2.华中区域发电厂并网运行管理实施细则（征求意见稿）.pdf-solarbe文库

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1 附件 2 华中区域发电厂并网运行管理实施细则（征求意见稿）第一章总则第一条为保障华中电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，根据发电厂并网运行管理规定（电监市场[2006]42 号）和国家有关法律法规、行业标准，结合华中电力系统的实际情况，制定本细则。第二条本细则适用于华中区域内省（市）级及以上电力调度机构调度管辖的并网发电厂。地县级电力调度机构管辖的发电厂纳入适用范围由省级电力调度机构报相应能源监管机构批准。其中，电网公司所属电厂参与考核，不参与结算。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 5437-2009）要求完成整套启动试运时纳入。水力发电机组按水电工程验收规程（NB/T 35048-2015）要求完成负荷连续运行时纳入。风电场和光伏电站从并网发电之日起纳入。其它发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。第三条发电厂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、综合治理”的方针，实行“统一调度、分级管理”，坚持“公开、 2 公平、公正”的原则。第四条华中区域能源监管机构依法对发电厂并网运行管理情况实施监管。电力调度机构在能源监管机构授权下按照调度管辖范围具体实施并网发电厂的运行管理工作。第二章运行管理第五条并网发电厂应在机组并网前，与电网企业签订并网调度协议，不得无协议并网运行。并网调度协议由并网发电厂和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，参照原国家电监会和国家工商总局印发的并网调度协议（示范文本）签订，协议签订后按能源监管机构要求备案。双方达不成协议的，由能源监管机构协调或裁决。第六条并网发电厂应严格服从电力调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网发电厂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。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，并报能源监管机构备案。（一）不执行或无故拖延执行调度指令，按全厂装机容量 1 小时计为考核电量。 3 （二）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，按全厂装机容量1 小时计为考核电量。（三）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组调速系统（一次调频）、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），按全厂装机容量0.5 小时计为考核电量。（四）风电场、光伏电站因继电保护或安全自动装置动作导致解列的风电机组或光伏逆变器，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。（五）调度管辖设备发生事故或异常，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），按全厂装机容量0.3 小时计为考核电量。（六）未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，按全厂装机容量0.3 小时计为考核电量。（七）未如实向电力调度机构反映设备运行状态或运行信息，按全厂装机容量0.2 小时计为考核电量。第七条并网发电厂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 15 分钟通知并网发电厂（紧急情况除外）。计划曲线考核取每 5 分钟整点值计算。 4 （一）频率正常时在频率高于 49.90Hz 且低于 50.10Hz 的情况下，如果 nullP 计划 nullP 实际 nullnullmaxnullP 计划 null2， 2（ MW） nullnull0，则考核。式中 P 计划为计划有功出力； P 实际为实际有功出力。即实际出力允许偏差范围为日发电调度计划曲线±2（不低于 2MW）。考核电量为 W 考核 null2nullnullnullP 计划 nullP 实际 nullnullmaxnullP 计划 null2， 2（ MW） nullnull null5/60（ MWh）（二）频率异常时当频率在 49.90 Hz 以下时，低于有功计划曲线而少发电量，按 4 倍记为考核电量。