《【2024年储能行业】华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《【2024年储能行业】华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿.pdf（81页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、 1 附件 2华中区域电力并网运行管理实施细则华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）第一章第一章总总则则第一条第一条为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，完整准确全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，构建新型电力系统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，保障华中区域电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，进一步促进源网荷储协调发展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据中华人民共和国电力法、电力监管条例、电力并网运行管理规定等法律法规、政策文件及技术标准，制定本细则。第二条第二条本细则适用于华中区域河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市
2、电力调度机构调度管辖的接入 35kV 及以上电压等级并网主体并网运行的考核、结算和监督管理等。35kV 以下的并网主体并网运行管理可以在本细则基础上，根据当地实际情况，在不影响公平合理的前提下，适当精简项目，由省级电力调度机构报相应能源监管机构同意后实施。第三条第三条并网主体包括发电侧并网主体、新型储能和负荷侧并网主体。（一）发电侧并网主体是指电力调度机构管辖范围的燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电站、水力发电厂、抽水 2 蓄能、风力发电场、光伏电站。（二）新型储能是指电力调度机构调度管辖范围的电化学、压缩空气、飞轮等新型储能电站。本细则所指新型储能为电化学储能电站或储能系统，压缩空气、飞
3、轮等新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的新型储能容量不低于 4MW/1 小时。（三）本细则所称负荷侧并网主体是指能够直接响应调度指令的传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。纳入本细则管理的可调节负荷容量不低于 5MW，向上或向下调节能力不低于 5MW，持续时间不低于 1 小时。第四条第四条新建并网主体应按照 电网运行规则（试行）电网运行准则（GB/T 31464）等要求接入电网，并完成以下相关工作之后开展并网运行考核管理：（一）火力发电机组按火电发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T 5437）要求完成整套启动试运时纳入。
4、（二）水力发电机组按 水电工程验收规程（NB/T 35048）、抽蓄机组按照可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程（GB/T18482）要求完成负荷连续运行时纳入。（三）风力发电场、光伏发电站分别按风力发电场项目建设工程验收规程（GB/T 31997）、光伏发电工程验收规范（GB/T 50796）完成工程验收，第一台风机或逆变器并入电网时纳入。（四）电化学储能电站按照电化学储能电站并网运行与 3 控制技术规范（DL/T 2246.12246.9）、参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范（DL/T 2313）要求，自第一台PCS 并入电网时纳入。电源侧、负荷侧电化学储能经所在电源侧、负荷侧法人同意并
5、具备相关条件，可以在电源侧、负荷侧独立出来，按照公用电化学储能方式参与并网运行考核。（五）可调节负荷按照可调节负荷并网运行与控制技术规范（DL/T 2473.12473.13）要求完成接入电网时纳入。（六）其它并网主体原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。（七）电源侧、负荷侧电化学储能电站以及可调节负荷参与辅助服务补偿和并网运行考核应具备的相关条件以及退出条件由省级以上电力调度机构制定，并报相关能源监管机构。（八）若相关标准、规程、规范进行了更新修编或调整，参照最新标准执行。第五条第五条并网主体并网运行管理应遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，贯彻“安全第一、预防为主、综
