第一章總第一條會公共利益和電力投資者、經營者、使用者的法權益，根據第二條本細則適用于華中區域河南省、湖北省、湖南省、35kV及35kV當地實際情況，在不影響公平理的前提下，適當精簡項目，第三條并網主體包括發電側并網主體、新型儲能和負荷—1——PAGE11——PAGE10電網絡等的可調節負（含通過聚商虛擬電廠等形式聚。5MW1小時。第四條（試行（DL/T5437）要求完成整套啟動試運時納入。35048抽蓄機組按照《可逆式抽水蓄能機組啟動試運行規程》31997（GB/T50796）完成工程驗收，第一臺風機或逆變器并入電網控制技術規范》（DL/T2246.1～2246.9）、《參與輔助調頻的（DL/T2313）要求，自第一臺PCS并入電網時納入。（DL/T2473.1～2473.13）要求完成接入電網時納入。第五條并網主體并網運行管理應遵循電力系統客觀規律第六條能源監管機構依法對并網主體并網運行管理及考第二章第一節第七條電力調度機構應按其調度管轄范圍負責電力系統第八條并網主體應與電網企業根據平等互利、協商一致購售電同，按能源監管機構要求備案，無協議（同）不得第九條發電側并網主體涉及電網安全穩定運行的繼電保和工作票制度等，應符國家、行業等有關規定和具體要求，發現不滿足相關要求的，每次按全廠額定容量×1小時的標準進每次按全廠額定容量×1小時的標準進行考核。新型儲能和可調全廠額定容量×1小時的標準進行考核。第十條電力調度機構針對電力系統運行中存在的安全問每次按全廠額定容量×5小時的標準進行考核。當發生電力安全第十一條一部署，積極配落實事故處理預案；要制定可靠完善的保廠天，按額定容量×1小時計為考核電量，月累計考核電量不超過演習的并網主體，按額定容量×2小時計為考核電量。第十二條電力調度機構確定為黑啟動的并網主體，因并2倍。2MWh計為考核電量，直至機組具備黑啟動能力。，無法達到同約定的技術標準，當年不予以補償，退回本年獲24個月的第十三條作后，并網主體應積極配，并提供所需的保護及安控裝置動2小時內向電力調度機構報告并提供完整的保護動作報告100MWh計為考核第十四條并網主體運行應嚴格服從電力調度機構的指1000MWh不執行或無故拖延執行調度指令，按全廠額定容量調度機構匯報事故經過或謊報，按全廠額定容量×1.5小時計為PSS（PMU主設備安全的情況除外，按全廠額定容量×1小時計為考核電保護或安全自動裝置動作等導致解列的風電機組或光伏逆變（站額定容量×5小時計為考核電量。要求的，每次按全場（站）額定容量×1小時的標準進行考核。6.調度管轄設備發生事故或異常，10分鐘內未向電力調度，按全廠額定容量×0.5小時計為考核電量。定容量×0.5小時計為考核電量。全廠額定容量×0.2小時計為考核電量。（二）不執行或無故拖延執行調度指令，每次按額定容量×1定容量×0.3小時的標準進行考核。力調度機構錯誤傳送設備實時信息，每次按額定容量×0.3小時的標準進行考核；導致延誤處理的，每次按額定容量×0.5小時小時的標準進行考核；造成后果的，每次按額定容量×5小時的律的事項，未造成后果的，每次按額定容量×1小時的標準進行考核；造成后果的，每次按額定容量×5小時的標準進行考核。第十五條并網主體應嚴格執行電力調度機構下達的日發提前（5分鐘）通知并網50.07Hz）的情況下，如果: 22 ＝2P計劃 －maxP計劃2%,2(MW5/ 令電力的2%（當負荷指令小于25MW時，允許偏差范圍為0.5MW2倍統計為考核電量。2%（當負荷指令小于25MW時，允許偏差范圍為0.5MW，實發、實儲電力超過負荷指令允許4倍計為考核電量。注:2%的死區，即只4倍考核。5分鐘內50%，水電第十六條電力調度機構對新型儲能日調度計劃曲線執行（一）11:00前申報下一日充放電需求曲2%（當負荷指令小于25MW時，允許偏差范圍為0.5MW，實際充、放電力超過負荷指令允許4倍統計為考核電量。