当频率在 50.10Hz 以上时，超过有功计划曲线而多发电量，按 4 倍记为考核电量。考核电量为 W 考核 null4nullnullP 计划 nullP 实际 nullnull5/60（ MWh）注频率异常时，偏离计划曲线不再设置 2的死区，即只要有同向偏离按偏差电量的 4 倍考核。（三）免于考核情况 1．调度机构调整负荷曲线后，水火电 15 分钟内免除发电计划曲线考核。 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。 5 3． AGC 投入运行期间出现的偏差（跟踪负荷曲线模式除外）。 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．当出现系统事故，机组按照调度指令紧急调整出力时。第八条并网发电厂应参与电力系统调峰，基本调峰能力必须达到机组技术参数要求的指标。常规燃煤机组和在非供热期的热电联产机组的基本调峰能力为其额定容量的 50（火电机组实施了增容改造的，基本调峰下限为初始额定容量的 50，基本调峰上限为增容后核定铭牌功率） , 燃气机组基本调峰能力为其额定容量的 100，水电机组、生物质、综合利用机组按实际能力提供基本调峰。风电、光伏等机组在电网安全受到影响时，应参与系统调峰。对并网发电厂进行调峰能力考核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或机组申报出力下限高于机组基本调峰能力下限的情况，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 nullP nullnullnull nullP nullnullnull ′ nullnull1null小时 nullnull α null nullnullP nullnullnull nullP nullnullnull ′ nullnull1null小时 null null α null 式中 P nullnullnull 为机组额定出力上限（MW）； 6 P nullnullnull ′ 为机组申报出力上限（MW）； P nullnullnull 为机组基本调峰能力下限（MW）； P nullnullnull ′ 为机组申报出力下限（MW）； α null 、α null 为基本调峰的考核系数，α null 4，α null 4。如果电厂未向电力调度机构申报改变机组的可调出力上限或下限，但不能按调度指令提供基本调峰能力时，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 nullP null nullP null ′ nullnull24null小时 nullnull α null nullnullP null nullP null ′ nullnull24null小时 nullnull α null 式中 P null 为当日调度指令出力最高值（MW）； P null ′ 为当日机组实际出力最高值（MW）； P null 为当日调度指令所要求的基本调峰出力最低值（MW）； P null ′ 为当日机组实际出力最低值（MW）； α null 、α null 为基本调峰的考核系数，α null null4， α null null4。因检修、网络约束等原因受限情况除外。第九条并网发电机组必须具备一次调频功能，否则不允许并网运行。并网运行机组应投入一次调频功能，不得擅自退出机组的一次调频功能。 7 对并网发电机组一次调频的考核内容，包括一次调频与 AGC 协联、一次调频复核性试验；一次调频功能投运；机组一次调频人工死区；机组调速系统的速度变动率；调速系统的迟缓率；机组一次调频负荷调节幅度；机组一次调频响应行为等。（一）功能投入情况考核机组一次调频功能未投运，月考核计算方式为考核电量 F＝W 考核 T 0 P N 式中,W 考核为一次调频考核系数,新能源机组数值为 1，其它类型机组为 2；T 0 为一次调频当月未投运小时数（经调度同意退出时间段可不统计），P N 为并网机组额定容量（MW）。（二）性能考核在电网频率越过机组一次调频死区及发生大扰动期间进行一次调频性能考核时，具体参数以电力调度机构 PMU 数据计算结果为准。机组一次调频性能考核包括 K 贡献率指数、Q 合格率指数、响应滞后时间 T 指数以及稳定时间 T 指数（机组一次调频性能考核具体指标及考核度量方法见附件）。每项考核均包括小扰动考核、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，电网最大频率偏差≥0.08Hz 为大扰动，频率模拟扰动范围 0.08Hz～0.15Hz。 1．小扰动考核考核电量 F 1 ＝δ 死区系数（AP N C 考核 N 1 ）若 Q 合格率＜75，C 考核取1；若75≤Q 合格率＜85，C 考核取0.8； 8 若85≤Q 合格率＜95，C 考核取0.3；若95≤Q 合格率＜100，C 考核取0 若调频死区Δfsq0.033，δ 死区系数取 1；若调频死区Δfsq≥ 0.05，δ 死区系数取3。