1山东省电力并网运行管理实施细则（2023年修订版）一第章总则一第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，保障山东电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发展，维护电力企业的合法权益，促进电网经营企业（以下简称电网企业）和并网主体协调发展，根据《国家能源局关于印发〈电力并网运行管理规定〉的通知》（国能发监管规〔2021〕60号），制定本实施细则。第二条本细则适用于山东省级、市级、县级电力调度机构（以下简称省调、地调、县调，统称电力调度机构）直接调度的并网主体，包括并网发电厂、新能源电站、独立储能电站、地方公用发电厂、负荷侧并网主体等。并网发电厂是指由山东省调直接调度的火电、核电、抽水蓄能等发电侧并网主体（不含自备电厂）。2新能源电站是指由电力调度机构调度管理的风电场、集中式光伏电站，其他风电场、光伏发电设施可参照执行。发电量全额自用、采取装设逆功率保护等措施确保不上网的集中式光伏电站不纳入考核范围，亦不参与考核资金返还。独立储能电站是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议、由电力调度机构调度管理、容量5兆瓦/2小时及以上的新型储能电站（不含抽蓄），包括电化学、压缩空气、飞轮储能等。地方公用发电厂是指由地调、县调直接调度的公用发电厂（含煤电、生物质、水电、三余等）。地调、县调直接调度的自备发电厂可参照执行。负荷侧并网主体是能够响应电力调度指令的虚拟电厂，包括聚合分布式光伏、分散式风电、储能（5兆瓦以下）、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水器、高载能工业负荷、自备电厂及所属企业负荷、居民农业侧可调节负荷等。负荷侧并网主体视其对电力系统运行的影响参照本细则执行。3第三条并网主体应遵循电力系统客观规律、市场经济规律以及国家能源发展战略的要求，贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的电力安全生产方针，坚持公开、公平、公正的原则。第四条国家能源局山东监管办公室（以下简称山东能源监管办）依法对辖区内电网企业、电力调度机构、山东电力交易中心（以下简称电力交易机构）和并网主体执行本细则情况进行评估和监管。根据山东能源监管办授权，电力调度机构负责对并网主体开展考核管理，省调负责计算考核与返还结果、负责向电力交易机构提供考核结果；电力交易机构负责向省调提供考核计算所需数据，负责向电网企业和并网主体披露考核结果；电网企业负责对考核与返还结果开展结算。考核结果由省调报山东能源监管办备案，各并网主体依据考核结果承担相应的经济责任。第五条新（扩）建并网主体完成以下工作且具备结算条件之后开展并网运行考核结算：（一）并网发电厂（火电、核电、抽水蓄能）自并网之日起，正常参与本细则规定的调度纪律考核，移交生产后参与所有考核项目及返还。（二）新建新能源电站自并网之日起，正常参与本细则规定的调度纪律考核，自调试期（3个月）满后次月1日起参与4其余项目的考核及返还。扩建新能源电站自调试期（3个月）满后次月1日起参与自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）考核及返还，自并网之日起参与其余项目的考核及返还。（三）独立储能电站自并网之日起，按照本细则规定的调度纪律考核条款正常参与考核。新建、扩建独立储能电站自调试期（1个月）满后次月1日起参与所有考核项目及返还。（四）地方公用电厂自并网之日起，正常参与本细则规定的调度纪律考核，移交生产后参与所有考核项目及返还。第六条并网发电厂、地方公用发电厂（个别条款有特殊说明除外）原则上以机组为单位进行考核。新能源电站、独立储能电站原则上以调度单元为单位进行考核。第二章安全管理第七条电网企业、电力调度机构、并网主体有义务共同维护电力系统安全稳定运行。电力调度机构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。第八条并网主体应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、所属电力调度机构的电力调度规程及规定。第九条并网主体应贯彻执5行山东电网安全管理的规定，并建立健全涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度自动化、网络安全防护、电力通信、励磁系统及电力系统稳定器装置（PSS）、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。第十条重大政治活动或节假日等特殊时期电网企业应制定保供电方案和措施，并网主体应贯彻落实，并在进入保电阶段前向电力调度机构报告各项工作准备情况。一第十条并网主体应落实山东能源监管办开展安全检查提出的各项整改措施，将整改结果报山东能源监管办和电力调度机构，电网企业应配合并网主体落实各项整改措施。对于因并网主体原因未按计划完成整改的，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%，累计考核电量不超过当月上网电量的1%。第十二条并网主体应落实电力调度机构制定的反事故措施。对涉及并网主体一、二次设备的措施，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。对于因并网主体自身原因未按期完成整改的，每逾期一天考核并网6主体当月上网电量的0.1%，累计考核电量不超过当月上网电量的1%。第十三条并网主体应按照所在电网防止大面积停电事故预案的统一部署，制定事故处理预案，参加电网联合反事故演习。对于未制定事故处理预案的并网主体，每次考核并网主体当月上网电量的0.2%；对于无故不参加电网联合反事故演习的并网主体，每次考核并网主体当月上网电量的0.4%。第十四条电力生产事故管理和调查工作应按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）、《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院493号令）、《国家能源局关于印发<电力安全事件监督管理规定>的通知》（国能安全〔2014〕205号）等有关规定执行。第三章运行管理第一节通用要求第十五条并网主体应在并网前与电力调度机构完成并网调度协议签订，并于协议期满前3个月办理续签事宜，且在协议到期前完成续签。无协议或协议超期不得并网运行。7第十六条新（扩）建并网发电厂、地方公用发电厂应在项目完成启动试运工作后3个月内取得电力业务许可证，新（扩）建新能源电站应在并网后6个月内取得电力业务许可证，分批投产的发电项目可分批申请。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。第十七条并网主体应严格服从所属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。出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次考核并网主体当月上网电量的2%。(一)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、定值，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、继电保护装置、安全稳定控制装置、AGC、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，事后须立即向电力调度机构报告）。(二)拖延或无故拒绝执行调度指令。(三)不如实汇报调度指令执行情况。8(四)现场值长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，并网发电厂3分钟内（新能源电站、独立储能电站、地方公用发电厂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）。(七)在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报。(八)其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。第十八条电力调度机构对并网主体继电保护及安全自动装置运行指标进行考核。(一)双重化配置的继电保护及安全自动装置，其中一套设备计划停运时间连续超过24小时，或单套配置的继电保护及安全自动装置非计划停运时间连续超过4小时，每次考核并网主体当月上网电量的0.05%。(二)故障录波、二次设备在线监视、保信子站等技术支持系统与电力调度机构主站数据中断当月累计超过48小时，或存在时钟不准确、接入量命名不规范等影响数据有效性的问题，未按电力调度机构要求进行整改，每次考核并网主体当月上网9电量的0.02%。第十九条电力调度机构对并网主体继电保护及安全自动装置的安全运行水平进行考核。(一)并网主体的主系统继电保护、安全自动装置不正确动作，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%。(二)因并网主体原因导致电网事故扩大或造成电网继电保护和安全自动装置越级动作，每次考核并网主体当月上网电量的0.5%。(三)并网主体继电保护和安全自动装置及其二次回路存在可能导致装置误动、拒动的缺陷，未按电力调度机构要求进行整改，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%。(四)并网主体的故障录波、二次设备在线监视、保信子站等技术支持系统不能及时提供完整的故障录波数据、继电保护和安全自动装置动作数据影响电网事故调查，每次考核并网主体当月上网电量的0.05%。第二十条电力调度机构对并网主体的自动化设备运行情况进行考核。故障统计时间以发生时刻为起始时间，以电力调度机构调度自动化系统接收到正确数据时刻为截止时间。(一)事故期间遥信正确动作率要求100%，每拒动或误动1个/次，考核并网主体当月上网电量的0.2%。(二)上送电力调度机构单路远动数据中断或不刷新，每超10过1小时，考核并网主体当月上网电量的0.1%。发生全部远动数据中断或不刷新，每次考核并网主体当月上网电量的0.5%，每超过1小时，累加考核并网主体当月上网电量的0.5%。(三)上送电力调度机构的单个遥信错误、遥测超差或不刷新，每超过4小时，以及单个遥测跳变，每次考核并网主体当月上网电量的0.05%。(四)调度数据网设备月可用率应≥99.5%，可用率每降低0.5%，考核并网主体当月上网电量的0.05%。调度数据网路由器发生单链路中断，每超过4小时，考核并网主体当月上网电量的0.2%。（五）上送电力调度机构的相量测量/宽频测量数据月可用率应大于等于99.5%，可用率每降低0.5%，考核并网主体当月上网电量的0.05%。（六）电能量采集终端月可用率应大于等于99%，可用率每降低1%，考核并网主体当月上网电量的0.1%。（七）上传电力调度机构的单块电表数据中断、数据错误或无11效，每超过1小时，考核并网主体当月上网电量的0.01%。一第二十条电力调度机构对并网主体电力监控系统网络安全运行指标进行考核。（一）电力监控系统存在网络边界安全防护设备配置违规、违规连接外设、感染恶意代码情况，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%。（二）纵向加密认证装置、网络安全监测装置等网络安全设备月可用率要求≥99.5%。设备离线超过4小时，每次考核并网主体当月上网电量的0.01%。如设备故障仍未处理解决，每超过4小时，考核并网主体当月上网电量的0.002%。（三）电力监控系统网络安全紧急告警应立即处理，重要告警应在24小时内处理，多次出现的一般告警应在48小时内处理，并3日内完成《网络安全告警分析报告》报送电力调度机构。每发生一次告警处置或报告反馈不及时，每次考核并网主体当月上网电量的0.01%，每超过4小时考核加扣并网主体当月上网电量的0.002%。第二十二条并网主体发生涉及电网的事故或并网线路对侧变电站发生事故，在1小时内提供故障录波信息、保护信息和有关数据资料，在24小时内提供事故报告。不满足要求者，每次考核并网主体当月上网电量的0.02%。12第二十三条并网主体应按照电力调度机构的要求报送调度生产相关数据，并保证数据真实准确。对于迟报、漏报、错报数据，按3000元/次予以考核。第二十四条并网主体值班人员（具有接令资格）上岗前应通过电力调度机构组织的学习培训和考核，并取得持证上岗资格。不满足省调持证上岗要求，每人/次考核当月上网电量的0.1%。第二节并网发电厂运行管理第二十五条单机200兆瓦及以上火电机组应具备AGC功能，并保证其正常运行。