1、南方区域“两个细则”修订稿宣贯材料云南电力调度控制中心2015年10月 昆明,第一篇 “两个细则”基本情况,第二篇 辅助服务管理实施细则,第三篇 并网运行管理实施细则,第一篇 “两个细则”基本情况,介绍内容,（一） “两个细则”修订情况（二）“两个细则”运行情况（三）“两个细则”试运行中存在的问题,自2010年4月开始正式执行以来，这是第二次修订。辅助服务补偿细则增加投入AVC功能、火电启停调峰与机组冷备用内容，并对火电机组深度调峰补偿进行了补充。发电厂并网管理细则增加AVC、机组出力震荡、水电机组震动区和机组非停次数等考核内容，并对AGC、PSS、技术指导与管理等内容进行了补充。,（一）“两
2、个细则”修订情况,“两个细则” 实施以来，运行良好，为优化电力资源配置，保障电网安全稳定运行，发挥了积极的作用。 云南电力调度控制中心及发电厂严格执行“两个细则”相关规定，及时处理电厂免考申请，耐心解答发电企业的疑问，按要求送、发布考核和补偿数据，按时做好结算工作，做好技术支持系统维护，积极配合能源监管机构做好“两个细则”修订，确保“两个细则”相关工作扎实有序开展。,（二）“两个细则”运行情况,目前云南电网省级及以上调度机构直接调度的并网发电厂除风电与国境外电厂全部参与了南方区域两个细则管理工作，共计62家，231台机组。并网运行考核与辅助服务补偿全部按两个细则内容开展。,（三）“两个细则”运
3、行中存在的问题,1）电厂并网运行考核主要集中在一次调频与AGC考核两项，2014年分别占全部考核费用的72.99%和21.82%，2015年1-8月65.73%和22.28%。2）辅助服务补偿情况是补偿费用过于集中在旋转备用和无功补偿两个项目，2014年已占全部补偿费用86.74%和10.13%，2015年1-8月82.60%和13.08%。 3）现有“两个细则”一些条款和算法尚不够合理，技术支持系统功能尚不够完善。,第二篇 辅助服务管理实施细则,细则大纲,第一章 总则（第一条-第五条）第二章 定义与分类（第六条-第八条）第三章 提供与调用（第九条-第十条）,第四章 考核与补偿（第十一条-第二
4、十六条）第五章 统计与结算（第二十七条-第三十八条）第六章 监督与管理（第三十九条-第四十八条）第七章 附则（第四十九条-第五十一条）,第一章 总则,第一条 为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，规范南方电力市场辅助服务管理，促进电力工业健康发展，根据并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监市场200643号)和国家有关法律法规，制定本细则。,第二条 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备
5、用、黑启动等。本细则所称辅助服务是指由并网发电厂提供的辅助服务。,第三条本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂和地调及以上调度且容量大于30MW并网风力发电厂的辅助服务管理。 并网发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等，其中生物质发电包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电等）、水力发电厂、核电厂、风力发电厂和并网的自备电厂等，以及向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）。,修订对比,原文,本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含区域电网企业直辖的地市级电
6、力调度机构）直接调度的并网发电厂（含并网的自备发电厂，以下简称并网发电厂）的辅助服务管理。,修订后,本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂和地调及以上调度且容量大于30MW并网风力发电厂的辅助服务管理,第四条 新建发电机组完成以下工作后执行本细则：火力发电机组完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组完成带负荷连续运行、可靠性运行；核电机组完成分部试运、整套启动试运。水电以外的新建可再生能源发电机组自并网发电之日起执行本细则。新建发电机组执行本细则之后的次月开始结算辅助服务补偿费用。,第五条 南方区域内能源监管机构依法对
