发电有限公司“两个细则”实施管理办法.docx

发电有限公司“两个细则”实施管理办法（试行）第一章总则第一条为贯彻落实西北区域发电厂并网运行管理实施细则及西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（以下简称“两个细则”），规范发电有限公司（以下简称公司）“两个细则”管理，促进电网安全、稳定、优质、经济运行，公司结合实际，特制定本办法。第二条本办法包括公司并网发电机组的发电计划曲线管理、机组备用、AGC管理、非计划停运管理、一次调频管理、调峰管理、AVC管理、自动化管理、通信管理、继保和安全自装置管理、励磁和PSS管理等内容。第三条本办法规定了公司“两个细则”管理机构的职责、管理要求及奖惩等，适用于公司对并网发电机组“两个细则”的管理。第二章规范性引用文件第四条下列文件中的条款通过引用而成为本办法的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本办法，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本办法。（一）西北区域发电厂并网运行管理实施细则（二）西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（三）西北电网发电机组一次调频运行管理办法（四）2018年特高压互联电网稳定及无功电压调度运行规定（第二版）（五）2018年国调直调安全自动装置调度运行管理规定（第二版）（六）国调中心调控运行规定第三章组织与职责第五条生产技术部职责（一）负责将两个细则执行过程中提出的设备检修内容列入机组检修计划下发至各责任部门，同时在机组检修过程中督促落实和验收。（二）按两个细则管理的要求，组织开展相关设备的特性试验，以获取对象特性，必要时负责联系设备厂家和电科院。（三）组织完善两个细则执行过程中AGC、AVC、一次调频调节性能等相关系统的优化方案的讨论和技术措施的制定，做好AGC、AVC,一次调频日常监督管理。（四）负责与上级单位沟通和联系，积极争取机组自动控制系统优化和相关设备的技改费用。（五）负责两个细则执行过程中各项安全措施和反事故措施的监督执行，对不符合要求的行为提出考核建议。（六）加强监督设备运行操作、检修维护管理，重点落实锅炉受热面及承压部件技术监督管理，加强监督电气及热工保护系统检修维护、防止运行误操作等，严格落实设备检修三级验收，强化检修质量管控，减少和避免辅助设备故障降出力和机组非停。（七）负责组织、制定、修编、下发燃煤掺配方案。（八）负责组织各责任部门每月对两个细则及辅助服务实施状况的分析会议，分析存在问题，提出建议和意见。（九）负责修编完善本实施办法的管理规定，并监督各责任部门按本办法开展“两个细则”的工作以及落实本实施办法的奖惩统计和提出奖惩建议。第六条发电运行部职责（一）负责向国调中心填报机组（涉网设备）月度检修计划、日前检修计划，负责向国调中心及西北分中心协调完成涉网试验，按时向调控机构提出厂内发输变电设备的年度、月度、周、日检修申请，向西北分中心填报日前最大出力计划。（二）根据机组运行方式、燃料堆存结构和煤质，合理填报机组出力，根据负荷曲线进行运行方式的调整并向新疆分公司调度处提供负荷曲线；拟定燃煤掺配方案报生产技术部审核并协助落实；确保机组环保指标达标排放和负荷接带,防范“两个细则”考核。（三）严格服从电网调度命令，按照调度规程迅速、准确执行调度命令，严格执行调度下发计划负荷曲线（或实时曲线）和运行方式的安排。（四）按照电网电压曲线，提高电网电能质量，并尽最大可能保证电能质量符合电网的要求。（五）负责机组负荷控制，按调度要求投退AGC.AVC.PSS等装置，按规定设定AGC升速率及负荷上下限、无功等调节；按相关要求及时通知设备管理部投退一次调频。（六）加强电网生产信息系统（OMS）的管理，按时填报有关机组、设备等运行参数和管理信息，并保证数据真实准确。同时对于电网下达的信息及时上报相关部门。（七）及时准确记录设备存在的问题，将机组一次调频、AVC.AGC.PSS投退情况按要求填写在运行日志中，并进行统计。并将一次调频投退原因在运行日志中记录清楚。（八）及时准确记录机组未能达到电网调度负荷的原因和采取的措施以及修改影响机组调节性能参数的原因。（九）严格落实机组防非停技术措施和技术方案，加强运行操作调整和后备监护，严防发生运行误操作造成机组非停。