6、合治理”的方针，实行“统一调度、分级管理”，坚持“公开、公平、公正”的原则。第六条第六条能源监管机构依法对并网主体并网运行管理及考核情况实施监管；电力调度机构按照调度管辖范围具体实施并网主体的并网运行管理工作；电力交易机构负责披露并网运行考核返还结果，出具结算依据；电网企业负责对并网运行管理费用进行结算。4 第二章第二章并网运行管理并网运行管理第一节第一节运行管理运行管理第七条第七条电力调度机构应按其调度管辖范围负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调,按照有关规定组织制定电力调度管理规程和涉及电网运行的接口技术规范，并报能源监管机构备案后施行。并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律法规、
7、标准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程，共同维护电力系统安全稳定运行。第八条第八条并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照国家能源局和国家市场监督管理总局印发的并网调度协议示范文本 电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）新能源场站并网调度协议示范文本 购售电合同等示范文本及时签订并网调度协议和购售电合同，按能源监管机构要求备案，无协议（合同）不得并网运行。双方达不成协议的，由能源监管机构协调。第九条第九条发电侧并网主体涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统和一次调频控制系统
8、、二次调频、调压、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等，运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求，发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量1小时的标准进行考核。有关运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合国家、行业等有关规定和具体要求，5 发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量1 小时的标准进行考核。新型储能和可调节负荷的运行管理应满足国家法律法规、国家和行业标准及电网稳定性要求，发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量1 小时的标准进行考核。新型储能和可调节负荷应确保涉网一、二次设备满足电力系统安
9、全稳定运行及有关国家、行业标准的要求，发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量1 小时的标准进行考核。第十条第十条电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；并网主体应落实电力调度机构制定的反事故措施。对并网主体一、二次设备中存在影响电力系统安全运行的问题，并网主体应与电力调度机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完成。对于未按期完成整改的并网主体，每次按全厂额定容量1 小时计为考核电量；造成事故事件后果的，每次按全厂额定容量5 小时的标准进行考核。当发生电力安全事故（事件）时，在未获得电力调度机构允许前，有关并网主体不得并网运行。第十一条第十一条电力调度机构应制定防
10、止电网大面积停电事故预案，合理设置黑启动电源，制定黑启动方案，还应针对电网方式变化和特点组织电网联合反事故演习和实施必要的黑启动试验。并网主体要按照所在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；要制定可靠完善的保厂用电措施、全厂停电事故处理预案和内部黑启动方案，报电力调度机构备案；并根据电力调度机构的要求参加电网联合反事 6 故演习。对于未按期制定事故处理预案的并网主体，每逾期一天，按额定容量1 小时计为考核电量，月累计考核电量不超过并网主体当月上网电量的 1%；对于无故不参加电网联合反事故演习的并网主体，按额定容量2 小时计为考核电量。第十二条第十二条电力调度机构确定为
11、黑启动的并网主体，因并网主体自身原因不能提供黑启动时（不含计划检修），应及时向电力调度机构汇报，无法提供黑启动服务期间，按每小时 1MWh计为考核电量，最大考核费用不超过该并网主体年度黑启动辅助服务补偿费用的 2 倍。电力调度机构检查发现并网主体不具备黑启动能力且隐瞒不报的，无法提供黑启动服务期间，相应月度不予以补偿并按每小时 2MWh 计为考核电量，直至机组具备黑启动能力。电力调度机构对提供黑启动的并网主体每年做一次黑启动测试试验。指定提供黑启动的机组在被调用时（含测试试验），无法达到合同约定的技术标准，当年不予以补偿，退回本年获得的全部黑启动辅助服务补偿费用，并按该并网主体 24 个月的黑