7、南方区域并网发电厂辅助服务调用、考核与补偿等情况进行监管。电力调度机构在电力监管机构的授权下负责所辖电网内辅助服务考核与补偿情况统计分析等工作。,第二章 定义与分类,第六条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。 第七条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。,（一）一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力以减少频率偏差所提供的服务。 （二）基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的按照一定调节速率调节发电机组出力所提供的服
8、务。燃煤机组基本调峰范围100至50额定出力，燃气机组和水电机组基本调峰范围100至0额定出力。风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组及核电机组在电网安全受到影响时，应适当参与系统调峰。,（三）基本无功调节是指发电机组迟相功率因数在0.9至1范围内向电力系统注入无功功率，或进相功率因数在0.97至1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。第八条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括AGC、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动、冷备用、自动电压控制（AVC）等。,（一）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率
9、实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。 （二）有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。深度调峰指机组有功出力在其额定容量50以下的调峰运行方式。启停调峰指并网火力发电机组由于调峰需要而停运后（电厂申请低谷消缺除外）并在 72小时内再次启动的调峰方式。,（三）旋转备用是指为了保证可靠供电，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，且在指定时间内能够调用。 （四）有偿无功调节是指根据电力调度运行需要，发电机组迟相功率因数低于0.90向电力系统注入无功功率或进相功率因数低于0.97从电力系统吸收无功功率所提供的服务。 （五）黑启动是指电力系统区域大面积停电后，在无外界
10、电源支持情况下，由南方区域内具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。,FCB是指机组在高于某一负荷定值运行时，因内部或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，但未发生锅炉（主燃料跳闸）的情况下，用以维持发电机解列带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。（六）冷备用指并网火力发电机组由于电网运行安排需要，按电力调度指令停运，到接到电力电力调度指令再次启动前的备用状态，备用时间需大于72小时（由于电厂自身原因申请停机的不纳入备用时间统计）。,（七）自动电压控制（AVC）服务是指在自动装置的作用下，发电机组在规定的无功调整范围内，自动跟踪电力调度指令，
11、实时调整无功出力，满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。,第三章 提供与调用,第九条 并网发电厂应履行以下职责： （一）负责厂内设备的运行维护，确保具备提供符合规定标准要求的辅助服务的能力； （二）向电力调度机构提供辅助服务能力的基础技术参数及有相应国家认证资质机构出具的辅助服务能力测试报告； （三）具备相应技术条件，满足本细则实施辅助服务管理的需要； （四）根据电力调度指令提供辅助服务； （五）根据本细则接受辅助服务的考核和缴纳辅助服务费用。,第十条 电力调度机构应履行以下职责： （一）具备相应技术条件，满足本细则实施辅助服务管理的需要； （二）根据发电机组特性和电力系统的实际情况，预
12、测辅助服务需量，合理安排发电机组承担辅助服务； （三）对辅助服务调用和提供情况进行记录和统计； （四）定期公布辅助服务调用、考核和补偿的统计分析情况，并报能源监管机构审批； （五）及时答复发电厂提出的异议； （六）按时向有关结算方出具辅助服务考核与补偿凭据。,第四章 考核与补偿,第十一条 对基本辅助服务不进行补偿，当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务时须接受考核，具体考核标准和办法见南方区域发电厂并网运行管理实施细则。 第十二条 对有偿辅助服务进行补偿。当并网发电厂因自身原因达不到预定调用标准时须接受考核，具体考核标准和办法见南方区域发电厂并网运行管理实施细则。,第十三条 对于省（区）级
