补偿奖励。在汛期，为优化资源配置，提高水能利用率，核电或燃煤火电机组出力小于最低安全技术出力以及由于电网安全运行调峰需要核电或燃煤火电机组每月启停次数大于2次，为弥补核电或燃煤火电机组的低出力和多启停机组所造成经济影响，给予一定的补偿，其补偿奖励电量详见第七章。（二）机组的无功调节和进相运行管理考核电厂应根据电网安全稳定运行需要，开展有资质部门参与的机组进相试验,并将试验报告上报省经贸委、省调控中心，经省经贸委核准后，作为省调控中心考核机组进相能力的依据(各电厂机组暂核准的进相运行能力详见附表2)。1、对于主网电压调整要求机组达到规定的进相能力，而未能达到核定的进相能力者，每发生一次扣罚上网电量10万千瓦时。2对于主网电压调整需要水电机组空载或进相发无功运行，给予一定的补偿，其奖励电量详见第七章。（三）机组一次调频功能管理考核1、各电厂应加强对机组一次调频性能维护和管理，使机组一次调频功能调差率、响应速度、调节幅度和人工死区等性能指标达到国家行业标准的要求。各类机组均应具备一次调频功能，其整定参数符合福建电网安全运行的需要，由省调控中心根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，电厂不得擅自更改。机组一次调频功能的投入与退出应按照调度指令执行。不具备一次调频功能的机组，按照其发电量的0.05％进行考核。2、对机组在电网频率事故期间一次调频性能进行考核，以省调控中心EMS系统自动计算为考核依据。对电网频率调整起反作用的，即高频多发或低频少发电量进行考核，其扣罚电量为：当电网频率超出规定范围时，机组实际发电出力（动态）与起始实际发电出力（固定）之差的积分电量乘以3，每次积分时间段定为2分钟。（四）机组AGC运行管理考核。凡水电5万千瓦及以上和火电30万千瓦及以上的机组应具备参加电网调频和跟发电计划模式的AGC功能，30万千瓦以下的火电机组应具备跟发电计划模式的AGC功能，并能按要求投入运行，机组升降速率应达到调度协议规定的要求（协议无此项规定者按机组设计参数），并服从省调控中心有关AGC管理规定。省调控中心根据电网需要选择电网AGC机组运行组合，电厂根据省调控中心当值调度员的指令投入或退出AGC装置。1、发生由于电厂机组的原因导致AGC机组无法正常控制的，每发生一次（超过5分钟的退出）扣罚上网电量8万千瓦时；2、机组AGC控制调整容量达不到调度协议规定的要求（协议无此项规定者按机组设计参数），每发生一次扣罚上网电量△P*T*0.2万千瓦时；3、机组AGC升降速率达不到调度协议规定的要求（协议无此项规定者按机组设计参数），每发生一次扣罚上网电量10万千瓦时；4、对于参加电网调频模式的AGC机组给予一定的补偿奖励，其奖励电量详见第七章。第十五条继电保护和安全自动装置的运行管理考核。电厂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的运行规程、标准及相关的继电保护反事故措施要求，严格遵守和执行省调控中心定值单管理和电网有关继电保护运行规定。（一）属电厂维护的继电保护及安全自动装置，因装置拒动或误动作（非电厂原因除外）造成电网稳定破坏或大面积停电等事故。扣罚上网电量300万千瓦时。（二）属电厂维护的继电保护及安全自动装置拒动或误动作造成主机变及接入系统设备跳闸（非电厂原因除外），但没有造成电网稳定破坏或大面积停电事故，每发生一次扣罚上网电量30万千瓦时；对于接入110千伏及以下电网的机组，每发生一次扣罚上网电量20万千瓦时。（三）属电厂维护的主保护及安全自动装置不能正常投入运行，主保护非计划停役超过24小时，安全自动装置非计划停役超过24小时，每发生一次扣罚上网电量10万千瓦时。（四）故障信息（录波）系统是分析电网事故和制订反事故措施的重要设备，发生下列情况之一每次扣罚电厂上网电量5万千瓦时：1、由于电厂原因非计划停役故障信息（录波）系统超过24小时；2、由于电厂原因系统远传功能没有投入超过24小时；3、在电网或电厂发生事故时该录到相关波形而没有正确可靠录到。