对机组AGC运行情况采用如下方法进行考核：（一）新投产的火电机组应在启动试运期结束前，完成机组AGC子站装设，并投入AGC功能。未按期投入AGC功能，考核并网发电厂当月上网电量的1%。（二）机组AGC运行考核包括月可用率和性能两部分，对应考核指标包括AGC月可用率指标、AGC调节性能指标（调节速13率）、（调节精度）、（响应时间）。指标含义及计算方法参见附件1。（三）机组AGC月可用率以98%为合格标准，实测机组AGC月可用率低于98%的，当月考核电量为：式中：为AGC可用率考核系数，其数值为1；为该机组容量（兆瓦）。因系统原因，机组负荷低于机组AGC投入下限的时间免于考核。（四）实测机组AGC月度调节性能按照、、参数进行分项考核，若参数大于设定值1，考核电量为0；若参数小于1，按照参数大小进行考核，当月考核电量为：14式中，、、和为AGC性能考核系数，其数值均为2。对实行最高限值，超过1.3以上的均按照1.3计算。对的每月考核电量不超过并网发电厂当月上网电量的0.2％。（五）当并网发电机组AGC子站发生异常而导致AGC无法正常投入时，隐瞒不报的，或传送虚假投退信号的，一经发现，则当月考核电量为：第二十六条并网发电厂应按电力调度机构的指令，在发电机组性能允许的范围内，通过无功调节，保证母线电压合格。发电机组的进相运行深度应满足相关规定要求。并网发电厂采用有偿无功控制时需征得电力调度机构同意。无功电压调节按如下方式进行考核：(一)电力调度机构按季向直调电厂下发母线电压曲线，并15作为无功电压调节考核的依据。并网发电厂按照电力调度机构下达的电压曲线进行无功控制。电力调度机构统计计算各并网发电厂母线电压月合格率，月合格率低于99%的电厂将受到考核，考核电量按如下公式计算，考核电量的最大值不超过接于该母线所有机组当月总上网电量的0.2%。式中：为母线电压月合格率；为接于该母线所有机组当月总上网电量。(二)若并网发电厂已经按照机组最大无功调节能力提供无偿或有偿无功服务，但母线电压仍然不合格，该时段免于考核。(三)并网发电厂的AVC装置投入运行，并与电力调度机构主站AVC装置联合闭环在线运行的电厂，不参与电压月合格率考核。第二十七条并网发电厂应按照调度运行要求装设AVC装置，加强机组AVC装置的维护，使AVC装置各项性能满足电网运行的需要。电力调度机构对并网发电厂机组AVC投运率、AVC无功调用合格率和调节合格率进行考核。16（一）机组AVC投运率考核在并网发电厂机组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每台机组AVC投运率。AVC投运率计算公式如下：式中：为AVC投运率；为AVC投运时间；为机组运行时间。在计算AVC投运率时，扣除因电网原因造成的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%的机组考核电量按如下公式计算，考核电量的最大值不超过该机组当月上网电量的0.1%。式中：为该机组当月上网电量。（二）机组AVC调节合格率考核电力调度机构通过AVC系统按月统计考核机组AVC装置调节合格率。电力调度机构AVC主站电压或无功指令下达后，机组AVC装置在2分钟内调整到位为合格。机组AVC调节合17格率计算公式为：式中：为机组AVC调节合格率；为执行合格点数；为调度机构发令次数。AVC调节合格率以96%为合格标准，全月AVC调节合格率低于96%的机组考核电量按如下公式计算，考核电量的最大值不超过该机组当月上网电量的0.1%。（三）AVC机组无功调用合格率考核以国家标准、行业标准规定的机组最大进相能力为标准，当AVC机组发出减磁闭锁时，机组感性无功出力绝对值大于机组最大进相能力的90%为合格，并按月计算合格率。机组无功调用合格率低于70%的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计），考核机组当月上网电量的0.1%，考核电量最大不超过机组当月上网电量的1%。（四）对于未按期实现机组AVC功能的并网发电厂进行考核，考核标准为：18式中：为电厂当月上网电量；为延期天数。延期天数的计算以电力调度机构要求的时间节点为起始时间，以电力调度机构AVC主站系统接收到并网发电厂AVC子站装置或机组AVC功能远动信息时刻为截止时间。月度考核电量的最大值不超过当月上网电量的0.1%。第二十八条并网发电厂机组（不含抽水蓄能）应具备一次调频功能，其一次调频投/退信号应接入所属电力调度机构。并网发电厂机组一次调频的人工死区、调速系统的速度变化率和一次调频投入的最大调整负荷限幅、调速系统的迟缓率、响应速度等应满足华北电网发电机组一次调频技术管理要求。并网运行的机组应投入一次调频功能，当电网频率波动时应自动参与一次调频，并网发电厂不得擅自退出机组的一次调频功能。一次调频月投运率应达到100％。式中：为一次调频投运时间；为机组月并网时间。对并网发电机组一次调频的考核，分投入情况及性能两个方面，考核方法如下：19(一)投入情况考核1、未经电力调度机构批准停用机组的一次调频功能，并网发电厂每天的考核电量为：式中：为机组容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为3。2、一次调频月投运率每月考核电量为：式中：为一次调频月投运率；为机组容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为3。(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发电机组调节系统运行工况在线上传系统计算结果为准，尚未实施参数上传的电厂暂以调度自动化系统计算结果为准。1、一次调频正确动作率（1）当某台机组并网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间，如果机组的一次调频功能贡献量为正（或者机组的一次调频动作指令表明机组在该期间机组一次调频动作），则统计为该机组一次调频正确动作1次，否则，为20不正确动作1次。每月的正确动作率计算公式为：式中：为每月正确动作次数；为每月错误动作次数。（2）一次调频正确动作率按机组考核。对于一次调频月正确动作率小于80%的机组，每月考核电量为：式中：为机组一次调频月正确动作率；为机组容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为1。（3）对于AGC-R模式运行机组，R模式运行期间一次调频正确动作率按70%开展考核统计，并归算入机组月正确动作率。2、机组一次调频性能（1）每月当电网频率发生较大扰动时，以各机组实际动作计算一次调频考核综合指标；每月当电网频率未发生较大扰动时，通过一次调频远程扰动测试计算各机组一次调频考核综合指标，指标含义及计算方法见附件2。（2）一次调频性能考核采用定额考核方式，考核电量为：21式中：为一次调频考核综合指标；为机组容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为3。第二十九条并网发电厂（不含抽水蓄能）应严格执行所属电力调度机构下达的发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式的安排。电力调度机构对并网发电厂发电计划曲线执行情况按如下方式进行考核：(一)电力调度机构负责编制发电计划，对每台机组每15分钟给出一个电力计划值，全日共96个计划值。两个计划值之间机组发电计划曲线按线性插值法确定，第秒钟的计划出力为：Wisum式中：为96点计划曲线上某15分钟整点的发电出力；为96点计划曲线上的下一15分钟整点发电出力；取值为0～899。(二)考核周期为5分钟，全天288个时段。电力调度机构调度自动化系统实时采集发电机出口电力，累加后得到机组每5分钟实际发电量。实发电量与计划电量之间允许偏差范围标准为：单机容量100兆瓦及以上的机组允许偏差为计划曲线的±2%且允许偏差上下限不超过10兆瓦，单机容量100兆瓦以下机组，允许偏差为计划曲线的±3%。实发电量超出相应时段计22划电量的允许偏差范围时，超标电量绝对值统计为考核电量。(三)并网发电厂应严格执行电力调度机构下达的发电计划曲线。由于并网发电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差时，按照偏差量对并网发电厂进行考核。式中：Tk为第k个周期机组计划曲线的开始时刻；为并网发电厂机组实际发电曲线；为并网发电厂机组发电计划曲线；为并网发电厂机组允许偏差；为日内高峰保供系数，17:00-21:00期间取值5，其余时段取值1;仅在时计算考核电量。(四)根据电力系统安全稳定运行、电能质量控制、跨区23（省）联络线调整以及电力电量平衡的需要，值班调度员有权修改发电计划曲线，修改后的发电计划曲线应提前15分钟下达给电厂，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。(五)机组在由电力调度机构AGC主站系统远方控制期间，当机组处于自动调节模式的严格跟踪基点子模式时，则机组按目标指令接受发电计划曲线考核；如人工调整机组目标指令，则超过调整时间后，机组按目标指令接受发电计划曲线考核。人工调整时间（分钟）为：式中：为设点目标（兆瓦）；为设点时初始出力（兆瓦）；为机组标准调节速率（兆瓦/分钟），具体数值见附件1。(六)电网频率异常时，一次调频动作引起的机组出力调整量不计入考核电量。(七)下列情况下应免于考核：1、机组检修期间。2、根据调度指令，机组被指定以自动调节模式（除严格跟踪基点子模式外）提供AGC辅助服务期间。243、机组通过电力调度机构的AGC系统直接控制时，在规定的人工调整时间内。4、对AGC模式由R模式（调节模式）切换到O模式（计划模式）的机组在15分钟内对发电计划曲线考核免考。5、机组被临时指定提供调频、调峰和调压等满足电网安全需要的服务而不能按计划曲线运行时。6、当出现系统事故、机组跳闸等紧急情况及局部限电、线路过流等特殊情况，机组按照调度指令调整出力时。7、当电网频率高于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时。8、机组启动并网期间（出力从0到最小技术出力），热态启动出力低于机组上报开机曲线10%之内，温态启动出力低于机组上报开机曲线15%之内，冷态启动出力低于机组上报开机曲线20%之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列期间。9、在机组进行与出力调整有关的试验期间。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、机组AGC退出或控制模式发生变化时，结合机组出力与下一个点的发电计划，根据机组调整速率进行相应的发电计划免考。12、机组大修结束首次并网后连续运行24小时免于发电计25划考核。第三十条并网发电厂应参与电力系统调峰。调峰包括基本调峰和有偿调峰，其分类和标准见《山东省电力辅助服务管理实施细则》。根据机组提供调峰类型的不同，采用如下方式进行考核：(一)当机组不能满足基本调峰要求时，按基本调峰考核，月最大考核电量不超过机组当月上网电量的1.5%（后续将根据实际情况调整）。1、每年10月初，民生供热机组（高背压机组以及热电比大于50%的机组，下同）需报送供暖初期、中期、后期的供热可调出力上限P供热max（供热可调出力上限≤机组额定容量），并经电力调度机构校核后作为基本调峰考核依据。供热季期间，民生供热机组申报机组可调出力上限大于P供热max时，免于基本调峰考核。2、并网发电厂当日14时前向电力调度机构申报次日改变机组基本调峰能力（机组申报出力上限低于机组额定容量或机组申报出力下限高于机组基本调峰能力下限，下同），经电力调度机构批准，即认定为机组发生日前基本调峰能力受阻。在机组基本调峰能力受阻期间，每天的考核电量为：考核电量=[(Pmax−Pmax')+(Pmin'−Pmin)]×1(小时)×α日前基本调峰×β基本调峰式中：为机组额定容量26（兆瓦）。供暖期，民生供热机组Pmax=P供热max；'maxP为机组申报出力上限（兆瓦）。供热期，Pmax<Pmax'时，(Pmax−Pmax')取值为零；为机组基本调峰能力下限（兆瓦）；为机组申报出力下限（兆瓦）；α日前基本调峰为日前基本调峰考核系数，供暖期民生供热机组取值为0.075、非民生供热机组取值0.1，非供暖期机组均取值为0.1；为保供期间基本调峰考核系数，每年7-8月、11月至次年1月及有序用电日取值为6，其他时段取值为4。3、并网发电厂日内临时申报改变机组基本调峰能力，或者14时后申报次日改变机组基本调峰能力，经电力调度机构批准，即认定为机组发生日内基本调峰能力受阻。在机组日内基本调峰能力受阻期间，每天的考核电量为：考核电量=[(Pmax−Pmax')+(Pmin'−Pmin)]×1(小时)×α日内基本调峰×β基本调峰式中：α日内基本调峰为临时基本调峰考核系数，取值为0.3；公式中其他变量含义、数值与2中定义相同。