P N 为机组额定容量（MW），A 为 0.06 小时， N 1 为小扰动下的不合格次数（计算详见附件 2）。 2．大扰动考核考核电量 F 2 ＝δ 死区系数（BP N N 2 ）式中若调频死区Δfsq0.033，δ 死区系数取 1；若调频死区 Δfsq≥0.05，δ 死区系数取3。P N 为机组额定容量（MW），B 为 0.3 小时，N 2 为大扰动下的不合格次数（计算详见附件）。 3．模拟扰动考核调度端通过一次调频主动在线测试系统定期对各并网机组主动进行模拟频差测试，验证机组大频差调频性能是否满足电网安全合格要求。具体参照大扰动考核办法执行。 4．机组反调考核若 K＜0，考核电量 F 4 ＝δ 死区系数 DN 3 式中若调频死区Δfsq0.033，δ 死区系数取 1；若调频死区 Δfsq≥0.05，δ 死区系数取3。D为20MWh，N 3 为反调不合格次数。（计算详见附件）（三）传送虚假信号机组传送虚假一次调频投运信号的，一经发现，每次记考核电量考核电量 F＝T 考核 P N 9 式中,P N 为机组额定容量（MW），T 考核为 1 小时。第十条并网发电厂单机 100MW 及以上火电机组和单机容量 40MW 及以上非贯流式水电机组（经调度机构认可不需参与 AGC 调整的机组除外）应具有 AGC 功能。并网发电机组 AGC 的投运率和调节精度、调节范围、响应速度等应满足要求。加装 AGC 设备的并网发电厂应保证其正常运行，不得擅自退出并网机组的 AGC 功能。对并网发电机组提供 AGC 服务的考核内容，包括 AGC 的投运率、调节性能等。（一）投运率考核 AGC 的月投运率必须达到 90％以上。每低于 1 个百分点（含不足一个百分点），每台次记考核电量 50MWh。经调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。（二）性能考核表 1 火电机组/电厂 AGC 调节性能要求额定容量调节范围下限（开机容量的百分数）调节范围上限（开机容量的百分数）调节速率 0 V 100（含）～300 MW 66％ 100％ 1.2 min/ N P 300（含）～600 MW 60％ 100％ 1.5 min/ N P （直吹式制粉系统机组为1.2 min/ N P ） 10 额定容量调节范围下限（开机容量的百分数）调节范围上限（开机容量的百分数）调节速率 0 V 600 MW 及以上 55％ 100％ 1.5 min/ N P （直吹式制粉系统机组为1.2 min/ N P ）燃气 60 100 3 min/ N P 火电全厂方式 50 开机容量 100 1.2 min/ N P 表 2 水电厂 AGC 调节性能要求调节形式调节范围下限（额定容量的百分数）调节范围上限（额定容量的百分数）调节速率 0 V 全厂方式最低振动区上限 100％ 30％ min/ N P （ N P 取最大机组额定容量）单机方式最低振动区上限 100％ 20％ min/ N P 1．指令响应速度性能指标 TP TP k z    * * 0 1 其中 z P 调节过程最终指令-初始出力； 0 T 为调节过程计算参数，火电取 180 秒,全厂控制水电取 60 秒,单机控制水电取 30 秒； P 为调节过程调节幅度； T 为调节过程调节时间（秒）。 2．响应性能指标其中 N P 为开机容量； 0 V 为表 1 所规定的 “标准调节速率” ； 11 * **60 z z PabsT PP   为实际速度。 3．精度性能指标 02.0;1 02.0;/02.0 { 3    e ee k 其中，e 为调节过程调节精度。 4．综合性能指标 321 **5.0 kkkk  指令低于表 1 表 2 所规定的“调节范围下限” ，本调节过程取k1。 5．日均综合性能指标 N ik k N i d    1 其中 ki为第 i 次调节过程的综合性能指标；N 为当日调节过程次数。具备 AGC 功能的机组，应按调度指令要求投入 AGC，无法投入 AGC 功能或 AGC 日均调节性能 d k 小于 1，每日按 30MWh 记为考核电量。其中 AGC 考核计算数据以调度端数据为准，机组或电厂有功出力采样周期不小于 5 秒。调节过程定义不变。统计中明确 T 火电小于 30 秒、水电小于 10 秒的调节过程被认为是随机波动，不纳入调节过程统计、考核与补偿。各考核统计计算单位还可以根据各自电厂/机组调节特性设置上述参数，以滤除无效调节过程。（三）对于非传统类型机组（如循环硫化床机组、灯泡贯流式机组）的AGC 性能考核指标，以具备技术检验资质的单位出具的AGC 调节试验报告数据为准。 12 （四）经调度机构许可，具备全厂AGC控制模式的电厂可按全厂AGC方式运行 ,考核、补偿计算方法与单机一致。（五）传送AGC虚假信号或数据，一经发现，每次记考核电量300MWh。