华中区域电力并网运行管理实施细则（2025）

第一章 总则

第一条 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，保障华中区域电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，进一步促进源网荷储协调发展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，依据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》等有关法律、行政法规和《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》《电力市场运行基本规则》(国家发展和改革委员会2024年第20号令)、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)《电力并网运行管理规定》等文件及技术标准，制定本细则。

第二条 本细则适用于华中区域河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市电力调度机构调度管辖的接入35kV 及以上电压等级并网主体并网运行的考核、结算和监督管理等。接入电压等级在35kV以下的并网主体纳入适用范围由省级电力调度机构报相应国家能源局派出机构同意或者由国家能源局派出机构在相关规则中明确。各省市可根据实际情况分步实施。

第三条 本细则适用于以下并网主体：

（一）发电侧并网主体：火电（燃煤、燃气、燃油、生物质电站等）、水力发电厂、抽水蓄能、风力发电场、光伏（含光热）电站、自备电厂等。

（二）新型储能：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求的电化学储能电站。压缩空气、飞轮等新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的新型储能容量不低于 2MW/2MWh。

（三）负荷侧并网主体：传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。 纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于 5MW，向上或向下调节能力不低于 5MW，持续时间不低于 1 小时。

第四条 新建并网主体应按照《电网运行规则（试行）》《电网运行准则》（GB/T31464）等要求接入电网，并完成以下相关工作之后开展并网运行考核管理：

（一）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/T5437）要求完成整套启动试运行时纳入。

（二）水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048）、抽蓄机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》（GB/T18482）要求完成负荷连续运行时纳入。

（三）风力发电场、光伏发电站分别按《风力发电场项目建设工程验收规程》（GB/T31997）、《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）完成工程验收，第一台风机或逆变器并入电网时纳入。

（四）新型储能按照《电化学储能电站接入电网技术规定》（GB/T 36547）、《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》（DL/T2313）要求，自第一台 PCS并入电网时纳入。

（五）直控型可调节负荷按照《可调节负荷并网运行与控制技术规范》（DL/T2473.1～2473.13）要求完成接入电网时纳入。

（六）其它并网主体原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。

第五条 并网主体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、公平、公正”的原则。

第六条 国家能源局派出机构依法对并网主体并网运行管理及考核情况实施监管；电力调度机构按照调度管辖范围具体实施并网主体的并网运行管理工作；电力交易机构负责披露并网运行考核返还结果，出具结算依据；电网企业负责并网运行管理费用结算。

第二章 并网运行管理

第一节运行管理

第七条 电力调度机构应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，按照有关规定组织制定电力调度管理规程和涉及电网运行的接口技术规范，并报国家能源局派出机构备案后施行。并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律法规、标准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程，共同维护电力系统安全稳定运行。

第八条 并网主体应与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，参照国家能源局和国家市场监督管理总局印发的《并网调度协议示范文本》《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》等示范文本及时签订并网调度协议和购售电合同，并按国家能源局派出机构要求备案，无协议（合同）不得并网运行。双方达不成协议的，可向国家能源局派出机构申请调解。

第九条 发电侧并网主体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、调速系统和一次调频控制系统、二次调频、调压、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等，运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求，发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量×1 小时的标准进行考核。有关运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合国家、行业等有关规定和具体要求，发现不满足相关要求的，每次按全厂额定容量×1 小时的标准进行考核。 新型储能和可调节负荷的运行管理应满足国家法律法规、国家和行业标准及电网稳定性要求，发现不满足相关要求的，每次按额定容量（最大可调节容量）×1 小时的标准进行考核。新型储能和直控型可调节负荷应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关国家、行业标准的要求，发现不满足相关要求的，每次按额定容量（最大可调节容量）×1 小时的标准进行考核。

第十条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；并网主体应落实电力调度机构制定的反事故措施。对并网主体一、二次设备中存在影响电力系统安全运行的问题，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。对于未按期完成整改的并网主体，每次按全厂额定容量×1小时计为考核电量；造成事故事件后果的，每次按全厂额定容量×3 小时的标准进行考核。当发生电力安全事故（事件）时，在未获得电力调度机构允许前，有关并网主体不得并网运行。

第十一条 电力调度机构应制定防止电网大面积停电事故预案，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。并网主体要按照所在电网防止大面积停电事故预案的统一部署，积极配合落实事故处理预案；要制定可靠完善的保厂用电措施、全厂停电事故处理预案和内部黑启动方案，报电力调度机构备案；并根据电力调度机构的要求参加电网联合反事故演习。对于未按期制定事故处理预案的并网主体，每逾期一天，按额定容量×1 小时计为考核电量，月累计考核电量不超过并网主体当月上网电量的1%；对于无故不参加电网联合反事故演习的并网主体，按额定容量×2 小时计为考核电量。

第十二条 电力调度机构确定为黑启动的并网主体，因并网主体自身原因不能提供黑启动时（不含计划检修），应及时向电力调度机构汇报，无法提供黑启动服务期间，按每小时 1MWh计为考核电量，最大考核费用不超过该并网主体年度黑启动辅助服务补偿费用的2 倍。 电力调度机构检查发现并网主体不具备黑启动能力且隐瞒不报的，无法提供黑启动服务期间，相应月度不予以补偿并按每小时 2MWh 计为考核电量，直至机组具备黑启动能力。 电力调度机构对提供黑启动的并网主体每年做一次黑启动测试试验。指定提供黑启动的机组在被调用时（含测试试验），无法达到合同约定的技术标准，当年不予以补偿，退回本年获得的全部黑启动辅助服务补偿费用，并按该并网主体 24 个月的黑启动辅助服务补偿费用予以考核。

第十三条 电力调度机构确定为能够提供稳定切机服务的相关并网主体，因并网主体原因不能提供切机服务时（不含计划检修），并网主体应及时向电力调度机构汇报，无法提供切机服务期间，按每小时1MWh 计为考核电量。

第十四条 并网主体发生事故，继电保护或安全自动装置动作后，并网主体应积极配合，并提供所需的保护及安控装置动作报告、故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。不能在2小时内向电力调度机构报告并提供完整的保护动作报告等相关数据而影响电网事故处理的，每次按额定容量×0.5 小时计为考核电量。并网主体拒绝配合，或者提供虚假材料、隐瞒保护误动、拒动事实的，按额定容量（机组之间通过母线和联变实现电气连接为一个并网主体）×2 小时计为考核电量。

第十五条 并网主体运行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。

（一）发电侧并网主体出现下列情况之一者，每次视情节计算考核电量（单次考核电量不超过1000MWh），并报国家能源局派出机构备案。 1.不执行或无故拖延执行调度指令，按全厂额定容量×1.5 小时计为考核电量。 2.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，按全厂额定容量×1.5 小时计为考核电量。 3.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和一次调频控制系统、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、SVG、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），按全厂额定容量×1 小时计为考核电量。 4.风电场、光伏电站因频率、电压、电流等电气保护及继电保护或安全自动装置动作等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。 5.光伏电站、风电场集电线系统故障应能快速切除，不符合要求的，每次按全场（站）额定容量×1 小时计为考核电量。 6.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），按全厂额定容量×0.5 小时计为考核电量。 7.未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，按全厂额定容量×0.5 小时计为考核电量。 8.未如实向电力调度机构反映设备运行状态或运行信息，按全厂额定容量×0.2 小时计为考核电量。 9.其他依据有关法律、法规及规程规定认定属于违反调度纪律的事项，未造成后果的，每次按额定容量×1 小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5 小时的标准进行考核。

（二）新型储能出现下列情况之一者，按以下标准进行考核。 1.不执行或无故拖延执行调度指令，每次按额定容量×1 小时的标准进行考核。 2.未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核。 3.未如实向电力调度机构反映一、二次设备运行情况或向电力调度机构错误传送设备实时信息，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核；未如实向电力调度机构传送设备充放电状态、实时存储能力等信息，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核；导致延误处理的，每次按额定容量×0.5 小时的标准进行考核。 4.未经电力调度机构允许，擅自操作调度管辖的一、二次设备，擅自改变一、二次设备运行状态或参数，每次按额定容量×0.5小时的标准进行考核。 5.在调度管辖设备上发生误操作，未造成后果且未在 2 小时内向电力调度机构汇报事故经过或谎报的，每次按额定容量×1小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5 小时的标准进行考核。 6.其他依据有关法律、法规及规程规定认定属于违反调度纪律的事项，未造成后果的，每次按额定容量×1 小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5 小时的标准进行考核。

第十六条 并网主体应严格执行电力调度机构下达的日发电计划曲线（含现货出清曲线及修正），电力调度机构修改发电调度计划曲线应提前 15分钟通知并网主体（紧急情况除外）。 电力调度机构对日发电计划曲线考核按照正常运行时期和重点保供时期（每年的1、7、8、12月及其它重要保电时期）分别进行考核，其中重点保供时期进行双倍考核。其它重要保电时期应提前向国家能源局派出机构备案，并提前向并网主体公示（下同）。 计划曲线考核取每 5 分钟整点值计算。

（一）频率正常时

1．水电、火电

在频率高于 49.90Hz（四川为 49.93Hz）且低于 50.10Hz（四川为 50.07Hz）的情况下，如果： $\left|P_{{}_{\vec{ı}+\vec{ı}\vec{ȷ}}}-P_{{}_{\vec{ȷ}\vec{ȷ}\vec{ȷ}}}\right|-\max \left\{P_{{}_{\vec{ı}+\vec{ı}\vec{ȷ}}}\times 2\%,2(MW)\right\}>0$ ，则考核。 式中： ${\mathrm{P}}_{{\mathrm{i}}^{+}{\dot{x}}^{\mathrm{i}}}$ 为计划有功出力； ${\mathrm{P}}_{☉\mathfrak{F}\sqrt{\hslash }}$ 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%，当日发电计划小于100MW 时，允许偏差为±2MW。其中，生物质机组允许偏差为±5MW，四川当日发电计划小于 50MW 时，水电允许偏差范围为±1MW。 考核电量为：

2．新能源

对出力受限时段风电场、光伏电站的日发电计划曲线进行考核。出力受限时段风电场、光伏电站实发电力应不超负荷指令电力的 2%（当负荷指令小于25MW 时，允许偏差范围为 0.5MW），实发电力超出负荷指令允许偏差范围时，按超出电力部分积分电量的 2 倍统计为考核电量。

3．抽水蓄能

对抽水蓄能的日发电和抽水电力计划曲线进行考核。实时发电、抽水电力不应超负荷指令电力的2%（当负荷指令小于25MW时，允许偏差范围为0.5MW），实发、实抽电力超过负荷指令允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按 2 倍统计为考核电量。

（二）频率异常时

当频率在 49.90 Hz（四川为 49.93Hz）及以下时，低于有功计划曲线而少发电量，按 4 倍计为考核电量。当频率在 50.10Hz（四川为50.07Hz）及以上时，超过有功计划曲线而多发电量，按4 倍计为考核电量。 考核电量为：

注：频率异常时，偏离计划曲线不再设置 2%的死区，即只要有与频率变化同向的偏离，按偏差电量的4 倍考核。

（三）免于考核情况

1.电力调度机构调整负荷曲线后，发电侧并网主体 15 分钟内免除发/用电计划考核。 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。 3.机组参与提供调频（AGC）辅助服务并调用时产生的偏差。 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.根据电网运行需要，机组按照调度指令紧急调整出力时。 6.一次调频正确动作导致的计划曲线偏差。 7.调度计划曲线下达的变动速率不应超出机组 AGC 标准调节速率，若因此导致的发电计划偏差可申请免考。 8.调度计划曲线超出机组日前或日内申报出力范围。 9.因电力调度机构原因未能完成 AGC 调度闭环测试的并网主体可申请免于发电计划偏差考核。

第十七条 电力调度机构对新型储能日调度计划曲线执行偏差进行统计和考核。

（一）新型储能于当日11:00前申报下一日充放电需求曲线，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20:00前发布次日充放电计划曲线。 新型储能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，按额定容量×0.1 小时的标准考核。 计划曲线考核取每 5 分钟整点值计算。

1. 频率正常时

当频率高于 49.90Hz（四川为 49.93Hz）且低于 50.10Hz（四川为 50.07Hz）的情况下，对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核。实际充、放电力不应超负荷指令电力的2%（当负荷指令小于 25MW 时，允许偏差范围为 0.5MW），实际充、放电力超过负荷指令允许偏差范围时，按超出部分电力积分电量的2 倍统计为考核电量。

2. 频率异常时

当频率在 49.90 Hz（四川为 49.93Hz）及以下时，或当频率在 50.10Hz（四川为 50.07Hz）及以上时，对新型储能的日充、放电计划曲线进行考核。实际充、放电力超过负荷指令时，按超出部分电力积分电量的4 倍统计为考核电量。

（二）新型储能如有以下情况之一，可豁免调度计划曲线考核： 1.调度机构下达调度计划曲线 5 分钟内。 2.下达的调度计划曲线超出新型储能申报的可调节范围。 3.AGC 投入运行期间出现的偏差（跟踪计划模式除外）。 4.非自身原因造成的考核。

第十八条 直控型可调节负荷应具备就地和调度端远方的连续可调节功率控制能力（可中断负荷应具备远方实时开断控制），应符合相应的负荷调节响应速率、响应时间等要求。

（一）直控型可调节负荷计划调节曲线执行偏差考核。直控型可调节负荷被调用时段内，电力调度机构以15 分钟为一个时段开展执行效果评价，计算计划调节曲线执行偏差 ${\Delta }_{\mathrm{t}}.$ 。计算公式为：

其中， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{t},\tilde{\Re },\Vert \widetilde{\text{mit}\cdot }\mathrm{i}\mathrm{j}\text{mit}\mathrm{\Xi }{\text{mit}}_{\mathrm{t}}{\text{mit}}^{++}\text{mit}\mathrm{\Psi }}$ 为直控型可调节负荷在t时刻的实际调节容量，即t时刻的实际功率与基准功率之间的差值， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{t},\mathrm{i}+\xi \parallel ij♯}\#$ 为直控型可调节负荷在 t时刻的计划调节容量。 ${\Delta }_{\lambda }$ 为允许执行偏差率，取为30%，对于实际调节容量小于计划调节容量且 ${\Delta }_t>{\Delta }_{\lambda }$ 的时段，执行计划调节曲线执行偏差考核，若 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{t},\mathrm{i}+\xi \parallel ij♯}\#|\#$ 为 0，则 ${\Delta }_t$ 为 0。 计划调节曲线执行偏差考核电量 $F$ _{计划调节曲线执行偏差考核电量}的计算公式如下。

（二）直控型可调节负荷计划调节曲线执行偏差考核豁免条件： 1.电力调度机构下达的计划调节曲线变动率超出直控型可调节负荷申报的调节能力范围。 2.其他非并网主体自身原因导致的偏差。

第十九条 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，考核内容包括中期预测、日前预测和超短期预测。中期预测是指预测风电场和光伏电站次日0 时起至未来240 小时的发电功率，日前预测是指预测风电场和光伏电站次日0 时起至 24 时的发电功率，超短期预测是指预测风电场和光伏电站未来15分钟至4小时的发电功率，时间分辨率均为15分钟。发电受限时段、经电力调度机构批准同意的功率预测相关系统检修期间功率预测结果不计入考核。 风电场、光伏电站功率预测设置考核系数 ${\mathrm{H}}_7$ ， ${\mathrm{H}}_7$ 暂定为1，各省可根据实际情况进行调整。

