中國儲能網訊：12月29日，國家能源局華中監(jiān)管局發(fā)布關于印發(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。其中表示，細則適用于西藏區(qū)、地兩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，儲能容量10MWh及以上獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能，傳統高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）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。
新建發(fā)電廠完成以下工作之后的當月開展輔助服務管理。水力并網主體按《水電工程驗收規(guī)程》（NB/T 35048-2015）要求完成負荷連續(xù)運行時納入。風力發(fā)電場、光伏發(fā)電站分別按《風力發(fā)電場項目建設工程驗收規(guī)程》（GB/T 31997-2015）、《光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范》（GB/T 50796-2012）、《風光儲聯合發(fā)電站調試及驗收標準》（GB/T 51311-2018）完成工程驗收，第一臺風電機組或逆變器并入電網時納入。電化學儲能電站按照《電化學儲能系統接入電網技術規(guī)定》（GB/T 36547-2018）、《電化學儲能系統接入電網測試規(guī)范》（GB/T 36548-2018）要求完成接入電網且具備結算條件之后納入；可調節(jié)負荷按照《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.1-2022）～《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.13-2022）要求完成接入電網且具備結算條件后納入。其它并網主體原則上自基建調試完成交付生產運行之日納入。
水電機組的基本調峰能力為其額定容量的45%（基本調峰下限為其額定容量的45%，基本調峰上限為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，應參與系統調峰。
有償調峰服務補償，在調峰困難時段（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；儲能電站按調峰困難時段（11:00-16:00）所儲存的電量的一定比例給予補償。
每臺機組每5分鐘按以下規(guī)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；儲能電站儲存電力，則補償。如水電站因機組設備問題造成實際出力低于基本調峰下限，不予補償。
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(jiān)能市場〔2022〕268號
國網西藏電力有限公司，華能西藏雅魯藏布江水電開發(fā)投資有限公司、國家能源集團西藏分公司、國家電投集團西藏分公司、華電西藏能源有限公司、西藏開發(fā)投資集團有限公司、協和新能源西藏分公司、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(qū)調及地調各有關并網主體：
根據《國家能源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規(guī)定>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60號）、《國家能源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號）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日起實施，請遵照執(zhí)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
國家能源局華中監(jiān)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 為保障西藏電力系統安全、優(yōu)質、經濟運行，規(guī)范西藏并網主體電力輔助服務管理，根據《國家能源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規(guī)定>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60號）、《國家能源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號）和國家有關法律法規(guī)，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為維護電力系統的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，除正常電能生產、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(jié)、備用、黑啟動等。
第三條 本細則適用于西藏區(qū)、地兩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，儲能容量10MWh及以上獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能，傳統高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）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)電廠完成以下工作之后的當月開展輔助服務管理。水力并網主體按《水電工程驗收規(guī)程》（NB/T 35048-2015）要求完成負荷連續(xù)運行時納入。風力發(fā)電場、光伏發(fā)電站分別按《風力發(fā)電場項目建設工程驗收規(guī)程》（GB/T 31997-2015）、《光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范》（GB/T 50796-2012）、《風光儲聯合發(fā)電站調試及驗收標準》（GB/T 51311-2018）完成工程驗收，第一臺風電機組或逆變器并入電網時納入。電化學儲能電站按照《電化學儲能系統接入電網技術規(guī)定》（GB/T 36547-2018）、《電化學儲能系統接入電網測試規(guī)范》（GB/T 36548-2018）要求完成接入電網且具備結算條件之后納入；可調節(jié)負荷按照《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.1-2022）～《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.13-2022）要求完成接入電網且具備結算條件后納入。其它并網主體原則上自基建調試完成交付生產運行之日納入。
第五條 能源監(jiān)管機構負責對輔助服務的調用、考核及補償等情況實施監(jiān)管。電力調度機構按照調度管轄范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 已通過輔助服務市場交易的品種，在輔助服務市場運行期間執(zhí)行輔助服務市場規(guī)則相關規(guī)定，在本細則中不重復補償。
第二章 定義與分類
第七條 輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。
第八條 基本輔助服務是指為了保障電力系統安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，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(jié)?；据o助服務不進行補償。
（一）基本一次調頻是指當電力系統頻率偏離目標范圍為小擾動時，并網主體通過調速系統的自動反應，新能源和新型儲能等并網主體通過快速頻率響應，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、新型儲能在規(guī)定的出力調整范圍內，為了跟蹤負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化而有計劃的、按照一定調節(jié)速度進行的發(fā)用電功率調整所提供的服務。