（五）对电厂的继电保护及安全自动装置的运行指标及报表统计考核1、快速保护年投入率应不低于99.5%、母差保护年投入率应不低于99.5%；继电保护主保护年投运率计算公式为：RMD=TMD/SMD（式中：RMD为主保护年投运率；TMD为主保护装置该年处于运行状态的时间；SMD为主保护装置该年应运行时间，扣除由于计划检修和调度下令退出运行时间。）2、电厂内的继电保护和安全自动装置定检完成率应为100%；对于上述指标，每降低1％扣罚上网电量5万千瓦时。第十六条调度自动化运行管理考核（一）为确保自动化系统和设备运行的安全性、可靠性和自动化信息的正确性，电厂自动化系统、设备(与电网有关的，下同)的运行和管理应有序，并制定相应的运行和管理规定。由于自动化系统和设备原因，影响或延误调度人员处理电网事故，造成电网事故扩大事件的，每次扣上网电量50万千瓦时。（二）电厂自动化系统运行管理应严格遵循《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T516）和《福建省电力调度自动化系统运行管理规程》（闽电调〔2009〕366号）有关规定，做好自动化系统和设备的运行维护和专业管理工作。有以下违反规程的现象，每次扣上网电量5万千瓦时：1、自动化设备和主要功能缺陷或异常未及时处理造成“障碍”；（主要功能指：数据处理、通信、AGC和AVC等功能）2、自动化设备缺陷或异常处理、检修、信息核对或其他影响自动化信息的工作，未事先在OMS系统上报自动化检修流程、工作完成后未及时填报完成情况和未上传定检报告附件；3、电厂自动化信息应按电网提供传动试验的条件开展相关工作，并在调度专业部门的指导下完成开关和量测信息的传动试验（信息核对）。未按规程要求结合一次设备计划检修开展自动化设备和自动化数据精度定检工作和自动化信息与调度主站核对工作的；4、负责电厂二次系统安全防护工作，电厂二次系统应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和“电力二次系统安全防护总体方案”的要求。未采取有效的安全防护措施和不符合要求进行整改，复查不合格的；5、违反自动化系统运行管理规程规定的其他行为。（三）为保证电网安全，自动化系统提供的信息应准确、可靠。各项指标应符合如下要求，指标达不到要求的，每项扣上网电量5万千瓦时。1、数据通信系统月可用率≥99.9%；（含自动化通道和电源）2、自动化设备月可用率≥99.9%；（远动机、PMU装置、调度数据网络设备、安全防护设备等）3、电量采集装置年可用率≥99%；4、事故时遥信年正确动作率达到99.99%；5、遥测量月合格率≥99.9%；6、电厂事故总信号年准确率应达到99.99%。7、电厂水调自动化系统、电力自动气象站系统出现故障，造成数据连续中断时间超过24小时的；8、电厂水调自动化系统、电力自动气象站系统月通道畅通率、月数据合格率其中一项低于95%的；（注：自动化指标统计公式和说明详见DL/T516《电力调度自动化系统运行管理规程》）第十七条调度通信运行管理考核（一）为确保通信网络互联互通的顺利，与省电力通信网（以下简称：省网）互联的通信设备的技术参数，包括频率需求（系指：电力线载波、无线电频率）均须符合全省电力通信网规划或规定的要求。否则，为确保通信网络安全可靠运行，省调控中心有权取消互联互通。（二）与电网互联的电厂调度通信系统应达到省调控中心年度通信运行方式下达的指标要求，如每降低0.5%，扣上网电量5万千瓦时。即：1、微波通信（包括PCM接入设备）运行率≥99.99%；2、载波通信运行率≥99.99%3、光通信设备（包括PCM接入设备）运行率≥99.99%4、通信监控系统运行率≥99%（三）未经省调控中心书面批准不得改变与省网互联的、已投运的通信设备技术参数（如功率、速率、时隙配置、接口）及其传送的业务内容、监控内容。擅自更改的，每次扣上网电量5千瓦时。（四）电厂有以下情况之一，造成：30路以上通信电路异常，扣上网电量5万千瓦时；单条电路通信考核障碍扣上网电量10万千瓦时；构成通信事故扣上网电量15万千瓦时：1、不服从省调控中心通信调度指令，未及时执行通信运行方式单；2、在通信维护抢修中由于电厂原因延误通信故障处理；3、未经批准的通信检修及异动（包括改接线、改端口、改运行方式等）。