12、启动辅助服务补偿费用予以考核。第十三条第十三条 并网主体发生事故，继电保护或安全自动装置动作后，并网主体应积极配合，并提供所需的保护及安控装置动作报告、故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。不能在 2 小时内向电力调度机构报告并提供完整的保护动作报告等相关数据而影响电网事故处理的，每次按 100MWh 计为考核电量。并网主体拒绝配合，或者提供虚假材料、隐瞒保护误动、拒动事实的，按额定容量（机组之间通过母线和联变实现电气 7 连接为一个并网主体）2 小时计为考核电量。第十四条第十四条并网主体运行应严格服从电力调度机构的指挥，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。接受调度指
13、令的并网主体值班人员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电力调度机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。（一）发电侧并网主体出现下列情况之一者，每次视情节计算考核电量（单次考核电量不超过 1000MWh），并报能源监管机构备案。1.不执行或无故拖延执行调度指令，按全厂额定容量1.5小时计为考核电量。2.在调度管辖设备上发生误操作事故，未在 2 小时内向电力调度机构汇报事故经过或谎报，按全厂额定容量1.5 小时计为考核电量。3.未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态，以及与电网安全稳定运行有关的机
14、组调速系统和一次调频控制系统、励磁系统（包括 PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC、相量测量装置（PMU）、继电保护装置、安全防护设备等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外），按全厂额定容量1 小时计为考核电量。4.风电场、光伏电站因频率、电压、电流等电气保护及继电保护或安全自动装置动作等导致解列的风电机组或光伏逆变 8 器，不得擅自启动并网，未经电力调度机构值班调度员同意擅自并网的，每次按照全场（站）额定容量5 小时计为考核电量。5.光伏电站、风电场集电线系统故障应能快速切除，不符合要求的，每次按全场（站）额定容量1 小时的标准进行考核。6.调度管辖设备发
15、生事故或异常，10 分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报），按全厂额定容量0.5 小时计为考核电量。7.未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，按全厂额定容量0.5 小时计为考核电量。8.未如实向电力调度机构反映设备运行状态或运行信息，按全厂额定容量0.2 小时计为考核电量。（二）新型储能出现下列情况之一者，按以下标准进行考核。1.不执行或无故拖延执行调度指令，每次按额定容量1 小时的标准进行考核。2.未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，每次按额定容量0.3 小时的标准进行考核。3.未如实向电力调度机构反映一、二次设备运行情况或向电力调度机构错误传送
16、设备实时信息，每次按额定容量0.3 小时的标准进行考核；导致延误处理的，每次按额定容量0.5 小时的标准进行考核。4.未经电力调度机构允许，擅自操作调度管辖的一、二次设备，擅自改变一、二次设备运行状态或参数，每次按额定容量0.5 小时的标准进行考核。9 5.在调度管辖设备上发生误操作，未造成后果且未在 2 小时内向电力调度机构汇报事故经过或谎报的，每次按额定容量1小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量5 小时的标准进行考核。6.其他依据有关法律、法规及规程规定认定属于违反调度纪律的事项，未造成后果的，每次按额定容量1 小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量5 小时的标准进行考核
17、。第十五条第十五条并网主体应严格执行电力调度机构下达的日发电计划曲线（含修正），电力调度机构修改发电调度计划曲线应提前（火电、水电、新能源、抽水蓄能提前 5 分钟）通知并网主体（紧急情况除外）。电力调度机构对日发电能力曲线考核按照正常运行时期和重点保供时期(每年的 1、7、8、12 月及其它重要保电时期)分别进行考核，其中重点保供时期进行双倍考核。其它重要保电时期应提前向能源监管机构备案，并提前向并网主体公示(下同)。计划曲线考核取每 5 分钟整点值计算。（一）频率正常时1水电、火电、燃机在频率高于 49.90Hz（四川为 49.93Hz）且低于 50.10Hz（四川为 50.07Hz）的情况