（一）中期功率预测

1．风电场中期功率预测第十日（第217h-240h）的准确率应大于等于70%，小于 70%时按以下公式考核：

中期准确率日考核电量=（70%－中期准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 1%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为 i时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 为中期功率预测第 10天（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， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为风电场额定容量。 2．光伏电站中期功率预测第十日（第 217h-240h）的准确率应大于等于 75%，小于75%时按以下公式考核：

中期准确率日考核电量=（75%－中期准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为 i时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 为中期功率预测第 10日（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， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为光伏电站额定容量。

（二）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 83%，小于 83%时按以下公式考核：

日前准确率日考核电量=（83%－日前准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小 时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 1%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为 i 时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 为 i 时刻的日前功率预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为发电时段样本个数， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为风电场额定容量。 2．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：

日前准确率日考核电量=（85%－日前准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为i 时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 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， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为光伏电站额定容量。

（三）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87%，小于87%时按以下公式考核：

超短期准确率日考核电量=（87%－超短期准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 1%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为 i 时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 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， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为风电场额定容量。 2．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：

超短期准确率日考核电量=（90%－超短期准确率） $\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times {\mathrm{H}}_7$ （小时），当月总考核电量不超过场站当月上网电量的 2%。 式中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Mi}}$ 为 i 时刻的实际功率， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Pi}}$ 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， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为光伏电站额定容量。

第二十条 电力调度机构对燃煤、燃气、水电机组发电能力考核按照正常运行时期和重点保供时期（每年的1、7、8、12月及其它重要保电时期）分别进行考核。其它重要保电时期应提前向国家能源局派出机构备案，并提前向发电侧并网主体公示。

（一）第一类发电能力考核：发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，当出现机组日前申报出力上限低于机组额定出力（水电为当前水头下的机组技术允许出力）或机组日前申报出力下限高于机组基本调峰能力下限的情况（含抽水蓄能机组发电工况，下同），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，当日考核电量为：

式中： $P_{\max }$ 为机组额定出力上限（MW）； $P_{\max }^{\prime }$ 为机组日前申报出力上限（MW）； $P_{\min }$ 为机组基本调峰能力下限（MW）； $P_{\min }^{\prime }$ 为机组日前申报出力下限（MW）； ${\alpha }_1$ 、 ${\alpha }_2$ 为基本调峰的考核系数，正常运行时期， ${\alpha }_1=0.2,{\alpha }_2=0.2$ 重点保供时期， ${\alpha }_1=1\cdot {\alpha }_2=1$ 若电厂未向电力调度机构申报次日机组的可调出力上限和下限，按照机组出力上限为50%的额定出力、下限为基本调峰能力下限进行考核管理。

（二）第二类发电能力考核：在机组日前申报出力范围内，如果机组不能按调度指令提供基本调峰能力，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：

式中： $P_1$ 为当日调度指令出力最高值（MW）； $P_1^{\prime }$ 为当日机组实际出力最高值（MW）； $P_2$ 为当日调度指令所要求的基本调峰出力最低值（MW）； $P_2^{\prime }$ 为当日机组实际出力最低值（MW）； ${\alpha }_3$ 、 ${\alpha }_4$ 为基本调峰的考核系数，正常运行时期， ${\alpha }_3=0.5$ ${{\alpha }_{}}_4^{}=0.5$ ；重点保供时期， ${\alpha }_3=1\cdot \mathrm{\Delta }{\alpha }_4=1$

（三）第三类发电能力考核：调度机构抽查过程中，如果电厂实际最大发电能力无法达到申报的可调出力上限，实际最小发电能力无法达到申报的可调出力下限，则当日的考核电量为：

式中： $P_1$ 为机组申报出力上限（MW）； $P_1^{\prime }$ 为当日机组实际出力最高值（MW）； $P_2$ 为机组申报出力下限（MW）； $P_2^{\prime }$ 为当日机组实际出力最低值（MW）； ${\alpha }_{\varsigma }$ 、 ${\alpha }_6$ 为基本调峰的考核系数，正常运行时期， ${\alpha }_5=0.5$ ${\alpha }_6=0.5;$ ；重点保供时期， ${\alpha }_{\mathfrak{s}}=1\ll {\alpha }_{\mathfrak{s}}=1$ 因检修、网络约束等原因受限情况除外。

第二十一条 新型储能性能指标应达到额定功率、额定能量，电力调度机构按日统计各类储能功率可用率 $({\lambda }_{\mathtt{J}{\mathtt{J}}_{\mathtt{J}}{\mathtt{J}}_{\mathtt{J}}})$ ）和能量可用率（ $({\lambda }_{AE\equiv \sqrt{A}})$

（一）新型储能充电时

1.功率可用率应大于 90%，低于 90%时，按以下公式考核：

功率可用率日考核电量= $(\nabla 90\%-{\lambda }_{Ijj\overline{4}})\nabla \times {\mathbf{P}}_{\mathrm{NC}}\times 1$ （小时） 其中： ${\mathrm{P}}_{\exists }\not\equiv$ 为新型储能当日最大可用功率； ${\mathrm{P}}_{\mathrm{NC}}$ 为新型储能额定功率。 2.能量可用率应大于 90%，低于 90%时，按以下公式考核：

能量可用率日考核电量= $(\nabla 90\%-{\lambda }_{Ak\equiv \overline{\Pi }q})\nabla \times {\mathbf{P}}_{\mathrm{NC}}\times 1$ （小时） 其中： ${\mathrm{S}}_{\exists \mathbb{J}\mathcal{F}}$ 为新型储能当日最大可用能量； ${\mathrm{S}}_{\mathrm{NC}}$ 为新型储能 额定能量。

（二）新型储能放电时

1.功率可用率应大于 80%，低于 80%时，按以下公式考核：

功率可用率日考核电量 $=(80\%-{\lambda }_{z\ne \equiv \infty })\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{NC}}\times 1$ （小时） 其中： ${\mathrm{P}}_{\exists }\not\equiv$ 为新型储能当日最大可用功率； ${\mathrm{P}}_{\mathrm{NC}}$ 为新型储能额定功率。 2.能量可用率应大于 80%，低于 80%时，按以下公式考核：

能量可用率日考核电量= $(80\%-{\lambda }_{\mathtt{AE}\equiv \equiv \equiv \overline{\alpha }})\times {\mathbf{P}}_{\mathrm{NC}}\times 1$ （小时） 其中： ${\mathrm{S}}_{\exists \mathbb{J}\mathcal{F}}$ 为新型储能当日最大可用能量； ${\mathrm{S}}_{\mathrm{NC}}$ 为新型储能额定能量。

（三）新型储能功率可用率和能量可用率按日进行统计，按月进行考核，月度累计考核电量的最大值不超过全场站当月上网电量的2%。在计算功率可用率、能量可用率时，扣除因计划检修和保证设备安全导致的可用率降低的情况。 新型储能功率或能量可用率低于额定值 70%时，则每月按$\mathrm{Pr}\mathbf{c}\times 3$ 小时进行考核。

第二十二条 并网主体（接入 35kV 及以上电压等级电力系统的火电、水电、风电、光伏、新型储能等）应具备一次调频功能。

（一）未具备功能考核

发电侧并网主体、新型储能未具备一次调频功能，月考核电量为：

式中， ${\text{ W }}_{\#\#}$ 为一次调频考核系数，风电、光伏为 1，新型储能为 1，其它类型并网主体为 1； $T{\mathbf{\Pi }}_{\#\dot{\mathcal{H}}\dot{\mathcal{Z}}}$ 为 3 小时， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件2-2）。

（二）功能投入情况考核

发电侧并网主体、新型储能应投入一次调频功能，不得擅自退出一次调频功能。一次调频功能未投运，月考核电量为：

式中， $W_{\frac{\pm }{7}\pm \frac{1}{4}}$ 为一次调频考核系数，新能源、新型储能为 3%，其它发电侧并网主体为 $2\%;{\mathrm{T}}_0$ 为一次调频当月未投运小时数（经调度确认的合理退出时间段可不统计）， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件 2-2）。

（三）性能考核

对 40MW及以上的水电（含抽蓄）机组、80MW及以上的火电机组、20MW及以上的风电场、20MW及以上的集中式光伏电站、20MW/20MWh及以上的新型储能实施一次调频性能考核。在电网频率超过并网主体一次调频死区（Δfsq）及发生扰动期间进行一次调频性能考核时，原则上具体以电力调度机构 PMU 数据计算结果为准，并网主体PMU 相关信号具备对应接入条件。并网主体一次调频性能考核包括贡献率 K指数、响应滞后时间T指数以及调节精度 T指数（详见附件 2-2）。每项考核包括小扰动考核、大扰动考核以及模拟扰动考核，其中电网最大频率偏差$|\Delta f|<0.08\mathrm{Hz}$ 为小扰动（川渝＜0.1Hz），电网最大频率偏差$|\Delta f|\ge 0.08\mathrm{Hz}$ 为大扰动（川渝 $\ge 0.1\mathrm{Hz})$ ），频率偏差模拟扰动范围为$0.08\mathrm{Hz}\sim 0.183\mathrm{Hz}$

1．小扰动考核

式中：若 $\Delta \mathrm{fsq}<0.04\mathrm{Hz},{\delta }_{\mathcal{F}\mid \mathbb{X}\not\equiv \mathcal{H}}$ 取 1；若 $\Delta \mathrm{fsq}\ge 0.04\mathrm{Hz},{\delta }_{\bar{z}}$ 死区系数取 3。A 为 0.03 小时， ${\mathrm{N}}_1$ 为当月小扰动下的不合格次数， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件 2-2）。 $Q_{}{}_{\mathrm{A}}{}_{\mathrm{\ell }}{}_{\mathrm{\ell }}{}_{\mathrm{\ell }}{}_{\mathrm{\ell }}{}_{\mathrm{\ell }}{}_{\mathrm{\ell }}\ge 90\%$ ，不考核； $90\%>{\mathrm{Q}}_{+4}=280\%$ ，并网主体月考核电量不超过 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 1$ 小时； $50\%<\mathrm{Q}┘k/=<80\%$ ，并网主体月考核电量不超过 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 2$ 小时； $Q_{}{}_{\ominus }\star \nmid \bar{\epsilon }=50\%$ ，并网主体月考核电量不超过${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 3$ 小时。

2．大扰动考核

式中：若 $\Delta \mathrm{fsq}<0.04\mathrm{Hz},S_{\bar{\mathcal{H}}\bar{\mathcal{L}}\ll \bar{\mathcal{H}}}$ 取 1；若Δfsq≥0.04Hz，${\delta }_{\mathcal{F}\mid \Xi {\mathcal{Z}}^{\ast }{\mathcal{Z}}^{\mid \mathcal{X}}}$ 取 2。B 为 0.3 小时， ${\mathrm{N}}_2$ 为当月大扰动下的不合格次数，${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件 2-2）。

3．模拟扰动考核

电力调度机构应定期通过一次调频主动在线测试系统对并网主体进行模拟电网真实频率扰动测试，验证并网主体的大扰动调频性能是否满足电网安全稳定运行要求。测试不合格的并网主体参照大扰动考核办法进行考核（详见附件2-2）。测试应采取随机方式对电力系统所在控制区并网主体进行抽查，测试周期内的选取应不重复。 模拟扰动测试前须检查各项安全允许条件，测试过程中应保障被测并网主体安全稳定运行。并网主体一次调频主动在线功能未经电力调度机构同意不可擅自退出，测试期间所造成并网主体的AGC、电网实际一次调频相关考核应免考。

（四）调频动作正确性

在调频有效动作事件内，若Δfsq≥0.04Hz 的并网主体的一次调频动作信号未触发或有功功率未向正确的调频方向开始变化，并网主体当月调频动作正确率小于80%，每次考核电量：

式中， $T{\mathbf{\Pi }}_{\#++}$ 为 0.15 小时， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件 2-2）。 并网主体月考核电量不超过 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 5$ 小时。

（五）传送虚假信号

发电侧并网主体、新型储能传送虚假一次调频投运、调频动作、模拟扰动等相关信号的，一经发现，取消当月一次调频相关补偿，每次考核电量：

式中，T 考核为 1 小时， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体额定容量（详见附件 2-2）。

（六）特殊考核情况

1.并网主体实际出力较低时（ ${\mathbf{P}}_{k♯}<0.3{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}};{\mathbf{P}}_{k♯}\cdot {\mathbf{P}}_{\frac{3}{4}\mathrm{f}\frac{\partial }{\partial }\frac{k}{\partial }k}<0.2{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}})$ 性能免考核，当 ${\mathrm{P}}_{\star ♯}<0.35{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 时，一次调频减出力性能免考核。 2.当 AGC 与一次调频调节过程重叠且方向相同时，造成并网主体一次调频调节精度 T指数不合格，性能免考核。 3.新能源发电出力已达最大值，一次调频增出力性能免考核。 4.新型储能系统已达到当前最大可充或可放功率时，一次调频减出力或增出力性能免考。 5.燃气机组在进入温控运行时，系统频率低需要增负荷造成的一次调频性能不合格事件免于考核，同时不参与当月一次调频考核费用返还。

第二十三条 单机容量 100MW 及以上火电机组、单机容量40MW 及以上水电机组（含抽蓄）、容量 20MW 及以上的风电场及光伏电站、容量 4MW/4MWh 及以上的新型储能应具有 AGC功能。并网主体AGC 的投运率和调节速率、调节精度、响应时间等应满足要求。加装 AGC 设备的并网主体应保证其正常运行，不得擅自退出其功能。 对并网主体提供 AGC 服务的考核内容，包括：AGC 的投运率、调节性能等。

（一）未具备功能考核

并网主体未具备 AGC 功能，月考核计算公式为：

式中， ${\mathrm{T}}_{\frac{+}{7}+\frac{1}{4}}.$ 为 5 小时， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为并网主体容量（详见表 1）。

（二）投运率考核

具备 AGC 功能的并网主体，应按调度指令要求投入AGC。AGC 的月投运率（可用率）须达到 95%及以上，每低于 1 个百分点（含不足一个百分点），每月考核：

式中，T 考核为3 小时，经电力调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。

（三）性能指标要求及考核

自动发电控制（AGC）按照单元（单机、全厂或多个发电厂组成的计划单元）参与所在控制区频率或者联络线偏差控制调节（ACE）的，对其 AGC 调节性能进行考核。自动发电控制（AGC）投其它控制模式的，不对其AGC 调节性能进行考核。 对并网主体（单机或全厂）单次 AGC 调节事件中 ${\mathrm{k}}_1$ 、 ${\mathrm{k}}_2$ 、${\mathrm{k}}_3$ 未达标情况进行考核。 （1）并网主体 AGC 调节速率未达标考核

式中：其中 ${\mathrm{k}}_{1i}$ 为第 i 次调节 ${\mathrm{k}}_1$ ，k₁≥1 按 k₁=1 定义；n 为并 网主体AGC 有效调节过程次数；h 为1 小时。 （2）并网主体（单机或全厂）AGC 调节精度未达标考核

式中：其中 ${\mathrm{k}}_{2\mathrm{i}}$ 为第 i 次调节k₂；n 为并网主体 AGC 有效调节过程次数；h 为1 小时。 （3）并网主体（单机或全厂）AGC 响应时间未达标考核

式中：其中 ${\mathrm{k}}_{3\mathrm{i}}$ 为第 i 次调节 ${\mathrm{k}}_3;$ ；n 为并网主体有效 AGC 调节过程次数；h 为1 小时。

