華中區域發電廠并網運行管理實施細則.pdf

1 華中區域發電廠并網運行管理實施細則 第一章 總 則 第一條 為保障電力系統安全、優質、經濟運行，維護電力 企業的合法權益，根據發電廠并網運行管理規定 （電監市場 [2006]42號） 、 國家能源局關于印發的通知 （國能發監管﹝2017﹞67 號）和國 家有關法律法規、行業標準，結合華中電力系統的實際情況，制 定本細則。 第二條 本細則適用于華中區域河南省、湖北省、湖南省、 江西省、四川省、重慶市省級及以上電力調度機構調度管轄的并 網發電廠。西藏自治區發電廠并網運行管理實施細則另行制訂。 地縣級電力調度機構轄的發電廠納入適用范圍由省級電力 調度機構報相應能源監管機構批準。 電網企業所屬電廠參與考核，不參與結算。 本細則所稱發電廠包括火力發電廠 （含燃煤電廠、 燃氣電廠、 燃油電廠、生物質電站） 、水力發電廠、風力發電場、光伏電站、 電化學儲能電站等電廠。 2 第三條 新建發電機組完成以下工作之后的當月開展并網 運行考核及結算 （一）火力發電機組按火電發電建設工程啟動試運及驗收 規程 （DL/T 5437-2009）要求完成整套啟動試運時納入。 （二）水力發電機組按水電工程驗收規程 （NB/T 35048-2015）要求完成負荷連續運行時納入。 （三）風力發電場、光伏發電站分別按風力發電場項目建 設工程驗收規程 （GB/T 31997-2015） 、 光伏發電工程驗收規范 （GB/T 50796-2012）完成工程驗收，第一臺風電機組或逆變器 并入電網時納入。 （四） 其它發電機組原則上自基建調試完成交付生產運行之 日納入。 第四條 發電廠并網運行管理應遵循電力系統客觀規律和 建立社會主義市場經濟體制的要求， 貫徹 “安全第一、 預防為主、 綜合治理”的方針，實行“統一調度、分級管理”，堅持“公開、 公平、公正”的原則。 第五條 電力調度機構按照調度管轄范圍具體實施發電廠 的并網運行管理工作。 能源監管機構依法對發電廠并網運行管理 及考核情況實施監管。 3 第二章 運行管 理 第一節 安全管 理 第六條 電力調度機構應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。電網企業、并網發電廠、電力 用戶有義務共同維護電力系統安全穩定運行。 第七條 并網發電廠應嚴格遵守國家法律法規、國家標準、 電力行業標準及所在電網的電力調度規程。 第八條 并網發電廠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、調度自動化、勵磁系統及電力系統穩 定器（PSS）裝置、調速系統、高壓側或升壓站電氣設備等運行 和檢修安全管理制度、操作票和工作票制度等，應符合能源監管 機構及所在電網有關安全管理的規定。 第九條 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；并網發電廠應落實電力調度機構制 定的反事故措施。對并網發電廠一、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 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電廠全廠當月上網電量的1。 第十條 電力調度機構應制定防止電網大面積停電事故預 4 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 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的發電廠， 因電廠原因不能提供 黑啟動時（不含計劃檢修） ，電廠應及時向電力調度機構匯報， 無法提供黑啟動服務期間，按每小時 1MWh 計為考核電量，最大 考核費用不超過該廠年度黑啟動輔助服務補償費用的2 倍。 電力調度機構檢查發現電廠不具備黑啟動能力， 而電廠隱瞞 不報的，無法提供黑啟動服務期間，相應月度不予以補償并按每 小時2MWh計為考核電量，直至機組具備黑啟動能力。 電力調度機構對提供黑啟動的并網發電機組每年做一次黑 啟動測試試驗。指定提供黑啟動的機組在被調用時（含測試試 驗） ，無法達到合同約定的技術標準，當年不予以補償，退回本 5 年獲得的全部黑啟動輔助服務補償費用，并按 24 個月的月度輔 助服務補償費用予以考核。 