（十）负责对前一日深度调峰收益、分摊、考核情况进行核查，负责统计每天欠发电量的统计、分析工作。（十一）负责同国网调度中心、西北分中心、新疆省调相关部门的联系工作，如：根据设备检修、试验情况、燃煤混配计划、设备降出力情况等及时向调度申请负荷曲线，进行免考核申请等等。（十二）每月参加两个细则和辅助服务分析会议，分析存在问题，提出建议和意见。第七条设备管理部职责（一）严格落实机组防非停技术措施和技术方案，严格执行缺陷管理制度，加强设备治理，防止“四管泄露”及电气热控保护误动、拒动，确保一次调频、AGC.AVC等与“两个细则”服务相关系统及涉网设备的稳定运行及系统运行正币O（二）对于一次调频、AGC.AVC以及继电保护和自动装置等定期开展自查工作，分析制约性能指标的各种因素，制定详细的整改计划，确保相关系统稳定运行。（三）利用机组检修机会，加强检修质量过程管控，严格落实三级验收，全面消除设备隐患和缺陷，确保机组启动后长周期安全稳定运行。遵循“应修必修，修必修好”的原则，按照电力调度机构批准的检修工期按时保质地完成检修任务，保证设备的及时、正常投入运行。（四）将一次调频、AGCAVC、PSS纳入日常巡检工作，每日对以上系统的运行情况进行认真检查记录，发现问题随时解决，不断摸索优化逻辑，提升调节性能，按照规定设置AVC,自动励磁调节装置的低励限制、强励功能等。（五）按照公司相关要求做好各种辅机的性能试验，及时消除影响机组性能的缺陷。（六）设备出现缺陷，能坚持运行，提前申请次日降负荷消缺，避免发电计划考核；若需要立即降负荷处理，应组织充足消缺人员，加强后备监护，尽量缩短消缺时间，减少发电计划考核。（七）每月参加两个细则和辅助服务分析会议，分析存在问题，提出建议和意见。（八）按照发电运行部通知要求及时投退DEH及DCS侧一次调频功能。第八条经营管理部职责（一）收集整理、分析研判电力辅助服务市场动态信息、政策变化，为明确相关工作方向、争取辅助服务收益最大化提供支撑。（二）与生产技术部紧密联系沟通，核对辅助服务考评得分与实际兑现金额是否一致，产生偏差时协同发电运行部向电网调度反馈意见，维护公司利益。（三）负责公司“两个细则”优化项目的招投标事宜，及时签订服务合同。（四）每月参加两个细则和辅助服务分析会议，分析存在问题，提出建议和意见。第九条物资管理部职责（一）根据机组负荷曲线预测，合理掺配入炉煤热值，确保机组带负荷能力。（二）负责向发电运行部提供各机组燃煤掺配工作相关的基础数据和分析报表；（三）在值长调度下及时调整煤质满足负荷需求。（四）每月参加两个细则和辅助服务分析会议，分析存在问题，提出建议和意见。第四章安全管理第十条公司相关部门应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、西北各级电力系统调度规程及其它有关规程、规定。第十一条公司相关部门涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、继电保护故障信息子站，故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合能源监管机构及西北区域电力调控机构有关安全管理的规定。第十二条公司相关部门落实相应调控机构制定的反事故措施。对一、二次设备中存在的影响系统安全运行的问题,应与相关调控机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完成。第十三条公司相关部门按照西北电网防止大面积停电事故预案的统一部署，积极配合落实事故处理预案：制定可靠完善的保厂用电措施、全厂停电事故处理预案，并按相关调控机构要求按期报送；定期根据方案开展反事故演习，并根据相关调控机构的要求参加电网联合反事故演习。第十四条公司相关部门人员按规定参加厂网联席会议,参加相关调控机构召开的有关专业工作会议。第十五条发生事故后，公司相关部门按西北能源监管局西北区域电力安全信息报送规定等相关规定及时向能源监管机构和相应调控机构汇报事故情况。第五章运行管理第十六条公司相关部门按能源监管机构及相关调控机构要求报送和披露相关信息。