（四）传送 AGC 虚假信号或数据，一经发现，每次按照额定容量×1 小时计为考核电量，同时取消当月AGC 相关补偿。

（五）特殊考核情况 1.AGC 投运、可控信号未经调度同意不得擅自退出，若单台机组的AGC投运、可控信号未经同意的日频繁投退次数之和≥50次，每台机组每日按额定容量×0.1 小时计为考核电量；若单台机组的 AGC 投运、可控信号未经同意的月频繁投退次数之和≥500次，每台机组每月按额定容量×0.5 小时计为考核电量。 2.当 AGC 与系统有效一次调频事件重叠且方向相反时（川渝为频差大于0.04Hz的一次调频事件），功率调节过程造成并网主体的该AGC 性能事件不合格免考核，若方向同向时造成的K₂不合格免考核。 3.对于非传统类型机组（如循环流化床机组、灯泡贯流式机组）的AGC 性能考核指标，以电力调度机构认证合格的AGC调节试验报告数据为准。 4.发电机组、新能源场站、新型储能 AGC 子站上行信息应包含有效容量等关键数据，应配置双电源冗余并满足《电力系统调度自动化设计规程》（DL/T5003）的要求。不满足要求的场站每月按照额定容量×1 小时计为考核电量。 5.经电力调度机构同意的 AGC 调试期间，机组 AGC 性能免考核。 6.燃气机组进入温控模式期间，可申请免予 AGC 性能考核，同时不参与当月AGC 考核费用返还。

第二十四条 新能源场站在AGC 功能开环方式下，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，由电力调度机构确定。

（一）风电场有功功率变化最大限值 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。 <table><tr><td colspan="1" rowspan="1">风电场额定容量/MW</td><td colspan="1" rowspan="1">10min有功功率变化最大限值</td><td colspan="1" rowspan="1">1min有功功率变化最大限值</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">&lt;30</td><td colspan="1" rowspan="1">10</td><td colspan="1" rowspan="1">3</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">30~150</td><td colspan="1" rowspan="1">额定容量/3</td><td colspan="1" rowspan="1">额定容量/10</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">&gt;150</td><td colspan="1" rowspan="1">50</td><td colspan="1" rowspan="1">15</td></tr></table>

（二）光伏电站 1 分钟有功功率变化最大限值为该电站额定容量的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： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{i},\mathrm{c}}$ 为 i 时段内超限值的功率变化值， ${\mathrm{P}}_{\lim }$ 为功率变化限值。

第二十五条 爬坡考核

电力调度机构应根据系统安全需要，合理确定爬坡并网主体。参与爬坡的并网主体须满足爬坡性能指标要求，调用过程中未达到相关性能要求的并网主体按以下标准考核，爬坡考核取每分钟整点值计算。爬坡速率、爬坡精度计算参照AGC 有关条款执行。

（一）爬坡动作未达标考核

并网主体实际爬坡里程目标或性能未达标时，按以下方式考核电量：

式中，F 为考核电量； ${\mathrm{L}}_{1i}$ 为第 i 次下达的爬坡里程指令，n为爬坡次数；t 为考核时间，取 1 小时；A 为爬坡考核系数，其数值为1.5。

（二）反向爬坡考核

并网主体实际爬坡方向与爬坡指令方向相反，按以下方式考核电量：

式中，F 为考核电量； ${\mathrm{L}}_{2\mathrm{i}}$ 为第 i次反向爬坡里程（下达的爬坡里程指令与反向里程最大值之总和），n 为反向爬坡次数；t为考核时间，取1 小时；B 为反向爬坡考核系数，其数值为 4。

（三）容量及爬坡性能

各类型并网主体性能要求如下： <table><tr><td rowspan=1 colspan=2>并网主体类型</td><td rowspan=1 colspan=1>爬坡速率 ${\mathbf{K}}_1$ </td><td rowspan=1 colspan=1>爬坡精度 ${\mathbf{K}}_2$ </td><td rowspan=1 colspan=1>单向爬坡持续时间</td></tr><tr><td rowspan=3 colspan=1>发电侧并网主体</td><td rowspan=1 colspan=1>煤电、火储</td><td rowspan=1 colspan=1>≥1.5%Pn/min</td><td rowspan=1 colspan=1> $\le 1.2\%\mathrm{Pn}$ </td><td rowspan=1 colspan=1>≥10min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>燃机</td><td rowspan=1 colspan=1> $\ge 5.0\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/\min$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\le 1.2\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ </td><td rowspan=1 colspan=1>≥10min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电、抽蓄</td><td rowspan=1 colspan=1>≥35%Pn（最大单机）/min</td><td rowspan=1 colspan=1> $\le 1.2\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ </td><td rowspan=1 colspan=1>≥1min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=2>新型储能</td><td rowspan=1 colspan=1> $\ge 100\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/30\mathrm{s}$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\le 1.2\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ </td><td rowspan=1 colspan=1>≥10s</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=2>直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1> $\ge 1.2\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/min$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\le 2\%\mathrm{Pn}$ </td><td rowspan=1 colspan=1>≥10min</td></tr></table>

（四）并网主体因参与爬坡辅助服务时段内产生的日发电计划、调峰考核可申请免考。

第二十六条 对并网主体的无功和母线电压按以下条款考核：

（一）考核原则

无功考核是根据电力调度机构下达的电压曲线为无功考核的依据，当电厂母线运行电压越电压曲线限定值上限或下限时，根据电厂机组无功出力和功率因数的要求进行考核。 当发电侧并网主体所考核的母线电压符合电压曲线要求时，计为一个合格点。对于既有机组、又有全厂进相规定要求的电厂，应根据电力调度机构下发的发电机组和全厂的进相规定进行无功考核。当同一时刻电厂所考核母线接入的各台机组只要一个有考核点时，计为一个全厂不合格点。当同一时刻电厂所考核母线接入的各台机组均无考核点时，计为一个全厂合格点。 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。机组励磁系统性能包括进相能力达不到规定要求期间，电压曲线加倍考核。全厂停电期间、机组开停机过程中及机组调试试验期间，免于考核。

（二）无功考核

每台机组每 5 分钟一个点按以下规则计算考核点和合格点：当电厂的母线电压小于电压曲线所要求的母线电压下限时：（1）如果机组无功出力小于或等于0，计为一个考核点。（2）如果机组无功出力大于 0，其机组功率因数大于要求值（火电：0.85，水电：0.9），计为一个考核点。若机组的功率因数不大于要求值（火电：0.85，水电：0.9），计为一个合格点。 当机组所属电厂的母线电压大于电压曲线所要求的母线电压上限时： 1.当发电机组进相运行时，若机组无功出力的绝对值小于电力调度机构下发的发电机组进相深度绝对值要求，计为一个考核点；机组无功出力的绝对值不小于电力调度机构下发的发电机组进相深度绝对值要求，计为一个合格点。对于既有机组、又有全厂的进相规定要求的，机组和全厂无功出力的绝对值小于电力调度机构下发的发电机组和全厂进相深度绝对值要求，计为一个考核点；机组和全厂无功出力的绝对值不小于电力调度机构下发的发电机组和全厂进相深度绝对值要求，计为一个合格点。 2.不具备进相能力的机组，机组功率因数小于 0.995 时，计为一个考核点，机组功率因数大于等于0.995则计为一个合格点。 每台机组每日只要有一个考核点就考核，按照全厂额定容量×0.2 小时的标准进行考核。

（三）母线电压合格率考核 电厂母线电压合格点与不合格点每 5 分钟按以下规则统计：月度母线电压合格率=月累计全厂合格点数/（月累计全厂合格点数+月累计全厂不合格点数）×100% 月度母线电压合格率应大于等于 99.9%，每降低0.05 个百分点，按全厂额定容量×0.25 小时的标准进行考核，当月电压合格率考核电量不高于全厂额定容量×2.5 小时。

（四）对于同一电厂机组分别接入不同电压等级母线的电厂，按照接入同一电压等级母线的机组容量开展无功电压考核。

第二十七条 新型储能的母线电压曲线越限时间，统计为不合格时间；合格时间与场站并网运行时间的百分比统计为电压合格率。新型储能母线电压曲线合格范围以电力调度机构根据国家和行业技术标准下达的电压曲线范围或电压值偏差的±4%为标准。 电压合格率以 99.9%为基准，每降低0.05 个百分点，按当月额定容量×0.25 小时的标准进行考核，当月电压合格率考核电量不高于新型储能额定容量×2.5 小时。全站停电期间，免予考核。非新型储能自身原因造成的母线电压不合格的，该时段免予考核。

第二十八条 电力调度机构对安装AVC 装置的火电、抽蓄、水电 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 装置的火电、抽蓄、水电按投运率进行考核。AVC 投运率的统计按照其AVC子站、各AVC 机组分别统计。

（一）AVC 子站投运率不得低于 90%，以上各发电侧并网主体 AVC 月投运率不得低于 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 AVC装置对应机组额定容量×0.2 小时的标准进行考核，月考核电量不高于 AVC 装置对应机组额定容量×2.5 小时。 投运率计算公式如下： AVC 投运率=（AVC 投入闭环运行时间/AVC 应投入闭环运行时间）×100% AVC 投运率免考核时间包括：因修改定值等原因由调度下令退出的时间。在特殊方式下，因电网需要由当值调度下令退出 AVC 子站的时间。第一台AVC 机组自并网至最小技术出力稳定运行的时间。最后一台 AVC 机组自最小技术出力至解列的停机时间。AVC 达到正常闭锁条件。

（二）按月统计考核 AVC 装置调节合格率。电力调度机构AVC 主站无功电压指令下达后，AVC 子站在2 分钟内调整到控制精度范围内为合格。 |母线电压-目标电压|＜0.5 千伏（220千伏及以下母线） |母线电压-目标电压|＜1.0 千伏（330千伏、500千伏母线） 月调节合格率低于 90%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AVC 装置对应机组额定容量×0.2 小时的标准进行考核，月考核电量不高于 AVC 装置对应机组额定容量×2.5 小时。 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%

第二十九条 风电场、光伏电站要充分利用风电机组/逆变器的无功容量及其调节能力；当风电机组/逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场、光伏电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。

（一）风电场、光伏电站动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括 MCR型、TCR型 SVC 和 SVG）性能（包括容量配置、响应时间、高/低压故障穿越能力、频率、电压适应性等）应满足国家标准和电网运行要求，任意一项不满足要求的，按照场站额定容量×1 小时的标准进行考核，月总考核电量不超过全场站当月上网电量的1%。

（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 ${\lambda }_{\exists J\#}$ ，计算公式如下：

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： ${\mathrm{W}}_{\mathrm{a}}$ 为该风电场、光伏电站当月上网电量，月考核电量不高于额定容量×2.5 小时。

（三）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%。 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： ${\lambda }_{\not\equiv \bar{\Sigma }}$ 为风电场、光伏电站升压站高压侧母线电压合格 率； ${\mathrm{W}}_{\mathrm{a}}$ 为该风电场、光伏电站当月上网电量。 根据 GB/T 19964、GB/T 19963.1 要求，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，且无功补偿装置满发的情况下，但升压站高压侧母线电压仍然不合格，该时段免于考核。

（四）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，每月按全场站当月上网电量的1%考核。

（五）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95%为合格标准。全月 AVC 投运率低于 95%的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算：

式中： ${\lambda }_{‡‡\dot{\overline{\mathbf{\Lambda }}}\dot{\overline{\mathbf{\Lambda }}}\overline{\mathbf{\Lambda }}}$ 为风电场、光伏电站 AVC 投运率； ${\mathrm{W}}_{\mathrm{a}}$ 为该风电场、光伏电站当月上网电量。

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。控制精度要求： |母线电压-目标电压|＜0.5 千伏（220千伏及母线以下母线） |母线电压-目标电压|＜1.0 千伏（330千伏、500千伏母线） 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92%为合格标准。全月 AVC 调节合格率低于 92%的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算：

式中： ${\lambda }_{j{\mathbb{H}}^{\frac{+}{n}}}$ 为风电场、光伏电站 AVC 调节合格率； ${\mathrm{W}}_{\mathrm{a}}$ 为该风电场、光伏电站当月上网电量。

第三十条 新型储能应按国家、行业有关标准规定具备动态无功补偿能力。电力调度机构对安装AVC装置的新型储能 AVC投运率和调节合格率进行考核。

（一）新型储能 AVC 投运率不得低于 90%。全月投运率低于标准的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计） 按新型储能额定容量×0.2 小时的标准进行考核，考核电量最大不超过 AVC装置对应新型储能额定容量×0.2 小时。 投运率计算公式如下： AVC 投运率=（AVC 投入闭环运行时间/AVC 应投入闭环运行时间）×100% AVC 投运率免考核时间包括：因修改定值等原因由调度下令退出的时间。在特殊方式下，因电网需要由当值调度下令退出新型储能AVC 的时间。AVC 达到正常闭锁条件。储能电站经调度同意退出储能电站AVC运行的时间。

（二）按月统计考核 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，AVC 子站在2 分钟内调整到控制精度范围内为合格。控制精度要求： |母线电压-目标电压|＜0.5 千伏（220千伏及以下母线） |母线电压-目标电压|＜1.0 千伏（330千伏、500 千伏母线） 调节合格率低于 90%的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计）按机组额定容量×0.2 小时的标准进行考核。考核电量最大不超过AVC 装置对应新型储能额定容量2.5小时。 调节合格率计算公式为： 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%

第三十一条 风电机组、光伏发电单元、新型储能变流器、无功补偿装置等应具备国家标准要求的频率、电压适应性及高/低电压穿越能力。并网前，电力调度机构要严格审核并网主体提供的涉网性能型式试验报告，报告应由具备CNAS/CMA资质（中国合格评定国家认可委员会认可或中国计量认证）或同等资质能力的第三方机构出具，审核同意后方可并网，不满足国家标准要求的禁止并网。并网后，电力调度机构要强化运行过程中的涉网性能评估，及时提出改进要求，确保涉网性能稳定。

第三十二条 非计划停运是指发电侧并网主体处于不可用而又不是计划停运的状态。电力调度机构对发电侧并网主体非计划停运情况进行统计和考核。

第三十三条 根据停运紧急程度，煤电（含火储）、燃机、水电等常规机组非计划停运分为以下5 类：第 1 类非计划停运—直接跳闸、需立即停运或被迫不能按规定立即投入运行的状态（如启动失败）；第 2 类非计划停运——不需立即停运，但需在6 小时以内停运的状态；第 3 类非计划停运——可延迟至 6 小时以后，但需在72 小时以内停运的状态；第 4 类非计划停运—可延迟至72 小时以后，但需在下次计划停运前停运的状态；第5 类非计划停运——计划停运因故超过允许期限。

（一）非计划停运依据《发电设备可靠性评价规程》（DL/T793）有关规定进行管理。非计划停运时间为发电侧并网主体处于不可用而又不是计划停运的时间，电力调度机构同意转为计划检修或转备用状态后，非计划停运考核时间统计截止。电力调度机构应向所有发电侧并网主体披露全网计划检修安排，以及全网每台机组的非计划停运、临时检修、非计划停运转计划检修或者转备用、非计划停运免考核的详细情况。

（二）电力调度机构对发电侧并网主体非计划停运次数、非计划停运时间进行统计和考核，考核按照正常运行时期和重点保供时期（每年的1、7、8、12 月及重要保电时期）分别进行考核。