第十一條 并網發電廠發生事故， 繼電保護或安全自動裝置 動作后，并網發電廠應積極配合，并提供所需的保護及安控裝置 動作報告、故障錄波數據、事故時運行狀態和有關數據資料。不 能在 2 小時內向電力調度機構報告并提供完整的保護動作報告 等相關數據而影響電網事故處理的，每次按 100MWh 計為考核電 量。并網發電廠拒絕配合，或者提供虛假材料、隱瞞保護誤動、 拒動事實的，按全廠額定容量（機組之間通過母線和聯變實現電 氣連接為一個電廠）2 小時計為考核電量。 第二節 調度管 理 第十二條 并網發電廠應在機組并網前， 與電網企業簽訂并 網調度協議，不得無協議并網運行。并網調度協議由并網發電廠 和電網企業根據平等互利、 協商一致和確保電力系統安全運行的 原則，參照原國家電監會和國家工商總局印發的并網調度協議 （示范文本） 簽訂，協議簽訂后按能源監管機構要求備案。雙 方達不成協議的，由能源監管機構協調。 第十三條 并網發電廠運行應嚴格服從電力調度機構的指 揮，迅速、準確執行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執 6 行。 接受調度指令的并網發電廠值班人員認為執行調度指令將危 及人身、設備或系統安全的，應立即向發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。 并網發電廠出現下列情況之一者， 每次視情節計算考核電量 （單次考核電量不超過1000MWh） ，并報能源監管機構備案。 （一）不執行或無故拖延執行調度指令，按全廠額定容量 1 小時計為考核電量。 （二）在調度管轄設備上發生誤操作事故，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。 （三） 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， 以及與電網安全穩定運行有關的機組調速系統 （包括一次調頻） 、勵磁系統（包括PSS） 、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小時計為考核電量。 （四）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 7 容量5 小時計為考核電量。 （五）調度管轄設備發生事故或異常，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。 （六）未如實向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小時計為考核電量。 （七）未如實向電力調度機構反映設備運行狀態或運行信 息，按全廠額定容量0.2小時計為考核電量。 第十四條 并網發電廠應嚴格執行電力調度機構下達的日 發電計劃曲線（含修正） ，電力調度機構修改發電調度計劃曲線 應提前（火電提前 15 分鐘、水電和新能源提前 5 分鐘）通知并 網發電廠（緊急情況除外） 。 計劃曲線考核取每5 分鐘整點值計算。 （一）頻率正常時 1．水電、火電機組 在頻率高于49.90Hz且低于50.10Hz的情況下，如果 { } 0 2 2 max ） （ ， － － 計劃 實際 計劃 MW P P P ，則考核。 式中 計劃 P 為計劃有功出力； 實際 P 為實際有功出力。 即實際出力允許偏差范圍為日發電調度計劃曲線2，當 日 發電計劃小于100MW時，允許偏差范圍為2MW。 8 考核電量為 { } 60 / 5 2 , 2 max 2 MWh MW P P P W 計劃 實際 計劃 考核 － － ＝ 2．新能源 對出力受限時段風電場、 光伏電站的日發電計劃曲線進行考 核。出力受限時段風電場、光伏電站實發電力應不超負荷指令電 力的2（當負荷指令小于25MW時，允許偏差范圍為0.5MW）， 實 發電力超出負荷指令允許偏差范圍時， 超標部分電力的積分電量 按2 倍統計為考核電量。 （二）頻率異常時 當頻率在 49.90 Hz 及以下時，低于有功計劃曲線而少發電 量，按 4 倍計為考核電量。