第十七条值长值班期间应严格服从相关调控机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行；接令值长认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的调控机构值班调度人员报告并说明理由，由调控机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销，如果发令的值班调度员重复该指令执行时，接令值长应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令的建议报告给发令值班调度员，并将情况汇报生产技术部、发电运行部经理，必要时应报告分管生产的副总经理，由上述人员与调度有关部门协调。第十八条值长值班期间业务方面隶属国调、网调值班调度员领导和指挥，并接受其调度指令，当接受指令后，应立即复诵调度指令，经核实无误后方可执行。第十九条公司各部门或个人不得违反调度规程、干预值班调度员发布的调度指令和干预值长不执行值班调度员的指令。第二十条生产现场发现重大设备缺陷、异常运行或事故处理时，值班值长有权调度各生产部门生产管理人员和工作人员参加处理设备缺陷、异常运行或事故等，任何人不得拒绝或无故拖延。第二十一条公司所辖调管设备各项操作应按照调度规程和相关规定执行，禁止未经调控机构同意擅自开停机、擅自变更调控机构调管设备状态、擅自在调控机构调管设备上工作等不符合规定的操作。第二十二条值长应按调控机构要求及时、准确、完整申报本企业每台机组日最大、最小可调出力96点曲线。第二十三条发电运行部应严格执行调控机构下达的机组日发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式的安排。第二十四条未经调度值班调度员批准，不得自行改变发电计划曲线运行（紧急事故处理除外），由值班调度员调整的发电计划曲线，值长必须详细做好记录，起止时间（以分钟为单位）和调整后的发电计划值，同时申请其修改计划曲线。第二十五条当并网机组（包括因电网系统需要而停运的备用机组）的实际最大/小发电能力无法达到预定的调峰能力的上/下限时，应提前30分钟向调度机构值班调度员申报修改可调出力的上/下限，并做好记录。第二十六条未投入AGC运行前，其实际发电负荷按“96点”计划曲线（或调度值班调度员临时修改的发电计划值）执行，正常运行中严格控制机组实际负荷与计划曲线值一致,发电量允许正偏差率和负偏差率均为2%o第二十七条机组正常运行，AGC系统无缺陷时应由值长主动向网调申请投入发电自动控制。投入AGC运行后，其实际发电负荷按AGC指令接带负荷。发电运行部部按照调度要求及时投退机组AGC调节系统，并做好投退记录，无特殊情况，禁止擅自退出AGC调节系统。第二十八条AGC投入期间控制指标。（一）可用率：AGC月可用率应达到98%。（二）调节速率：AGC调节速率应不小于99MWmin°（三）投退频次：应避免AGC短时频繁投退（在任意6小时时间段内，因公司相关部门原因造成机组AGC状态改变次数大于等于6次）；（四）响应时间：响应时间月度合格率应不低于98%。第二十九条AGC退出时应仔细核对机组实际负荷与机组“96点”计划曲线的负荷偏差不大于±2%,退出后机组严格控制实际负荷与机组计划负荷偏差不大于±2虬第三十条机组正常并网运行后，机组参数稳定且出力<264MW时，由发电运行部联系设备管理部热控专业及时投入DCS及DEH侧一次调频，并做好投退记录，不得擅自退出机组一次调频功能。第三十一条一次调频投入期间控制指标。机组一次调频技术指标应满足西北电网发电机组一次调频技术管理规定技术要求：（一）一次调频的人工死区：控制在±0.033HZ内。（二）转速不等率：不大于5%。（三）一次调频的最大调整负荷限幅为39.6MW（四）一次调频的响应特性：小于3s。（五）一次调频月度平均合格率不小于70虬（六）当电网发生频率超过50±0.IHz大频差扰动时,机组一次调频出力响应合格率与机组一次调频贡献电量合格率平均值280%。第三十二条无功电压自动调节AVC系统（一）按电力调度的指令，在发电机组性能允许的范围内，通过无功调节，保证母线电压合格。发电机组的进相运行深度应满足所在电网安全运行的需要。并网发电厂采用有偿无功控制时需征得电力调控机构同意。（二）月度电压曲线合格率50OkV达到100%,AVC月投运率应达到98%,AVC月调节合格率应达到99%。（三）应具备辅机高低电压穿越能力，发电机组辅机变频器，在投运、改造时应提供满足相关技术规范或规定的高、低电压穿越能力测试报告。（四）按照调度的要求同调控机构的调度控制系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。