西藏两个细则印发！10MWh及以上独立储能可提供电力辅助服务

并网主体出现下列情况之一者，每次视情节计算考核电量，并报能源监管机构备案：

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（一次调频）或一次调频控制系统、励磁系统（包括PSS）、新能源储能场站变流器、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC、相量测量装置（PMU）、继电保护装置、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×0.5小时计为考核电量；

4.风电场、光伏电站因继电保护或安全自动装置动作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.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×0.3小时计为考核电量；

6.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×0.3小时计为考核电量；

7.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。

第十四条 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，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。光储电站以“白天（09:00-19:00）储存，夜间发电”模式运行的，功率预测暂不参与考核（光储电站应上传调度机构储能装置电池SOC曲线，进行实时监控电池运行状态）。

（一）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80%，小于80%时按以下公式考核：

（二）超短期功率预测

超短期预测准确率日考核电量=（90%－准确率）×PN×0.2（小时）

其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi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，PN为光伏电站额定容量。

第十五条 并网主体应参与电力系统调峰，基本调峰能力必须达到机组技术参数要求的指标。

在调度指令要求机组提供基本调峰服务，但机组无法满足基本技术要求时，按每台次缺额容量×调度要求调峰时间（小时）计为考核电量。

第十六条 发电侧并网主体、独立电化学储能（压缩空气、飞轮可参照执行）等新型储能必须具备一次调频功能。一次调频技术要求及指标计算、考核度量方法见附录。

（一）投运率考核

并网主体应投入一次调频功能，不得擅自退出机组的一次调频功能。一次调频功能未投运，月考核计算方式为：

考核电量F1＝W考核×T0×PN

式中，W考核为一次调频考核系数，水电1%，新能源为0.5%，其它电源1%；T0为一次调频当月未投运小时数（经调度同意退出时间段可不统计），PN为并网发电机组或新能源场站并网额定容量（MW）。

（二）性能考核

对发电侧并网主体、独立电化学储能（压缩空气、飞轮可参照执行）等新型储能实施一次调频性能考核。在电网频率发生大扰动期间进行一次调频性能考核，电网最大频率偏差＜0.13Hz为小扰动，电网最大频率偏差≥0.13Hz为大扰动。机组一次调频性能考核包括K贡献率指数、响应滞后时间T指数以及调节精度T指数（详见附录）。原则上具体参数以电力调度机构PMU数据计算结果为准，机组侧PMU相关信号具备对应接入条件。

考核电量F2＝δ死区系数×（A×PN×N1）

式中：若Δfsq＜0.04Hz，δ死区系数取1；若Δfsq≥0.04Hz， δ死区系数取0.5。PN为机组额定容量或新能源场站并网额定容量（MW），A为0.02小时，N1为大扰动下的不合格次数（计算详见附录）。

（三）传送虚假信号

并网发电机组（含新能源场站）传送虚假一次调频投运信号的，一经发现，每次考核电量：

F3＝T考核×PN

式中，PN为机组额定容量或新能源场站并网额定容量（MW），T考核为1小时。

（四）特殊考核情况

1.并网主体实际出力较低时（P水电、P新能源、P光热、P电化学储能＜0.2PN）性能免考核。

2.新能源发电出力已达最大值，一次调频增出力性能免考核。

3.电化学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。

第十七条 发电侧并网主体、独立电化学储能（压缩空气、飞轮可参照执行）等新型储能应具有AGC功能，不具备此项功能者，每月按全厂额定容量×10小时考核；具备此项功能者但与主站未完成联调的，每月按全厂额定容量×5小时考核。

AGC的投运率和调节精度、调节范围、响应速度等应满足要求。并网主体应保证AGC设备正常运行，不得擅自退出并网机组的AGC功能。AGC服务的考核内容，包括：AGC投运时间、调节范围、调节速率、调节精度等。AGC调节过程定义见附录。

（一）投运率考核

AGC的月投运率必须达到99%以上。每低于1个百分点（含不足一个百分点），按全厂额定容量×0.5小时计考核电量。经调度机构同意、非电厂原因或因新设备投运期间AGC子站配合调试原因造成的AGC装置退出时间段，不纳入考核范围。未经电力调度机构许可，在发电时段擅自退出AGC功能的，按照额定装机×20小时考核；擅自修改站内AGC参数设置导致AGC调节不满足调度要求的，每次计考核电量全厂额定容量×10小时。

AGC投运率＝（AGC子站投入闭环运行时间/水电站（新能源、光热、独立电化学储能）AGC应投入闭环运行时间）×100%

（二）性能考核

T1：调节补偿时间，电化学储能：0～2秒，其它并网主体：取0～5秒。

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后的三个机组出力点与指令的差值和机组额定容量的比值的平均值（进入死区时刻为第一个采样点），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。