4、并网发电厂未主动向电力调度机构申报改变机组的基本调峰能力，但不能按调度指令提供基本调峰能力时，则当日的考核电量为：27考核电量=[(P指令max−P实际max')+(P实际min'−P指令min)]×24(小时)×α日内基本调峰×β基本调峰式中：P指令max为当日调度指令出力最高值（兆瓦）；P实际max'为当日机组实际出力最高值（兆瓦）；P指令min为当日调度指令所要求的基本调峰出力最低值（兆瓦）；P实际min'为当日机组实际出力最低值（兆瓦）；公式中其他变量含义、数值与3中定义相同。5、当机组不能满足基本调峰要求时，检修机组基本调峰考核以机组竣工时间为开始时间，备用机组基本调峰考核以机组并列时间为开始时间。(二)当机组按调度指令执行有偿调峰任务，但未达到指定调整出力时，将受到有偿调峰考核。考核电量为：考核电量=P指令−P实际×t有偿调峰×α有偿调峰式中：P指令为调度调峰指令出力（兆瓦）；P实际为机组实际出力（兆瓦）；t有偿调峰为调度有偿调峰指令时间（小时），其含义为电力调度机构要求机组进行有偿调峰的时间范围；α有偿调峰为有偿调峰的考核系数，其数值为0.05。一第三十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。28电力调度机构按其调度管辖范围可以批准并网发电厂机组利用负荷低谷进行消缺。低谷消缺是指经电力调度机构批准，在夜间22:00至次日7:00、10:00至16:00之间的降出力或停机消缺，该机组消缺期间不考核发电计划曲线、不作非计划停运考核，调峰辅助服务市场运行期间不予以调峰补偿。停机消缺机组不能按时并网，按照非计划停运考核；降出力消缺不能按时恢复出力，超出批准的消缺时间后恢复所有考核。凡并网发电厂因自身原因，发生下列情况之一者，纳入机组非计划停运考核范围：1、正常运行的机组发生突然跳闸和被迫停运。2、机组停运前未得到电力调度机构批准，包括提前不足6小时申请停机及提前6小时申请停机但未得到电力调度机构批准等情况。3、备用机组不能按调度指令并网发电。4、低谷停机消缺机组未按时并网。5、启停调峰机组未按计划时间并网或解列，应按非计划停运接受考核。6、检修后试验机组在并网后连续运行48小时内未报竣工。具体考核办法如下：（一）正常运行的发电机组突然跳闸，每次考核电量为：考核电量=PN×t1×0.5×α非停×β非停29式中：PN为机组容量（兆瓦）；t1为发电机组停运小时数（机组解列至并网时长），计入考核的停运时间不超过72小时；α非停为非计停考核系数，数值为0.2；β非停为为保供期间非计停考核系数，每年7-8月、11月至次年1月取值为2，有序用电日取值为3，其他时段取值为1。（二）向电力调度机构申报后，并网运行的发电机组因电厂自身原因被迫停机，每次考核电量为：考核电量=PN×t1×0.25×α非停×β非停公式中各变量含义与数值与（一）中定义相同。（三）正常备用的发电机组不能按电力调度指令并网发电，每次考核电量为：考核电量=PN×t2×0.25×α非停×β非停t2=t机组并网−t调度指定并网−1(小时)式中：t2为机组计入非停考核的时间，最大取值为72；t机组并网为机组实际并网时间或具备并网条件时间；t调度指定并网为电力调度机构指定30并网时间；其余各变量含义与数值与（一）中定义相同。（四）机组解（并）列时间下达后，电厂应在规定时间完成机组解（并列）操作，允许偏差时间为±1小时。如解（并）列时间超出允许偏差时间，每次考核电量为：考核电量=PN×t3×0.5×α非停×β非停式中：t3为超出允许偏差时间（小时）；其他变量含义与数值与（一）中定义相同。运行机组解列后，24小时内开机的机组，解（并）列时间超出允许偏差时间，按照第（二）项标准考核。（五）机组在检修工期内并网试运期间发生非停，不予考核。（六）因参与低谷调峰而将出力降至机组额定容量的40%及以下时，低谷时段若出现非计划停运情况，若在电力调度机构批准的时间内并网，不计入非停考核。第三十二条电力调度机构根据黑启动预案确定黑启动电源点。作为黑启动电源的并网发电厂，应做好各项黑启动安全管理措施。对承担黑启动任务的并网发电厂，采用如下考核方式：(一)因电厂自身原因不能提供黑启动服务时，电厂应及时汇报所属电力调度机构。无法提供黑启动服务期间，按每天1.231万元考核。(二)电厂须严格按照安全管理规定执行各项黑启动安全管理措施。1、未制定或未及时修订黑启动预案，并报调度备案，每次扣罚30万元。2、未按电力调度机构要求进行黑启动演习，或因电厂自身原因黑启动演习失败，扣罚30万元。(三)当电网发生故障，电厂应及时可靠执行黑启动预案，帮助系统恢复正常运行。若由于电厂自身原因黑启动机组未能完成黑启动任务，扣罚1800万元。第三十三条并网发电厂热电联产在线监测数据月可用率要求≥99%，可用率每降低1%，考核并网发电厂当月上网电量的0.1%。第三十四条电力调度机构对纳入大功率缺额智能决策与处理系统的抽水蓄能电站指令执行情况进行考核，因电站侧原因造成每拒动或误动1台/次，考核电量为抽水蓄能电站当月上网电量的0.2%。第三节新能源电站运行管理第三十五条新能源电站（含配建储能，下同）应具备有功功率调节能力，需配置AGC系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的AGC信号。32(一)对新能源电站AGC系统的控制性能进行考核，不满足下列要求的新能源电站，每月按当月上网电量的1%考核。1、响应时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站开始执行命令止（即场站有功变化量大于等于额定装机容量的0.5%时）的时间间隔，响应时间不大于30秒。2、调节时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站响应稳定在调节精度以内的时间间隔，调节时间应不大于60秒。3、调节精度是指响应稳定以后，实际出力和AGC指令之间偏差的绝对值，调节精度应不大于1兆瓦（或额定容量的1%，取大值）。4、风电场有功功率在额定装机容量10%以上，应能实现连续平滑调节；在额定装机容量10%以下，允许停机调节。光伏电站有功功率在额定装机容量范围内应能实现连续平滑调节。(二)对AGC子站装设情况进行考核。新投产的新能源电站应在启动试运期结束前，完成AGC子站装设，并投入AGC功能。未按期投入AGC功能的新能源电站，每月按当月上网电量1%考核。33(三)对AGC子站投运情况进行考核。在AGC子站闭环运行时，电力调度机构按月统计新能源电站AGC子站投运率（）。计算公式如下：式中：为AGC子站投运率；为AGC子站投运时间；为新能源电站运行时间。式中：AGC子站投运时间为新能源电站AGC子站满足电力调度机构AGC闭环资格要求的时间。在计算投运率时，扣除电网原因或子站配合调试造成的系统退出时间。因不跟踪主站指令被取消AGC闭环资格的新能源电站应在3个月内完成整改，整改完成前，考核AGC投运率。逾期未完成整改，每月按当月上网电量的1%考34核。AGC投运率以98%为合格标准，全月投运率低于98%的新能源电站考核电量按如下公式计算：式中：为AGC子站投运率；为该新能源电站当月上网电量。(四)对AGC指令执行情况进行考核。因电网安全或调峰等原因需要而限制新能源电站出力时，以每1分钟为一个时段，考虑调节精度允许偏差后，对超出相应时段AGC计划指令部分的积分电量进行考核。月度累计叠加考核电量不超过当月上网电量2%。按照以下公式进行考核：式中：为第k个周期AGC指令的开始时刻；35为新能源电站实际发电电力；为考虑允许偏差量后的AGC指令值；仅在时计算考核电量。(五)因电网安全或调峰等原因需要而限制新能源电站出力时，电力调度机构可通知相应新能源电站停运：1、不具备AGC功能或AGC系统控制性能指标不满足要求的新能源电站。2、在弃电期间理论、可用发电功率数据不能反应真实发电能力的新能源电站。(六)因电网安全或调峰等原因需新能源电站停运时，在接到电力调度机构的指令后新能源电站应在15分钟内完成停运操作，且停运期间有功功率不得超过装机容量的10%（样板机）。若违反上述规定，电力调度机构可直接36将该新能源电站解列，同时每次按当月上网电量的1%考核。第三十六条新能源电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。具体考核规则如下：(一)若新能源电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在站内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的1%考核。(二)新能源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新能源电站动态无功补偿装置月投入自动可用率，计算公式如下：式中：为新能源电站动态无功补偿装置月投入自动可用率；为站内所有装置投入自动可用小时数之和；为升压站带电小时数；37为装置台数。动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的新能源电站考核电量按如下公式计算，考核电量最大不超过当月上网电量的1%。式中：为新能源电站动态无功补偿装置月投入自动可用率；为该新能源电站当月上网电量。(三)新能源电站应装设AVC子站，AVC子站各项性能应满足电网运行的需要。未按期完成AVC子站的装设和投运工作，每月考核全站当月上网电量的1%。已安装AVC子站的并网新能源电站应加强机组AVC子站的装置维护工作，电力调度机构统计投38运率、AVC场站无功调用合格率和调节合格率。1、AVC投运率考核在并网新能源电站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新能源电站AVC投运率（），计算公式如下：式中：为AVC投运率；为AVC子站投运时间；为新能源电站运行时间。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%的新能源电站考核电量按如下公式计算，39最大考核电量不超过当月上网电量的2%。式中：为新能源电站AVC投运率；为该新能源电站当月上网电量。2、AVC调节合格率考核电力调度机构通过AVC系统按月统计考核新能源电站AVC装置调节合格率（）。电力调度机构AVC主站电压指令下达后，机组AVC装置在2分钟内调整到位为合格，计算公式为：式中：为机组AVC调节合格率；为执行合格点数；为调度机构发令次数。AVC合格率以96%为合格标准，40全月AVC合格率低于96%的新能源电站考核电量按如下公式计算：式中：为新能源电站AVC调节合格率；为该新能源电站当月上网电量。3、AVC场站无功调用合格率考核以国家标准、行业标准规定的风机、光伏逆变器、SVG、配套储能等最大感性无功调用能力为标准，当AVC场站发出减磁闭锁时，无功出力绝对值大于场站最大感性无功能力的90%为合格，并按月计算合格率。无功调用合格率低于90%的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计），按场站当月上网电量的0.1%进行考核，考核电量最大不超过当月上网电量的1%。414、免考条件由于电网原因、调度技术支持系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的AVC考核给予免考。AVC子站及相关设备计划检修影响投运率及调节合格率的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给予免考（每年不超过2次，每次不超过7天），其余场站自身原因（包括场站内部设备故障等情况）导致的考核不予免考。第三十七条新能源电站应具备一次调频功能（含一次调频远程测试功能），其一次调频投/退信号、一次调频远程测试允许/禁止信号等应接入电力调度机构。新（扩）建新能源电站不具备一次调频功能不允许并网运行。存量新能源电站应在规定期限内完成一次调频功能改造，逾期未完成改造者，每月考核当月上网电量的1%。第三十八条新能源电站应投入一次调频功能，当电网频率波动时应自动参与一次调频，当进行一次调频远程测试试验时应自动进行一次调频响应。对新能源电站一次调频的投入情42况和性能进行考核，月度累计考核电量不超过新能源电站当月上网电量的1%。考核计算方法详见附件3-5。第三十九条新（扩）建新能源电站应在并网之日起3个月内完成并网调试、试验。因自身原因逾期的，自逾期之日起每天考核电量按以下公式计算：式中：为新能源电站的总装机容量（兆瓦）；为逾期考核系数，其数值取0.05。第四十条新能源电站应当在并网之日起6个月内向电力调度机构提交有关新能源电站运行特性的测试报告。