宁夏王洼煤业有限公司固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程机组调试服务(招标公告)

宁夏王洼煤业有限公司固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程机组调试服务（招标公告）

宁夏王洼煤业有限公司固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程机组调试服务招标公告

（招标编号：0126-ZB20053_01）

招标项目所在地区：宁夏回族自治区·固原市·彭阳县

一、招标条件

宁夏王洼煤业有限公司固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程机组调试服务（招标项目编号：0126-ZB20053_01），招标人为宁夏王洼煤业有限公司，招标项目资金来源为企业自筹。本项目已具备招标条件，现进行公开招标。

二、项目概况和招标范围

项目规模：本工程建设规模按2×660MW超超临界间接空冷燃煤机组，同步建设脱硫、脱硝装置。

2.1项目名称：宁夏王洼煤业有限公司固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程机组调试服务

2.2项目类型：工程服务

2.3项目概况：本工程选用国产超超临界燃煤空冷机组，锅炉采用上海锅炉厂生产的超超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、切圆燃烧、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。锅炉额定蒸汽参数为29.4MPa(g)/605℃/623℃，蒸汽流量2050t/h。同步设置烟气脱硝装置，脱硝入口烟温满足并网至满负荷脱硝投运要求。每台锅炉采用一台四分仓回转式空预器。设置两套等离子点火装置，取消锅炉燃油系统。汽轮机型式为高效超超临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴、间接空冷抽汽凝汽式、十级回热抽汽，4台高加（含全负荷投运的0号高加）、1台除氧器、5台低压加热器，3号高加设置外置式蒸汽冷却器。发电机型式为QFSN-660-2(水-氢-氢)自并励静止励磁。

2.4项目地点：固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程项目施工现场

2.5招标范围：

本项目共划分1个标段，招标范围为固原彭阳煤电联营项目2×660MW机组工程#1、#2机组、750kV升压站及公用系统、各辅助系统的分系统调试(不包括脱硫，脱硫系统由脱硫EPC标段负责）、整套启动调试(不包括脱硫，脱硫系统由脱硫EPC标段负责，投标方纳总）、涉网试验、特殊试验项目、性能试验(不包括脱硫，脱硫系统由脱硫EPC标段负责）、并网前技术监督、并网安全性评价、达标创优相关调试和试验、APS调试、电气继电保护（不含定值整定计算）、其他项目(如单体设备调试的评价、DCS逻辑组态审查和联锁保护定值审查等项目、提供APS控制逻辑策略优化)，完成机组168小时试运行等。按要求完成本项目涉及的科技项目申请、审批，相关专利申请及获取、论文发表等项目所涉及知识产权技术工作。具体详见第五章“发包人要求”。

2.6服务期：自合同生效之日起至完成本合同规定的调试任务，且移交后所有试验完成，达到调试目标之日止。

2.7其他：/

三、投标人资格要求

四、招标文件的获取

获取时间：2026-07-24 00:00:00至2026-07-31 00:00:00（北京时间）。

获取方法：登录中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）购买，不接受其他方式购买。

获取流程：

4.1注册：

投标人登录中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）填写企业信息，提交注册，审核情况将在24小时内（不含法定节假日）进行反馈，审核通过的投标人方可购买招标文件，请合理安排注册时间。

4.2标书款支付：

注册成功后，投标人选择对应标段进行网上支付（支持企业网银、支付宝和微信支付），不接受现金支付；招标文件售价：800.0元（人民币），标书款发票仅提供增值税电子普通发票，请投标人自行下载、打印发票。发票下载：登录平台后-右侧【快捷入口】-【查看发票信息】-【已开票】-【下载发票】，下载对应标段标书款电子发票。

4.3文件下载：

支付成功后，即视为招标文件已售出，投标人可自行下载招标文件电子版，招标人及招标代理机构不再提供纸质招标文件。招标文件一经售出，概不退款。

4.4 CA购买：

CA用于投标文件的签章、加密、提交、解密，投标人在中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）注册成功并登录，【快捷入口】-【申请证书】，提交相应信息进行在线办理，审核通过后将通过邮寄方式将CA寄送至指定地点，登录系统-【右上侧人员头像】-【个人信息维护】-【读取证书】-【激活】-【保存】进行绑定CA，请投标人合理安排时间，逾期办理自行承担相应后果。

4.5帮助：

如需帮助（CA购买问题等），请登录中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）首页“帮助中心”。

4.6其他：

招投标全流程信息发布和联络以购买招标文件时填写的信息为准，投标人应对填写的所有信息的真实性和准确性负责，并自行承担信息有误导致的一切后果。

五、投标文件的递交

递交截止时间：2026-08-13 09:00:00（北京时间）

递交方法：一次递交

递交地址：中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）

备注：投标人必须在投标截止时间前使用中铝集团绿星链通招标平台投标文件制作软件制作并生成ZLTF格式的CA加密版投标文件，并将投标文件上传至中铝集团绿星链通招标平台，逾期上传的投标文件，系统将自动拒收，按放弃投标处理。

六、开标时间及地点

开标时间：同投标文件递交截止时间

开标地点：中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）

备注：投标人须提前熟悉招标平台云智慧开标大厅在线解密相关操作流程，开标时间前半小时登录网上开标大厅等候开标，开标后在开标解密时间内自行完成解密、确认后方可退出。如未在规定时间内解密完成，引起的一切后果由投标人自行承担。