13、电网经营企业之间的电能交易及区外电源，仅对其深度调峰补偿。 第十四条 根据AGC投运率、调节容量、调节电量，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿。,第十五条 AGC投运率为统计时段内的AGC投运时间除以机组运行时间。机组运行时间不包括机组启动、停机、调试和发电出力低于AGC投入允许最低出力及非电厂原因退出AGC的时段。,第十六条 AGC服务补偿包括容量补偿和电量补偿两部分。 （一）AGC容量补偿费用= AGC容量服务供应量R1（元/兆瓦时） （二）AGC电量补偿费用=AGC实际调节电量R2（元/兆瓦时） 其中，AGC实际调节电量为机组根据AGC电力调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量绝对
14、值之和。,其中，AGC容量服务供应量为每日AGC容量服务供应量的月度累计之和，每日AGC容量服务供应量为当日每个调度时段的容量服务供应量之和，未投入AGC的调度时段，其容量服务供应量为0。每个调度时段的容量服务供应量=每个调度时段征用的机组AGC调节容量（兆瓦）调度时段的长度（小时） AGC调节容量为机组当前出力点在3分钟内向上可调容量与向下可调容量之和。在96点系统中，一个调度时段长度为0.25小时（15分钟）。,第十七条 燃煤发电机组每启停调峰一次按每万千瓦装机容量R3万元的标准补偿。燃气、燃油发电机组每启停调峰一次按每万千瓦装机容量0.05R3万元的标准补偿。 第十八条火力发电机组深度调
15、峰服务供应量定义为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分，深度调峰额度在额定容量40%-50%之间的按照3R4（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰额度在额定容量40%以下的按照6R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,修订对比,原文,火力发电机组深度调峰服务供应量定义为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分，按照3R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,修订后,火力发电机组深度调峰服务供应量定义为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分，深度调峰额度在额定容量40%-50%之间的按照3R4（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰额度在额定容量
16、40%以下的按照6R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,第十九条 火力发电机组及核电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组实际出力低于发电厂申报的最高可调出力时，最高可调出力减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，按照R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,第二十条 水力发电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：当发电机组预留发电容量超出60%额定容量时，额定容量的40%减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，按照R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,修订对比,原文,水力发电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：当发电机组预留发电容量超出70%额定容量时，额定容量的30%减去机组实际出力
17、的差值在旋转备用时间内的积分，按照R4（元/兆瓦小时）的标准补偿。,修订后,水力发电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：当发电机组预留发电容量超出60%额定容量时，额定容量的40%减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，按照R4（元/兆瓦时）的标准补偿。,第二十一条 并网发电机组在运行当日由于电厂原因无法按调度需要达到申报的最高可调出力时，当日旋转备用容量不予补偿。 第二十二条 对省（区）级电网经营企业之间的电能交易、区外电源，其当日最大送入功率视为额定容量，其深度调峰服务供应量，按照受电省（区）的标准补偿。,第二十三条 多发无功服务供应量定义为：并网发电机组按照电力调度机构下发的电压曲线
