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第十六条 自动发电控制(AGC)按照单元(单机、全厂或多个并网主体组成的计划单元)参与所在控制区频率或者联络线偏差控制调节(ACE)的,对其贡献量进行补偿。自动发电控制(AGC)投其它控制模式的,不对其调节电量进行补偿。
第十七条 有偿一次调频补偿
对满足大扰动性能指标要求的发电侧并网主体、独立电化学储能(压缩空气、飞轮可参照执行)等新型储能给予补偿。补偿标准如下:
F补偿=1000×M×Hi1(MWh)×18元/MWh
式中:M = QUOTE 0;KI>150%或Q合格率<75% 1;
KI≤150%且Q合格率≥75% QUOTE 0;
Q合格率<75% 1;
Q合格率≥75% QUOTE
Ki1为每次大扰动合格事件贡献率、Hi1为发电侧并网主体每次大扰动合格事件的调频实际贡献电量。
第十八条 有偿无功服务补偿
(一)有偿无功服务按机组计量。每台机组每5分钟按以下规则计算补偿:
1.母线电压在电压曲线范围以内时:
(1)当机组迟相运行,机组及全厂的功率因数小于规定的范围,按无功增量补偿。
(2)当机组进相运行,机组及全厂的功率因数小于规定的范围时,且不超过电力调度机构下发的发电机组进相规定值,按无功增量补偿。
2.母线电压超出电压曲线范围时:
(1)当电厂母线运行电压越电压曲线下限时:
当机组迟相运行,机组及全厂的功率因数小于规定的范围,按无功增量补偿。
(2)当电厂母线运行电压越电压曲线限定值的上限时:
当机组进相运行,机组及全厂的功率因数小于规定的范围时,且不超过电力调度机构下发的发电机组进相规定值,按无功增量补偿。
提供有偿无功电量(MVarh)=无功增量×5/60
有偿无功补偿费用(元)=提供有偿无功电量(MVarh)×50元/MVarh
(二)水电机组在低负荷调相运行工况下提供有偿无功服务,其补偿费用(元)=Y调相×PN×t调相,其中,PN为发电机组额定容量(单位为MW),t调相为机组调相运行时间(单位为小时),Y调相为调相运行补偿标准取20元/MW。t调相依据电力调度机构要求机组调相运行的起始和结束时间来计算。
第十九条 装设AVC装置的机组AVC投运率在98%以上,按机组容量和投用时间进行补偿,低于上述指标的不进行补偿:
补偿费用=PN×YAVC×TAVC
式中,PN为机组容量(MW);YAVC为AVC补偿标准,取0.1元/MWh;TAVC为机组AVC投用时间,单位为小时。
第二十条 旋转备用服务补偿
对承担系统旋转备用的水电机组在丰水期时段(16:00-次日11:00)所提供的系统必须旋转备用予以补偿。各电厂每5分钟按以下规则计算旋转备用贡献量和补偿费用:
(一)旋转备用贡献量
电厂旋转备用贡献量:
B电厂=B电网×PN/P主力
第二十一条 黑启动服务补偿
电力调度机构按照电网结构指定黑启动机组,与黑启动机组所在发电公司签订黑启动服务合同,合同中应明确机组黑启动技术性能指标。提供黑启动服务的发电机组应每年做一次黑启动试验,向电力调度机构提交黑启动试验报告。
对提供黑启动服务的机组按5000元/月给予补偿;黑启动成功后获得50万元/次的调用补偿费用。待条件具备后根据电网运行需要以市场竞价方式确定黑启动服务。
若在电力系统发生事故或其它紧急情况需要被指定的黑启动电源以外的其它并网主体(不限《两个细则》参与主体)提供黑启动服务,并且黑启动成功的,一次性补偿该电站50万元的调用补偿费用和12个月黑启动补偿资金。指定黑启动电源以外的电站不参与黑启动考核。待条件具备后根据电网运行需要以市场竞价方式确定黑启动服务。
第二十二条 电力用户签订的带负荷曲线电能量交易,应承担相应电力辅助服务的责任和费用,参照发电企业标准进行补偿和分摊,随电力用户电费一并结算。
第五章 计量与结算
第二十三条 并网主体必须接受电力调度能量管理系统(EMS)监视和控制,提供的辅助服务技术参数须经有资质试验单位校验确认。
第二十四条 辅助服务统计数据包括电能量计量采集装置数据、电力调度自动化系统记录的发电负荷指令和省(市)间联络线交换功率指令、实际有功(无功)出力,日发电计划曲线(含修改)、省(市)间联络线交换功率曲线、电网频率、电压曲线等。
第二十五条 辅助服务补偿费用由电网企业单独记账,实行专项管理。并网主体所有考核费用全部用于补偿提供有偿辅助服务的电厂,辅助服务补偿费用不足部分按当月各发电侧并网主体实际上网电量比例分摊,富余部分按当月考核费用等比例返还。
第二十六条 根据各并网主体上月并网运行应考核费用、辅助服务应补偿费用及应分摊费用,计算出各并网主体上月最终应获得或应支出的费用,由电网企业根据结算关系,与并网主体月度电费一并结清。当月上网电量不足扣罚考核电量的发电侧并网主体,剩余部分记账顺延至次月结算。
第六章 信息披露
第二十七条 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/分摊、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。