當頻率在50.10Hz及以上時，超過有 功計劃曲線而多發電量，按4 倍計為考核電量。 考核電量為 60 / 5 4 MWh P P W 實際 計劃 考核 － ＝ 注頻率異常時，偏離計劃曲線不再設置2的死區，即只要 有與頻率變化同向的偏離按偏差電量的4 倍考核。 （三）免于考核情況 1．電力調度機構調整負荷曲線后，火電15分鐘（水電和新 能源5 分鐘）內免除發電計劃曲線考核。 2．火電機組開停機過程中出力不足額定容量的 50，水電 9 廠全廠出力計劃低于最大單機最低振動區上限。 3． AGC投入運行期間出現的偏差 （跟蹤負荷曲線模式除外） 。 4．機組發生非計劃停運導致偏離發電計劃曲線時，已經納 入非計劃停運考核后，不再進行曲線偏差考核。 5．當出現系統事故，機組按照調度指令緊急調整出力時。 第十五條 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。 （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 日前準確率（ n Cap P P n i Pi Mi ? ? ∑ 1 2 1 ）100 日前準確率日考核電量（80－準確率）PN1（小時） 式中PMi為 i 時刻的實際功率，PPi為 i 時刻的日前功率預 測值，Cap 為風電場可用容量，n 為樣本個數，PN為風電場額定 容量。 2．風電場次日 0-24h 日前預測與實際功率相關性系數應大 于等于0.68，小于 0.68計為一次不合格，每次按照風電場當月 上網電量的 0.1考核。 （本項考核指標各省可根據實際情況選 10 用 ）。 風功率預測相關性系數計算方法如下 相關性系數 [ ] ∑ ∑ ∑ ? ? ? ? n i n i P Pi M Mi n i P Pi M Mi P P P P P P P P r 1 1 2 2 1 式中n 為樣本個數， Mi P 為i 時刻的實測功率， Pi P 為i 時刻 的預測功率， M P 為所有樣本實測功率的平均值， P P 為所有樣本 預測功率的平均值。 3．光伏電站次日 0-24h 日前功率預測準確率應大于等于 85，小于85時按以下公式考核 日前準確率（ n Cap P P n i Pi Mi ? ? ∑ 1 1 ）100 日前準確率日考核電量（85－準確率）PN1.5（小時） 式中PMi為i 時刻的實際功率，PPi為i 時刻的功率預測值， Cap 為光伏電站可用容量，n 為發電時段樣本個數，PN為光伏電 站額定容量。 （二）超短期功率預測 1．風電場超短期功率預測第 4 小時的準確率應大于等于 85，小于85時按以下公式考核 超短期準確率（ n Cap P P n i Pi Mi ? ? ∑ 1 2 1 ）100 11 超短期準確率日考核電量（85－準確率）PN1（小時） 式中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）的預測值，Cap 為風電場可用容量，n 為發電時 段樣本個數，PN為風電場額定容量。 2．光伏電站超短期功率預測第 4 小時的準確率應大于等于 90，小于90時按以下公式考核 超短期準確率（ n Cap P P n i Pi Mi ? ? ∑ 1 1 ）100 超短期預測準確率日考核電量（90－準確率）PN1.5 （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 為發電時 段樣本個數，PN為光伏電站額定容量。 第十六條 對并網機組調峰能力進行考核 （一） 電廠應每日向電力調度機構申報次日機組的可調出力 上限和下限，當出現機組申報出力上限低于機組額定出力（水電 為當前水頭下的機組技術允許出力） 或機組申報出力下限高于機 組基本調峰能力下限的情況，即認定為機組基本調峰能力下降。 在機組基本調峰能力下降期間，每天考核電量為 2 min min 1 max max 1 1 α α ′ ? ′ ? 小時 小時 P P P P 12 式中 max P 為機組額定出力上限（MW）； max P ′ 為機組申報出力上限（MW）； min P 為機組基本調峰能力下限（MW）； min P ′ 為機組申報出力下限（MW）； 1 α 、 2 α 為基本調峰的考核系數， 1 α 0.2， 2 α 0.2。 （二）如果電廠不能按調度指令提供基本調峰能力時，即當 日機組實際出力最高值低于該時段調度指令最高值， 機組實際出 力最低值高于該時段調度指令所要求的基本調峰出力最低值， 則 當日的考核電量為 4 2 2 3 1 1 24 24 α α ′ ? ′ ? 小時 小時 P P P P 式中 1 P為當日調度指令出力最高值（MW）； 1 P ′為當日機組實際出力最高值（MW）； 2 P 為當日調度指令所要求的基本調峰出力最低值（MW）； 2 P ′為當日機組實際出力最低值（MW）； 3 α 、 4 α 為基本調峰的考核系數， 3 α 0.2， 4 α 0.2。 （三） 如果電廠實際最大發電能力無法達到申報的可調出力 上限，實際最小發電能力無法達到申報的可調出力下限，則當日 的考核電量為 6 2 2 5 1 1 24 24 α α ′ ? ′ ? 小時 小時 P P P P 式中 1 P為機組申報出力上限（MW）； 13 1 P ′為當日機組實際出力最高值（MW）； 2 P 為機組申報出力下限（MW）； 2 P ′為當日機組實際出力最低值（MW）； 5 α 、 6 α 為基本調峰的考核系數， 5 α 0.2， 6 α 0.2。 因檢修、網絡約束等原因受限情況除外。 第十七條 并網發電機組（含 30MW 及以上的風電場、30MW 及以上集中式光伏電站）必須具備一次調頻功能。 （一）功能投入情況考核 并網發電機組（新能源場站）應投入一次調頻功能，不得擅 自退出機組的一次調頻功能（200MW及以上的火電機組出力達額 定容量46及以上應保證CCS側和DEH側同時投入一次調頻功能， 允許CCS側一次調頻月累計退出時間 ≯35小時） 。一次調頻功能 未投運，月考核計算方式為 考核電量F＝W 考核T0PN 式中,W 考核為一次調頻考核系數,新能源場站為1， 其它類型 機組為2；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 為并網發電機組或新能源場站并網額定容量 （MW）。 （二）性能考核 對40MW及以上并網水電機組、80MW及以上的其它并網常規 14 發電機組實施一次調頻性能考核， 新能源場站一次調頻性能考核 暫不實施。在電網頻率越過機組一次調頻人工死區（Δfsq）及 發生大擾動期間進行一次調頻性能考核時， 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。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 指數以及穩定時間 T 指數（詳見附件） 。每項考核包括 小擾動考核、大擾動考核以及模擬擾動考核，其中電網最大頻率 偏差＜0.08Hz 為小擾動（川渝＜0.1Hz） ，電網最大頻率偏差≥ 0.08Hz 為大擾動（川渝≥0.1Hz） ，頻率偏差模擬擾動范圍為 0.08Hz～0.183Hz。 1．小擾動考核 考核電量F1＝C 考核δ死區系數（APNN1） （Q 合格率＜60，C 考核取 3；60≤Q 合格率＜75，C 考核取 1；75 ≤Q 合格率＜80，C 考核取 0.7；80≤Q 合格率＜90，C 考核取 0.4；90 ≤Q 合格率＜100，C 考核取0） 式中若Δfsq＜0.04Hz，δ死區系數取1；若Δfsq≥0.04Hz， δ死區系數取 2。PN為機組額定容量（MW），A 為 0.046 小時，N1為 小擾動下的不合格次數（計算詳見附件）。 2．大擾動考核 考核電量F2＝δ死區系數（BPNN2） 15 式中 若Δfsq＜0.04Hz，δ死區系數取1；若Δfsq≥0.04Hz， δ死區系數取 2。PN為機組額定容量（MW），B 為 0.3 小時，N2為大 擾動下的不合格次數（計算詳見附件）。 3．模擬擾動考核 電力調度機構定期通過一次調頻主動在線測試系統對并網 機組進行模擬擾動測試， 驗證機組的大頻差調頻性能是否滿足電 網安全穩定運行要求。 測試不合格機組參照大擾動考核辦法進行 考核（計算詳見附件）。測試應采取隨機方式對電力系統所在控 制區機組進行抽查，測試周期內機組選取應不重復。 