行業政策 | 西藏新版“兩(liǎng)個細則”：風儲/光儲/10MWh以上獨立儲能(néng)可提供輔助服務

12月29日，國(guó)家能(néng)源局華中監管局發(fā)布了《西藏電力輔助服務管理實施細則》《西藏電力并網運行管理實施細則》（以下簡稱西藏《兩(liǎng)個細則》），并規定從2023年5月1日起(qǐ)實施。

依據西藏《兩(liǎng)個細則》，裝機容量10MW及以上的風電（含風儲）、光伏（含光儲）、儲能(néng)容量10MWh及以上獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)，可爲系統提供電力輔助服務。

儲能(néng)可參與的有償輔助服務有：

有償調峰，儲能(néng)電站按調峰困難時(shí)段（11:00-16:00）所儲存的電量的一定比例給予補償。有償一次調頻，按貢獻電量進(jìn)行補償。

西藏《兩(liǎng)個細則》同時(shí)也對(duì)儲能(néng)的性能(néng)等提出了考核要求，包括一次調頻考核、AGC性能(néng)考核等。

原文如下：

關于印發(fā)《西藏電力輔助服務管理實施細則》

《西藏電力并網運行管理實施細則》的通知

華中監能(néng)市場〔2022〕268号

關于印發(fā)《西藏電力輔助服務管理實施細則》《西藏電力并網運行管理實施細則》的通知

國(guó)網西藏電力有限公司，華能(néng)西藏雅魯藏布江水電開(kāi)發(fā)投資有限公司、國(guó)家能(néng)源集團西藏分公司、國(guó)家電投集團西藏分公司、華電西藏能(néng)源有限公司、西藏開(kāi)發(fā)投資集團有限公司、協和新能(néng)源西藏分公司、西藏旁多水利發(fā)電有限責任公司，西藏電力交易中心有限公司，西藏區調及地調各有關并網主體：

根據《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規定>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕60号）、《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕61号）等有關文件，我局組織制定了《西藏電力輔助服務管理實施細則》和《西藏電力并網運行管理實施細則》，現予印發(fā)，并自2023年5月1日起(qǐ)實施，請遵照執行。

附件：1.西藏電力輔助服務管理實施細則

2.西藏電力并網運行管理實施細則

國(guó)家能(néng)源局華中監管局

2022年12月27日

附件1

西藏電力輔助服務管理實施細則

第一章 總 則

第一條 爲保障西藏電力系統安全、優質、經(jīng)濟運行，規範西藏并網主體電力輔助服務管理，根據《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規定>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕60号）、《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕61号）和國(guó)家有關法律法規，結合西藏電力系統實際，制定本細則。

第二條 本細則所稱輔助服務是指爲維護電力系統的安全穩定運行，保證電能(néng)質量，除正常電能(néng)生産、輸送、使用外，由并網主體提供的輔助服務，包括：一次調頻、調峰、自動發(fā)電控制（AGC）、無功調節、備用、黑啓動等。

第三條 本細則适用于西藏區、地兩(liǎng)級調度機構裝機容量20MW及以上的直調水電、地熱、生物質電站，裝機容量10MW及以上的風電（含風儲）、光伏（含光儲）、光熱場站等發(fā)電側并網主體，儲能(néng)容量10MWh及以上獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)，傳統高載能(néng)工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能(néng)夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過(guò)聚合商、虛拟電廠等形式聚合）等負荷側并網主體的電力輔助服務管理。煤電、燃機、燃油機組、自備電廠暫不參與。電網公司所屬電廠同等參與提供輔助服務，暫不參與結算。

第四條 新建發(fā)電廠完成(chéng)以下工作之後(hòu)的當月開(kāi)展輔助服務管理。水力并網主體按《水電工程驗收規程》（NB/T 35048-2015）要求完成(chéng)負荷連續運行時(shí)納入。風力發(fā)電場、光伏發(fā)電站分别按《風力發(fā)電場項目建設工程驗收規程》（GB/T 31997-2015）、《光伏發(fā)電工程驗收規範》（GB/T 50796-2012）、《風光儲聯合發(fā)電站調試及驗收标準》（GB/T 51311-2018）完成(chéng)工程驗收，第一台風電機組或逆變器并入電網時(shí)納入。電化學(xué)儲能(néng)電站按照《電化學(xué)儲能(néng)系統接入電網技術規定》（GB/T 36547-2018）、《電化學(xué)儲能(néng)系統接入電網測試規範》（GB/T 36548-2018）要求完成(chéng)接入電網且具備結算條件之後(hòu)納入；可調節負荷按照《可調節負荷并網運行與控制技術規範》（DL/T 2473.1-2022）～《可調節負荷并網運行與控制技術規範》（DL/T 2473.13-2022）要求完成(chéng)接入電網且具備結算條件後(hòu)納入。其它并網主體原則上自基建調試完成(chéng)交付生産運行之日納入。

第五條 能(néng)源監管機構負責對(duì)輔助服務的調用、考核及補償等情況實施監管。電力調度機構按照調度管轄範圍具體實施輔助服務的調用、考核和補償情況統計等工作。

第六條 已通過(guò)輔助服務市場交易的品種(zhǒng)，在輔助服務市場運行期間執行輔助服務市場規則相關規定，在本細則中不重複補償。

第二章 定義與分類

第七條 輔助服務分爲基本輔助服務和有償輔助服務。

第八條 基本輔助服務是指爲了保障電力系統安全穩定運行，保證電能(néng)質量，并網主體必須提供的輔助服務，包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節。基本輔助服務不進(jìn)行補償。

（一）基本一次調頻是指當電力系統頻率偏離目标範圍爲小擾動時(shí)，并網主體通過(guò)調速系統的自動反應，新能(néng)源和新型儲能(néng)等并網主體通過(guò)快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。

（二）基本調峰是指發(fā)電側并網主體、新型儲能(néng)在規定的出力調整範圍内，爲了跟蹤負荷的峰谷變化及可再生能(néng)源出力變化而有計劃的、按照一定調節速度進(jìn)行的發(fā)用電功率調整所提供的服務。

水電機組的基本調峰能(néng)力爲其額定容量的45%（基本調峰下限爲其額定容量的45%，基本調峰上限爲當前水頭下的機組技術允許出力）；生物質、綜合利用機組按實際能(néng)力提供基本調峰。風電、光伏等并網主體在電網安全受到影響時(shí)，應參與系統調峰。

（三）基本無功調節是指發(fā)電側并網主體、新型儲能(néng)在一定的功率因數範圍内向(xiàng)電力系統注入或吸收無功功率所提供的服務。

水電機組在發(fā)電工況時(shí)，在遲相功率因數0.9至1範圍内向(xiàng)電力系統發(fā)出無功功率或在進(jìn)相功率因數0.97至1範圍内從電力系統吸收無功功率所提供的服務。風電場風電機組、光伏電站并網逆變器在發(fā)電工況時(shí)，在遲相功率因數0.95至1範圍内向(xiàng)電力系統發(fā)出無功功率或在進(jìn)相功率因數0.95至1範圍内從電力系統吸收無功功率所提供的服務。

第九條 有償輔助服務是指并網主體在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發(fā)電控制（AGC）、有償調峰、有償無功調節、有償旋轉備用、黑啓動等。

（一）自動發(fā)電控制（AGC）是指并網主體通過(guò)自動功率控制技術，包括自動發(fā)電控制（AGC）、自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調節速率實時(shí)調整發(fā)用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求的服務。