逾期未提供的，每超期1天，按照当月上网电量的0.1%考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。一第四十条发生以下情况时，电力调度机构可通知相应新能源电站将全部机组停运，整改完成后方可恢复并网运行：(一)因新能源电站原因，远动数据无法上传至电力调度机构调度自动化系统或数据持续不刷新，超过48小时未恢复。(二)因新能源电站原因，上43传电力调度机构调度自动化系统的有功功率值与对端变电站数据偏差超5%，超过48小时未完成整改。(三)新能源电站发生违规外联、恶意代码感染、边界网络安全措施失效等网络安全事件。第四十二条新能源电站应严格按照项目接入批复方案的要求配建或租赁储能装置。场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量，直至满足接入批复方案要求为止。因电网安全或调峰等原因需要而限制新能源电站出力时，电力调度机构可通知该新能源电站将全部机组停运。第四十三条新能源电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。其中，风电场装机容量小于30兆瓦的，10分钟有功功率变化最大限值为10兆瓦，1分钟有功功率变化最大限值为3兆瓦；风电场装机容量大等于30兆瓦的，10分钟有功功率变化最大限值为装机容量的1/3，1分钟有功功率变化最大限值为装机容量的1/10；光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟。变化率超出限值按以44下公式计算考核电量，月度累计考核量上限不超过当月上网电量的1%：式中：为时段内超限值的功率变化值；为功率变化限值。此项按日进行考核，有功功率变化按照时间区间内最大值与最小值之差进行统计。因执行电力调度机构下发的有功功率控制指令，或开展自动化检修调试工作，或因太阳辐照度降低、风速降低、风速超出切出风速而引起的新能源电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的免于考核。第四十四条当新能源电站因自身原因造成风电机组或光伏发电单元非计划停运，一次停运总容量超过全场站装机容量的30%，纳入非计划停运考核范围，每次考核当月上网电量的1%。其中，非新能源电站自身原因导致停运的，免于考核。45第四十五条新能源电站应开展发电功率预测工作，并按电力调度机构要求及时报送预测结果及测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率、单机/功率逆变器信息。具体考核规则如下：(一)新能源电站应向电力调度机构报送功率预测结果。电力调度机构对新能源电站上报功率预测结果进行考核。考核内容包括中期预测、日前预测和超短期预测，新能源电站出力受限时段免于准确率考核。中期预测是指预测新能源电站次日0时起至未来240小时的发电功率，日前预测是指预测新能源电站次日0时起至24时的发电功率，超短期预测是指预测新能源电站未来15分钟至4小时的发电功率，时间分辨率均为15分钟。1、中期预测新能源电站每日8时、14时前分别向电力调度机构提交中期预测数据（包括日前预测数据）和46对应的计划开机容量。（1）中期预测上报率按日进行统计，按月进行考核，每日两次预测均上报成功则当日上报率计为100%。月上报率应达到100%，每降低1个百分点扣罚当月上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。（2）中期预测结果第十日（第217小时-240小时）准确率按日进行统计，按月进行考核，月平均准确率应不低于70%。准确率小于70%时，每降低1个百分点扣罚当月上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。式中：为i时刻的实际功率；为i时刻的十天前功率预测值；为新能源电站装机容量；47为样本个数。2、日前预测日前预测准确率按照新能源电站日前预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核，允许偏差为实际发电出力的20%（最小允许偏差为2兆瓦），考核电量为预测曲线和实际出力曲线偏差电量的2%（允许偏差除外）。3、超短期预测新能源电站每隔15分钟向电力调度机构提交自上报时刻起未来15分钟至4小时共16个时间节点的超短期预测数据和对应的计划开机容量。超短期预测上报率按日进行统计，按月进行考核，上报率应达到100%，每降低1个百分点扣罚当月上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。超短期预测准确率按照新能48源电站预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核，允许偏差为实际发电出力的15%（最小允许偏差为2兆瓦），考核电量为预测曲线和实际出力曲线偏差电量的2%（允许偏差除外）。4、免考条件由于电网原因、调度自动化系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的预测考核给予免考，新能源电站功率预测系统及相关设备检修影响预测数据上报的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给予免考（每年不超过2次，每次不超过3天），其余新能源电站自身原因（包括场站检修、故障等情况）及恶劣天气导致的预测考核不予免考。(二)风电场应按照电力调度机构要求及时报送测风塔数据、理论/可用发电功率、单机信息，49具体要求如下：1、风电场应在能够准确反映场内风资源情况的位置安装测风塔及其配建设备，按照电力调度机构要求上传测风塔相关数据，并保证数据准确性。测风塔数据包括：10米、30米、50米、70米及轮毂高度风速和风向，10米高度温度、湿度、气压数据。2、风电场应按电力调度机构要求报送理论发电功率和可用发电功率。理论发电功率指在当前风资源条件下，所有风电机组均可正常运行时能够发出的功率；可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率。3、风电场应具备实时采集单机信息的能力，按照电力调度机构要求上传有关单机数据，包括有功、无功、风速、风向、运行状态等。50(三)光伏电站应按照电力调度机构要求及时报送气象站数据、理论/可用发电功率、功率逆变器信息，具体要求如下：1、光伏电站应在能够准确反映站内光资源情况的位置安装气象站及附属设备，按照电力调度机构要求上传气象站相关数据，并保证数据准确性。气象站数据包括：总辐射辐照度、直射辐照度、散射辐照度、环境温度、湿度、风速、风向、气压数据。2、光伏电站应按电力调度机构要求报送理论发电功率和可用发电功率。理论发电功率指在当前光资源条件下，所有光伏发电单元均可正常运行时能够发出的功率；可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率。3、光伏电站应具备实时采集逆变器信息的能力，按照电力调51度机构要求上传有关逆变器信息，包括有功、无功和运行状态等。(四)新能源电站报送的测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率、单机/功率逆变器信息的考核要求如下：1、测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率数据、单机/功率逆变器信息按日统计，按月考核，每项数据月平均可用率应达到98.5%以上，不到98.5%的，每降低1个百分点，按照当月上网电量的0.1%考核。三项数据全月累计考核电量之和不超过当月上网电量的2%。52式中：K、L、T分别为测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率数据、单机/功率逆变器信息的异常点个数，数据异常是指数据缺失、持续30分钟不刷新、超出合理范围等；N、M、G为测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率数据、单机/功率逆变器信息的总测点数。月可用率为当月日可用率的算术平均值。2、由于电网原因、调度自动化系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的考核给予免考，测风塔/气象站及相关设备计划检修影响数据上报的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给予免考（每年不超过1次，每次不超过3天），其余新53能源电站自身原因（包括场站检修、故障等情况）及恶劣天气导致的考核不予免考。第四节独立储能电站运行管理第四十六条独立储能电站应具备AGC功能，能够接收并自动执行电力调度机构远方发送的AGC指令。新建独立储能电站应在正式投产前，完成AGC功能调试并投入。对电站AGC性能、投运率和执行情况进行考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。（一）AGC控制性能指标不满足下列要求的独立储能电站，每月按当月上网电量的1%考核：1.响应时间响应时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站开始执行指令止（即场站有功变化量大于等于额定装机容量的0.5%时）的时间间隔，响应时间应不大于15秒。2.调节时间调节时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站响应稳定在调节精度以内的时间间隔，调节时间应不大于20秒。3.调节精度54调节精度是指响应稳定以后，实际出力和AGC指令之间偏差的绝对值，调节精度应不大于0.5兆瓦（或额定容量的1%，取大值）。（二）对AGC子站投运情况进行考核。独立储能电站AGC功能投入闭环运行后，电力调度机构按月统计AGC子站投运率（）。投运率计算公式如下：式中：为独立储能电站AGC子站满足电力调度机构闭环运行要求的投运时间；为独立储能电站运行时间。因子站调试或电网原因造成AGC子站不可用的，不予考核。投运率以98%为合格标准，全月投运率低于98%的，按如下公式考核：式中：为独立储能电站AGC子站投运率；为该储能电站当月上网电量。（三）对AGC指令执行情况进行考核。以每1分钟为一个时段，考虑调节精度允许偏差后，将超出AGC指令允许偏差的电量统计为考核电量，按如下公式考核：55式中：为第个周期AGC指令的开始时刻；为独立储能电站实际出力；为考虑调节精度允许偏差量后的AGC指令值。第四十七条独立储能电站应按照调度运行要求具备AVC功能，加强AVC子站的装置维护工作，AVC子站各项性能应满足电网运行的需要。对AVC子站投运率、AVC无功调用合格率和调节合格率考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。(一)AVC投运率考核电站AVC子站与电力调度机构主站AVC闭环运行时，电力调度机构按月统计AVC投运率，计算公式如下：式中：为AVC投运率；为AVC子站投运时间；为储能电站运行时间。因电网原因造成AVC子站不可用的，不予考核。AVC投运率以98%为合格标准，对全月AVC投运率低于98%进行考核。56式中：为电站AVC投运率；为该储能电站当月上网电量。(二)AVC调节合格率考核电力调度机构通过AVC系统按月统计考核电站AVC装置调节合格率。AVC主站电压指令下达后，电站AVC装置在2分钟内调整到位为合格，AVC调节合格率计算公式为：式中：为机组AVC调节合格率；为执行合格点数；为调度机构发令次数。AVC调节合格率以96%为合格标准，对全月AVC合格率低于96%进行考核。式中：为电站AVC调节合格率；为该储能电站当月上网电量。(三)AVC无功调用合格率考核57以国家标准、行业标准规定的储能最大感性无功调用能力为标准，当AVC子站发出减磁闭锁时，无功出力绝对值大于场站最大感性无功能力的90%为合格，并按月计算合格率。无功调用合格率低于90%的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计），按当月上网电量的0.1%进行考核，考核电量最大不超过当月上网电量的1%。第四十八条独立储能电站应具备一次调频功能，并保持一次调频功能投入，一次调频投/退信号应接入电力调度机构。独立储能电站一次调频的死区、调节容量、调节速率、调节精度、响应时间等性能指标应满足国家标准要求。当电网频率波动时应自动参与一次调频，未经电力调度机构批准，不得擅自退出一次调频功能。对独立储能电站一次调频的可用率和性能进行考核，月度累计考核电量不超当月上网电量1%。考核计算方法详见附件6-7。58第四十九条新（扩）建独立储能电站应在并网之日起1个月内完成并网调试、试验。因自身原因逾期的，自逾期之日起每天考核电量按以下公式计算：式中：为该储能电站的额定功率（兆瓦）；为逾期考核系数，其数值取0.05。