（五）对于出现通信障碍、事故的事件，电厂须在三个工作日内报送调查分析报告，每年延误二次或漏报一次事件，扣上网电量5万千瓦时。（六）严禁并网电厂未经省调控中心批准，将和省网互联互通的设备用于经营或其它从事与电力生产无关的业务，一经发现应立即纠正并予以扣罚上网电量10万千瓦时。（七）省调控中心对与省网互联互通的设备实行准入式互联方式管理，电厂与其它任何第三方的互联互通应取得省调控中心书面批准。未经批准者扣罚上网电量10万千瓦时。第十八条报表考核1、电厂各专业日报表没有按时填报，月累计达到两次的，每个专业扣上网电量5万千瓦时。2、电厂各专业月、年报表没有按时填报或出现错误的，每个专业扣上网电量5万千瓦时。第四章调度检修管理第十九条电厂应根据电网主设备年度检修计划的安排，按“应修必修，修必修好”原则，将设备的检修计划与技改工程及基建施工停电等工作结合起来，优化安排厂内设备检修，避免同一回路和同一设备重复性停电。第二十条由于电厂自身原因造成输变电主要设备（线路、开关、母线、主变、220KV母差保护等）重复性停役，实行年度重复性停役考核。（一）电厂升压站出线、主变（联变）及220KV母差保护年度停役（配合主网检修除外）次数达1次/台套年以上，电厂原因重复停电每增加一次扣上网电量10万千瓦时。（二）电厂升压站母线及开关间隔年度停役次数达2次以上，每增加一次扣上网电量5万千瓦时。若开关停役造成线路(或联变)相应停役，则统计线路((或联变)停役一次。第二十一条电厂应严格按照电网公司编制的电网主设备年度、月度检修计划，做好设备检修的前期工作，确保检修按时完工，无特殊情况双方不得随意更改。未经省调控中心批准，主设备计划检修工期超过批复的时间，则按实际超过天数进行考核。（一）发变组单元：每天扣罚上网电量=50%机组额定容量×24小时×0.2。（二）输变电设备（包括二次主保护）：每天扣罚上网电量15万千瓦时。第二十二条对违反下述调度检修管理规定者，每次扣罚上网电量10万千瓦时：（一）对已开工的设备停役申请，由于电厂原因造成设备检修不能按时完工（因不可抗力因素造成除外）。（二）若涉及设备停役期间现场一、二次设备异动，需要设备复役时另行安排零升压、零升流、全压冲击、核相及保护向量测试等启动工作，现场应在设备复役前提前5个工作日向省调控中心提出设备异动说明、启动方案（明确需要安排的试验项目）及启动申请，并经省调控中心批准。未按照上述规定执行，设备停役期间现场擅自扩大工作范围造成设备恢复送电时临时提出上述启动工作。（三）除气候恶劣外，对省调控中心已批准的设备计划检修等申请，调度员已完成设备操作，因电厂自身原因（如检修前期工作组织不到位等）造成无法按时开工检修或取消申请。（四）相关涉网继电保护及安全自动装置、开关站直流电源系统未按照检验规程规定的检验周期开展检验工作，超期未检。第五章技术管理第二十三条电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护及安全自动装置、直流电源系统、励磁系统、调速系统、并网电厂高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电网统一规划、设计、运行技术管理，其技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，并满足福建电网各项技术规范要求，发现的重大问题应及时限期整改。应及时、规范、完整地在OMS系统建立涉网系统设备台帐和参数申报，备品备件管理应规范、完整。并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、通信设备、自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统及PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数的管理应按省调控中心的规定执行。涉网设备选择、配置和定值等应满足所在电网安全稳定运行的要求，并经省调控中心审核同意。