（二）有償一次調頻是指當電力系統頻率偏離目标範圍爲大擾動時(shí)，并網主體合理利用各類頻率調節辦法，短時(shí)間内快速改變出力，以滿足電力系統頻率安全要求的服務。

（三）有償調峰是指發(fā)電側并網主體按電力調度指令超過(guò)基本調峰範圍進(jìn)行的深度調峰；新型儲能(néng)放電功率低于基本調峰下限或者處于充電狀态進(jìn)行調峰；可調節負荷上調用電功率，增加用電所提供的服務。

（四）有償無功調節是指并網主體在遲相功率因數低于額定值（水電爲0.9，風電、光伏爲0.95）的情況下向(xiàng)電力系統發(fā)出無功功率，或在進(jìn)相功率因數低于額定值（水電爲0.97，風電、光伏爲0.95）的情況下從電力系統吸收無功功率，以及并網主體在調相工況運行時(shí)向(xiàng)電力系統發(fā)出或吸收無功功率所提供的服務。

（五）有償旋轉備用是指爲了保證可靠供電，電力調度機構指定的并網主體通過(guò)預留一定的發(fā)電容量所提供的服務。

（六）自動電壓控制（AVC）服務是指并網主體在規定的無功調整範圍内，自動跟蹤電力調度指令，實時(shí)調整無功出力，爲滿足電力系統電壓和無功控制要求所提供的服務。

（七）黑啓動是指電力系統大面(miàn)積停電後(hòu)，在無外界電源支持情況下，由具備自啓動能(néng)力的并網主體所提供的恢複系統供電的服務。

（八）穩定切機服務是指電力系統發(fā)生故障時(shí)，穩控裝置正确動作後(hòu)，并網主體自動與電網解列所提供的服務。

第十條 對(duì)于因電廠自身原因造成(chéng)被(bèi)迫開(kāi)、停機的情況，將(jiāng)一律不參與調峰和備用補償。

第三章 提供與調用

第十一條 并網主體有義務提供輔助服務，且應履行以下職責：

（一）提供基礎技術參數以确定各類輔助服務的能(néng)力，提供有資質單位出具的輔助服務能(néng)力測試報告。

（二）負責廠内設備的運行維護，确保具備提供符合規定标準要求的輔助服務的能(néng)力。

（三）根據電力調度指令提供輔助服務。

（四）配合完成(chéng)參數校核，并認真履行輔助服務考核和補償結果。

第十二條 爲保證電力系統平衡和安全，輔助服務的調用遵循“按需調用”的原則，由電力調度機構根據并網主體特性和電網情況，合理安排并網主體承擔輔助服務，保證調度的公開(kāi)、公平、公正。

第十三條 電力調度機構調用并網主體提供輔助服務時(shí)，應履行以下職責：

（一）根據電網情況、安全導則、調度規程，根據“按需調度”的原則組織、安排調度管轄範圍内并網主體的輔助服務。

（二）根據相關技術标準和管理辦法對(duì)輔助服務執行情況進(jìn)行記錄和計量、考核和補償情況統計等工作。

（三）定期公布輔助服務調用、考核及補償情況。

（四）及時(shí)答複并網主體的問詢。

（五）定期對(duì)輔助服務的有關情況進(jìn)行統計分析并報送能(néng)源監管機構。

第四章 考核與補償

第十四條 對(duì)基本輔助服務不進(jìn)行補償，當并網主體因自身原因不能(néng)提供基本輔助服務時(shí)需接受考核。對(duì)有償輔助服務進(jìn)行補償，當并網主體因自身原因不能(néng)被(bèi)調用或者達不到預定調用标準時(shí)需接受考核。具體考核辦法見《西藏電力并網運行管理實施細則》。

第十五條有償調峰服務補償，在調峰困難時(shí)段（11:00-16:00），水電站發(fā)電出力低于并網機組基本調峰下限之和的，按低于并網機組基本調峰下限之和的少發(fā)電量給予補償；儲能(néng)電站按調峰困難時(shí)段（11:00-16:00）所儲存的電量的一定比例給予補償。

每台機組每5分鍾按以下規則計算補償：水電站實際出力<并網機組基本調峰下限之和(上下不浮動)，則補償；儲能(néng)電站儲存電力，則補償。如水電站因機組設備問題造成(chéng)實際出力低于基本調峰下限，不予補償。

運行調峰補償費用：

第十六條 自動發(fā)電控制（AGC）按照單元（單機、全廠或多個并網主體組成(chéng)的計劃單元）參與所在控制區頻率或者聯絡線偏差控制調節（ACE）的，對(duì)其貢獻量進(jìn)行補償。自動發(fā)電控制（AGC）投其它控制模式的，不對(duì)其調節電量進(jìn)行補償。

第十七條 有償一次調頻補償

對(duì)滿足大擾動性能(néng)指标要求的發(fā)電側并網主體、獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)給予補償。補償标準如下：

Ki1爲每次大擾動合格事(shì)件貢獻率、Hi1爲發(fā)電側并網主體每次大擾動合格事(shì)件的調頻實際貢獻電量。

第十八條 有償無功服務補償

（一）有償無功服務按機組計量。每台機組每5分鍾按以下規則計算補償：

1.母線電壓在電壓曲線範圍以内時(shí)：

（1）當機組遲相運行，機組及全廠的功率因數小于規定的範圍，按無功增量補償。

（2）當機組進(jìn)相運行，機組及全廠的功率因數小于規定的範圍時(shí)，且不超過(guò)電力調度機構下發(fā)的發(fā)電機組進(jìn)相規定值，按無功增量補償。

2.母線電壓超出電壓曲線範圍時(shí)：

（1）當電廠母線運行電壓越電壓曲線下限時(shí)：

當機組遲相運行，機組及全廠的功率因數小于規定的範圍，按無功增量補償。

（2）當電廠母線運行電壓越電壓曲線限定值的上限時(shí)：

當機組進(jìn)相運行，機組及全廠的功率因數小于規定的範圍時(shí)，且不超過(guò)電力調度機構下發(fā)的發(fā)電機組進(jìn)相規定值，按無功增量補償。

提供有償無功電量（MVarh）=無功增量×5/60

有償無功補償費用（元）=提供有償無功電量（MVarh）×50元/MVarh

（二）水電機組在低負荷調相運行工況下提供有償無功服務，其補償費用（元）=Y調相×PN×t調相，其中，PN爲發(fā)電機組額定容量（單位爲MW），t調相爲機組調相運行時(shí)間（單位爲小時(shí)），Y調相爲調相運行補償标準取20元/MW。t調相依據電力調度機構要求機組調相運行的起(qǐ)始和結束時(shí)間來計算。

第十九條 裝設AVC裝置的機組AVC投運率在98%以上，按機組容量和投用時(shí)間進(jìn)行補償，低于上述指标的不進(jìn)行補償：

補償費用=PN×YAVC×TAVC

式中，PN爲機組容量（MW）；YAVC爲AVC補償标準，取0.1元/MWh；TAVC爲機組AVC投用時(shí)間，單位爲小時(shí)。

第二十條 旋轉備用服務補償

對(duì)承擔系統旋轉備用的水電機組在豐水期時(shí)段（16:00-次日11:00）所提供的系統必須旋轉備用予以補償。各電廠每5分鍾按以下規則計算旋轉備用貢獻量和補償費用：