18、或指令，迟相功率因数低于0.90时多注入系统的无功电量，按照R5（元/兆乏小时）的标准补偿。 进相运行吸收无功服务供应量定义为：并网发电机组按照电力调度机构下发的电压曲线或指令，进相功率因数低于0.97时多吸收系统的无功电量，按照3R5（元/兆乏小时）的标准补偿。,第二十四条 电力调度机构应根据系统安全需要，合理确定黑启动电源，并与黑启动机组所在并网发电厂签订黑启动技术协议；签订协议后，并网发电厂须委托具备国家认证资质机构做黑启动试验合格，并经电力调度机构认可，将黑启动协议和黑启动试验合格报告报电力监管机构备案。 提供黑启动服务的机组每半年自检一次进行黑启动试验，每两年委托具备国家认证资质机构
19、做一次黑启动试验（机组大修后必须做一次黑启动试验），并经电力调度机构认可，报能源监管机构备案；对具有FCB功能的火电机组，每两年自检一次进行黑启动试验，每四年委托具备国家认证资质机构做一次试验，并经电力调度机构认可，报能源监管机构备案。,第二十五条黑启动（含FCB）服务费用分为能力费和使用费。对符合规定的黑启动机组，从试验合格次月开始按照每月R6（万元/台，万元/万千瓦）的标准补偿黑启动能力费。黑启动（含FCB）使用费的补偿标准为R7（万元/台次）。,第二十六条 当指定提供黑启动服务的并网发电机组无法满足技术协议约定指标要求或黑启动试验不合格，当月黑启动服务不予补偿，直至试验合格后的次月恢复补
20、偿。第二十七条 火力发电机组冷备用服务供应量定义为：因电网安排需要，当火力发电机组根据电力调度指令停机，停机冷备用机组额定容量与冷备用时间的乘积，按照R8（元/兆瓦时）的标准补偿。,冷备用时间为火力发电机组解列至再次并网的时间减去72小时（前72小时按启停调峰的标准补偿，72小时之后按冷备用标准补偿）。对于参与发电权交易的火力发电机组计算冷备用时间时，应按其被替代电量与机组额定容量的比值扣除被替代小时数。第二十八条 对经电力调度机构验收合格，并投入AVC闭环运行的机组，按照每月R9（万元/台）的标准补偿。,第五章 统计与结算,第二十九条 辅助服务考核与补偿数据以辅助服务能力测试报告及调度自动化
21、系统记录为准。辅助服务考核与补偿数据包括电能量计量装置的数据、调度自动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日发电计划曲线、电网频率、省际联络线实际交换功率曲线、电压曲线等。,第三十条 并网发电厂应建设辅助服务考核与补偿配套系统和通讯系统的厂内配套装置，电力调度机构应予以指导。 第三十一条 按照分省平衡、专门记账、收支平衡的原则，在各省（区）单独建立辅助服务补偿台账，实行专项管理，台账内资金全部用于支付并网发电厂提供辅助服务的补偿费用。,第三十二条 电网经营企业应履行以下职责： （一）建立和管理辅助服务补偿台账，保证台账记录真实、准确和完整； （二）根据电力调度机构出具的凭据和电力监
22、管机构审批的结果，向并网发电厂出具辅助服务补偿的结算凭据，在电量电费结算环节代为结算； （三）定期公布台账的记录信息； （四）及时答复发电厂提出的相关异议； （五）定期对辅助服务补偿结算情况进行统计，并报电力监管机构审批； （六）具备相应技术条件，满足本细则实施辅助服务管理的需要。,第三十三条 同时与多个省级电网经营企业有购售电合同关系的并网发电厂所提供的有偿辅助服务供应量按其在各省级电网落地电量的比例分摊，按落地省份的标准补偿，分别与各省级电网经营企业结算。 第三十四条 对省（区）内并网发电厂辅助服务的补偿，由购电省份的电网经营企业与并网发电厂进行结算。,第三十五条 辅助服务补偿费用为AGC
23、、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动、冷备用、自动电压控制（AVC）等各项辅助服务补偿费用之和。 第三十六条 辅助服务补偿台账资金来源包括：新建发电机组调试运行期差额资金的50%，符合国家有关法律法规规定的其他资金。不足部分按照省（区）内收支平衡的原则由并网发电厂缴纳，其中：省（区）内并网发电厂按其当月上网电量缴纳；同时与多个省级电网经营企业有购售电合同关系的并网发电厂按其在各省级电网当月落地电量缴纳。,第三十七条 差额资金使用原则如下：当年新建发电机组调试运行期差额资金的50%用作次年的辅助服务补偿资金。电网企业应按年度做好差额资金的统计工作，于次年1月开始，按当月实际发生的辅助服务补