18、下，如果:02%2max）（，计划实际计划MWPPP，则考核。式中：计划P为计划有功出力；实际P为实际有功出力。即实际出力允许偏差范围为日发电调度计划曲线2%，当日发电计划小于 100MW 时，允许偏差范围为 2MW。其中四川 10 当日发电计划小于 50MW 时，水电允许偏差范围为 1MW。考核电量为：)(60/5(2%,2max2MWhMWPPPW计划实际计划考核2新能源对出力受限时段风电场、光伏电站的日发电计划曲线进行考核。出力受限时段风电场、光伏电站实发电力应不超负荷指令电力的 2%（当负荷指令小于 25MW 时，允许偏差范围为0.5MW），实发电力超出负荷指令允许偏差范围时，按超出电
19、力部分积分电量的 2 倍统计为考核电量。3.抽水蓄能对抽水蓄能的日发、储电计划曲线进行考核。实发、储电电力不应超负荷指令电力的 2%（当负荷指令小于 25MW 时，允许偏差范围为 0.5MW），实发、实储电力超过负荷指令允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按 2 倍统计为考核电量。（二）频率异常时当频率在 49.90 Hz（四川为 49.93Hz）及以下时，低于有功计划曲线而少发电量，按 4 倍计为考核电量。当频率在 50.10Hz（四川为 50.07Hz）及以上时，超过有功计划曲线而多发电量，按 4 倍计为考核电量。考核电量为：)(60/54MWhPPW实际计划考核注:频率异常时，偏离计划
20、曲线不再设置 2%的死区，即只要有与频率变化同向的偏离按偏差电量的 4 倍考核。（三）免于考核情况 11 1.电力调度机构调整负荷曲线后，发电侧并网主体 5 分钟内免除发/用电计划考核。2.火电机组开停机过程中出力不足额定容量的 50%，水电厂全厂出力计划低于最大单机最低振动区上限。3.AGC 投入运行期间出现的偏差（跟踪计划模式除外）。4.机组发生非计划停运导致偏离发电计划曲线时，已经纳入非计划停运考核后，不再进行曲线偏差考核。5.根据电网运行需要，机组按照调度指令紧急调整出力时。第十六条第十六条 电力调度机构对新型储能日调度计划曲线执行偏差进行统计和考核。（一）新型储能于当日 11:00
21、前申报下一日充放电需求曲线，如未按时申报，则下一日最高可调出力默认为当前最高可调出力，电力调度机构于当日的 20:00 前发布次日充放电计划曲线。新型储能日前信息上报率按月进行统计、考核，上报率应达到 100%，每降低 1 个百分点，按额定容量0.1 小时的标准考核。1.频率正常时对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核。实际充、放电力不应超负荷指令电力的 2%（当负荷指令小于 25MW 时，允许偏差范围为 0.5MW），实际充、放电力超过负荷指令允许偏差范围时，按超出部分电力积分电量的 2 倍统计为考核电量。2.频率异常时当频率在 49.90 Hz（四川为 49.93Hz）及以下时，或当频率
22、12 在 50.10Hz（四川为 50.07Hz）及以上时，对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核。实际充、放电力超过负荷指令时，按超出部分电力积分电量的 4 倍统计为考核电量。（二）新型储能如有以下情况之一，可豁免调度计划曲线考核：1.调度机构下达调度计划曲线 5 分钟内。2.下达的调度计划曲线超出新型储能申报的可调节范围。3.执行 AGC 期间。4.非自身原因造成的考核。第十七条第十七条 可调节负荷应具备就地和调度端远方的连续可调节功率控制能力（可中断负荷应具备远方实时开断控制），应符合相应的负荷调节响应速率、响应时间等要求。（一）可调节负荷计划调节曲线执行偏差考核。可调节负荷被调用时段内
23、，电力调度机构以 15 分钟为一个时段开展执行效果评价，计算计划调节曲线执行偏差t。计算公式为：tt,t,t,PP/P 实际调节计划调节计划调节其中，Pt,实际调节为可调节负荷在 t 时刻的实际调节容量，即 t时刻的实际功率与基准功率之间的差值，Pt,计划调节为可调节负荷在 t 时刻的计划调节容量。为允许执行偏差率，取为 30%，对于实际调节容量小于计划调节容量且t的时段，执行计划调节曲线执行偏差考核，若 Pt,计划调节为 0，则t为 0。计划调节曲线执行偏差考核电量 Q计划调节曲线执行偏差考核电量的计算公式如下。13(1h 4)tt,t,tQPP/（）实际调节计划调节曲线执行偏差考核电量计划