（一）旋轉備用貢獻量

式中：

爲系統必須旋轉備用量。在柴拉直流受電方式下，藏中電網主力機組旋轉備用總和不低于最大單機容量；在柴拉直流外送方式下，原則上要求藏中電網主力機組旋轉備用總和不低于藏中電網負荷的3%。系統必須旋轉備用由承擔系統備用的主力電廠根據電廠額定容量占比分配。各電廠旋轉備用分配原則每年以文件形式下發(fā)，同時(shí)随著(zhe)電網穩定運行規定更新實時(shí)發(fā)布。

爲承擔系統旋備的主力電廠額定容量之和。

PN爲電廠額定容量。

（二）補償費用

第二十一條 黑啓動服務補償

電力調度機構按照電網結構指定黑啓動機組，與黑啓動機組所在發(fā)電公司簽訂黑啓動服務合同，合同中應明确機組黑啓動技術性能(néng)指标。提供黑啓動服務的發(fā)電機組應每年做一次黑啓動試驗，向(xiàng)電力調度機構提交黑啓動試驗報告。

對(duì)提供黑啓動服務的機組按5000元/月給予補償；黑啓動成(chéng)功後(hòu)獲得50萬元/次的調用補償費用。待條件具備後(hòu)根據電網運行需要以市場競價方式确定黑啓動服務。

若在電力系統發(fā)生事(shì)故或其它緊急情況需要被(bèi)指定的黑啓動電源以外的其它并網主體（不限《兩(liǎng)個細則》參與主體）提供黑啓動服務，并且黑啓動成(chéng)功的，一次性補償該電站50萬元的調用補償費用和12個月黑啓動補償資金。指定黑啓動電源以外的電站不參與黑啓動考核。待條件具備後(hòu)根據電網運行需要以市場競價方式确定黑啓動服務。

第二十二條 電力用戶簽訂的帶負荷曲線電能(néng)量交易，應承擔相應電力輔助服務的責任和費用，參照發(fā)電企業标準進(jìn)行補償和分攤，随電力用戶電費一并結算。

第五章 計量與結算

第二十三條 并網主體必須接受電力調度能(néng)量管理系統（EMS）監視和控制，提供的輔助服務技術參數須經(jīng)有資質試驗單位校驗确認。

第二十四條 輔助服務統計數據包括電能(néng)量計量采集裝置數據、電力調度自動化系統記錄的發(fā)電負荷指令和省（市）間聯絡線交換功率指令、實際有功（無功）出力，日發(fā)電計劃曲線（含修改）、省（市）間聯絡線交換功率曲線、電網頻率、電壓曲線等。

第二十五條 輔助服務補償費用由電網企業單獨記賬，實行專項管理。并網主體所有考核費用全部用于補償提供有償輔助服務的電廠，輔助服務補償費用不足部分按當月各發(fā)電側并網主體實際上網電量比例分攤，富餘部分按當月考核費用等比例返還(hái)。

第二十六條 根據各并網主體上月并網運行應考核費用、輔助服務應補償費用及應分攤費用，計算出各并網主體上月最終應獲得或應支出的費用，由電網企業根據結算關系，與并網主體月度電費一并結清。當月上網電量不足扣罰考核電量的發(fā)電側并網主體，剩餘部分記賬順延至次月結算。

第六章 信息披露

第二十七條 信息披露應當遵循真實、準确、完整、及時(shí)、易于使用的原則，披露内容應包括但不限于考核/補償/分攤、具體品種(zhǒng)、調度單元等信息類型。信息披露主體對(duì)其提供信息的真實性、準确性、完整性負責。

第二十八條 每日10:00前，電力調度機構應向(xiàng)所有并網主體披露前一日輔助服務相關信息。每月3日前(節假日順延)，電力調度機構應向(xiàng)所有并網主體披露各并網主體上月各項輔助服務補償情況。每個并網主體的相關信息均應向(xiàng)所有并網主體公布，确保運行結果公允，運行結果可追溯。各并網主體應在每月8日前完成(chéng)初步核對(duì)，如存在異議，應在每月8日前向(xiàng)電力調度機構提出複核申請。

第二十九條 電力調度機構應在每月10日前向(xiàng)電力交易機構推送各并網主體上月輔助服務補償費用、分攤費用、結算費用等信息。電力交易機構應在每月10日前通過(guò)信息披露平台向(xiàng)所有并網主體公示。信息披露平台不具備公示條件時(shí)，可暫由電力調度機構向(xiàng)所有并網主體披露。并網主體對(duì)結算結果有疑問，應在3個工作日内向(xiàng)相應電力調度機構提出複核。電力調度機構應在接到并網主體複核申請的3個工作日内進(jìn)行核實并予以答複。

第三十條 若發(fā)生異議，确需調整結算結果的，電力調度機構應立即報告能(néng)源監管機構，調整結果應重新公示3個工作日。無異議後(hòu)，電力調度機構將(jiāng)結果蓋章推送給電力交易機構，電力交易機構出具結算依據。未經(jīng)公示不得進(jìn)行結算。特殊情況下，結果需要能(néng)源監管機構審核發(fā)文的，電力調度機構將(jiāng)結果報送能(néng)源監管機構，電力交易機構根據能(néng)源監管機構文件出具結算依據。

第三十一條 電力交易機構負責通過(guò)信息披露平台向(xiàng)所有市場主體披露相關考核和補償結果，制定信息披露标準格式，開(kāi)放數據接口。

第三十二條 電力調度機構會(huì)同電力交易機構在每月25日前以正式文件向(xiàng)能(néng)源監管機構報送上月電力輔助服務管理分析報告和補償分攤結果。

第七章 監督與管理

第三十三條 能(néng)源監管機構負責西藏電力輔助服務管理，組織建設電力輔助服務市場，組織電網企業和并網主體确定電力輔助服務補償标準或價格機制，調解電力輔助服務管理争議，監管電力輔助服務管理實施細則和市場交易規則的執行、電力輔助服務的需求确定和評估實際執行效果等工作。

第三十四條 并網主體對(duì)輔助服務調用、統計和補償等情況有疑問，經(jīng)與電力調度機構協商後(hòu)仍有争議的，可以向(xiàng)能(néng)源監管機構提出申訴，由能(néng)源監管機構依法協調或裁決。

第三十五條 電力調度機構、電力交易機構應將(jiāng)輔助服務管理信息接入華中能(néng)源監管局的監管信息系統。

第三十六條 能(néng)源監管機構結合實際情況和相關問題線索，可以采取現場或非現場方式對(duì)本細則執行情況開(kāi)展檢查，對(duì)違反本細則行爲依法依規進(jìn)行處理。任何單位和個人對(duì)違反本細則的行爲，有權向(xiàng)能(néng)源監管機構舉報。

第三十七條 電力調度機構應嚴格按照本細則實施并網主體輔助服務管理，不得擅自調整算法和參數，不得違規減免考核，确保數據真實、準确和及時(shí)，應保存輔助服務管理數據至少兩(liǎng)年。

第八章 附則

第三十八條 本細則由華中能(néng)源監管局負責解釋。

第三十九條 本細則自2023年5月1日起(qǐ)實施，有效期三年。

附件2

西藏電力并網運行管理實施細則

第一章 總 則

第一條 爲保障西藏自治區電力系統安全、優質、經(jīng)濟運行，維護電力企業的合法權益，促進(jìn)電網經(jīng)營企業和并網主體協調發(fā)展，根據《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規定>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕60号）、《國(guó)家能(néng)源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國(guó)能(néng)發(fā)監管規〔2021〕61号）和國(guó)家有關法律法規、行業标準，結合西藏電力系統實際情況，制定本實施細則。