AGC第十七條可調節負荷應具備就地和調度端遠方的連續可符相應的負荷調節響應速率、響應時間等要求。tPt計劃調節Pt實際調節/Pt計劃調節t時刻的計劃調節容量。Δλ30%，Pt,計劃調節0，則Δt0。Q計劃調節曲線執行偏差考核電量 (Pt,實際調節Pt,計劃調節1h/第十八條電力調度機構對風電場、光伏電站功率預測結0-24h日前功率預測月平均準確率應大于等83%83%時按以下公式考核：(P P)2(P P)2 時2%。0-24h日前功率預測月平均準確率應大于85%85%時按以下公式考核：(P P)2(P P)2 時2%。式中：PMi為i時刻的實際功率，PPi為i時刻的功率預測值，Cap為光伏電站可用容量，n為發電時段樣本個數，Pn為光伏電4小時的月平均準確率應大于87%87%時按以下公式考核：(PMiPPi超短期月平均準確率=（1 ）×100%Cap時2%。式中：PMi為i時刻的實際功率，PPi4小時（i時刻）的預測值，Cap為風電場可用容量，n為發電時段樣本個數，Pn為風電場額定容量。90%90%時按以下公式考核：(P P)2(P P)2 時2%。式中：PMi為i時刻的實際功率，PPi4小時（i時刻）預測值，Cap為光伏電站可用容量，n為發電時段樣本個數，Pn為光伏電站額定容量。風電場中期功率預測第十日（217h-240h）的月平均70%70%時按以下公式考核：(PMiPPi中期月平均準確率=（1 ）×100%Cap時2%。式中：PMii時刻的實際功率，PPi10天（i時刻）的預測值，Cap為風電場可用容量，n為發電時段樣本個數，Pn為風電場額定容量。光伏電站中期功率預測第十日（217h-240h）的月平75%75%時按以下公式考核：(PMiPPi中期月平均準確率=（1 ）×100%Cap時2%。式中：PMii時刻的實際功率，PPi10天（i時刻）預測值，Cap為光伏電站可用容量，n為發電時段樣本個數，Pn為光伏電站額定容量。第十九條上限低于機組額定出力(水電為當前水頭下的機組技術允許出

（MW；（MW；（MW；（MW；定容量、14、24對其進行考核。PP8小時PP8小時 （MW；（MW；（MW；（MW；PP24小時PP24小時 （MW；（MW；（MW；（MW；新型儲能性能指標應達到額定功率、額定能量，（和能量可用率（。 功率可用率日考核電量=（90%-）×PNC×1（小時） S 能量可用率日考核電量=（90%-）×PNC×1（小時）SSNC為新型儲能 功率可用率日考核電量=（80%-）×PNC×1（小時） S 能量可用率日考核電量=（80%-）×PNC×1（小時）SSNC為新型儲能并網主體（35kV及以上電壓等級電力系F＝W考核×T考核1T考核2小時Pn（詳2）。2%；T0為一次調頻當月未投運小時數（經調度確認的理退出時間段可不統計Pn為并網主體額定容量（2）。202020/1（fs）及發生擾動期PU數據計算結果為準，并網主體PU相關信號具備對應接入條件。并網主體一次調頻性能考核包括K貢獻率指數、響應滯后時間T指數以及調節精度T（詳見附件2率偏差＜008Hz為小擾動（川渝＜01Hz，電網最大頻率偏差0.1Hz網主體額定容量（詳見附件2），并網主體月考核電量不超過Pn×10小時。:主體額定容量（2）。網主體的AGC、電網實際一次調頻相關考核應免考。在調頻有效動作事件內，若Δfsq≥0.04Hz的并網主體的一85%，每次考核電量：F＝T考核式中，T考核0.15小時，Pn為并網主體額定容量（詳見附F＝T考核并網主體實際出力較低時（P火電＜0.3Pn、P水電、P新能源0.2Pn）P火電＜0.35Pn時，一次調頻減出力性能體一次調頻調節精度T指數不格，性能免考核。1004兆瓦/1小時及以上的新型儲能應具有AGCAGC的投運率和調節速率、調節精度、AGC服務的考核內容，包括：AGC的投AGCAGC。AGC的月投運率（可用率）95%1個百分點（含不足一個百分點30MWh。經電力AGC控制指令時，從調節速調節速度性能指標k1