详细操作步骤请查看中铝集团绿星链通招标平台首页→帮助中心→操作手册栏目下的《投标人操作手册》。

七、其他公告内容

此公告在中铝集团绿星链通招标平台（https://zb.chinalco.com.cn）和中国招标投标公共服务平台（http://www.cebpubservice.com）上发布，对于因其他网站转载并发布的非完整版或修改版公告，而导致误报名或无效报名的情形，招标人及招标代理机构不予承担责任。

八、监督部门

本招标项目的监督部门为：固原彭阳煤电联营项目部计划部，电话为：18895146118，邮箱为：41174453@qq.com。

上级监督部门为：中铝宁夏能源集团有限公司管理创新部，电话为：0951-8887378，邮箱为：xingxing_wang@chinalco.com.cn。

九、违规插手干预招标投标举报渠道

举报邮箱：zbjb@chinalco.com.cn。

受理范围：仅受理关于领导干部、工作人员或其他相关人员违反有关法律法规及规定，利用职权或者职务影响， 通过打招呼、说情、暗示等方式，以直接或者间接方式干预本次招标项目活动的行为。 受理方式：有关人员发现存在违规插手干预招标投标情形的，应当填写《违规插手干预招标投标登记表》（见公告附件），并将表格和对应的证据资料（相关书证、物证、视（音）频资料）反馈至举报邮箱。

十、联系方式

招标人：宁夏王洼煤业有限公司

地址：固原市彭阳县王洼镇

联系人：姚文亮

电话：15109540805

邮箱：gypymdxm@163.com

招标代理机构：中铝（北京）招标管理有限公司

地址：北京市昌平区未来科学城蓬莱苑南街9号院2楼3层

联系人：兰凤仪

电话：13261277511

邮箱：lanfy2511@163.com

平台客服热线：0512-58188597

（工作日：上午8:30-12:00，下午：13:30-17:30）

CA办理热线：010-58103599

（工作日：上午8:30-11:30，下午：13:00-17:00）

招标代理机构负责人：（签字）

招标代理机构：（盖章）

附件：

违规插手干预招标投标登记表.docx公告附件：投标注意事项.xlsx西北监能市场〔2023〕95号-附件1.《西北区域电力并网运行管理实施细则》.pdf

附件1

西北区域电力并网运行管理实施细则

第一章总则

第一条为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，完整

准确全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，构建新

型电力系统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，

促进源网荷储协同互动，规范电力并网运行管理，保障西北电

力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，维护社会

公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中

华人民共和国电力法》《电力监管条例》《电力并网运行管理规

定》（国能发监管规〔2021〕60号）等有关法律法规政策文件、

技术标准，结合西北电力系统实际，制定本细则。

第二条本细则适用于西北电力系统内由省级及以上电力

调度机构直接调度的各类型并网主体，以及由地调直调的风

电、光伏，由地调直调的装机容量50MW及以上的水电站、生

物质能发电厂、光热发电厂。地调直调的装机容量50MW以下

的水电站及其余并网主体参照本细则执行。

本细则所指的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（本规则中新型储能指独立新型储能，下同）。

其中，发电侧并网主体指火电、水电等常规发电机组以及风电、

—1—

光伏发电、光热发电、抽水蓄能（以下简称“抽蓄”）、自备电

厂、生物质能电厂等。负荷侧并网主体指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。新型储能指电化学、压缩空气、飞轮储能等。

第三条新建常规发电机组、新型储能等并网主体通过整

套启动试运后纳入本细则管理，新建新能源场站通过带电启动

试运后纳入本细则管理（其中，分批投运的新能源通过带电启

动试运后分批纳入本细则管理），光热电站待后续条件成熟后

纳入本细则管理。配套相关二次系统调试入网后即纳入本细则

管理。新建负荷侧并网主体完成并网接入调度认证程序后立即

纳入本细则管理。

第四条西北区域能源监管机构依法对电力并网运行管理

及考核情况实施监管。电力调度机构在能源监管机构授权下按

照调度管辖范围具体实施电力并网运行管理及统计分析等工

作。

第二章安全管理

第五条并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律

法规、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。电力调控机构按各自调度管辖范

围负责电网运行的组织、指挥、指导和协调。相关电化学储能

并网主体严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电

站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）要求，积

极参加国家级电化学储能电站安全监测信息平台建设，在确保

安全前提下推动有关工作。

第六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，参照国家有关部门制订的

《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。

第七条发电侧并网主体以及新型储能并网主体涉及电网

安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、继电保护故障信息

子站、故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、励磁系统

及电力系统稳定器（PSS）装置、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

构及西北区域电力调控机构有关安全管理的规定。以上制度不

完善者，应限期整改，对未按期完成整改的发电侧并网主体以

及新型储能并网主体，按10分/项每月考核。

第八条并网主体应落实相应调控机构制定的反事故措

施。对涉及并网主体一、二次设备的反事故措施，并网主体应

与相关调控机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完

成。对于因并网主体自身原因未按期完成整改的，按60分/月

考核。

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第九条并网主体应按照西北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。发电侧并网主体