并具备与电力调控机构相应AVC系统闭环联调的条件。（五）保证AVC设备的正常运行，机组并网后不得擅自退出AVC功能。（六）AVC的调节容量发生变化时，提前一周报相应调控机构备案。（七）AVC运行指标的统计分析工作分别由发电运行部、设备管理部完成，设备管理部部负责每月底之前完成有关报表，并上报生产技术部。（八）设备管理部加强对AVC系统的运行维护工作，每天巡检时实时记录机组AVe装置的投入及运行情况，并保留AVC系统的运行统计结果，做好技术分析；当性能达不到规定的技术要求时，应及时检修或调整，并做好调整记录。生产技术部不定期对上述记录进行检查。（九）发电运行部按照调度要求及时投退机组AVC调节系统，并做好投退记录。在没有调度同意情况下，禁止擅自退出AVC调节系统。第三十三条值长在接班时应认真核对机组总负荷、各台机组负荷分配与调度曲线一致、AGC.一次调频、AVC.PSS等与调度侧投退状态一致；各值接班时必须仔细核实上述状态。第三十四条机组正常运行中发电运行部应密切关注负荷、AGC.一次调频、AVC动作情况，发现异常联系设备管理部处理并汇报调度，非本厂自身原因应申请调度免考核。第三十五条机组非计划停运及非计划降出力恢复后，值长应及时报请中调恢复机组备用或恢复机组出力。第三十六条值长应严格控制机组计划检修时间和机组备用时间，因实际原因（非电厂原因除外）导致计划检修超过批准工期时间或备用机组不能按要求并网接带负荷时，应提前汇报调度同意。第三十七条应按相关调控机构的要求书面提供设备（装置）参数，设备（装置）参数整定值应按照相关调控机构下达的整定值执行。改变设备（装置）状态和参数前，应经相关调控机构批准，严禁擅自改变设备（装置）的状态和参数。第三十八条在系统接线或运行方式发生变化时，或其它需要的情况下，公司内部与电网有关的继电保护和安全稳控装置，应按相关调控机构规定和要求及时校核更改保护定值及运行状态并向相应调控机构上报备案。第三十九条按规定进行机组进相试验，机组进相深度应满足机组设计参数和相关规定要求。第四十条机组的自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应正常投运，且不得擅自退出机组的自动励磁调节装置或低励限制、强励功能。第六章检修管理第四十一条按照发电企业设备检修导则（DL/T838-2003）及区域内相应调控机构电网发电设备检修管理办法、电力系统调度规程的规定，按时向调控机构提出厂内发输变电设备的年度、月度、周、日检修申请，按照调控机构下达的年度、月度、周、日检修计划严格执行，并按照调控机构批准的检修工期按时保质地完成检修任务。第四十二条检修计划上报应准确，避免出现因申请内容不准确，导致检修票退票的情况。尽可能避免出现因公司自身原因月度（周）、年度计划中要求调整（含新增、变更工期、取消）检修计划的工作。第四十三条因公司相关部门自身原因变更检修计划，包括无法按时开工、延长检修工期、增加检修工作项目等，应提前向调度机构申请并说明原因。第四十四条涉网设备（装置）检修计划，应经调度机构批准后执行。第四十五条在调度管辖范围内的设备检修工作不得因公司自身原因出现以下情况：（一）计划检修工作不能按期完工，但未在规定时间内办理延期手续。（二）设备检修期间，办理延期申请超过二次（不含两次）。（三）设备检修期间现场未及时与调度机构沟通，擅自增加工作内容，造成无法按期送电。（四）因公司相关部门原因，使调度机构批准的计划检修工作临时取消。第四十六条公司外送输变电设备应尽可能与发电机组检修同时进行。涉网的继电保护及安全自动装置、自动化及通信等二次设备的检修应尽可能与一次设备的检修配合。第四十七条公司相关部门涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、继电保护故障信息子站，故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、升压站电气设备以及涉网技术设备（AGC、AVC）等调控机构运行管理部分，其选择、配置、技术性能和参数应达到国家及行业有关规定和安全性评价要求，其技术规范应满足接入电网安全稳定运行的要求，并按调控机构有关设备参数管理的规定执行。公司相关部门应定期委托有资质的试验部门对涉网设备进行参数实测，由能源监管机构指定的认证部门进行认证，并及时向调控机构报送设备试验报告及技术资料。