華東區域發電廠并網運行管理實施細則

第一章總則

第一條為保障華東電力系統安全、優質、經濟運行，

維護電力企業的合法權益，根據《發電廠并網運行管理規定》

（電監市場〔2006〕42號），制定本細則。

第二條本細則適用范圍為省級及以上電力調度機構調

度管轄的發電廠。地縣級電力調度機構調度管轄的發電廠納

入適用范圍由省級電力調度機構報相應能源監管機構批準。

火力發電機組按《火力發電建設工程啟動試運及驗收規

程》（DL/T5437－2009）要求完成整套啟動試運時納入。水

力發電機組按《水電工程驗收規程》（NB/T35048-2015）要

求完成帶負荷連續運行時納入。風電場和光伏電站從并網發

電之日起納入。其他發電機組原則上自基建調試完成交付生

產運行之日納入。

第三條華東區域內能源監管機構負責對發電廠并網運

行考核及結算情況實施監管。電力調度交易機構依照本細則

具體實施發電廠并網運行考核和結算。

第二章調度管理

第四條發電廠發生以下任一情況的，每次考核費用計

算方式為：

-1-

CWF=0.5%當月α調度管理全廠

式中，F為每次考核費用；W當月為當月全廠發電量；α調度管理為

調度管理考核系數，數值為1；C全廠為該發電廠機組最高批

復上網電價，計算口徑詳見第二十六條，下同。

（一）未經電力調度交易機構同意，擅自改變調度管轄

范圍內一、二次設備的狀態，以及與電網安全穩定運行有關

的機組調速系統（一次調頻）、勵磁系統（包括PSS）、高頻

切機、低頻切機、安全穩定控制裝置、AGC、AVC、相量測量

裝置（PMU）、繼電保護裝置、故障錄波裝置、安全防護設備

等的參數或整定值（危及人身及主設備安全的情況除外）；

（二）不執行調度指令；

（三）不如實報告調度指令執行情況；

（四）現場值班人員離開工作崗位期間未指定接令者，

延誤電網事故處理；

（五）不執行電力調度交易機構下達的保證電網安全運

行的措施；

（六）調度管轄設備發生事故或異常，10分鐘內未向電

力調度交易機構匯報（可先匯報事故或異常現象，詳細情況

待查清后匯報）；

（七）發生調度管轄設備誤操作事故，未在1小時內向

電力調度交易機構匯報事故經過，或造假謊報。

（八）未經電力調度交易機構同意，擅自改變電力監控

-2-

系統安全防護裝置（縱向加密認證裝置、網絡安全監測裝置、

防火墻等）的安全策略。

第五條發電曲線偏差考核

發電廠應嚴格執行相應電力調度交易機構下達的發電

計劃曲線（或實時調度曲線）和運行方式安排。發電計劃曲

線執行情況按如下方式進行考核：

CQF=計劃偏差α調度管理機組

式中，F為考核費用；Q計劃偏差為計劃曲線偏差電量，計算詳

見本條第四款；α調度管理為調度管理考核系數，數值為1；C機組

為機組批復上網電價，考核對象含多臺機組的，取機組中最

高的上網電價。

（一）考核對象原則上以機組為單位，也可根據電網運

行實際按計劃編制對象為單位。

（二）電力調度交易機構負責編制每日96點發電計劃

曲線。兩個計劃點之間的發電計劃值按線性插值法確定，具

體計算方式如下：

P?P

P=P+in＋1n

in180

式中，Pi為Pn至Pn+1之間第i個5秒鐘發電出力；Pn為96點計

劃曲線上某15分鐘整點的發電出力，Pn+1為96點計劃曲線上

下一15分鐘整點的發電出力，i取值為0～179。

（三）由于發電廠自身原因，造成實際發電曲線偏離電

力調度交易機構下達的發電計劃曲線，偏離量超過允許偏差

-3-

時，按照偏差量考核。

（四）考核以每5分鐘為一個單位。電力調度交易機構

自動化系統計算考核對象每5分鐘的實際發電量和計劃發電

量（以5秒-1分鐘為一個點積分計算發電量）。同一時段內

實際發電量與計劃發電量之間允許偏差范圍為計劃發電量

的±2%。超出允許偏差范圍的電量絕對值作為計劃曲線偏差

電量。

（五）免予考核情況

1.值班調度員修改發電計劃曲線的，修改后的發電計劃

曲線應提前15分鐘下達給發電廠，不足15分鐘下達的發電

計劃曲線，自下達時刻起15分鐘內免除發電計劃曲線考核。

2.機組（發電廠）在AGC控制模式（除嚴格跟蹤發電計

劃曲線模式外）下提供AGC服務。

3.機組被臨時指定提供調峰和調壓服務而不能按計劃曲

線運行。

4.出現系統事故、機組跳閘等緊急情況，機組按照調度

指令緊急調整出力。

5.電網頻率高于50.1Hz而機組有功出力越下限，或當電

網頻率低于49.9Hz而機組有功出力越上限。

6.機組啟動過程中，從并網至達到最低技術出力后15

分鐘（水電）、1小時（火電及其它）之內；機組停機過程中，

從機組降參數至解列。

-4-

7.機組AGC模式切換過程。

8.機組進行與出力調整有關的試驗期間。

9.電網頻率異常時，一次調頻動作引起的機組出力調整。

10.機組發生非計劃停運導致偏離發電計劃曲線時，納入

機組非計劃停運考核，免于發電計劃曲線考核。

11.調峰能力為0的機組（核電站除外）。

第六條調峰考核

調峰包括基本調峰和有償調峰，其分類和標準見《華東

區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》。根據機組提供調

峰類型的不同，按以下方式考核。

（一）基本調峰能力未具備

當機組調峰能力不能達到額定容量的一定比例（華東

43%、上海53%、江蘇41%、浙江51%、安徽50%、福建47%）

時，考核費用計算方式為：

CQF=基本調峰α基本調峰機組

tPQ基本調峰=0.01差額運行

式中，F為考核費用；Q基本調峰為基本調峰考核電量，核電站、

風電場、光伏電站最大不超過當月發電量的0.05%，其他機

組不超過當月發電量的0.1%；P差額為機組調峰能力與基本調

α

峰能力要求之間容量差值；t運行為機組運行時間；基本調峰為基

本調峰考核系數，數值為0.2；C機組為機組批復上網電價。

原則上，以資源來源情況定發電的，如：余熱發電、以

-5-

熱定電的熱電聯產機組、徑流式水電站、核電、風電、光伏

等調峰能力定為0，進行基本調峰考核。特殊情況的，由發

電企業報送相應能源監管機構核實。

（二）調峰能力下降

1.發電廠向電力調度交易機構申報臨時改變機組的可調

出力上限或下限，當出現高峰或者腰荷時段機組申報出力上

限低于機組銘牌出力上限、低谷時段或者調峰困難時段機組

申報出力下限高于機組銘牌出力下限的情況，即認定為機組

基本調峰能力下降。在機組基本調峰能力下降期間，每日的

考核費用計算方式為：

''

C)tP?P+PP?Fmin=min(maxmax考核α基本調峰機組

PP'

式中，F為考核費用；max為機組銘牌出力上限；max為機組

'