其中： ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}};$ 并网主体额定容量，α：非停运次数考核系数，T：非计划停运时长（小时），β：非计划停运时长考核系数。 标准如下： <table><tr><td rowspan=2 colspan=1>考核类型</td><td rowspan=1 colspan=2>次数考核系数α</td><td rowspan=1 colspan=2>时长考核系数β</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>正常时期</td><td rowspan=1 colspan=1>保供时期</td><td rowspan=1 colspan=1>正常时期</td><td rowspan=1 colspan=1>保供时期</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>第1类</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>2.5</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td><td rowspan=1 colspan=1>0.1</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>第2类</td><td rowspan=1 colspan=1>0.5</td><td rowspan=1 colspan=1>1.6</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td><td rowspan=1 colspan=1>0.08</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>第3类</td><td rowspan=1 colspan=1>0.3</td><td rowspan=1 colspan=1>0.9</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td><td rowspan=1 colspan=1>0.06</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>第4类</td><td rowspan=1 colspan=1>0.2</td><td rowspan=1 colspan=1>0.5</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td><td rowspan=1 colspan=1>0.04</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>第5类</td><td rowspan=1 colspan=1>0.2</td><td rowspan=1 colspan=1>0.3</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td><td rowspan=1 colspan=1>0.02</td></tr></table> 当非计划停运事件跨月发生时，按照非停截止时间所在月份进行考核统计，其中α按照非停开始时间所在月份计算、β按照实际非停时长分月进行计算。

（三）燃煤机组未在电力调度机构规定的时间后2 小时内完成并网（解列）的，或在向电力调度机构申请停机后 2 小时内停运的，按照第 1 类非计划停运考核管理。非燃煤机组无法按计划并网（解列）的，按照第1 类非计划停运考核。所有计划检修工作均应纳入经电力调度机构批准的年度、月度检修计划，未纳入的检修工作均视为临时检修，从检修工作开工时刻起，按照第3类非计划停运进行考核。因并网主体自身原因导致的计划检修延期，从延期时刻开始按照第5 类非计划停运考核。

第三十四条 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场站并网容量的 30%，纳入非计划停运考核范围，每次按照全场站并网容量×2 小时计为考核电量。 风电场在冬季期间应实时报送覆冰停机及融冰运行信息以及因风机覆冰引起的功率损失。不得漏报或不报，漏报或不报按当月上网电量的1%予以考核。 所有计划检修工作均应纳入经电力调度机构批准的年度、月度检修计划，未纳入的检修工作均视为临时检修，纳入非计划停运考核范围，每次按照全场站并网容量×1 小时计为考核电量。对于跳闸后转临时检修的情况，记为一次非计划停运，非停开始时间为跳闸时间。因并网主体自身原因导致的计划检修延期，纳入非计划停运考核范围，延期时长在 48 小时（含 48 小时）内的，按照全场站并网容量×1小时计为考核电量，延期时长在48至168小时（含 168 小时）内的，按照全场站并网容量×2 小时计为考核电量，延期时长超过 168 小时的，按照全场站并网容量×3 小时计为考核电量。

第三十五条 因配建主体（火电、新能源等）或自身原因造成配建储能系统或新型储能非计划停运的，若一次停运储能单元容量超过全站储能总容量的30%，纳入储能系统或新型储能非计划停运考核范围。考核电量=每次按全场站（配建储能系统，下同）额定容量×3 小时的标准考核。由于电网原因或其他不可抗力因素导致非计划停运的，免于考核。 所有计划检修工作均应纳入经电力调度机构批准的年度、月度检修计划，未纳入的检修工作均视为临时检修，纳入非计划停运考核范围，每次按照全场站并网容量×1 小时计为考核电量。对于跳闸后转临时检修的情况，记为一次非计划停运，非停开始时间为跳闸时间。因配建主体（火电、新能源等）或并网主体自身原因导致的计划检修延期，纳入非计划停运考核范围，延期时长在 48 小时（含 48 小时）内的，按照全场站并网容量×1 小时计为考核电量，延期时长在 48至 168小时（含 168小时）内的，按照全场站并网容量×2 小时计为考核电量，延期时长超过 168小时的，按照全场站并网容量×3 小时计为考核电量。

第三十六条 以下情况免于非计划停运考核： 1.电力调度机构按其调度管辖范围可批准并网发电机组利用负荷低谷及节假日（包括周末等非工作日，下同）进行消缺，不计其非计划停运考核。低谷消缺指并网发电机组提前 6 小时以上申请，经电力调度机构批准，利用夜间负荷低谷时段停机消缺，并于次日7:00前并网，低谷消缺时间不应超过 12 小时，其中光伏场站（不含光储）夜间（23:00-次日 6:00）消缺可于停运前申请，经电力调度机构批准后开展。节假日消缺指并网发电机组提前6 小时以上申请，经电力调度机构批准，利用节假日负荷较低时段停机消缺，并于节假日结束前或节假日后第一个工作日，按照调度指令要求的时间并网，节假日消缺时间不应超过 48小时。若工期超出批准期限，常规机组全部消缺时间计入第3 类非计划停运，其它并网主体全部消缺时间按照临时检修纳入非计划停运考核管理。 2.生物质机组因燃料供应不稳定或燃料品质差等原因不具备长期连续稳定运行条件的，不参与非计划停运考核与返还。 3.非保供时期（2 月至 6 月、9 月至 11 月），每台煤电机组当年首次及第二次非年度、月度计划检修（不含非计划停运后转入临时检修的情况，合计不超过 10 天）不纳入非计划停运考核。超出 10 天的临时检修，从检修工作开工时刻起，计入第 3 类非计划停运。有关免考核信息应按第六十八条和第七十五条规定向所有并网主体公开，且同步报送电力监管机构和地方能源主管部门。 《国家能源局华中监管局关于明确煤电机组最大出力考核有关事项的通知》（华中监能市场〔2023〕193号）三（四）中 2次非年度计划检修与本条款保持一致。 4.机组开展性能试验，相关工作开始前已向电力调度机构办理备案，试验期间机组发生的停运不纳入非计划停运考核。

第二节检修管理

第三十七条 并网主体应按相关国家、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。并网主体应按照电力调度机构批准的检修工期按时完成检修任务。

第三十八条 电力调度机构应统筹安排发电侧并网主体及其外送输变电设备的检修，尽可能安排发电侧并网主体外送输变电设备与自身检修同时进行。 发电侧并网主体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。电力调度机构对发电侧并网主体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发电侧并网主体一次设备的检修相配合。 发电侧并网主体变更检修计划，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发电侧并网主体的检修计划统筹安排，若无法安排变更检修计划，应及时通知发电侧并网主体，并说明原因。

第三十九条 电力调度机构根据电网运行情况变更发电侧并网主体检修计划，包括发电侧并网主体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发电侧并网主体协商。 对推迟计划检修期间，发电侧并网主体的设备故障或影响本细则规定的指标完成时，不对其进行考核处理；由于推迟计划检修引起的发电设备故障（非发电侧并网主体责任）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。

第四十条 发电侧并网主体检修工作由于电厂自身原因出现以下情况之一，火电、水电机组每次按额定容量×0.3 小时（单次考核不超过 100MWh）计为考核电量、新能源机组每次按额定容量×0.3 小时（单次考核不超过 10MWh）计为考核电量。

（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、周、日检修计划。

（二）计划检修工作不能按期完工，但未在规定时间内办理延期手续。

（三）擅自增加（或减少）工作内容而未办理申请手续的。

（四）计划检修工作临时调整。

（五）未经调度同意开展临时检修工作。

第四十一条 新型储能管辖范围内设备检修工作由于新型储能自身原因出现以下情况之一者，每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（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手续。

（二）擅自增加或减少工作内容而未办理申请手续。

（三）因新型储能自身原因，导致电力调度机构批准的计划 检修工作临时取消。

（四）由于新型储能自身原因造成新型储能输变电设备（出线、开关、联变、母差保护等）重复性检修停电，年度停电次数2 次以上（不含2 次），每次按额定容量×0.2 小时的标准进行考核。

第三节技术指导和管理

第四十二条 继电保护和安全自动装置考核

（一）并网主体涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置及其二次回路（包括保护装置、故障录波器、故障信息管理系统、故障测距装置、直流电源、断路器、保护屏柜、二次电缆、电流互感器、电压互感器等）运行应遵循国家标准、电力行业标准、规程及反事故措施要求。发电机组涉及网源协调保护的运行管理、定值管理、检验管理、装置管理，应按照电力调度规程和专业管理规定执行。对于不执行规程规定的, 每条按全厂额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（二）并网主体应配合电网企业及时改造、更换到年限的继电保护及安全自动装置。未按规定改造、更换继电保护及安全自动装置，每月按全厂额定容量×0.5小时的标准进行考核，直至完成更换为止。

（三）由于并网主体原因导致继电保护和安全自动装置不正确动作，每次按全厂额定容量×1小时的标准进行考核；造成电网事故的，每次按全厂额定容量×3小时计为考核电量。并网主体若发生继电保护装置跳闸原因不明的事故，每次按全厂额定容量×2小时的标准进行不正确动作的补充考核。

（四）并网主体应及时对运行中继电保护和安全自动装置的异常信号和缺陷进行处理，若因电厂侧装置原因未及时处理，造成继电保护和安全自动装置退出运行超过24小时，每次按全厂额定容量×0.5小时的标准进行考核。

（五）对以下管理要求未能达标者，每项按全厂额定容量×0.2 小时（单次考核不超过100MWh）计为考核电量： 1．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。 2．与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相匹配。 3．并网主体内的继电保护和安全自动装置，必须与系统保护相匹配。在系统状态改变时，应按电力调度机构的要求按时修改所辖保护的定值及运行状态。 4.故障录波或保信系统与主站月联通率≥98%，计算公式为：

式中：LTR为故障录波或保信系统与主站月联通率； ZAT 为统计周期内总通信时长； ZDT 为因厂站端设备原因造成的通信中断时长。

（六）以下要求未能达标者，每项按全厂额定容量×0.2 小时 （单次考核不超过 100MWh）计为考核电量： 1．继电保护主保护月投运率≥99.5%。继电保护主保护月投运率计算公式为：

式中：RMD 为主保护月投运率； TMD 为主保护装置该月处于运行状态的时间； SMD 为主保护装置该月应运行时间。 2．安全自动装置月投运率≥99%。安全自动装置月投运率计算公式为：

式中：RSS 为安全自动装置月投运率； TSS 为安全自动装置该月处于运行状态时间； SSS 为安全自动装置该月应运行时间。 3．故障录波月完好率≥98%。故障录波月完好率计算公式为：

式中：RSR为故障录波月完好率； NSR为该月故障录波完好次数； NRE 为该月故障录波应评价次数。

（七）由于并网主体继电保护、安全自动装置异常，造成涉网一次设备被迫停运，每次按全厂额定容量×0.5 小时（单次考核不超过300MWh）计为考核电量。

（八）新型储能因继电保护、安自装置动作等原因解列后， 在未查电压曲线明原因前不得自行并网，查明原因后须向值班调度员提出申请，并征得同意后方可并网。违反上述规定的，每次按全站额定容量×3 小时的标准进行考核。

第四十三条 一次调频控制系统保护配置考核

（一）控制信号冗余配置考核

每个独立的一次调频控制单元，其调门/导叶接力器行程反馈信号、频率或转速信号、有功功率信号均应采用“三取中”等冗余配置，冗余输入/输出（I/O）测点应分配在不同的模件上。不满足要求或未按要求整改的每月按并网主体额定容量×1 小时计为考核电量。

（二）控制电源冗余配置考核

一次调频控制系统应配置双电源冗余并满足《电力系统调度自动化设计规程》（DL/T5003）的要求。不满足要求或未按要求整改的每月按并网主体额定容量×1 小时计为考核电量。

第四十四条 新能源涉网保护管理考核

（一）单机频率/电压保护定值管理

新能源单机频率/电压保护定值应满足最新国家标准，不应限制其频率/电压适应性，新能源场站修改定值后一个月内需及时报送调度部门。未按要求修改或未及时报送保护定值单的按并网主体额定容量×1 小时计为考核电量。

（二）安全自动装置频率/电压保护定值管理

新能源场站安全自动装置保护定值应依照最新国家标准管 理，修改定值后需及时报送调度部门，未按要求修改或未及时报送保护定值单的按并网主体额定容量×1 小时计为考核电量。

第四十五条 发电侧并网主体通信考核

（一）载波设备月运行率、光纤设备月运行率、调度程控交换机和调度电话月运行率应不低于 99.95%，调度电话月可通率应不低于100%，每降低1 个百分点（含不到1 个百分点），按额定容量×0.2 小时计为考核电量。 通信电路（载波、光纤、交换机设备）运行率={1－Σ[中断路数（路）×电路故障时间（min）]/[实用路数（路）×全月日历时间（min）]}×100%。 调度电话月可通率={1－Σ[中断路数（路）×电路故障时间（min）]/[实用路数（路）×全月日历时间（min）]}×100%。

（二）并网主体通信设备故障引起线路主保护单套运行时间超过 8 小时，或引起安全自动装置非计划停用时间超过 72小时，每次按额定容量×0.5 小时计为考核电量。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，造成电网事故，或造成电网事故处理时间延长、事故范围扩大，每次按全厂额定容量×0.5 小时计为考核电量。

（三）并网主体通信电路非计划停运（不可抗力除外），造成远跳及过电压保护、远方切机（切负荷）装置由双通道改为单通道，时间超过8 小时，每次按额定容量×1 小时计为考核电量。

（四）并网主体通信出现下列情形的（不可抗力除外），每次按额定容量×0.5 小时计为考核电量。未经许可对电网调度和发供电设备运行有影响的通信设施进行操作。造成继电保护和安全装置误动、拒动但未造成电网事故或未影响电网事故处理。引起调度自动化或调度电话业务中断时间4 小时以上。造成电网与并网主体通信电路全部中断。与电力调度机构直接关联的通信光缆连续故障时间超过 24小时。通信电源全部中断。录音设备失灵，影响电网事故分析。未经许可改变通信系统运行方式。

（五）并网主体至电力调度机构不具备两个及以上完全独立的通信传输通道要求的，必须在电力调度机构下达整改通知期限内完成整改，逾期未完成的按额定容量×1 小时/月计考核电量。

第四十六条 新型储能通信考核

（一）未经电力调度机构同意，新型储能不得自行改变与电网联接的通信设备的运行状态、接线方式、接口参数。擅自改变的每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（二）对新型储能通信装置进行如下考核：新型储能通信装置和调度电话月度紧急重大缺陷消缺及时率100%、调度电话月可用率100％。以上指标（非新型储能原因除外）每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计），按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（三）新型储能生产实时控制业务通信通道中断，中断故障时长小于2 小时的，每次按额定容量×0.05 小时的标准进行考核；中断故障时长超过 2 小时（含2 小时）的，每次按额定容量×0.5 小时的标准进行考核。

（四）新型储能通信电路非计划停用（不可抗力除外），造成远跳及过电压保护、远方切机（切负荷）装置由双通道改为单通道，且时间超过 24 小时的，每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（五）若因新型储能侧通信反措未及时执行，造成、新型储能对电网通信业务中断的，每次按额定容量×0.05 小时的标准进行考核。

（六）新型储能内通信电源全部中断（不可抗力除外），每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（七）新型储能通信设备故障，引起继电保护或安全自动装置误动、拒动，每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（八）新型储能通信出现下列情形之一的（不可抗力除外），每次按额定容量×0.1 小时的标准进行考核。造成电网与新型储能通信电路全部中断 1 小时以上；新型储能通信光缆连续故障时间超过 24小时；新型储能内录音设备失灵，影响电网事故分析。