还应按照上级调控机构下发的母线等值等参数及时校核本厂保护定值，并将校核结果按期报送对应上级调控机构部门备案。要求当参数发生变化时，应及时报送相关调控机构重新进行备案。第四十八条AGC及一次调频检修维护管理（一）严格执行AGC及一次调频设备巡检制度，巡检内容包括发电机有功信号、汽机转速信号、发电机有功与AGC偏差、主汽压力信号、AGC投入状态显示、一次调频投入状态显示是否正确等。巡检发现异常及数据达不到技术要求时应及时分析处理。（二）与AGC功能有关的一、二次系统设备均应纳入调度管辖范围内的设备检修管理，其检修计划及申请按有关规定执行。（三）凡是涉及到AGC及一次调频设备的启停、检修、调试、试验、控制切换装置、远动通道设备的停役检修等，均应事先向调度申请，经批准后方可进行，工作完毕后应及时向调度值班员汇报，并做好记录。（四）当一次调频性能达不到规定的技术要求时，设备管理部开展一次调频动态试验，试验的内容包括系统动作是否正确、负荷响应滞后时间是否合格、15秒内对目标出力是否完全响应、在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值是否在机组额定有功功率的±5%以内。上述内容在实验报告中有体现，且必须附有相应的参数曲线。（五）设备管理部加强对一次调频系统的运行维护工作,每天巡检时实时记录机组一次调频的投入及运行情况，并保留一次调频系统的运行统计结果，做好技术分析；当性能达不到规定的技术要求时，应及时检修或调整，并做好调整记录；当电网频率变化超过±0IHz（±6rInin）,设备管理部部分析机组一次调频动作情况，并于两日内将分析结论以书面和电子版两种形式上报生产技术部。（六）设备管理部加强对AGC系统的运行维护工作，每天巡检时实时记录机组AGC的投入及运行情况，并保留AGC系统的运行统计结果，做好技术分析；当性能达不到规定的技术要求时，应及时检修或调整，并做好调整记录。第四十九条继电保护和安全自动装置（一）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设计选型）应符合国家、行业的标准和调控机构有关规程规定。积极配合电网企业进行继电保护及安全自动装置的技术改造，对到达更换年限或不满足运行要求的继电保护及安全自动装置应及时更换。（二）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调度的要求。（三）对因继电保护和安全自动装置原因造成电网事故及电网稳定性和可靠性降低等情况，应组织制定反事故措施,并实施。（四）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，并定期向相关调控机构报告本单位继电保护技术监督情况。建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，对技术监督中发现的重大问题及时上报调度并进行整改。（五）按调控机构继电保护运行管理有关要求，定期开展设备运行分析和评价，并填报保护及安全自动装置设备台账及动作报表等信息。（六）继电保护和安全自动装置属网调、国调调调度的，应按调度规定投入运行，未经调度许可，不得自行改变设备的运行状态、接线方式和定值；应严格按要求执行调度下达的继电保护装置整定值，工作完成后应立即反馈定值执行情况。（七）自行整定与系统有关的保护整定方案及定值，应送调度备案。（八）涉及电网安全稳定运行的继电保护装置的选型、技改更换应征求调度意见，协商确定。（九）二次设备的检修应与厂内一次设备检修配合，防止因此造成一次设备的非正常退出运行。（十）500KV升压站应配置故障录波器，保护及录波信息管理系统应随一次设备同步投入运行。对不满足要求的或厂站端信息不能及时、可靠上传的，应限期整改。（十一）运行中继电保护和安全自动装置发生异常信号和缺陷应及时处理，不得因本侧装置原因未及时处理，造成继电保护和安全自动装置退出运行或并网一次设备的非正常退出运行。（十二）本侧继电保护和安全自动装置发生不正确动作后，应立即组织分析、开展事故调查、会同调度制定反事故措施并按要求进行反措，不得因本侧继电保护和安全自动装置反措未及时执行，造成保护再次误动。（十三）不得对保护误动、拒动事故原因隐瞒不报、误报。（十四）不得发生主设备继电保护装置跳闸原因不明的事故。（十五）加强检查维护，防止本侧原因导致继电保护和安全自动装置误动、拒动，并造成电网事故。