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北极星储能网获悉,12月29日,国家能源局华中监管局发布关于印发《西藏电力辅助服务管理实施细则》《西藏电力并网运行管理实施细则》(下文简称西藏《两个细则》)的通知。
西藏《两个细则》中提到,装机容量10MW及以上的风电(含风储)、光伏(含光储)、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,可为系统提供电力辅助服务。
储能可参与的有偿辅助服务有:
有偿调峰,储能电站按调峰困难时段(11:00-16:00)所储存的电量的一定比例给予补偿;有偿一次调频,按贡献电量进行补偿。
西藏《两个细则》对储能的性能等提出了考核要求,包括一次调频考核、AGC性能考核等。西藏《两个细则》规定从2023年5月1日起实施。
原文如下:
关于印发《西藏电力辅助服务管理实施细则》
《西藏电力并网运行管理实施细则》的通知
华中监能市场〔2022〕268号
国网西藏电力有限公司,华能西藏雅鲁藏布江水电开发投资有限公司、国家能源集团西藏分公司、国家电投集团西藏分公司、华电西藏能源有限公司、西藏开发投资集团有限公司、协和新能源西藏分公司、西藏旁多水利发电有限责任公司,西藏电力交易中心有限公司,西藏区调及地调各有关并网主体:
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)等有关文件,我局组织制定了《西藏电力辅助服务管理实施细则》和《西藏电力并网运行管理实施细则》,现予印发,并自2023年5月1日起实施,请遵照执行。
附件:1.西藏电力辅助服务管理实施细则
2.西藏电力并网运行管理实施细则
国家能源局华中监管局
2022年12月27日
附件1
西藏电力辅助服务管理实施细则
第一章 总 则
第一条 为保障西藏电力系统安全、优质、经济运行,规范西藏并网主体电力辅助服务管理,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,结合西藏电力系统实际,制定本细则。
第二条 本细则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由并网主体提供的辅助服务,包括:一次调频、调峰、自动发电控制(AGC)、无功调节、备用、黑启动等。
第三条 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辅助服务管理。煤电、燃机、燃油机组、自备电厂暂不参与。电网公司所属电厂同等参与提供辅助服务,暂不参与结算。
第四条 新建发电厂完成以下工作之后的当月开展辅助服务管理。水力并网主体按《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。
第五条 能源监管机构负责对辅助服务的调用、考核及补偿等情况实施监管。电力调度机构按照调度管辖范围具体实施辅助服务的调用、考核和补偿情况统计等工作。
第六条 已通过辅助服务市场交易的品种,在辅助服务市场运行期间执行辅助服务市场规则相关规定,在本细则中不重复补偿。
第二章 定义与分类
第七条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
第八条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行,保证电能质量,并网主体必须提供的辅助服务,包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。基本辅助服务不进行补偿。
(一)基本一次调频是指当电力系统频率偏离目标范围为小扰动时,并网主体通过调速系统的自动反应,新能源和新型储能等并网主体通过快速频率响应,调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。
(二)基本调峰是指发电侧并网主体、新型储能在规定的出力调整范围内,为了跟踪负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发用电功率调整所提供的服务。
水电机组的基本调峰能力为其额定容量的45%(基本调峰下限为其额定容量的45%,基本调峰上限为当前水头下的机组技术允许出力);生物质、综合利用机组按实际能力提供基本调峰。风电、光伏等并网主体在电网安全受到影响时,应参与系统调峰。
(三)基本无功调节是指发电侧并网主体、新型储能在一定的功率因数范围内向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。
水电机组在发电工况时,在迟相功率因数0.9至1范围内向电力系统发出无功功率或在进相功率因数0.97至1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。风电场风电机组、光伏电站并网逆变器在发电工况时,在迟相功率因数0.95至1范围内向电力系统发出无功功率或在进相功率因数0.95至1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。