应制定可靠完善的保厂用电措施、全厂停电事故处理预案，并

按相关调控机构要求按期报送，调控机构确定的黑启动电厂同

时还须报送黑启动方案，未按要求报送的按30分/次考核。并

网主体应定期根据方案开展反事故演习，还应根据相关调控机

构的要求参加电网联合反事故演习，以提高并网主体对事故的

反应速度和处理能力。对于无故不参加电网联合反事故演习的

并网主体，按60分/次考核。

第十条并网主体应按规定参加厂网联席会议，参加相关

调控机构召开的有关专业工作会议。不按要求参加的，按60

分/次考核。

第十一条发生事故后，并网主体应按《西北区域电力安

全信息报送规定》等相关规定及时向能源监管机构和相应调控

机构汇报事故情况，否则按30分/次考核。瞒报、谎报者，按

60分/次考核。

第十二条并网主体应按能源监管机构及相关调控机构要

求报送和披露相关信息。不及时报送或报送虚假信息按30分/

次考核。

第十三条并网主体应严格服从相关调控机构的指挥，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调控机构

值班调度人员报告并说明理由，由调控机构值班调度人员决定

该指令的执行或者撤销。对于无故延缓执行调度指令、违背和

拒不执行调度指令的并网主体，按500分/次考核，并由调控

机构根据《电网调度管理条例》给予通报，追究相关责任人的

责任。有争议的可向能源监管机构申诉。

第十四条并网主体被调管设备各项操作应按照调度规程

和相关规定执行，对于未经调控机构同意擅自并网或解列、擅

自变更调控机构调管设备状态、擅自在调控机构调管设备上工

作等不符合规定的操作按并网主体额定容量10分/万千瓦考

核。

第十五条考虑到不同时段电网供需变化，定义电网运行

的三个时段：

（一）新能源大发时段为10:00至16:00；

（二）用电高峰时段为6:00至9:00、17:00至22:00；

（三）其他时段为0:00至6:00、9:00至10:00、16:00

至17:00、22:00至24:00；

（四）新疆电网，新能源大发时段为11:00至17:00，用

电高峰时段为7:00至10:00、18:00至23:00，其他时段为0:00

至7:00、10:00至11:00、17:00至18:00、23:00至24:00。

第三章有功调节管理

—5—

第十六条一次调频管理

对并网主体一次调频的考核内容包括：一次调频调度管理

考核、一次调频技术指标考核、一次调频动作性能考核。

（一）调度管理考核

并网发电主体、新型储能应投入一次调频功能，且一次调

频投退信号必须接入相应调控机构自动化系统。并网主体不得

擅自退出机组一次调频功能，否则按10分/小时考核。

并网新能源场站应按照相关要求按期完成一次调频功能

改造，未按期完成改造单位，按照下表进行考核：

（二）一次调频技术指标考核

并网主体一次调频的人工死区、转速不等率、最大负荷限

幅、响应时间均应满足一定标准，若任意一项不满足标准，每

项按10分/月考核。

技术标准如下：

1.一次调频的人工死区：电液型汽轮机调节控制系统的火

电机组、光热机组死区控制在±0.033Hz内；机械、液压调节

控制系统的火电机组死区控制在±0.1Hz内；水电机组、抽蓄

机组死区控制在±0.05Hz内；风电死区控制在±0.1Hz内；光

伏死区控制在±0.06Hz内。

2.转速不等率：火电机组、光热机组转速不等率不大于5%，

水电机组、抽蓄机组转速不等率（永态转差率）不大于3%。风

电转速不等率不大于2%，光伏转速不等率不大于3%。

3.一次调频的最大调整负荷限幅

（1）水电机组、抽蓄机组除振动区及空化区外不设置限

幅；

（2）额定容量600MW及以上的火电机组，一次调频的负

荷调整限幅为机组额定容量的±6％；

（3）350≤额定容量<600MW的火电机组，一次调频的负荷

调整限幅为机组额定容量的±8％；

（4）100≤额定容量<350MW的火电机组，一次调频的负荷

调整限幅为机组额定容量的±10％；

（5）额定容量100MW以下的火电机组，一次调频的负荷

调整限幅为机组额定容量的±8％；

（6）燃气机组、光热电站参与一次调频的负荷调整幅度

参照火电机组；

（7）额定容量运行的火电机组，应参与一次调频，增负

荷方向最大调频负荷幅度不小于机组额定容量的5%；

（8）电网高频扰动情况下，新能源场站有功功率降至额

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定负荷的10%时可不再向下调节；

（9）电网低频扰动情况下，新能源场站根据实时运行工

况参与电网频率快速响应。

4.一次调频的响应特性要求

（1）一次调频的负荷响应滞后时间指运行机组从电网频

率越过该机组一次调频的死区开始，到该机组的负荷开始变化

所需的时间。

火电机组、光热机组：应小于3s；

水电机组、抽蓄机组：额定水头在50m及以上的水电机组，

一次调频响应滞后时间应小于4s，额定水头在50m以下的水电