（十六）继电保护和安全自动装置严格按照定检周期进行定检，不得出现超期不检的情况（定检计划上报而调度未批复的除外）。（十七）严格按照作业指导书进行保护定检工作，定检过程中对试验内容不得出现漏检、缺项。并按计划完成继电保护和安全自动装置隐患排查整改工作。第五十条励磁系统和PSS装置（一）励磁系统和PSS装置的各项技术性能参数应达到大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件（DL/T843）等国家和行业标准的要求，并满足电力系统安全稳定运行的要求。（二）按照调控机构要求开展励磁系统和PSS装置的相关试验。（三）机组正常运行时自动励磁调节装置和PSS可投运率应达到100%,强励倍数不小于L8倍。（五）应加强励磁系统和PSS装置的定期检修和运行维护，加强定值管理,确保励磁系统和PSS装置安全可靠运行。（六）自动励磁调节装置严格按照定检周期进行定检，不得出现超期不检的情况。（七）严格按照作业指导书进行保护定检工作，定检过程中对试验内容不得出现漏检、缺项。第五十一条通信装置及设备（一）通信设备的配置及运行维护应满足调控机构有关规程和规定。（二）电厂侧与电网联接的调度通信设备，应遵循国家有关技术规范、标准，并与电网侧的技术参数相匹配，满足安全要求：500KV线路的两套继电保护和同一系统的有主/备关系的两套安全自动装置通道应由两套独立的通信传输设备分别提供，并分别由两套独立的通信电源供电，重要线路保护及安全自动装置通道应具备两条独立的路由，满足“双设备、双电源、双路由”的要求。（三）至电网调控机构的调度交换业务及调度自动化实时业务信息的传输应具有两条不同路由的通信通道。（主/备双通道）。（四）应按调控机构要求完成调度管辖范围内通信设备的运行维护、方式执行、缺陷处理及重大问题整改。（五）通信故障时，应按相应调控机构的通信设备应急预案进行处理和抢修。故障处理完成后，应及时提交故障处理报告。（六）未经中调许可，不得自行改变与电网联接的通信设备的运行状态、接线方式、接口参数；此类设备的改造应经调度认可后实施。（七）应明确落实通信系统的运维责任，确保通信系统安全稳定运行。（八）通信装置应满足如下要求：（一）通信装置和调度电话运行指标：光纤设备月运行率N99.99%、调度程控交换机月运行率N99.85%、调度数据网设备节点用户月可用率,99.98%、调度电话月可用率100%o（二）通信电路不得非计划停用（不可抗力除外），并造成远跳及过电压保护、远方切机（切负荷）装置由双通道改为单通道，时间超过24小时。（三）不得因本侧通信反措未及时执行，造成对电网通信业务中断。（四）通信电源不得全部中断（不可抗力除外）。（五）不得因通信设备故障，引起继电保护或安全自动装置误动、拒动。（六）通信不得出现下列情形（不可抗力除外）。1、调度电话业务、调度数据网业务、实时专线通信业务中断；2、造成线路一套主保护的通信通道全部不可用，且持续时间8小时以上；3、一套安全自动装置的通信通道全部不可用，且持续时间72小时以上;4、机房不间断电源系统、直流电源系统故障，造成通信机房中的自动化、信息或通信设备失电。5、500千伏以上线路保护、安全自动装置或省级以上电力调度控制中心调度电话业务、调度数据网业务的通信光缆纤芯或电缆线路故障。6、调度交换录音系统故障，造成7天以上数据丢失或影响电网事故调查处理。（七）加强调度通信系统的定期工作和日常巡检工作,发现异常及时分析处理。通信设备有检修工作时，应严格按照作业指导书进行。第五十二条调度自动化装置（一）应满足中华人民共和国网络安全法电力监控系统安全防护规定（国家发改委14号令）和国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案和评估规范的通知（国能安全（2015）36号）的要求，在生产控制大区与广域网的纵向连接处部署经过国家制定部门认证的电力专用纵向加密装置或者加密认证网关及相应设备，实现双向身份认证、数据加密和访问控制，确保公司二次系统的安全。（二）自动化系统和设备应同时通过两级调度数据网接入相应调控机构主站系统，满足双通道要求。电厂端接入的各类自动化信息（远动、PMU、电量等）应满足调控机构对接入信息的要求。公司自动化系统和设备应采用发电厂直流系统所提供的直流或逆变的交流供电，或者配置容量满足要求的独立UPS电源，自动化设备应配置双电源模块，且供电电源来自两路不同不间断电源。