申報出力上限；Pmin為機組銘牌出力下限；Pmin為機組申報出

α

力下限；t考核為1小時；基本調峰為基本調峰考核系數，其數值

為0.2；C機組為機組批復上網電價。

負荷低谷時段為22:00-次日6:00。調峰困難時段由電

力調度交易機構根據各省（市）的負荷特性確定，并報送能

源監管機構。

2.發電廠未向電力調度交易機構申報改變機組的可調出

力上限或下限，當日機組實際出力最高值低于當日調度指令

所要求的最高值或當日機組實際出力最低值高于當日調度

指令所要求的最低值，則當日的考核費用計算方式為：

-6-

C')tPP?P2+P'?2F=1(1考核α基本調峰機組

式中，F為考核費用；P1為當日調度指令所要求的出力最高

值；P1'為當日機組實際出力最高值；P2為當日調度指令所要

求的出力最低值；P2'為當日機組實際出力最低值；t考核為24

α

小時；基本調峰為基本調峰考核系數，其數值為0.2；C機組為機

組批復上網電價。

（三）與調峰輔助服務市場銜接

已開展調峰輔助服務市場的地方，在市場啟動期間執行

調峰輔助服務市場規則相關規定，不重復考核。

第七條一次調頻考核

（一）未具備功能

機組未具備一次調頻功能，月度考核費用計算方式為：

CF=WKα一次調頻機組

式中，F為考核費用；W為機組當月發電量；K為未具備一次

調頻功能考核系數，核電、光伏、風電數值為0.05%，其他

α

機組為0.1%；一次調頻為一次調頻考核系數，數值為1.5；

C機組為機組批復上網電價。

（二）未投運

機組一次調頻未投運，考核費用計算方式為：

CF=0.001PtNα一次調頻機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t為一次調頻未

α

投運小時數，不包括調度發令退出時間；一次調頻為一次調頻

-7-

考核系數，數值為1.5；C機組為機組批復上網電價。

（三）性能未達標

機組在電網高頻或低頻期間的一次調頻響應行為未達到

要求的，每月考核費用為兩種情況考核費用之和：

當DXi>0且︱60%△QjYi︱－︱△QsYi︱>0時，

n

sCQsY60%F1=50KQjY-死區調節∑(??ii)α一次調頻機組

=i=1

當DXi＝0時，

n

sCQsY60%F2=50KQjY死區調節∑(+??ii)α一次調頻機組

i=1

式中，F1為一次調頻效果性能指標大于零時考核費用；F2

為一次調頻效果性能指標等于零時考核費用，一次調頻效果

性能指標計算詳見附件；K死區調節為頻率控制死區調節系數，

頻率控制死區為50±0.033Hz、50±0.05Hz、50±0.067Hz，

數值分別為2、6、18；n為滿足考核條件（詳見附件）的一

次調頻動作次數；DXi為第i次一次調頻效果性能指標；△QjYi

為第i次一次調頻理論計算積分電量（計算詳見附件）；△

QsYi為第i次一次調頻實際動作積分電量（計算詳見附件）；

α

一次調頻為一次調頻考核系數，數值為1.5；C機組為機組批復上

網電價。

（四）傳送虛假信號

機組傳送虛假一次調頻投運信號的，一經發現，每次考

核費用計算方式為：

-8-

CF=PtN考核α一次調頻機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為1小時；

α

一次調頻為一次調頻考核系數，數值為1.5；C機組為機組批復上

網電價。

（五）免予考核情況

機組啟動過程中，從并網至達到最低技術出力后15分

鐘（水電）、1小時（火電及其它）之內；機組停機過程中，

從機組降參數至解列。

第八條AGC（自動發電控制）考核

AGC性能考核以投入AGC時的調節精度和實際測試所得

的AGC平均調節速率作為考核標準。

（一）調節速率不達標

電力調度交易機構對AGC長期不投用，或者長期不處于

跟蹤頻率或者聯絡線偏差的機組不定期進行AGC平均調節速

率抽查測試。機組平均調節速率未滿足要求時，考核費用計

算方式為：

CKPtF?=(1AGC)N考核α機組

K=V實測/V基本

式中,F為考核費用；αAGC為AGC考核系數，其數值為1；

PN

t考核為2小時；為機組額定容量；C機組為機組批復上網電價；

K為機組AGC平均調節速率系數，當K大于1時,則按K=1處

理；V實測為機組實測AGC調節速率；V基本為機組基本響應速

-9-

率，直吹式制粉系統機組為每分鐘1.0%額定功率，中儲式制

粉系統機組為每分鐘2.0%額定功率，30萬千瓦級循環流化

床機組為每分鐘0.7％額定功率，10萬千瓦級循環流化床機

組為每分鐘0.3％額定功率，燃氣機組為每分鐘3.25%（F級

機組）、5％（E級機組）額定功率，風電和光伏為每分鐘10%

額定功率。

（二）調節精度不達標

投入AGC時的調節精度以AGC指令周期時間或者1分鐘

為一個計算單位。AGC指令周期i或者第i分鐘調節精度考

核費用計算方式為：

t

dtCPP?F=0.1α目標實際機組

iAGC∫0

式中，Fi為AGC指令周期i調節精度考核費用；t為AGC指

令周期時間或者一分鐘；αAGC為AGC考核系數，其數值為1；

P實際為機組實際出力，P目標為機組目標出力;C機組為機組批復

上網電價。

AGC調節精度考核費用計算方式為：

n

FF=∑i

1i＝

式中，F為AGC調節精度考核費用；Fi為AGC指令周期i調

節精度考核費用；n為指令周期個數。

（三）隱瞞不報或傳送虛假信號

當機組AGC裝置發生異常而導致AGC無法正常投入時，

-10-

隱瞞不報的，或傳送虛假投退信號的，一經發現，考核費用

計算方式為：

CPtFAGC=N考核α機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為10小時；

αAGC為AGC考核系數，其數值為1；C機組為機組批復上網電價。

（四）與調頻輔助服務市場銜接

已開展調頻輔助服務市場的地方，在市場啟動期間執行

調頻輔助服務市場規則相關規定，不重復考核。

第九條無功調節考核

（一）母線電壓不合格

1.發電廠母線電壓月合格率低于99.5%時，考核費用計

算方式為：

99.5%αC?λW

F=(u)母線電壓機組組合

100

式中，F為考核費用，最大值為當月總發電量的0.2%乘以該

母線所有機組最高批復上網電價；λu為母線電壓月合格率，

是電壓合格點數與電壓采集點數之比，母線電壓合格率以電

力調度交易機構下達的母線電壓曲線為依據；α母線電壓為母線

電壓考核系數，其數值為2；W為接于該母線所有機組當月

總發電量；C機組組合為接于該母線所有機組最高批復上網電價。

2.免予考核情況

（1）若發電廠已經按照機組最大無功調節能力提供無償

或有償無功服務，但母線電壓仍然不合格，或者全廠停機時，

-11-

該時段不計入不合格點。

（2）若發電廠的AVC裝置與電力調度交易機構主站AVC

裝置聯合閉環在線運行，則不進行母線電壓月合格率考核。

若發電廠的AVC裝置處于就地控制狀態，進行母線電壓合格

率考核。

（二）AVC投運率不達標

AVC裝置同相應電力調度交易機構主站AVC閉環運行，

且AVC月投運率低于98%時，接受AVC投運率考核。考核費

用計算方式為：

α98%?λCW

F=(AVC投運)AVC機組

100

式中，F為考核費用，最大值為當月發電量的0.1%與機組批

復上網電價乘積；λAVC投運為AVC月投運率；W為該機組或者發

電廠當月發電量，最大值為當月發電量的0.1%；αAVC為AVC

考核系數，其數值為1；C機組為機組批復上網電價。其中：

λAVC投運＝t投運/t運行

式中，t投運為AVC月投運時間；t運行機組月運行時間。在計

算AVC月投運率時，扣除因電網原因造成的AVC裝置退出時

間。

（三）AVC調節不合格

電力調度交易機構AVC主站電壓或無功指令下達后，

AVC裝置在5分鐘（福建）、3分鐘（其它）內調整到目標指

令要求范圍內為合格。AVC調節合格率考核費用計算方式為：

-12-

α1?λCW

F=(AVC調節)AVC機組

100

式中，F為考核費用，最大值為當月發電量的0.1%與機組批

復上網電價乘積；λAVC調節為機組AVC調節合格率，是執行合格

點數與電力調度交易機構發令次數之比；W為該機組或接于

該母線機組當月發電量;αAVC為AVC考核系數，其數值為1；

C機組為機組批復上網電價。

第十條非計劃停運考核

（一）突然跳閘

正常運行的機組發生跳閘，每次考核費用計算方式為：

?