机组，一次调频响应滞后时间应小于10s。

风电、光伏：应小于2s；

（2）常规电源一次调频的负荷调整幅度应在15秒内（直

流锅炉、循环硫化床锅炉要求25秒内）达到理论计算的一次

调频的最大负荷调整幅度的90%；风电一次调频的负荷调整幅

度应在12秒内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度

的90%。光伏一次调频的负荷调整幅度应在5秒内达到理论计

算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%。

（3）在电网频率变化超过常规电源一次调频死区时开始

的45秒内，机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在理论

计算的调整幅度的±5%内。

在电网频率变化超过风电、光伏一次调频死区时开始的15

秒内，风电、光伏实际出力与响应目标偏差的平均值应在理论

计算的调整幅度的±5%内。

（三）一次调频动作性能考核

定义大频差为电网发生频率超过50±0.08Hz的扰动，小

频差为电网发生频率不超过50±0.08Hz的扰动。

定义并网主体一次调频合格率I，计算公式如下：

I=（I+I）/2

rc

其中：I为并网主体一次调频出力响应合格率，具体为在

r

频率变化超过一次调频死区下限（或上限）开始至并网主体一

次调频应动作时间内（如果时间超过60秒，则按60秒计算），

机组实际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。

I为并网主体一次调频贡献电量合格率，具体为在频率变

c

化超过一次调频死区下限（或上限）开始至并网主体一次调频

应动作时间内（如果时间超过60秒，则按60秒计算），机组

一次调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。一次调频出

力响应合格率与贡献电量合格率上限为100%，超出100%则按

100%计算，若一次调频出力响应合格率或贡献电量合格率超出

120%，记为一次调频过调节。

1.常规电源一次调频小频差考核

当电网发生频率超过常规电源死区且低于50±0.08Hz时，

开展火电、燃气机组、光热机组、水电、抽蓄机组一次调频小

频差考核。

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其中火电、燃气机组、光热机组单次小频差扰动一次调频

合格率应不小于80%，低于80%记作本次动作不合格。按照月

度平均动作次数合格率考核，合格率应不小于70%。

火电、燃气、光热机组一次调频月度平均动作次数合格率

考核分数=(70%-λ合格率)*100*α运行*0.4分/万千瓦；

其中：λ合格率为机组一次调频月度平均动作次数合格率；

α运行为机组月度扰动系数，定义为本月机组实际运

行出现的扰动次数/本月总扰动次数。

水电、抽蓄机组按照一次调频动作次数考核，单次小频差

扰动一次调频合格率应不小于80%，低于80%时机组按0.5分/

万千瓦考核。

2.常规电源一次调频大频差考核

当电网发生频率超过50±0.08Hz大频差扰动时，开展火

电、燃气机组、光热机组、水电、抽蓄机组一次调频大频差考

核。单次大频差扰动机组一次调频合格率应不小于80%，低于

80%时机组按8分/万千瓦考核。

3.风电、光伏、新型储能一次调频动作性能考核

当电网发生频率超过风电、光伏、新型储能死区时，开展

风电、光伏、新型储能一次调频考核。单次扰动并网主体一次

调频合格率应不小于60%，低于60%时按下表考核。

4.一次调频过调节考核：

火电机组发生一次调频小频差过调节时，该次一次调频记

为不合格，火电机组发生一次调频大频差过调节时，按0.5分

/万千瓦进行考核。

水电、新型储能与新能源机组发生一次调频过调节（大频

差或小频差）时，按0.5分/万千瓦进行考核。

第十七条自动有功控制（AGC）管理

（一）常规电源及光热、抽蓄AGC管理

除已列入关停计划的机组外，并网主体单机200MW（其中

新疆、青海100MW）及以上火电机组（不含背压式热电机组），

单机20MW及以上、全厂容量50MW及以上水电机组（不含灯泡

贯流式水电机组）或水电厂应具有AGC功能，在投入商业运营

前应与调控机构的调度控制系统进行联调，满足电网对机组的

调整要求。

对并网发电机组提供AGC服务的考核内容包括：AGC调度管

理考核、AGC调节性能考核。

1.AGC调度管理考核

并网发电机组不具备AGC功能按200分/月考核。机组AGC

参数发生变化后，发电企业应及时完成相关设备改造，并在相

关调控机构配合下完成AGC试验和测试，逾期不能完成AGC试验

和测试或逾期不能完成试验报告编制并上报相应调控机构的，

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按10分/天考核。若调控机构要求，对发电厂AGC相关性能进

