华中区域发电厂并网运行管理实施细则.pdf

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1 华中区域发电厂并网运行管理实施细则 第一章 总 则 第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行,维护电力 企业的合法权益,根据发电厂并网运行管理规定 (电监市场 [2006]42号) 、 国家能源局关于印发的通知 (国能发监管﹝2017﹞67 号)和国 家有关法律法规、行业标准,结合华中电力系统的实际情况,制 定本细则。 第二条 本细则适用于华中区域河南省、湖北省、湖南省、 江西省、四川省、重庆市省级及以上电力调度机构调度管辖的并 网发电厂。西藏自治区发电厂并网运行管理实施细则另行制订。 地县级电力调度机构辖的发电厂纳入适用范围由省级电力 调度机构报相应能源监管机构批准。 电网企业所属电厂参与考核,不参与结算。 本细则所称发电厂包括火力发电厂 (含燃煤电厂、 燃气电厂、 燃油电厂、生物质电站) 、水力发电厂、风力发电场、光伏电站、 电化学储能电站等电厂。 2 第三条 新建发电机组完成以下工作之后的当月开展并网 运行考核及结算 (一)火力发电机组按火电发电建设工程启动试运及验收 规程 (DL/T 5437-2009)要求完成整套启动试运时纳入。 (二)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。 (三)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)完成工程验收,第一台风电机组或逆变器 并入电网时纳入。 (四) 其它发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之 日纳入。 第四条 发电厂并网运行管理应遵循电力系统客观规律和 建立社会主义市场经济体制的要求, 贯彻 “安全第一、 预防为主、 综合治理”的方针,实行“统一调度、分级管理”,坚持“公开、 公平、公正”的原则。 第五条 电力调度机构按照调度管辖范围具体实施发电厂 的并网运行管理工作。 能源监管机构依法对发电厂并网运行管理 及考核情况实施监管。 3 第二章 运行管 理 第一节 安全管 理 第六条 电力调度机构应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。电网企业、并网发电厂、电力 用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。 第七条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、 电力行业标准及所在电网的电力调度规程。 第八条 并网发电厂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、调度自动化、励磁系统及电力系统稳 定器(PSS)装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行 和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等,应符合能源监管 机构及所在电网有关安全管理的规定。 第九条 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,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。 第十条 电力调度机构应制定防止电网大面积停电事故预 4 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的发电厂, 因电厂原因不能提供 黑启动时(不含计划检修) ,电厂应及时向电力调度机构汇报, 无法提供黑启动服务期间,按每小时 1MWh 计为考核电量,最大 考核费用不超过该厂年度黑启动辅助服务补偿费用的2 倍。 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,无法提供黑启动服务期间,相应月度不予以补偿并按每 小时2MWh计为考核电量,直至机组具备黑启动能力。 电力调度机构对提供黑启动的并网发电机组每年做一次黑 启动测试试验。指定提供黑启动的机组在被调用时(含测试试 验) ,无法达到合同约定的技术标准,当年不予以补偿,退回本 5 年获得的全部黑启动辅助服务补偿费用,并按 24 个月的月度辅 助服务补偿费用予以考核。 第十一条 并网发电厂发生事故, 继电保护或安全自动装置 动作后,并网发电厂应积极配合,并提供所需的保护及安控装置 动作报告、故障录波数据、事故时运行状态和有关数据资料。不 能在 2 小时内向电力调度机构报告并提供完整的保护动作报告 等相关数据而影响电网事故处理的,每次按 100MWh 计为考核电 量。