第五十条独立储能电站应当在并网之日起6个月内向电力调度机构提交有关运行特性的测试报告。逾期未提供的，每超期1天，按照当月上网电量的0.1%考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。一第五十条独立储能电站应在每日12时前向电力调度机构申报次日0时到24时每15分钟、共96点的预计充放电计划曲线，并报告影响其充放电能力的缺陷和故障。独立储能电站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，按当月上网电量0.2%的标准考核。第五十二条独立储能电站应严格执行电力调度机构下达的调度计划曲线（或市场出清曲线）和运行方式安排。电力调度机构对执行偏差进行统计和考核。月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。59(一)值班调度员有权按规定修改调度计划曲线，修改后的曲线应提前30分钟下达给电站，不足30分钟下达的，自下达时刻起30分钟内免除考核。(二)因电站自身原因，造成实际曲线偏离调度计划曲线，按照偏差量进行考核。储能电站每15分钟给出一个电力计划值，全日共96个计划值，两个计划值之间机组发电计划曲线按本细则第二十九条（一）中线性插值法确定。(三)以每5分钟为一个时段，根据调度自动化系统采集的电站实际电量（实际充电或放电积分电量）与对应时段计划电量（计划充电或放电积分电量）进行比较，允许偏差为±2%，超出允许偏差，考核电量如下所示。60式中：为第k个周期机组计划曲线的开始时刻；为并网发电厂机组实际发电曲线；为并网发电厂机组发电计划曲线；为并网发电厂机组允许偏差；仅在时计算考核电量。(四)下列情况应免于考核：1、储能电站检修期间。2、执行调度指令引起的偏差电量。3、一次调频动作引起的电站出力调整量。4、以自调度方式参与现货市场。5、其他非电站自身原因造成的考核。第五十三条独立储能电站因自身原因，造成储能单元非61计划停运，停运储能单元总容量超过全站装机容量的30%，纳入非计划停运考核，每次按当月上网电量1%的标准考核。由于电网原因或其他不可抗力因素导致的非计划停运，免于考核。第五十四条独立储能电站应满足国家、行业有关标准规定的四象限功率控制能力。独立储能电站应同时具备就地和远方充放电功率控制和频率、电压调节功能。不满足要求的禁止并网。第五十五条独立储能电站应满足国家、行业有关标准规定的高、低电压穿越能力，频率异常响应能力，电压异常响应能力。不满足要求的禁止并网。第五十六条独立储能电站应具备快速调压能力。当电网电压波动时应自动参与快速调压，未经电力调度机构批准，不得擅自退出电站快速调压功能。对电站快速调压功能考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。（一）当电站并网点电压在标称电压的90%-97%或107%-110%之间时，电站应提供快速调压响应，在1秒内将并网点电压调整至97%-107%之间或将调压能力用尽。（二）快速调压的考核方式当电网电压发生较大波动时，以电站实际动作评价快速调压的性能指标；当电网电压未发生较大波动时，以电站大扰动性能考核试验结果评价相关性能指标。62电站快速调压月正确动作率λ计算公式为：式中：为每月正确动作次数；为每月错误动作次数。对于λ小于80%的电站，每月考核电量为：式中：为考核系数，数值为3；为该储能电站额定功率。第五节地方公用发电厂运行管理第五十七条地方公用发电厂应按电力调度机构要求及时上报最大可调出力、最小可调出力、发电计划。地方公用发电厂应在每日12时前向电力调度机构申报次日发电机组的最大可调出力、最小可调出力、发电计划变化情况，并上报机组次日0时到24时每15分钟共96点的预发电计划，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障。地方公用发电厂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（含不足一个百分点），考核全厂当月上网电量的0.05%，累计考核电量不超过全厂当月上网电量的1%。第五十八条地方公用发电厂应严格执行电力调度机构下63达的发电计划曲线（或实时调度曲线）。电力调度机构对地方公用发电厂发电计划曲线执行情况按如下方式进行考核：(一)考核原则上以厂为单位进行。(二)电力调度机构负责根据地方公用发电厂上报的最大可调出力、最小可调出力、发电计划，对每台机组每15分钟给出一个电力计划值，全日共96个计划值。两个计划值之间机组发电计划曲线按本细则第二十九条（一）中线性插值法确定。(三)根据电力系统安全稳定运行、电能质量控制、跨区（省）联络线调整以及电力电量平衡的需要，值班调度员有权修改发电计划曲线，修改后的发电计划曲线应提前30分钟下达给电厂，不足30分钟下达的发电计划曲线，自下达时刻起30分钟内免除发电计划曲线考核。64(四)地方公用发电厂应严格执行电力调度机构下达的发电计划曲线。由于地方公用发电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差时，按照偏差量对地方公用发电厂进行考核。(五)考核以每5分钟为一个时段，全天288个时段。电力调度机构调度自动化系统实时采集电厂出口电力，累加后得到电厂每5分钟实际发电量，要求同一时段内实发电量与计划电量之间允许偏差范围标准为：燃煤、燃气机组允许偏差为±5%，生物质、垃圾焚烧、余热余能回收利用及其他发电厂允许偏差为±10%。每5分钟实发电量超出相应时段计划电量的允许偏差范围时，超标电量绝对值统计为考核电量，考核电量计算方法与本细则第五十条65（三）一致。(六)下列情况下应免于考核：1、机组检修期间。2、机组被临时指定提供调峰和调压等满足电网安全需要的服务而不能按计划曲线运行时。3、当出现系统事故、机组跳闸等紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力时。4、当电网频率高于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时。5、机组启动并网，根据机组工况在机组并网后至达到正常参数期间，以及达到正常参数后1小时之内；机组停机过程中，从机组降参数至解列期间；6、新投产发电机组在连续满负荷运行试验结束之前的试运期间。7、在机组进行与出力调整有66关的试验期间。8、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。9、机组大修结束首次并网后连续运行24小时免于发电计划考核。10、其他非电厂运行原因。第五十九条地方公用发电厂按机组能力参与电力系统调峰。调峰分类和标准见《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》。根据机组参与电力系统调峰情况，采用如下方式进行考核：当机组按调度指令执行有偿调峰任务，但未达到指定调整出力时，将受到有偿调峰考核。考核电量为：考核电量=P指令−P实际×t有偿调峰×α有偿调峰式中：P指令为调度调峰指令出力（兆瓦）；67P实际为机组实际出力（兆瓦）；t有偿调峰为调度有偿调峰指令时间（小时），其含义为电力调度机构要求机组进行有偿调峰的时间范围；α有偿调峰为有偿调峰的考核系数，其数值为0.02。第六十条电力调度机构对地方公用发电厂非计划停运情况进行统计和考核，累计考核电量不超过全厂当月上网电量的2%。电力调度机构按其调度管辖范围可以批准地方公用发电厂机组利用负荷低谷进行消缺。低谷消缺是指经电力调度机构批准的低谷时段降出力或停机消缺，该机组消缺期间不考核发电计划曲线、不作非计划停运考核，调峰辅助服务市场运行期间不予调峰补偿。但停机消缺机组不能按时并网的，按照非计划停运考核；降出力消缺不能按时恢复出力的，超出批准的消缺时间后恢复所有考核。凡并网发电厂因自身原因，发68生下列情况之一者，纳入机组非计划停运考核范围：(一)正常运行的机组发生突然跳闸和被迫停运。(二)机组停运前未得到电力调度机构批准，包括提前不足6小时申请停机及提前6小时申请停机但未得到电力调度机构批准等情况。(三)备用机组不能按调度指令并网发电。(四)低谷停机消缺机组未按时并网。具体考核办法如下：1、正常运行的发电机组突然跳闸，每次考核电量为：考核电量=PN×t1×0.5×α非停式中：PN为机组容量（兆瓦）；t1为发电机组停运小时数（小时），计入考核的停运时间不超过72小时；α非停为非计停考核系数，其69数值为0.2。2、向电力调度机构申报后，并网运行的发电机组因电厂自身原因被迫停机，每次考核电量为：考核电量=PN×t1×0.25×α非停公式中各变量含义与数值与1中定义相同。3、正常备用发电机组不能按电力调度指令并网发电，每次考核电量为：考核电量=PN×t2×0.1×α非停t2=t机组并网−t调度指定并网−2（小时）式中：t2为计入考核的停运时间，最大取值为72；t机组并网为机组实际并网时间或具备并网条件时间；t调度指定并网为电力调度机构指定并网时间；其余各变量含义与数值与1中定义相同。4、机组解（并）列时间下达后，电厂应在规定时间完成机组70解（并）列操作，允许偏差时间为±2小时。如解（并）列时间超出允许偏差时间，每次考核电量为：考核电量=PN×t3×0.1×α非停式中：t3为超出允许偏差时间（小时）；其他变量含义与数值与1中定义相同。5、机组在检修工期内并网试运期间发生非停，不予考核。6、因参与低谷调峰且将出力降至机组40%额定容量及以下时，低谷时段若出现非停掉闸情况，若在调度批准的时间内并网，不计入非停考核。一第六十条地方公用发电厂应按照调度运行要求确保并网点电压（电厂升压站高压侧母线）运行在电力调度机构下发的电压曲线范围内，电力调度机构按季向并网发电厂下发母线电压曲线，并按月统计各电厂电压合格率，计算公式如下：71式中：为并网点电压运行在电压曲线范围之内的时间；为升压站带电运行时间。月合格率低于99%的电厂将受到考核，考核电量按如下公式计算，考核电量的最大值不超过接于该母线所有机组当月总上网电量的0.2%。式中：为母线电压月合格率；为接于该母线所有机组当月总上网电量。第四章检修管理第六十二条并网主体应按国家、行业标准及所属电力调度机构的调度规程和规定，向所属电力调度机构提出年度、月度及日检修申请，并按照所属电力调度机构下达的年度、月度、72日检修计划严格执行。第六十三条并网主体提出临时检修计划或变更检修计划，包括无法按时开工、延长检修工期、增加检修工作项目等，应按照所属电力调度机构的调度规程和规定执行。电力调度机构视电网运行情况和其它并网主体的检修计划统筹安排，无法安排临时检修或变更检修计划，应及时通知并网主体，并说明原因。临时检修指未列入检修计划，提前6小时以上申请，经电力调度机构批准，且停机时间在批准停机时间之后的检修。并网主体发生非计划停运后，检修超过72小时的时间，作为临时检修。并网主体发电单元正常的低谷消缺时间不按临时检修考核。第六十四条并网主体继电保护及安全自动装置、自动化设备、网络安全防护设备、通信设备等更新、改造、检修时，应将技术方案报电力调度机构备案，经履行设备检修申请等相关工作流程后方可进行。未按要求执行者，每次考核并网主体当月上网电量的0.2%。第六十五条并网发电厂应按照“应修必修，修必修好”的原则，合理安排厂内设备检修计划，按照所属电力调度机构批准的检修工期按时保质地完成检修任务，保证设备的正常可靠运行。73(一)检修工作的考核出现以下情况之一者，每次考核该厂当月上网电量的0.02%，每月累计考核电量不超过当月上网电量的0.1%。1、计划检修工作不能按期完工时，未在规定的时间内办理延期手续。2、设备检修期间，办理延期申请超过一次。3、设备检修期间现场未及时与电力调度机构沟通，改变工作内容，造成设备恢复送电的复杂性增加。4、因并网发电厂自身原因，使电力调度机构批准的计划检修工作临时取消。(二)重复性检修的考核由于并网发电厂原因造成电厂输变电设备（出线、开关、联变、母差保护等）重复性检修停电，按以下标准考核：并网发电厂原因造成电厂升压站同一出线、开关、联变及母差保护年度停电次数2次以上（含2次），每次考核该厂当月上网电量的0.02%，每月考核电量累计不超过当月上网电量的0.1%。(三)并网发电厂机组计划检修超期的考核并网发电厂机组计划检修超期，按以下标准考核：超期时间在5天及以下者，按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×24(小时)×t检修超期×0.1×α检修超期74式中：PN为机组容量（兆瓦）；t检修超期为计划检修超期天数；α检修超期为计划检修超期考核系数，数值为0.1。超期时间多于5天时，按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×24(小时)×[5×0.1+(t检修超期−5)×0.05]×α检修超期公式中各变量含义、数值与上式中定义相同。