第二條 本細則适用于西藏區、地兩(liǎng)級調度機構裝機容量20MW及以上的直調水電、地熱、生物質電站，裝機容量10MW及以上的風電（含風儲）、光伏（含光儲）、光熱場站等發(fā)電側并網主體，儲能(néng)容量10MWh及以上獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)，傳統高載能(néng)工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能(néng)夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過(guò)聚合商、虛拟電廠等形式聚合）等負荷側并網主體的電力并網運行管理。煤電、燃機、燃油機組、自備電廠暫不參與；電網公司所屬電廠參與考核，暫不參與結算。

第三條 新建并網主體完成(chéng)以下工作之後(hòu)的當月開(kāi)展并網運行管理。水力發(fā)電機組按《水電工程驗收規程》（NB/T 35048-2015）要求完成(chéng)負荷連續運行時(shí)納入。風力發(fā)電場、光伏發(fā)電站分别按《風力發(fā)電場項目建設工程驗收規程》（GB/T 31997-2015）、《光伏發(fā)電工程驗收規範》（GB/T 50796-2012）、《風光儲聯合發(fā)電站調試及驗收标準》（GB/T 51311-2018）完成(chéng)工程驗收，第一台風電機組或逆變器并入電網時(shí)納入。電化學(xué)儲能(néng)電站按照《電化學(xué)儲能(néng)系統接入電網技術規定》（GB/T 36547-2018）、《電化學(xué)儲能(néng)系統接入電網測試規範》（GB/T 36548-2018）要求完成(chéng)接入電網且具備結算條件之後(hòu)納入；可調節負荷按照《可調節負荷并網運行與控制技術規範》（DL/T 2473.1-2022）～《可調節負荷并網運行與控制技術規範》（DL/T 2473.13-2022）要求完成(chéng)接入電網且具備結算條件後(hòu)納入。其它并網主體原則上自基建調試完成(chéng)交付生産運行之日納入。

第四條 并網主體并網運行管理遵循電力系統客觀規律、市場經(jīng)濟規律以及國(guó)家能(néng)源發(fā)展戰略的要求，實行統一調度、分級管理，貫徹安全第一方針，堅持公開(kāi)、公平、公正的原則。

第五條 能(néng)源監管機構依法對(duì)并網主體并網運行管理情況實施監管。電力調度機構按照調度管轄範圍具體實施并網主體的并網運行管理工作。

第二章 運行管理

第一節 安全管理

第六條 電力調度機構按其調度管轄範圍負責電力系統運行的組織、指揮、指導和協調。并網主體、電網企業應嚴格遵守國(guó)家法律法規、國(guó)家标準、電力行業标準以及電力調度管理規程、電氣設備運行規程，共同維護電力系統安全穩定運行。

第七條 發(fā)電側并網主體中涉及電網安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能(néng)源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等，規劃、設計、建設和運行管理應滿足國(guó)家法律法規、行業标準及電網穩定性要求。有關運行和檢修管理、操作票和工作票等制度，應符合國(guó)家、行業等有關規定和具體要求。其它并網主體的規劃、設計、建設和運行管理應滿足國(guó)家法律法規、行業标準及電網穩定性要求。

第八條 電力調度機構針對(duì)電力系統運行中存在的安全問題，應及時(shí)制定反事(shì)故措施；并網發(fā)電廠應落實電力調度機構制定的反事(shì)故措施，對(duì)并網發(fā)電廠一、二次設備中存在影響電力系統安全運行的問題，并網發(fā)電廠應與電力調度機構共同制定相應整改計劃，并确保計劃按期完成(chéng)。對(duì)于未按期完成(chéng)整改的并網發(fā)電廠，每逾期一天，每項按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。光儲電站額定容量按照光伏闆額定容量計算。

第九條 電力調度機構應制定防止電網大面(miàn)積停電事(shì)故預案，合理設置黑啓動電源，制定黑啓動方案，還(hái)應針對(duì)電網方式變化和特點組織電網聯合反事(shì)故演習和實施必要的黑啓動試驗。并網發(fā)電廠要按照所在電網防止大面(miàn)積停電事(shì)故預案的統一部署，積極配合落實事(shì)故處理預案；要制定可靠完善的保廠用電措施、全廠停電事(shì)故處理預案和内部黑啓動方案，報電力調度機構備案；并根據電力調度機構的要求參加電網聯合反事(shì)故演習。對(duì)于未按期制定事(shì)故處理預案的并網發(fā)電廠，每逾期一天，按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量，月累計考核電量不超過(guò)并網發(fā)電廠全廠當月上網電量的1%；對(duì)于無故不參加電網聯合反事(shì)故演習的并網發(fā)電廠，按全廠額定容量×2小時(shí)計爲考核電量。

電力調度機構确定爲黑啓動電源的發(fā)電廠，因電廠原因不能(néng)提供黑啓動（不含計劃檢修），扣罰該廠當月黑啓動補償資金，并按全廠額定容量×2小時(shí)計爲考核電量。

電力調度機構檢查發(fā)現電廠不具備黑啓動能(néng)力，而電廠隐瞞不報的，扣罰該電廠前12個月黑啓動補償資金并按全廠額定容量×24小時(shí)計爲考核電量。

電力調度機構在系統發(fā)生事(shì)故或其它緊急情況需要确定爲黑啓動電源的發(fā)電廠提供黑啓動服務，而電廠無法提供該服務或無法達到合同約定的技術标準，扣罰該電廠前24個月黑啓動補償資金，按全廠額定容量×48小時(shí)計爲考核電量，并追究電廠相應責任。

第十條 并網主體發(fā)生事(shì)故後(hòu)，應積極配合調查和分析，并提供所需的故障錄波數據、事(shì)故時(shí)運行狀态和有關數據資料。并網主體拒絕配合的，拒不改正的或者提供虛假材料、隐瞞事(shì)實的，按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量。

第二節 調度管理

第十一條 并網主體應與電網企業根據平等互利、協商一緻和确保電力系統安全運行的原則，參照國(guó)家能(néng)源局和國(guó)家工商總局制訂的《并網調度協議》《購售電合同》等示範文本及時(shí)簽訂并網調度協議和購售電合同，無協議（合同）不得并網運行。合同簽訂後(hòu)按能(néng)源監管機構要求備案。雙方達不成(chéng)協議的，由能(néng)源監管機構協調。

第十二條 電網企業和并網主體應按照《電力企業信息報送規定》（國(guó)家電監會(huì)13号令）《電力企業信息披露規定》（國(guó)家電監會(huì)14号令）等文件要求及時(shí)報送和披露相關信息。

第十三條 并網主體應嚴格服從所屬電力調度機構的指揮，迅速、準确執行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執行。接受調度指令的并網主體值班人員認爲執行調度指令將(jiāng)危及人身、設備或系統安全的，應立即向(xiàng)發(fā)布調度指令的電力調度機構值班調度人員報告并說明理由，由電力調度機構值班調度人員決定該指令的執行或者撤銷。