PT0(PzP)abs(P)Tabs(PP) （MW（sP(PzP為該點對應的實際出力，abs(PzP)0。T0

T10～200～10秒、水電（含抽蓄0～5秒；其它類型（包括火儲、新型儲能、風電、光伏0~5秒。MW/min 各類型并網主體容量Pn定 火電、燃機AGC調節性能要（Pn的百分數（Pn的百分數100（含）～300300（含）～6001.2%Pn/min）600MW1.2%Pn/min）1.2%Pn/min） （Pn的百分數（Pn的百分數100（含）～300300（含）～600600MW電機組常規控制系統配套使用的單獨優化AGC控制系統的產品配置與技術應用并滿足電力監控系統網絡安全防護 火儲AGC調節性能要（Pn的百分數（Pn的百分數100（含）～300300（含）～600600MW 水電AGC調節性能要（Pn的百分數（Pn的百分數 新型儲能AGC調節性能要（Pn的百分數（Pn的百分數 風電場、光伏電站AGC調節性能要（Pn的百分數（Pn的百分數調節精度性能指標N個機組出力點與指令的差值和機組e

響應時間性能指標調度主站系統指令發出后，AGC調頻單元在原出力點的基KTN/t,TSTE分別是并網主體調節開始和跨出與調節方向一致的 各類型并網主體AGC標準響應時60102 各類型并網主體AGC調節死AGC 各類型并網主體AGC指令調節死AGC綜性能指標：k1ii次調節k1，k1≥1按k1=1定義；n為并網主體AGC有效調節過程次數；h1小時。并網主體（單機或全廠）AGCk2ii次調節k2；nAGC有效調節過程次數；h1小時。并網主體（單機或全廠）AGC響應時間未k3ii次調節k3；nAGC調節過程次數；h1小時。300MWh。AGC投運、可控信號未經調度同意不得擅自退出，若單臺機組的AGC≥2050MWh計為考核電量；若單臺機組的AGC投運、可控信號未經同意的月頻繁投退次數之和≥200200MWh計為考核電量。造成并網主體AGC性能不格的事件免考。AGC調節試驗報告數據為準。（DL/T5003）的要求。不滿足要求的場站1%考核。第二十三條AGC變化超出限值的不予考核，10分鐘有功功率變化值被考核后將1分鐘有功功率變化值。10min1min額定容量額定容量（二）1分鐘有功功率變化最大限值為該電站額1/10。光伏電站因為太陽能輻照度降低而引起的有功第二十四條電力調度機構應根據系統安全需要，理確定爬坡并網主F(L1it1.5。F(L2it坡里程指令與反向里程最大值之總和)，n為反向爬坡次數；t12各類型并網主體容量 煤電（倉儲煤電（直吹第二十五條對并網主體的無功和母線電壓按以下條款考當發電側并網主體所考核的母線電壓符電壓曲線要求時，計為一個格點。對于既有機組、又有全廠進相規定要求只要一個有考核點時，計為一個全廠不格點。當同一時刻電廠所考核母線接入的各臺機組均無考核點時，計為一個全廠不格，免于考核。機組勵磁系統性能包括進相能力達不到規2倍考核。全廠停電期間，免每臺機組每5分鐘一個點按以下規則計算考核點和格點:（）0，計為一個考核點（2）如果機0，其機組功率因數大于要求值（火電：0.85，:0.9：0.9，定容量×0.2小時的標準進行考核。電廠母線電壓格點與不格點每5分鐘按以下規則統計:月度母線電壓格率=月累計全廠格點數/（月累計全廠月度母線電壓格率應大于等于99.9%，每降低0.05個百格率考核電量不高于全廠額定容量×2.5小時。第二十六條新型儲能的母線電壓曲線越限時間，統計為不格時間；格時間與場站并網運行時間的百分比統計為電壓格率。