第二十八条 每日10:00前,电力调度机构应向所有并网主体披露前一日辅助服务相关信息。每月3日前(节假日顺延),电力调度机构应向所有并网主体披露各并网主体上月各项辅助服务补偿情况。每个并网主体的相关信息均应向所有并网主体公布,确保运行结果公允,运行结果可追溯。各并网主体应在每月8日前完成初步核对,如存在异议,应在每月8日前向电力调度机构提出复核申请。
第二十九条 电力调度机构应在每月10日前向电力交易机构推送各并网主体上月辅助服务补偿费用、分摊费用、结算费用等信息。电力交易机构应在每月10日前通过信息披露平台向所有并网主体公示。信息披露平台不具备公示条件时,可暂由电力调度机构向所有并网主体披露。并网主体对结算结果有疑问,应在3个工作日内向相应电力调度机构提出复核。电力调度机构应在接到并网主体复核申请的3个工作日内进行核实并予以答复。
第三十条 若发生异议,确需调整结算结果的,电力调度机构应立即报告能源监管机构,调整结果应重新公示3个工作日。无异议后,电力调度机构将结果盖章推送给电力交易机构,电力交易机构出具结算依据。未经公示不得进行结算。特殊情况下,结果需要能源监管机构审核发文的,电力调度机构将结果报送能源监管机构,电力交易机构根据能源监管机构文件出具结算依据。
第三十一条 电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场主体披露相关考核和补偿结果,制定信息披露标准格式,开放数据接口。
第三十二条 电力调度机构会同电力交易机构在每月25日前以正式文件向能源监管机构报送上月电力辅助服务管理分析报告和补偿分摊结果。
第七章 监督与管理
第三十三条 能源监管机构负责西藏电力辅助服务管理,组织建设电力辅助服务市场,组织电网企业和并网主体确定电力辅助服务补偿标准或价格机制,调解电力辅助服务管理争议,监管电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的执行、电力辅助服务的需求确定和评估实际执行效果等工作。
第三十四条 并网主体对辅助服务调用、统计和补偿等情况有疑问,经与电力调度机构协商后仍有争议的,可以向能源监管机构提出申诉,由能源监管机构依法协调或裁决。
第三十五条 电力调度机构、电力交易机构应将辅助服务管理信息接入华中能源监管局的监管信息系统。
第三十六条 能源监管机构结合实际情况和相关问题线索,可以采取现场或非现场方式对本细则执行情况开展检查,对违反本细则行为依法依规进行处理。任何单位和个人对违反本细则的行为,有权向能源监管机构举报。
第三十七条 电力调度机构应严格按照本细则实施并网主体辅助服务管理,不得擅自调整算法和参数,不得违规减免考核,确保数据真实、准确和及时,应保存辅助服务管理数据至少两年。
第八章 附则
第三十八条 本细则由华中能源监管局负责解释。
第三十九条 本细则自2023年5月1日起实施,有效期三年。
附件2
西藏电力并网运行管理实施细则
第一章 总 则
第一条 为保障西藏自治区电力系统安全、优质、经济运行,维护电力企业的合法权益,促进电网经营企业和并网主体协调发展,根据《国家能源局关于印发<电力并网运行管理规定>的通知》(国能发监管规〔2021〕60号)、《国家能源局关于印发<电力辅助服务管理办法>的通知》(国能发监管规〔2021〕61号)和国家有关法律法规、行业标准,结合西藏电力系统实际情况,制定本实施细则。
第二条 本细则适用于西藏区、地两级调度机构装机容量20MW及以上的直调水电、地热、生物质电站,装机容量10MW及以上的风电(含风储)、光伏(含光储)、光热场站等发电侧并网主体,储能容量10MWh及以上独立电化学储能(压缩空气、飞轮可参照执行)等新型储能,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可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合)等负荷侧并网主体的电力并网运行管理。煤电、燃机、燃油机组、自备电厂暂不参与;电网公司所属电厂参与考核,暂不参与结算。
第三条 新建并网主体完成以下工作之后的当月开展并网运行管理。水力发电机组按《水电工程验收规程》(NB/T 35048-2015)要求完成负荷连续运行时纳入。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/T 31997-2015)、《光伏发电工程验收规范》(GB/T 50796-2012)、《风光储联合发电站调试及验收标准》(GB/T 51311-2018)完成工程验收,第一台风电机组或逆变器并入电网时纳入。电化学储能电站按照《电化学储能系统接入电网技术规定》(GB/T 36547-2018)、《电化学储能系统接入电网测试规范》(GB/T 36548-2018)要求完成接入电网且具备结算条件之后纳入;可调节负荷按照《可调节负荷并网运行与控制技术规范》(DL/T 2473.1-2022)~《可调节负荷并网运行与控制技术规范》(DL/T 2473.13-2022)要求完成接入电网且具备结算条件后纳入。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。