F=0.5CPtNα非停機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t?為機組停運小時

α

數，最大為48小時；非停為非計劃停運考核系數，其數值為

0.2；C機組為機組批復上網電價。

（二）強迫停運

向電力調度交易機構申報后，機組因自身原因發生強迫

停運，每次考核費用計算方式為：

?

CPtF=0.25Nα非停機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t?為機組停運小時

α

數，最大為48小時；非停為非計劃停運考核系數，其數值為

0.2；C機組為機組批復上網電價。

（三）并網超時

機組未能在電力調度交易機構下達的并列時間前后1小

-13-

時內并網發電，每次考核費用計算方式為：

?

F=0.2CPtNα非停機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t?為超出允許偏

α

差時間，最大為48小時；非停為非計劃停運考核系數，其數

值為0.2；C機組為機組批復上網電價。

（四）解列超時

機組未能在電力調度交易機構下達的解列時間前后1小

時內完成機組解列操作，每次考核費用計算方式為：

?

CPtF=0.2Nα非停機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t?為超出允許偏差

α

時間；非停為非計劃停運考核系數，其數值為0.2；C機組為機

組批復上網電價。

（五）免予考核情況

1.在負荷低谷時段或調峰困難時段，機組發生強迫停運

后，經電力調度交易機構同意，在批準工期內進行消缺，不

進行強迫停運考核。

2.機組在檢修調試期間發生非計劃停運，免予考核。

第十一條黑啟動考核

取得黑啟動補償的機組按如下方式考核：

（一）不具備黑啟動能力

1.機組因自身原因不能提供黑啟動服務，及時匯報電力

調度交易機構的，考核費用計算方式為：

-14-

CPtF=0.04Nα黑啟動機組

P

式中，F為考核費用，最大值為當月相應補償費用；N為機

組額定容量；t為不具備黑啟動能力的時間（不包括檢修時

間）；α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復

上網電價。

2.機組被檢查出不具備黑啟動能力，未向電力調度交易

機構申報的，考核費用計算方式為：

F=0.25CPtNα黑啟動機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t為不具備黑啟

動能力的時間，自上次認定具備黑啟動能力時間起計算，最

大不超過200小時；α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C

機組為機組批復上網電價。

（二）未能完成黑啟動任務

在電網需要機組提供黑啟動服務時，由于機組自身原因，

未能完成黑啟動任務，每次考核費用計算方式為：

CF=PtN考核α黑啟動機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為100小時；

α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網電

價。

（三）黑啟動管理不到位

發電廠須嚴格按照安全管理規定執行各項黑啟動安全管

理措施。

-15-

1.未對黑啟動相關設備進行維護,每月考核費用計算方

式為：

CF=PtN考核α黑啟動機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為1小時；

α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網

電價。

2.黑啟動事故處理預案未制定、不完善、未及時修訂、

未報送電力調度交易機構的，每月考核費用計算方式為：

CF=PtN考核α黑啟動機組

P

式中，Q黑啟動為考核費用；N為機組額定容量；t考核為1小時；

α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網

電價。

3.未按電力調度交易機構要求進行黑啟動演習或黑啟動

演習失敗，每次考核費用計算方式為：

CF=PtN考核α黑啟動機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為50小時；

α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網電

價。

4.未開展黑啟動培訓、培訓無記錄、人員培訓合格率未

達到100%，每月考核費用計算方式為：

CF=PtN考核α黑啟動機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為1小時；

-16-

α黑啟動為黑啟動考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網電

價。

第十二條FCB（快速甩負荷）考核

取得FCB補償的機組按以下方式考核：

（一）不具備快速甩負荷（FCB）能力

1.機組因自身原因不具備快速甩負荷（FCB）功能，及

時匯報電力調度交易機構的，考核費用計算方式為：

CPtF=0.0002NαFCB機組

P

式中，F為考核費用，最大不超過當月相應補償費用；N為

機組額定容量；t為不具備快速甩負荷（FCB）功能的時間（不

包括檢修時間）；αFCB為快速甩負荷（FCB）考核系數，其數值

為1;C機組為機組批復上網電價。

2.被檢查出不具備快速甩負荷（FCB）功能，并且在此

之前，未申報電力調度交易機構的，考核費用計算方式為：

F=0.0056CPtNαFCB機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t為不具備快速

