华东区域发电厂并网运行管理实施细则(2019年3月印发稿)

-1-华东区域发电厂并网运行管理实施细则华东区域发电厂并网运行管理实施细则华东区域发电厂并网运行管理实施细则华东区域发电厂并网运行管理实施细则第一章总则第一条第一条第一条第一条为保障华东电力系统安全、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），制定本细则。第二条第二条第二条第二条本细则适用范围为省级及以上电力调度机构调度管辖的发电厂。地县级电力调度机构调度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。火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437－2009）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/T35048-2015）要求完成带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。其他发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。第三条第三条第三条第三条华东区域内能源监管机构负责对发电厂并网运行考核及结算情况实施监管。电力调度交易机构依照本细则具体实施发电厂并网运行考核和结算。第二章调度管理第四条第四条第四条第四条发电厂发生以下任一情况的，每次考核费用计算方式为：-2-0.5%FWCα=当月全厂调度管理式中，F为每次考核费用；W当月为当月全厂发电量；为α调度管理调度管理考核系数，数值为1；C全厂为该发电厂机组最高批复上网电价，计算口径详见第二十六条，下同。（一）未经电力调度交易机构同意，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、故障录波装置、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）；（二）不执行调度指令；（三）不如实报告调度指令执行情况；（四）现场值班人员离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故处理；（五）不执行电力调度交易机构下达的保证电网安全运行的措施；（六）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度交易机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；（七）发生调度管辖设备误操作事故，未在1小时内向电力调度交易机构汇报事故经过，或造假谎报。（八）未经电力调度交易机构同意，擅自改变电力监控-3-系统安全防护装置（纵向加密认证装置、网络安全监测装置、防火墙等）的安全策略。第五条第五条第五条第五条发电曲线偏差考核发电厂应严格执行相应电力调度交易机构下达的发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式安排。发电计划曲线执行情况按如下方式进行考核：FQCα=计划偏差调度管理机组式中，F为考核费用；Q计划偏差为计划曲线偏差电量，计算详见本条第四款；为调度管理考核系数，数值为1；C机组α调度管理为机组批复上网电价，考核对象含多台机组的，取机组中最高的上网电价。（一）考核对象原则上以机组为单位，也可根据电网运行实际按计划编制对象为单位。（二）电力调度交易机构负责编制每日96点发电计划曲线。两个计划点之间的发电计划值按线性插值法确定，具体计算方式如下：180in1nniPPPP−+=＋式中，为至之间第i个5秒钟发电出力；为96点计iPnP1+nPnP划曲线上某15分钟整点的发电出力，为96点计划曲线上1+nP下一15分钟整点的发电出力，取值为0～179。i（三）由于发电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度交易机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差-4-时，按照偏差量考核。（四）考核以每5分钟为一个单位。电力调度交易机构自动化系统计算考核对象每5分钟的实际发电量和计划发电量（以5秒-1分钟为一个点积分计算发电量）。同一时段内实际发电量与计划发电量之间允许偏差范围为计划发电量的±2%。超出允许偏差范围的电量绝对值作为计划曲线偏差电量。（五）免予考核情况1.值班调度员修改发电计划曲线的，修改后的发电计划曲线应提前15分钟下达给发电厂，不足15分钟下达的发电计划曲线，自下达时刻起15分钟内免除发电计划曲线考核。2.机组（发电厂）在AGC控制模式（除严格跟踪发电计划曲线模式外）下提供AGC服务。3.机组被临时指定提供调峰和调压服务而不能按计划曲线运行。4.出现系统事故、机组跳闸等紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力。5.电网频率高于50.1Hz而机组有功出力越下限，或当电网频率低于49.9Hz而机组有功出力越上限。6.机组启动过程中，从并网至达到最低技术出力后15分钟（水电）、1小时（火电及其它）之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列。-5-7.机组AGC模式切换过程。8.机组进行与出力调整有关的试验期间。9.电网频率异常时，一次调频动作引起的机组出力调整。10.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，免于发电计划曲线考核。11.调峰能力为0的机组（核电站除外）。第六条第六条第六条第六条调峰考核调峰包括基本调峰和有偿调峰，其分类和标准见《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。根据机组提供调峰类型的不同，按以下方式考核。（一）基本调峰能力未具备当机组调峰能力不能达到额定容量的一定比例（华东43%、上海53%、江苏41%、浙江51%、安徽50%、福建47%）时，考核费用计算方式为：FQCα=基本调峰基本调峰机组=0.01QPt运行基本调峰差额式中，F为考核费用；Q基本调峰为基本调峰考核电量，核电站、风电场、光伏电站最大不超过当月发电量的0.05%，其他机组不超过当月发电量的0.1%；P差额为机组调峰能力与基本调峰能力要求之间容量差值；t运行为机组运行时间；为基基本调峰α本调峰考核系数，数值为0.2；C机组为机组批复上网电价。