新型儲能母線電壓曲線格范圍以電力調度機構根據國家和行業技術標準下達的電壓曲線范圍或電壓值偏差的電壓格率以99.9%為基準，每降低0.05個百分點，按當月額定容量×0.25小時的標準進行考核當月電壓格率考核電量不高于新型儲能額定容量×2.5小時。全站停電期間，免予考核。非新型儲能自身原因造成的母線電壓不格的，該時段免第二十七條AVC裝置的火電、燃AVC（AVCAVC投運率和調節格率進行考核對應安裝但未安裝AVC裝置AVCAVC機組分別統計。一個百分點（不足一個百分點的按照一個百分點計算）按AVC裝置對應機組額定容量×0.2小時的標準進行考核，考核電量不AVC裝置對應機組額定容量×2.5小時。AVC投運率=（AVC投入閉環運行時間/AVC應投入閉環出AVCAVC機組自并網至最小技術出力停機時間。AVC達到正常閉鎖條件。（二按月統計考核AVC裝置調節格率電力調度機構AVC為格。調節格率低于90%標準的，每降低一個百分點（不定容量×0.2小時的標準進行考核，每個月的考核電量不高于AVC裝置對應機組額定容量×2.5小時。第二十八條風電場、光伏電站要充分利用風電機組/逆變償裝置主要包括MCR型、TCRSVC和SVG）性能（包括容2%考核。 ＝每臺裝置投入自動可用小時數之和可用95%，低95%的風電場、光伏電站考核電量按如下公式計算： 電壓格率=升壓站高壓側母線電壓運行在電壓曲線范圍電壓格率以99.9%為格標準。全月電壓格率低 率；Wa為該風電場、光伏電站當月上網電量。子站，AVC子站各項性能應滿足電網運行的需要，不滿足要求2%考核。調節格率考核。AVC應投入閉環運行時間）×100%間AVC子站配調試原因造成的AVC裝置退出時間。 AVC調節格AVC主站無功電壓指令下達后，AVC子站在2分鐘內調整到位為格。電力調度機構按月統計風電場、光伏電站AVC裝置調節格率，其計算公式如下：AVC調節格率以92%為格標準。全月AVC調節 第二十九條新型儲能應按國家、行業有關標準規定具備AVC投運率和調節格率進行考核。計）按新型儲能額定容量×0.2小時的標準進行考核，考核電量AVC裝置對應新型儲能額定容量×0.2小時。AVC運行的時間。為格。調節格率低于90%的，每降低一個百分點（不足一個百分點按一個百分點計）按機組額定容量×0.2小時的標準進AVC子站調節格率=子站執行格點數/主站下發調節指第三十條風電機組、光伏逆變器、新型儲能應具備國家準要求的禁止并網。風電機組、光伏發電單元、SVG在標準要供格檢測認證報告。在此之前，每月考核電量按以下公式計完成前每月按不滿足高、低電壓穿越的儲能單元容量×2小時的第三十一條電力調度機構對發電側并網主體非計劃停運點保供時期（1、7、8、12月及重要保電時期）分別進123453類非計劃停運進行考核。因并網主體自身原第三十二條風電場、光伏電站因自身原因造成風機、光30%，納入非計劃停運考核范圍，每次按照全場站當月上網電量的3考核，若考核電量不足100MWh100MWh進行考核。其中，由于電網原因或風電場共同送出線1%予以考核。考核電量=每次按全站（配建儲能系統）額定容量×3小時第二節第三十四條并網主體應按相關國家、行業標準及電力系第三十五條電力調度機構應統籌安排發電側并網主體及第三十六條發電側并網主體涉網的繼電保護及安全自動與發電側并網主體一次設備的檢修相配。第三十七條發電側并網主體變更檢修計劃，包括無法按第三十八條電力調度機構根據電網運行情況變更發電側第三十九條發電側并網主體檢修工作由于電廠自身原因100MWh、10MWh計為考核電量。第四十條新型儲能管轄范圍內設備檢修工作由于新型儲能自身原因出現以下情況之一者，每次按額定容量×0.1小時的第三節第四十一條,每條按全廠額定容量×0.1小時的標準進行考核。（二）并網主體應配電網企業及時改造、更換到年限的電網事故的，每次按全廠額定容量×3定容量×2小時的標準進行不正確動作的補充考核。