行测试或试验的，发电企业应按期完成试验测试，并出具试验

报告，逾期不能完成者，按10分/天考核。

2.AGC单机模式投入下调节性能考核

（1）可用率考核

要求并网机组AGC月可用率应达到98%，每降低0.1%按0.1

分/万千瓦考核。

对于投入单机模式的机组，AGC可用率=(AGC实际运行小时

数/AGC全月理论可用小时数)×100%。

其中，全月理论可用小时数为当月AGC可正常运行的理论

时长，不包括机组启停机过程中超过调节上下限时段、机组停

机时段、AGC设备试验、计划检修、故障抢修时段。

（2）投退频次考核

若机组AGC造成短时频繁投退，在进行可用率考核的同时，

AGC投退状态每改变一次按5分考核（短时频繁投退，是指在

任意6小时时间段内，因电厂原因造成机组AGC状态改变次数n

大于等于6，认定为频繁投退，且考核分计为5*n）。

（3）调节速率考核

AGC平均调节速率是指，选取负荷变化至AGC负荷指令目标

变化幅度10%和90%的两个负荷点，其连线斜率的绝对值。

平均调节速率＝，×100%

（单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟）

其中：

=机组初始时刻实际出力+（机组目标出力-机组初始

时刻实际出力）*10%；

=机组初始时刻实际出力+（机组目标出力-机组初始

时刻实际出力）*90%；

为机组出力达到的时间；

为机组出力达到的时间。

AGC月平均调节速率是指机组当月历次平均调节速率的平

均值。

水电机组平均调节速率考核分=当月大指令平均调节速率

考核分×当月大指令调节次数占比＋当月小指令平均调节速

率考核分×当月小指令调节次数占比。

其中，对于大指令调节（调节量大于25%装机容量），要求

平均调节速率不低于每分钟装机容量的50%，每降低1个百分

点按0.5分/万千瓦计入大指令平均调节速率考核分，对于小

指令调节（调节量不大于25%装机容量），要求平均调节速率不

低于每分钟装机容量的25%，每降低1个百分点按0.5分/万千

瓦计入小指令平均调节速率考核分。

火电机组按照不同机组标准，月调节速率每降低0.1个百

分点按1分/万千瓦考核。

其中，直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为每分钟机组

—13—

装机容量的1.5%；带中间储仓式制粉系统的火电机组为每分钟

机组装机容量的2.0%；循环流化床火电机组和燃用特殊煤种

（如煤矸石电厂）为每分钟机组装机容量的1%；燃气机组为每

分钟机组装机容量的3.5%；超临界定压运行直流炉机组为每分

钟机组装机容量的2.0%，其他类型直流炉机组为每分钟机组装

机容量的1.5%。

（4）响应时间考核

AGC响应时间是指自AGC指令开始变化时刻引起，至机组实

际负荷开始变化，且变化幅度超过负荷稳态偏差允许范围（火

电机组稳态偏差是指不超过装机容量的±0.5%，水电机组稳态

偏差是指不超过装机容量的±1%），并在趋势上不再返向的时

刻之间的时间差。

AGC响应时间按照响应时间月度合格率进行考核。机组AGC

响应时间月度合格率应不低于98%。

AGC响应时间合格率=（该机组当月AGC响应时间合格次数/

该机组当月AGC调节总次数）×100%。

其中：采用直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间≤60

秒；采用中储式制粉系统的火电机组AGC响应时间≤40秒；循

环流化床火电机组AGC响应时间≤100秒；水电机组的AGC响应

时间≤10秒。

AGC响应时间考核分数=(98%-λ合格率)*100*PC*α运行*0.25

其中：λ合格率为机组AGC月度平均合格率；

α运行为机组月度运行系数，定义为本月机组实际运

行小时/本月日历小时数；

PC为机组额定容量。

3.AGC厂级模式投入下调节性能考核

（1）厂内两台及以上机组均满足AGC投入条件时，方可投

入厂级AGC。投入厂级AGC情况下，所有考核项目均按照投入厂

级AGC的机组总装机容量计算。

（2）厂级模式下AGC投退频次、可用率、调节速率、响应

时间考核标准与单机模式相同。

4.火电机组深度调峰期间AGC管理要求

此处火电机组深度调峰期间，是指火电机组为配合电网调

整需要，机组出力低于50%额定容量的时段。

（1）深度调峰期间，AGC投退频次、机组可用率考核与单

机模式标准相同。

（2）深度调峰期间，机组平均调节速率考核标准与单机

模式标准相同。考核分数在原有单机模式考核分数的基础上乘

以深调考核系数m。

深调考核系数m取值范围如下：

—15—

（3）深度调峰期间AGC响应时间标准应按照正常调节期间

响应时间标准的1.5倍计算，其余考核方式不变。

5.免考核条款

（1）若出现设备缺陷故障，导致AGC无法投运时，电厂可

向调控机构汇报并及时提交书面故障抢修申请，调控机构可在

申请的抢修时段内给予免考核，其中同一原因导致的抢修申

请，只能提交一次，不能申请延期改期。任一电厂每月抢修总

额度不超过12小时。

（2）若常规电源因AGC设备优化或按照调控机构要求进行

AGC相关性能试验的，试验期间给予免考核。

（3）机组启、停机过程中不进行AGC考核。