模擬擾動測試前須檢查各項安全允許條件， 測試過程中應保 障被測機組安全穩定運行， 測試期間所造成機組的 AGC相關考核 應免考。 （三）調頻動作正確性 在調頻有效動作事件內，若Δfsq≥0.04Hz的并網發電機組 （新能源場站） 的一次調頻動作信號未觸發或機組功率未向正確 的調頻方向開始變化，一經發現，每次考核電量 F＝T 考核PN 式中，PN為并網發電機組或新能源場站的額定容量（MW）， T 考核為0.09小時。 （四）傳送虛假信號 16 并網發電機組（新能源場站）傳送虛假一次調頻投運或調頻 動作信號的，一經發現，每次考核電量 F＝T 考核PN 式中，PN為并網發電機組或新能源場站的額定容量（MW）， T 考核為1 小時。 （五）特殊考核情況 機組實際出力較低時（火電P＜0.46MCR、水電 P＜0.20MCR、 新能源P＜0.20MCR、燃機P＜0.55MCR） ，性能免考核。 第十八條 并網發電廠單機100MW及以上火電機組、 單機容 量 40MW 及以上非燈泡貫流式水電機組（經電力調度機構認可不 需參與 AGC 調整的機組除外）應具有 AGC 功能。并網發電機組 AGC的投運率和調節精度、調節范圍、響應速度等應滿足要求。 加裝AGC設備的并網發電廠應保證其正常運行， 不得擅自退出并 網發電機組的AGC功能。 對并網發電機組提供AGC服務的考核內容，包括AGC的投 運率、調節性能等。 （一）投運率考核 AGC 的月投運率必須達到 90以上。每低于 1 個百分點（含 不足一個百分點） ，每臺次計考核電量 50MWh。經電力調度機構 同意退出的時間段，不納入考核范圍。 17 （二）性能考核 1．指令響應速度性能指標 0 1 P P abs T P abs P P T P k z z z ? ? ? ? ? 其中P 為調節過程實際出力（MW）； z P ? 為調節過程最終指 令-初始出力（MW）； P ? 為實際調節過程中的調節幅度（MW）； T ? 為實際調節過程的調節時間（s）； z P 為調節過程中任意一點的指 令，P 為該點對應的實際出力， P P abs P P P z z ? ? ? 小于0，該調節過程為 反調節； 大于0， 該調節過程為正調節 （調節過程定義詳見附件） 。 調節過程計算參數T0計算公式為 0 1 0 60 V Pz abs T T ? T1調節補償時間，火電亞臨界機組取0～30秒、超（超 超）臨界機組取 0～20秒；水電取0～5 秒。 0 V 機組升降速率（對應表 1、表 2 數據要求，管理系統對 電廠機組類型進行分類設置，單位MW/min）。 表 1 火電機 組/電廠 AGC 調節 性能要 求 額定容量 調節范圍下限 （開機容量 PN的 百分數） 調節范圍上限 （開機容量 PN的 百分數） 調節速率V0 100（含）～300 MW 66 100 1.5PN/min 300（含）～600 MW 50 100 1.5PN/min（直吹式制粉系 統機組為1.2PN/min） 600 MW及以上 50 100 1.5PN/min（直吹式制粉系 統機組為1.2PN/min） 燃機 50 100 3PN/min 火電全廠方式 50 開機容量100 1.5PN/min（直吹式制粉系 統機組為1.2PN/min） 18 表 2 水電廠 AGC 調節性能 要求 調節形式 調節范圍下限 （額定容量的百分數） 調節范圍上限 （額定容量的百分 數） 調節速率V0 全廠方式 最低振動區上限 100 60PN/min（川渝30PN/min， PN取最大機組額定容量） 單機方式 最低振動區上限 100 20PN/min 轉槳式機組 最低振動區上限 100 20PN/min 轉槳式電廠 最低振動區上限 100 30PN/min （PN取最大機組額定 容量） 2．精度性能指標 ? ? ? ≤ 01 . 0 ; 1 01 . 0 ; / 01 . 0 2 e e e k 其中，e 為調節過程調節精度。調節精度算法統計機組有功 首次進入調節死區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（進入死區時刻為第一個采樣點） ，若因 新的指令原因，導致本次調節過程不能繼續保持，則相應取兩個 點的均值，若仍然取不到，則取首次進入死區點的比值。 