与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相配合，与系统有关的继电保护装置及安全自动装置的配置、选型须征得省调控中心同意。第二十四条调度运行（一）省调控中心每年对并网运行的发电机组进行一次电网要求的性能指标测试，对于达不到性能指标要求的机组应在下一停运检修时完成整改。（二）电厂人员应使用省调控中心生产信息管理系统，认真填报有关机组、设备等运行参数和管理信息（三）电厂运行值长或班长(具有接令资格)上岗前应通过省调控中心组织的电网调度系统值班人员持证上岗培训，新设备投产前电厂应向省调调度员进行必要技术交底。（四）电厂升压站（或开关站、厂用电系统）设备，其性能参数应符合电网安全运行的需要，并按规定定期校核，涉及电网或设备安全运行重要参数应向省调控中心报送备案第二十五条机组励磁及调速系统（一）机组投产或技改时，电厂应按《调度规程》规定提前向调度部门提供电网计算分析所需要的励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。省调控中心应根据电厂提供的技术资料，提前下达机组的励磁系统（包括PSS）、调速系统等电网安全稳定运行有关的参数整定值。电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向省调控中心提供整定调试报告。同时电厂应开展励磁系统（包括PSS）、调速系统建模及参数实测工作，并将试验报告上报省调控中心(二)机组的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护等整定应报省调控中心审核批准后执行。机组的低频保护应整定在不高于47.5HZ跳闸，高频保护应整定在不低于51.5HZ跳闸第二十六条继电保护及安全自动装置（一）要求220千伏及以上电厂应完成电力系统故障信息管理系统（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省调控中心的故障信息系统。(二)并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、直流电源系统，包括发电机组涉及机网协调的保护的设计选型应符合国家、行业的标准和规程、规定，其设备技术指标和原理接线应报经省调控中心校核同意。(三)并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置，包括发电机组涉及机网协调的保护的运行管理、定值管理、检验管理、装置管理应按照省调控中心的调度规程执行。机组的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护等整定应满足省调控中心的要求，且定值整定完毕后报省调控中心备案。电厂涉网保护设备投运应严格执行省调控中心的标准化检验和验收管理制度，涉网设备基建投运应经专业部门验收合格后转入运行。第二十七条调度通信（一）厂通信系统应服从全系统通信的规划要求，在互联通信设备中，包括技术参数等均符合系统技术规范和全网管理要求（二）载波频率的使用实行全省统一规划、归口管理。（三）电厂应服从全网通信管理，对于任何互联的通信传输电路的物理（包括接线、端口、接口类型、速率等）、逻辑（包括路由、时隙等）变更、业务内容变更、投退实行报批制度，在取得省电力通信管理机构（科信部）批准后方可操作。（五）电厂应严格执行通信专业提出的反措技术要求，及时安排落实反措整改，保证通信网安全稳定运行。第二十八条调度自动化（一）电厂自动化系统必须选用经国家技术鉴定部门鉴定的且电网允许准入的设备，否则电网公司有权不予并网。自动化系统更新、改造关系到电网安全稳定运行，应将改造方案报省调控中心审核后方可进行，并按设备停役管理制度履行申请手续。（二）自动化系统正式投入运行时，要有半年的试运行期；试运行期满后，应向省调控中心提交试运行报告和投入正式运行的申请，证明系统的技术指标符合设计要求，经有调度部门参加验收合格，并核准后转入正式运行。（三）自动化系统的图纸、资料应齐全、准确并及时进行更新，保持与实际运行相符。违反上述技术管理要求，每发生一次罚扣电厂上网电量5万千瓦时。