（4）机组一次调频与AGC同时动作期间，不进行AGC考核。

6.光热机组AGC考核参照其他类型直流炉火电机组执行、

抽蓄机组AGC考核参照水电机组执行。

7.常规电源及光热、抽蓄AGC考核总分上限根据机组AGC

月可用率情况按下表执行。

（二）新能源（风电、光伏）AGC管理

1.新能源（风电、光伏）AGC调度管理考核

总装机容量在10MW及以上的新能源场站必须配置有功功

率自动控制系统（AGC），接收并自动执行电力调控机构远方发

送的有功功率控制信号。调控机构应对调管范围内的总装机容

量在10MW及以上的新能源场站有功控制系统运行性能进行统

计和考核，不具此项功能者，每月按40分/万千瓦考核。

2.新能源（风电、光伏）AGC调节性能考核

（1）风电场、光伏的有功功率控制系统可用率应达到

100%，每降低1%按1分/万千瓦考核。

风电场、光伏的有功功率控制系统可用率=场站有功功率

自动控制系统闭环时间/新能源出力大于样板机或样板逆变器

总容量的时间*100%。

（2）贡献电量合格率：风电、光伏贡献电量合格率应达

到90%，每降低1%按0.2分/万千瓦考核。

其中，贡献电量合格率是指按月统计新能源机组AGC历次

下发指令期间实际贡献电量累积值与理论贡献电量累积值（即

每次贡献电量代数和）的比率。实际贡献电量是指AGC每次下

发调整指令期间，实际功率与AGC指令目标功率同向且偏差在

装机容量1%以内的实际功率曲线与初始功率之差的积分值。理

论贡献电量是指AGC每次下发调整指令期间目标指令曲线与初

始功率之差的积分值。

贡献电量合格率考核仅针对功率上升阶段因电网安全原

因需调减功率的阶段，因环境因素变化导致的功率下降速率过

—17—

快不予考核。贡献电量合格率考核不针对机组出力不大于10%

装机容量的阶段。

当全月主站下发调节指令次数为0时，该场站AGC贡献电

量合格率为100%。

（3）响应时间：≤60s

要求响应时间合格的次数与总调节次数的比值应满足

99%，每降低1%按0.25分/万千瓦考核。

响应时间考核不针对机组出力上升阶段且出力不大于20%

装机容量的阶段。

3.免考核条款

（1）若出现设备缺陷故障，导致AGC无法投运时，场站

可向调度汇报并及时提交书面故障抢修申请，调控机构可在申

请的抢修时段内给予免考核，其中同一原因导致的抢修申请，

只能提交一次，不能申请延期改期。任一场站每月抢修总额度

不超48小时。

（2）若新能源场站因AGC设备优化或按照调控机构要求

进行AGC相关性能试验的，试验期间给予免考核。

（3）新能源场站因资源条件或电网调整需要，无法达到

AGC考核标准，对AGC给予免考核。

（4）新能源场站完成带电启动试运后应在30天内完成

AGC联调，联调期间给予免考核。新能源场站带电启动试运结

束前已按要求完成AGC系统调试的，AGC系统不再给予30天的

免考核时间。

4.新能源（风电、光伏）AGC考核总分不超过40分/万千

瓦。

（三）新型储能AGC

适用于调度机构直接调度的容量为6兆瓦/1小时及以上

的独立新型储能电站。

1.可用率考核

要求并网机组AGC月可用率应达到98%，每降低1%按0.2

分/万千瓦考核。

AGC可用率=(AGC实际运行小时数/AGC全月理论可用小时

数)×100%。

其中，全月理论可用小时数为当月AGC可正常运行的理论

时长，不包括新型储能启停过程中超过调节上下限时段、新型

储能停运时段、AGC设备试验、计划检修、故障抢修时段。

2.投退频次考核

若新型储能AGC造成短时频繁投退，在进行可用率考核的

同时，AGC投退状态每改变一次按5分考核（短时频繁投退，

是指在任意6小时时间段内，因新型储能自身原因造成新型储

能AGC状态改变次数n大于等于6，认定为频繁投退，且考核

分计为5*n）。

注：响应时间与调节速率可待国家相关标准出台后参照执

行。

—19—

第十八条并网主体日发电计划曲线管理

并网主体应严格执行调控机构下达的机组日发电计划曲

线（或实时调度曲线）和运行方式的安排。调控机构根据电网

情况需要修改发电曲线时，应提前15分钟通知并网主体。

（一）火电、水电、光热、储能、抽蓄发电企业应严格执

行调控机构下达的96点日发电计划曲线（或实时调度曲线）。

当电厂实际发电出力与计划曲线（或实时调度曲线）值的偏差

超出±2％时，视为不合格，计入月度偏差绝对值积分电量；

偏差超出±5％时，超出的部分将取绝对值后乘以3倍计入月

度偏差绝对值积分电量。月度偏差绝对值积分电量按2分/万

千瓦时考核。

（二）尾气余能回收利用发电厂实际发电出力与计划曲线

（或实时调度曲线）值的偏差超出±10%时，视为不合格，计

入月度偏差绝对值积分电量。月度偏差绝对值积分电量按2分

/万千瓦时考核。

（三）下列情况，经调控机构同意可免于考核：

1.机组投入AGC功能参与电网频率、联络线等调整期间；

2.火电、水电、光热、储能、抽蓄等并网主体启停期间；

3.一次调频正常动作导致的偏差；

4.当出现系统事故等紧急情况，机组按照调令或调规紧急

调整出力时；

5.并网主体发生非计划停运导致偏离发电计划曲线时，纳

入机组非计划停运考核，免于发电计划曲线考核。

第十九条并网主体调峰管理