并网发电厂拒绝配合,或者提供虚假材料、隐瞒保护误动、 拒动事实的,按全厂额定容量(机组之间通过母线和联变实现电 气连接为一个电厂)2 小时计为考核电量。 第二节 调度管 理 第十二条 并网发电厂应在机组并网前, 与电网企业签订并 网调度协议,不得无协议并网运行。并网调度协议由并网发电厂 和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,参照原国家电监会和国家工商总局印发的并网调度协议 (示范文本) 签订,协议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。 第十三条 并网发电厂运行应严格服从电力调度机构的指 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 6 行。 接受调度指令的并网发电厂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。 并网发电厂出现下列情况之一者, 每次视情节计算考核电量 (单次考核电量不超过1000MWh) ,并报能源监管机构备案。 (一)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。 (二)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。 (三) 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 (包括一次调频) 、励磁系统(包括PSS) 、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。 (四)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 7 容量5 小时计为考核电量。 (五)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。 (六)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。 (七)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 并网发电厂应严格执行电力调度机构下达的日 发电计划曲线(含修正) ,电力调度机构修改发电调度计划曲线 应提前(火电提前 15 分钟、水电和新能源提前 5 分钟)通知并 网发电厂(紧急情况除外) 。 计划曲线考核取每5 分钟整点值计算。 (一)频率正常时 1.水电、火电机组 在频率高于49.90Hz且低于50.10Hz的情况下,如果 { } 0 2 2 max ) ( , - - 计划 实际 计划 MW P P P ,则考核。 式中 计划 P 为计划有功出力; 实际 P 为实际有功出力。 即实际出力允许偏差范围为日发电调度计划曲线2,当 日 发电计划小于100MW时,允许偏差范围为2MW。 8 考核电量为 { } 60 / 5 2 , 2 max 2 MWh MW P P P W 计划 实际 计划 考核 - - = 2.新能源 对出力受限时段风电场、 光伏电站的日发电计划曲线进行考 核。出力受限时段风电场、光伏电站实发电力应不超负荷指令电 力的2(当负荷指令小于25MW时,允许偏差范围为0.5MW), 实 发电力超出负荷指令允许偏差范围时, 超标部分电力的积分电量 按2 倍统计为考核电量。 (二)频率异常时 当频率在 49.90 Hz 及以下时,低于有功计划曲线而少发电 量,按 4 倍计为考核电量。当频率在50.10Hz及以上时,超过有 功计划曲线而多发电量,按4 倍计为考核电量。 考核电量为 60 / 5 4 MWh P P W 实际 计划 考核 - = 注频率异常时,偏离计划曲线不再设置2的死区,即只要 有与频率变化同向的偏离按偏差电量的4 倍考核。 (三)免于考核情况 1.电力调度机构调整负荷曲线后,火电15分钟(水电和新 能源5 分钟)内免除发电计划曲线考核。 2.火电机组开停机过程中出力不足额定容量的 50,水电 9 厂全厂出力计划低于最大单机最低振动区上限。 3. AGC投入运行期间出现的偏差 (跟踪负荷曲线模式除外) 。 4.机组发生非计划停运导致偏离发电计划曲线时,已经纳 入非计划停运考核后,不再进行曲线偏差考核。 5.当出现系统事故,机组按照调度指令紧急调整出力时。 第十五条 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。 (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 日前准确率( n Cap P P n i Pi Mi − − ∑ 1 2 1 )100 日前准确率日考核电量(80-准确率)PN1(小时) 式中PMi为 i 时刻的实际功率,PPi为 i 时刻的日前功率预 测值,Cap 为风电场可用容量,n 为样本个数,PN为风电场额定 容量。 2.风电场次日 0-24h 日前预测与实际功率相关性系数应大 于等于0.68,小于 0.68计为一次不合格,每次按照风电场当月 上网电量的 0.1考核。 (本项考核指标各省可根据实际情况选 10 用 )。 风功率预测相关性系数计算方法如下 相关性系数 [ ] ∑ ∑ ∑ − − − − n i n i P Pi M Mi n i P Pi M Mi P P P P P P P P r 1 1 2 2 1 式中n 为样本个数, Mi P 为i 时刻的实测功率, Pi P 为i 时刻 的预测功率, M P 为所有样本实测功率的平均值, P P 为所有样本 预测功率的平均值。 3.光伏电站次日 0-24h 日前功率预测准确率应大于等于 85,小于85时按以下公式考核 日前准确率( n Cap P P n i Pi Mi − − ∑ 1 1 )100 日前准确率日考核电量(85-准确率)PN1.5(小时) 式中PMi为i 时刻的实际功率,PPi为i 时刻的功率预测值, 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。 (二)超短期功率预测 1.风电场超短期功率预测第 4 小时的准确率应大于等于 85,小于85时按以下公式考核 超短期准确率( n Cap P P n i Pi Mi − − ∑ 1 2 1 )100 11 超短期准确率日考核电量(85-准确率)PN1(小时) 式中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)的预测值,Cap 为风电场可用容量,n 为发电时 段样本个数,PN为风电场额定容量。 2.光伏电站超短期功率预测第 4 小时的准确率应大于等于 90,小于90时按以下公式考核 超短期准确率( n Cap P P n i Pi Mi − − ∑ 1 1 )100 超短期预测准确率日考核电量(90-准确率)PN1.5 (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。 第十六条 对并网机组调峰能力进行考核 (一) 电厂应每日向电力调度机构申报次日机组的可调出力 上限和下限,当出现机组申报出力上限低于机组额定出力(水电 为当前水头下的机组技术允许出力) 或机组申报出力下限高于机 组基本调峰能力下限的情况,即认定为机组基本调峰能力下降。 在机组基本调峰能力下降期间,每天考核电量为 2 min min 1 max max 1 1 α α ′ − ′ − 小时 小时 P P P P 12 式中 max P 为机组额定出力上限(MW); max P ′ 为机组申报出力上限(MW); min P 为机组基本调峰能力下限(MW); min P ′ 为机组申报出力下限(MW); 1 α 、 2 α 为基本调峰的考核系数, 1 α 0.2, 2 α 0.2。 (二)如果电厂不能按调度指令提供基本调峰能力时,即当 日机组实际出力最高值低于该时段调度指令最高值, 机组实际出 力最低值高于该时段调度指令所要求的基本调峰出力最低值, 则 当日的考核电量为 4 2 2 3 1 1 24 24 α α ′ − ′ − 小时 小时 P P P P 式中 1 P为当日调度指令出力最高值(MW); 1 P ′为当日机组实际出力最高值(MW); 2 P 为当日调度指令所要求的基本调峰出力最低值(MW); 2 P ′为当日机组实际出力最低值(MW); 3 α 、 4 α 为基本调峰的考核系数, 3 α 0.2, 4 α 0.2。 (三) 如果电厂实际最大发电能力无法达到申报的可调出力 上限,实际最小发电能力无法达到申报的可调出力下限,则当日 的考核电量为 6 2 2 5 1 1 24 24 α α ′ − ′ − 小时 小时 P P P P 式中 1 P为机组申报出力上限(MW); 13 1 P ′为当日机组实际出力最高值(MW); 2 P 为机组申报出力下限(MW); 2 P ′为当日机组实际出力最低值(MW); 5 α 、 6 α 为基本调峰的考核系数, 5 α 0.2, 6 α 0.2。 因检修、网络约束等原因受限情况除外。 第十七条 并网发电机组(含 30MW 及以上的风电场、30MW 及以上集中式光伏电站)必须具备一次调频功能。 (一)功能投入情况考核 并网发电机组(新能源场站)应投入一次调频功能,不得擅 自退出机组的一次调频功能(200MW及以上的火电机组出力达额 定容量46及以上应保证CCS侧和DEH侧同时投入一次调频功能, 允许CCS侧一次调频月累计退出时间 ≯35小时) 。