安全自動裝置運行分析月報，每次按全廠額定容量×0.1小時計所屬繼電保護及安全自動裝置進行調試并定期進行校驗、維護，使其滿足原定的裝置技術要求，符整定要求，并故障錄波或保信系統與主站月聯通率≥98%，計算公式繼電保護主保護月投運率≥99.5%式中：RSR為故障錄波月完好率；NSR為該月故障錄波完好次數；NRE為該月故障錄波應評價次數。故障錄波與主站月聯通率≥98，計算公式為：300MWh計為考核電量。每次按全站額定容量×5小時的標準進行考核。第四十二條100MWh計為考核電量。（DL/T5003）的要求。不滿足要求或未按100MWh計為考核電量。第四十三條1%電量考核。1%電量考核。第四十四條，50MWh計為考核電量。量×0.5小時計為考核電量。8100MWh計為考核電量。4小時以上。造成電網與并100MWh/月計考核電量。第四十五條改變的每次按額定容量×0.1小時的標準進行考核。2小時（2小時）的，每次按額定容量×0.5小時的標準進行考核。×0.05小時的標準次按額定容量×0.1小時的標準進行考核。裝置誤動、拒動，每次按額定容量×0.1小時的標準進行考核。，每次按額定容量×0.1小時的標準進行考核。造成電網與新型儲1小時以上；新型儲能通信光纜連續故障新型儲能應限期整改（12個月。逾期未完成整改的，則每月按照額定容量×1小時的標準進行考核。第四十六條50MWh250MWh計為考核電量；后續未及時恢復250MWh計為考核電量。考核總量不超過2%。全廠額定容量（MW）×0.5小時計為考核電量；后續未及時恢2小時，按全廠額定容量（MW）×0.5小時計為考核電量；后續未及時恢復2小時按全廠額定容量（MW）×0.5小時計為考核2%。50MWh計為考核電量；如由于并網主體原因造成電力調度容量（MW）×0.5小時計為考核電量；如造成電網事故，每次按全廠額定容量（MW）×1小時計為考核電量。（三）100%1%（1個百分點20MWh計為考核電量。量數據中斷、子站時鐘失步、數據異常）4小時，考450MWh計為考核電量。電網事故時，并網主體未能正確提供PMU量測數據，影響事故分析的，每次按100MWh計為考核電量。10MWh計為考核30%。20MWh計為考核電量。10MWh計為考核電量。（七）并網主體事故時遙信誤動、拒動，每次按100MWh位，若單個遙信信號單日變位次數≥30次或單日同一時刻所有20MWh計為考核電量。10MWh計考核電量。改，逾期未完成的按每日全廠額定容量（MW）×0.5小時計為（十）并網主體應按時配調度機構完善調控云一、二次5MWh計為考核電量。第四十七條PSS（一）PSS裝置的機組，每月按該機組容量×1小時計為考核電量。（二）PSS月投該機組容量×1小時計為考核電量。2.0倍，達不到要求的，每月按該機組容量×1小時計為大電網事故或電網側重特大設備事故的，每次按裝機容量×5小電網事故或電網側一般設備事故的，每次按裝機容量×2小時的（四）發生開關拒動的，每次按照裝機容量×1小時的標準每次按裝機容量×0.1小時的標準進行考核。患，每次按照當月裝機容量×0.1小時的標準進行考核。及制度，每次按照當月裝機容量×0.1小時的標準進行考核。第四十九條殊時段運行總結及年度運行方式等。每遲報或漏報一項，按50MWh計為考核電量。通，保證上傳信息的準時、格，否則每次按50MWh計為考80MWh。（五）40MWh。生重大變化的，每次按水電廠實際發生的調整容量×1小時計入第五十條風電場、光伏電站應開展功率預測工作，保證0.5%考核。調度機構。全場站每項數據格率應大于等于99%，每項數據2%。（三）0.1%2%。具體報送要求為：15min。15min15min-第五十一條新型儲能應按電網調度機構將儲能充放電時按額定容量×1小時的標準進行考核。第五十二條新型儲能應具備四象限功率控制能力，有功電壓調節功能。