（九）新型储能通信设备的配置应满足相关规程、规定要求，并与电网侧的技术参数相匹配，满足安全要求。不满足的，新型储能应限期整改（最迟不超过 12 个月）。逾期未完成整改的，则每月按照额定容量×1 小时的标准进行考核。

第四十七条 调度自动化设备考核

（一）网、省调度并网主体远动链路双通道中断（远动仅有单通道的，若发生通道中断视为双通道中断）时间超过 10分钟，按额定容量×0.2 小时计为考核电量；后续未及时恢复的，每增加30 分钟按额定容量×0.3 小时计为考核电量。远动链路单通道中断的，中断时间超过2 小时，按额定容量×1 小时计为考核电量；后续未及时恢复的，每增加 2 小时按额定容量×1 小时计为考核电量。考核总量不超过并网主体当月上网电量的2%。 地、县调度并网主体远动链路双通道中断（远动仅有单通道的，若发生通道中断视为双通道中断）时间超过 30 分钟，按额定容量×0.1 小时计为考核电量；后续未及时恢复的，每增加 30分钟按额定容量×0.2 小时计为考核电量。远动链路单通道中断的，中断时间超过 2 小时，按额定容量×0.5 小时计为考核电量；后续未及时恢复的，每增加2 小时按额定容量×0.5 小时计为考核电量。考核总量不超过并网主体当月上网电量的2%。

（二）并网主体处于安全区Ⅰ、Ⅱ的业务系统的安全防护应满足国家有关规定和电力调度机构的具体要求。如电力调度机构检查发现并网主体不满足要求或擅自改变网络结构，每次按额定容量×0.5 小时计为考核电量；如由于并网主体原因造成电力调度机构业务系统被病毒或黑客攻击、网络异常，每次按额定容量×0.5 小时计为考核电量；如造成电网事故，每次按额定容量×1小时计为考核电量。 因并网主体原因造成安防设备离线和故障，影响网安平台月度在线率和密通率的，每下降 0.01%，按额定容量×0.1 小时计为 考核电量。

（三）并网主体计量点所安装的主、副电能表电量数据采集完整率与准确率应达到100%，每降低 1%（含不到1 个百分点），按额定容量×0.2 小时计为考核电量。

（四）并网主体相量测量装置连续故障（包括但不限于相量数据中断、子站时钟失步、数据异常）时间超过 4 小时，按额定容量×1 小时计为考核电量。如设备故障仍未处理解决，每超过4小时，按额定容量×0.5 小时计为考核电量。电网事故时，并网主体未能正确提供PMU 量测数据，影响事故分析的，每次按额定容量×1 小时计为考核电量，考核总量不超过其当月上网电量的2%。

（五）对网、省调度并网主体自动化信息（包括但不限于远动、相量测量装置、电能量计量装置等自动化设备的上送信息）传输不完整，限期要求整改。未按要求进行整改的，每日按额定容量×0.1 小时计为考核电量，考核总量不超过其当月上网电量的1%。 对地、县调度并网主体自动化信息（包括但不限于远动、相量测量装置、电能量计量装置等自动化设备的上送信息）传输不完整，限期要求整改。未按要求进行整改的，每日按额定容量×0.05 小时计为考核电量。考核总量不超过其当月上网电量的30%。

（六）网、省调度并网主体未经调度许可，擅自退出或检修电力调度机构管辖的自动化设备的，每次按额定容量×0.3 小时计为考核电量；已办理自动化检修工作票，但未履行电话开工、竣工手续的，每次按额定容量×0.05小时计为考核电量。 地、县调度并网主体未经调度许可，擅自退出或检修电力调度机构管辖的自动化设备的，每次按额定容量×0.3 小时计为考核电量；已办理自动化检修工作票，但未履行电话开工、竣工手续的，每次按额定容量×0.1 小时计为考核电量。

（七）并网主体事故时遥信误动、拒动，每次按额定容量×1小时计为考核电量。并网主体正常运行时遥信信号不应频繁发生变位，若单个遥信信号单日变位次数≥30次或单日同一时刻所有遥信信号变位次数之和≥8 次，按每日额定容量×0.2 小时计为考核电量。

（八）并网主体遥测量数据跳变且跳变幅度大于等于100MW，每次按额定容量×0.2 小时计为考核电量。

（九）网、省调并网主体自动化设备（含网络和安全防护设备）配置和运行工况（包括但不限于自动化设备运行状态、传输信息正确性等）不满足国家、行业相关规定和电网安全运行要求的，应在电力调度机构下达整改通知期限内完成整改，逾期未完成的每日按额定容量×0.1 小时计考核电量。 地、县调度并网主体自动化设备（含网络和安全防护设备）配置和运行工况（包括但不限于自动化设备运行状态、传输信息正确性等）不满足国家、行业相关规定和电网安全运行要求、未按照国家有关规定完成电力监控系统等保测评及安全评估相关工作的，应在电力调度机构下达整改通知期限内完成整改，逾期未完成的每日按额定容量×0.5 小时计为考核电量。

（十）并网主体应按时配合调度机构完善调控云一、二次设备台账信息。逾期未完成的每日按额定容量×0.05 小时计为考核电量。 （十一）故障计算时间以电力调度机构主站系统自动记录的厂站自动化设备实际故障开始时刻为起始时刻，以电力调度机构主站系统接收到正确自动化信息时刻为截止时刻。

第四十八条 励磁系统和 PSS 装置考核

（一）按要求应配置而未配置 PSS 装置的机组，每月按该机组容量×1 小时计为考核电量。

（二）发电机组正常运行时自动励磁调节装置和 PSS 月投运率应达到 100%。每降低 1 个百分点（含不足 1 个百分点）按该机组容量×0.1 小时计为考核电量。经电力调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。

（三）火电和燃气机组励磁系统顶值电压倍数不小于 1.8 倍（自并励静止励磁）、2.0 倍（交流励磁机励磁），顶值电流持续时间不小于 10 秒，水电机组（含抽蓄）励磁系统顶值电压倍数不小于2.0 倍，顶值电流持续时间不少于 20 秒，达不到要求的，每月按该机组容量×1 小时计为考核电量。 无进相能力机组，在系统电压越上限时，功率因数≥0.995 免于考核。

第四十九条 高压侧或升压站电气设备考核

（一）因并网主体高压侧或升压站电气设备原因引起重特大电网事故或电网侧重特大设备事故的，每次按全厂额定容量×5小时的标准进行考核。

（二）因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电网侧一般设备事故的，每次按全厂额定容量×2 小时的标准进行考核。

（三）因并网主体高压侧或升压站电气设备原因发生电力系统安全稳定导则规定的N-2 事件的，每次按全厂额定容量×1 小时的标准进行考核。

（四）发生开关拒动的，每次按照全厂额定容量×1 小时的标准进行考核。

（五）因并网主体自身原因造成升压站电气设备主设备发生非计划停运的，每次按全厂额定容量×0.5 小时的标准进行考核。

（六）并网主体高压侧或升压站电气设备主设备发生影响设备和电网安全运行的缺陷，未按时采取措施或安排检修的，每次按全厂额定容量×0.1 小时的标准进行考核。

（七）风电场、光伏电站升压站电气设备主设备因其自身原因未按规定周期或标准进行预试检修，造成设备存在安全隐患，每次按照当月场站装机容量×0.1 小时的标准进行考核。

（八）风电场、光伏电站未按要求落实防污闪管理标准以及 制度，每次按照当月场站装机容量×0.1 小时的标准进行考核。

（九）风电场、光伏电站因送出线路故障导致的，可豁免考核。

第五十条 水电厂水库调度考核

（一）并网水电厂的水库调度运行管理应满足国家和行业有关规定和电力调度机构的调度规程有关规定的要求，向电力调度机构及时报告对电厂发电能力及安全运行造成重大影响的突发情况，定期报送年、月、周气象水文趋势预报，月度、年度、特殊时段运行总结及年度运行方式等。每迟报或漏报一项，按额定容量×1小时（单次考核不超过50MWh）计为考核电量。

（二）电力调度机构及并网水电厂应做好水调自动化系统的建设及运行管理工作，制定水调自动化系统管理规定，保证系统稳定、可靠运行。电力调度机构及水电厂应加强水调自动化系统维护，并网主体应按规定向电力调度机构水调自动化系统自动传送水库运行相关信息，保证管理范围内通信通道的畅通，保证上传信息的准时、合格，否则每次按额定容量×1小时（单次考核不超过 50MWh）计为考核电量。

（三）并网水电厂发生影响水电机组正常运行的水库调度事件后，应及时汇报电力调度机构，未及时报告每次按额定容量×1小时（单次考核不超过 50MWh）计为考核电量。

（四）不具备向调度机构水调自动化系统自动传送水库运行相关信息的并网水电厂，每月按额定容量×1 小时（单次考核不 超过 80MWh）计为考核电量。

（五）具备向调度机构水调自动化系统自动传送水库运行相关信息的并网水电厂，参照行标《电网水调自动化功能规范》（DL/T316）的考核指标（月通信畅通率≥95%，月数据准时率≥90%，月数据合格率≥98%）进行考核。三率均合格不考核电量；三率中任一指标不合格，月度按额定容量×1 小时（单次考核不超过10MWh）计为考核电量；三率中任意两个指标不合格，月度按额定容量×2 小时（单次考核不超过20MWh）计为考核电量；三率均不合格，月度按额定容量×4 小时（单次考核不超过40MWh）计为考核电量。

第五十一条 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。

（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，每次按照全场站当月上网电量的0.5%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。当上述数据缺测或异常时计为一个不合格点，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），按照全场站当月上网电量的0.1%考核，当月全部累计考核电量的最大值不超过全场站当月上网电量的 2%。

（三）风电场、光伏电站应按要求向电力调度机构报送日前、超短期和中期功率预测曲线，上报率应达到100%，未及时报送或错报、漏报，每次按照全场站当月上网电量的 0.1%考核。日前、超短期和中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当月上网电量的2%。具体报送要求为： 1．每日 9:00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15min。 2．每 15min 自动向电力调度机构滚动上报未来15min-4h 的发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。

第五十二条新型储能应按电网调度机构将储能充放电时间、充放电速率、可调节范围、最大调节能力等运行信息应接入电力调度机构技术系统。

第五十三条 新型储能应具备四象限功率控制能力，有功功率和无功功率调节范围和能力应满足国家、行业有关标准要求。新型储能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。在充放电功率为额定功率时，其控制精度为±1.5%。充/放电响应时间应不大于 1s；充/放电调节时间应不大于 1.5s；充/放电转换时间应不大于1s。

第五十四条 新型储能并网电能质量应满足国家、行业有关标准要求。

第五十五条 电网企业和电力调度机构应做好接入 35kV 及以上电压等级的新建、扩建风电场和光伏电站涉网设备的配置、参数、性能、调控能力等并网条件确认工作，有关并网调试申请、涉网性能型式试验报告等并网条件审核确认工作应自收到并网主体提交后 10 个工作日内完成，条件不满足的，电力调度机构不得安排其并网，并书面向并网主体详细说明原因。

第五十六条 新能源场站应在首次并网后 6 个月内完成全部涉网试验，并向相应电力调度机构提交具备相应资质机构提供合格的相关并网性能检测报告。电力调度机构在收到并网主体提交的试验申请、试验方案或试验报告后，应于 10 个工作日内完成审核、确认工作，对审核不通过情况应书面向并网主体详细说明原因。 对未按时提交合格涉网试验报告的并网主体，按照场站额定容量×0.5 小时的标准进行考核，每月总考核电量不超过全场站当月上网电量的0.5%。

第五十七条 电网企业和电力调度机构应做好接入35kV及以上电压等级的新建、扩建新型储能涉网设备的配置、参数、性能、调控能力等并网条件确认工作，有关并网调试申请、涉网性能型式试验报告等并网条件审核确认工作应自收到并网主体提交后10 个工作日内完成，条件不满足的，电力调度机构不得安排其并网，并书面向并网主体详细说明原因。 新型储能应在首次并网后 6 个月内完成全部涉网试验，并向相应电力调度机构提交具备相应资质机构提供合格的相关并网性能检测报告。电力调度机构在收到并网主体提交的试验申请、试验方案或试验报告后，应于 10 个工作日内完成审核、确认工作，对审核不通过情况应书面向并网主体详细说明原因。 对未按时提交合格涉网试验报告的并网主体，每月按照场站额定容量×0.3 小时的标准进行考核。

第五十八条 并网主体应按照《电力系统网源协调技术导则》（GB/T40594）的要求，定期进行相关涉网复核试验，复核周期不宜超过5 年。

第五十九条 直控型可调节负荷应将电气模拟量、状态量、向上/下调电力与电量、向上/下调速率等运行状态信息实时传输至电力调度机构。电力调度机构可对直控型可调节负荷的调节能力进行调用测试。

第六十条 直控型可调节负荷涉及的技术指导和管理工作范围包括但不限于：继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频等。

（一）继电保护、调频等涉网性能参数应满足接入电网安全稳定运行要求。

（二）调度通信设备和参数应满足调度通信要求。

（三）调度自动化设备的功能、性能参数和运行达到国家和行业有关标准、规定要求。

（四）直控型可调节负荷技术支持系统应能够实时监控和回溯负荷侧资源的调节情况，回溯期限不少于 6 个月，并接受 监管部门的监管核查。

（五）直控型可调节负荷应实现向运营范围内全部负荷终端下发 APC（Automatic Power Control，APC）指令或计划曲线，其中具备功率指令或计划值接收能力的负荷终端数量及总容量占比均不应低于80%。

（六）直控型可调节负荷应在确保负荷终端设备安全的前提下尽快实现功率控制目标响应，从聚合平台收到调度总指令到负荷终端收到分解指令的时延应不大于5s。

（七）直控型可调节负荷确保单体控制目标满足负荷终端安全约束和负荷用户用电需求双重约束。

（八）直控型可调节负荷上送调度数据应稳定运行超过15日。

第三章 考核实施

第六十一条 电力调度机构根据本细则，统一全网评价标准，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。

第六十二条 并网运行考核的数据和有效支撑材料包括：并网调度协议，有资质的机构出具的试验报告，电力调度机构制定的发电计划曲线、检修计划、电压曲线，能量管理系统（EMS）、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、广域测量系统（WAMS）等调度自动化系统的实时数据，电能量遥测采集计费系统的电量数据，当值调度员的调度录音、调度日志，保护启动动作报告及故障录波报告。

第六十三条 考核费用计算

（一）发电侧并网主体及新型储能的实际考核费用按照所在省上一年平均上网电价 $\mathrm{\Phi }\times {\mathrm{H}}_8\times$ 考核电量计算得出。 ${\mathrm{H}}_8$ 为考核费用计算调整系数（详见附件 2-4）。

（二）直控型可调节负荷并网运行管理考核费用金额计算方式如下： F _{直控型可调节负荷考核金额}=Q _{直控型可调节负荷考核电量}×0.1×发电侧并网主体深度调峰第二档补偿标准。