第九条 有偿辅助服务是指并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务,包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、有偿旋转备用、黑启动等。
(一)自动发电控制(AGC)是指并网主体通过自动功率控制技术,包括自动发电控制(AGC)、自动功率控制(APC)等,跟踪电力调度机构下达的指令,按照一定调节速率实时调整发用电功率,以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务。
(二)有偿一次调频是指当电力系统频率偏离目标范围为大扰动时,并网主体合理利用各类频率调节办法,短时间内快速改变出力,以满足电力系统频率安全要求的服务。
(三)有偿调峰是指发电侧并网主体按电力调度指令超过基本调峰范围进行的深度调峰;新型储能放电功率低于基本调峰下限或者处于充电状态进行调峰;可调节负荷上调用电功率,增加用电所提供的服务。
(四)有偿无功调节是指并网主体在迟相功率因数低于额定值(水电为0.9,风电、光伏为0.95)的情况下向电力系统发出无功功率,或在进相功率因数低于额定值(水电为0.97,风电、光伏为0.95)的情况下从电力系统吸收无功功率,以及并网主体在调相工况运行时向电力系统发出或吸收无功功率所提供的服务。
(五)有偿旋转备用是指为了保证可靠供电,电力调度机构指定的并网主体通过预留一定的发电容量所提供的服务。
(六)自动电压控制(AVC)服务是指并网主体在规定的无功调整范围内,自动跟踪电力调度指令,实时调整无功出力,为满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。
(七)黑启动是指电力系统大面积停电后,在无外界电源支持情况下,由具备自启动能力的并网主体所提供的恢复系统供电的服务。
(八)稳定切机服务是指电力系统发生故障时,稳控装置正确动作后,并网主体自动与电网解列所提供的服务。
第十条 对于因电厂自身原因造成被迫开、停机的情况,将一律不参与调峰和备用补偿。
第三章 提供与调用
第十一条 并网主体有义务提供辅助服务,且应履行以下职责:
(一)提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力,提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。
(二)负责厂内设备的运行维护,确保具备提供符合规定标准要求的辅助服务的能力。
(三)根据电力调度指令提供辅助服务。
(四)配合完成参数校核,并认真履行辅助服务考核和补偿结果。
第十二条 为保证电力系统平衡和安全,辅助服务的调用遵循“按需调用”的原则,由电力调度机构根据并网主体特性和电网情况,合理安排并网主体承担辅助服务,保证调度的公开、公平、公正。
第十三条 电力调度机构调用并网主体提供辅助服务时,应履行以下职责:
(一)根据电网情况、安全导则、调度规程,根据“按需调度”的原则组织、安排调度管辖范围内并网主体的辅助服务。
(二)根据相关技术标准和管理办法对辅助服务执行情况进行记录和计量、考核和补偿情况统计等工作。
(三)定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况。
(四)及时答复并网主体的问询。
(五)定期对辅助服务的有关情况进行统计分析并报送能源监管机构。
第四章 考核与补偿
第十四条 对基本辅助服务不进行补偿,当并网主体因自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核。对有偿辅助服务进行补偿,当并网主体因自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。具体考核办法见《西藏电力并网运行管理实施细则》。
第十五条 有偿调峰服务补偿,在调峰困难时段(11:00-16:00),水电站发电出力低于并网机组基本调峰下限之和的,按低于并网机组基本调峰下限之和的少发电量给予补偿;储能电站按调峰困难时段(11:00-16:00)所储存的电量的一定比例给予补偿。
每台机组每5分钟按以下规则计算补偿:水电站实际出力<并网机组基本调峰下限之和(上下不浮动),则补偿;储能电站储存电力,则补偿。如水电站因机组设备问题造成实际出力低于基本调峰下限,不予补偿。
运行调峰补偿费用:
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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北极星储能网获悉,11月22日,西北能监局发布《西北区域电力并网运行管理实施细则》、《西北区域电力辅助服务管理实施细则》。其中对独立储能可参与的7种补偿做出明确。文件定义了电网运行的三个时段:新能源大发时段为10:00至16:00;用电高峰时段为6:00至9:00、17:00至22:00;其他时段为0:00至6:00、9