第六章技术监督第二十九条电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护及安全自动装置、直流电源系统、励磁系统、调速系统、高压侧或升压站电气设备，以及调度通信和自动化设备等应纳入电网技术监督管理范围，并符合安全性及技术监督管理要求。第三十条调度通信（一）根据通信网的特点，为确保通信互联互通的完整、可靠、顺畅，在全省通信网范围内，省电力通信管理机构对并网通信网设备实行核准入网制度。（二）电厂应使所辖互联相关的通信站符合省电力通信网标准通信站要求，自觉接受省电力通信管理机构组织的技术监督、检查；严格遵守有关电厂电力调度通信设备的设计和运行规程、标准，保证其厂站端通信设施的连续可靠运行。第三十一条调度自动化（一）与电网正常运行有关的系统远动工作站、调度数据网络和OMS网络设备、安全防护设备、电量采集装置、PMU装置、AGC、AVC、电厂水调自动化系统、电力自动气象站系统、风电功率预测系统等厂内调度自动化系统应纳入电力系统统一的技术监督范围。（二）电厂的自动化系统应按电力行业要求参加电网的安全性评估及年度的安全性检查。（三）电厂各类自动化信息量测变送器和交流采样装置是保证自动化系统遥测量准确度的重要设备。运行中的电工测量变送器和交流采样装置必须严格按《电工测量变送器运行管理规程》（DL410－91）和《交流采样测量装置运行检验管理规程》（Q／GDW140－2006）规定进行管理和检定，测量精度应满足规程要求，检定结果通过OMS系统上报有关调度部门备案。电厂自动化信息应按电网提供传动试验的条件开展相关工作，并在调度专业部门的指导下完成开关和量测信息的传动试验（信息核对）。违反上述技术监督管理要求，每发生一次罚扣电厂上网电量5万千瓦时。第三十二条继电保护及安全自动装置及直流电源系统。为提高电力系统的安全稳定水平，并网发电厂（属关停机组配套的变电站因电网原因无法退役除外）应配合电网公司及时改造已到更换年限的继电保护及安全自动装置和直流电源系统，严格执行国家、网省继电保护安全自动装置和直流电源系统的技术规程和规定。设备更新改造应相互配合,确保双方设备协调一致。电网公司按有关标准、规定对电厂继电保护及安全自动装置及直流电源系统进行全过程技术监督管理并按年度公布整改建议和下一年度技改建议函。凡由于电厂保护设备及二次回路不满足反措要求，设备超期服役，运行技术指标恶化等原因无法满足安全基本要求，电厂必须限期整改并报省调控中心备案。每发生一个保护元件违反本条技术监督管理要求，罚扣电厂（集团）上网电量10万千瓦时，每延迟N年、每个元件加扣电厂（集团）上网电量20*N(万千瓦时)。并网发电厂应按国家、地方、行业标准和规定开展继电保护专业技术监督工作。建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并应设置专人负责继电保护技术监督工作，在工程的初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护阶段，均必须实施继电保护技术监督。对技术监督中发现的重大问题及时上报省调控中心并进行整改。违反本条技术监督管理要求，每发生一次罚扣电厂上网电量10万千瓦时。第七章奖励第三十三条　所有电厂考核扣罚所得，按对保证电网安全稳定运行和提高电能质量所做贡献的大小全部用于对并网电厂的奖励，返还给参与考核的电厂。第三十四条奖励项目及返还比例：1、机组安全运行（A1）40％；2、机组AGC运行（A2）10％；3、火电机组启停（A3）20％；4、继电保护正确动作（A4）10％；5、机组低出力补偿（A5）10％；6、水电机组进相补偿（A6）10％。各项返还奖励计算公式如下。第三十五条机组安全运行奖励对于全年未跳闸的单机，其年奖励电量Q：全年累计总奖励电量A1：机组安全运行占总奖励电量的比例k2：水、火和核电机组间奖励比例，水电机组占30％，火和核电机组占70％k3：全年未跳闸为1，一次及以上为0。n：机组容量t：机组年利用小时i：参加考核水(或火、核)电厂机组台数之和说明：若全省电网全年没有未跳闸的机组，则奖励电量将在一次跳闸机组中清算。