第六十四条 所有项目均按月进行统计和结算，在下一个月度的电费支付环节兑现。月度分项考核费用，按“谁提供、谁获利”进行分项平衡结算。 <table><tr><td colspan="1" rowspan="1">项目</td><td colspan="1" rowspan="1">考核主体</td><td colspan="1" rowspan="1">返还主体</td><td colspan="1" rowspan="1">返还原则</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">一次调频</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">按照一次调频补偿费用占比进行返还</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">AGC、APC</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">按照 AGC、APC 补偿费用占比进行返还</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">非计划停运发电能力</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">按照燃煤、燃机、水电等其他同类型并网主体月度上网电量分别进行返还</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">日发电计划</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体新型储能直控型可调节负荷</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体（不具备跟踪调度计划曲线的小水电站、生物质电厂、分布式电源等除外）</td><td colspan="1" rowspan="1">按照并网主体月度上网电量占比进行返还</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">功率预测</td><td colspan="1" rowspan="1">新能源</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体（不具备跟踪调度计划曲线的小水电站、生物质电厂、分布式电源等除外）</td><td colspan="1" rowspan="1">按照并网主体月度上网电量占比进行返还</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">其它</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体</td><td colspan="1" rowspan="1">发电侧并网主体（不具备</td><td colspan="1" rowspan="1">按照并网主体月度上网电</td></tr><tr><td></td><td>新型储能 直控型可调节负荷</td><td>性能考核条件的小水电 站、生物质电厂、分布式 电源等除外）</td><td>量占比进行返还</td></tr></table> 并网主体月度考核结算费用等于该电厂月度考核返还费用减去月度考核费用。当出现结算费用为负数，且当期发电上网电费不足以抵扣结算费用时，不足部分在下月结算，以此类推，直至将全部结算费用结清为止。 地县级电力调度机构调度管辖范围统计计算纳入到相应省级电力调度机构调度管辖范围，费用在全省平衡。

第六十五条 本细则规定的考核实施情形，未经特别声明，均指由并网主体责任引起，非并网主体责任引起的不予考核。

第四章 信息披露

第六十六条 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/补偿/返还、具体品种、调度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。

第六十七条 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，向相关并网主体开放数据接口。电力调度机构会同电力交易机构制定和完善并网运行考核信息披露标准格式及相关明细表格模板，报国家能源局派出机构审定后实施。

第六十八条 每日 17:30前，电力调度机构应向所有并网主体披露前一日各并网主体各项运行考核信息（包括但不限于考核项目、考核电量、考核原因、考核电量计算方法等）。 每月10 日前，电力调度机构应向所有并网主体公示上月各并网主体各项并网运行考核、返还初步结果，并提供相关数据供计算核对。公示内容包括管辖范围内所有机组运行情况、考核/返还及免考核信息等。机组运行情况包括但不限于全网机组开停机信息，非计划停运机组名称、容量、原因等。考核信息包括但不限于考核项目、考核电量、考核原因、考核电量计算方法等。免考核事项应包含考核内容、考核时间、考核原因、并网主体减免考核申请、相关证明材料、电力调度机构出具的免考核意见、减免考核政策依据等。每台机组的相关信息均应向所有并网主体公示，确保运行结果公允，运行依据可追溯。

第六十九条 并网主体对公示有异议的，应在 3 个工作日内提出复核。电力调度机构在接到并网主体询问的3 个工作日内，应进行核实并予以答复。

（一）减免考核应依法依规、公开透明。无明确政策依据的，电力调度机构不得违规减免考核。并网主体需要减免考核的，应以正式文件向电力调度机构提出减免考核申请，并附上相关证据材料。

（二）电力调度机构经过复核认为符合减免条件的，应将免考核意见向所有并网主体公示。公示信息应包含但不限于：考核内容、考核时间、考核原因、并网主体减免考核申请、相关证明材料、电力调度机构出具的免考核意见、减免考核政策依据等。

（三）电力调度机构经过复核认为不符合减免条件的，应出具不免考核书面具体意见。

（四）因复核或者豁免考核原因，导致公示结果确需调整的，相关结果应重新公示3 日，并向所有并网主体公示调整结果及调整原因。

（五）电力调度机构会同电力交易机构于每月 20 日前汇总考核和返还等公示内容，报国家能源局派出机构。无异议后，由电力调度机构执行，由电力交易机构出具结算依据。

（六）每月 25 日前，电力调度机构应以正式文件向所有并网主体发布上月电力并网运行管理情况，可抄送地方能源主管部门。

第五章 监督与管理

第七十条 国家能源局派出机构负责监管本细则的实施，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。并网主体可通过 12398 监管热线、微信公众号、APP 和电子邮箱等多种形式向国家能源局派出机构反馈问题和线索。

第七十一条 健全并网调度协议和交易合同备案制度。省级及以上电力调度机构直接调度的并网主体与电网企业应定期签订并网调度协议和相关交易合同，并在协议（合同）签订后 10个工作日内向国家能源局派出机构备案。

第七十二条 建立电力调度运行管理情况书面报告制度。省级及以上电力调度机构按月向国家能源局派出机构报告电力调度运行管理情况，并在电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上通报。

第七十三条 电力调度机构应按照国家能源局及其派出机构有关要求，将电力并网运行管理技术支持系统向国家能源局派出机构开放，或开放数据接口将电力并网运行管理技术支持系统接入监管信息系统。

第七十四条 并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的，可向国家能源局派出机构提出申诉，由国家能源局派出机构依法依规进行处理。申诉材料包括但不限于：考核内容、考核时间、考核原因、向电力调度机构提交的减免考核申请、相关证明材料、电力调度机构出具的减免考核意见或者不通过书面意见、减免考核政策依据等。经国家能源局派出机构组织认定后，相关费用在后续月份予以多退少补。原则上申诉有效期不超过 12 个月。

第七十五条 每月 25 日前，电力调度机构应以正式文件向国家能源局派出机构报送上月电力并网运行管理情况。具体内容应包括分析报告和考核返还结果、非计划停运、机组检修信息、异议申请及处理结果、减免考核等。其中，机组检修信息应包含计划检修安排，临时检修、非计划停运转计划检修或者转备用等内容。减免考核信息应包含考核内容、考核时间、考核原因、并网主体减免考核申请、相关证明材料、电力调度机构出具的免考核意见及减免考核政策依据、公示反馈意见等内容。

第七十六条 电网企业、电力调度机构、电力交易机构和并网主体应如实报送与监管事项相关的文件、资料，并按相关规定如实公开有关信息。

第七十七条 电力调度机构应严格按照本细则实施并网主体并网运行管理，不得擅自调整算法和参数，不得对本细则未规定的事项进行减免考核，确保数据真实、准确和及时，应保存并网运行管理数据至少两年。

第七十八条 电力调度机构应每年组织评估本细则执行情况，向国家能源局派出机构提交相关分析报告或规则调整建议。国家能源局派出机构根据有关建议和实际情况需要及时调整和完善有关条款及考核标准。有关国家、行业标准更新修编的，参照最新标准执行。

第七十九条 电力企业违反本细则相关规定的，由国家能源局派出机构责令限期改正；拒不改正的，按照《电力监管条例》第三十一条的规定进行处罚，并可对直接负责的主管人员和其他直接责任人员提出处理建议。

第八十条 电力企业、电力调度交易机构有下列情形之一的，由国家能源局派出机构责令限期改正；拒不改正的，按照《电力监管条例》第三十四条的规定进行处罚，并可对直接负责的主管人员和其他直接责任人员提出处理建议。

（一）拒绝或者阻碍国家能源局及其派出机构人员依法履行监管职责的。

（二）提供虚假或者隐瞒重要事实的信息的。

（三）违反本细则相关规定，未按要求公开有关信息。

第六章 附则

第八十一条 本细则由华中能源监管局会同河南、湖南、四川能源监管办负责解释。

第八十二条 本细则自印发之日起施行，有效期3 年。《国家能源局华中监管局关于印发<华中区域电力辅助服务管理实施细则>和<华中区域电力并网运行管理实施细则>的通知》（华中监能市场〔2023〕129号）及其相关补充规定同时废止。

二次调频（AGC）技术、调节过程定义要求

一、二次调频（AGC）技术要求

（一）发电企业应在机组首次并网前 90 日向电网调度机构提供 AGC 系统技术资料，并应包括下列内容：AGC 系统说明书、控制逻辑、涉网设备控制参数、设计图纸等；AGC 设计性能指标，包括运行范围、调节速率、调节精度等。

（二）新建或改扩建的发电企业应完成 AGC 联调试验。

（三）并网主体的有功调节能力发生变化，AGC 调节范围或控制策略改变的应在并网发电后1个月内重新进行AGC试验。AGC 系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响试验结果的应重新进行 AGC 试验。

（四）配建储能（火储、风储、光储等）应满足《电厂侧储能系统调度运行管理规范》（DL/T2314）相关AGC 技术要求。

二、AGC 调节过程定义及相关要求

（一）AGC 考核计算数据以调度端数据为准，并网主体有功出力（新能源为场站集电线路功率）采样周期不大于5 秒。若有效调节过程中并网主体AGC 退出，仍然算有效调节过程进行考核计算。

（二）指令 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 与出力P曲线发生交叉，或指令 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 下发时刻， 调节过程开始。

（三）指令 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 与出力 P 曲线再次发生交叉，或指令 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 与出力P 之差进入死区范围，调节过程结束。

（四）过程结束时的出力与过程开始时的出力之差为调节幅度ΔP。过程结束时的指令与过程开始时的出力之差为 $\Delta {\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 。过程结束时的时间与过程开始时的时间之差为调节过程调节时间 $\Delta \mathrm{T}$ （秒）。

（五）统计中明确ΔT火电、火储小于 30 秒、水电（含抽蓄）小于 15秒、风储光储和风光新能源小于 10秒、新型储能小于3秒、直控型可调节负荷小于 30 秒的调节过程为随机波动，不纳入调节过程统计、考核与补偿。

（六） ${\mathrm{P}}_{\mathrm{Z}}$ 为调节过程中任意一点的指令，P为该点对应的实际出力, $\frac{\Delta P^{\ast }(P_z-P)}{abs(P_z-P)}$ 小于 0，该调节过程为反调节；大于 0，该调节过程为正调节。即指令曲线在出力曲线之上，要求机组加出力，为升过程，如机组加出力，ΔP大于 0，为正调节，否则为反调。

三、AGC 性能系数计算

并网主体运行期间每次响应 AGC 控制指令时，从调节速度、调节精度、响应时间三个方面对并网主体响应AGC 指令后的动作情况进行评价衡量，具体如下。

1．调节速度性能系数 ${\mathrm{K}}_1$

指并网主体响应 AGC 控制指令的速率，计算公式如下：

其中：P 为调节过程实际出力（MW）； $△{\mathrm{P}}_z$ 为调节过程最终指令-初始出力（MW）； $△\mathrm{P}$ 为实际调节过程中的调节幅度（MW）；△T 为实际调节过程的调节时间（s）； ${\mathrm{P}}_{\mathrm{z}}$ 为调节过程中任意一点的指令，P为该点对应的实际出力， $\frac{\Delta P\times (P_z-P)}{abs(P_z-P)}$ 小于 0，该调节过程为反调节；大于0，该调节过程为正调节。 调节过程计算参数 ${\mathrm{T}}_0$ 计算公式为：

${\mathrm{T}}_1$ ：调节补偿时间，煤电（含火储）、燃气机组、虚拟电厂及负荷聚合商：取 0～20秒；水电（含抽蓄）：取 0～5 秒；其它类型：取0\~5 秒。 ${\mathrm{V}}_0:$ 机组升降速率（对应表1、表2 数据要求，管理系统对电厂机组类型进行分类设置，单位：MW/min）。 并网主体标准速度 ${\mathrm{V}}_0$ 按照行业现行标准有关规定执行： 表1 各类型并网主体容量 ${\mathbf{P}}_{\mathbf{n}}$ 定义 <table><tr><td colspan="1" rowspan="1">调频单元类型</td><td colspan="1" rowspan="1">调频单元容量 ${\mathbf{P}}_{\mathbf{n}}$ </td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">煤电、燃机、火储</td><td colspan="1" rowspan="1">机组额定容量（不含储能容量）</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">水电</td><td colspan="1" rowspan="1">单机/全厂控制模式纳入AGC控制的并网额定容量</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">风电、光伏</td><td colspan="1" rowspan="1">场站并网额定容量</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">新型储能</td><td colspan="1" rowspan="1">额定容量</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">风储、光储</td><td colspan="1" rowspan="1">机组/场站并网额定容量+储能额定容量</td></tr><tr><td>虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体</td><td>最大可调节容量</td></tr></table> 表2 各类型并网主体AGC调节性能考核管理要求 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>调频单元类型</td><td rowspan=1 colspan=2>调节范围（容量 ${\mathbf{P}}_{\mathbf{n}}$ 的百分数)</td><td rowspan=1 colspan=1>AGC 考核标准调节速率 ${\mathbf{V}}_0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>煤电、火储</td><td rowspan=1 colspan=2>50% — 100%</td><td rowspan=1 colspan=1> $1.2\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/min$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>煤电、火储</td><td rowspan=1 colspan=2>最小发电出力—50%（不含）</td><td rowspan=1 colspan=1>0.8%P/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>燃机</td><td rowspan=1 colspan=2>0% —100%</td><td rowspan=1 colspan=1> $4\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/min$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电全厂方式</td><td rowspan=4 colspan=2>最低振动区上限—100%</td><td rowspan=1 colspan=1>35%最大单机额定容量/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电单机方式</td><td rowspan=1 colspan=1></td><td rowspan=1 colspan=1>35%单机额定容量/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>转桨式水电机组</td><td rowspan=1 colspan=1>25%单机额定容量/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>转桨式水电厂</td><td rowspan=1 colspan=1>25%最大单机额定容量/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能</td><td rowspan=1 colspan=2>-100% — 100%</td><td rowspan=1 colspan=1>100%P/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>风储、光储、风电、光伏</td><td rowspan=1 colspan=2>10% — 100%</td><td rowspan=1 colspan=1> $20\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}/\min$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=4>注：煤电、火储机组AGC考核负荷区间与行业标准（DL/T1210）保持一致。</td></tr></table> 表3 AGC 调节性能补偿折算标准 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>调频单元类型</td><td rowspan=1 colspan=1>调节范围（容量 $\mathbf{Pn}$ 的百分数）</td><td rowspan=1 colspan=1>AGC 补偿标准调节速交</td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>煤电（含火储）机组</td><td rowspan=1 colspan=1>50%P— 100%Pn</td><td rowspan=1 colspan=1>1.5%Pn/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>最小发电出力—50%Pn（不含）</td><td rowspan=1 colspan=1>1.2%P/min</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>其它并网主体</td><td rowspan=1 colspan=1>全部调节过程</td><td rowspan=1 colspan=1>1.5%P/min</td></tr></table> 2．调节精度性能系数 ${\mathrm{K}}_2$

其中，e 为调节过程调节精度。调节精度算法统计机组有功首次进入调节死区前后的 N 个出力点与指令的差值和机组额定容量的比值的平均值，若因新的指令原因，导致本次调节过程不能继续保持，则相应取两个点的均值，若仍然取不到，则取首次进入死区点的比值。单机容量 200MW 及以下水电机组以单机模式参与 AGC 调节，或全厂控制模式下纳入 AGC 控制的水电机组总容量在 200MW 及以下时， ${\mathrm{K}}_2$ 默认为1。

机组指令及机组有功按照不大于 5 秒的间隔存储。 3．响应时间性能系数 ${\mathrm{K}}_3$ 调度主站系统指令发出后，AGC 调频单元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（当该调节过程结束时，机组或场站仍未跨出调节死区的，以调节过程结束时刻作为其响应时刻计算响应时间）。即：