水電機組的基本調峰能力為其額定容量的45%（基本調峰下限為其額定容量的45%，基本調峰上限為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，應參與系統調峰。
（三）基本無功調節(jié)是指發(fā)電側并網主體、新型儲能在一定的功率因數范圍內向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，在遲相功率因數0.9至1范圍內向電力系統發(fā)出無功功率或在進相功率因數0.97至1范圍內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，在遲相功率因數0.95至1范圍內向電力系統發(fā)出無功功率或在進相功率因數0.95至1范圍內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(jié)、有償旋轉備用、黑啟動等。
（一）自動發(fā)電控制（AGC）是指并網主體通過自動功率控制技術，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(jié)速率實時調整發(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標范圍為大擾動時，并網主體合理利用各類頻率調節(jié)辦法，短時間內快速改變出力，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基本調峰范圍進行的深度調峰；新型儲能放電功率低于基本調峰下限或者處于充電狀態(tài)進行調峰；可調節(jié)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(jié)是指并網主體在遲相功率因數低于額定值（水電為0.9，風電、光伏為0.95）的情況下向電力系統發(fā)出無功功率，或在進相功率因數低于額定值（水電為0.97，風電、光伏為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向電力系統發(fā)出或吸收無功功率所提供的服務。
（五）有償旋轉備用是指為了保證可靠供電，電力調度機構指定的并網主體通過預留一定的發(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(guī)定的無功調整范圍內，自動跟蹤電力調度指令，實時調整無功出力，為滿足電力系統電壓和無功控制要求所提供的服務。
（七）黑啟動是指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動能力的并網主體所提供的恢復系統供電的服務。
（八）穩(wěn)定切機服務是指電力系統發(fā)生故障時，穩(wěn)控裝置正確動作后，并網主體自動與電網解列所提供的服務。
第十條 對于因電廠自身原因造成被迫開、停機的情況，將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確定各類輔助服務的能力，提供有資質單位出具的輔助服務能力測試報告。
（二）負責廠內設備的運行維護，確保具備提供符合規(guī)定標準要求的輔助服務的能力。
（三）根據電力調度指令提供輔助服務。
（四）配合完成參數校核，并認真履行輔助服務考核和補償結果。
第十二條 為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、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，應履行以下職責：
（一）根據電網情況、安全導則、調度規(guī)程，根據“按需調度”的原則組織、安排調度管轄范圍內并網主體的輔助服務。
（二）根據相關技術標準和管理辦法對輔助服務執(zhí)行情況進行記錄和計量、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）及時答復并網主體的問詢。
（五）定期對輔助服務的有關情況進行統計分析并報送能源監(jiān)管機構。
第四章 考核與補償
第十四條 對基本輔助服務不進行補償，當并網主體因自身原因不能提供基本輔助服務時需接受考核。對有償輔助服務進行補償，當并網主體因自身原因不能被調用或者達不到預定調用標準時需接受考核。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；儲能電站按調峰困難時段（11:00-16:00）所儲存的電量的一定比例給予補償。
每臺機組每5分鐘按以下規(guī)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；儲能電站儲存電力，則補償。如水電站因機組設備問題造成實際出力低于基本調峰下限，不予補償。
運行調峰補償費用：
Ki1為每次大擾動合格事件貢獻率、Hi1為發(fā)電側并網主體每次大擾動合格事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。每臺機組每5分鐘按以下規(guī)則計算補償：
1.母線電壓在電壓曲線范圍以內時：
（1）當機組遲相運行，機組及全廠的功率因數小于規(guī)定的范圍，按無功增量補償。
（2）當機組進相運行，機組及全廠的功率因數小于規(guī)定的范圍時，且不超過電力調度機構下發(fā)的發(fā)電機組進相規(guī)定值，按無功增量補償。
2.母線電壓超出電壓曲線范圍時：
（1）當電廠母線運行電壓越電壓曲線下限時：
當機組遲相運行，機組及全廠的功率因數小于規(guī)定的范圍，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：
當機組進相運行，機組及全廠的功率因數小于規(guī)定的范圍時，且不超過電力調度機構下發(fā)的發(fā)電機組進相規(guī)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為發(fā)電機組額定容量（單位為MW），t調相為機組調相運行時間（單位為小時），Y調相為調相運行補償標準取20元/MW。t調相依據電力調度機構要求機組調相運行的起始和結束時間來計算。
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間進行補償，低于上述指標的不進行補償：
補償費用=PN×YAVC×TAVC
式中，PN為機組容量（MW）；YAVC為AVC補償標準，取0.1元/MWh；TAVC為機組AVC投用時間，單位為小時。
第二十條 旋轉備用服務補償
對承擔系統旋轉備用的水電機組在豐水期時段（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分鐘按以下規(guī)則計算旋轉備用貢獻量和補償費用：
（一）旋轉備用貢獻量
第二十一條 黑啟動服務補償
電力調度機構按照電網結構指定黑啟動機組，與黑啟動機組所在發(fā)電公司簽訂黑啟動服務合同，合同中應明確機組黑啟動技術性能指標。提供黑啟動服務的發(fā)電機組應每年做一次黑啟動試驗，向電力調度機構提交黑啟動試驗報告。
對提供黑啟動服務的機組按5000元/月給予補償；黑啟動成功后獲得50萬元/次的調用補償費用。待條件具備后根據電網運行需要以市場競價方式確定黑啟動服務。
若在電力系統發(fā)生事故或其它緊急情況需要被指定的黑啟動電源以外的其它并網主體（不限《兩個細則》參與主體）提供黑啟動服務，并且黑啟動成功的，一次性補償該電站50萬元的調用補償費用和12個月黑啟動補償資金。指定黑啟動電源以外的電站不參與黑啟動考核。待條件具備后根據電網運行需要以市場競價方式確定黑啟動服務。
第二十二條 電力用戶簽訂的帶負荷曲線電能量交易，應承擔相應電力輔助服務的責任和費用，參照發(fā)電企業(yè)標準進行補償和分攤，隨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量管理系統（EMS）監(jiān)視和控制，提供的輔助服務技術參數須經有資質試驗單位校驗確認。
第二十四條 輔助服務統計數據包括電能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?。ㄊ校╅g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）、?。ㄊ校╅g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(yè)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，富余部分按當月考核費用等比例返還。