24、偿费用进行逐月滚动分配，直至该项资金分配完毕为止。如年末差额资金仍有剩余，则滚动到下一年度继续使用。差额资金使用情况应及时报电力监管机构备案。（此条新增）,第三十八条 并网发电厂当月辅助服务结算费用等于该电厂当月辅助服务补偿费用减去应缴纳的辅助服务费用。 第三十九条 有偿辅助服务按月统计和结算，与下一个月电量的电费结算同步完成。 第四十条 电力调度机构记录和统计辅助服务考核与补偿情况，按月度统计分析，并向结算各方出具补偿凭据。各省（区）电网经营企业代为结算。,第六章 监督与管理,第四十一条 电力监管机构根据履行监管职责的需要，可以要求电力调度机构、电网经营企业和并网发电厂报送与监管事项相关的文
25、件、资料，并责令按照国家规定如实公开有关信息。电网经营企业和电力调度机构应当按照电力监管机构的规定将与监管相关的信息系统接入电力监管信息系统。,第四十二条 电力调度机构应于每月15日前在调度交易信息披露网站上（或者其他专用技术支持系统）向所有并网发电厂披露所有机组（含抽水蓄能电站）上月辅助服务调用、考核及补偿的明细结果，并报电力监管机构审批。电力调度机构应确保数据真实、准确和及时，应保存辅助服务补偿数据至少两年。,第四十三条 并网发电厂对上月辅助服务补偿统计结果有异议的，应在每月17日前向电力调度机构提出复核。电力调度机构应在2个工作日内完成复核并予以答复。 第四十四条 电网经营企业和电力调度
26、机构应于每月25日前，将上月辅助服务统计、考核和补偿情况明细清单（含争议情况）报送电力监管机构，经电力监管机构审批生效后2个工作日内，由电网经营企业向各结算方出具结算凭据。,第四十五条 并网发电厂与电力调度机构、电网经营企业之间因辅助服务调用、考核、补偿统计及结算等情况存在争议的，由能源监管机构依法协调和裁决。其中，并网发电厂与区域电力调度机构之间存在争议的，由区域能源监管机构依法协调和裁决。 第四十六条 电力调度机构应于每年3月31日前按要求书面向电力监管机构报送上一年度辅助服务管理开展情况（含电子版）。,第四十七条 能源监管机构负责组织或委托具备国家认证资质机构审核并网发电机组性能参数和提
27、供辅助服务的能力。 第四十八条 能源监管机构依法履行职责，可以采取定期或不定期的方式对本细则的实施情况进行现场检查，电力调度机构、电网经营企业、并网发电厂应予以配合。,第四十九条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电厂违反有关监管规定的，电力监管机构应当依法查处并予以记录；造成重大损失或者重大影响的，电力监管机构可以处罚并对相关单位的主管人员和其他直接责任人员依法提出处理意见和建议。,第七章 附则,第五十条 本细则各项有偿辅助服务补偿标准见南方区域辅助服务补偿标准表。 第五十一条 国家电力监管委员会授权南方电监局解释和修改本细则。 第五十二条 本细则自发布之日起施行。原执行的发电厂辅助服务管理
28、有关办法和规定同时废止。,第三篇 并网运行管理实施细则,细则大纲,第一章 总则（第一条-第五条）第二章 运行管理（第六条-第七十五条） 一、安全管理（第六条-第十二条） 二、调度运行管理（第十三条-第三十四条） 三、检修管理（第三十五条-第四十条）,四、技术指导与管理（第四十一条-第四十条） 1、一次调频和自动发电控制（第四十四条-第五十一条） 2、继电保护和安全自动装置（第五十二条-第五十五条） 3、励磁系统和PSS装置（第五十六条-第六十条） 4、通信装置（第六十一条-第六十四条） 5、调度自动化装置（第六十五条-第七十二条） 6、并网发电厂高压侧或升压站电气设备（第七十三条-第七十四条）
29、 7、水库调度运行（第七十五条）,第三章 考核实施（第七十六条-第八十五条）第四章 监督与管理（第八十六条-第九十七条）第五章 附则（第九十八条-第九十九条）,第一章 总则,第一条 为保证广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统的安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，根据发电厂并网运行管理规定（电监市场200642号），制定本细则。 第二条 发电厂并网运行应遵循电力系统客观规律，贯彻安全第一的方针，实行统一调度，坚持公开、公平、公正的原则。,第三条本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度