并網主體出現下列情況之一者，每次視情節計算考核電量，并報能(néng)源監管機構備案：

1.不執行或無故拖延執行調度指令，按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量；

2.在調度管轄設備上發(fā)生誤操作事(shì)故，未在2小時(shí)内向(xiàng)電力調度機構彙報事(shì)故經(jīng)過(guò)或謊報，按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量；

3.未經(jīng)電力調度機構同意，擅自改變調度管轄範圍内一、二次設備的狀态，以及與電網安全穩定運行有關的機組調速系統（一次調頻）或一次調頻控制系統、勵磁系統（包括PSS）、新能(néng)源儲能(néng)場站變流器、高頻切機、低頻切機、安全穩定控制裝置、AGC、AVC、相量測量裝置（PMU）、繼電保護裝置、安全防護設備等的參數或整定值（危及人身及主設備安全的情況除外），按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量；

4.風電場、光伏電站因繼電保護或安全自動裝置動作導緻解列的風電機組或光伏逆變器，不得擅自啓動并網，未經(jīng)電力調度機構值班調度員同意擅自并網的，每次按照全場（站）額定容量×5小時(shí)計爲考核電量；

5.調度管轄設備發(fā)生事(shì)故或異常，10分鍾内未向(xiàng)電力調度機構彙報（可先彙報事(shì)故或異常現象，詳細情況待查清後(hòu)彙報），按全廠額定容量×0.3小時(shí)計爲考核電量；

6.未如實向(xiàng)電力調度機構報告調度指令執行情況，按全廠額定容量×0.3小時(shí)計爲考核電量；

7.未如實向(xiàng)電力調度機構反映設備運行狀态或運行信息，按全廠額定容量×0.2小時(shí)計爲考核電量。

第十四條 電力調度機構對(duì)風電場、光伏電站功率預測結果按日進(jìn)行統計、考核，發(fā)電受限時(shí)段、經(jīng)電力調度機構批準同意的功率預測相關系統檢修期間功率預測結果不計入考核。光儲電站以“白天（09:00-19:00）儲存，夜間發(fā)電”模式運行的，功率預測暫不參與考核（光儲電站應上傳調度機構儲能(néng)裝置電池SOC曲線，進(jìn)行實時(shí)監控電池運行狀态）。

（一）日前功率預測

1.風電場次日0-24h日前功率預測準确率應大于等于80%，小于80%時(shí)按以下公式考核：

（二）超短期功率預測

1.風電場超短期功率預測第4小時(shí)的準确率應大于等于85%，小于85%時(shí)按以下公式考核：

2.光伏電站超短期功率預測第4小時(shí)的準确率應大于等于90%，小于90%時(shí)按以下公式考核：

超短期預測準确率日考核電量=（90%－準确率）×PN×0.2（小時(shí)）

其中：PMi爲i時(shí)刻的實際功率，PPi爲超短期功率預測第4小時(shí)（i時(shí)刻）預測值，Cap爲光伏電站可用容量，n爲發(fā)電時(shí)段樣(yàng)本個數，PN爲光伏電站額定容量。

第十五條 并網主體應參與電力系統調峰，基本調峰能(néng)力必須達到機組技術參數要求的指标。

在調度指令要求機組提供基本調峰服務，但機組無法滿足基本技術要求時(shí)，按每台次缺額容量×調度要求調峰時(shí)間（小時(shí)）計爲考核電量。

第十六條 發(fā)電側并網主體、獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)必須具備一次調頻功能(néng)。一次調頻技術要求及指标計算、考核度量方法見附錄。

（一）投運率考核

并網主體應投入一次調頻功能(néng)，不得擅自退出機組的一次調頻功能(néng)。一次調頻功能(néng)未投運，月考核計算方式爲：

考核電量F1＝W考核×T0×PN

式中，W考核爲一次調頻考核系數，水電1%，新能(néng)源爲0.5%，其它電源1%；T0爲一次調頻當月未投運小時(shí)數（經(jīng)調度同意退出時(shí)間段可不統計），PN爲并網發(fā)電機組或新能(néng)源場站并網額定容量（MW）。

（二）性能(néng)考核

對(duì)發(fā)電側并網主體、獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)實施一次調頻性能(néng)考核。在電網頻率發(fā)生大擾動期間進(jìn)行一次調頻性能(néng)考核，電網最大頻率偏差＜0.13Hz爲小擾動，電網最大頻率偏差≥0.13Hz爲大擾動。機組一次調頻性能(néng)考核包括K貢獻率指數、響應滞後(hòu)時(shí)間T指數以及調節精度T指數（詳見附錄）。原則上具體參數以電力調度機構PMU數據計算結果爲準，機組側PMU相關信号具備對(duì)應接入條件。

考核電量F2＝δ死區系數×（A×PN×N1）

式中：若Δfsq＜0.04Hz，δ死區系數取1；若Δfsq≥0.04Hz， δ死區系數取0.5。PN爲機組額定容量或新能(néng)源場站并網額定容量（MW），A爲0.02小時(shí)，N1爲大擾動下的不合格次數（計算詳見附錄）。

（三）傳送虛假信号

并網發(fā)電機組（含新能(néng)源場站）傳送虛假一次調頻投運信号的，一經(jīng)發(fā)現，每次考核電量：

F3＝T考核×PN

式中，PN爲機組額定容量或新能(néng)源場站并網額定容量（MW），T考核爲1小時(shí)。

（四）特殊考核情況

1.并網主體實際出力較低時(shí)（P水電、P新能(néng)源、P光熱、P電化學(xué)儲能(néng)＜0.2PN）性能(néng)免考核。

2.新能(néng)源發(fā)電出力已達最大值，一次調頻增出力性能(néng)免考核。

3.電化學(xué)儲能(néng)系統已達到當前最大可充或可放功率時(shí)，一次調頻減出力或增出力性能(néng)免考。

第十七條 發(fā)電側并網主體、獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)應具有AGC功能(néng)，不具備此項功能(néng)者，每月按全廠額定容量×10小時(shí)考核；具備此項功能(néng)者但與主站未完成(chéng)聯調的，每月按全廠額定容量×5小時(shí)考核。

AGC的投運率和調節精度、調節範圍、響應速度等應滿足要求。并網主體應保證AGC設備正常運行，不得擅自退出并網機組的AGC功能(néng)。AGC服務的考核内容，包括：AGC投運時(shí)間、調節範圍、調節速率、調節精度等。AGC調節過(guò)程定義見附錄。

（一）投運率考核

AGC的月投運率必須達到99%以上。每低于1個百分點（含不足一個百分點），按全廠額定容量×0.5小時(shí)計考核電量。經(jīng)調度機構同意、非電廠原因或因新設備投運期間AGC子站配合調試原因造成(chéng)的AGC裝置退出時(shí)間段，不納入考核範圍。未經(jīng)電力調度機構許可，在發(fā)電時(shí)段擅自退出AGC功能(néng)的，按照額定裝機×20小時(shí)考核；擅自修改站内AGC參數設置導緻AGC調節不滿足調度要求的，每次計考核電量全廠額定容量×10小時(shí)。

AGC投運率＝（AGC子站投入閉環運行時(shí)間/水電站（新能(néng)源、光熱、獨立電化學(xué)儲能(néng)）AGC應投入閉環運行時(shí)間）×100%