24、调节（二）可调节负荷计划调节曲线执行偏差考核豁免条件：1.电力调度机构下达的计划调节曲线变动率超出可调节负荷申报的调节能力范围。2.其他非并网主体自身原因导致的偏差。第十八条第十八条电力调度机构对风电场、光伏电站功率预测结果按日进行统计、按月进行考核，发电受限时段、经电力调度机构批准同意的功率预测相关系统检修期间功率预测结果不计入考核。（一）日前功率预测1风电场次日 0-24h 日前功率预测月平均准确率应大于等于 83%，小于 83%时按以下公式考核：日前月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月考核电量=（83%日前月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月
25、上网电量的 2%。式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PPi为 i 时刻的日前功率预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为风电场额定容量。2.光伏电站次日 0-24h 日前功率预测月平均准确率应大于等于 85%，小于 85%时按以下公式考核：14 日前月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月考核电量=（85%日前月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PPi为 i 时刻的功率预测值，Cap 为光伏电站可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为光伏电站额定容量。（二）超短期功率预测1
26、 风电场超短期功率预测第 4 小时的月平均准确率应大于等于 87%，小于 87%时按以下公式考核：超短期月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月考核电量=（87%超短期月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PPi为超短期功率预测第 4小时（i 时刻）的预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为风电场额定容量。2 光伏电站超短期功率预测第 4 小时的月平均准确率应大于等于 90%，小于 90%时按以下公式考核：超短期月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月
27、考核电量=（90%超短期月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。15 式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PPi为超短期功率预测第 4小时（i 时刻）预测值，Cap 为光伏电站可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为光伏电站额定容量。（三）中期功率预测1风电场中期功率预测第十日（第 217h-240h）的月平均准确率应大于等于 70%，小于 70%时按以下公式考核：中期月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月考核电量=（70%中期月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PP
28、i为中期功率预测第 10天（i 时刻）的预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为风电场额定容量。2光伏电站中期功率预测第十日（第 217h-240h）的月平均准确率应大于等于 75%，小于 75%时按以下公式考核：中期月平均准确率=（nCapPPniPiMi12)(1）100%其当月考核电量=（75%中期月平均准确率）Pn1（小时），考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。式中：PMi为 i 时刻的实际功率，PPi为中期功率预测第 10天（i 时刻）预测值，Cap 为光伏电站可用容量，n 为发电时段样本个数，Pn为光伏电站额定容量。第十九条第十九条电力调度机构对燃煤、燃
29、气、水电机组发电能 16 力考核按照正常运行时期和重点保供时期（每年的 1、7、8、12月及其它重要保电时期）分别进行考核，其中重点保供时期进行双倍考核。其它重要保电时期应提前向能源监管机构备案，并提前向发电侧并网主体公示。（一）第一类发电能力考核：发电厂应每日向电力调度机构申报次日机组的可调出力上限和下限，当出现机组申报出力上限低于机组额定出力(水电为当前水头下的机组技术允许出力)或机组申报出力下限高于机组基本调峰能力下限的情况（含抽水蓄能机组发电工况，下同），即认定为机组基本调峰能力下降。在机组基本调峰能力下降期间，每天考核电量为：2minmin1maxmax11小时小时PPPP式中：ma