（三）自动化系统和设备故障时，应按相应调控机构自动化设备运行管理规程进行处理和抢修。故障处理完成后3日内，公司相关部门未向相关调控机构提交故障报告。（四）应按国家有关技术规范标准配备调度自动化设备,向调控机构准确、实时、完整传送要求的调度自动化信息和网络安全监测信息及接受调度控制指令。（五）处于安全区I、II的业务系统的安全防护应满足国家有关规定和相应调控机构的具体要求，并设置电力监控系统安全防护专职管理人员。（六）调度自动化设备月可用率大于99%。（七）不得因本侧自动化反措未及时执行，造成电厂对电网的自动化业务中断。（八）严格执行调度自动化设备的定期巡检与定期检验工作，定期检验及设备检修应严格按照作业指导书进行。（九）不得出现下列情形（不可抗力除外）。1、违规造成监控系统生产控制大区与互联网联通。2、监控系统内部安全分区、安防边界不完善造成生产控制大区和管理信息大区互联。3、安全防护方案不按要求报送调控机构。4、网络结构与安全防护方案不一致。5、不按照要求定期开展电力监控系统安全评估。6、使用被国家通报存在重大安全漏洞的软、硬件设备。7、操作系统未采取加固措施存在高危漏洞或用户帐户及密码设置不符合要求。9、存在不符合安全访问策略事件或被调控机构监测到紧急告警。10、电力监控系统安全防护原因造成电网事故。Ih应配备电力专用纵向加密装置和网络安全监测装置而未配备装置。12、事故时遥信误动、拒动，正常运行时遥信频繁误动。13、自动化系统和设备原因造成量测数据跳变、实时数据长时间不刷新或错误14、遥测月合格率、遥信月合格率低于99.5%15、PMU中断或PMU量测数据存在缺陷16、电能量采集终端中断或电量数据存在缺陷。17、纵向加密装置退出密通状态或未经调控机构许可私自关机或旁路。第五十三条升压站电气设备（一）升压站电气设备应及时消除设备的缺陷和安全隐患，确保设备的遮断容量等性能达到电力行业规程要求。若不能达到要求，应按调度的要求限期整改。（二）升压站电气设备应定期进行红外测温工作，对发现的发热点应每周进行跟踪测试，并依据红外摄像规程DL/T664-2008进行分析判断，及时了解设备的健康状况。对于发热点，应在设备停运时及时消缺。（三）升压站电气设备的接地装置应根据地区短路容量的变化，校核其（包括设备接地引下线）热稳定容量。（四）公司升压站主变中性点接地方式应满足调控机构的要求。（五）升压站电气设备预试完成率为100%,影响设备正常运行的重大缺陷的消缺率为100%。第五十四条调速系统（一）发电机组调速系统的各项技术性能参数应达到汽轮机电液调节系统性能验收导则（DL/T824-2002）等国家和行业有关标准的要求。（二）按照调度机构的要求进行相关试验。第七章考核与奖励第五十五条未及时执行电力调度机构制定的反事故措施或整改计划，不执行一条措施考核责任部门50200元。造成后果的，按不执行一条措施考核责任部门200-500元。第五十六条涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、继电保护故障信息子站、故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，不符合能源监管机构及西北区域电力调控机构有关安全管理的规定或制度不完善者，考核责任部门50100元/项。第五十七条不按要求参加厂网联席会议和相关调控机构召开的有关专业工作会议的，考核责任部门100500元/次。第五十八条出现电力事故，电力监管机构或相关电网经营企业组织事故调查时，公司应按要求提供所需的故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。未按西北能源监管局西北区域电力安全信息报送规定等相关规定及时向能源监管机构和相应调控机构汇报事故情况的，考核责任部门300元/次；拒绝配合的，或电力监管机构给予通报批评，拒不改正的或者提供虚假资料、隐瞒事实的，考核责任部门500元/次。第五十九条未按要求及时签定并网调度协议和购售电合同的，考核责任部门100O元/次。第六十条未按能源监管机构及相关调控机构要求报送和披露相关信息的，考核责任部门500元/次。第六十一条出现下列情况之一者，定为违反调度纪律,考核相关责任部门。（一）不执行或无故拖延执行调度指令，考核责任部门100o元/次。（二）未如实向调度机构报告调度指令执行情况并造成后果，考核责任部门300元/次。