（一）对火电机组日前申报的用电高峰时段、其他时段顶

峰能力进行考核管理，火电机组最大发电能力负荷率按以下公

式计算：

Pm

R=i100%

iP

C

其中：i是用电高峰时段、其他时段点数；

Pi是第i点机组日前最大发电能力申报值；m

P

C是机组额定容量。

1.在机组最大发电能力负荷率小于95%时进行考核，95%

＞Ri≥80%部分的功率积分电量在用电高峰时段按0.5分/万千

瓦时进行考核、在其他时段按0.1分/万千瓦时进行考核，80%

＞Ri部分的功率积分电量在用电高峰时段按1.5分/万千瓦时

进行考核、在其他时段按0.2分/万千瓦时进行考核。

2.供热机组供热期间实际运行中，若日前申报最大发电能

力低于考虑供热后能源监管机构核定的最大发电能力与额定

容量95%两者的较小值，则在用电高峰时段，对实际最大发电

能力低于考虑供热后核定的最大发电能力与额定容量95%两者

的较小值部分产生的积分电量，在用电高峰时段按1.5分/万

千瓦时考核、在其他时段按0.2分/万千瓦时进行考核。

（二）对火电机组日前申报的下调峰能力进行考核管理。

火电机组申报的出力下限高于并网调度协议约定的或监

—21—

管机构核定的机组正常运行调峰能力下限，减少的调峰电量按

0.5分/万千瓦时考核。减少的调峰电量计算：

W=(P'−P)T

iminimin

其中，W为减少的调峰电量；

P为机组正常运行调峰能力下限；

imin

P'为机组申报出力下限；

imin

i为1-96个时间段；

T为时间段划分（15min）

（三）当机组发生日内出力受阻时，对未达申报调峰能力

考核按机组受阻的时段和受阻时长进行考核。计算公式：

z=zt+zq+zc

其中，zt为受阻时段考核分，具体分档如下：

zc为受阻时长考核分，具体分档如下：

zq为申报受阻时间节点考核分，具体分档如下：

（四）发电侧主体未向电力调度机构申报日内出力受阻，

且未能按调度指令提供顶峰服务，经调度机构抽查或系统记录

判定，发现一次，当天日内出力受阻考核按原考核分2倍考核；

累计发现三次及以上，影响日前平衡安排的，当月日内出力受

阻考核按原考核分2倍考核。

（五）火电机组在调度机构要求的启停机前后3个小时内

的调峰能力申报免于考核。

第四章无功调节管理

第二十条并网主体无功管理总体要求

（一）常规电源及光热、抽蓄无功要求

并网主体应按电力调度的指令，在发电机组性能允许的范

围内，通过无功调节，保证母线电压合格。发电机组的进相运

行深度应满足所在电网安全运行的需要。并网主体采用有偿无

功控制时需征得电力调控机构同意。并网主体发电机组应具备

辅机高低电压穿越能力。抽蓄机组的无功要求同常规水电机

组；光热机组的无功要求同常规火电机组。

（二）新能源（风电场、光伏电站）及新型储能无功要求

接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏电站及新能源

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。风电机组、

光伏逆变器以及动态无功补偿设备等应具备高、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》等的技术要求。

10(6)kV及以上电压等级的新型储能电站公共并网点必须

配置适当容量的无功补偿装置，用于调节新型储能电站公共并

网点及送出线路的电压。纳入调度管辖范围内的并网运行储能

电站应具备高、低电压穿越能力，并满足《电化学储能接入电

—23—

网技术规定》等的技术要求。

第二十一条并网主体无功性能要求

所有并网主体有义务共同维护电网电压合格，保证电能质

量符合《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》等国

家标准。

（一）常规电源、光热、抽蓄无功性能要求

1.并网常规电源、光热、抽蓄应按规定进行发电机组进相

试验，机组进相深度应满足机组设计参数和相关规定要求，否

则按机组每月2分/万千瓦考核。并网主体应具备辅机高低电

压穿越能力，发电机组辅机变频器在投运、改造时应提供满足

相关技术规范或规定的高、低电压穿越能力测试报告，否则按

每项2分/万千瓦每月考核。

2.并网常规电源、光热、抽蓄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。并网主体不得擅自退出

发电机组的自动励磁调节装置或低励限制、强励功能。否则按

10分/项每次考核。

（二）新能源（风电场、光伏电站）及新型储能无功性能

要求

1.风电场安装的风电机组、光伏电站安装的并网逆变器、

新型储能电站安装的变流器应满足功率因数在超前0.95到滞

后0.95的范围内动态可调，否则按场站每月2分/万千瓦考核。

2.接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏电站的风电

机组、光伏逆变器及动态无功补偿装置等应具备高、低压故障

穿越能力，并满足《光伏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》；接入10(6)kV及以上电压等级的