第三十六条对参加电网调频模式的AGC机组进行奖励参加电网调频模式的AGC机组（投运时间及年利用小时作为返还依据）的奖励电量F=Q×A2×（h/H）Q：全年累计总奖励电量A2：机组参加电网调频模式的AGC运行奖励占总奖励电量的比例h：本台机组参加电网调频模式的AGC年投运时间H：参加电网调频模式的AGC机组年投运时间之和第三十七条燃煤火电和核电机组启停补偿每月每台机组起停次数超过2次，则每次奖励电量Q：全年累计总奖励电量A3：机组启停奖励占总奖励电量的比例n：机组容量k：参与考核的燃煤火电和核电机组台数之和t：机组年利用小时第三十八条继电保护正确动作奖励按电厂继电保护年正确动作率指标为100％，其返还奖励电量F=Q×A4×(n/N)Q：全年累计总奖励电量A4：继电保护正确动作奖励占总奖励电量的比例n：电厂总容量N：参与考核的各电厂机组容量之和第三十九条机组低出力运行补偿每降低△p（万千瓦），其奖励电量F=Q×A5×(△p×t)/［∑(△p)×T］Q：全年累计总奖励电量A5：机组低出力运行补偿电量占总奖励电量的比例△P：核定最低安全技术出力与机组实际出力的差值∑(△p)：各参与电厂△p之和t：机组降低△p出力运行时间T：各台机组降低出力运行时间之和第四十条水电机组空载进相或发无功运行补偿每次补偿奖励电量F=Q×A6×n/NQ：全年累计总奖励电量A6：机组进相运行补偿电量占总奖励电量的比例n:机组进相运行次数N:全网水电机组进相运行总次数说明：上述各条中，若未达到奖励条件的，其剩余电量将一并加到机组安全运行奖励。第八章风电运行管理考核第四十一条本章节适用于省调控中心直接调度发电出力的风电场。第四十二条日发电计划和电压运行控制管理考核（一）风电场发电计划申报考核。风电场发电计划申报考核以自然月为时间基准，采用百分制，根据各指标（包括风功率预测准确率、上报合格率、申报传送率、申报完备率）的综合得分进行考核，计划申报考核指标综合评分≥90分的不考核；综合评分每低1个百分点扣5万千瓦时。风电场计划申报的要求及评分见《福建电网直调风电场发电计划申报管理规定》。（二）功率因素合格率考核风电场无功功率的调节范围和响应速度，应满足风电场并网点电压调节的要求。原则上风电场升压变电站高压侧功率因数按1.0配置，风电场在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量，该容量为风电场额定运行时功率因素0.98（超前）～0.98（滞后）所确定无功功率容量范围。风电场无功功率能实现动态连续调节，保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点电压恢复至正常水平的足够无功容量。电网调度机构能量管理系统（EMS）每15分钟为一个采样点，全天96个采样点。采样到的各风电场并网点功率因素与功率因素控制范围进行比较，当并网点功率因素运行于-0.98～+0.98范围之外为不合格点，月功率因素合格率小于100%，按下列标准对风电场考核。1、99.5%≤功率因素合格率＜100%，全场每月考核3万千瓦时；2、99%≤功率因素合格率＜99.5%，全场每月考核5万千瓦时；3、98.5%≤功率因素合格率＜99%，全场每月考核8万千瓦时；4、功率因素合格率＜98.5%，全场每月考核10万千瓦时。由于电网事故或电网侧电压偏差等原因，电场已调整，电压仍达不到要求，经调度员电话确认者免于考核。第四十三条组开关故障及非计划停运考核管理（一）正常运行的组开关年发生突然跳闸（发生不可抗力事件及非电场原因除外）。每次事故跳闸扣减的上网电量P=发电机组开关停运小时数×机组额定容量×0.5×N（第N次）。（二）正常运行的组开关被迫停运，扣减的上网电量P=发电机组停运小时数×机组额定容量×0.4×N（第N次）。（说明：提前48小时提出设备停役申请得到批复且同意免考核的，或经值班调度员同意立即停运且同意免考核的，免于考核。）（三）组开关跳闸、停运时间是指断开到转入备用或重新并网时为止。组开关事故跳闸、被迫停运的考核计算在5天之内的考核计算时间不超过24小时，在5-10天之间的考核计算时间不超过48小时，10天以上按72小时考核计算。