第十一条并网发电厂发电机组的自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应正常投运。并网发电厂不得擅自退出发电机组的自动励磁调节装置或低励限制、强励功能。并网发电厂应在电力调度机构的指挥下，按规定进行发电机组进相试验，在发电机允许条件下，进相深度应满足电网运行的需要。并网发电厂应具备 AVC 功能（经调度机构认可不需参与 AVC 调整的机组除外）并提供基本无功调节服务。基本无功调节是指发电机组在一定的功率因数范围内（其中火电为 0.85-1.0，水电为 0.9-1.0）向电力系统注入或在一定的功率因数范围内（即 0.97-1.0）从电力系统吸收无功功率所提供的服务。（一）电力调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核 1．因电厂自身原因，达不到基本无功调节服务标准要求的，每日按 20MWh 记为考核电量。 2．电力调度机构根据调度规程下达并网发电厂母线电压曲线，并对电厂母线电压合格率进行考核。月度母线电压合格率应不小于 99.9，每降低 0.1 个百分点，记考核电量 50MWh。 13 月度母线电压合格率（）1-机组并网运行时月度母线电压不合格时间（小时）/机组月并网运行时间（小时）100 （二）机组无功出力或进相深度达到规定的技术要求后，电压仍不合格，免于考核。（三）机组励磁系统性能包括进相能力达不到规定的要求，期间电压曲线考核加倍；（四）全厂停电期间，免于考核。第十二条电力调度机构对安装AVC装置的并网发电厂AVC 投运率（包括 AVC 子站投运率和机组 AVC 投运率）和调节合格率进行考核，对应安装但未安装 AVC 装置的并网发电厂按投运率进行考核。（一）AVC 子站投运率不得低于 90，各机组 AVC 投运率不低于 85。月投运率低于标准的，每降低一个百分点（不足一个百分点的按照一个百分点计算）按全厂容量 0.2 小时的标准进行考核，每个月的考核电量不高于当月上网电量的 1。（二）投运率计算公式如下 AVC 子站投运率（1-（AVC 子站退出总时间-（AVC 子站机组全停时间免考核时间））/当月统计总时间） 100 机组 AVC 投运率（1-（机组 AVC 退出总时间-（机组停运时间免考核时间））/当月统计总时间） 100 （三）AVC 子站投运率免考核时间包括 1．由调度允许退出的时间。 14 2．电厂第一台 AVC 机组自并网至最小技术出力稳定运行的时间，电厂最后一台 AVC 机组自最小技术出力至解列的停机时间。 3．AVC 达到正常闭锁条件。（四）机组 AVC 投运率免考核时间包括 1．调度允许退出的时间。 2． AVC 机组并网至最小技术出力稳定运行的时间， AVC 机组自最小技术出力至解列的停机时间。 3．AVC 达到闭锁条件时。（五）电厂 AVC 子站调节合格率不应低于 90，调节合格率低于标准的，每降低一个百分点（不足一个百分点的按照一个百分点计算）按全厂容量 0.2 小时的标准进行考核，每个月的考核电量不高于当月上网电量的 1。（六）调节合格率计算公式如下电厂 AVC 子站调节合格率子站执行合格点数/主站下发调节指令次数 100 第十三条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，是指发电机处于不可用而又不是计划停运的状态。根据水、火电机组和燃气机组停运紧急程度，非计划停运分为以下 5 类第 1 类非计划停运机组跳闸或需立即停运的；第 2 类非计划停运机组虽不需立即停运，但在 6 小时以内停运的；第 3 类非计划停运机组可延迟至 6 小时以后, 15 但在 72 小时以内停运的；第 4 类非计划停运机组可延迟至 72 小时以后,但在下次计划停运前停运的；第 5 类非计划停运计划停运的机组因故超过计划停运期限的。电力调度机构对并网发电厂非计划停运实施统计和考核的标准如下（一）第 1 类非计划停运发生一次按机组额定容量1 小时计为考核电量；第 2 类非计划停运发生一次按机组额定容量 0.5 小时计为考核电量；第 3 类非计划停运发生一次按机组额定容量0.3 小时计为考核电量；第 4、5 类非计划停运发生一次按机组额定容量0.2 小时计为考核电量。（二）机组非计划停运期间，按 0.02机组额定容量停运时间计为考核电量，单次非计划停运考核最大停运时间为 240 小时。（三）机组未在调度规定的时间内完成并网（解列），导致偏离发电计划曲线的，按照日发电计划偏差相关条款考核。机组无法开出的，纳入非计划停运考核，比照第 5 类非计划停运考核计算考核电量。（四）非电厂原因导致的非计划停运，包括电厂送出线路跳闸、稳控装置正确动作切机等，不计入考核。第十四条电力调度机构应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。调控机构确定的黑启动电厂同时还须报送黑启动方案，未按要求报送的，按全厂额定容量 16 0.5 小时记为考核电量。