（二）性能(néng)考核

T1：調節補償時(shí)間，電化學(xué)儲能(néng)：0～2秒，其它并網主體：取0～5秒。

V0機組升降速率（對(duì)應表1～表4數據要求，管理系統對(duì)電廠機組類型進(jìn)行分類設置，單位：MW/min）。

2.精度性能(néng)指标k2

其中，e爲調節過(guò)程調節精度。調節精度算法統計機組有功首次進(jìn)入調節死區後(hòu)的三個機組出力點與指令的差值和機組額定容量的比值的平均值（進(jìn)入死區時(shí)刻爲第一個采樣(yàng)點），若因新的指令原因，導緻本次調節過(guò)程不能(néng)繼續保持，則相應取兩(liǎng)個點的均值，若仍然取不到，則取首次進(jìn)入死區點的比值。

PN：控制模式爲單機模式時(shí)，PN爲被(bèi)控制的該單機額定容量；控制模式爲全廠模式時(shí)，PN爲全廠機組額定容量。機組指令及機組有功在D5000數據庫中按照5秒的間隔存儲。

3.響應時(shí)間性能(néng)指标k3

D5000系統指令發(fā)出後(hòu)，AGC調頻單元在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節方向(xiàng)一緻的調節死區所用的時(shí)間。即：

t=TE－TS

其中：

t是并網主體調節的實際響應時(shí)間；

TN是并網主體标準響應時(shí)間；

TS和TE分别是并網主體調節開(kāi)始和跨出與調節方向(xiàng)一緻的調節死區的時(shí)刻。響應時(shí)間的單位爲秒。

并網主體标準響應時(shí)間TN按以下标準執行：

表5 各類型并網主體AGC标準響應時(shí)間

4.調節死區

當機組實際負荷進(jìn)入AGC指令有效死區，此次有效事(shì)件結束。單機模式：單機模式：100MW及以下爲1.5MW；100MW以上爲2MW；全廠模式：均爲2MW。

5.綜合性能(néng)指标：k= k1×k2×k3

指令低于表1~表4所規定的“調節範圍下限”，該調節過(guò)程的并網主體k設定爲1。

6.日均綜合性能(néng)指标:

其中k（i）爲第i次調節過(guò)程的綜合性能(néng)指标；N爲當日調節過(guò)程次數。

機組日均調節性能(néng)水電kd小于1，每日按30MWh/台計爲考核電量（風電、光伏、電化學(xué)儲能(néng)不參與日均kd考核）。

AGC考核計算數據以調度端數據爲準，機組或電廠有功出力采樣(yàng)周期不大于5秒。若有效調節過(guò)程中機組或電廠AGC退出，仍然算有效調節過(guò)程進(jìn)行考核計算。

（在電網出現異常或由于安全約束限制電廠出力，導緻機組AGC功能(néng)達不到投入條件時(shí)，不考核該機組AGC服務。

（對(duì)于燈泡貫流式水電機組的AGC性能(néng)考核指标，以具備技術檢驗資質的單位出具的AGC調節實驗報告數據爲準。

（五）傳送AGC虛假信号或數據，一經(jīng)發(fā)現，每次計考核電量全場額定容量×10小時(shí)。

第十八條 新能(néng)源場站有功功率變化應滿足電力系統安全穩定運行的要求，其限值應根據所接入電力系統的頻率調節特性，由電力調度機構确定。

（一）風電場有功功率變化最大限值

表6 風電場有功功率變化最大限值

風電場因風速降低或風速超出切出風速而引起(qǐ)的有功功率變化超出限值的不予考核，10分鍾有功功率變化值被(bèi)考核後(hòu)將(jiāng)不再考核此時(shí)間段内1分鍾有功功率變化值。

（二）光伏電站有功功率變化最大限值

光伏電站1分鍾有功功率變化最大限值爲該電站額定容量的1/10。光伏電站因爲太陽能(néng)輻照度降低而引起(qǐ)的有功功率變化超出限值的不予考核。

（三）10分鍾功率變化率超出限值按以下公式計算考核電量：

1分鍾功率變化率超出限值按以下公式計算考核電量：

式中：Pi,c爲i時(shí)段内超限值的功率變化值，Plim爲功率變化限值。

第十九條 對(duì)于電網穩定運行規定明确參與系統旋轉備用的電廠必須預留足夠旋轉備用容量，對(duì)未達到旋備阈值的電廠按照旋備差值進(jìn)行考核。按以下規則計算各電廠考核旋轉備用和每5分鍾旋轉備用考核量：

電廠旋轉備用考核量：

因AGC向(xiàng)上調整導緻旋轉備用不足不納入考核。

第二十條 并網主體應嚴格執行電力調度機構的勵磁系統及電力系統穩定器（PSS）、調速系統、繼電保護、安全自動裝置、自動化設備和通信設備等的有關系統參數管理規定。并網主體應按電力調度機構的要求書面(miàn)提供設備（裝置）參數，并對(duì)所提供設備（裝置）參數的完整性和正确性負責。設備（裝置）參數整定值應按照電力調度機構下達的整定通知單執行或滿足電力調度機構的要求。并網主體改變設備（裝置）狀态和參數，應經(jīng)電力調度機構同意。

第二十一條 并網發(fā)電機組的自動勵磁調節裝置的低勵限制、強勵功能(néng)應正常投運，不得擅自退出。并網主體應在電力調度機構的指揮下，按規定進(jìn)行發(fā)電機組進(jìn)相試驗，在發(fā)電機允許條件下，進(jìn)相深度應滿足電網運行的需要。

并網發(fā)電機組應具備AVC功能(néng)（經(jīng)調度機構認可不需參與AVC調整的機組除外）并提供基本無功調節服務。

電力調度機構按其調度管轄範圍對(duì)并網主體進(jìn)行如下考核：

1.因電廠（含新能(néng)源廠站）自身原因，達不到基本無功調節服務标準要求的，每日按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量；

2.電力調度機構根據調度規程下達并網發(fā)電廠（含新能(néng)源廠站）母線電壓曲線并對(duì)電廠母線電壓合格率進(jìn)行考核。

月度母線電壓合格率應不小于99.5%，每降低0.1個百分點，按照全廠額定容量×1小時(shí)計考核電量。

月度母線電壓合格率（%）=全廠并網運行時(shí)月度母線電壓合格時(shí)間（小時(shí)）/全廠月并網運行時(shí)間（小時(shí)）×100%

3.電廠AVC月投運率必須達到90％以上。每低于1個百分點（含不足一個百分點），按全廠額定容量×0.5小時(shí)計考核電量。經(jīng)調度機構同意退出的時(shí)間段，不納入考核範圍。

4.機組（含新能(néng)源廠站）無功出力或進(jìn)相深度達到規定的技術要求後(hòu)，電壓仍不合格，免于考核。

5.機組勵磁系統性能(néng)包括進(jìn)相能(néng)力達不到要求，電壓曲線考核加倍。

第二十二條 新能(néng)源彙集站公共并網點必須配置适當容量的無功補償裝置，用于調節風電場、光伏電站公共并網點及送出線路的電壓，無故不按照設計要求安裝無功補償裝置者，按全廠額定容量×2小時(shí)/月考核。無功補償裝置整體按照電力調度機構調度指令進(jìn)行操作，不得擅自投退，否則按全廠額定容量×0.5小時(shí)/次考核。