11月16日,浙江能源监管办公布2023年7-9月“两个细则”结果。详情如下:根据华东区域“两个细则”规定要求,国网浙江省电力有限公司已完成2023年7-9月份省统调电厂并网运行管理考核及辅助服务补偿的统计、计算和核对,并已报我办。现将2023年7-9月份“两个细则”结果公示(详见附件)。如有异议,可于2
11月6日,根据湖南省电力交易中心发布的全省火电“两个细则”统计数据显示,国家能源集团湖南宝庆公司2023年1-9月“两个细则”收益380万元,全省火电收益排名第一。面对电力市场日益激烈的竞争形势,该公司聚焦市场服务能力建设,苦练内功挖潜力、强基固本提质效,确保市场竞争优势地位。深挖“两个细
11月6日,四川能源监管办发布关于征求《四川省电力并网运行管理实施细则(征求意见稿)》《四川省电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)》意见的函。并网主体包括发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能。发电侧并网主体是指电力调度机构管辖范围的火电(含燃煤、燃气及生物质发电等,其中生物质
近日,浙江能源监管办组织浙江省电力公司调控中心、营销部、财务部等有关部门召开会议,协调推进华东新版“两个细则”模拟运行工作。目前,浙江省电力公司已完成新版“两个细则”技术支持系统建设,并依托调控云系统上线运行,实现与交易中心、营销部等部门主要数据的交互贯通。新版“两个细则”模拟运
10月16日,江苏能源监管办发布关于通告2023年8月江苏电力“两个细则”实施相关情况的通知。原文如下:各有关电力企业:根据《江苏电力并网运行管理实施细则》《江苏电力辅助服务管理实施细则》(苏监能市场〔2022〕53号)及《关于进一步做好江苏电力“两个细则”考核和补偿工作的通知》(苏监能市场〔2
北极星售电网获悉,山西能监办发布关于拟参与山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易企业(试点)的公示,现将辅助服务聚合商国能山西能源销售有限公司、华工优能(山西)技术有限公司、山西朋通建设项目管理有限公司、山西凯瑞达能源技术开发有限公司、山西深电能科技有限公司代理的企业(试
北极星储能网获悉,据内蒙古电力集团阿拉善供电公司消息,4月17日,阿拉善首个电网侧独立新型储能项目接网工作座谈会在内蒙古电力集团阿拉善供电公司顺利召开,上海融和元储能源有限公司(简称“上海融和元储”)项目负责人、该公司领导及该公司计划发展部相关专业人员参加会议。会上,上海融和元储就
北极星储能网获悉,4月19日国家电投发布山西临汾经济开发区200MW400MWh独立储能项目(一期100MW200MWh)项目EPC总承包招标公告。临汾经济开发区200MW400MWh独立储能项目(一期100MW200MWh)项目EPC总承包招标公告中国电能成套设备有限公司受招标人委托,对下述标段进行公开招标。1.招标条件招标人:临
北极星储能网获悉,4月19日,河北燕赵兴泰储能科技有限公司第一期110MW/240MWh钒锂结合电网侧独立储能电站项目EPC总承包工程项目招标公告发布。公告显示,兴泰公司200MW/800MWh钒锂结合电网侧独立储能电站项目占地约100亩,总建筑面积约10100平方米,主要建设200MW/800MWh钒锂结合电网侧独立储能电站项
近日,河北电力交易中心发布关于公示独立储能注册信息的公告(交易注册〔2024〕054号)。详情如下:关于公示独立储能注册信息的公告按照《2024年河北南部电网独立储能参与中长期交易方案》(冀发改运行〔2023〕1417号)的要求,河北电力交易中心受理了1家独立储能的注册申请,对其注册信息进行了完整性
北极星储能网获悉,4月17日甘肃兰州新区港弘储能技术有限公司250MW/1000MWh独立储能项目EPC总承包工程招标公告发布。公告显示,该标段合同估算价180000万元,折合单价1.8元/Wh。公告如下:
2023年,我国独立/共享储能装机量为13.8GW/30.5GWh,占全国新型储能装机量的60%,在我国新型储能行业占据重要地位。以1.4元/Wh的EPC价格计算,2023年我国独立储能建设投资可超400亿元。其中,山东、湖南、宁夏等多省份独立储能装机超3GWh,成为全国独立储能装机持续增长的中坚力量。基于此,我国热门省
北极星储能网获悉,据微黔江消息,4月10日,重庆黔江区首个独立储能电站——青杠储能电站项目正式开工建设,该项目于2024年4月9日签约,4月10日开工建设,真正实现“签约即开工”。据了解,该项目位于正阳工业园区,是全市2024年电力迎峰度夏重点项目,总体规划100MW/200MWh,总投资3亿元;分两期建设
近日,河北衡水市发展改革委印发《衡水市独立储能发展布局指导方案(暂行)》,统筹布局未来5年内衡水地区独立储能建设,加快新型储能产业有序健康发展。该方案也是国内首个地市级独立储能发展布局指导方案。随着新能源装机规模快速增长,新能源消纳和电力系统调峰面临巨大挑战,亟须加快新型储能产业