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(yè)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，剩余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、準確、完整、及時、易于使用的原則，披露內容應包括但不限于考核/補償/分攤、具體品種、調度單元等信息類型。信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。
第二十八條 每日10:00前，電力調度機構應向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(jié)假日順延)，電力調度機構應向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所有并網主體公布，確保運行結果公允，運行結果可追溯。各并網主體應在每月8日前完成初步核對，如存在異議，應在每月8日前向電力調度機構提出復核申請。
第二十九條 電力調度機構應在每月10日前向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日前通過信息披露平臺向所有并網主體公示。信息披露平臺不具備公示條件時，可暫由電力調度機構向所有并網主體披露。并網主體對結算結果有疑問，應在3個工作日內向相應電力調度機構提出復核。電力調度機構應在接到并網主體復核申請的3個工作日內進行核實并予以答復。
第三十條 若發(fā)生異議，確需調整結算結果的，電力調度機構應立即報告能源監(jiān)管機構，調整結果應重新公示3個工作日。無異議后，電力調度機構將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。未經公示不得進行結算。特殊情況下，結果需要能源監(jiān)管機構審核發(fā)文的，電力調度機構將結果報送能源監(jiān)管機構，電力交易機構根據能源監(jiān)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信息披露平臺向所有市場主體披露相關考核和補償結果，制定信息披露標準格式，開放數據接口。
第三十二條 電力調度機構會同電力交易機構在每月25日前以正式文件向能源監(jiān)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(jiān)督與管理
第三十三條 能源監(jiān)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(yè)和并網主體確定電力輔助服務補償標準或價格機制，調解電力輔助服務管理爭議，監(jiān)管電力輔助服務管理實施細則和市場交易規(guī)則的執(zhí)行、電力輔助服務的需求確定和評估實際執(zhí)行效果等工作。
第三十四條 并網主體對輔助服務調用、統計和補償等情況有疑問，經與電力調度機構協商后仍有爭議的，可以向能源監(jiān)管機構提出申訴，由能源監(jiān)管機構依法協調或裁決。
第三十五條 電力調度機構、電力交易機構應將輔助服務管理信息接入華中能源監(jiān)管局的監(jiān)管信息系統。
第三十六條 能源監(jiān)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本細則執(zhí)行情況開展檢查，對違反本細則行為依法依規(guī)進行處理。任何單位和個人對違反本細則的行為，有權向能源監(jiān)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(guī)減免考核，確保數據真實、準確和及時，應保存輔助服務管理數據至少兩年。
第八章 附則
第三十八條 本細則由華中能源監(jiān)管局負責解釋。
第三十九條 本細則自2023年5月1日起實施，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 為保障西藏自治區(qū)電力系統安全、優(yōu)質、經濟運行，維護電力企業(yè)的合法權益，促進電網經營企業(yè)和并網主體協調發(fā)展，根據《國家能源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規(guī)定>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60號）、《國家能源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號）和國家有關法律法規(guī)、行業(yè)標準，結合西藏電力系統實際情況，制定本實施細則。
第二條 本細則適用于西藏區(qū)、地兩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，儲能容量10MWh及以上獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能，傳統高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）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 新建并網主體完成以下工作之后的當月開展并網運行管理。水力發(fā)電機組按《水電工程驗收規(guī)程》（NB/T 35048-2015）要求完成負荷連續(xù)運行時納入。風力發(fā)電場、光伏發(fā)電站分別按《風力發(fā)電場項目建設工程驗收規(guī)程》（GB/T 31997-2015）、《光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范》（GB/T 50796-2012）、《風光儲聯合發(fā)電站調試及驗收標準》（GB/T 51311-2018）完成工程驗收，第一臺風電機組或逆變器并入電網時納入。電化學儲能電站按照《電化學儲能系統接入電網技術規(guī)定》（GB/T 36547-2018）、《電化學儲能系統接入電網測試規(guī)范》（GB/T 36548-2018）要求完成接入電網且具備結算條件之后納入；可調節(jié)負荷按照《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.1-2022）～《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.13-2022）要求完成接入電網且具備結算條件后納入。其它并網主體原則上自基建調試完成交付生產運行之日納入。
第四條 并網主體并網運行管理遵循電力系統客觀規(guī)律、市場經濟規(guī)律以及國家能源發(fā)展戰(zhàn)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、公平、公正的原則。
第五條 能源監(jiān)管機構依法對并網主體并網運行管理情況實施監(jiān)管。電力調度機構按照調度管轄范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(jié) 安全管理
第六條 電力調度機構按其調度管轄范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(yè)應嚴格遵守國家法律法規(guī)、國家標準、電力行業(yè)標準以及電力調度管理規(guī)程、電氣設備運行規(guī)程，共同維護電力系統安全穩(wěn)定運行。
第七條 發(fā)電側并網主體中涉及電網安全穩(wěn)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(wěn)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(guī)劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規(guī)、行業(yè)標準及電網穩(wěn)定性要求。有關運行和檢修管理、操作票和工作票等制度，應符合國家、行業(yè)等有關規(guī)定和具體要求。其它并網主體的規(guī)劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規(guī)、行業(yè)標準及電網穩(wěn)定性要求。