一次调频功能 未投运,月考核计算方式为 考核电量F=W 考核T0PN 式中,W 考核为一次调频考核系数,新能源场站为1, 其它类型 机组为2;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40MW及以上并网水电机组、80MW及以上的其它并网常规 14 发电机组实施一次调频性能考核, 新能源场站一次调频性能考核 暂不实施。在电网频率越过机组一次调频人工死区(Δfsq)及 发生大扰动期间进行一次调频性能考核时, 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。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 指数以及稳定时间 T 指数(详见附件) 。每项考核包括 小扰动考核、大扰动考核以及模拟扰动考核,其中电网最大频率 偏差<0.08Hz 为小扰动(川渝<0.1Hz) ,电网最大频率偏差≥ 0.08Hz 为大扰动(川渝≥0.1Hz) ,频率偏差模拟扰动范围为 0.08Hz~0.183Hz。 1.小扰动考核 考核电量F1=C 考核δ死区系数(APNN1) (Q 合格率<60,C 考核取 3;60≤Q 合格率<75,C 考核取 1;75 ≤Q 合格率<80,C 考核取 0.7;80≤Q 合格率<90,C 考核取 0.4;90 ≤Q 合格率<100,C 考核取0) 式中若Δfsq<0.04Hz,δ死区系数取1;若Δfsq≥0.04Hz, δ死区系数取 2。PN为机组额定容量(MW),A 为 0.046 小时,N1为 小扰动下的不合格次数(计算详见附件)。 2.大扰动考核 考核电量F2=δ死区系数(BPNN2) 15 式中 若Δfsq<0.04Hz,δ死区系数取1;若Δfsq≥0.04Hz, δ死区系数取 2。PN为机组额定容量(MW),B 为 0.3 小时,N2为大 扰动下的不合格次数(计算详见附件)。 3.模拟扰动考核 电力调度机构定期通过一次调频主动在线测试系统对并网 机组进行模拟扰动测试, 验证机组的大频差调频性能是否满足电 网安全稳定运行要求。 测试不合格机组参照大扰动考核办法进行 考核(计算详见附件)。测试应采取随机方式对电力系统所在控 制区机组进行抽查,测试周期内机组选取应不重复。 模拟扰动测试前须检查各项安全允许条件, 测试过程中应保 障被测机组安全稳定运行, 测试期间所造成机组的 AGC相关考核 应免考。 (三)调频动作正确性 在调频有效动作事件内,若Δfsq≥0.04Hz的并网发电机组 (新能源场站) 的一次调频动作信号未触发或机组功率未向正确 的调频方向开始变化,一经发现,每次考核电量 F=T 考核PN 式中,PN为并网发电机组或新能源场站的额定容量(MW), T 考核为0.09小时。 (四)传送虚假信号 16 并网发电机组(新能源场站)传送虚假一次调频投运或调频 动作信号的,一经发现,每次考核电量 F=T 考核PN 式中,PN为并网发电机组或新能源场站的额定容量(MW), T 考核为1 小时。 (五)特殊考核情况 机组实际出力较低时(火电P<0.46MCR、水电 P<0.20MCR、 新能源P<0.20MCR、燃机P<0.55MCR) ,性能免考核。 第十八条 并网发电厂单机100MW及以上火电机组、 单机容 量 40MW 及以上非灯泡贯流式水电机组(经电力调度机构认可不 需参与 AGC 调整的机组除外)应具有 AGC 功能。并网发电机组 AGC的投运率和调节精度、调节范围、响应速度等应满足要求。 加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行, 不得擅自退出并 网发电机组的AGC功能。 对并网发电机组提供AGC服务的考核内容,包括AGC的投 运率、调节性能等。 (一)投运率考核 AGC 的月投运率必须达到 90以上。每低于 1 个百分点(含 不足一个百分点) ,每台次计考核电量 50MWh。经电力调度机构 同意退出的时间段,不纳入考核范围。 17 (二)性能考核 1.指令响应速度性能指标 0 1 P P abs T P abs P P T P k z z z − ∆ ∆ − ∆ 其中P 为调节过程实际出力(MW); z P ∆ 为调节过程最终指 令-初始出力(MW); P ∆ 为实际调节过程中的调节幅度(MW); T ∆ 为实际调节过程的调节时间(s); z P 为调节过程中任意一点的指 令,P 为该点对应的实际出力, P P abs P P P z z − − ∆ 小于0,该调节过程为 反调节; 大于0, 该调节过程为正调节 (调节过程定义详见附件) 。 调节过程计算参数T0计算公式为 0 1 0 60 V Pz abs T T ∆ T1调节补偿时间,火电亚临界机组取0~30秒、超(超 超)临界机组取 0~20秒;水电取0~5 秒。 