被确定为黑启动电源的发电厂，每年应按调度要求将黑启动电源运行维护、技术人员培训等情况报送电力调度机构。提供黑启动的并网发电机组，在电网需要提供黑启动服务时必须按要求实现自启动。电力调度机构确定为黑启动电源的发电厂，因电厂原因不能提供黑启动（不含计划检修），电厂及时向电力调度机构汇报的，扣罚该厂当月黑启动补偿资金，并按全厂额定容量2 小时记为考核电量。电力调度机构检查发现电厂不具备黑启动能力，而电厂隐瞒不报的，扣罚该电厂前 12 个月黑启动补偿资金并按全厂额定容量24 小时记为考核电量。电力调度机构在系统发生事故或其他紧急情况需要确定为黑启动电源的发电厂提供黑启动服务，而电厂无法提供该服务或无法达到合同约定的技术标准，扣罚该电厂前 24 个月黑启动补偿资金，按全厂额定容量48 小时记为考核电量，并追究电厂相应责任。第三章新能源管理第十五条风电场、光伏电站应开展功率预测工作，保证功率预测系统的稳定运行，按要求及时、完整、准确向电力调度机构传送现场气象信息、发电设备运行信息和预测信息。 17 （一）风电场、光伏电站应按照电力调度机构要求报送调度侧功率预测建模所需的历史数据，未及时报送或错报、漏报，每次按照全场站额定容量*1 小时考核。（二）风电场（光伏电站）应安装满足相关技术标准的测风塔（光伏气象站）及其配套设备，按照要求将气象信息数据及场站理论功率、可用功率、单机信息按调度要求传送至电力调度机构。电力调度机构负责计算每项数据五分钟平均值，按月统计数据合格率。全场站每项数据合格率应大于等于 99，每项数据每降低 1（含不到 1 个百分点），按照全场站额定容量*0.25 小时考核，当月数据合格率累计考核电量的最大值不超过全场站额定容量*5 小时。数据合格率计算公式如下单项月数据合格率（1-当月上传不合格数据个数/当月应上传总数据个数）*100 （三）风电场、光伏电站应按要求向电力调度机构报送日前功率预测曲线和超短期功率预测曲线，上报率应达到 100，未及时报送或错报、漏报，每次按照全场站额定容量*0.25 小时考核。超短期功率预测上报率当月累计考核电量的最大值不超过全场站额定容量*5 小时。具体报送要求为 1．每日 900 前报送次日 0-24h 发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为 15 min。 2．每 15 min 自动向电力调度机构滚动上报未来 15 min- 4 h 的发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为 15 min。 18 第十六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、考核，发电受限时段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日前功率预测准确率应大于等于80，小于 80时按以下公式考核日前准确率（ 2 1 1 n Mi Pi i PP Cap n      ）100 日前准确率日考核电量（80－准确率）PN1（小时）式中P Mi 为 i 时刻的实际功率，P Pi 为 i 时刻的日前功率预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为样本个数，PN 为风电场装机容量。 2．风电场次日 0-24h 日前预测与实际功率相关性系数应大于等于 0.68，小于 0.68 记为一次不合格，每次按照风电场当月上网电量的 0.1考核。（该项考核指标各省可根据实际情况选用）风功率预测相关性系数计算方法如下相关性系数式中n 为样本个数， Mi P 为 i 时刻的实测功率， Pi P 为i时刻的预测功率， MP 为所有样本实测功率的平均值， PP 为所有样本预测功率的平均值。   1 22 11 n MP Mi Pi i nn MP Mi Pi ii PP P r PP P           19 3．光伏电站次日 0-24h 日前功率预测准确率应大于等于 85，小于 85时按以下公式考核日前准确率（ 1 1 n MiPi i P P Cap n      ）100 日前准确率日考核电量（85－准确率） P N 1.5 （小时）式中 P Mi 为 i 时刻的实际功率， P Pi 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，P N 为光伏电站装机容量。（二）超短期功率预测 1．风电场超短期功率预测第 4 小时的准确率应大于等于 85，小于 85时按以下公式考核超短期准确率（ 2 1 1 n Mi Pi i PP Cap n      ）100 超短期准确率日考核电量（85－准确率） PN1 （小时）式中P Mi 为 i 时刻的实际功率，P Pi 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 为风电场装机容量。 