调试阶段组开关不超过24小时。第四十四条所有电场考核扣罚所得，按对保证电网安全稳定运行和提高电能质量所做贡献的大小50%用于对并网风电场的奖励，其余50%按并网容量比例（分期投产风电按机组并网日期折算得出该风电场年等效并网容量）返还给参与考核的风电场。第四十五条奖励项目及奖励比例：1、机组低电压穿越能力检测20％；2、继电保护正确动作15％；3、电压合格率15％；4、计划申报考核指标综合评分50％。第四十六条机组低电压穿越能力检测奖励机组通过现场低电压穿越能力检测，且具备检测验证合格报告的风电场一次性奖励20万千瓦时。第四十七条继电保护正确动作奖励按电场继电保护年正确动作率指标为100％，其返还奖励电量F=Q×15%×(n/N)Q：全年累计总奖励电量n：电场总容量N：参与考核的继电保护年正确动作率指标为100％的各风电场机组容量之和第四十八条电压合格率100％奖励按电压合格率指标为100％，其返还奖励电量F=Q×15%×(n/N)Q：全年累计总奖励电量n：电场总容量N：参与考核的电压合格率指标为100％的各风电场机组容量之和第四十九条计划申报考核指标综合评分奖励月计划申报考核指标综合评分≤90分的不奖励；综合评分每增加1个百分点奖励5万千瓦时。第五十条若单个奖励项目所有风电场均未达到奖励条件的，该项目剩余奖励电量将一并加到50%返还比例中，返还给参与考核的电场。若单个奖励项目奖励总量超过全年累计总奖励电量×该项奖励比例，按折算系数等比例缩小该项奖励值。折算系数K=全年累计总奖励电量×该项奖励比例/单个奖励项目奖励总量第五十一条风电场扣减（奖励）与电量相对应的电费。扣减电费（F）=扣罚上网电量×上年调通中心直调的风电场上网平均电价（含税）。第九章结算及其他第五十二条考核结果以省调控中心自动化系统提供的实时统计资料和省调控中心当值调度员的调度记录为依据。省调控中心每月10日前（遇节假日顺延）在“三公”网页公布上月度的考核结果，各直调发电厂应在“三公”网页公布月度考核结果后5日内进行核对,并以书面形式将核对结果确认后（加盖单位章）反馈省调控中心。如双方对考核统计结果有异议，报省经贸委核定。第五十三条考核电量实行月度考核统计累计、年度结算。每年一月份对上一年度年考核电量进行总清算（含奖励的电量），清算后的年度考核结果在调度“三公”网页公布，其扣减或奖励电量经省经贸委核实确认后，在电厂月电费结算时进行兑现。第五十四条火电厂和水电厂均扣减（奖励）与电量相对应的电费。扣减电费（F）=扣罚上网电量×上年省调控中心直调的电厂上网平均电价（含税）。第十章附则第五十五条本办法由省经贸委负责解释。第五十六条本办法自2013年1月1日起施行，原省经贸委闽经贸电力[2004]14号文停止执行。附表1各统调火电厂单机最低安全技术出力福建省内直调火电机组单机最低技术出力(纯凝工况下)执行闽经贸能源【2006】624、闽经贸函能源【2010】348号文，最低技术出力如下表：火电厂名单机最低技术出力（万千瓦）后石电厂＃1-7机21大唐电厂＃1、2机23大唐电厂＃3、4机21江阴电厂＃1、2机21可门电厂＃1-4机21鸿山电厂＃1、2机21湄洲湾电厂＃1、2机（净出力数据）14.5华能福州电厂＃1-4机15嵩屿电厂＃1-4机13南埔电厂＃1、2机13坑口电厂＃5、6机12漳平电厂＃5机12坑口电厂＃1-4机6.5邵武电厂＃1、2机6.5腾龙电厂＃1机（三台锅炉运行）7晋江热电厂＃1、2机4厦门热电厂＃5、6机3.5供热机组最高、最低技术出力见下表：火电厂名单机技术出力范围（万千瓦）备注江阴电厂＃1、2机37～60对外供汽量60t/h阶段。通过改变供热调节阀开度维持供热压力，当供热调节阀全开且联箱管道供热压力维持2.1兆帕，此时电负荷为最低负荷工况点。鸿山电厂＃1、2机48～56由中压缸排汽管道对外供汽200t/h阶段。发电出力限制条件为中排温度不超过380℃。40～53由中压缸排汽管道对外供汽400t/h阶段。发电出力限制条件为中排温度不超过380℃。南埔电厂＃1、2机20～30对外供热60t/h阶段。通过供热调节阀开度维持供热联箱压力在2.0MPa，发电出力限制条件为供热调节阀开度稳定在100%全开状态。