第四条 并网主体并网运行管理遵循电力系统客观规律、市场经济规律以及国家能源发展战略的要求,实行统一调度、分级管理,贯彻安全第一方针,坚持公开、公平、公正的原则。
第五条 能源监管机构依法对并网主体并网运行管理情况实施监管。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。
第二章 运行管理
第一节 安全管理
第六条 电力调度机构按其调度管辖范围负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。并网主体、电网企业应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业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。
第七条 发电侧并网主体中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、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,规划、设计、建设和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。有关运行和检修管理、操作票和工作票等制度,应符合国家、行业等有关规定和具体要求。其它并网主体的规划、设计、建设和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。
第八条 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;并网发电厂应落实电力调度机构制定的反事故措施,对并网发电厂一、二次设备中存在影响电力系统安全运行的问题,并网发电厂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发电厂,每逾期一天,每项按全厂额定容量×0.5小时计为考核电量。光储电站额定容量按照光伏板额定容量计算。
第九条 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。并网发电厂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发电厂,每逾期一天,按全厂额定容量×1小时计为考核电量,月累计考核电量不超过并网发电厂全厂当月上网电量的1%;对于无故不参加电网联合反事故演习的并网发电厂,按全厂额定容量×2小时计为考核电量。
电力调度机构确定为黑启动电源的发电厂,因电厂原因不能提供黑启动(不含计划检修),扣罚该厂当月黑启动补偿资金,并按全厂额定容量×2小时计为考核电量。
电力调度机构检查发现电厂不具备黑启动能力,而电厂隐瞒不报的,扣罚该电厂前12个月黑启动补偿资金并按全厂额定容量×24小时计为考核电量。
电力调度机构在系统发生事故或其它紧急情况需要确定为黑启动电源的发电厂提供黑启动服务,而电厂无法提供该服务或无法达到合同约定的技术标准,扣罚该电厂前24个月黑启动补偿资金,按全厂额定容量×48小时计为考核电量,并追究电厂相应责任。
第十条 并网主体发生事故后,应积极配合调查和分析,并提供所需的故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。并网主体拒绝配合的,拒不改正的或者提供虚假材料、隐瞒事实的,按全厂额定容量×1小时计为考核电量。
第二节 调度管理
第十一条 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工商总局制订的《并网调度协议》《购售电合同》等示范文本及时签订并网调度协议和购售电合同,无协议(合同)不得并网运行。合同签订后按能源监管机构要求备案。双方达不成协议的,由能源监管机构协调。
第十二条 电网企业和并网主体应按照《电力企业信息报送规定》(国家电监会13号令)《电力企业信息披露规定》(国家电监会14号令)等文件要求及时报送和披露相关信息。
第十三条 并网主体应严格服从所属电力调度机构的指挥,迅速、准确执行调度指令,不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网主体值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的,应立即向发布调度指令的电力调度机构值班调度人员报告并说明理由,由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。
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