0 V 机组升降速率(对应表 1、表 2 数据要求,管理系统对 电厂机组类型进行分类设置,单位MW/min)。 表 1 火电机 组/电厂 AGC 调节 性能要 求 额定容量 调节范围下限 (开机容量 PN的 百分数) 调节范围上限 (开机容量 PN的 百分数) 调节速率V0 100(含)~300 MW 66 100 1.5PN/min 300(含)~600 MW 50 100 1.5PN/min(直吹式制粉系 统机组为1.2PN/min) 600 MW及以上 50 100 1.5PN/min(直吹式制粉系 统机组为1.2PN/min) 燃机 50 100 3PN/min 火电全厂方式 50 开机容量100 1.5PN/min(直吹式制粉系 统机组为1.2PN/min) 18 表 2 水电厂 AGC 调节性能 要求 调节形式 调节范围下限 (额定容量的百分数) 调节范围上限 (额定容量的百分 数) 调节速率V0 全厂方式 最低振动区上限 100 60PN/min(川渝30PN/min, PN取最大机组额定容量) 单机方式 最低振动区上限 100 20PN/min 转桨式机组 最低振动区上限 100 20PN/min 转桨式电厂 最低振动区上限 100 30PN/min (PN取最大机组额定 容量) 2.精度性能指标    ≤ 01 . 0 ; 1 01 . 0 ; / 01 . 0 2 e e e k 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。 N Pn Pi Pz abs e N i ∑ − 1 / (1≤N≤3) 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.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 19 束。单机模式单机额定容量的 1;全厂模式全厂额定容量 的1。 4.综合性能指标kβk1k2 其中水电β为 1,火电β为1.4。 指令低于表 1 表 2 所规定的“调节范围下限” ,本调节过程 水电k1,火电k1.4。 5.日均综合性能指标 N i k k N i d ∑ 1 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。 具备AGC功能的机组,应按调度指令要求投入AGC。无法投 入AGC功能,每日按30MWh/台计为考核电量。 当AGC控制方式为单机控制方式时, 机组日均调节性能水电 kd小于1 或火电 kd小于1.4,每日按30MWh/台计为考核电量。 当火电机组AGC控制方式为全厂控制方式时(水电机组AGC 考核不考虑控制方式的不同) ,全厂日均调节性能火电 kd 小于 1.4考核电量按可投机组台数进行统计,具体计算方式如下当 天机组实际出力大于机组最低技术出力,则该机组即计为可投, 每日按可投机组台数30MWh计为考核电量。 AGC考核计算数据以调度端数据为准,机组或电厂有功出力 采样周期不小于 5 秒。若有效调节过程中机组或电厂AGC退出, 20 仍然算有效调节过程进行考核计算。 (三)对于非传统类型机组(如循环流化床机组、灯泡贯流 式机组)的AGC性能考核指标,以具备技术检验资质的单位出具 的AGC调节试验报告数据为准。 (四)传送AGC虚假信号或数据,一经发现,每次计考核电 量300MWh。 第十九条 新能源场站需配置有功功率控制系统, 接收并自 动执行电力调度机构远方发送的有功功率控制指令(AGC功能) , 其有功功率及有功功率变化速率应与电力调度机构下达的给定 值一致。风电场、光伏电站AGC子站上行信息应包含有效容量、 超短期预测等关键数据。不具有功功率调节能力的风电场、光伏 电站,每月按照全场站当月上网电量的2考核。 风电场、光伏电站应加强机组AGC子站的装置维护工作,电 力调度机构对已安装AGC子站的风电场、 光伏电站进行投运率的 考核。 在风电场、 光伏电站AGC 装置同所属电力调度机构主站 AGC 闭环运行时,电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站AGC投 运率,其计算公式如下 AGC投运率=(AGC子站投入闭环运行时间/风电场、光伏电 站AGC应投入闭环运行时间)100 21 在计算 AGC 投运率时,扣除因电网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。 AGC 投运率以 98为合格标准。全月AGC 投运率低于 98的 风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算 a W − 30 98 投运 λ 式中λ投运为风电场、光伏电站AGC投运率;Wa为该风电场、 光伏电站当月上网电量。 