2．风电场次日 0-24h 日前预测与实际功率相关性系数应大于等于 0.68，小于 0.68 记为一次不合格，每次按照风电场当月上网电量的 0.1考核。（该项考核指标各省可根据实际情况选用）风功率预测相关性系数计算方法如下 20 相关性系数式中n 为样本个数， Mi P 为 i 时刻的实测功率， Pi P 为i时刻的预测功率， MP 为所有样本实测功率的平均值， PP 为所有样本预测功率的平均值。 3．光伏电站超短期功率预测第 4 小时的准确率应大于等于 90，小于 90时按以下公式考核超短期准确率（ 1 1 n MiPi i P P Cap n      ）100 超短期预测准确率日考核电量（90－准确率） P N 1.5 （小时）其中P Mi 为 i 时刻的实际功率，P Pi 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，P N 为光伏电站装机容量。第十七条风电场、光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电网调度机构确定。（一）风电场有功功率变化最大限值表 3 风电场有功功率变化最大限值风电场装机容量/MW 10min 有功功率变化最大限值 1min 有功功率变化最大限值 150 50 15 风电场因风速降低或风速超出切出风速而引起的有功功率   1 22 11 n MP Mi Pi i nn MP Mi Pi ii PP P r PP P           21 变化超出限值的不予考核，10 分钟有功功率变化值被考核后将不再考核此时间段内 1 分钟有功功率变化值。（二）光伏电站 1 分钟有功功率变化最大限值为该电站装机容量的 1/10。光伏电站因为太阳能辐照度降低而引起的有功功率变化超出限值的不予考核。（三） 10 分钟功率变化率超出限值按以下公式计算考核电量 1 分钟功率变化率超出限值按以下公式计算考核电量式中P i,c 为 i 时段内超限值的功率变化值，P lim 为功率变化限值。第十八条风电场、光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。（一）风电场、光伏电站应配置动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括 MCR 型、TCR 型 SVC 和 SVG），装置性能（包括容量配置和调节速率等）应满足电网运行的需要，不满足要求的，每月按照全场站额定容量*5 小时考核。（二）风电场、光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站的动态无功补偿装置月投入自动可用率，计算公式如下可用  /6 小时考核电量 1 lim,   i ci PPW /60 小时考核电量 1 lim,   i ci PPW 22 每台装置投入自动可用小时数之和每台装置所连接母线带电小时数之和 100 动态无功补偿装置月投入自动可用率应大于等于 95，低于 95的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算式中风电场 Wa 为额定容量*200 小时；光伏电站 Wa 为额定容量*100 小时（三）风电场、光伏电站应按要求装设自动电压控制（AVC）子站， AVC 子站各项性能应满足电网运行的需要，不满足要求的，每月按全场站额定容量*5 小时考核。风电场、光伏电站应加强 AVC 子站的装置维护工作，电力调度机构对已安装 AVC 子站的风电场、光伏电站进行投运率和调节合格率考核。 1．AVC 投运率风电场、光伏电站 AVC 装置同所属电力调度机构主站 AVC 闭环运行时，电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站 AVC 投运率，其计算公式如下 AVC 投运率＝AVC 子站投入闭环运行时间/风电场、光伏电站 AVC 应投入闭环运行时间100 在计算 AVC 投运率时，扣除因电网原因或因新设备投运期间 AVC 子站配合调试原因造成的 AVC 装置退出时间。 AVC 投运率以 98为合格标准。全月 AVC 投运率低于 98的可用    a 95- W 10   可用 23 风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算式中λ投运为风电场、光伏电站 AVC 投运率；风电场 Wa 为额定容量*200 小时；光伏电站 Wa 为额定容量*100 小时 2．AVC 调节合格率电力调度机构 AVC 主站无功电压指令下达后，AVC 子站在 2 分钟内调整到位为合格。电力调度机构按月统计风电场、光伏电站 AVC 装置调节合格率，其计算公式如下 AVC 调节合格率＝子站执行合格点数/主站下发调节指令次数 100 AVC 调节合格率以 96为合格标准。