甩負荷（FCB）功能的時間，自上次認定具備快速甩負荷（FCB）

功能時間起計算，最大不超過200小時；αFCB為快速甩負荷

（FCB）考核系數，其數值為1;C機組為機組批復上網電價。

（二）未完成快速甩負荷（FCB）

電網故障時（非發電企業自身原因），機組不能根據技

術標準自動與電網解列，轉為只帶廠用電的孤島運行方式

-17-

的，每次考核費用計算方式為：

F=0.023CPtN考核αFCB機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為50小時；

αFCB為快速甩負荷（FCB）考核系數，其數值為1;C機組為機組

批復上網電價。

第三章檢修管理

第十三條檢修管理基本考核

發電廠應按照“應修必修，修必修好”的原則，合理安

排廠內設備檢修計劃，按照相應電力調度交易機構批準的檢

修工期按時保質完成檢修任務，保證設備的正常可靠運行。

出現下列任一情況的，每次考核費用計算方式為：

=F=CPtN考核機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為0.5小時；

C機組為機組批復上網電價。

（一）計劃檢修工作不能按期完工時，未在規定的時間

內辦理延期手續。

（二）設備檢修期間，辦理延期申請超過一次。

（三）設備檢修期間，擅自改變工作內容。

（四）因發電廠自身原因，經電力調度交易機構批準的

計劃檢修工作臨時取消。

第十四條發電廠升壓站重復檢修停電考核

-18-

因發電廠原因造成發電廠升壓站同一出線、開關、聯變

及母差保護年度停電次數2次以上，每次考核費用計算方式

為：

=F=CPtN考核機組

P

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t考核為2小時；C

機組為機組批復上網電價。

第十五條檢修超期考核

（一）計劃檢修超期

1.超期時間在120小時及以下，考核費用計算方式為：

?

CPtF=0.1Nα檢修超期機組

P~

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t為檢修超期小時

α

數；檢修超期為檢修超期考核系數，其數值為0.1；C機組為機組

批復上網電價。

2.超期時間多于120小時，考核費用計算方式為：

?

CP??t?+F=??120.05120()Nα檢修超期機組

P~

式中，F為考核費用；N為機組額定容量；t為檢修超期小時

α

數；檢修超期為檢修超期考核系數，其數值為0.1；C機組為機組

批復上網電價。

（二）臨時檢修超期

每臺機組允許每年累計臨修時間為168小時，機組臨修

時間超期后按以下公式進行考核：

?

CPtF=0.1N1α檢修超期機組

-19-

~P

式中，F為考核費用；t1為臨修超期時間；N為機組額定容量；

α

檢修超期為檢修超期考核系數，其數值為0.1；C機組為機組批復

上網電價。

第四章技術管理

第十六條繼電保護考核

（一）發電廠繼電保護專業未達到以下管理要求的，每

項考核費用計算方式為：

CWF=0.02%當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；C全廠為該發電廠機組最高批復上

網電價。

1.對相應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，符合整定要求，

并保存完整的調試報告和記錄。

2.與電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置必須與電

網繼電保護及安全自動裝置相配合，與系統有關的繼電保護

裝置及安全自動裝置的配置、選型須征得電力調度交易機構

同意。

3.發電廠內的繼電保護和安全自動裝置，必須與系統保

護配合。在系統狀態改變時，應按電力調度交易機構的要求

按時修改所轄保護的定值及運行狀態。

-20-

4.發電廠涉網繼電保護及安全自動裝置動作后，須立即

按規程進行分析和處理，并按要求將資料送電力調度交易機

構。與電網有關的，雙方應配合進行事故分析和處理。

5.發電廠應嚴格執行繼電保護及安全自動裝置反事故措

施。當系統繼電保護及安全自動裝置不滿足運行要求時，發

電廠應積極配合電網進行更新改造。

6.發電廠應于每月第5個工作日前完成上月發電廠繼

電保護及安全自動裝置的運行分析報告（動作統計報告、缺

陷及異常處理報告和繼電保護校驗月報），并上報電力調度

交易機構。

（二）發電廠涉網繼電保護及安全自動裝置運行指標未

達到以下要求的，每項考核費用計算方式為：

CWF=0.02%當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；C全廠為該發電廠機組最高批復上

網電價。

1.繼電保護主保護月投運率≥99.5%。

繼電保護主保護月投運率計算公式為：

RMD=TMD/SMD

式中：RMD為主保護月投運率；TMD為主保護裝置該月處于

運行狀態的時間；SMD為主保護裝置該月應運行時間，扣除

調度下令退出運行時間。

-21-

2.安全自動裝置月投運率≥99%。

安全自動裝置月投運率計算公式為：

RSS=TSS/SSS

式中，RSS為安全自動裝置月投運率；TSS為安全自動裝置

該月處于運行狀態時間；SSS為安全自動裝置該月應運行時

間，扣除調度下令退出運行時間。

3.故障錄波月完好率≥98%。

故障錄波月完好率計算公式為：

RSR=NSR/NRE

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。

（三）發電廠繼電保護安全運行水平按如下方式進行考

核：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術指導為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，取值見下