其中： t是并网主体调节的实际响应时间； ${\mathrm{T}}_{\mathrm{N}}$ 是并网主体标准响应时间； ${\mathrm{T}}_{\mathrm{s}}$ 和 ${\mathrm{T}}_{\mathrm{E}}$ 分别是并网主体调节开始和跨出与调节方向一致的调节死区的时刻。响应时间的单位为秒。 并网主体标准响应时间 ${\mathrm{T}}_{\mathrm{N}}$ 按以下标准执行： 表4 各类型并网主体AGC标准响应时间 <table><tr><td colspan="1" rowspan="1">机组类型</td><td colspan="1" rowspan="1">考核标准响应时间</td><td colspan="1" rowspan="1">补偿标准响应时间</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">煤电、火储 $(50\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}-100\%{\mathrm{p}}_{\mathrm{n}})$ </td><td colspan="1" rowspan="1">60秒</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">煤电、火储(最小发电出力 $50\%{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\cdot$ (不含))</td><td colspan="1" rowspan="1">60秒</td><td colspan="1" rowspan="1">40秒</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">燃机</td><td colspan="1" rowspan="1">60秒</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">水电</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">新型储能、风储、光储、风电、光伏</td><td colspan="1" rowspan="1">5秒</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">其它并网主体</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td><td colspan="1" rowspan="1">20秒</td></tr><tr><td colspan="3" rowspan="1">注：实际响应时间大于考核标准响应时间的调节过程纳入考核范围。</td></tr></table>

4．调节死区

表5 各类型并网主体AGC调节死区 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>机组类型</td><td rowspan=1 colspan=2>调频单元调节死区</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>煤电、燃机、火储</td><td rowspan=1 colspan=2> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 0.5\%$ </td></tr><tr><td rowspan=4 colspan=1>水电</td><td rowspan=2 colspan=1>单机模式</td><td rowspan=1 colspan=1> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}⩽200\mathrm{MW}:2\mathrm{MW}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}>200MW:{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 1\%$ </td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>全厂控制模式</td><td rowspan=1 colspan=1> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}<350\mathrm{MW}:5\mathrm{MW}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1> $\begin{array}{c}{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}⩾350\mathrm{MW}:{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 2\%\\ \tan \mathbf{W}\end{array}$ 最</td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>风电、光伏、新型储能、风储、光储</td><td rowspan=1 colspan=2> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\le 200\mathrm{MW}:2\mathrm{MW}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=2> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}>200MW:\mathrm{Pn}\times 1\%$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体</td><td rowspan=1 colspan=2> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 2\%$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3>注：仅AGC指令大于调频单元调节死区的调节过程纳入补偿统计。</td></tr></table>

5．AGC 指令调节下限

表 6 各类型并网主体AGC 指令调节下限 <table><tr><td colspan="1" rowspan="1">机组类型</td><td colspan="2" rowspan="1">AGC 指令调节下限</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">煤电、燃机、火储</td><td colspan="2" rowspan="1"> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 0.6\%$ </td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="3">水电</td><td colspan="1" rowspan="2">单机模式</td><td colspan="1" rowspan="1"> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\le 200MW:2.4MW$ </td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1"> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}>200\mathrm{MW}:{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\times 1.2\%$ </td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">全厂控制模式</td><td colspan="1" rowspan="1"> ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}<350\mathrm{MW}:6\mathrm{MW}$ </td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1"></td><td colspan="1" rowspan="1"></td><td colspan="1" rowspan="1">P≥350MW：P×2.1%,最大 35MW</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="2">风电、光伏、储能、风储、光储</td><td colspan="2" rowspan="1">Pn≤200MW：2.4MW</td></tr><tr><td colspan="2" rowspan="1">P&gt;200MW：P×1.2%</td></tr><tr><td colspan="1" rowspan="1">虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体</td><td colspan="2" rowspan="1">P×2.1%</td></tr><tr><td colspan="3" rowspan="1">注：仅AGC指令大于AGC指令调节下限的调节过程纳入考核统计。</td></tr></table> 6．综合性能系数： $\mathbf{k}={\mathbf{k}}_1\times {\mathbf{k}}_2\times {\mathbf{k}}_3$ 其中：k 为并网主体的综合性能系数。暂定上限值为 2，后期视运行情况调整。

一、一次调频技术要求

（一）功能及参数设置

1.控制优先级

其它功率或频率控制系统（AGC、有功功率闭环调节等）应与一次调频相协调，不应限制一次调频功能。

2.控制回路运算周期

（1）火电（不含燃机、燃油）、光热机组一次调频控制系统运算周期应不大于 100ms，燃气、燃油机组一次调频控制系统运算周期应不大于50ms。 （2）水电机组一次调频控制系统运算周期应不大于 40ms。

3.控制单元冗余保护配置

每个独立的一次调频控制单元，其调门/导叶接力器行程反馈信号、频率或转速信号、有功功率信号均应采用“三取中”等冗余配置，冗余输入/输出（I/O）测点应分配在不同的模件上。

4.人工死区

（1）燃机、电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在±0.033Hz。 （2）机械液压调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在±0.05Hz。 （3）水电机组一次调频的人工死区控制在±0.05Hz。 （4）风电场、光伏电站一次调频的人工死区控制在±0.05Hz。 （5）新型储能一次调频的人工死区控制在±0.033Hz。 （6）直控型可调节负荷一次调频的人工死区控制在±0.05Hz。

5.调差系数 K_c

（1）火电机组为 4%～5%。 （2）水电机组不大于 3%。 （3）风电场、光伏电站为 2%～10%。 （4）新型储能为 0.5%～3%。 （5）直控型可调节负荷为 5%。

6.负荷限幅

应设置运行最大功率限幅功能，防止一次调频动作后超过允许的最大功率运行。

（二）涉网性能参数

未经电力调度机构许可，不得擅自改变调速系统、协调控制系统和一次调频控制系统相关涉网性能参数设置。

（三）涉网性能试验

并网主体应按照《电力系统网源协调技术导则》（GB/T40594）、《 并 网 电源 一 次 调 频 技 术 规定 及 试 验 导 则》（GB/T40595）、《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》（DL/T2313）、《可调节负荷并网运行与控制技术规范》（DL/T 2473.8）相关要求，经具备资质的机构开展一次调频涉网试验。

（四）应急预案

并网主体应编制一次调频系统运行管理规程，制订电网大扰动作应急预案。

二、一次调频性能评价指标

（一）并网主体额定容量 ${\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 定义

<table><tr><td rowspan=1 colspan=1>类型</td><td rowspan=1 colspan=1>并网主体额定容量 ${\mathbf{P}}_{\mathbf{n}}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>火电（不含燃机）、水电</td><td rowspan=1 colspan=1>单机额定容量</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>燃机</td><td rowspan=1 colspan=1>燃气+汽机</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能</td><td rowspan=1 colspan=1>储能并网额定充放电功率</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新能源</td><td rowspan=1 colspan=1>场站并网额定容量</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1>最大可调容量</td></tr></table>

（二）一次调频贡献率K指数

1.小扰动 $<0.08\mathrm{Hz}$ （川渝 $<0.1\mathrm{Hz})$ 一次调频贡献率K指数 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>类型</td><td rowspan=1 colspan=1>范围</td><td rowspan=1 colspan=1>贡献率K指数 ${\mathbf{N}}_{\hat{\pi }\hat{\pi }\hat{\pi }}$ </td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>火电（不含燃机）</td><td rowspan=1 colspan=1> $P20.4{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.50,{\mathrm{N}}_{\frac{-+\hat{\mu }\hat{\nu }}{|\hat{\mu }|}\ne \infty }\mathrm{H}\chi 1;\mathrm{K}<0.50,{\mathrm{N}}_{\frac{-+\hat{\mu }\hat{\nu }}{|\hat{\mu }|}\ne \infty }\mathrm{H}\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1> $0.3{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}\le \mathrm{P}<0.4{\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.40,{\mathrm{N}}_{\frac{-+\pm \mu }{\sqrt{|\mu |}+\sqrt{|\mu |}}}\mathrm{H}\ge 1;\mathrm{K}<0.40,{\mathrm{N}}_{\frac{-+\pm \mu }{\sqrt{|\mu |}+\sqrt{|\mu |}}}\mathrm{H}\ge 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{P}>0$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.35,{\mathrm{N}}_{\frac{-+\hslash +\hslash }{2\hslash }},\frac{-+\hslash }{2},\frac{\hslash }{2},\frac{-+\hslash }{2},\frac{\hslash }{2},\frac{-+\hslash }{2},\frac{\hslash }{2},\frac{\hslash }{2},\frac{-\hslash }{2},\frac{\hslash }{2},\frac{-\hslash }{2},\frac{\hslash }{2}]$ 取0</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能、直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1>充、放电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.70,{\mathrm{N}}_{\varpi ;\boxed{q\nmid q}}\mathrm{H}\mid ;\mathrm{K}<0.70,{\mathrm{N}}_{\varpi ;\boxed{q\nmid q}}\mathrm{H}$ 10</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新能源、燃机</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{P}>0$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.60,{\mathrm{N}}_{\frac{\pi +\pi +\pi }{9!}♯\mathbb{K}1;\mathrm{K}<0.60,{\mathrm{N}}_{\frac{\pi +\pi +\pi }{9!}♯\mathbb{K}\pi }}\mathrm{H}\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3> $\begin{array}{rl}{\mathrm{N}}_1(\mathcal{T}\hat{\mathrm{s}}\hat{\mathrm{H}}♯\hat{\mathrm{H}}\overline{\ast }\overline{\mathcal{W}}\overline{\ast }\overline{\mathcal{W}})& =\sum _{\mathrm{i}=1}^{\mathrm{n}}\left(1-N_{\frac{\overline{\mathrm{s}\hat{\mathrm{H}}\hat{\mathrm{H}}\overline{\mathsf{X}}\overline{‡}}}{\overline{\mathrm{H}}\overline{\mathsf{H}}\overline{\mathsf{X}}\overline{‡}}}(\mathrm{i})\times T_{\mathrm{i}\overline{\mathrm{H}}\overline{\mathsf{H}}\overline{\mathsf{H}}\overline{\mathsf{H}}\overline{\mathsf{H}}\overline{\mathsf{X}}}\right)(\mathrm{i})\end{array}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3>注1：式中 ${\mathcal{N}}_{\vec{\pi }\vec{\pi }\vec{\pi }\vec{\pi }}(\mathrm{i})$ 为第i次贡献率合格； ${\mathrm{T}}_{\mathfrak{i}♯}♯♯♯{♯}^{(\mathrm{i})}(\mathrm{i})$ 为第i次调节精度合格；n为满足考核条件的当月调频次数。注2：根据电网安全稳定需求，K（川渝水电机组）≥0.02，N贡献率取1；K（川渝水电机组）&lt;0.02，N贡献率取0。川渝水电机组不参与有偿一次调频小扰动补偿。</td></tr></table> 2.大扰动 $\ge 0.08\mathrm{Hz}$ （川渝 $\ge 0.1\mathrm{Hz})$ 一次调频贡献率 K指数 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>类型</td><td rowspan=1 colspan=1>范围</td><td rowspan=1 colspan=1>贡献率K指数 ${\mathbf{N}}_{\hat{\pi }\oplus \hat{\pi }}$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>火电、新能源</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{P}>0$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.80,{\mathrm{N}}_{\frac{\pm \pm \pm \alpha }{\sqrt{3}\mp \alpha +\beta }}\mathrm{H}\chi 1;\mathrm{K}<0.80,{\mathrm{N}}_{\frac{\mp \pm \pm \beta }{\sqrt{3}\mp \alpha +\beta }}\mathrm{H}\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{P}>0$ </td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.60,{\mathrm{N}}_{\frac{\pi +\pi +\pi }{9!}♯\mathbb{K}1;\mathrm{K}<0.60,{\mathrm{N}}_{\frac{\pi +\pi +\pi }{9!}♯\mathbb{K}\pi }}\mathrm{H}\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能、直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1>充、放电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{K}\ge 0.90,{\mathrm{N}}_{\frac{\pm \pm \pm \mu }{\sqrt{|\mu |}}\ne \mp }\mathrm{H}\chi 1;\mathrm{K}<0.90,{\mathrm{N}}_{\frac{\mp \pm \pm \mu }{\sqrt{|\mu |}}\ne \mp }\mathrm{H}\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3> ${\mathrm{N}}_2(\overline{\mathcal{T}}\hat{\Xi }\hat{\Psi }\stackrel{...}{\mathcal{W}}\text{llangle}\hat{\mathcal{W}}\text{llangle}\chi )={\sum }_{\mathrm{i}=1}^{\mathrm{n}}\left(1-N_{\overline{\mathcal{P}}‡\widehat{\Vert \tilde{\mathcal{W}}\ll \hat{\Xi }}}(\mathrm{i})\times T_{♯\widehat{\Vert \tilde{\mathcal{P}}\stackrel{...}{\mathcal{W}}}\widehat{\Vert \mathcal{P}}\widehat{\Vert \mathcal{H}}\widehat{\Vert \mathcal{P}}}(\mathrm{i})\times T_{♯\widehat{\Vert \mathcal{H}}\stackrel{...}{\Vert \tilde{\mathcal{H}}}\widehat{\Vert \tilde{\mathcal{H}}}}(\mathrm{i})\right)$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3>注：式中 ${\mathrm{N}}_{明}$ （i）为第i次贡献率合格； ${\mathrm{T}}_{\parallel },\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,\parallel ,$ （i）为第i次响应滞后时间合格； $|{\mathrm{T}}_{\mathbb{H}\times \mathbb{H}\times \mathbb{H}\times \mathbb{H}}$ （i）为第i次调节精度合格；n为满足考核条件的当月调频次数。</td></tr></table>

3.反调一次调频贡献率K指数

在调频性能事件有效统计内，若 $\mathrm{K}<0$ ，定义并网主体一次调频反调，小扰动或大扰动事件中单次调频不合格考核电量×2。 其中单次调频不合格电量定义： 若 ${\mathrm{N}}_1$ 或 ${\mathrm{N}}_2$ 为 1，小扰动考核 ${\text{ F }}_{\frac{\pi }{7}+\frac{1}{7}\frac{1}{12}\frac{1}{12}}$ 式中的 $\mathbf{A}\times {\mathbf{P}}_{\mathrm{n}}$ 或大扰动考核 ${\text{ F }}_{\frac{+}{7}+\frac{1}{4}\times \frac{1}{4}\frac{1}{12}}$ 式中的 $\mathrm{B}\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{n}}$ 为单次调频不合格考核电量。