30、的并网发电厂和地调及以上调度且容量大于30兆瓦风力并网发电厂的运行管理。 并网发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等，其中生物质发电包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、水力发电厂、核电厂、风力发电厂和并网的自备电厂，以及向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）。对与当地省级政府签订特许权协议的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有协议，协议期满后，执行本细则。,修订对比,原文,本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含区域电网企业直辖的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂（含并网的自备发电厂，以下简称并网发电厂）
31、的辅助服务管理。,修订后,本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂和地调及以上调度且容量大于30MW并网风力发电厂的辅助服务管理,第四条 新建发电机组完成以下工作后执行本细则：火力发电机组完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组完成带负荷连续运行、可靠性运行；核电机组完成分部试运、整套启动试运。 水电以外的新建可再生能源发电机组自并网发电之日起执行本细则。 新建发电机组执行本细则之后的次月开始结算辅助服务补偿费用。,第五条 南方区域能源监管机构依法对南方区域并网发电厂运行管理及考核情况实施监管。电力调度机构在电力监管机构
32、授权下依据本细则实施并网发电厂运行考核及统计分析等工作。,第二章 运行管理一、安全管理,第六条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。 第七条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、电力调度规程及相应电力调度机构的专业管理规程规定。,第八条 并网发电厂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、高压侧或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，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。,第九条
33、电力调度机构应针对电力系统运行中存在的安全问题，及时商并网发电厂制定反事故措施；并网发电厂应落实电力调度机构制定的反事故措施。对并网发电厂一、二次设备中存在的影响系统安全运行的问题，并网发电厂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。 对于未及时执行反事故措施或整改计划，按不执行一条措施5万千瓦时计为考核电量，造成后果的按不执行一条措施15万千瓦时计为考核电量。,第十条 并网发电厂应按所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，并按要求参加联合反事故演习。,第十一条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报影响该电厂的电力系统事故情况
34、、原因及影响。并网发电厂应按照电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院599号令）的规定配合电力监管机构和相关电网经营企业进行事故调查。电力监管机构组织事故调查时，并网发电厂应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。 并网发电厂拒绝配合的，由能源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，按并网发电厂全厂装机容量2小时计为考核电量。,第十二条 并网发电厂应按照南方区域发电机组并网安全性评价管理实施细则的规定，开展并网安全性评价。（删除条款）电力调度机构应根据系统运行风险发布下达发电厂侧风险防控措施要求；并网发电厂应组织落实相关风险防范措施，对于未严格执行措施导
35、致相应设备跳闸，按未执行一项措施30万千瓦时计为考核电量。,二、调度运行管理,第十三条 并网发电厂和电力调度机构应根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，签订并网调度协议。无并网调度协议，发电厂不得并网运行。,第十四条 电力调度机构、电网经营企业和并网发电厂应按能源监管机构要求及时报送和披露调度运行信息。,第十五条并网发电厂应严格服从电力调度机构的指挥，迅速、准确执行电力调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。 并网发电厂出现下列情况之一者，每次视情节计算考核电量，并报电力监管机构备案。 （一）不执行或无故拖延执行调度指令，按30万千瓦时计为考核电量； （二）未如实向电力调度机构