第二十条 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 表 3 风 电场有功 功 率变化最 大限值 风电场额定容量/MW 10min有功功率变化最大限值 1min有功功率变化最大限值 150 50 15 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 22 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 ∑ − i c i P P W 小时 = 考核电量 6 1 lim , 1 分钟功率变化率超出限值按以下公式计算考核电量 ∑ − i c i P P W 小时 = 考核电量 60 1 lim , 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。 第二十一条 对并网发电厂的无功和母线电压按以下条款 考核 (一)考核原则 无功考核是根据电力调度机构下达的电压曲线为无功考核 的依据,当电厂母线运行电压越电压曲线限定值上限或下限时, 根据电厂机组无功出力和功率因数的要求进行考核。 当电厂所考核的母线电压符合电压曲线要求时, 计为一个合 格点。对于既有机组、又有全厂进相规定要求的电厂,应根据电 力调度机构下发的发电机组和全厂的进相规定进行无功考核。 当 同一时刻电厂所考核母线接入的各台机组只要一个有考核点时, 计为一个全厂不合格点。 当同一时刻电厂所考核母线接入的各台 机组均无考核点时,计为一个全厂合格点。 23 (二)无功考核 每台机组每 5 分钟一个点按以下规则计算考核点和合格点 当电厂的母线电压小于电压曲线所要求的母线电压下限时(1) 如果机组无功出力小于或等于0,计为一个考核点。 (2)如果机 组无功出力大于 0,其机组功率因数大于要求值(火电0.85, 水电0.9) ,计为一个考核点。若机组的功率因数不大于要求值 (火电0.85,水电0.9) ,计为一个合格点。 当机组所属电厂的母线电压大于电压曲线所要求的母线电 压上限时(1)当发电机组进相运行时,若机组无功出力的绝对 值小于电力调度机构下发的发电机组进相深度绝对值要求, 计为 一个考核点; 机组无功出力的绝对值不小于电力调度机构下发的 发电机组进相深度绝对值要求, 计为一个合格点。 对于既有机组、 又有全厂的进相规定要求的, 机组和全厂无功出力的绝对值小于 电力调度机构下发的发电机组和全厂进相深度绝对值要求, 计为 一个考核点; 机组和全厂无功出力的绝对值不小于电力调度机构 下发的发电机组和全厂进相深度绝对值要求,计为一个合格点。 (2)不具备进相能力的机组,机组功率因数小于 1 时,计为一 个考核点,机组功率因数等于1 则计为一个合格点。 每台机组每日只要有一个考核点就考核, 考核值为全厂额定 容量0.2小时的标准进行考核。 24 (三)母线电压合格率考核 电厂母线电压合格点与不合格点每5 分钟按以下规则统计 月度母线电压合格率月累计全厂合格点数/ (月累计全厂合 格点数月累计全厂不合格点数)*100 月度母线电压合格率应大于等于 99.9,每降低 0.05 个百 分点,按全厂额定容量0.25 小时的标准进行考核,当月电压 合格率考核电量不高于全厂额定容量2.5小时。 (四)机组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。 (五)机组励磁系统性能包括进相能力达不到规定的要求, 期间电压曲线考核加倍。 (六)全厂停电期间,免于考核。 第二十二条 电力调度机构对安装 AVC 装置的并网发电厂 AVC投运率(包括AVC 子站投运率和机组AVC投运率)和调节合 格率进行考核, 对应安装但未安装 AVC装置的并网发电厂按投运 率进行考核。 (一)AVC 子站投运率不得低于 90,各机组 AVC 投运率不 得低于85。月投运率低于标准的,每降低一个百分点(不足一 个百分点的按照一个百分点计算) 按AVC装置对应机组额定容量 0.2小时的标准进行考核,考核电量不高于AVC装置对应机组 25 额定容量2.5小时。 投运率计算公式如下 AVC投运率=(AVC投入闭环运行时间/AVC应投入闭环运行 时间)100 AVC子站投运率免考核时间包括(1)由调度允许退出的时 间。(2)电厂第一台 AVC 机组自并网至最小技术出力稳定运行 的时间, 电厂最后一台AVC机组自最小技术出力至解列的停机时 间。(3)AVC达到正常闭锁条件。 机组AVC投运率免考核时间包括 (1) 调度允许退出的时间。 (2)AVC机组并网至最小技术出力稳定运行的时间,AVC机组自 最小技术出力至解列的停机时间。(3)AVC达到闭锁条件时。 (二)电厂AVC子站调节合格率不应低于90,调节合格率 低于标准的,每降低一个百分点(不足一个百分点的按照一个百 分点计算)按AVC装置对应机组额定容量0.2小时的标准进行 考核,每个月的考核电量不高于 AVC 装置对应机组额定容量 2.5小时。 