在充放電功率為額定功率時，其控制精度為每月全站額定容量×0.5小時的標準進行考核。標準要求。不滿足要求的，每月按當月全站額定容量×1小時的35kV及以上電壓等級的新建、擴建風電6網性能檢測報告，未按時提交正式報告的按月上網電量2%考第五十五條配電力調度機構開展模型審查和一致性核查。對于未通過模第五十六條35kV及以上電壓等級的新建、擴建新型儲能首次并網后6個月內向電力調度機構提交具備相應資能力測試；過載能力測試；低電壓/高電壓穿越能力測試；電充放電轉換時間測試；額定能量和額定功率能量轉換效率測AGC、C控制能力測試。第五十七條（GB/T40594）的要求，定期進行相關涉網復核試驗，復組額定容量×1小時的標準考核。第五十九條可調節負荷涉及的技術指導和管理工作范圍容量×1小時的標準進行考核。APC（AutomaticPowerControl，APC）指令或計劃曲線，其80%。5s。第三章第六十條電力調度機構根據實施細則，統一全網評價標第六十一條并網運行考核的數據和有效支撐材料包括：制定的發電計劃曲線、檢修計劃、電壓曲線，能量管理系統（EMS第六十二條H7C可調節負荷考核金額=Q可調節負荷考核電量×0.1×發電側并網主體深度調峰第四章第六十四條信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、第六十五條電力交易機構負責通過信息披露平臺向所有17:30前，電力調度機構應向所有并網主第六十七條10第六十八條3個工作日3個工作日3個工作日。并網主體經與電力第五章第六十九條能源監管機構負責監管本細則的實施，組織并網主體可通過12398監管熱線、微信公眾號、APP和電子第七十條健全并網調度協議和交易同備案制度。省級第七十一條建立電力調度運行管理情況書面報告制度。第七十二條電力調度機構應按照國家能源局及其派出機第七十三條25第七十四條能源監管機構結實際情況和相關問題線第七十五條能源監管機構視情況需要組織對“兩個細則”第七十六條第七十八條電力調度機構應嚴格按照本細則實施并網主第七十九條電力調度機構應每年組織評估本細則執行情第八十條電網企業、發電側并網主體違反本細則相關規第六章附第八十二條本細則規定的違規情況，未經特別申明，均第八十三條本細則由華中能源監管局會同河南、湖南、第八十四條2023XXXX日起施行，有效能市場﹝2020﹞153號）及其相關補充規定同時廢止。2-（一90日向電網調度機構AGC系統技術資料,并應包括下列內容:AGC系統說明書、控制邏輯、涉網設備控制參數、設計圖紙等；AGC設計性能指1AGC試等影響試驗結果的應重新進行AGC試驗。（三PZPPZ與出力P之差進入死區范圍，調節過程結束。（五）統計中明確ΔT3030P*(Pz

abs(Pz

0加出力，為升過程，如機組加出力，ΔP0，為正調節，否（4）風電場、光伏電站一次調頻的人工死區控制在并網主體應按照《電力系統網源協調技術導則》（GB/T40594（GB/T405952313（二）一次調頻貢獻率K小擾動＜0.08Hz（川渝＜0.1Hz）一次調頻貢獻率KK指數NK≥0.50，N貢獻率貢獻率K≥0.40，N貢獻率貢獻率K≥0.35，N貢獻率貢獻率K≥0.70，N貢獻率貢獻率K≥0.60，N貢獻率貢獻率注1：式中N貢獻率（i）為第i次貢獻率格；T調節精度（i）為第i次調節精度格；n為滿機組）＜0.05，N0。同時不參與有償一次調頻小擾動補償及轉動慣量補償。大擾動≥0.08Hz（川渝≥0.1Hz）一次調頻貢獻率KK指數NK≥0.80，N貢獻率1；K＜0.80，N貢獻率K≥0.60，N貢獻率1；K＜0.60，N貢獻率K≥0.90，N貢獻率1；K＜0.90，N貢獻率NN2（不格次數 （i1 N貢獻率（i）i次貢獻率格；T響應滯后時間（i）i次響應滯后時間格；調節精度（i）i次調節精度格；n反調，小擾動或大擾動事件中單次調