36、报告调度指令执行情况，按15万千瓦时计为考核电量； （三）未如实向电力调度机构反映设备运行情况或向电力调度机构错误传送设备实时信息，按15万千瓦时计为考核电量；,（四）未经电力调度机构允许，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，按30万千瓦时计为考核电量； （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，按15万千瓦时计为考核电量。,第十六条 当指定提供黑启动（含FCB）服务的并网发电机组无法满足技术协议约定指标要求或黑启动（含FCB）试验不合格但及时上报电力调度机构的，当月黑启动服务不予考核。当指定提供黑启动（含FCB）服务的并网发
37、电机组因自身原因无法满足技术协议约定指标要求或黑启动（含FCB）试验不合格且未上报电力调度机构的，按本省黑启动服务能力补偿标准的6倍进行考核，若由此造成系统恢复供电延误，再按本省黑启动服务能力补偿标准的12倍进行考核。,第十七条 电力调度机构对并网发电厂（机组）日发电计划曲线执行偏差进行统计和考核。电力调度机构编制次日的发电计划曲线，并下达至各发电厂。 第十八条 发电计划曲线的传送： （一）并网发电厂于当日11：00前申报下一日可调出力上限，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21：00 前，将下一日的发电计划曲线送达并网发电厂指定的接收装置上。,（二
38、）如遇传送通道故障或其它原因导致发电计划曲线无法在规定的时间内传送到并网发电厂指定的接收装置上，电力调度机构应通过调度电话将发电计划指令下达至并网发电厂或将发电计划曲线传真至电厂值长，并网发电厂在收到传真、签字认可后将该传真件回传电力调度机构指定的传真机。 （三）电力调度机构、并网发电厂的有关人员应积极配合，相互协作，以确保发电计划曲线的正确传送。,第十九条 在下列情况之一，值班调度员有权修改日发电计划曲线，修改后的日发电计划曲应提前30分钟下达给并网发电厂，不足30分钟下达的负荷曲线，自下达时刻起30分钟内免除发电计划曲线考核。 （一）为确保电网安全运行需要； （二）为确保电能质量和电力电量
39、平衡需要； （三）经值班调度员同意的设备临时消缺； （四）经电力调度机构批准的计划检修延期； （五）不可抗力。,第二十条 电量偏差率超出允许正偏差率时，该时段超出允许正偏差的电量的3倍计为考核电量；电量偏差率超出允许负偏差率时，该时段超出允许负偏差的电量的1倍计为考核电量。 第二十一条 常规并网发电厂（机组）、核电厂（机组）发电量允许正偏差率和负偏差率均为2.5%；热电联产、循环流化床、燃-蒸联合循环、煤矸石发电机组及单机容量4万千瓦及以下水电机组发电量允许正偏差率和负偏差率均为3%；水煤浆机组发电量允许正偏差率和负偏差率均为6%；同时符合上述多种技术特性的机组执行最大允许偏差率。,第二十二条
40、 如下情况可免于发电计划曲线考核： （一）机组投入AGC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）穿越水轮机振动区造成的计划电量偏差； （七）无调节能力水电机组、灯泡贯流式水电机组低于70%额定水头时； （八）下达的发电计划曲线变动率超出机组调节能 （九）燃气轮机在达到温控运行时造成的计划电量的偏差。,第二十三条电力调度机构对并网发电厂非计划停运情况进行统计和考核。非计划停运时间为机组临时停运时间与等效停运时间之和
41、。其中，临时停运时间为计划检修和备用之外停运时间（包括电厂一、二次设备跳闸和电厂资产的外送线路跳闸导致的机组停运）、因燃煤进入预警而导致的停机时间、计划检修超过批准工期时间、备用机组未按要求并网而推延的时间之和。,煤电、核电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到额定功率所持续时间折算成机组全停的时间；水电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到当前水头下理论最大出力所持续时间折算成机组全停的时间；风电机组等效停运时间为风电厂处于非停运状态，但达不到上报的发电能力所持续时间折算成机组全停的时间；气电机组等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到当前环境温度下