调节合格率计算公式如下 电厂 AVC 子站调节合格率子站执行合格点数/主站下发调 节指令次数100 第二十三条 风电场、光伏电站要充分利用风电机组/逆变 26 器的无功容量及其调节能力;当风电机组/逆变器的无功容量不 能满足系统电压调节需要时,应在风电场、光伏电站集中加装适 当容量的无功补偿装置,必要时加装动态无功补偿装置。 (一) 风电场、光伏电站动态无功补偿装置(动态无功补偿装置主要包 括 MCR 型、TCR 型 SVC 和 SVG)性能(包括容量配置和调节速率 等)不满足电网运行要求的,每月按照全场站当月上网电量的 2考核。 (二)风电场、光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运 行,电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站的动态无功补偿 装置月投入自动可用率 可用 λ ,计算公式如下 100 电小时 数之和 每台装 置所连接母线 带 小时数 之和 每台装 置投入自动可 用 = 可用 λ 动态无功补偿装置月投入自动可用率应大于等于 95,低于 95的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算 a W 10 95 可用 -λ 式中Wa为该风电场、光伏电站当月上网电量。 (三)风电场、光伏电站应按照调度运行要求确保并网点电 压(升压站高压侧母线)运行在主站下发的电压曲线范围之内, 电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站的电压合格率,其计 算公式如下 电压合格率升压站高压侧母线电压运行在电压曲线范围之 27 内的时间/升压站高压侧母线带电运行时间100 电压合格率以 99.9为合格标准。全月电压合格率低于 99.9的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算 a W 10 9 . 99 电压 - λ 式中λ电压为风电场、光伏电站升压站高压侧母线电压合格 率;Wa为该风电场、光伏电站当月上网电量。 若风电场、 光伏电站已经按照最大无功调节能力提供电压支 撑,但升压站高压侧母线电压仍然不合格,该时段免于考核。 (四)风电场、光伏电站应按要求装设自动电压控制(AVC) 子站, AVC子站各项性能应满足电网运行的需要, 不满足要求的, 每月按全场站当月上网电量的2考核。 风电场、光伏电站应加强AVC子站的装置维护工作,电力调 度机构对已安装 AVC子站的风电场、 光伏电站进行投运率和调节 合格率考核。 1.AVC投运率 风电场、 光伏电站AVC装置同所属电力调度机构主站AVC 闭 环运行时,电力调度机构按月统计各风电场、光伏电站 AVC 投 运率,其计算公式如下 AVC投运率=(AVC子站投入闭环运行时间/风电场、光伏电 站AVC应投入闭环运行时间)100 28 在计算 AVC 投运率时,扣除因电网原因或因新设备投运期 间AVC子站配合调试原因造成的 AVC 装置退出时间。 AVC 投运率以 95为合格标准。全月 AVC 投运率低于 95的 风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算 a W 30 95 投运 - λ 式中λ投运为风电场、光伏电站AVC投运率;Wa为该风电场、 光伏电站当月上网电量。 2.AVC 调节合格率 电力调度机构AVC主站无功电压指令下达后,AVC 子站在 2 分钟内调整到位为合格。电力调度机构按月统计风电场、光伏电 站AVC 装置调节合格率,其计算公式如下 AVC 调节合格率=(子站执行合格点数/主站下发调节指令 次数)100 AVC 调节合格率以 92为合格标准。全月 AVC 调节合格率低 于92的风电场、光伏电站考核电量按如下公式计算 a W 30 92 调节 -λ 式中λ调节为风电场、光伏电站AVC调节合格率;Wa为该风 电场、光伏电站当月上网电量。 第二十四条 风电机组应具备电网规定要求的高/低电压穿 越能力,光伏逆变器应具备电网规定要求的高电压/零电压穿越 29 能力。 具备合格认证的风机和光伏逆变器在标准要求的故障电压 低电压或零电压穿越范围内发生脱网, 自脱网时刻起该风电场同 型号机组、光伏电站同型号逆变器禁止并网,直至完成相关穿越 改造并提供检测认证报告。在此之前,每月考核电量按以下公式 计算 不具备穿越能力风机(逆变器)容量/电站装机容量*电站月 上网电量。 第二十五条 电力调度机构对并网发电厂非计划停运情况 进行统计和考核。 非计划停运, 是指发电机处于不可用而又不是计划停运的状 态。根据机组停运
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