第二十三條 風電（含風儲）、光伏（含光儲）、光熱和獨立電化學(xué)儲能(néng)（壓縮空氣、飛輪可參照執行）等新型儲能(néng)等應具備頻率、電壓耐受能(néng)力，以及高、低壓故障穿越能(néng)力，并滿足《光伏發(fā)電站接入電力系統技術規定》、《風電場接入電力系統技術規定》及電力調度機構運行規定等的技術要求。電力調度機構定期或不定期抽查，不符合要求者每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)考核。在電力調度機構下達限期整改、試驗及測試書面(miàn)通知後(hòu)，逾期不能(néng)完成(chéng)者，每月按全廠額定容量×1小時(shí)考核。

第二十四條 電力調度機構對(duì)并網主體非計劃停運情況進(jìn)行統計和考核。

非計劃停運，是指并網主體處于不可用而又不是計劃停運的狀态。根據機組停運緊急程度，非計劃停運分爲以下5類：第1類非計劃停運——機組跳閘、需立即停運或被(bèi)迫不能(néng)按規定立即投入運行的狀态（如啓動失敗）；第2類非計劃停運——雖不需立即停運，但需在6小時(shí)以内停運的狀态；第3類非計劃停運——可延遲至6小時(shí)以後(hòu),但需在72小時(shí)以内停運的狀态；第4類非計劃停運——可延遲至72小時(shí)以後(hòu),但需在下次計劃停運前停運的狀态；第5類非計劃停運——計劃停運因故超過(guò)計劃停運期限的。

電力調度機構對(duì)并網主體非計劃停運次數、非計劃停運時(shí)間進(jìn)行統計和考核，考核按照正常運行時(shí)期和保供時(shí)期（1月至4月，11月至12月）分别進(jìn)行考核。

（一）正常運行時(shí)期，非計劃停運次數考核：第1類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×1小時(shí)計爲考核電量；第2類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量；第3類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.3小時(shí)計爲考核電量；第4、5類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.2小時(shí)計爲考核電量。非計劃停運時(shí)間考核：按0.02×機組額定容量×停運時(shí)間計爲考核電量。

（二）保供期間（1月至4月，11月至12月），非計劃停運次數考核和非計劃停運時(shí)間考核均按正常運行時(shí)期2倍執行。

（三）當非計劃停運事(shì)件跨月發(fā)生時(shí)，按照事(shì)件截止時(shí)間所在月份獲取次數和時(shí)長(cháng)考核系數，在非停截止時(shí)間所在月份進(jìn)行考核統計。

（四）機組無法開(kāi)出的，按照第1類非計劃停運考核計算考核電量。

（五）并網主體發(fā)生非計劃停運，自電力調度機構同意該轉爲計劃檢修或轉備用狀态開(kāi)始，不再按非計劃停運考核。臨時(shí)檢修應納入非計劃停運考核。

（六）非并網主體自身原因導緻的非計劃停運，包括電廠送出線路跳閘、穩控裝置正确動作切機等，不計入考核。

（七）電力調度機構應向(xiàng)所有并網主體披露全網所有并網主體的非計劃停運、臨時(shí)檢修、非計劃停運轉計劃檢修或者轉備用的詳細記錄。

（八）非計劃停運時(shí)時(shí)間設置300小時(shí)上限。惡意或虛假非停、虛報瞞報運行狀态信息等問題的非計劃停運情況，經(jīng)電力調度機構核查屬實并報能(néng)源監管機構同意後(hòu)，非計劃停運時(shí)間不設上限。

第二十五條 風電場、光伏電站因自身原因造成(chéng)風機、光伏逆變器大面(miàn)積脫網，若一次脫網總容量達到或超過(guò)其電站并網容量的10%，每次按照全廠額定×10小時(shí)計爲考核電量。配有已投運的規模化儲能(néng)裝置（兆瓦級及以上）的風電場、光伏電站，以風電場、光伏電站上網出口爲脫網容量的考核點。

并網風電場、光伏電站除滿足國(guó)家、行業、國(guó)網公司規定的電網适應性要求外，還(hái)應滿足系統頻率低于47赫茲，10秒不脫網，高于52赫茲，10秒不脫網。電網過(guò)電壓120%額定電壓，4秒不脫網，電網欠電壓70%額定電壓，4秒不脫網，若一次脫網容量達到或超過(guò)其電站并網容量的10%，每次按照全廠額定容量×10小時(shí)計爲考核電量。配有已投運的規模化儲能(néng)裝置（兆瓦級及以上）的風電場、光伏電站，以風電場、光伏電站逆變器或變流器作爲脫網容量的考核點。

第三節 檢修管理

第二十六條 并網主體應按《發(fā)電企業設備檢修導則》（DL/T838-2003）及調度規程的規定，向(xiàng)電力調度機構提出年度、月度及日常檢修申請，并按照電力調度機構下達的年度、月度、日常檢修計劃嚴格執行。并網主體應按照電力調度機構批準的檢修工期按時(shí)完成(chéng)檢修任務。

第二十七條 電力調度機構應統籌安排并網主體及其外送輸變電設備的檢修，盡可能(néng)安排并網主體外送輸變電設備與并網主體檢修同時(shí)進(jìn)行。

第二十八條 并網主體涉網的繼電保護及安全自動裝置、自動化及通信等二次設備的檢修管理應按照所屬電力調度機構的調度規程和規定執行。電力調度機構管轄範圍内的二次設備檢修應盡可能(néng)與并網主體一次設備的檢修相配合，原則上不應影響一次設備的正常運行。

第二十九條 并網主體提出臨時(shí)檢修計劃或必須變更檢修計劃，包括無法按時(shí)開(kāi)工、延長(cháng)檢修工期、增加檢修工作項目等，應按照電力調度機構的調度規程和規定執行。電力調度機構視電網運行情況和其它并網主體的檢修計劃統籌安排，無法安排臨時(shí)檢修或變更檢修計劃，應及時(shí)通知并網主體，并說明原因。

第三十條 電力調度機構根據電網運行情況變更并網主體檢修計劃，包括并網主體檢修計劃無法按期開(kāi)工、中止檢修工作等，電力調度機構應提前與并網主體協商。對(duì)推遲計劃檢修期間，發(fā)生并網主體的設備故障或影響本細則規定的指标完成(chéng)時(shí)，不對(duì)該機組進(jìn)行考核處理；由于推遲計劃檢修引起(qǐ)的發(fā)電設備故障（非電廠責任）而需增加計劃檢修項目、工期時(shí)，電力調度機構應批準其延長(cháng)計劃檢修工期。

第三十一條 并網主體檢修工作由于電廠自身原因出現以下情況之一，每次按全廠額定容量×1小時(shí)計爲考核電量：

1.未按調度規程規定報送年、月、日檢修計劃；

2.計劃檢修工作不能(néng)按期完工，但未辦理延期手續；

3.設備檢修期間，辦理延期申請超過(guò)一次；

4.擅自增加（或減少）工作内容而未辦理申請手續的；

5.計劃檢修工作臨時(shí)調整；

6.未經(jīng)調度同意開(kāi)展臨時(shí)檢修工作。

第四節 技術指導和管理

第三十二條 繼電保護考核

（一）并網主體涉及電網安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置及其二次回路（包括保護裝置、故障錄波器、故障信息管理系統、故障測距裝置、直流電源、斷路器、保護屏櫃、二次電纜、電流互感器、電壓互感器等）運行應遵循國(guó)家标準、電力行業标準、規程及反事(shì)故措施要求。并網主體涉及涉網保護的運行管理、定值管理、檢驗管理、裝置管理，應按照電力調度規程和專業管理規定執行。對(duì)于不執行規程規定的，每條按全廠額定容量×0.1小時(shí)的标準進(jìn)行考核。