述條款；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

1.發電廠主系統繼電保護、安全自動裝置不正確動作，K

電量比例數值為0.05%。

2.由于發電廠繼電保護、安全自動裝置異常，造成一次

設備強迫停運，K電量比例數值為0.02%。

3.一套繼電保護非計劃停運時間連續超過24小時，每發

-22-

生一次，K電量比例數值為0.01%。

4.發電廠繼電保護和安全自動裝置未投運，導致電網事

故擴大或造成電網繼電保護和安全自動裝置越級動作，K電量

比例數值為0.2%。

5.發電廠不能及時提供完整的故障錄波數據影響電網事

故調查，K電量比例數值為0.02%。

第十七條通信考核

發電廠通信設備出現以下情況的，考核費用計算方式

為：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，取值見下

述條款；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

（一）發電廠通信設備故障，引起繼電保護或安全自動

裝置誤動、拒動，造成電網事故、延長事故處理時間或擴大

事故范圍的，K電量比例數值為0.05%。

（二）發電廠通信設備或電源故障，造成發電廠與電力

調度交易機構間通信電路或遠動自動化信息通道全部中斷，

影響電網調度和發供電設備運行操作，K電量比例數值為0.05%。

（三）因發電廠自身原因引起通信電路非計劃停用，造

成遠方跳閘及過電壓保護、遠方切機（切負荷）裝置單通道

運行，且時間超過24小時，K電量比例數值為0.01%。

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（四）發電廠對與電力調度交易機構通信有直接關聯的

通信設施進行重要操作，必須按通信電路檢修規定提前向電

力調度交易機構申報，并得到許可。未經許可擅自操作的，K

電量比例數值為0.02%。

（五）因發電廠原因造成通信出現下列情形的，K電量比例

數值為0.01%。

1.影響電網調度和發供電設備運行操作的；

2.造成繼電保護和安全裝置誤動、拒動但未造成電網事

故或未影響電網事故處理的；

3.發電廠通信光纜連續故障時間超過24小時的；

4.發電廠內與系統相連的通信交換機故障全停超過10

分鐘，影響調度運行的；

5.發電廠通信設備缺陷造成電網安全穩定性和可靠性降

低，在48小時內沒有完成消缺的；

6.發電廠內錄音設備失靈，影響電網事故分析的。

第十八條自動化考核

發電廠自動化設備出現以下情況的，考核費用計算方式

為：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，取值見下

述條款；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

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（一）遙控拒動或誤動1次，K電量比例數值為0.02%。

（二）發電廠遠動設備連續故障（遠動數據中斷）時間

超過4小時，K電量比例數值為0.01%。其后，每超過4小時，K

電量比例數值增加0.002%。遠動設備故障計算時間以電力調度交

易機構發出故障通知時刻為起始時間，以電力調度交易機構

EMS主站系統接收到正確遠動信息時刻為結束時間。

（三）在發電廠遠動設備正常運行情況下，每路遙測數

據故障時間超過4小時，K電量比例數值為0.002%。其后，每超

過4小時，K電量比例數值增加0.0005%。發電廠遙測數據路數

以電力調度交易機構接收的遙測數量為準。

（四）電量采集裝置月運行合格率要求100%，每降低一

個百分點（含不足一個百分點），K電量比例數值為0.01%。

（五）縱向加密認證裝置月在線率要求99%、月密通率

要求95%，網絡安全監測裝置月運行合格率要求99%。每降

低一個百分點（含不足一個百分點），K電量比例數值增加0.01%。

發生違規外聯及網絡安全事件時，K電量比例數值增加0.1%。

（六）當發電廠接到電力調度交易機構通知需要新增加

或修改遙測遙信內容、調整自動化及網絡安全裝備時，應在

電力調度交易機構指定的時間內完成工作。如未按期完成，K

電量比例數值為0.01%。

（七）相量測量裝置連續故障（相量數據中斷）時間超

過4小時，K電量比例數值為0.01%。其后，每超過4小時，K電

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量比例數值為增加0.002%。相量測量裝置故障計算時間以電力

調度交易機構發出故障通知時刻為起始時間，以電力調度交

易機構WAMS主站系統接收到正確遠動信息時刻為結束時間。

（八）發電廠時間同步系統裝置與標準時鐘有10秒以上

誤差時間超過48小時，K電量比例數值為0.01%。其后，每超過

8小時，K電量比例數值增加0.002%。發電廠或相關變電站發生

事故后，相關保護裝置、故障錄波儀及自動化設備時間記錄

不準確，K電量比例數值為0.01%。

第十九條勵磁系統和PSS裝置考核

發電廠勵磁系統和PSS裝置運行情況按如下方式進行考

核：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，取值見下

述條款；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

（一）未按要求配置PSS裝置的，K電量比例數值為0.2%。

（二）機組正常運行時自動勵磁調節裝置和PSS裝置的

可投運率應不小于100％，每降低1個百分點（含不足1個

百分點），K電量比例數值增加0.02%，最大值為0.2%。

（三）勵磁系統和PSS裝置技術性能參數未達到《大型

汽輪發電機勵磁系統技術條件》（DL/T843-2010）等國家和

行業標準的要求，K電量比例數值為0.1%。

-26-

第二十條發電廠高壓側或升壓站電氣設備按如下方

式進行考核：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，取值見下

述條款；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

（一）由于發電廠高壓側或升壓站電氣設備原因引起一

般及以上電網事故、設備事故，K電量比例數值為0.2%。

（二）發電廠高壓側或升壓站電氣設備主設備（含母線、

聯變、斷路器、隔離開關、PT、CT、高壓電抗器等）發生以

下情形之一者，K電量比例數值為0.05%：

1.由于發電廠自身原因造成升壓站電氣設備主設備發生

非計劃停運；

2.發電廠高壓側或升壓站電氣主設備發生影響設備安全

運行的缺陷，未及時采取措施或安排檢修的；

3.發電廠高壓側或升壓站電氣主設備由于電廠自身原因

未按規定周期或標準進行預試檢修，造成設備存在安全隱

患、威脅電網安全的。

第二十一條資源來源信息傳送考核

燃煤電廠、水電廠、風電場、光伏電站未按要求向電力

調度交易機構傳送煤、水、風、光相關信息，按如下方式進

行考核。

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（一）燃煤電廠未按要求向電力調度交易機構報送存煤

信息，或者報送的信息存在虛假，考核費用計算方式如下：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術指導為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，數值為0.01%；