永安电厂＃7机21-30对外供热125t/h阶段。低压抽汽供热压力低于1.0兆帕时，可通过关小供热蝶阀和微开再热蒸汽热段进行调节。发电出力限制条件为中排温度不超过400℃。说明：（永安电厂带供热机组〈7或8号〉125t/h供热量下，最低负荷值按试验报告为21万千瓦，最高30为万千瓦）附表2各电厂机组进相运行能力表发电机组名称进相限额有功出力（MW）无功出力（Mvar）水口电厂#1－7发电机组≤200≥-20≤180≥-70≤100≥-100≤50≥-110棉花滩电厂#1－4发电机组≤150≥-45≤100≥-55≤80≥-60≤70≥-60街面电厂#1－2发电机组≤150≥-40≤120≥-45≤75≥-460≥-48周宁电厂#1－2发电机组≤125≥-25≤100≥-30≤60≥-400≥-45洪口电厂#1－2发电机组≤100≥-28≤75≥-32≤50≥-340≥-36沙溪口电厂#1－4发电机组≤75≥-25≤60≥-27≤40≥-300≥-35古田二级电厂#1－2发电机组≤65≥-25≤50≥-25≤40≥-28≤30≥-28池潭电厂#1－2发电机组≤50≥-23≤40≥-27≤30≥-32丰源电厂#1－2发电机组≤40≥-15≤32≥-16≤20≥-180≥-21芹山电厂#1－2发电机组≤35≥-4.5≤28≥-8≤18≥-120≥-15大唐电厂#1－2发电机组≤660≥-60≤500≥-120≤330≥-160华能二厂#5－6发电机组≤660≥50≤500≥52≤400≥35≤300≥23后石电厂#1－7发电机组≤600≥-60≤500≥-100≤400≥-130≤300≥-160大唐电厂#3－4发电机组≤600≥-35≤500≥-85≤400≥-115≤300≥-135可门电厂#1－4发电机组≤600≥-72≤500≥-95≤400≥-107≤300≥-120江阴电厂#1－2发电机组≤600≥-50≤500≥-90≤400≥-120≤300≥-130鸿山电厂#1－2发电机组≤600≥41≤500≥18≤400≥-7≤300≥-14前云燃气电厂#1-4发电机组≤390≥-40≤300≥-60≤200≥-70≤150≥-80石圳燃气电厂#1-4发电机组≤390≥-17≤350≥-30≤300≥-49≤250≥-55新店燃气电厂#1-2发电机组≤390≥-22≤300≥-40≤240≥-70华能电厂#1－4发电机组≤350≥-20≤300≥-30≤250≥-40≤175≥-42湄洲湾电厂#1-2发电机组≤350≥-50≤250≥-60≤200≥-70≤140≥-80嵩屿电厂#1-4发电机组≤300≥-35≤250≥-40≤200≥-45≤150≥-50南埔电厂#1-2发电机组≤300≥-10≤250≥-24≤200≥-32≤150≥-45坑口二厂#5-6发电机组≤300≥-66≤250≥-70≤200≥-74≤150≥-84炼化电厂#1-2发电机组≤110≥-22≤80≥-37≤60≥-43≤30≥-42坑口电厂#1-4发电机组≤135≥-18≤110≥-35≤85≥-40邵武电厂#1-2发电机组≤125≥-25≤100≥-30≤80≥-35≤70≥-40腾龙热电厂#1发电机组≤100≥-22≤80≥-28≤70≥-33晋江热电厂#1-2发电机组≤50≥-15≤40≥-17≤30≥-19厦门热电厂#5-6发电机组≤50≥-15≤40≥-16≤30≥-18牛头山电厂#1-2发电机组≤50≥-8.5≤40≥-8.5≤30≥-8.8≤25≥-10白沙电厂#1-2发电机组≤35≥-10≤28≥-11≤18≥-12≤0≥-14金造桥电厂#1-2发电机组≤33≥-8≤26≥-9≤17≥-10≤0≥-13黛溪电厂#1-2发电机组≤25≥-5≤20≥-6≤13≥-8≤0≥-10后垄溪一级#1-2发电机组≤24≥-3≤20≥-4≤12≥-5≤0≥-5.5嵩滩埔电厂#1-2发电机组≤20≥-4.7≤18≥-5.2≤15≥-5.6≤10≥-6.9万安电厂#1-2发电机组≤15≥-3≤12≥-3.6≤7.5≥-4.4≤0≥-6.2