第八條 電力調度機構針對電力系統運行中存在的安全問題，應及時制定反事故措施；并網發(fā)電廠應落實電力調度機構制定的反事故措施，對并網發(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，并確保計劃按期完成。對于未按期完成整改的并網發(fā)電廠，每逾期一天，每項按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。光儲電站額定容量按照光伏板額定容量計算。
第九條 電力調度機構應制定防止電網大面積停電事故預案，合理設置黑啟動電源，制定黑啟動方案，還應針對電網方式變化和特點組織電網聯合反事故演習和實施必要的黑啟動試驗。并網發(fā)電廠要按照所在電網防止大面積停電事故預案的統一部署，積極配合落實事故處理預案；要制定可靠完善的保廠用電措施、全廠停電事故處理預案和內部黑啟動方案，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故演習。對于未按期制定事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小時計為考核電量，月累計考核電量不超過并網發(fā)電廠全廠當月上網電量的1%；對于無故不參加電網聯合反事故演習的并網發(fā)電廠，按全廠額定容量×2小時計為考核電量。
電力調度機構確定為黑啟動電源的發(fā)電廠，因電廠原因不能提供黑啟動（不含計劃檢修），扣罰該廠當月黑啟動補償資金，并按全廠額定容量×2小時計為考核電量。
電力調度機構檢查發(fā)現電廠不具備黑啟動能力，而電廠隱瞞不報的，扣罰該電廠前12個月黑啟動補償資金并按全廠額定容量×24小時計為考核電量。
電力調度機構在系統發(fā)生事故或其它緊急情況需要確定為黑啟動電源的發(fā)電廠提供黑啟動服務，而電廠無法提供該服務或無法達到合同約定的技術標準，扣罰該電廠前24個月黑啟動補償資金，按全廠額定容量×48小時計為考核電量，并追究電廠相應責任。
第十條 并網主體發(fā)生事故后，應積極配合調查和分析，并提供所需的故障錄波數據、事故時運行狀態(tài)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、隱瞞事實的，按全廠額定容量×1小時計為考核電量。
第二節(jié) 調度管理
第十一條 并網主體應與電網企業(yè)根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，參照國家能源局和國家工商總局制訂的《并網調度協議》《購售電合同》等示范文本及時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。合同簽訂后按能源監(jiān)管機構要求備案。雙方達不成協議的，由能源監(jiān)管機構協調。
第十二條 電網企業(yè)和并網主體應按照《電力企業(yè)信息報送規(guī)定》（國家電監(jiān)會13號令）《電力企業(yè)信息披露規(guī)定》（國家電監(jiān)會14號令）等文件要求及時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、準確執(zhí)行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執(zhí)行。接受調度指令的并網主體值班人員認為執(zhí)行調度指令將危及人身、設備或系統安全的，應立即向發(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(zhí)行或者撤銷。
并網主體出現下列情況之一者，每次視情節(jié)計算考核電量，并報能源監(jiān)管機構備案：
1.不執(zhí)行或無故拖延執(zhí)行調度指令，按全廠額定容量×1小時計為考核電量；
2.在調度管轄設備上發(fā)生誤操作事故，未在2小時內向電力調度機構匯報事故經過或謊報，按全廠額定容量×1小時計為考核電量；
3.未經電力調度機構同意，擅自改變調度管轄范圍內一、二次設備的狀態(tài)，以及與電網安全穩(wěn)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）、新能源儲能場站變流器、高頻切機、低頻切機、安全穩(wěn)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小時計為考核電量；
4.風電場、光伏電站因繼電保護或安全自動裝置動作導致解列的風電機組或光伏逆變器，不得擅自啟動并網，未經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小時計為考核電量；
5.調度管轄設備發(fā)生事故或異常，10分鐘內未向電力調度機構匯報（可先匯報事故或異?，F象，詳細情況待查清后匯報），按全廠額定容量×0.3小時計為考核電量；
6.未如實向電力調度機構報告調度指令執(zhí)行情況，按全廠額定容量×0.3小時計為考核電量；
7.未如實向電力調度機構反映設備運行狀態(tài)或運行信息，按全廠額定容量×0.2小時計為考核電量。
第十四條 電力調度機構對風電場、光伏電站功率預測結果按日進行統計、考核，發(fā)電受限時段、經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裝置電池SOC曲線，進行實時監(jiān)控電池運行狀態(tài)）。
（一）日前功率預測
1.風電場次日0-24h日前功率預測準確率應大于等于80%，小于80%時按以下公式考核：
（二）超短期功率預測
超短期預測準確率日考核電量=（90%－準確率）×PN×0.2（小時）
其中：PMi為i時刻的實際功率，PPi為超短期功率預測第4小時（i時刻）預測值，Cap為光伏電站可用容量，n為發(fā)電時段樣本個數，PN為光伏電站額定容量。
第十五條 并網主體應參與電力系統調峰，基本調峰能力必須達到機組技術參數要求的指標。
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，按每臺次缺額容量×調度要求調峰時間（小時）計為考核電量。
第十六條 發(fā)電側并網主體、獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能必須具備一次調頻功能。一次調頻技術要求及指標計算、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，不得擅自退出機組的一次調頻功能。一次調頻功能未投運，月考核計算方式為：
考核電量F1＝W考核×T0×PN
式中，W考核為一次調頻考核系數，水電1%，新能源為0.5%，其它電源1%；T0為一次調頻當月未投運小時數（經調度同意退出時間段可不統計），PN為并網發(fā)電機組或新能源場站并網額定容量（MW）。
（二）性能考核
對發(fā)電側并網主體、獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能實施一次調頻性能考核。在電網頻率發(fā)生大擾動期間進行一次調頻性能考核，電網最大頻率偏差＜0.13Hz為小擾動，電網最大頻率偏差≥0.13Hz為大擾動。機組一次調頻性能考核包括K貢獻率指數、響應滯后時間T指數以及調節(jié)精度T指數（詳見附錄）。原則上具體參數以電力調度機構PMU數據計算結果為準，機組側PMU相關信號具備對應接入條件。
考核電量F2＝δ死區(qū)系數×（A×PN×N1）
式中：若Δfsq＜0.04Hz，δ死區(qū)系數取1；若Δfsq≥0.04Hz， δ死區(qū)系數取0.5。PN為機組額定容量或新能源場站并網額定容量（MW），A為0.02小時，N1為大擾動下的不合格次數（計算詳見附錄）。
（三）傳送虛假信號
并網發(fā)電機組（含新能源場站）傳送虛假一次調頻投運信號的，一經發(fā)現，每次考核電量：
F3＝T考核×PN
式中，PN為機組額定容量或新能源場站并網額定容量（MW），T考核為1小時。
（四）特殊考核情況
1.并網主體實際出力較低時（P水電、P新能源、P光熱、P電化學儲能＜0.2PN）性能免考核。
2.新能源發(fā)電出力已達最大值，一次調頻增出力性能免考核。
3.電化學儲能系統已達到當前最大可充或可放功率時，一次調頻減出力或增出力性能免考。
第十七條 發(fā)電側并網主體、獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能應具有AGC功能，不具備此項功能者，每月按全廠額定容量×10小時考核；具備此項功能者但與主站未完成聯調的，每月按全廠額定容量×5小時考核。
AGC的投運率和調節(jié)精度、調節(jié)范圍、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。AGC服務的考核內容，包括：AGC投運時間、調節(jié)范圍、調節(jié)速率、調節(jié)精度等。AGC調節(jié)過程定義見附錄。