30、xP为机组额定出力上限（MW）；maxP为机组申报出力上限（MW）；minP为机组基本调峰能力下限（MW）；minP为机组申报出力下限（MW）；1、2为基本调峰的考核系数，1=0.5，2=0.5。若电厂未向电力调度机构申报次日机组的可调出力上限和下限，按照机组申报出力上限为 0、机组申报出力下限为机组额定容量、1取 4、2取 4 对其进行考核。（二）第二类发电能力考核：在机组申报出力范围内，如果机组不能按调度指令提供基本调峰能力，即当日机组实际出力最高值低于该时段调度指令最高值，机组实际出力最低值高于该时段调度指令所要求的基本调峰出力最低值，则当日的考核电量为：17 42231188小时小时P
31、PPP式中：1P为当日调度指令出力最高值（MW）；1P为当日机组实际出力最高值（MW）；2P为当日调度指令所要求的基本调峰出力最低值（MW）；2P为当日机组实际出力最低值（MW）；3、4为基本调峰的考核系数，3=0.5，4=0.5。（三）第三类发电能力考核：调度机构抽查过程中，如果电厂实际最大发电能力无法达到申报的可调出力上限，实际最小发电能力无法达到申报的可调出力下限，则当日的考核电量为：6225112424小时小时PPPP式中：1P为机组申报出力上限（MW）；1P为当日机组实际出力最高值（MW）；2P为机组申报出力下限（MW）；2P为当日机组实际出力最低值（MW）；5、6为基本调峰的考核系
32、数，5=0.5，6=0.5。因检修、网络约束等原因受限情况除外。第二十条第二十条 新型储能性能指标应达到额定功率、额定能量，电力调度机构按日统计各类储能功率可用率（功率可用）和能量可用率（能量可用）。（一）新型储能充电时1.功率可用率应大于 90%，低于 90%时，按以下公式考核：100%NCPP可用功率可用 18 功率可用率日考核电量=（90%-功率可用）NCP1（小时）其中：P可用为新型储能当日最大可用功率；NCP为新型储能额定功率。2.能量可用率应大于 90%，低于 90%时，按以下公式考核：100%NCSS可用能量可用能量可用率日考核电量=（90%-能量可用）NCP1（小时）其中：S可
33、用为新型储能当日最大可用能量；NCS为新型储能额定能量。（二）新型储能放电时1.功率可用率应大于 80%，低于 80%时，按以下公式考核：100%NCPP可用功率可用功率可用率日考核电量=（80%-功率可用）NCP1（小时）其中：P可用为新型储能当日最大可用功率；NCP为新型储能额定功率。2.能量可用率应大于 80%，低于 80%时，按以下公式考核：100%NCSS可用能量可用能量可用率日考核电量=（80%-能量可用）NCP1（小时）其中：S可用为新型储能当日最大可用能量；NCS为新型储能额定能量。（三）新型储能功率可用率和能量可用率按日进行统计，按月进行考核，月度累计考核电量的最大值不超过全
34、场站当月上网电量的 2%。在计算功率可用率、能量可用率时，扣除因计 19 划检修和保证设备安全导致的可用率降低的情况。新型储能功率或能量可用率低于额定值 70%时，则每月按NCP5 小时进行考核。第二十一条第二十一条 并网主体（接入 35kV 及以上电压等级电力系统的火电、燃机、水电、风电、光伏、新型储能等）应具备一次调频功能。（一）未具备功能考核发电侧并网主体、新型储能未具备一次调频功能，月考核计算公式为：考核电量 FW考核T考核Pn式中,W考核为一次调频考核系数,新能源、新型储能为 3，其它类型并网主体为 1；T考核为 2 小时，Pn为并网主体额定容量（详见附件 2）。（二）功能投入情况考
35、核发电侧并网主体、新型储能应投入一次调频功能，不得擅自退出一次调频功能。一次调频功能未投运，月考核计算公式为：考核电量 FW考核T0Pn式中,W考核为一次调频考核系数，新能源、新型储能为 1%，其它发电侧并网主体为 2%；T0为一次调频当月未投运小时数（经调度确认的合理退出时间段可不统计），Pn为并网主体额定容量（详见附件 2）。（三）性能考核对 40 兆瓦及以上的水电（含抽蓄）、80 兆瓦及以上的火电 20 及燃机、20 兆瓦及以上的风电场、20 兆瓦及以上的集中式光伏电站、20 兆瓦/1 小时及以上的新型储能实施一次调频性能考核。在电网频率超过并网主体一次调频死区（fsq）及发生扰动期间进
36、行一次调频性能考核时，原则上具体以电力调度机构 PMU数据计算结果为准，并网主体 PMU 相关信号具备对应接入条件。并网主体一次调频性能考核包括 K 贡献率指数、响应滞后时间 T 指数以及调节精度 T 指数（详见附件 2）。每项考核包括小扰动考核、大扰动考核以及模拟扰动考核，其中电网最大频率偏差0.08Hz 为小扰动（川渝0.1Hz），电网最大频率偏差0.08Hz 为大扰动（川渝0.1Hz），频率偏差模拟扰动范围为0.08Hz0.183Hz。1小扰动考核考核电量 F1死区系数（APnN1）式中：若fsq0.04Hz，死区系数取 1；若fsq0.04Hz，死区系数取 3。A 为 0.03 小时，