(四)并网发电厂机组临时检修的考核机组临修按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×t临修×0.1×α临修式中：PN为机组容量（兆瓦）；t临修为临修时间（小时）；α临修为临修考核系数，数值为0.1。第六十六条因独立储能电站自身原因，出现以下情况者，每次按全站当月上网电量0.5%的标准考核。(一)计划检修工作不能按期完工，且未在规定时间内办理延期。(二)检修期间，办理延期申请超过2次。(三)检修期间，现场未经电力调度机构批准，擅自增加工作75内容。(四)影响电力调度机构批准的计划检修工作正常执行。(五)独立储能电站设备（包括出线、开关、联变、母差保护等）重复性检修，年度停电超过2次。第六十七条地方公用发电厂应按照“应修必修，修必修好”的原则，合理安排厂内设备检修计划，按照所属电力调度机构批准的检修工期按时保质地完成检修任务，保证设备的正常可靠运行。(一)检修工作的考核出现以下情况之一者，每次考核该厂当月上网电量的0.01%，每月累计考核电量不超过当月上网电量的0.05%。1、计划检修工作不能按期完工时，未在规定的时间内办理延期手续。2、设备检修期间，办理延期申请超过2次。763、设备检修期间现场未及时与电力调度机构沟通，改变工作内容，造成设备恢复送电的复杂性增加。4、因电厂自身原因，使电力调度机构批准的计划检修工作临时取消。(二)重复性检修的考核由于电厂原因造成电厂输变电设备（出线、开关、联变、母差保护等）重复性检修停电，按以下标准考核：地方公用发电厂原因造成电厂升压站同一出线、开关、联变及母差保护年度停电次数2次及以上，每次考核该厂当月上网电量的0.01%，每月累计考核电量不超过当月上网电量的0.05%。(三)地方公用发电厂机组检修超期的考核地方公用发电厂机组检修超期，每次按以下标准考核，每月累计77考核电量不超过当月上网电量的0.1%。超期时间在5天及以下者，按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×24(小时)×t检修超期×α检修超期式中：PN为机组容量（兆瓦）；t检修超期为计划检修超期天数；α检修超期为计划检修超期考核系数，数值为0.05。超期时间多于5天时，按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×24(小时)×[5×0.1+(t检修超期−5)×0.05]×α检修超期公式中各变量含义、数值与上式中定义相同。(四)地方公用发电厂机组临时检修的考核地方公用发电厂机组临时检修的考核，每次按以下标准考核，每月累计考核电量不超过当月上网电量的0.2%。机组临修时间按如下公式计算考核电量：考核电量=PN×t临修×0.1×α临修78式中：PN为机组容量（兆瓦）；t临修为临修时间（小时）；α临修为临修考核系数，数值为0.05。第五章技术指导和管理第一节通用要求第六十八条电力调度机构按照山东能源监管办的要求，对并网主体开展技术指导和管理工作。第六十九条并网主体涉及电网安全稳定运行的继电保护及安全自动装置、自动化系统及设备、网络安全防护设备、通信设备、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山东电力系统统一规划、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规定要求，其技术规范应满足接入电网的要求。第七十条电力调度机构按其调度管辖范围对并网主体高压侧或升压站电气设备运行情况进行如下考核，事故等级以《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599号令）的定义为准：（一）由于并网主体高压侧或升压站电气设备原因引起重79大电网事故或重大设备事故，每次考核并网主体当月上网电量的2%。（二）由于并网主体高压侧或升压站电气设备原因引起一般电网事故或一般设备事故，每次考核并网主体当月上网电量的1%。（三）并网主体发生高压侧或升压站开关误动或拒动，每次考核并网主体当月上网电量的0.5%。（四）因并网主体高压侧或升压站电气设备原因导致电网输变电设备跳闸，且未构成一般电网事故或一般设备事故者，每次考核并网主体当月上网电量的0.25%。一第七十条电力调度机构按其管辖范围对并网主体继电保护和安全自动装置，包括发电机组涉及机网协调的保护开展技术指导和管理工作。不满足要求者，每次考核并网主体当月上网电量的0.05%。(一)并网主体应对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。(二)并网主体与电网运行有关的继电保护及安全自动装置应与电网继电保护及安全自动装置相配合，与系统有关的继电保护装置及安全自动装置的配置、选型须征得电力调度机构同意。系统状态改变时，应按电力调度机构的要求按时修改所辖80保护的定值及运行状态。未经电力调度机构许可，不得擅自改变有关技术性能参数。(三)并网主体应严格执行继电保护及安全自动装置反事故措施。当系统继电保护及安全自动装置不满足运行要求时，并网主体应积极配合电网进行更新改造。(四)并网主体应配合电网企业及时改造达到更换年限的继电保护及安全自动装置，严格执行国家、网省继电保护及安全自动装置技术规程和规定。设备更新改造应相互配合，确保双方设备协调一致。(五)并网主体继电保护定值和软件版本应设专人进行管理。每年应根据所属调度管理范围的电力调度机构下发的等值阻抗对所管辖的保护定值进行校核计算。(六)并网主体应按国家、地方、行业标准和规定开展继电保护专业技术监督工作，建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并应设置专人负责继电保护技术监督工作。对各级技术监督中发现的重大问题应按要求及时完成整改。第七十二条电力调度机构按其管辖范围对并网主体自动化设备开展技术指导和管理工作。不满足要求者，每次考核并网主体当月上网电量的0.2%。(一)并网主体应具有两套调度数据网设备，分别接入省调、地调接入网或地调双接入网，每套设备至调度主站应具有独立81的两路不同路由的网络通道。对地方公用发电厂，因特殊原因导致调度数据网无法覆盖的，经报电力调控机构审批同意，可采用运营商无线网络通信通道。(二)并网主体远动设备应双套配置、双主运行，每套分别上联两套调度数据网设备。(三)并网主体各类自动化设备应采用冗余配置的不间断电源或厂（场）站内直流电源供电。(四)并网主体应在发电机组出口、主变、集电线（汇集线）、网厂（场）计量关口点及辅助结算点安装电能表，计量信息应通过电能量采集终端接入并正确传送至电力调度机构的电能量计量系统，电能表、相关TA/TV更换完毕并向电力调度机构报竣工后2小时内，应将换表记录、TA/TV参数报送相应电力调度机构。第七十三条电力调度机构按其管辖范围对并网主体电力监控系统安全防护系统及设备开展技术指导和管理工作。对不满足要求者，每次考核并网主体当月上网电量的0.05%。(一)直接接入调度数据网的设备、与接入调度数据网设备存在网络连接关系的系统或设备应纳入网络安全监测并进行安全加固，网络安全监测信息应正确传送至电力调度机构的网络安全管理平台。(二)并网主体应定期开展电力监控系统等级保护测评和安82全防护评估，并及时向电力调度机构提交测评和评估报告。第七十四条电力调度机构按其管辖范围对并网主体通信设备开展技术指导和管理工作。不满足要求的按以下标准进行考核。(一)并网主体通信设备的配置及运行应满足电力调度机构相关规程、规定要求，不满足的应限期整改（最迟不超过12个月），逾期未完成整改，每次考核并网主体当月上网电量的0.2%。(二)并网主体对与电力调度机构通信有直接关联的通信设备设施进行重要操作时，应按照电力通信运行管理规程检修管理规定，提前向电力通信调度机构申报，许可后实施。未经许可擅自操作的，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%。(三)并网主体通信设备故障，引起继电保护或安全自动装置误动、拒动等影响电网调度和运行操作，或造成电网事故、事故处理时间延长、事故范围扩大，每次考核并网主体当月上网电量的0.5%。(四)因并网主体自身原因造成通信出现下列情形，每次考核并网主体当月上网电量的0.1%。1、造成任何一条继电保护或安稳装置或远动信息通信通道非计划连续停运时间4小时以上，或任一条通信光缆连续故障时间超24小时。832、与电网调度机构相连的调度交换机故障，造成调度电话终端全停超6小时。3、并网主体应按期完成调度管辖范围内通信设备缺陷处理及重大问题整改，48小时内没有完成消缺，造成电网安全稳定性和可靠性降低。第二节并网发电厂技术管理第七十五条电力调度机构定期对并网运行的发电机组进行电网要求的性能指标测试，对于试验结果达不到相关国标、行标要求的机组应在5个工作日内向所属电力调度机构上报整改计划，并于1个月内完成整改；对于因电厂原因未按计划完成整改的，每月考核并网发电厂当月上网电量的0.1%；6个月内未完成整改的，电力调度机构可责令停机整改。第七十六条电力调度机构按其管辖范围对并网发电厂涉网设备的参数管理开展技术指导和管理工作，不满足要求者，每月考核并网发电厂当月上网电量的0.1%。(一)并网发电厂涉网设备的参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、84升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。并网发电厂应按所属电力调度机构参数管理的规定执行。(二)并网发电厂还应定期委托有资质的试验部门对涉网设备进行参数实测及认证，并及时将设备试验报告及技术资料报送所属电力调度机构。当涉网设备或涉网设备参数发生变化时，应事先得到电力调度机构的许可，电力调度机构根据电网安全稳定运行的需要有权要求并网发电厂对该涉网设备重新进行参数实测。(三)新建发电机的励磁系统数学模型和相应参数应在机组进入商业化运行前完成实测；改造机组的励磁系统数学模型和参数应在投入运行后一个月内完成实测。并网发电厂应将实测的励磁系统及PSS数学模型和参数报送电力调度机构审核。运行中如系统逻辑或设定参数发生变化，须经电力调度机构核准方可执行，必要时需重新进行参数实测工作。(四)并网发电厂应进行机组调速系统数学模型和相应参数的实测工作，并将实测的调速系统数学模型和参数及时报送电力调度机构审核。运行中如系统逻辑或设定参数发生变化，须经电力调度机构核准方可执行，必要时需重新进行参数实测工作。85第七十七条电力调度机构按其管辖范围对并网发电厂励磁系统和PSS装置开展技术指导和管理工作，不满足要求者，每月考核并网发电厂当月上网电量的0.2%。(一)并网发电厂的励磁系统和PSS装置的各项技术性能参数应达到国家和行业标准的要求，并满足山东电网安全稳定运行的要求。(二)并网发电厂的励磁系统和PSS装置应由并网发电厂委托有资质的试验部门进行试验及认证，其主要性能指标应符合国家、行业标准要求。第七十八条电力调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂励磁系统和PSS装置的运行情况进行如下考核：(一)按要求应配置PSS装置的并网发电厂机组未配置PSS装置，考核并网机组当月上网电量的0.2%。(二)发电机组正常运行时自动励磁调节装置和PSS装置的可投运率应不小于100％，每降低1个百分点（含不足1个百分点），考核并网机组当月上网电量的0.02%，累计考核电量不超过该并网机组当月上网电量的0.2%。第七十九条电力调度机构按其管辖范围对并网发电厂调速系统开展技术指导和管理工作，不满足要求者，每月考核并网发电厂当月上网电量的0.2%。(一)并网发电厂的发电机组调速系统的各项技术性能参数86应达到国家和行业标准的要求，并满足山东电网安全稳定运行的要求。(二)并网发电厂的调速系统应由并网发电厂委托有资质的试验部门，在机组并网前进行必要的静态调试和动态模拟试验，其主要性能指标应符合国家标准、行业标准要求。(三)对于已经投入运行、但主要技术指标不符合国家标准、行业标准要求和不满足电网安全稳定运行要求的调速系统，应制定技术改造方案报送电力调度机构，并按期完成。第八十条并网发电厂新建热电机组应在首次并网前完成热电联产在线监测子站建设和相关测点上传，供热改造机组应在改造结束后首次并网前完成热电在线监测相关测点上传，如未按期完成，考核该电厂当月上网电量的0.1%。第三节新能源电站技术管理一第八十条风电机组、光伏发电单元应具备国家标准、行业标准规定的高、低电压穿越能力，不满足要求者禁止并网。若现场检测不合格，或经现场抽检合格后仍在高、低电压穿越87范围内发生脱网，自脱网时刻起该新能源电站同型号风电机组、光伏发电单元禁止并网，直至完成全部整改。第八十二条通过35kV及以上电压等级并网且装机容量40兆瓦及以上的新能源电站应具备惯量响应和快速调压能力（含远程测试功能）。