（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小時計考核電量。經調度機構同意、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的AGC裝置退出時間段，不納入考核范圍。未經電力調度機構許可，在發(fā)電時段擅自退出AGC功能的，按照額定裝機×20小時考核；擅自修改站內AGC參數設置導致AGC調節(jié)不滿足調度要求的，每次計考核電量全廠額定容量×10小時。
AGC投運率＝（AGC子站投入閉環(huán)運行時間/水電站（新能源、光熱、獨立電化學儲能）AGC應投入閉環(huán)運行時間）×100%
（二）性能考核
其中，e為調節(jié)過程調節(jié)精度。調節(jié)精度算法統計機組有功首次進入調節(jié)死區(qū)后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（進入死區(qū)時刻為第一個采樣點），若因新的指令原因，導致本次調節(jié)過程不能繼續(xù)保持，則相應取兩個點的均值，若仍然取不到，則取首次進入死區(qū)點的比值。
PN：控制模式為單機模式時，PN為被控制的該單機額定容量；控制模式為全廠模式時，PN為全廠機組額定容量。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.響應時間性能指標k3
D5000系統指令發(fā)出后，AGC調頻單元在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節(jié)方向一致的調節(jié)死區(qū)所用的時間。即：
t=TE－TS
其中：
t是并網主體調節(jié)的實際響應時間；
TN是并網主體標準響應時間；
TS和TE分別是并網主體調節(jié)開始和跨出與調節(jié)方向一致的調節(jié)死區(qū)的時刻。響應時間的單位為秒。
并網主體標準響應時間TN按以下標準執(zhí)行：
表5 各類型并網主體AGC標準響應時間
4.調節(jié)死區(qū)
當機組實際負荷進入AGC指令有效死區(qū)，此次有效事件結束。單機模式：單機模式：100MW及以下為1.5MW；100MW以上為2MW；全廠模式：均為2MW。
5.綜合性能指標：k= k1×k2×k3
指令低于表1~表4所規(guī)定的“調節(jié)范圍下限”，該調節(jié)過程的并網主體k設定為1。
6.日均綜合性能指標:
其中k（i）為第i次調節(jié)過程的綜合性能指標；N為當日調節(jié)過程次數。
機組日均調節(jié)性能水電kd小于1，每日按30MWh/臺計為考核電量（風電、光伏、電化學儲能不參與日均kd考核）。
AGC考核計算數據以調度端數據為準，機組或電廠有功出力采樣周期不大于5秒。若有效調節(jié)過程中機組或電廠AGC退出，仍然算有效調節(jié)過程進行考核計算。
（在電網出現異?；蛴捎诎踩s束限制電廠出力，導致機組AGC功能達不到投入條件時，不考核該機組AGC服務。
（對于燈泡貫流式水電機組的AGC性能考核指標，以具備技術檢驗資質的單位出具的AGC調節(jié)實驗報告數據為準。
（五）傳送AGC虛假信號或數據，一經發(fā)現，每次計考核電量全場額定容量×10小時。
第十八條 新能源場站有功功率變化應滿足電力系統安全穩(wěn)定運行的要求，其限值應根據所接入電力系統的頻率調節(jié)特性，由電力調度機構確定。
（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的有功功率變化超出限值的不予考核，10分鐘有功功率變化值被考核后將不再考核此時間段內1分鐘有功功率變化值。
（二）光伏電站有功功率變化最大限值
光伏電站1分鐘有功功率變化最大限值為該電站額定容量的1/10。光伏電站因為太陽能輻照度降低而引起的有功功率變化超出限值的不予考核。
（三）10分鐘功率變化率超出限值按以下公式計算考核電量：
因AGC向上調整導致旋轉備用不足不納入考核。
第二十條 并網主體應嚴格執(zhí)行電力調度機構的勵磁系統及電力系統穩(wěn)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(guī)定。并網主體應按電力調度機構的要求書面提供設備（裝置）參數，并對所提供設備（裝置）參數的完整性和正確性負責。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(zhí)行或滿足電力調度機構的要求。并網主體改變設備（裝置）狀態(tài)和參數，應經電力調度機構同意。
第二十一條 并網發(fā)電機組的自動勵磁調節(jié)裝置的低勵限制、強勵功能應正常投運，不得擅自退出。并網主體應在電力調度機構的指揮下，按規(guī)定進行發(fā)電機組進相試驗，在發(fā)電機允許條件下，進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（經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(jié)服務。
電力調度機構按其調度管轄范圍對并網主體進行如下考核：
1.因電廠（含新能源廠站）自身原因，達不到基本無功調節(jié)服務標準要求的，每日按全廠額定容量×1小時計為考核電量；
2.電力調度機構根據調度規(guī)程下達并網發(fā)電廠（含新能源廠站）母線電壓曲線并對電廠母線電壓合格率進行考核。
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小時計考核電量。
月度母線電壓合格率（%）=全廠并網運行時月度母線電壓合格時間（小時）/全廠月并網運行時間（小時）×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小時計考核電量。經調度機構同意退出的時間段，不納入考核范圍。
4.機組（含新能源廠站）無功出力或進相深度達到規(guī)定的技術要求后，電壓仍不合格，免于考核。
5.機組勵磁系統性能包括進相能力達不到要求，電壓曲線考核加倍。
第二十二條 新能源匯集站公共并網點必須配置適當容量的無功補償裝置，用于調節(jié)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/月考核。無功補償裝置整體按照電力調度機構調度指令進行操作，不得擅自投退，否則按全廠額定容量×0.5小時/次考核。
第二十三條 風電（含風儲）、光伏（含光儲）、光熱和獨立電化學儲能（壓縮空氣、飛輪可參照執(zhí)行）等新型儲能等應具備頻率、電壓耐受能力，以及高、低壓故障穿越能力，并滿足《光伏發(fā)電站接入電力系統技術規(guī)定》、《風電場接入電力系統技術規(guī)定》及電力調度機構運行規(guī)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小時考核。在電力調度機構下達限期整改、試驗及測試書面通知后，逾期不能完成者，每月按全廠額定容量×1小時考核。
第二十四條 電力調度機構對并網主體非計劃停運情況進行統計和考核。
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態(tài)。根據機組停運緊急程度，非計劃停運分為以下5類：第1類非計劃停運——機組跳閘、需立即停運或被迫不能按規(guī)定立即投入運行的狀態(tài)（如啟動失?。坏?類非計劃停運——雖不需立即停運，但需在6小時以內停運的狀態(tài)；第3類非計劃停運——可延遲至6小時以后,但需在72小時以內停運的狀態(tài)；第4類非計劃停運——可延遲至72小時以后,但需在下次計劃停運前停運的狀態(tài)；第5類非計劃停運——計劃停運因故超過計劃停運期限的。
電力調度機構對并網主體非計劃停運次數、非計劃停運時間進行統計和考核，考核按照正常運行時期和保供時期（1月至4月，11月至12月）分別進行考核。
（一）正常運行時期，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小時計為考核電量；第2類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.5小時計為考核電量；第3類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.3小時計為考核電量；第4、5類非計劃停運發(fā)生一次按機組額定容量×0.2小時計為考核電量。非計劃停運時間考核：按0.02×機組額定容量×停運時間計為考核電量。