N Pn Pi Pz abs e N i ∑ ? 1 / （1≤N≤3） 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．調節死區 當機組實際負荷進入 AGC 指令有效死區，此次有效事件結 19 束。單機模式單機額定容量的 1；全廠模式全廠額定容量 的1。 4．綜合性能指標kβk1k2 其中水電β為 1，火電β為1.4。 指令低于表 1 表 2 所規定的“調節范圍下限” ，本調節過程 水電k1，火電k1.4。 5．日均綜合性能指標 N i k k N i d ∑ 1 其中k（i）為第 i 次調節過程的綜合性能指標；N 為當日調 節過程次數。 具備AGC功能的機組，應按調度指令要求投入AGC。無法投 入AGC功能，每日按30MWh/臺計為考核電量。 當AGC控制方式為單機控制方式時， 機組日均調節性能水電 kd小于1 或火電 kd小于1.4，每日按30MWh/臺計為考核電量。 當火電機組AGC控制方式為全廠控制方式時（水電機組AGC 考核不考慮控制方式的不同） ，全廠日均調節性能火電 kd 小于 1.4考核電量按可投機組臺數進行統計，具體計算方式如下當 天機組實際出力大于機組最低技術出力，則該機組即計為可投， 每日按可投機組臺數30MWh計為考核電量。 AGC考核計算數據以調度端數據為準，機組或電廠有功出力 采樣周期不小于 5 秒。若有效調節過程中機組或電廠AGC退出， 20 仍然算有效調節過程進行考核計算。 （三）對于非傳統類型機組（如循環流化床機組、燈泡貫流 式機組）的AGC性能考核指標，以具備技術檢驗資質的單位出具 的AGC調節試驗報告數據為準。 （四）傳送AGC虛假信號或數據，一經發現，每次計考核電 量300MWh。 第十九條 新能源場站需配置有功功率控制系統， 接收并自 動執行電力調度機構遠方發送的有功功率控制指令（AGC功能） ， 其有功功率及有功功率變化速率應與電力調度機構下達的給定 值一致。風電場、光伏電站AGC子站上行信息應包含有效容量、 超短期預測等關鍵數據。不具有功功率調節能力的風電場、光伏 電站，每月按照全場站當月上網電量的2考核。 風電場、光伏電站應加強機組AGC子站的裝置維護工作，電 力調度機構對已安裝AGC子站的風電場、 光伏電站進行投運率的 考核。 在風電場、 光伏電站AGC 裝置同所屬電力調度機構主站 AGC 閉環運行時，電力調度機構按月統計各風電場、光伏電站AGC投 運率，其計算公式如下 AGC投運率＝（AGC子站投入閉環運行時間/風電場、光伏電 站AGC應投入閉環運行時間）100 21 在計算 AGC 投運率時，扣除因電網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。 AGC 投運率以 98為合格標準。全月AGC 投運率低于 98的 風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算 a W ? 30 98 投運 λ 式中λ投運為風電場、光伏電站AGC投運率；Wa為該風電場、 光伏電站當月上網電量。 第二十條 新能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，由電力調度機構確定。 （一）風電場有功功率變化最大限值 表 3 風 電場有功 功 率變化最 大限值 風電場額定容量/MW 10min有功功率變化最大限值 1min有功功率變化最大限值 150 50 15 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 22 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 ∑ ? i c i P P W 小時 ＝ 考核電量 6 1 lim , 1 分鐘功率變化率超出限值按以下公式計算考核電量 ∑ ? i c i P P W 小時 ＝ 考核電量 60 1 lim , 式中Pi,c為i 時段內超限值的功率變化值，Plim為功率變化 限值。 第二十一條 對并網發電廠的無功和母線電壓按以下條款 考核 （一）考核原則 無功考核是根據電力調度機構下達的電壓曲線為無功考核 的依據，當電廠母線運行電壓越電壓曲線限定值上限或下限時， 根據電廠機組無功出力和功率因數的要求進行考核。 