C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

（二）水電廠未按要求向水調自動化系統傳送水情信息，

考核費用計算方式如下：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，數值為0.02

％；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

另外，水電廠水調自動化系統連續故障（數據中斷或異

常）時間超過4天，K電量比例數值為0.1%。其后，每超過4天，

K電量比例數值增加0.02%。水調自動化系統故障計算時間以電

力調度交易機構發出故障通知時刻為起始時間，以接收到正

確遠動信息時刻為結束時間。

（三）風電場、光伏電站應向電力調度交易機構報送風

電功率、光電功率預測結果。風電功率、光伏發電功率預測

分日前預測和超短期預測兩種方式。

日前預測是指對次日風電功率、光伏發電功率進行預測。

遇節假日需在節假日前最后一個工作日上報節假日至節假

-28-

日后第一個工作日的預測，用于節日方式安排。節假日期間，

風電場、光伏電站仍需每日按時報送次日風功率預測、光電

功率預測。超短期預測是指自上報時刻起未來15分鐘至4

小時的預測預報。日前預測和超短期預測時間分辨率均為15

分鐘。

1.日前功率預測考核

（1）風電場和光伏電站日前功率預測應每日按時上報，

月上報率應達到100%。未按要求上報的，每發生一次，考核

費用計算方式為：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術管理為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，數值為0.05%，