（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間考核均按正常運行時期2倍執(zhí)行。
（三）當非計劃停運事件跨月發(fā)生時，按照事件截止時間所在月份獲取次數和時長考核系數，在非停截止時間所在月份進行考核統計。
（四）機組無法開出的，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為計劃檢修或轉備用狀態(tài)開始，不再按非計劃停運考核。臨時檢修應納入非計劃停運考核。
（六）非并網主體自身原因導致的非計劃停運，包括電廠送出線路跳閘、穩(wěn)控裝置正確動作切機等，不計入考核。
（七）電力調度機構應向所有并網主體披露全網所有并網主體的非計劃停運、臨時檢修、非計劃停運轉計劃檢修或者轉備用的詳細記錄。
（八）非計劃停運時時間設置300小時上限。惡意或虛假非停、虛報瞞報運行狀態(tài)信息等問題的非計劃停運情況，經電力調度機構核查屬實并報能源監(jiān)管機構同意后，非計劃停運時間不設上限。
第二十五條 風電場、光伏電站因自身原因造成風機、光伏逆變器大面積脫網，若一次脫網總容量達到或超過其電站并網容量的10%，每次按照全廠額定×10小時計為考核電量。配有已投運的規(guī)?；瘍δ苎b置（兆瓦級及以上）的風電場、光伏電站，以風電場、光伏電站上網出口為脫網容量的考核點。
并網風電場、光伏電站除滿足國家、行業(yè)、國網公司規(guī)定的電網適應性要求外，還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其電站并網容量的10%，每次按照全廠額定容量×10小時計為考核電量。配有已投運的規(guī)?；瘍δ苎b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為脫網容量的考核點。
第三節(jié) 檢修管理
第二十六條 并網主體應按《發(fā)電企業(yè)設備檢修導則》（DL/T838-2003）及調度規(guī)程的規(guī)定，向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(zhí)行。并網主體應按照電力調度機構批準的檢修工期按時完成檢修任務。
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，盡可能安排并網主體外送輸變電設備與并網主體檢修同時進行。
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(guī)程和規(guī)定執(zhí)行。電力調度機構管轄范圍內的二次設備檢修應盡可能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 并網主體提出臨時檢修計劃或必須變更檢修計劃，包括無法按時開工、延長檢修工期、增加檢修工作項目等，應按照電力調度機構的調度規(guī)程和規(guī)定執(zhí)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，無法安排臨時檢修或變更檢修計劃，應及時通知并網主體，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(guī)定的指標完成時，不對該機組進行考核處理；由于推遲計劃檢修引起的發(fā)電設備故障（非電廠責任）而需增加計劃檢修項目、工期時，電力調度機構應批準其延長計劃檢修工期。
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小時計為考核電量：
1.未按調度規(guī)程規(guī)定報送年、月、日檢修計劃；
2.計劃檢修工作不能按期完工，但未辦理延期手續(xù)；
3.設備檢修期間，辦理延期申請超過一次；
4.擅自增加（或減少）工作內容而未辦理申請手續(xù)的；
5.計劃檢修工作臨時調整；
6.未經調度同意開展臨時檢修工作。
第四節(jié) 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(wěn)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、保護屏柜、二次電纜、電流互感器、電壓互感器等）運行應遵循國家標準、電力行業(yè)標準、規(guī)程及反事故措施要求。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(guī)程和專業(yè)管理規(guī)定執(zhí)行。對于不執(zhí)行規(guī)程規(guī)定的，每條按全廠額定容量×0.1小時的標準進行考核。
（二）并網主體應配合電網企業(yè)及時改造、更換到年限的繼電保護及安全自動裝置。未按規(guī)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小時的標準進行考核，直至完成更換為止。
（三）由于并網主體原因導致繼電保護和安全自動裝置不正確動作，每次按全廠額定容量×1小時的標準進行考核；造成電網事故的，每次按全廠額定容量×3小時計為考核電量。并網主體若發(fā)生繼電保護裝置跳閘原因不明的事故，每次按全廠額定容量×2小時的標準進行不正確動作的補充考核。
（四）并網主體應及時對運行中繼電保護和安全自動裝置的異常信號和缺陷進行處理，若因電廠側裝置原因未及時處理，造成繼電保護和安全自動裝置退出運行超過24小時，每次按全廠額定容量×0.5小時的標準進行考核。
（五）并網主體不能按規(guī)定時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小時計為考核電量。
（六）對以下管理要求未能達標者，每項按全廠額定容量×0.2小時計為考核電量：
1.所屬繼電保護及安全自動裝置應進行調試并定期進行校驗、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.并網電廠內的繼電保護和安全自動裝置，必須與系統保護相匹配。在系統狀態(tài)改變時，應按電力調度機構的要求按時修改所轄保護的定值及運行狀態(tài)。
4.并網電廠按繼電保護技術監(jiān)督規(guī)定，定期向電力調度機構報告本單位繼電保護技術監(jiān)督總結報告。
5.并網電廠應每年對所轄設備的整定值進行全面復算和校核，并向調度機構報送整定值校核報告。
（七）以下要求未能達標者，每項按全廠額定容量×0.2小時計為考核電量，每項考核電量最高不超過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為：
RMD=（TMD/SMD）×100%
式中：RMD為主保護月投運率；
TMD為主保護裝置該月處于運行狀態(tài)的時間；
SMD為主保護裝置該月應運行時間。
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為：
RSS=（TSS/SSS）×100%
式中：RSS為安全自動裝置月投運率；
TSS為安全自動裝置該月處于運行狀態(tài)時間；
SSS為安全自動裝置該月應運行時間。
3．故障錄波月完好率≥98%。故障錄波月完好率計算公式為：
RSR=（NSR/NRE）×100%
式中：RSR為故障錄波月完好率；
NSR為該月故障錄波完好次數；
NRE為該月故障錄波應評價次數。
4.故障錄波與主站月聯通率≥98 %，計算公式為：
LTR=（ZAT/ZDT）×100%
式中：LTR為故障錄波與主站月聯通率；
ZAT為統計周期內總通信時長；
ZDT為因廠端設備原因造成的通信中斷時長。
（八）由于并網電廠繼電保護、安全自動裝置異常，造成涉網一次設備被迫停運，每次按300MWh計為考核電量。
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）×電路故障時間（min）]/[實用路數（路）×全月日歷時間（min）]}×100%。
調度電話月可通率＝{1－Σ[中斷路數（路）×電路故障時間（min）]/[實用路數（路）×全月日歷時間（min）]}×100%。
（二）并網主體通信設備故障引起線路主保護單套運行時間超過8小時，或引起安全自動裝置非計劃停用時間超過72小時，每次按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。并網主體通信設備故障引起繼電保護或安全自動裝置誤動、拒動，造成電網事故，或造成電網事故處理時間延長、事故范圍擴大，每次按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