37、N1为小扰动下的不合格次数，Pn为并网主体额定容量（详见附件 2），并网主体月考核电量不超过Pn10 小时。2大扰动考核考核电量 F2死区系数（BPnN2）式中:若fsq0.04Hz，死区系数取 1；若fsq0.04Hz，死区系数取 2。B 为 0.35 小时，N2为大扰动下的不合格次数，Pn为并网主体额定容量（详见附件 2）。3模拟扰动考核电力调度机构应定期通过一次调频主动在线测试系统对并 21 网主体进行模拟电网频率扰动测试，验证并网主体的大扰动调频性能是否满足电网安全稳定运行要求。测试不合格的并网主体参照大扰动考核办法进行考核（详见附件）。测试应采取随机方式对电力系统所在控制区并网主体进
38、行抽查，测试周期内的选取应不重复。模拟扰动测试前须检查各项安全允许条件，测试过程中应保障被测并网主体安全稳定运行。并网主体一次调频主动在线功能未经电力调度机构同意不可擅自退出，测试期间所造成并网主体的 AGC、电网实际一次调频相关考核应免考。（四）调频动作正确性在调频有效动作事件内，若fsq0.04Hz 的并网主体的一次调频动作信号未触发或有功功率未向正确的调频方向开始变化，并网主体当月调频动作正确率小于 85%，每次考核电量：FT考核Pn式中，T考核为 0.15 小时，Pn为并网主体额定容量（详见附件）。（五）传送虚假信号发电侧并网主体、新型储能传送虚假一次调频投运、调频动作、模拟扰动等相关
39、信号的，一经发现，取消当月相关补偿，并每次考核电量：FT考核Pn式中，T考核为 1 小时，Pn为并网主体额定容量（详见附件）。（六）特殊考核情况1.并网主体实际出力较低时（P火电0.3Pn、P水电、P新能源 22 0.2Pn）性能免考核，当 P火电0.35Pn时，一次调频减出力性能免考核。2.当一次调频与 AGC 指令同时存在且同向时，造成并网主体一次调频调节精度 T 指数不合格，性能免考核。3.新能源发电出力已达最大值，一次调频增出力性能免考核。4.新型储能系统已达到当前最大可充或可放功率时，一次调频减出力或增出力性能免考。第二十二条第二十二条 单机容量 100 兆瓦及以上火电和燃机、单机容
40、量 40 兆瓦及以上水电机组（含抽蓄）、容量 20 兆瓦及以上的风电场及光伏电站、容量 4 兆瓦/1 小时及以上的新型储能应具有AGC 功能。并网主体 AGC 的投运率和调节速率、调节精度、响应时间等应满足要求。加装 AGC 设备的并网主体应保证其正常运行，不得擅自退出其功能。对并网主体提供 AGC 服务的考核内容，包括：AGC 的投运率、调节性能等。（一）未具备功能考核并网主体未具备 AGC 功能，月考核计算公式为：考核电量 FT考核Pn式中，T考核为 8 小时，Pn为并网主体容量（详见表 1）。（二）投运率考核具备 AGC 功能的并网主体，应按调度指令要求投入 AGC。AGC 的月投运率（
41、可用率）须达到 95%及以上，每低于 1 个百分点（含不足一个百分点），每次计考核电量 30MWh。经电力 23 调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。（三）性能指标要求及考核并网主体运行期间每次响应 AGC 控制指令时，从调节速度、调节精度、响应时间三个方面对并网主体响应 AGC 指令后的动作情况进行评价衡量，具体如下。1调节速度性能指标 K1指并网主体响应 AGC 控制指令的速率，计算公式如下：)()()(01PPabsTPabsPPTPkzzz其中:P 为调节过程实际出力（MW）；zP为调节过程最终指令-初始出力（MW）；P为实际调节过程中的调节幅度（MW）；T为实际调节过程的调节时
42、间（s）；zP为调节过程中任意一点的指令，P为该点对应的实际出力，)()(PPabsPPPzz小于 0，该调节过程为反调节；大于 0，该调节过程为正调节（调节过程定义详见附件 1）。调节过程计算参数 T0计算公式为：01060VPabsTTZT1：调节补偿时间，火电：取 020 秒；燃机：取 010秒、水电（含抽蓄）：取 05 秒；其它类型（包括火储、新型储能、风电、光伏）：取 05 秒。0V：机组升降速率（对应表 1、表 2 数据要求，管理系统对电厂机组类型进行分类设置，单位：MW/min）。24 并网主体标准速度0V按照行业现行标准有关规定执行：表表 1各类型并网主体容量各类型并网主体容量
43、 Pn定义定义并网主体类型并网主体类型并网主体容量并网主体容量 Pn火电、燃机单机/全厂并网机组额定容量火储单机/全厂并网机组额定容量+储能额定容量水电水头对应最大单机/全厂并网机组最大出力新型储能储能额定容量风电、光伏场站并网额定容量可调节负荷最大可调节容量表表 2火电、燃机火电、燃机 AGC 调节性能要求调节性能要求额定容量额定容量调节范围下限调节范围下限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量（容量 Pn的百分数的百分数）标准标准调节速率调节速率 V0100（含）300 MW50%100%1.2%Pn/min300（含）600 MW50%100%1.5%Pn/