全月最大值為1%；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電價。

（2）日前功率預測準確率小于80%時，每日考核費用計

算方式為：

n2

1PMi?Ppi

日前功率預測準確率=（1-∑()）×100%

ni=1PMi

CPt?F=(80%日前功率預測準確率)Nα技術管理全廠

其中：F為考核費用；PMi為i時刻的實際功率；Ppi為i時刻

的預測值；n為樣本個數；PN為裝機容量；t為考核小時數，

風電場為0.2小時，光伏電站為0.1小時；α技術管理為技術管理

考核系數，數值為1；C全廠為該發電廠機組最高批復上網電

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價。

2.超短期功率預測考核

（1）上報率應達到100%，少報一次，考核費用計算方

式為：

CWKF=電量比例當月α技術管理全廠

式中，F為考核費用；W當月為當月全廠發電量；α技術指導為技術

管理考核系數，數值為1；K電量比例為考核比例值，數值為

0.0005%，全月最大值為1%；C全廠為該發電廠機組最高批復

上網電價。

（2）日準確率小于85%時，每日考核費用計算方式為：

n2

1PMi?Ppi

日準確率=（1-∑()）×100%

ni=1PMi

CPt?F=(85%日準確率)Nα技術管理全廠

其中：F為每日考核費用；PMi為i時刻的實際功率；Ppi為i

時刻的預測值；n為樣本個數；PN為裝機容量；t為考核小

時數，風電場為0.2小時，光伏電站為0.1小時；α技術管理為技

術管理考核系數，數值為1；C全廠為該發電廠機組最高批復

上網電價。

3.免予考核情況

（1）風電場、光伏電站發電受限時段不考核功率預測的

準確率。

（2）經電力調度交易機構同意的風、光功率預測相關系

統檢修期間。

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（3）出現自然災害等不可抗力。

第五章考核實施及信息發布

第二十二條為保證并網運行管理考核工作的準確、高

效，電力調度交易機構應建立相應的技術支持系統。

第二十三條考核的基本原則

1.全網統一評價標準。

2.以省級及以上電網為單位按月度分別考核。

3.同一事件適用于不同條款的考核不重復進行，執行考

核費用最大的一款。

第二十四條考核的依據包括但不限于：電力調度交易

機構制定的發電計劃、檢修計劃、電壓曲線，電力調度交易

機構的能量管理系統（EMS）、機組調節系統運行工況在線上

傳系統、廣域相量測量系統（WAMS）等調度自動化系統的實

時數據，電能量采集計費系統的電量數據，當值調度員的調

度錄音記錄，保護啟動動作報告及故障錄波報告。

第二十五條電力調度交易機構按照專門記帳、收支平

衡的原則，每月統計發電廠并網運行管理考核結算費用。考

核費用按調度管轄范圍在同一電網的直調發電廠之間返還

結零。

第二十六條發電廠月度總考核費用計算公式：

n

FR考核=∑i

i=1

-31-

式中，R考核為所有發電廠考核費用；Fi為第i發電廠考核費

用。

考核費用計算中，涉及的電價為機組批復上網電價，口

徑為：含稅，不含脫硫、脫硝、除塵、超低排放等環保電價，

不含政府補貼。采用兩部制電價的發電廠按電量電價參與計

算；采用租賃制經營的抽水蓄能電站、沒有批復上網電價的

發電機組按當地燃煤機組標桿電價（含稅，不含環保電價）

參與計算；新安江、富春江水電站按國家電網公司華東分部

統銷價格參與計算。

第二十七條總考核費用按發電廠上網電費（含租賃

費）比例進行返還。

第i個發電廠能夠得到的返還費用計算公式：

iDFi

RR返還=總考核N

∑DFi

i=1

i

式中，R返還為等于第i個發電廠能夠得到的返還費用；R總考核

為月度總考核費用；N為當月上網發電廠的總數;DFi為第i

個發電廠月度上網電量和上網電價的乘積，計算公式如下：

iiDFWCi=

式中，Wi為第i個發電廠上網電量，Ci為第i個發電廠批復

上網電價，含稅，不含脫硫、脫硝、除塵、超低排放等環保

電價，不含政府補貼。如果同一個發電廠中有不同上網電價

機組，按機組分別計算后相加。自備電廠按所獲得的電費收

-32-

入參與計算，如沒有電費收入，按零計算;采用租賃制經營

的抽水蓄能電站以租賃費參與計算；采用兩部制電價的發電