42、机组理论最大出力所持续时间折算成机组全停的时间。,第二十四条 常年两班制运行的燃气（油）机组允许的年累计非计划停运时间为每年400小时/台，循环流化床、水煤浆机组允许的年累计非计划停运时间为每年300小时/台，其他机组允许的年累计非计划停运时间为每年200小时/台。机组非计划停运按年度考核，年累计非计划停运时间允许在同一电厂内相互借用，最大借入小时数不超过每年20小时/台，如机组的额定容量不同，借入小时数则应按如下方法进行容量折算。借入小时数=借出小时数借出机组额定容量/借入机组额定容量,第二十五条 对机组非计划停运时间超出允许的年累计非计划停运时间的考核电量按照以下公式计算： 其中，Q为非计
43、划停运考核电量，Pe为被考核机组额定容量，t为非计划停运时间超出允许的小时数（其中，超过720小时，按720小时计算） 。,第二十六条 以下情况可免于非计划停运考核： （一）非电厂原因导致的非计划停运； （二）机组调试期间发生的非计划停运。,第二十七条 对一次调频的投入情况及相关性能进行考核。 （一）以一分钟为一个时段，系统频率超出一次调频死区期间，若实际出力变化量与系统频率偏差数值的正负号相同（高频增出力或低频减出力）或一次调频实际动作的积分电量与理论动作积分电量的比值小于规定值统计为不合格时段。循环流化床、水煤浆、煤矸石机组一次调频动作合格的门槛值，即一次调频实际动作的积分电量与理论动作积
44、分电量的比值大于35%，判动作合格，否则不合格。其他类型机组适用的比值为50%。其中，实际出力变化量是指相邻一分钟实际出力之差。,（二）一次调频功能投入时间与并网运行时间的百分比统计为一次调频投入率； 一定时段内一次调频的动作不合格次数与应动作次数的百分比为一次调频的不合格率，一次调频合格率=1-一次调频不合格率。,（三）机组一次调频月投入率不低于90。每低于90%一个百分点（含不足一个百分点），当月机组发电量的0.1计为考核电量。 （四）一次调频合格率以100%为基准，当月合格率每降低0.1个百分点（不含0.1个百分点），当月机组发电量的0.05%计为考核电量。 （五）当月一次调频考核电量最
45、大不超过当月机组发电量的0.5%。,（六）对运行时间长、自动化程度低、纳入政府关停计划或经过技改后确实达不到技术要求的机组，经电力监管机构认定后，一次调频按照以下方法进行考核： 机组当月一次调频考核金额=（上月考核总金额上月参与考核总装机容量）机组额定容量。 取值范围在0.10.5之间。,（七）以下情况可免于一次调频考核：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同时存在AGC指令的；3机组退出AGC时，因发电计划改变，机组处于加减负荷时段的；4 机组大修后一次调频功能退出做试验，未超过24小时的；5燃-蒸联合循环机组的汽机与燃机不同轴的；6无调节能力水电机组、灯泡贯流式水电机组
46、低于70%额定水头时；7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；8非电厂原因造成一次调频不合格，该时段不计算投运率；9供热机组由于当前供热量发生正负15%及以上突变导致的考核。 10.燃气轮机在达到温控运行时系统频率低需要增负荷造成的考核;11.因电网运行要求需电厂退出一次调频运行的时段。,第二十八条 并网发电机组提供单机自动发电控制（AGC）服务应达到以下三个标准。三个标准都满足时，合格率为100；其中调节速率不满足时，合格率减50，调节范围不满足时，合格率减25，调节精度不满足时，合格率减25。当AGC运行性能考核不合格时，该时段对应的AG
47、C补偿为零。 （一）调节范围：循环流化床机组AGC调节范围达到可调用容量的30%，其它机组AGC调节范围达到可调用容量的40%。当机组调节上限为额定容量100%时，火电机组调节下限已达机组最低稳燃负荷、水电机组调节下限已达振动区上限，则视为满足。,修订对比,原文,（二）并网发电机组提供单机自动发电控制（AGC）服务应达到以下三个标准。三个标准都满足时，合格率为100；其中一个不满足，合格率减33。,修订后,（二）并网发电机组提供单机自动发电控制（AGC）服务应达到以下三个标准。三个标准都满足时，合格率为100；其中调节速率不满足时，合格率减50，调节范围不满足时，合格率减25，调节精度不满足时，合格率减25。当AGC运行性能考核不合格时，该时段对应的AGC补偿为零。,（二）调节速率：火电单机AGC调节速率一般要求: 单机容量60万千瓦及以上的达到0.6万千瓦/分钟以上；30-60万千瓦之间（含30万千瓦机组）达到0.3万千瓦/分钟以上；30万千瓦以下达到0.1万千瓦/分钟以上。其中，循环流化床机组AGC调节速率达到0.08万千瓦/分钟以上即满足要求；当燃机或燃-蒸联合循环发电机组的负荷达到90%额定出力及以上时，AGC调节速率达0.175万千瓦/分钟以上即满足要求。水电单机AGC调节速率要求达到30%额定容量/分钟以上。,