（三）未如实向调度机构反映设备运行情况或向调度机构错误传送设备实时信息，考核责任部门300元/次。（四）调管设备各项操作未按照调度规程和相关规定执行，未经调控机构同意擅自开停机、擅自变更调控机构调管设备状态、擅自在调控机构调管设备上工作（操作擅自操作调度管辖的一、二次设备、改变一、二次设备运行状态或参数）等不符合规定的，考核责任部门100O元/次。（五）未及时或错误向电力调度机构报告继电保护、安全自动装置动作情况，延误事故处理，考核责任部门500元/次。第六十二条超出低谷消缺工期（以并网时间计）的，考核责任部门500元/次；自低谷时段结束时间起，超过24小时未提交故障抢修申请的，考核责任部门500元/次。第六十三条次日的机组可调出力（负荷）上下限未按时申报的，考核责任部门50元/次。第六十四条机组实际负荷与日发电计划曲线发生偏差超过允许值时，应及时调整在允许值内，如因偏差导致考核，考核责任部门10元/万千瓦时。第六十五条发电计划曲线发生下列情况发电运行部应做好记录，设备管理部、发电运行部应做好分析并汇报生产技术部审核，对考核错误的由发电运行部提出免考核申请,如符合申报免考核条件而不及时申报，由此造成考核的，考核责任部门20元/万千瓦时（考核上限不超过2000元）。（一）机组投入AGC功能参与电网频率和联络线调整期间；（二）一次调频正确动作导致的偏差。（三）机组正常启动和停运过程中的偏差。（四）当出现系统紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力时。（五）机组发生非计划停运导致偏离发电计划曲线时，纳入机组非计划停运考核。（六）下达的发电计划曲线变动率超出机组调节能力时。第六十六条机组非计划停运考核发生机组非计划停运，按照发电有限公司生产管理考核办法（2018试行版）及AJH-036安全生产奖惩管理制度相关条款要求考核责任部门。第六十七条一次调频考核（一）机组一次调频技术指标应满足西北电网发电机组一次调频技术管理规定技术要求。不符合要求且未按期完成改造的考核责任部门500元/月。（二）机组启动过程中未及时申请调度投入机组一次调频功能的（调度或公司认可的特殊原因除外），考核责任部门200元/次。（三）未经调度部门同意，无临时检修及试验申请擅自退出机组一次调频功能的（调度或公司认可的特殊原因除外），考核责任部门200元/次。（四）一次调频的人工死区、转速不等率、最大负荷限幅、响应时间均应满足一定标准，若任意一项不满足标准，每项考核考核责任部门100元/月。（五）一次调频月度平均合格率不小于70%,每降低1%考核责任部门100元（考核上限2000元）。（六）电网发生频率超过50±0IHz时，单次大频差扰动一次调频合格率应不小于80%,低于80%考核责任部门500元/次。（七）一次调频月度平均合格率不小于70%,每降低1%考核责任部门100Xo（八）一次调频投退记录不完善，每次考核责任部门50yc©（九）以下情况之一的，可免于一次调频考核，设备管理部、发电运行部应做好分析并汇报生产技术部审核，对考核错误的由发电运行部提出免考核申请，否则考核责任部门200元/次。1、机组一次调频动作调节目标超出机组可调节出力范围的。2、机组大修后一次调频功能退出做试验，未超过24小时的。3、电厂和电网两侧频率、功率测量存在不一致造成考核不合理，经电力监管机构及电力调度机构认定后的。4、非公司相关部门原因造成一次调频不合格，该时段不计算投运率。第六十八条自动发电控制（AGC）考核（一）机组启动过程中未及时申请调度投入机组AGC功能的（调度或公司认可的特殊原因除外），考核责任部门200元/次。（二）未经调度部门同意，无临时检修及试验申请擅自退出机组AGC功能的（调度或公司认可的特殊原因除外），考核责任部门200元/次。（三）机组AGC参数发生变化后，未及时完成相关设备改造，逾期不能完成AGC试验和测试或逾期不能完成试验报告编制并上报相应调控机构的，考核责任部门200元/次。（四）未按调控机构要求按期完成试验测试并出具试验报告的，考核责任部门200元/次。（五）AGC月可用率未达到98%,每降低1%考核责任部门100元（考核上限2000元）。（六）造成机组AGC短时频繁投退（在任意6小时时间段内，因公司相关部门原因造成机组AGC状态改变次数大于等于6次），AGC投退状态每改变一次，考核责任部门50元。（七）AGC月平均调节速率每降低0.1