全月 AVC 调节合格率低于 96的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算式中λ调节为风电场、光伏电站 AVC 调节合格率；风电场 Wa 为额定容量*200 小时；光伏电站 Wa 为额定容量*100 小时（四）风电场、光伏电站应按照调度运行要求确保并网点电压（升压站高压侧母线）运行在主站下发的电压曲线范围之内，电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站的电压合格率，其计算公式如下电压合格率升压站高压侧母线电压运行在电压曲线范围之内的时间/升压站高压侧母线带电运行时间100   98- 30  投运 W a   96- W a 30   调节 24 电压合格率以99.9为合格标准。全月电压合格率低于99.9 的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算式中 λ电压为风电场、光伏电站升压站高压侧母线电压合格率；风电场 Wa 为额定容量*200 小时；光伏电站 Wa 为额定容量 *100 小时。若风电场、光伏电站已经按照最大无功调节能力提供电压支撑，但升压站高压侧母线电压仍然不合格，该时段免于考核。第十九条风电场、光伏电站因自身原因造成风机、光伏逆变器大面积脱网，若一次脱网总容量达到或超过其电站并网容量的 30，每次按照额定容量5 小时计为考核电量。第二十条风电机组应具备电网规定要求的低电压穿越能力，光伏逆变器应具备电网规定要求的零电压穿越能力。不具备该项能力的风电场、光伏电站禁止并网。具备合格认证的风机和光伏逆变器在标准要求的低电压或零电压穿越范围内发生脱网，自脱网时刻起该风电场同型号机组、光伏电站同型号逆变器禁止并网，直至完成相关穿越改造并提供检测认证报告。在此之前，每月按不具备穿越能力风机（逆变器）容量*150 小时考核。第二十一条新建、扩建风电场累计并网装机容量超过 40   a 99.9- W 10  电压 25 兆瓦或光伏电站累计并网装机容量超过 10 兆瓦后 6 个月内向电力调度机构报送并网性能测试（检测）及评价报告，逾期未报送并网性能测试（检测）及评价报告，每月按照全场站额定容量 3 小时持续考核。第四章检修管理第二十二条并网发电厂应按相关国家、行业标准及电力系统调度规程的相关规定，向电力调度机构提出年度、月度及日常检修申请，并按照电力调度机构下达的年度、月度、日常检修计划严格执行。并网发电厂应按照电力调度机构批准的检修工期按时完成检修任务。第二十三条电力调度机构应统筹安排并网发电厂发电机组及其外送输变电设备的检修，尽可能安排发电厂外送输变电设备与发电机组检修同时进行。第二十四条并网发电厂涉网的继电保护及安全自动装置、自动化及通信等二次设备的检修管理应按照电力调度机构的调度规程和有关规定执行。电力调度机构对并网发电厂一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹安排、统一考虑。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应与并网发电厂一次设备的检修相配合。第二十五条并网发电厂变更检修计划，包括无法按时开工、延长检修工期、增加检修工作项目等，应按照电力系统调度 26 规程和有关规定执行。电力调度机构视电网运行情况和其它并网发电厂的检修计划统筹安排，若无法安排变更检修计划，应及时通知并网发电厂，并说明原因。第二十六条电力调度机构根据电网运行情况变更并网发电厂检修计划，包括发电厂检修计划无法按期开工、中止检修工作等，电力调度机构应提前与并网发电厂协商。对推迟计划检修期间，发生发电厂的设备故障或影响本细则规定的指标完成时，不对该机组进行考核处理；由于推迟计划检修引起的发电设备故障（非电厂责任）而需增加计划检修项目、工期时，电力调度机构应视情况批准其延长计划检修工期。第二十七条并网发电厂检修工作由于电厂自身原因出现以下情况之一，水、火电机组按每次 100MWh、新能源机组按每次 10MWh 记为考核电量。（一）未按调度规程规定及相关发输变电设备停运管理规定的相关条款报送年、月、日检修计划；（二）计划检修工作不能按期完工，但未办理延期手续；（三）设备检修期间，办理延期申请超过一次；（四）擅自增加（或减少）工作内容而未办理申请手续的；（五）计划检修工作临时调整。第五章技术指导和管理第二十八条并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保 27 护和安全自动装置、通信设备、自动化设备、励磁系统及 PSS 装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备等应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关规定和安全性评价要求，其技术规范应满足接入电网的要求。第二十九条