廠按容量電費和電量電費對應的收入參與計算；沒有批復上

網電價的發電機組按當地燃煤機組標桿電價（含稅，不含環

保電價）參與計算；新安江、富春江水電站按國家電網公司

華東分部統銷價格參與計算。

第二十八條發電廠月度結算費用計算公式如下：

iii

K結算＝R返還－F考核

ii

式中，K結算為發電廠i月度結算費用；R返還為發電廠i考核返

i

還費用；F考核為發電廠i考核費用。

第二十九條發電廠考核與返還費用結算采用電費結

算方式，與下一季度第二個月份的電費結算同步完成。發電

廠在該月電費總額基礎上加（減）應獲得（支付）的考核及

返還費用額度，向相應電網企業開具增值稅發票，與該月電

費一并結算。

第三十條每月10日前（節假日順延），電力調度交易

機構將上月直調發電廠運行管理考核結果在技術支持系統

上披露。披露的信息應包括各發電廠各項目考核費用、總考

核費用、返還費用。

第三十一條發電廠對考核結果如有疑義，應在每月

15日前向相應電力調度交易機構提出復核申請。電力調度交

易機構經核對后，在接到申請后的3個工作日內予以答復。

-33-

發電廠經與電力調度交易機構核對后仍有爭議，可以向能源

監管機構提出再次復核申請。

統計結果經過最終確認后，相關單位沒有在規定時間提

出疑義，或者遇到將來電價追溯調整考核月情況，不再修改

及追溯調整結果。

第六章監督與管理

第三十二條每季度首月月底前，電力調度交易機構將

上季度直調電廠并網運行管理考核明細清單以文件形式報

送能源監管機構。

第三十三條每季度第二個月10日前（節假日順延），

能源監管機構在門戶網站上公示上季度發電廠并網運行管

理考核結果。公示后，各方無異議，發電廠并網運行管理考

核結果生效。

第三十四條發電廠與電力調度交易機構之間因并網

運行管理考核發生爭議的，由相應能源監管機構核實處理。

第七章附則

第三十五條本細則由華東能源監管局負責制定、修訂

和解釋。

第三十六條本細則自發布之日起實施。

-34-

附件1：

一次調頻技術要求及參數計算公式

一、頻率控制死區50±△fsq

1.電液型汽輪機調節控制系統火電機組為50±

0.033Hz。

2.機械、液壓調節控制系統火電機組為50±0.05Hz。

3.水電機組為50±0.05Hz。

4.核電機組為50±0.067Hz。

5.風電、光伏機組為50±0.033Hz。

二、調差系數δ%

1.燃機不大于4%，其余火電機組為4%～6%。

2.水電機組不大于4%。

3.核電機組不大于6%。

4.風電、光伏機組為4%～6%。

三、最大負荷限幅

火電、水電、核電、風電、光伏機組最大負荷限幅為額

定有功出力的±6%、±10%、±3%、±6%、±6%。

四、投用范圍

機組一次調頻投用范圍為機組核定的有功出力范圍，即

最高和最低技術出力范圍內。

五、考核條件

當電網頻率超出50±△fsq且持續超過一定時間時，對

-35-

一次調頻動作情況進行考核。

1.△fsq為0.033Hz，持續時間超過20秒。

2.△fsq為0.05Hz或者0.067Hz，持續時間超過0秒。

六、理論計算積分電量

在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時，機組理論響

應出力變化為：

△tf)(

MCR=?tf?P(△,)

0%%50iδ

式中，△P(△f,t)為機組理論響應出力變化；△f(t)為t時

刻，電網頻率超出50±△fsq的數值，高頻為正值，低頻為

負值；δ%為機組調差系數；MCR為機組額定有功出力。

機組一次調頻理論計算的積分電量：

t

??dttf=P?QjY調節(,)

∫0

式中，△QjY為一次調頻理論計算的積分電量；t調節為電網

頻率超出50±△fsq時間，最大值為60秒。電網側和發電

側應協調頻率采集裝置的精度和時間同步指標，確保基礎數

據相互統一。頻率采集裝置測量精度誤差應不大于0.001Hz。

七、實際動作積分電量

發電機組在電網頻率超出50±△fsq時段內（最大為60

秒）的實際發電出力與起始發電出力之差的積分電量為一次

調頻實際動作積分電量。

tt+

?PSt=PSTdt?QSY0調節()

∫t

0

式中，△QsY為一次調頻實際動作積分電量；t0為電網頻

-36-

率等于50±△fsq的時刻；t調節為電網頻率超出50±△f