（三）并網主體通信電路非計劃停運（不可抗力除外），造成遠跳及過電壓保護、遠方切機（切負荷）裝置由雙通道改為單通道，時間超過8小時，每次按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
（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小時計為考核電量。
1.未經許可對電網調度和發(fā)供電設備運行有影響的通信設施進行操作。
2.造成繼電保護和安全裝置誤動、拒動但未造成電網事故或未影響電網事故處理。
3.引起調度自動化或調度電話業(yè)務中斷時間4小時以上。
4.造成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(xù)故障時間超過24小時。
6.通信電源全部中斷。
7.錄音設備失靈，影響電網事故分析。
8.未經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個及以上完全獨立的通信傳輸通道要求的，必須在電力調度機構下達整改通知期限內完成整改，逾期未完成的按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
第三十四條 自動化考核
（一）遠動鏈路雙通道中斷時間超過10分鐘，按50MWh計為考核電量；后續(xù)未及時恢復的，每增加30分鐘按50MWh計為考核電量。遠動鏈路單通道中斷的，中斷時間超過2小時，按50MWh計為考核電量；后續(xù)未及時恢復的，每增加2小時按50MWh計為考核電量?？己丝偭坎怀^并網主體當月上網電量的2%。
（二）并網主體計量點所安裝的主、副電能表電量數據采集完整率與準確率應達到100%，每降低1%（含不到1個百分點），按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
（三）相量測量裝置連續(xù)故障（相量數據中斷）時間超過4小時，考核電量按100MWh計為考核電量。如設備故障仍未處理解決，每超過4小時，按50MWh計為考核電量。電網事故時，并網電廠未能正確提供PMU測量數據，影響事故分析的，每次按100MWh計為考核電量。
（四）對自動化信息傳輸不完整的，限期整改。未按要求進行整改的，每日按10MWh計為考核電量。
（五）并網主體未經調度許可，擅自退出或檢修電力調度機構管轄的自動化設備的，每次按全廠額定容量×1小時計為考核電量；已辦理自動化檢修工作票，但未履行電話開工、竣工手續(xù)的，每次按20MWh計為考核電量。
（六）事故時遙信誤動、拒動，每次按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
（七）遙測量數據跳變且跳變幅度大于30MW，每次按20MWh計為考核電量。
（八）并網主體自動化設備（含網絡和安全防護設備）配置和運行工況不滿足國家、行業(yè)相關規(guī)定和電網安全運行要求的，應在電力調度機構下達整改通知期限內完成整改，逾期未完成的按每日10MWh計考核電量。
（九）故障計算時間以調度主站側自動記錄的廠站自動化設備實際故障開始時刻為起始時刻，以電力調度機構主站系統接收到正確自動化信息時刻為截止時刻。
第三十五條 勵磁系統和PSS裝置考核
（一）按要求應配置而未配置PSS裝置的機組，每月按該機組容量×1小時計為考核電量。勵磁系統以及電力系統穩(wěn)定器強勵水平、放大倍數、時間常數等技術性能參數未達到國家和行業(yè)有關標準要求，每月按該機組容量×1小時計為考核電量。
（二）發(fā)電機組正常運行時自動勵磁調節(jié)裝置和PSS月投運率應達到100%。每降低1個百分點（含不足1個百分點）按該機組容量×1小時計為考核電量。
（三）火電機組強勵倍數不小于1.8倍，允許頂值電流持續(xù)時間不應低于10s；水電機組強勵倍數不小于2.0倍，允許頂值電流持續(xù)時間不應低于20s。達不到要求的，每月按該機組容量×1小時計為考核電量。
第三十六條 并網主體高壓側或升壓站電氣設備發(fā)生事故，每次按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。
第三十七條 水電廠水庫調度考核
（一）并網水電廠的水庫調度運行管理應滿足國家和行業(yè)有關規(guī)定和電力調度機構的調度規(guī)程有關規(guī)定的要求，向電力調度機構及時報告對電廠發(fā)電能力及安全運行造成重大影響的突發(fā)情況；定期報送豐水期、平水期、枯水期氣象水文趨勢預報、年度運行方式等。每遲報或漏報一項，按全廠額定容量×0.1小時計為考核電量。
（二）電力調度機構及并網水電廠應做好水調自動化系統的建設及運行管理工作，制定水調自動化系統管理規(guī)定，保證系統穩(wěn)定、可靠運行。電力調度機構及水電廠應加強水調自動化系統維護，并網主體應按規(guī)定向電力調度機構水調自動化系統自動傳送水庫運行相關信息，保證管理范圍內通信通道的暢通，保證上傳信息的準時、合格，數據合格率不得低于95%，否則每項數據按全廠額定容量×0.1小時計為考核電量。
（三）并網水電廠發(fā)生影響水電機組正常運行的水庫調度事件后，應及時匯報電力調度機構，未及時報告每次按全廠額定容量×0.1小時計為考核電量。
（四）并網水電廠應加強日前發(fā)電能力預測，對于日前發(fā)電能力預測偏差超過10%，導致交直流聯絡線計劃調整較頻繁，按照全廠額定容量×0.2小時考核。
第三十八條 風電場、光伏電站應開展功率預測工作，保證功率預測系統的穩(wěn)定運行，按要求及時、完整、準確向電力調度機構傳送現場氣象信息、發(fā)電設備運行信息和預測信息。
（一）風電場、光伏電站應按照電力調度機構要求報送調度側功率預測建模所需的歷史數據，未及時報送或錯報、漏報，每次按照全場站額定容量×1小時考核。
（二）風電場（光伏電站）應安裝滿足相關技術標準的測風塔（光伏氣象站）及其配套設備，按照要求將氣象信息數據及場站理論功率、可用功率、單機信息按調度要求傳送至電力調度機構。全場站每項數據合格率應大于等于99%，每項數據每降低1%（含不到1個百分點），按照全場站當月上網電量的0.1%考核，當月單項數據累計考核電量的最大值不超過全場站當月上網電量的2%。
第三十九條 新建、擴建的額定容量20MW及以上的水電、地熱、生物質機組，累計并網額定容量超過10MW及以上的風電（含風儲）、光伏（含光儲）、光熱站場，以及累計并網額定容量超過10MW及以上電化學儲能系統，并網后6個月內向電力調度機構報送并網性能測試（檢測）及評價報告，逾期未報送并網性能測試（檢測）及評價報告，每月按照全廠額定容量×1小時持續(xù)考核。
第三章 考核實施
第四十條 并網主體并網運行考核的基本原則：每月對并網主體進行考核；同一事件適用于不同條款的考核取考核電量最大的一款。
第四十一條 并網運行考核的數據和有效支撐材料包括：并網調度協議，有國家認證資質機構出具的試驗報告，電力調度機構制定的發(fā)電計劃曲線、檢修計劃、電壓曲線，能量管理系統（EMS）、并網主體調節(jié)系統運行工況在線上傳系統、廣域測量系統（WAMS）等調度自動化系統的實時數據，電能量遙測采集計費系統的電量數據，當值調度員的調度錄音、調度日志，保護啟動動作報告及故障錄波報告。
第四十二條 并網主體應考核費用和考核總費用的計算公式為：
其中，Pi：核定上網電價，含稅，不含政府補貼；Qi：考核電量；：并網主體應考核費用。
并網主體并網運行管理考核費用全部作為輔助服務補償資金來源。具體管理辦法見《西藏電力輔助服務管理實施細則》。
第四章 信息披露
第四十三條 信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、易于使用的原則，披露內容應包括但不限于考核/補償/分攤、具體品種、調度單元等信息類型。信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。
第四十四條 每日10:00前，電力調度機構應向所有并網主體披露前一日并網運行考核相關信息。每月3日前(節(jié)假日順延)，電力調度機構應向所有并網主體披露各并網主體上月考核情況。每個并網主體的考核信息均應向所有并網主體公布，確?？己私Y果公允，考核結果可追溯。各并網主體應在每月8日前完成初步核對，如存在異議，應在8日前向電力調度機構提出復核申請。
第四十五條 電力調度機構應在每月10日前向電力交易機構推送各并網主體運行考核費用等信息。電力交易機構應在每月10日前通過信息披露平臺向所有并網主體公示。信息披露平臺不具備公示條件時，可暫由電力調度機構向所有并網主體披露。并網主體對結算結果有疑問，應在3個工作日內向相應電力調度機構提出復核。電力調度機構應在接到并網主體問詢的3個工作日內進行核實并予以答復。