北极星储能网获悉,4月13日,浙江虹盛科技有限公司储能电站项目正式并网成功。浙江虹盛科技位于夹浦镇开发区,是一家纺织印染企业。项目由安徽中电兴发与鑫龙科技股份有限公司下属子公司安徽北辰能源工程技术有限公司承建。该储能电站项目配备了4套100kW/215kWh风冷户外储能柜,总储能容量为860kWh,项
北极星储能网获悉,4月15日重庆市璧山区狮子独立储能电站项目PC招标公告。公告显示,该项目工程规模为40MW/80MWh。招标范围主要包括电站本体及送出线路工程的设备采购(除甲供设备);土建及安装工程施工、调试、并网、试运行、移交生产验收、竣工验收;电力质监站验收、电化学储能电站并网测试、电网公司
北极星售电网获悉,山西能监办发布关于拟参与山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易企业(试点)的公示,现将辅助服务聚合商国能山西能源销售有限公司、华工优能(山西)技术有限公司、山西朋通建设项目管理有限公司、山西凯瑞达能源技术开发有限公司、山西深电能科技有限公司代理的企业(试
北极星储能网获悉,近日,湖南能源监管办组织电力调度机构、电力交易机构、市场主体代表集中研讨修订电力并网运行管理和电力辅助服务管理相关实施办法,邀请政府有关部门参加。近年来,湖南新型储能装机规模增长迅速,为贯彻落实《国家能源局关于新型储能并网和调度运用的通知》要求,湖南将把新型储能
北极星储能网获悉,2024年4月10日,山西能源监管办组织召开了山西电力辅助服务市场建设工作组会议,省发改委、省能源局、省电力公司有关同志参会。会议听取了清华大学研究团队、南瑞集团有限公司关于新型储能参与一次调频和二次调频技术可行性、运行控制策略分析及建议。国网山西省电力公司调控中心汇
从项目签约到正式投运,历时近四年。2024年3月31日,全球储能配置规模最大的单体新能源场站、全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目——三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目通过永久送出工程正式投运。(来源:微信公众号“IESPlaza综合能源服务网”作者:IESPlaza)项目介绍该项目位于全
一季度以来,江苏公司滨海发电公司紧扣年度目标任务,累计发电量22亿千瓦时,截至目前,该公司实现净利润10017万元,其中深度调峰电量收益1760万,容量电价收益达4381万,净利润同比增加151%,顺利实现一季度开门红。立足党建引领,保障中心工作。该公司党委充分发挥“党建+”引领作用,凝聚精神力量,
为进一步做好能源保供和清洁能源消纳,加强厂网之间沟通协调,规范电力调度交易和市场秩序,近日,华中能源监管局采用“线下+线上”的方式组织召开西藏2024年厂网联席会议。华中能源监管局相关负责同志出席会议并讲话,西藏能源局分管负责同志应邀出席会议,西藏主要电力企业,电力调度、交易机构等相
北极星售电网获悉,4月9日,浙江电力交易中心公布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则》,适用于浙江调频辅助服务市场的运营及管理。现货市场启动初期,试运行方案另有规定的,从其规定。细则提出,现阶段,采用“日前报价、时前出清”的模式组织调频市场交易。调频服务提供者在竞价日(D-1)申报
北极星售电网获悉,近日,辽宁省工业和信息化厅发布关于公开征求《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则》意见的通知,此次征求意见的时间是2024年3月25日至4月25日。《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则》适用于现货电能量市场运行后的辽宁调频市场运营及管理。辽宁调频市场运行期间,由国家
日前,国家能源局山东监管办公室印发《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(试行)》,这是国内首个电力爬坡辅助服务市场规则。随着新型电力系统建设进程加快,山东新能源装机规模快速扩大,截至2023年底,新能源装机容量达8228.8万千瓦,已超过直调煤电装机,占全省总装机比例的45.3%,位列全国省级电
北极星售电网获悉,近日,浙江电力交易中心发布关于征求《浙江电力中长期电能量市场交易实施细则(征求意见稿)》等5份现货市场实施细则意见的通知。《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则》中提出,现阶段,采用“日前报价、时前出清”的模式组织调频市场交易。调频服务提供者在竞价日(D-1)申报调
3月14日至15日,甘肃能源监管办与江苏能源监管办围绕电力市场建设运行情况举行专题座谈。甘肃能源监管办简要介绍了甘肃电力市场发展现状、市场监管情况及存在的问题,重点介绍了电力中长期市场、现货交易市场和辅助服务市场衔接运行情况,并赴国网甘肃省电力公司、大唐甘肃电力有限公司等企业实地调研,围
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