當電廠所考核的母線電壓符合電壓曲線要求時， 計為一個合 格點。對于既有機組、又有全廠進相規定要求的電廠，應根據電 力調度機構下發的發電機組和全廠的進相規定進行無功考核。 當 同一時刻電廠所考核母線接入的各臺機組只要一個有考核點時， 計為一個全廠不合格點。 當同一時刻電廠所考核母線接入的各臺 機組均無考核點時，計為一個全廠合格點。 23 （二）無功考核 每臺機組每 5 分鐘一個點按以下規則計算考核點和合格點 當電廠的母線電壓小于電壓曲線所要求的母線電壓下限時（1） 如果機組無功出力小于或等于0，計為一個考核點。 （2）如果機 組無功出力大于 0，其機組功率因數大于要求值（火電0.85， 水電0.9） ，計為一個考核點。若機組的功率因數不大于要求值 （火電0.85，水電0.9） ，計為一個合格點。 當機組所屬電廠的母線電壓大于電壓曲線所要求的母線電 壓上限時（1）當發電機組進相運行時，若機組無功出力的絕對 值小于電力調度機構下發的發電機組進相深度絕對值要求， 計為 一個考核點； 機組無功出力的絕對值不小于電力調度機構下發的 發電機組進相深度絕對值要求， 計為一個合格點。 對于既有機組、 又有全廠的進相規定要求的， 機組和全廠無功出力的絕對值小于 電力調度機構下發的發電機組和全廠進相深度絕對值要求， 計為 一個考核點； 機組和全廠無功出力的絕對值不小于電力調度機構 下發的發電機組和全廠進相深度絕對值要求，計為一個合格點。 （2）不具備進相能力的機組，機組功率因數小于 1 時，計為一 個考核點，機組功率因數等于1 則計為一個合格點。 每臺機組每日只要有一個考核點就考核， 考核值為全廠額定 容量0.2小時的標準進行考核。 24 （三）母線電壓合格率考核 電廠母線電壓合格點與不合格點每5 分鐘按以下規則統計 月度母線電壓合格率月累計全廠合格點數/ （月累計全廠合 格點數月累計全廠不合格點數）*100 月度母線電壓合格率應大于等于 99.9，每降低 0.05 個百 分點，按全廠額定容量0.25 小時的標準進行考核，當月電壓 合格率考核電量不高于全廠額定容量2.5小時。 （四）機組無功出力或進相深度達到規定的技術要求后，電 壓仍不合格，免于考核。 （五）機組勵磁系統性能包括進相能力達不到規定的要求， 期間電壓曲線考核加倍。 （六）全廠停電期間，免于考核。 第二十二條 電力調度機構對安裝 AVC 裝置的并網發電廠 AVC投運率（包括AVC 子站投運率和機組AVC投運率）和調節合 格率進行考核， 對應安裝但未安裝 AVC裝置的并網發電廠按投運 率進行考核。 （一）AVC 子站投運率不得低于 90，各機組 AVC 投運率不 得低于85。月投運率低于標準的，每降低一個百分點（不足一 個百分點的按照一個百分點計算） 按AVC裝置對應機組額定容量 0.2小時的標準進行考核，考核電量不高于AVC裝置對應機組 25 額定容量2.5小時。 投運率計算公式如下 AVC投運率＝（AVC投入閉環運行時間/AVC應投入閉環運行 時間）100 AVC子站投運率免考核時間包括（1）由調度允許退出的時 間。（2）電廠第一臺 AVC 機組自并網至最小技術出力穩定運行 的時間， 電廠最后一臺AVC機組自最小技術出力至解列的停機時 間。（3）AVC達到正常閉鎖條件。 機組AVC投運率免考核時間包括 （1） 調度允許退出的時間。 （2）AVC機組并網至最小技術出力穩定運行的時間，AVC機組自 最小技術出力至解列的停機時間。（3）AVC達到閉鎖條件時。 （二）電廠AVC子站調節合格率不應低于90，調節合格率 低于標準的，每降低一個百分點（不足一個百分點的按照一個百 分點計算）按AVC裝置對應機組額定容量0.2小時的標準進行 考核，每個月的考核電量不高于 AVC 裝置對應機組額定容量 2.5小時。 調節合格率計算公式如下 電廠 AVC 子站調節合格率子站執行合格點數/主站下發調 節指令次數100 第二十三條 風電場、光伏電站要充分利用風電機組/逆變 26 器的無功容量及其調節能力；當風電機組/逆變器的無功容量不 能滿足系統電壓調節需要時，應在風電場、光伏電站集中加裝適 當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態無功補償裝置。 （一） 風電場、光伏電站動態無功補償裝置（動態無功補償裝置主要包 括 MCR 型、TCR 型 SVC 和 SVG）性能（包括容量配置和調節速率 等）不滿足電網運行要求的，每月按照全場站當月上網電量的 2考核。 （二）風電場、光伏電站的動態無功補償裝置應投入自動運 行，電力調度機構按月統計各風電場、光伏電站的動態無功補償 裝置月投入自動可用率 可用 λ ，計算公式如下 100 電小時 數之和 每臺裝 置所連接母線 帶 小時數 之和 每臺裝 置投入自動可 用 ＝ 可用 λ 動態無功補償裝置月投入自動可用率應大于等于 95，低于 95的風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算 a W 10 95 可用 －λ 式中Wa為該風電場、光伏電站當月上網電量。 （三）風電場、光伏電站應按照調度運行要求確保并網點電 壓（升壓站高壓側母線）運行在主站下發的電壓曲線范圍之內， 電力調度機構按月統計各風電場、光伏電站的電壓合格率，其計 算公式如下 電壓合格率升壓站高壓側母線電壓運行在電壓曲線范圍之 27 內的時間/升壓站高壓側母線帶電運行時間100 電壓合格率以 99.9為合格標準。全月電壓合格率低于 99.9的風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算 a W 10 9 . 99 電壓 － λ 式中λ電壓為風電場、光伏電站升壓站高壓側母線電壓合格 率；Wa為該風電場、光伏電站當月上網電量。 若風電場、 光伏電站已經按照最大無功調節能力提供電壓支 撐，但升壓站高壓側母線電壓仍然不合格，該時段免于考核。 （四）風電場、光伏電站應按要求裝設自動電壓控制（AVC） 子站， AVC子站各項性能應滿足電網運行的需要， 不滿足要求的， 每月按全場站當月上網電量的2考核。 風電場、光伏電站應加強AVC子站的裝置維護工作，電力調 度機構對已安裝 AVC子站的風電場、 光伏電站進行投運率和調節 合格率考核。 1．AVC投運率 風電場、 光伏電站AVC裝置同所屬電力調度機構主站AVC 閉 環運行時，電力調度機構按月統計各風電場、光伏電站 AVC 投 運率，其計算公式如下 AVC投運率＝（AVC子站投入閉環運行時間/風電場、光伏電 站AVC應投入閉環運行時間）100 28 在計算 AVC 投運率時，扣除因電網原因或因新設備投運期 間AVC子站配合調試原因造成的 AVC 裝置退出時間。 AVC 投運率以 95為合格標準。全月 AVC 投運率低于 95的 風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算 a W 30 95 投運 － λ 式中λ投運為風電場、光伏電站AVC投運率；Wa為該風電場、 光伏電站當月上網電量。 2．AVC 調節合格率 電力調度機構AVC主站無功電壓指令下達后，AVC 子站在 2 分鐘內調整到位為合格。電力調度機構按月統計風電場、光伏電 站AVC 裝置調節合格率，其計算公式如下 AVC 調節合格率＝（子站執行合格點數/主站下發調節指令 次數）100 AVC 調節合格率以 92為合格標準。全月 AVC 調節合格率低 于92的風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算 a W 30 92 調節 －λ 式中λ調節為風電場、光伏電站AVC調節合格率；Wa為該風 電場、光伏電站當月上網電量。 第二十四條 風電機組應具備電網規定要求的高/低電壓穿 越能力，光伏逆變器應具備電網規定要求的高電壓/零電壓穿越 29 能力。 具備合格認證的風機和光伏逆變器在標準要求的故障電壓 低電壓或零電壓穿越范圍內發生脫網， 自脫網時刻起該風電場同 型號機組、光伏電站同型號逆變器禁止并網，直至完成相關穿越 改造并提供檢測認證報告。在此之前，每月考核電量按以下公式 計算 不具備穿越能力風機（逆變器）容量/電站裝機容量*電站月 上網電量。 第二十五條 電力調度機構對并網發電廠非計劃停運情況 進行統計和考核。 非計劃停運， 是指發電機處于不可用而又不是計劃停運的狀 態。根據機組停運