新（扩）建新能源电站不具备惯量响应和快速调压能力不允许并网。存量新能源电站应按照规定期限完成惯量响应和快速调压能力改造，逾期未完成改造者，每月考核当月上网电量的1%。第八十三条新能源电站应在并网前3个月提交可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的模型和参数，配合电力调度机构开展模型审查和一致性核查。当变流器及控制器软件版本等发生变化时，应委托有资质的建模机构评估原有模型的适用性，必要时需重新开展建模工作，并报送电力调度机构。对于未在电力调度机构要求的期限内提交合格建模报告的新能源电站，每月考核当月上网电量的0.5%。第四节独立储能电站技术管理第八十四条独立储能电站各项性能参数应符合国家、行业标准有关规定，额定容量、最大充放电时间与并网调度协议一致。因电池寿命衰减、意外事故等造成性能参数发生变化，88电站需及时上报电力调度机构，并在3个月内完成整改。逾期未完成整改者，每月考核当月上网电量的0.5%。第八十五条独立储能电站应在并网前3个月提交可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的模型和参数，配合电力调度机构开展模型审查和一致性核查。当控制器软件版本等发生变化时，应委托有资质的建模机构评估原有模型的适用性，必要时需重新开展建模工作，并报送电网调度机构。对于未在电力调度机构要求的期限内提交合格建模报告的新型独立储能电站，每月考核当月上网电量的0.5%。第五节地方公用发电厂技术管理第八十六条地方公用发电厂通过无线网络接入时，纵向通信通道采取访问控制、认证及加密措施。不满足要求者，每次考核当月上网电量的0.1%。第六章统计结算第八十七条电力调度机构在山东能源监管办授权下，按照专门记账、收支平衡原则，负责并网运行管理的具体实施工作，对并网主体运行情况进行考核。考核费用实行专项管理，89全部向相关并网主体进行返还。直调火电（含核电）、抽水蓄能、风电、光伏、独立储能电站、地方公用发电厂分开参与考核和返还。第八十八条并网主体考核实施按以下原则执行：(一)考核以月度为周期开展。(二)同一事件适用于不同考核条款的，按照扣罚电量最大的条款执行。(三)如出现电价调整，不再进行并网主体考核与返回费用的追溯计算。第八十九条考核依据是电力调度机构发布的发电计划、检修计划、功率曲线、电压曲线等调度自动化系统数据；电能量采集计费系统电量数据；当值调度员、电力现货市场运营人员调度录音及值班记录；继电保护动作信息及故障录波报告等。第九十条并网主体月度总考核费用为：(一)直调火电及核电考核费用考核费用=∑i=1n(∑k=1tWihour×Cihour)+∑i=1nWisum×Cim+Wpsum×Cpm式中：Wihour为机组i非计划停运考核期间每小时考核电量（兆瓦时）；Cihour为机组i非计划停运考核期间每小时考核电价90（元/兆瓦时）。其中，直调火电取同类型机组实时市场出清电价，核电机组取政府批复上网电价；t为机组i非计划停运考核总小时数；n为该电厂机组总数；Wisum为机组i除非计划停运外以机组为考核单位的项目考核电量总和（兆瓦时）；Cim为机组i除非计划停运外以机组为考核单位的项目考核单价（元/兆瓦时）。直调火电取网内同类机组月度综合市场化交易价格（由容量补偿电费、市场形成的电量价格构成，下同），核电机组取政府批复上网电价；Wpsum为以电厂为考核单位的项目考核电量总和（兆瓦时）；Cpm为以电厂为考核单位的项目的考核电价（元/兆瓦时）。直调火电取网内同类机组月度综合市场化交易价格，核电机组取政府批复上网电价。(二)抽水蓄能、新能源电站、独立储能电站、地方公用发电厂月度考核费用：式中：为各类并网主体对应考核电量总和（兆瓦时）；为各类并网主体对应月度电量电费结算均价91（元/兆瓦时）。抽水蓄能取政府批复上网电价结算，新能源电站取同类型场站月度结算电价，独立储能电站取月度综合市场化交易价格，地方公用发电厂取地方公用燃煤电厂月度结算均价。一第九十条并网主体考核费用按参与考核的同一类并网主体上网电量比例进行返还。第i个电厂能够得到的第j项返还费用计算公式为：R返还ji=R总考核j×Wi∑i=1NWi式中：R返还ji为第i个电厂的第j项返还费用；为等于第j项考核总费用；Wi为第i个参与第j项考核返还的电厂月度上网电量；N为当月参与第j项考核返还电厂的总数。第i个电厂能够得到的返还费用计算公式为：返还费用=∑j=1MR返还ji式中各变量含义与上式中定义相同。第九十二条并网主体结算费用等于当月该电厂获得的返还费用减去当月该电厂的考核费用。92第九十三条并网主体考核返还费用结算采用电费结算方式，与下一个月电费结算同步完成。并网主体在该月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的考核及返还费用，向所在电网企业开具增值税发票，与该月电费一并结算。第七章信息披露第九十四条信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则，披露内容应包括但不限于考核与返还、考核种类、调度单元等信息类型。电网企业、电力调度机构、电力交易机构对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责，并应保存并网运行考核相关数据至少五年。第九十五条电力交易机构负责通过信息披露平台向所有并网主体披露相关考核和返还结果，制定和完善信息披露标准格式，开放数据接口。第九十六条每月10日前，电力调度机构将上月并网主体运行管理考核的初步统计情况通过电力调度机构技术支持系统网站披露。第九十七条并网主体对考核情况有疑义，应在每月12日前向相应电力调度机构提出复核。电力调度机构经核查后，在接到问询的1日内予以答复。93第九十八条每月15日前，电网企业、电力调度机构将上月并网主体运行管理考核情况明细清单以纸质盖章文件和邮件形式报送山东能源监管办。第九十九条每月20日前，电力交易机构将上月并网主体运行管理考核情况明细清单作为公众信息进行披露。第八章市场监管一第百条山东能源监管办负责建立健全电力并网运行工作管理协调机制。并网主体如对并网运行、计量统计、考核返还、费用结算等方面存在争议，应将问题反馈至相关部门，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应对并网主体提出的争议或问题，组织开展核查，与并网主体充分沟通协商解决争议。如双方对争议事项不能达成一致，由山东能源监管办协调和解决。一一第百零条电网企业、电力调度机构、电力交易机构和并网主体应按照国家有关规定披露和报送相关信息，如实报送与监管事项相关的文件、资料，为保证并网运行管理考核工作的准确、高效，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应建立相应的技术支持系统，并将信息接入能源监管信息系统。94一第百零二条电网企业、电力调度机构、电力交易机构和并网主体应明确承接本细则相关工作的部门和岗位，制定内部工作流程，按要求做好管理工作，如有问题及时上报山东能源监管办。一第百零三条建立电力调度运行管理情况书面报告制度。电力调度机构按月向山东能源监管办报告电力调度运行管理情况，并在厂网联席会议上通报。一第百零四条电力调度机构应定期评估本细则执行情况，并在征求相关并网主体意见后，向山东能源监管办提出相关建议。山东能源监管办根据有关建议和实际情况及时调整和完善有关条款及考核标准。一第百零五条山东能源监管办负责电力并网运行的监督与管理，监管本细则的实施，组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管，工作中发现的重大问题及时向国家能源局报告。并网主体可向山东能源监管办反馈问题和线索。(一)建立常态化监督管理机制1、电力调度机构、电力交易机构每年对上一年执行本细则情况开展自查自纠，并于3月底前形成自查报告报山东能源监管办。952、山东能源监管办根据监管情况和发现的问题，对相关单位采取约谈、通报或责令整改等措施。(二)不定期组织专项督查和监管1、山东能源监管办结合实际情况和相关问题线索，重点围绕考核豁免、电费结算、运行管理、安全管理等方面，不定期组织对电网企业、电力调度机构、电力交易机构和并网主体执行本细则情况开展专项督查和监管。2、山东能源监管办根据需要组织对“两个细则”技术支持系统中有关算法、功能与本规则一致性进行核查。第九章附则一第百零六条本细则将根据山东电网实际运行情况及时修订。山东能源监管办根据并网考核情况，对考核标准进行修改，报国家能源局备案后执行。一第百零七条本细则由山东能源监管办负责解释。一第百零八条本细则自发布之日起施行，有效期5年。原《关于修订我省发电厂并网运行管理实施细则的通知》（鲁能监市场〔2018〕57号）文及相关补充通知、《关于修订风电场并网运行管理实施细则的通知》（鲁能监市场﹝201967﹞号）96文、《关于修订〈山东光伏电站并网运行管理实施细则（试行）〉的通知》（鲁能监市场﹝2019103﹞号）文废止。一第百零九条地方公用发电厂发电计划曲线执行情况（本细则第五十六条）暂不执行，具体执行时间另行确定。97附件1并网发电厂AGC性能指标计算及补偿考核办法（一）AGC机组调节过程如下图所示，这是网内某台机组一次典型的AGC机组设点控制过程。图中，是该机组可调的下限出力，是其可调的上限出力，是其额定出力，是其启停磨临界点功率。整个过程可以这样描述：T0时刻以前，T1时刻以前，该机组稳定运行在出力值P1附近，T0时刻，AGC控制程序对该机组下发功率为P2的设点命令，机组开始涨出力，到T1时刻可靠跨出P1的调节死区，然后到T2时刻进入启磨区间，一直到T3时刻，启磨过程结束，机组继续涨出力，至T4时刻第一次进入调节死区范围，然后在P2附近小幅振荡，并稳定运行于P2附近，直至T5时刻，98AGC控制程序对该机组发出新的设点命令，功率值为P3，机组随后开始降出力的过程，T6时刻可靠跨出调节死区，至T7时刻进入P3的调节死区，并稳定运行于其附近。（二）各类性能指标的具体计算方法定义两类AGC补偿考核指标，即可用率、调节性能：1、可用率反映机组AGC功能良好可用状态；2、调节性能目前考虑调节速率、调节精度与响应时间等三个因素的综合体现。各类指标的计算方法如下：（1）可用率①计算公式式中：为可投入AGC时间，指结算月内，机组AGC保持可用状态的时间长度；为月有效时间，指月日历时间扣除因为非电厂原因（含检修、通道故障等）造成的不可用时间。②计算频率每月统计一次。99（2）调节速率①计算公式调节速率是指机组响应设点指令的速率，可分为上升速率和下降速率。第i台机组第j次调节的调节速率考核指标计算过程描述如下：在涨出力阶段，即T1～T4区间，由于跨启磨点，因此在计算其调节速率时应消除启磨的影响；在降出力区间，即T5～T6区间，未跨停磨点，因此计算时勿需考虑停磨的影响。综合这两种情况，实际调节速率计算公式如下：K1i,j式中：是机组i第j次调节的调节速率（兆瓦/分钟），是其结束响应过程时的出力（兆瓦），是其开始动作时的出力（兆瓦），是结束的时刻（分钟），是开始的时刻（分钟），是第j次调节的启停磨临界点功率（兆瓦），是第j次调节启停磨实际消耗的时间（分钟）。如果的计算值小于0.1，则取为0.1。式中：为机组i标准调节速率，单位是兆瓦/分钟，其中：100一般的直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为机组额定有功功率的1.5%；一般的带中间储仓式制粉系统的火电机组为机组额定有功功率的2%；循环流化床机组和燃用特殊煤种（如劣质煤，高水分低热值褐煤等）的火电机组为机组额定有功功率的1%；超临界定压运行直流炉机组为机组额定有功功率的1.0%，其他类型直流炉机组为机组额定有功功率的1.5%；燃气机组为机组额定有功功率的4%；水力发电机组为机组额定有功功率的10%。K2i,j衡量的是机组i第j次实际调节速率与其应该达到的标准速率相比达到的程度。②计算频率每次满足调节速率计算条件时计算。③对AGC调节指标（调节速率）实行最高限值，超过1.3以上的均按照1.3计算。（3）调节精度①计算公式调节精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的差值。调节精度的考核指标计算过程描述如下：在第i台机组平稳运行阶段，即T4～T5区间，机组出力围绕P2轻微波动。在类似这样的时段内，对实际出力与设点指令之差的绝对值进行积分，然后用积分值除以积分时间，即为该时段的调节偏差量，如下式：101K2i,j式中：为第i台机组在第j次调节的偏差量（兆瓦）；为其在该时段内的实际出力；为该时段内的设点指令值；为该时段终点时刻；为该时段起点时刻。式中：调节允许的偏差量为机组额定有功功率的1％；衡量的是该AGC机组i第j次实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比达到的程度。