（二）并網主體應配合電網企業及時(shí)改造、更換到年限的繼電保護及安全自動裝置。未按規定改造、更換繼電保護及安全自動裝置，每月按全廠容量×0.5小時(shí)的标準進(jìn)行考核，直至完成(chéng)更換爲止。

（三）由于并網主體原因導緻繼電保護和安全自動裝置不正确動作，每次按全廠額定容量×1小時(shí)的标準進(jìn)行考核；造成(chéng)電網事(shì)故的，每次按全廠額定容量×3小時(shí)計爲考核電量。并網主體若發(fā)生繼電保護裝置跳閘原因不明的事(shì)故，每次按全廠額定容量×2小時(shí)的标準進(jìn)行不正确動作的補充考核。

（四）并網主體應及時(shí)對(duì)運行中繼電保護和安全自動裝置的異常信号和缺陷進(jìn)行處理，若因電廠側裝置原因未及時(shí)處理，造成(chéng)繼電保護和安全自動裝置退出運行超過(guò)24小時(shí)，每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)的标準進(jìn)行考核。

（五）并網主體不能(néng)按規定時(shí)間要求報送電廠繼電保護和安全自動裝置動作報告、故障錄波、檢驗計劃、運行分析月報等，每次按全廠額定容量×0.1小時(shí)計爲考核電量。

（六）對(duì)以下管理要求未能(néng)達标者，每項按全廠額定容量×0.2小時(shí)計爲考核電量：

1.所屬繼電保護及安全自動裝置應進(jìn)行調試并定期進(jìn)行校驗、維護，使其滿足原定的裝置技術要求，符合整定要求，并保存完整的調試報告和記錄。

2.與電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置必須與電網繼電保護及安全自動裝置相匹配。

3.并網電廠内的繼電保護和安全自動裝置，必須與系統保護相匹配。在系統狀态改變時(shí)，應按電力調度機構的要求按時(shí)修改所轄保護的定值及運行狀态。

4.并網電廠按繼電保護技術監督規定，定期向(xiàng)電力調度機構報告本單位繼電保護技術監督總結報告。

5.并網電廠應每年對(duì)所轄設備的整定值進(jìn)行全面(miàn)複算和校核，并向(xiàng)調度機構報送整定值校核報告。

（七）以下要求未能(néng)達标者，每項按全廠額定容量×0.2小時(shí)計爲考核電量，每項考核電量最高不超過(guò)50MWh：

1.繼電保護主保護月投運率≥99.5%。繼電保護主保護月投運率計算公式爲：

RMD=（TMD/SMD）×100%

式中：RMD爲主保護月投運率；

TMD爲主保護裝置該月處于運行狀态的時(shí)間；

SMD爲主保護裝置該月應運行時(shí)間。

2.安全自動裝置月投運率≥99%。安全自動裝置月投運率計算公式爲：

RSS=（TSS/SSS）×100%

式中：RSS爲安全自動裝置月投運率；

TSS爲安全自動裝置該月處于運行狀态時(shí)間；

SSS爲安全自動裝置該月應運行時(shí)間。

3．故障錄波月完好(hǎo)率≥98%。故障錄波月完好(hǎo)率計算公式爲：

RSR=（NSR/NRE）×100%

式中：RSR爲故障錄波月完好(hǎo)率；

NSR爲該月故障錄波完好(hǎo)次數；

NRE爲該月故障錄波應評價次數。

4.故障錄波與主站月聯通率≥98 %，計算公式爲：

LTR=（ZAT/ZDT）×100%

式中：LTR爲故障錄波與主站月聯通率；

ZAT爲統計周期内總通信時(shí)長(cháng)；

ZDT爲因廠端設備原因造成(chéng)的通信中斷時(shí)長(cháng)。

（八）由于并網電廠繼電保護、安全自動裝置異常，造成(chéng)涉網一次設備被(bèi)迫停運，每次按300MWh計爲考核電量。

第三十三條 通信考核

（一）光纖設備月運行率、通信電源設備月運行率、調度程控交換機和調度電話月運行率應不低于99.95%，調度電話月可通率應不低于100%，每降低1個百分點（含不到1個百分點），按全廠額定容量×0.5小時(shí)考核。

通信電路（光纖、交換機設備）運行率＝{1－Σ[中斷路數（路）×電路故障時(shí)間（min）]/[實用路數（路）×全月日曆時(shí)間（min）]}×100%。

調度電話月可通率＝{1－Σ[中斷路數（路）×電路故障時(shí)間（min）]/[實用路數（路）×全月日曆時(shí)間（min）]}×100%。

（二）并網主體通信設備故障引起(qǐ)線路主保護單套運行時(shí)間超過(guò)8小時(shí)，或引起(qǐ)安全自動裝置非計劃停用時(shí)間超過(guò)72小時(shí)，每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。并網主體通信設備故障引起(qǐ)繼電保護或安全自動裝置誤動、拒動，造成(chéng)電網事(shì)故，或造成(chéng)電網事(shì)故處理時(shí)間延長(cháng)、事(shì)故範圍擴大，每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。

（三）并網主體通信電路非計劃停運（不可抗力除外），造成(chéng)遠跳及過(guò)電壓保護、遠方切機（切負荷）裝置由雙通道(dào)改爲單通道(dào)，時(shí)間超過(guò)8小時(shí)，每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。

（四）并網主體通信出現下列情形的（不可抗力除外），每次按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。

1.未經(jīng)許可對(duì)電網調度和發(fā)供電設備運行有影響的通信設施進(jìn)行操作。

2.造成(chéng)繼電保護和安全裝置誤動、拒動但未造成(chéng)電網事(shì)故或未影響電網事(shì)故處理。

3.引起(qǐ)調度自動化或調度電話業務中斷時(shí)間4小時(shí)以上。

4.造成(chéng)電網與并網主體通信電路全部中斷。

5.與電力調度機構直接關聯的通信光纜連續故障時(shí)間超過(guò)24小時(shí)。

6.通信電源全部中斷。

7.錄音設備失靈，影響電網事(shì)故分析。

8.未經(jīng)許可改變通信系統運行方式。

（五）并網主體至電力調度機構不具備兩(liǎng)個及以上完全獨立的通信傳輸通道(dào)要求的，必須在電力調度機構下達整改通知期限内完成(chéng)整改，逾期未完成(chéng)的按全廠額定容量×0.5小時(shí)計爲考核電量。

第三十四條 自動化考核

（一）遠動鏈路雙通道(dào)中斷時(shí)間超過(guò)10分鍾，按50MWh計爲考核電量；後(hòu)續未及時(shí)恢複的，每增加30分鍾按50MWh計爲考核電量。遠動鏈路單通道(dào)中斷的，中斷時(shí)間超過(guò)2小時(shí)，按50MWh計爲考核電量；後(hòu)續未及時(shí)恢複的，每

責任編輯：周依馨/15821220670（微信同号）
文章來源 : 西部碳中和新能(néng)源網
咨詢熱線：400-103-2166
聯系郵箱：info@hoenergy.com.cn
公司網址：/
聯系地址：上海市奉賢區金益路1号
免責聲明：本号目的在于傳遞更多信息，不做商業用途。如涉及作品文字内容、圖片版權等問題，請及時(shí)聯系我。