第四十六條 若發(fā)生異議，結算結果確需調整的，電力調度機構應立即報告能源監(jiān)管機構，調整結果應重新公示3個工作日。無異議后，電力調度機構將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。未經公示不得進行結算。特殊情況下，結果需要能源監(jiān)管機構審核發(fā)文的，電力調度機構將結果報送能源監(jiān)管機構，電力交易機構根據能源監(jiān)管機構文件出具結算依據。
第四十七條 電力調度機構會同電力交易機構在每月25日前以正式文件向能源監(jiān)管機構報送上月并網運行管理分析報告和統計結果。
第五章 監(jiān)督與管理
第四十八條 能源監(jiān)管機構負責監(jiān)管本細則的實施。并網主體可以通過12398監(jiān)管熱線、電子郵箱、廠網聯席會議等多種方式反饋問題和線索。能源監(jiān)管機構依法依規(guī)調解并網運行管理爭議，可根據實際需要，組織對電力調度機構和電力交易機構的執(zhí)行情況進行評估和監(jiān)管。
第四十九條 并網主體對并網運行考核情況有疑問，經與電力調度機構協商后仍有爭議的，可以向能源監(jiān)管機構提出申訴，由能源監(jiān)管機構依法協調或裁決。
第五十條 電力調度機構、電力交易機構應將并網運行考核信息接入華中能源監(jiān)管局的監(jiān)管信息系統。
第五十一條 健全并網調度協議和交易合同備案制度。并網主體與電網企業(yè)應定期簽訂并網調度協議和相關交易合同，并在協議（合同）簽訂后10個工作日內向能源監(jiān)管機構備案。
第五十二條 建立電力調度運行管理情況書面報告制度。電力調度機構按月向能源監(jiān)管機構報告電力調度運行管理情況，并在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會議上通報。
第五十三條 能源監(jiān)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本細則執(zhí)行情況開展檢查，對違反本細則行為依法依規(guī)進行處理。任何單位和個人對違反本細則的行為，有權向能源監(jiān)管機構舉報。
第五十四條 電力調度機構應嚴格按照本細則實施并網主體運行管理，不得擅自調整算法和參數，不得違規(guī)減免考核，確保數據真實、準確和及時，應保存并網運行管理數據至少兩年。
第六章 附則
第五十五條 本細則規(guī)定的違規(guī)情況，未經特別申明，均指由并網主體責任引起的，非并網主體責任引起的不予考核。
第五十六條 本細則由華中能源監(jiān)管局負責制定、修訂和解釋。
第五十七條 本細則自2023年5月1日起實施，有效期三年。
附錄1
AGC調節(jié)過程定義
一、指令PZ與出力P曲線發(fā)生交叉，或指令PZ與出力P之差越過死區(qū)范圍，調節(jié)過程開始。
二、指令PZ與出力P曲線再次發(fā)生交叉，或指令PZ與出力P之差進入死區(qū)范圍，調節(jié)過程結束。
三、過程結束時的出力與過程開始時的出力之差為調節(jié)幅度ΔP。過程結束時的指令與過程開始時的出力之差為ΔPZ。過程結束時的時間與過程開始時的時間之差為調節(jié)過程調節(jié)時間ΔT（s）。
四、統計中明確ΔT：電化學儲能小于1秒、水電小于15秒、風電、光伏、光熱小于30秒的調節(jié)過程被認為是隨機波動，不納入調節(jié)過程統計、考核與補償。
附錄2
一次調頻技術要求及指標計算、考核度量方法
一、一次調頻技術要求
1.功能及參數設置
1.1控制優(yōu)先級
其它功率或頻率控制系統（AGC、有功功率閉環(huán)調節(jié)等）應與一次調頻相協調，不應限制一次調頻功能。
1.2控制回路運算周期
（1）水電機組一次調頻控制系統運算周期應不大于40ms。
1.3控制單元冗余保護配置
每個獨立的一次調頻控制單元，其接力器位置反饋信號、頻率或轉速信號、有功功率信號均應采用“三取中”等冗余配置，冗余輸入/輸出（I/O）測點應分配在不同的模件上。
1.4人工死區(qū)
（1）水電機組一次調頻的人工死區(qū)控制在±0.05Hz。
（2）風電場、光伏電站一次調頻的人工死區(qū)控制在±0.05Hz（光熱電站參照執(zhí)行）。
（3）電化學儲能一次調頻的人工死區(qū)控制在±0.05Hz。
1.5調差系數
（1）水電機組不大于3%。
（2）風電場、光伏電站為2%～10%（光熱電站參照執(zhí)行）。
（3）電化學儲能為0.5%～3%。
1.6負荷限幅
應設置運行最大功率限幅功能，防止一次調頻動作后超過允許的最大功率運行。
2.涉網性能參數
未經電力調度機構許可，不得擅自改變調速系統、協調控制系統和一次調頻控制系統相關涉網性能參數設置。
3.涉網性能試驗
并網主體應嚴格按照《電力系統網源協調技術導則》（GB/T 40594-2021）《并網電源一次調頻技術規(guī)定及試驗導則》（GB/T40595-2021）《可調節(jié)負荷并網運行與控制技術規(guī)范》（DL/T 2473.8-2022）相關要求，經具備資質的機構開展一次調頻涉網試驗。
4.應急預案
并網主體應編制一次調頻系統運行管理規(guī)程，制訂電網大擾動作應急預案。
二、機組一次調頻性能評價指標
1.一次調頻貢獻率K指數
（1）大擾動≥0.13Hz一次調頻貢獻率K指數
K≥α1（取2位有效數字），N貢獻率取1，反之N貢獻率取0（α1系數按機組類型分類：水電取0.50、新能源（光熱電站參照）取0.60、電化學儲能取0.70）
若電網頻率大擾動,不合格N1算法為：
N1（不合格次數）
式中N貢獻率（i）為第i次貢獻率合格；T響應滯后時間（i）為第i次響應滯后時間合格；T調節(jié)精度（i）為第i次調節(jié)精度合格；n為滿足考核條件的當月調頻次數。
（2）反調一次調頻貢獻率K指數
在調頻事件有效統計內，若K＜0，定義機組一次調頻反調，大擾動事件中單次調頻不合格考核電量×2。
2.響應滯后時間T指數
額定水頭在50米及以上的水電機組，其一次調頻的負荷響應滯后時間，應小于4秒；額定水頭在50米以下的水電機組，其一次調頻的負荷響應滯后時間，應小于10秒。
風電場、光伏電站、光熱電站一次調頻的負荷響應滯后時間均不超過3秒。
電化學儲能一次調頻的負荷響應滯后時間應不大于2秒。
滿足條件，T響應滯后時間取1，反之T響應滯后時間取0。
3.調頻精度T指數
大擾動有效調頻事件內，并網主體調頻實際貢獻率K應不大于1.5。
滿足條件，T調節(jié)精度取1，反之T調節(jié)精度取0。
三、評價指標具體計算方法
1.一次調頻貢獻率K的算法
一次調頻貢獻率K=（一次調頻實際貢獻量/一次調頻理論貢獻量）×100%，即：
2.一次調頻理論貢獻電量的算法
理論一次調頻積分電量He表示為：
其中：
對應t時刻，電網頻率超出50±Δfsq（調頻人工死區(qū)）的數值，高頻為正值，低頻為負值。
并網主體額定有功出力。
電網額定頻率50Hz。
對應t時刻的電網頻率（Hz）。
并網主體的速度變動率或調差率。
3.一次調頻實際貢獻電量的算法
當系統頻率偏差超過并網主體規(guī)定的范圍時,統計程序自動啟動，以并網主體一次調頻死區(qū)點的實際發(fā)電P0為基點（取前5秒有功出力平均值，包含P0），向后積分發(fā)電變化量，直至系統頻率恢復到并網主體動作死區(qū)以內。即并網主體的一次調頻實際貢獻電量Hi表示為：
式中：
Hi：并網主體一次調頻實際貢獻電量；高頻少發(fā)或低頻多發(fā)電量為正，高頻多發(fā)或低頻少發(fā)電量為負。
t0：系統頻率超過并網主體一次調頻動作死區(qū)的時刻。
tt：系統頻率進入并網主體一次調頻動作死區(qū)的時刻。
Pt：t時刻并網主體實際發(fā)電有功功率。
P0：t0時刻并網主體實際發(fā)電有功功率，取t0時刻前5秒平均值。
注1：△t：積分時長?！鱰=tt-t0,其取值如下：
其物理意義為：積分時長最長為60秒,如果在60秒之內,頻率返回到死區(qū)之內，則積分到返回死區(qū)時刻為止。
注2：大擾動發(fā)生時，電網頻率越過機組調頻人工死區(qū)持續(xù)時間大于8秒開始數據計算，直接給予有效調頻性能事件統計。
注3：考核系統頻率及機組有功出力的采樣周期應小于50毫秒。
注4：針對一次調頻越死區(qū)擾動事件，考核系統應具備離線分析功能。
4.機組一次調頻合格率的算法
機組一次調頻月度合格率Q=（一次調頻當月合格次數/一次調頻當月總調頻次數）×100%，即：
機組月度總調頻次數應剔除免考核次數進行統計。
5.機組一次調頻投運率的算法
機組一次調頻月投運率（%）=一次調頻月投運時間（小時）×100%/機組月并網運行時間（小時）
抄送：國家能源局市場監(jiān)管司。
國家能源局華中監(jiān)管局綜合處 2022年12月27日印發(fā)