44、min（直吹式制粉系统机组为 1.2%Pn/min）600 MW 及以上50%100%1.5%Pn/min（直吹式制粉系统机组为 1.2%Pn/min）火电全厂方式50%100%1.5%Pn/min（直吹式制粉系统机组为 1.2%Pn/min）燃机50%100%4%Pn/min表表 3火电单独配置优化控制（外挂）系统火电单独配置优化控制（外挂）系统AGC 调节性能要求调节性能要求额定容量额定容量调节范围下限调节范围下限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）标准标准调节速率调节速率 V0100（含）300 MW50%100%1.5%P
45、n/min300（含）600 MW50%100%1.5%Pn/min600 MW 及以上50%100%1.5%Pn/min火电全厂方式50%100%1.5%Pn/min 25 机组/电厂单独配置优化控制（外挂）系统适用于：火力发电机组常规控制系统配套使用的单独优化 AGC 控制系统的产品配置与技术应用,并满足电力监控系统网络安全防护（GB/T36572）要求。表表 4火储火储 AGC 调节性能要求调节性能要求额定容量额定容量调节范围下限调节范围下限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）标准标准调节速率调节速率 V0100（含）300
46、 MW66%100%2.5%Pn/min300（含）600 MW50%100%2.5%Pn/min600 MW 及以上50%100%2.5%Pn/min火电全厂方式50%100%2.5%Pn/min表表 5水电水电 AGC 调节性能要求调节性能要求调节形式调节形式调节范围下限调节范围下限（容量容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量容量 Pn的百分数）的百分数）标准调节速率标准调节速率 V0全厂方式最低振动区上限100%50%Pn/min单机方式最低振动区上限100%50%Pn/min转桨式机组最低振动区上限100%40%Pn/min转桨式电厂最低振动区上限100%40%P
47、n/min注：根据电网安全稳定需求，四川全厂方式标准调节速率 V0为 5%20%Pn/min表表 6新型储能新型储能 AGC 调节性能要求调节性能要求调节形式调节形式调节范围下限调节范围下限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）标准标准调节速率调节速率 V0新型储能-100%100%100%Pn/3s表表 7风电场、光伏电站风电场、光伏电站 AGC 调节性能要求调节性能要求调节形式调节形式调节范围下限调节范围下限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）调节范围上限调节范围上限（容量（容量 Pn的百分数）的百分数）标准调节速率标准调节速
48、率 V0全厂方式20%/100%30%Pn/min 26 2调节精度性能指标 K2其中，e 为调节过程调节精度。调节精度算法统计机组有功首次进入调节死区前后的 N 个机组出力点与指令的差值和机组额定容量的比值的平均值，若因新的指令原因，导致本次调节过程不能继续保持，则相应取两个点的均值，若仍然取不到，则取首次进入死区点的比值。NPPPabseNiniZ1/)(（1N6）机组指令及机组有功按照 5 秒的间隔存储。3响应时间性能指标 K3调度主站系统指令发出后，AGC 调频单元在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。即：t=TETS其中：t 是并网主体调节的实际响应时间；
49、TN是并网主体标准响应时间；TS和 TE分别是并网主体调节开始和跨出与调节方向一致的调节死区的时刻。响应时间的单位为秒。并网主体标准响应时间 TN按以下标准执行：表表 8各类型并网主体各类型并网主体 AGC 标准响应时间标准响应时间NNNTtTttTK,1,/3 27 机组类型机组类型标准响应时间（标准响应时间（TN）火电、火储、燃机60 秒水电10 秒新型储能、风电、光伏2 秒4调节死区表表 9各类型并网主体各类型并网主体 AGC 调节死区调节死区机组类型机组类型调节死区调节死区火电、火储Pn（最大单机）0.5%水电（单机/全厂）Pn（最大单机）200MW：2MWPn（最大单机）200MW：
50、Pn1%新型储能、风电、光伏Pn200MW：2MWPn200MW：Pn1%可调节负荷Pn1.5%5AGC 指令调节死区表表 10各类型并网主体各类型并网主体 AGC 指令调节死区指令调节死区机组类型机组类型AGC 指令调节死区指令调节死区火电、火储Pn（最大单机）（0.60.9）%水电（单机/全厂）Pn（最大单机）200MW：2.4MWPn（最大单机）200MW：Pn1.2%新型储能、风电、光伏Pn200MW：2.4MWPn200MW：Pn1.2%可调节负荷Pn2%6综合性能指标：k=k1k2k3其中：k 为并网主体的综合性能指标。暂定上限值为 2，后期视运行情况调整。7性能指标分项考核并网主