原则上，以资源来源情况定发电的，如：余热发电、以-6-热定电的热电联产机组、径流式水电站、核电、风电、光伏等调峰能力定为0，进行基本调峰考核。特殊情况的，由发电企业报送相应能源监管机构核实。（二）调峰能力下降1.发电厂向电力调度交易机构申报临时改变机组的可调出力上限或下限，当出现高峰或者腰荷时段机组申报出力上限低于机组铭牌出力上限、低谷时段或者调峰困难时段机组申报出力下限高于机组铭牌出力下限的情况，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，每日的考核费用计算方式为：''maxmaxminmin()FPPPPtCα=−+−考核基本调峰机组式中，F为考核费用；为机组铭牌出力上限；为机组maxP'maxP申报出力上限；为机组铭牌出力下限；为机组申报出minP'minP力下限；t考核为1小时；为基本调峰考核系数，其数值基本调峰α为0.2；C机组为机组批复上网电价。负荷低谷时段为22:00-次日6:00。调峰困难时段由电力调度交易机构根据各省（市）的负荷特性确定，并报送能源监管机构。2.发电厂未向电力调度交易机构申报改变机组的可调出力上限或下限，当日机组实际出力最高值低于当日调度指令所要求的最高值或当日机组实际出力最低值高于当日调度指令所要求的最低值，则当日的考核费用计算方式为：-7-1122('')FPPPPtCα=−+−考核基本调峰机组式中，F为考核费用；为当日调度指令所要求的出力最高1P值；为当日机组实际出力最高值；为当日调度指令所要'1P2P求的出力最低值；为当日机组实际出力最低值；t考核为24'2P小时；为基本调峰考核系数，其数值为0.2；C机组为机基本调峰α组批复上网电价。（三）与调峰辅助服务市场衔接已开展调峰辅助服务市场的地方，在市场启动期间执行调峰辅助服务市场规则相关规定，不重复考核。第七条第七条第七条第七条一次调频考核（一）未具备功能机组未具备一次调频功能，月度考核费用计算方式为：=WKFCα一次调频机组式中，F为考核费用；W为机组当月发电量；K为未具备一次调频功能考核系数，核电、光伏、风电数值为0.05%，其他机组为0.1%；为一次调频考核系数，数值为1.5；一次调频α为机组批复上网电价。C机组（二）未投运机组一次调频未投运，考核费用计算方式为：N=0.001PtFCα一次调频机组式中，F为考核费用；为机组额定容量；t为一次调频未NP投运小时数，不包括调度发令退出时间；为一次调频一次调频α-8-考核系数，数值为1.5；C机组为机组批复上网电价。（三）性能未达标机组在电网高频或低频期间的一次调频响应行为未达到要求的，每月考核费用为两种情况考核费用之和：当DXi0且︱60%△QjYi︱－︱△QsYi︱0时，()nii=11=50K60%QjY-iFQsYCα∆∆∑死区调节一次调频机组当DXi＝0时，()nii=12=50K60%QjYiFQsYCα∆+∆∑死区调节一次调频机组式中，F1为一次调频效果性能指标大于零时考核费用；F2为一次调频效果性能指标等于零时考核费用，一次调频效果性能指标计算详见附件；K死区调节为频率控制死区调节系数，频率控制死区为50±0.033Hz、50±0.05Hz、50±0.067Hz，数值分别为2、6、18；n为满足考核条件（详见附件）的一次调频动作次数；DXi为第i次一次调频效果性能指标；△QjYi为第i次一次调频理论计算积分电量（计算详见附件）；△QsYi为第i次一次调频实际动作积分电量（计算详见附件）；为一次调频考核系数，数值为1.5；C机组为机组批复上一次调频α网电价。（四）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，每次考核费用计算方式为：-9-N=PtFCα一次调频考核机组式中，F为考核费用；为机组额定容量；t考核为1小时；NP为一次调频考核系数，数值为1.5；C机组为机组批复上一次调频α网电价。（五）免予考核情况机组启动过程中，从并网至达到最低技术出力后15分钟（水电）、1小时（火电及其它）之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列。第八条第八条第八条第八条AGC（自动发电控制）考核AGC性能考核以投入AGC时的调节精度和实际测试所得的AGC平均调节速率作为考核标准。（一）调节速率不达标电力调度交易机构对AGC长期不投用，或者长期不处于跟踪频率或者联络线偏差的机组不定期进行AGC平均调节速率抽查测试。机组平均调节速率未满足要求时，考核费用计算方式为：()1NAGCFKPtCα=−考核机组K=V实测/V基本式中,F为考核费用；为AGC考核系数，其数值为1；AGCα为2小时；为机组额定容量；C机组为机组批复上网电价；t考核NPK为机组AGC平均调节速率系数，当K大于1时,则按K=1处理；V实测为机组实测AGC调节速率；V基本为机组基本响应速-10-率，直吹式制粉系统机组为每分钟1.0%额定功率，中储式制粉系统机组为每分钟2.0%额定功率，30万千瓦级循环流化床机组为每分钟0.7％额定功率，10万千瓦级循环流化床机组为每分钟0.3％额定功率，燃气机组为每分钟3.25%（F级机组）、5％（E级机组）额定功率，风电和光伏为每分钟10%额定功率。（二）调节精度不达标投入AGC时的调节精度以AGC指令周期时间或者1分钟为一个计算单位。AGC指令周期i或者第i分钟调节精度考核费用计算方式为：ti00.1AGCFPPdtCα=−∫目标实际机组式中，Fi为AGC指令周期i调节精度考核费用；t为AGC指令周期时间或者一分钟；为AGC考核系数，其数值为1；AGCαP实际为机组实际出力，P目标为机组目标出力;C机组为机组批复上网电价。AGC调节精度考核费用计算方式为：nii1FF=∑＝式中，F为AGC调节精度考核费用；Fi为AGC指令周期i调节精度考核费用；n为指令周期个数。（三）隐瞒不报或传送虚假信号当机组AGC装置发生异常而导致AGC无法正常投入时，-11-隐瞒不报的，或传送虚假投退信号的，一经发现，考核费用计算方式为：NAGCFPtCα=考核机组式中，F为考核费用；为机组额定容量；t考核为10小时；NP为AGC考核系数，其数值为1；C机组为机组批复上网电价。AGCα（四）与调频辅助服务市场衔接已开展调频辅助服务市场的地方，在市场启动期间执行调频辅助服务市场规则相关规定，不重复考核。