PN：控制模式为单机模式时，PN为被控制的该单机额定容量；控制模式为全厂模式时，PN为全厂机组额定容量。机组指令及机组有功在D5000数据库中按照5秒的间隔存储。

3.响应时间性能指标k3

D5000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。即：

t=TE－TS

其中：

t是并网主体调节的实际响应时间；

TN是并网主体标准响应时间；

TS和TE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TN按以下标准执行：

表5 各类型并网主体AGC标准响应时间

4.调节死区

当机组实际负荷进入AGC指令有效死区，此次有效事件结束。单机模式：单机模式：100MW及以下为1.5MW；100MW以上为2MW；全厂模式：均为2MW。

5.综合性能指标：k= k1×k2×k3

指令低于表1~表4所规定的“调节范围下限”，该调节过程的并网主体k设定为1。

6.日均综合性能指标：

其中k（i）为第i次调节过程的综合性能指标；N为当日调节过程次数。

机组日均调节性能水电kd小于1，每日按30MWh/台计为考核电量（风电、光伏、电化学储能不参与日均kd考核）。

AGC考核计算数据以调度端数据为准，机组或电厂有功出力采样周期不大于5秒。若有效调节过程中机组或电厂AGC退出，仍然算有效调节过程进行考核计算。

（在电网出现异常或由于安全约束限制电厂出力，导致机组AGC功能达不到投入条件时，不考核该机组AGC服务。

（对于灯泡贯流式水电机组的AGC性能考核指标，以具备技术检验资质的单位出具的AGC调节实验报告数据为准。

（五）传送AGC虚假信号或数据，一经发现，每次计考核电量全场额定容量×10小时。

第十八条 新能源场站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。

（二）光伏电站有功功率变化最大限值

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：Pi,c为i时段内超限值的功率变化值，Plim为功率变化限值。

第十九条 对于电网稳定运行规定明确参与系统旋转备用的电厂必须预留足够旋转备用容量，对未达到旋备阈值的电厂按照旋备差值进行考核。按以下规则计算各电厂考核旋转备用和每5分钟旋转备用考核量：

电厂旋转备用考核量：

K旋备=K电厂×5/60（MWh）

因AGC向上调整导致旋转备用不足不纳入考核。

第二十条 并网主体应严格执行电力调度机构的励磁系统及电力系统稳定器（PSS）、调速系统、继电保护、安全自动装置、自动化设备和通信设备等的有关系统参数管理规定。并网主体应按电力调度机构的要求书面提供设备（装置）参数，并对所提供设备（装置）参数的完整性和正确性负责。设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定通知单执行或满足电力调度机构的要求。并网主体改变设备（装置）状态和参数，应经电力调度机构同意。

第二十一条 并网发电机组的自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应正常投运，不得擅自退出。并网主体应在电力调度机构的指挥下，按规定进行发电机组进相试验，在发电机允许条件下，进相深度应满足电网运行的需要。

并网发电机组应具备AVC功能（经调度机构认可不需参与AVC调整的机组除外）并提供基本无功调节服务。

电力调度机构按其调度管辖范围对并网主体进行如下考核：

1.因电厂（含新能源厂站）自身原因，达不到基本无功调节服务标准要求的，每日按全厂额定容量×1小时计为考核电量；

2.电力调度机构根据调度规程下达并网发电厂（含新能源厂站）母线电压曲线并对电厂母线电压合格率进行考核。

月度母线电压合格率应不小于99.5%，每降低0.1个百分点，按照全厂额定容量×1小时计考核电量。

月度母线电压合格率（%）=全厂并网运行时月度母线电压合格时间（小时）/全厂月并网运行时间（小时）×100%

3.电厂AVC月投运率必须达到90％以上。每低于1个百分点（含不足一个百分点），按全厂额定容量×0.5小时计考核电量。经调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。

4.机组（含新能源厂站）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。

5.机组励磁系统性能包括进相能力达不到要求，电压曲线考核加倍。

第二十二条 新能源汇集站公共并网点必须配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风电场、光伏电站公共并网点及送出线路的电压，无故不按照设计要求安装无功补偿装置者，按全厂额定容量×2小时/月考核。无功补偿装置整体按照电力调度机构调度指令进行操作，不得擅自投退，否则按全厂额定容量×0.5小时/次考核。

第二十三条 风电（含风储）、光伏（含光储）、光热和独立电化学储能（压缩空气、飞轮可参照执行）等新型储能等应具备频率、电压耐受能力，以及高、低压故障穿越能力，并满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》、《风电场接入电力系统技术规定》及电力调度机构运行规定等的技术要求。电力调度机构定期或不定期抽查，不符合要求者每次按全厂额定容量×0.5小时考核。在电力调度机构下达限期整改、试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，每月按全厂额定容量×1小时考核。