如果的计算值小于0.1，则取为0.1。②计算频率每次满足调节精度计算条件时计算。（4）响应时间①计算公式响应时间是指调度自动化系统发出指令之后，机组出力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102K3i,jK3i,j式中：为机组i第j次AGC机组的响应时间。火电机组AGC响应时间应小于1分钟，水电机组AGC的响应时间应小于20秒；衡量的是该AGC机组i第j次实际响应时间与标准响应时间相比达到的程度。如果的计算值小于0.1，则取为0.1。②计算频率每次满足响应时间计算条件时计算。（5）调节性能综合指标①计算公式每次AGC动作时按下式计算AGC调节性能。Kpi,j式中：衡量的是该AGC机组i第j次调节过程中的调节性能好坏程度。调节性能日平均值Kpdi式中：反映了第i台AGC机组一天内n次调节过程中103的性能指标平均值。未被调用AGC的机组是指装设AGC但一天内一次都没有被调用的机组。调节性能月度平均值Kpi式中：反映了第i台AGC机组一个月内N次调节过程中的性能指标平均值。未被调用AGC的机组是指装设AGC但在考核月内一次都没有被调用的机组。②计算频率每次AGC指令下发时计算，次日统计前一日的平均值，月初统计上月的平均值。（6）AGC控制模式说明AGC主站控制软件在对AGC机组在进行远方控制时，可以采取多种控制模式，介绍如下：①自动调节模式，又包括若干子模式：无基点子模式带基点正常调节子模式带基点帮助调节子模式带基点紧急调节子模式严格跟踪基点子模式②人工调整模式。104105附件2并网发电厂一次调频综合指标计算及考核办法并网发电厂均应具备一次调频功能并投入运行，其一次调频性能需满足所属电力调度机构的要求。机组在电网频率发生波动时典型一次调频调节过程：表征一次调频贡献的各项指标中，最重要的四项指标是转速死区、响应时间、稳定时间和速度变动率。（一）转速死区转速死区是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的情况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。但是过大的死区会减少机组Δtt1fNPtt106参与一次调频的次数及性能的发挥。发电机组一次调频的转速死区应不超过2转。（二）响应时间机组参与一次调频的响应滞后时间（见上图中的Δt），目的是要保证机组一次调频的快速性。发电机组一次调频的响应滞后时间应不超过3秒。（三）稳定时间机组参与一次调频的稳定时间（见上图中t1），这一指标是为了保证机组参与一次调频后，在新的负荷点尽快稳定。发电机组一次调频的稳定时间应不超过60秒。（四）一次调频电量贡献指数按照GB/T40595-2021《并网电源一次调频技术规定及试验导则》及GB/T30370-2013《火力发电机组一次调频性能验收导则》等相关技术标准要求，机组参与一次调频的响应时间应小于3秒；机组一次调频的负荷响应速度应满足：达到75%目标负荷的时间不大于15秒，达到90%目标负荷的时间不大于30秒；机组参与一次调频的稳定时间小于1分钟。根据上述规定，分别计算15秒、30秒、45秒的一次调频电量贡献指数Q%15、Q%30、Q%45以及最终的机组一次调频电量电量贡献指数Q%：107式中：（Q%30、Q%45以此类推）：机组15秒一次调频实际贡献电量；：机组15秒一次一次调频理论积分电量；：机组15秒一次调频电量贡献指数的权重，系数，目前、、分别取0.55、0.3、0.15。以下为、的详细计算方法：1.实际贡献电量从频率偏差超出死区开始，至计算时段结束，机组实际的有功发电量比一次调频动作前状态的发电量增加（或减少）的部分。高频少发或低频多发电量为正，高频多发或低频少发电量为负。一次调频应动作时段内实际贡献电量为正，则为正贡献电量；反之，则为负贡献电量。108式中：：机组一次调频实际贡献电量；：一次调频评价起始时刻，为发生一次调频有效扰动时频率偏差越过一次调频死区的时刻；：表示一次调频评价结束时刻（即A0时刻后15s、30s或45s）；：评价起始出力，取机组A0时刻前10秒内实际出力平均值；：机组一次调频动作时段内，机组在t时刻的实际出力。2.理论贡献电量考虑机组实际负荷限制，从频率偏差超出死区开始，至计算时段结束，机组一次调频理论贡献电量。109式中：：机组一次调频理论贡献电量，始终为正；：一次调频评价起始时刻，为发生一次调频有效扰动时频率偏差越过一次调频死区的时刻；：表示一次调频评价结束时刻；：机组一次调频动作时段内，t时刻机组理论出力对应的调整量；：机组额定有功出力；：机组最大出力限幅;：一次调频动作时段内,实际频率与调频死区（50±0.033Hz）的频率偏差；：机组额定频率110（50Hz）；：转速不等率理论整定值。（五）一次调频考核综合指标机组一次调频考核综合指标K0的计算公式为：式中：为机组一次调频电量贡献指数；为分段电量贡献指数合格率，目前按70%执行。111附件3风电场一次调频性能要求并网风电场一次调频功能应满足如下要求：（一）一次调频死区为±0.05Hz。（二）在频率阶跃扰动试验中，风电场一次调频功率变化幅度限制应不小于风电场运行功率的6%，且不得因一次调频导致风电机组脱网或停机。（三）一次调频调差率应为5%。（四）在频率阶跃扰动试验中，一次调频动态性能应满足如下要求：1、一次调频有功功率的滞后时间应不大于2秒；2、一次调频有功功率上升时间应不大于9秒；3、一次调频有功功率调节时间应不大于15秒；一次调频达到稳定时的有功112功率调节偏差，应不超过风电场额定有功功率的±1%。一次调频响应与AGC控制相协调，风电场有功功率的控制目标应为AGC指令值与一次调频响应调节量代数和。当电网频率超出一次调频死区时，风电场一次调频功能应闭锁AGC反向调节指令。附件4光伏电站一次调频性能要求光伏电站一次调频应满足如下要求：（一）一次调频死区为±0.05Hz。（二）在频率阶跃扰动试验中，光伏电站一次调频功率变化幅度限制应不小于光伏发电站运行功率的6%，且不得因一次调频导致光伏发电单元脱网或停运。（三）一次调频调差率应为1135%。（四）频率阶跃扰动试验中，一次调频动态性能应满足如下要求：1、一次调频有功功率的滞后时间应不大于1秒；2、一次调频有功功率上升时间应不大于5秒；3、一次调频有功功率调节时间应不大于15秒；4、一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差，应不超过光伏电站额定有功功率的±1%。一次调频响应与AGC控制相协调，光伏电站有功功率的控制目标应为AGC指令值与一次调频响应调节量代数和。当电网频率超出一次调频死区时，光伏电站一次调频功能应闭锁AGC反向调节指令。114附件5新能源电站一次调频投入情况及性能考核方法（一）投入情况考核一次调频月投运率应达到100%，计算方法如下：式中：为一次调频月投运率；为新能源电站一次调频月投运时间；为新能源电站当月并网时间。1、未经电力调度机构批准停用一次调频功能的，每日考核电量为：式中：为新能源电站额定容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为1。2、一次调频月投运率不满115要求的，每月考核电量为：式中：为一次调频月投运率；为新能源电站额定容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为1。（二）性能考核每月当电网频率发生大扰动时（最大频率偏差大于0.06Hz），以新能源电站实际动作评价一次调频性能指标；当电网频率未发生较大扰动时，通过一次调频远程扰动测试计算一次调频性能指标。一次调频性能考核包括出力响应指数考核、电量贡献指数考核。1、出力响应指数考核出力响应指数是指从频率偏差超出死区开始，9秒内新能源电站实际最大出力调整量占理论116最大出力调整量的百分比；若频率事件从开始到结束小于9秒，则计算频率事件过程中新能源电站实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。式中：为一次调频出力响应指数；为一次调频实际最大出力调整幅度；为一次调频理论最大出力调整幅度。出力响应指数小于90%为不合格。对出力响应指数不合格的新能源电站进行定额考核，每次考核电量为：式中：为新能源电站额定容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为2。1172、电量贡献指数考核电量贡献指数是指在一次调频动作时段内，新能源电站一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。式中：为为一次调频电量贡献指数；为一次调频实际贡献电量；为一次调频理论积分电量。电量贡献指数小于75%为不合格。对电量贡献指数不合格的新能源电站进行定额考核，每次考核电量为：式中：为新能源电站额定容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，118数值为2。3、一次调频动作引起的新能源电站出力调整量不计入机组AGC性能的考核和补偿计算结果中。4、由于站内风资源或光资源不足，导致新能源电站在未限制出力期间或出力限制较小期间产生的一次调频性能考核（出力响应指数考核和电量贡献指数考核），予以免考。5、新能源电站传送虚假一次调频投运信号或者调频动作信号至电力调度机构的，一经发现，每次考核电量为：式中：为新能源电站额定容量（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为1.5。附件6独立储能电站一次调频性119能要求独立储能电站一次调频应满足如下要求，对性能不达标的独立储能电站，每次按当月上网电量0.5%的标准考核。1、一次调频死区为±0.05Hz。2、一次调频功率变化限幅不小于50%额定有功功率。3、一次调频调差率应为2%。4、一次调频动态性能：响应滞后时间应不大于1秒，上升时间应不大于3秒，调节时间应不大于4秒。5、一次调频调节精度：达到稳定时的有功功率允许偏差应不超过±1%额定有功功率。6、一次调频响应与AGC控制相协调，独立储能电站有功功率的控制目标应为AGC指令值与一次调频响应调节量代数和。当电网频率超出一次调频死区时，独立储能电站一次调频功能应闭锁AGC反向调节指令。以上参数后续视电网运行实际情况进行调整。120附件7独立储能电站一次调频投入情况及性能考核方法(一)可用率考核电力调度机构按月统计各电站一次调频月可用率λ可用，计算公式如下：式中：为独立储能电站一次调频月可用时间；为独立储能电站当月运行时间。独立储能电站一次调频月可用率应达到100％，低于100%的电站每月考核电量为：式中：为独立储能电站一次调频月可用率；为该储能电站当月上网电量。（二）性能考核当电网频率超过独立储能电站一次调频死区或开展主站远121程一次调频试验时，电力调度机构根据自动化系统记录的实际数据对一次调频性能指标进行计算评价。独立储能电站一次调频性能考核包括出力响应指数考核、电量贡献指数考核。1、出力响应指数考核出力响应指数是指从频率偏差超出死区开始，4秒内储能电站实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比；若频率事件从开始到结束小于4秒，则计算频率事件过程中储能电站实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。式中：为一次调频出力响应指数；为一次调频实际最大出力调整幅度；为一次调频理论最大出122力调整幅度。对于储能电站，出力响应指数△P%小于90%为不合格。对出力响应指数△P%不合格的储能电站进行定额考核，每次考核电量为：式中：为该储能电站额定放电功率（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为2。2、电量贡献指数考核电量贡献指数是指在一次调频动作时段内，储能电站一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。式中：为为一次调频电量贡献指数；为一次调频实际贡献电量；为一次调频理论积分电123量。对于储能电站，电量贡献指数△Q%小于75%为不合格。对电量贡献指数△Q%不合格的储能电站进行定额考核，每次考核电量为：式中：为该储能电站额定功率（兆瓦）；为一次调频考核系数，数值为2。3、一次调频动作引起的新能源电站出力调整量不计入机组AGC性能的考核和补偿计算结果中。4、因储能电站荷电状态过高或过低导致的一次调频性能考核予以免考。5、独立储能电站传送虚假一次调频投运信号或者调频动作信号至电力调度机构的，一经发现，每次考核电量为：式中：为该储能电站额定功率（兆瓦）；为一次调频考核系数，124数值为1.5。资料来源：http://sdb.nea.gov.cn/tzgg/content_7819