（三）响应滞后时间T指数 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>类型</td><td rowspan=1 colspan=1>一次调频负荷响应滞后时间T（秒）T响应滞后时间</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>火电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{T}<3,{\mathbb{T}}_{{\mathrm{u}}_{\mathrm{H}}^{\mathrm{s}}>|\mathbb{M}/\mathbb{M}|\mathbb{H}}\mathrm{H}\backslash 1;\mathbb{T}\ge 3,{\mathbb{T}}_{{\mathrm{u}}_{\mathrm{H}}^{\mathrm{s}}>|\mathbb{M}/\mathbb{H}\backslash \mathbb{H}\mathrm{HH}}\mathrm{H}\backslash 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>额定水头50米及以上水电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{T}<4,{\mathrm{T}}_{♮♯j\wedge j♯/♯♯/♯/♯}♯\chi 1;\mathrm{T}\ge 4,{\mathrm{T}}_{♯♯j\wedge j♯/♯♯/♯/♯}♯\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>额定水头50米以下水电</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{T}<10,{\mathrm{T}}_{{\parallel }_{\parallel }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}}\mathrm{Rf}\ll 10,{\mathrm{T}}_{{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}{\parallel }_{\infty }^{\mathrm{out}}}\mathrm{Rf}\ll 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能、新能源</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{T}<2,{\mathrm{T}}_{♮♯j\vee j♯♯/♯♯/♯}♯\chi 1;\mathrm{T}\ge 2,{\mathrm{T}}_{{♯}_{♯}^{♯}j\wedge j♯/♯♯/♯}♯\chi 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1> $\mathrm{T}\le 3,{\mathbb{T}}_{\mathbb{H}|{\mathbb{H}}_{<}^{\mathrm{sat}}|\mathbb{H}|\mathbb{H}}\mathbb{H}1;\mathrm{T}>3,{\mathbb{T}}_{{\mathbb{H}}_{\mathrm{elf}}^{\mathrm{sat}}|{\mathbb{H}}_{\mathrm{H}}^{\mathrm{sat}}|\mathbb{H}+\mathbb{H}}\mathbb{H}\backslash 0$ </td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=2> $={\sum }_{\mathrm{i}=1}^{\mathrm{n}}\left(1-N_{\frac{\mathrm{r}}{{\mathrm{J}}_{\mathrm{H}}^{\pm }\mu \updownarrow }\times \frac{\mathrm{s}}{\mathrm{E}}}(\mathrm{i})\times T_{{\mathtt{H}}_{\mathrm{H}}^{\vec{\mathrm{q}}}\times \frac{\mathrm{s}+\mathrm{s}}{\mathrm{rH}}\mathrm{HH}}(\mathrm{i})\times T_{\mathtt{i}{\mathrm{H}}_{\mathrm{H}}^{\vec{\mathrm{q}}+\pm \vec{\mathrm{s}}\times \vec{\mathrm{E}}}}(\mathrm{i})\right)$ ${\mathrm{N}}_2$ (不合格次数)</td></tr></table>

（四）调节精度T 指数

<table><tr><td rowspan=1 colspan=1>频差范围</td><td rowspan=1 colspan=1>类型</td><td rowspan=1 colspan=1>贡献率K指数T调节精度</td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>频差 $\le |\pm 0.06\mathrm{Hz}|$ </td><td rowspan=1 colspan=1>火电、水电、新能源、直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1>K≤2.30, T $|\frac{\#}{\varkappa }{|}^{\frac{\#}{\mathsf{H}}}†\frac{{\psi }_{\mathsf{H}}^{\mathsf{t}}}{\mathsf{t}}{|}_{\mathcal{R}}^{\mathsf{t}}$ 取1；K&gt;2.30， ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}\mathbb{H}\times \mathbb{H}\times \mathbb{H}\times \mathbb{H}}.$ 取0</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>新型储能</td><td rowspan=1 colspan=1>K≤1.50, T $i\mathbb{AX}$ 1; K&gt;1.50, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{ijq}\ne \mathrm{ji}\ne \pm \mathrm{pt}}]$ 取0</td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>频差 $>|\pm 0.06\mathrm{Hz}|$ 且&lt; $|\pm 0.08\mathrm{Hz}|$ </td><td rowspan=1 colspan=1>火电、新型储能</td><td rowspan=1 colspan=1>K≤1.50, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}\mathbb{H}}\mathbb{Z}$ 1; K&gt;1.50, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}\mathbb{H}}\mathbb{Z}$ 0</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>水电、新能源、直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1> $K\le 1.8,$ ${\mathrm{T}}_{\mathrm{iJE}\mid \#{\mathcal{H}}_{\mathrm{E}}^{\pm }\mid \#}$ 取1；K&gt;1.8, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}{\mathrm{P}}_{\mathrm{i}}^{♯}}$ 取0</td></tr><tr><td rowspan=2 colspan=1>频差 $\ge |\pm 0.08\mathrm{Hz}|$ </td><td rowspan=1 colspan=1>火电、水电、新能源、新型储能</td><td rowspan=1 colspan=1>K≤1.30, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}\mathbb{H}}\mathbb{Z}$ 1; K&gt;1.30, ${\mathrm{T}}_{i^{\pm }|i\ne i\ne i}\mathbb{E}$ 仅0</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>直控型可调节负荷</td><td rowspan=1 colspan=1>K≤1.80, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{i}\mathbb{H}}\mathbb{Z}$ 1; K&gt;1.80, ${\mathrm{T}}_{\mathrm{ijq}\ne \mathrm{ji}\ne \pm \mathrm{pt}}]$ 取0</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=3> $={\sum }_{\mathrm{i}=1}^{\mathrm{n}}\left(1-N_{\frac{\mathrm{r}}{\exists \forall \#}\backslash \ne }(\mathrm{i})\times T_{\mathrm{i}\text{plus}\ne \ne }(\mathrm{i})\right)$ ${\mathrm{N}}_1$ (不合格次数) $={\sum }_{\mathrm{i}=1}^{\mathrm{n}}\left(1-N_{\frac{\mathrm{r}}{\mathrm{Ji}}♯/♯♯}(\mathrm{i})\times T_{♯|♯|\underline{\mathsf{X}}/♯|\overline{\mathsf{H}}/\overline{\mathsf{H}}/\overline{\mathsf{H}}/\overline{\mathsf{H}}}(\mathrm{i})\times T_{\mathrm{i}|\overline{\mathsf{H}}|\overline{\mathsf{H}}/\overline{\mathsf{H}}/\overline{\mathsf{H}}}(\mathrm{i})\right)$ ${\mathrm{N}}_2$ (不合格次数)</td></tr></table>

三、评价指标具体计算方法

（一）一次调频贡献率K的算法

一次调频贡献率 K=（一次调频实际贡献量/一次调频理论贡献量） $\times 100\%$ ，即：

（二）一次调频理论贡献电量的算法

理论一次调频积分电量 ${\mathrm{H}}_{\mathrm{e}}$ 表示为：

其中： f (t)_：对应 t 时刻，电网频率超出 $50\mathrm{Hz}\pm \Delta \mathrm{fsq}$ （调频人工死区）的数值，高频为正值（新型储能加大充电或减少放电），低频为负值（新型储能减少充电或加大放电）。 $f_n$ ：电网额定频率 50Hz。 $f_t$ ：对应 t时刻的电网频率（Hz）。 $K_c$ ：并网主体的调差系数。

（三）一次调频实际贡献电量的算法 当系统频率偏差超过各并网主体规定的范围时,统计程序自动启动，以并网主体一次调频死区点的实际发电 ${\mathrm{P}}_0$ 为基点（取前3 秒有功出力平均值，包含 ${\mathrm{P}}_0$ ），向后积分有功功率变化量，直至系统频率恢复到动作死区以内。即并网主体的一次调频实际贡献电量 $\mathrm{Hi}$ 表示为：

式中： $H_{\mathrm{i}}$ ：并网主体一次调频实际贡献电量；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。 $t_0$ ：系统频率超过并网主体一次调频动作死区的时刻。 $t_{\iota }$ ：系统频率进入并网主体一次调频动作死区的时刻。 $P_t$ ：t时刻并网主体实际发电有功功率。 $P_0$ ： ${\mathrm{t}}_0$ 时刻并网主体实际发电有功功率（取 ${\mathrm{t}}_0$ 时刻前3 秒平均值）。 注 1：积分时长 $△\mathsf{t}=\mathsf{t}{}_{\mathsf{t}-}{\mathsf{t}}_0$ ，其取值如下：

其物理意义为：积分时长最长为60 秒，如果在 60 秒之内,频率返回到死区之内，则积分到返回死区时刻为止。 注 2：调频人工死区 $\Delta \mathrm{fsq}\le 0.033\mathrm{Hz}$ ，电网频率超±0.033Hz死区持续时间≥17 秒（川渝≥40 秒），且调频前电网频率波动稳定在±0.033Hz 死区范围内时间持续 3 秒（川渝为 20 秒），且与前次有效扰动时间间隔≥20 秒（川渝为 60 秒），则本次频率波动过程给予有效调频性能事件统计。 注 3：调频人工死区 $\Delta \mathrm{fsq}\ge 0.04\mathrm{Hz}$ ，电网频率超 $\pm 0.05\mathrm{Hz}$ 死区持续时间≥t 秒，若 t 取 2 秒，则本次频率波动过程给予有效动作事件统计；若 t取8 秒（川渝为30 秒），且调频前电网频率波动稳定在±0.05Hz死区范围内时间持续 3 秒（川渝为 10秒），且与前次有效扰动时间间隔≥20 秒（川渝为 60 秒），则本次频率波动过程给予有效调频性能事件统计（当月以有效性能事件考核优先，若无有效调频性能事件则进行有效调频动作事件考核，两类事件不重复考核）。 注 4：大扰动发生时，电网频率越过并网主体调频人工死区持续时间大于 3 秒开始数据计算，直接给予有效调频性能事件统计。 注 5：考核系统频率及并网主体有功出力的采样周期应不大于1 秒。 注 6：针对一次调频越死区扰动事件（包含模拟扰动），考核系统应具备离线查询分析功能。

（四）并网主体一次调频合格率算法

一次调频月度合格率 Q=（一次调频当月合格次数/一次调频当月调频总次数）×100%，即：

纳入免考的一次调频动作次数，不再计入当月调频总次数。

（五）并网主体一次调频动作正确率算法

一次调频动作正确率（%）=一次调频月调频动作正确次数×100%/并网主体月调频动作总次数

（六）并网主体一次调频投运率算法

一次调频月投运率（%）=一次调频月投运时间（小时）×100%/并网主体月并网运行时间（小时）

直控型可调节负荷技术要求

一、直控型可调节负荷基本要求

（一）直控型可调节负荷应满足所接入电力调度机构的业务技术要求，具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性满足所参与辅助服务品种的具体要求，聚合平台还应具备控制、管理多个负荷侧资源（含用户侧储能）的技术支持系统和相关能力。

（二）直控型可调节负荷应向并网运行管理相关技术支持系统提供所代理电力用户的信息，包括但不限于：用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、电压等级、用电性质、资源类型、资源所属地区、最大调节容量、最小调节容量等。

（三）聚合平台需要与所代理的电力用户签订辅助服务代理合同，并在电力调度机构登记备案，建立代理关系，作为代理参与辅助服务及结算的执行依据，电力用户可自主选择聚合平台签订代理合同，形成唯一的代理关系。一个法人单位仅能由一个聚合平台代理参与提供辅助服务。

（四）聚合平台的代理关系发生变化时，应及时向电力调度机构上报并更新其容量、最大调节容量、最小调节容量等相关数据。

（五）直控型可调节负荷应按相关技术标准和调度要求制 定现场运行规程，并报送电力调度机构备案。

（六）直控型可调节负荷并网运行调试前，应按相关技术标准及规程要求编制并网运行调试方案，经电力调度机构同意后进行并网运行调试。

（七）直控型可调节负荷的继电保护、通信设备、测量仪表等装置和设备应满足相关技术标准及规程要求。

（八）直控型可调节负荷参与系统调节期间，运行功率接受电力调度机构统一调度。

（九）电力调度机构应基于直控型可调节负荷上报的调节能力，结合系统需要统筹安排其计划调节曲线。

二、直控型可调节负荷管理要求

（一）电力用户参与电力辅助服务可采取以下两种方式。 大用户（独立参与）方式：具备与电力调度机构数据交互，且能够响应实时调度指令的电力大用户，根据系统运行需要和自身情况，响应电力调度机构调节指令，调节自身用电负荷曲线，直接参与电力辅助服务。 聚合平台（代理参与）方式：电力用户可与聚合平台签订委托代理协议，按照平台功率调节分配指令调节自身用电负荷曲线，按公平合理原则协商约定各自收益分成及责任义务，间接参与电力辅助服务。

（二）直控型可调节负荷管辖范围内新投产、变更聚合资源或调节性能、容量时，需要向调度机构提出测试申请，并重新出具能力测试报告。

（三）直控型可调节负荷每日 12:00 前应通过相关技术支持系统申报次日全天 96 点的调节能力曲线（区分上调和下调），每个时段15 分钟。

（四）电力调度机构基于直控型可调节负荷上报的调节能力曲线，结合系统需要编制下达实时计划调节曲线。

三、直控型可调节负荷相关定义

现阶段，基准功率以 15 分钟平均功率计算，即 15 分钟电量/15分钟。对于直控型可调节负荷，其基准功率取调用时段前最近 1 个未被调用的15 分钟历史平均功率。

（一）调节能力：直控型可调节负荷在日前申报的运行日各时段向上调节容量及向下调节容量。

（二）计划调节曲线：电力调度机构在直控型可调节负荷被调用时段内下发的向上或向下计划调节容量曲线。

（三）实际负荷曲线：直控型可调节负荷在被调用时段内的实际功率曲线。

（四）实际调节容量：对于聚合资源均为储能的直控型可调节负荷，各时刻的实际调节容量为其输出功率；对于其他类型直控型可调节负荷，各时刻实际调节容量为基准功率与实际功率之间的差值。

（五）调节电量：直控型可调节负荷在被调用时段内的累计电量，计算公式如下：

其中， ${\mathrm{Q}}_{\mathrm{T}}$ 为直控型可调节负荷的调节电量， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{t}}$ 为直控型可调节负荷在被调用时段内的实际有功功率， ${\mathrm{P}}_0$ 为基准功率，T为被调用时长，单位为分钟。若直控型可调节负荷功率调节方向与系统需求方向相反，调节电量记为 0。

四、直控型可调节负荷参与提供填谷辅助服务的技术要求

（一）每分钟上调速率应不低于直控型可调节负荷容量1%。

（二）参与提供辅助服务的持续时长应不小于 1 小时。

（三）在计划执行过程中，直控型可调节负荷应及时、准确上送负荷实时功率，数据周期不应超过1 分钟。

（四）聚合平台对计划调节指令响应时间不应超过 1 分钟。

（五）电力调度机构可基于直控型可调节负荷申报的系统负荷低谷时段调节能力，根据系统运行需求，提前半小时以上形成实时计划调节曲线，经安全校核后下达，直接调用满足条件的直控型可调节负荷参与系统调节。

五、直控型可调节负荷参与提供削峰辅助服务的技术要求

（一）每分钟爬坡速率和下调速率应不低于直控型可调节负荷容量1%。

（二）参与提供辅助服务的持续时长应不小于 1 小时。

（三）在计划执行过程中，直控型可调节负荷应及时、准确上送负荷实时功率，数据周期不应超过1 分钟。

（四）直控型可调节负荷对计划调节指令响应时间不应超 过1 分钟。

（五）电力调度机构基于直控型可调节负荷申报的系统负荷高峰时段调节能力，根据系统运行需求，提前半小时以上形成实时计划调节曲线，经安全校核后下达，直接调用满足上述条款要求的直控型可调节负荷参与削峰辅助服务。

附件 2-4

华中区域电力并网运行管理考核参数表 <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>序号</td><td rowspan=1 colspan=1>参数指标</td><td rowspan=1 colspan=1>细则参数</td><td rowspan=1 colspan=1>河南省</td><td rowspan=1 colspan=1>湖北省</td><td rowspan=1 colspan=1>湖南省</td><td rowspan=1 colspan=1>江西省</td><td rowspan=1 colspan=1>四川省</td><td rowspan=1 colspan=1>重庆市</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>功率预测考核系数</td><td rowspan=1 colspan=1>H7</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>2</td><td rowspan=1 colspan=1>考核费用计算调整系数</td><td rowspan=1 colspan=1>H8</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td><td rowspan=1 colspan=1>1</td></tr></table>