新型储能电站的变流器及动态无功补偿装置等应具备高、低压

故障穿越能力，并满足《电化学储能接入电网技术规定》等的

技术要求。不符合要求者，应限期进行技术改造。在调控机构

下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按每月10

分/万千瓦考核。

电力调控机构抽查或抽检时发现风电场、光伏电站、新型

储能电站的风电机组、光伏逆变器、储能变流器及动态无功补

偿设备等高、低压故障穿越能力以及涉网参数等不满足电网安

全运行相关技术要求，而风电场、光伏电站、新型储能电站没

有提前汇报电力调控机构时，按每次20分/万千瓦考核。

第二十二条并网主体无功调节管理

并网主体应按电力调度的指令，在发电机组和新型储能性

能允许的范围内，通过无功调节，保证母线电压合格。发电机

组和新型储能的进相运行深度应满足所在电网安全运行的需

要。并网主体采用有偿无功控制时需征得电力调控机构同意。

并网主体无功调节按如下方式进行考核：

（一）电力调控机构按月向直调并网主体下发母线电压曲

线，并作为无功辅助服务考核的依据。并网主体按照电力调控

机构下达的电压曲线进行无功控制。

—25—

1.电力调控机构统计计算各并网主体母线电压月合格率，

并网主体月度电压曲线合格率：750kV（500kV）及330kV应达

到100%，220kV应达到99.90%，110kV应达到99.80%，每降低

0.1%按10分/月考核。

2.电压曲线合格率计算方法：母线电压值在调控机构下达

电压曲线上下限范围内为合格点，超出范围的点记为不合格

点。调控机构调度控制系统每5分钟采集发电厂母线电压，以

判定该考核点电压是否合格。电压合格率=（D总点数-D不合格点）/D

总点数×100%。

（二）免考核条款

1.若并网主体已经按照机组最大无功调节能力提供无偿

或有偿无功服务，但母线电压仍然不合格，该时段免于考核。

2.并网主体的AVC装置投入运行，并已与电力调控机构主

站AVC装置联合闭环在线运行的电厂不参与无功管理考核。

（三）并网主体无功调节考核总分不超过10分/万千瓦。

第二十三条并网主体无功补偿装置管理

接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏电站和新能源

汇集站公共并网点，接入10（6）kV及以上电压等级的新型储

能电站按设计要求配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风

电场、光伏电站、新型储能电站公共并网点及送出线路的电压。

对无功补偿装置的考核内容包括：

（一）无故不按照设计要求安装无功补偿装置者，按每月

10分/万千瓦考核。

（二）无功补偿装置必须按照电力调控机构调度指令进行

操作，不得擅自投退，否则按每次1分/万千瓦考核；装置月

整体可用率应达到90%，每降低1%按5分/月考核。无功补偿

装置可用率按如下公式计算：

无功补偿装置可用率=(装置可用小时数/升压站带电小时

数)×100%

（三）并网主体无功补偿装置考核总分不超过10分/万千

瓦。

第二十四条并网主体自动电压控制管理

除已列入关停计划的机组外，单机200MW（其中新疆、青

海100MW）及以上火电机组（含燃气机组），单机20MW及以上、

全厂容量50MW及以上水电机组或水电厂，抽蓄电站，单机50MW

及以上光热电站，接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏

电站和新能源汇集站，接入10(6)kV及以上电压等级的新型储

能电站均应具备AVC功能。

新投运并网常规、光热、抽蓄、新能源（风机、光伏）及

新型储能场站在并网前应具备AVC功能、完成厂站内调试，具

备与电力调控机构相应AVC系统闭环联调的条件，并在投产后

30日内与电力调控机构相应AVC系统闭环运行。

（一）对并网主体提供AVC服务的考核内容包括：AVC调

度管理考核、AVC投运率考核、AVC调节合格率考核。

—27—

1.并网主体不具备AVC功能按每月10分/万千瓦考核。加

装AVC设备的并网主体应保证其正常运行，不得擅自退出并网

机组的AVC功能，并网主体AVC功能已正式投运后由于AVC设

备故障问题导致退出AVC功能的按5分/小时考核。并网常规

电源及光热、抽蓄和新能源（风机、光伏）及新型储能场站的

AVC调节容量发生变化时，相关单位应提前一周报相应调控机

构备案，未及时报送按每次5分/万千瓦考核。

2.AVC月投运率应达到98%，每降低1%按2分/万千瓦每月

考核。并网常规电源及光热、抽蓄AVC月投运率按机组进行考

核，全厂成组投入的AVC，AVC月投运率按全厂统计考核；新

能源（风电场、光伏电站）及新型储能电站AVC月投运率按全

厂统计考核。

3.调控机构通过AVC系统按月统计考核并网主体AVC装置

调节合格率。调节合格率应达到99%，每降低1%，风电、光伏、

光热、新型储能按0.25分/万千瓦考核，其他并网主体按1分

/万千瓦考核。

4.并网主体AVC的投运率、调节合格率技术标准如下：

（1）AVC投运率=并网主体投入AVC闭环运行时间/并网主

体满足AVC运行时间×100%。（火电机组并网后投入AVC运行

的有功出力范围为100%-机组深调最小出力，水电和抽蓄机组

并网后投入AVC运行的有功出力范围为100％-0%额定出力,光

热等其他类型机组并网后投入AVC运行的有功出力范围为

100%额定出力-最小技术出力，风电场、光伏电站、新型储能

电站并网后投入AVC运行的有功出力范围为100％-0%额定出

力。并网常规电源和新能源及新型储能电站出力满足AVC运行

时间，应不含期间因电网运行需要按照相应调控机构调度指令

退出AVC的运行时间。）

（2）AVC调节合格率=执行合格点数/调控机构下发调节指

令次数×100%。

（二）并网主体自动电压控制考核总分不超过10分/万千

瓦。

（三）原则上通过220千伏及以上电压等级汇集接入的大

型新能源场站机组并网发电时段均应进行AVC考核（各业主单

位按照接入该汇集系统的装机容量比例分摊考核分数），其他

情况可根据电网实际运行需要确定考核范围。

（四）新能源场站完成带电启动试运后应在30天内完成

AVC系统调试，调试期间给予免考核。新能源场站带电启动试

运结束前已按要求完成AVC系统调试的，AVC系统不再给予30

天的免考核时间。

第五章事故应急及恢复管理

第二十五条被确定为黑启动电源的并网主体（常规电源、

抽蓄、光热、风电场、光伏电站、新型储能等），每年1月15

—29—

日前应将上年度黑启动电源运行维护、技术人员培训等情况报

送能源监管机构和电力调控机构。能源监管机构、电力调控机

构每年对黑启动相关设施和技术人员培训情况进行检查。提供

黑启动的并网主体，在电网需要提供黑启动服务时必须按要求

实现自启动。

对黑启动电源进行如下考核：

（一）电力调控机构确定为黑启动的并网主体，因并网主

体自身原因不能提供黑启动时，并网主体应及时汇报所属电力

调控机构，并按每月2分/万千瓦考核。

（二）电力调控机构检查时发现并网主体不具备黑启动能

力，而没有汇报电力调控机构，按每次5分/万千瓦考核。

（三）电力调控机构在系统发生事故或其他紧急情况需要

确定为黑启动的并网主体提供黑启动服务，而并网主体没能提

供该服务，按火电机组（含光热）每次200分/万千瓦、水电

机组（含抽蓄）每次100分/万千瓦考核，新能源场站（风电

场、光伏电站）及新型储能电站每次200分/万千瓦考核。

第六章非计划停运管理

第二十六条调控机构对发电侧及新型储能并网主体非计

划停运/脱网情况进行统计和考核。

（一）凡常规电源及抽蓄并网主体因自身原因，发生下列

情况之一者，纳入并网主体非计划停运/脱网考核范围：

1.正常运行机组直接跳闸和被迫停运，按机组非计划停运

及后续并网的不同时间，参照不同标准进行考核：

（1）用电高峰时段，正常运行机组直接跳闸和被迫停运，

按额定容量20分/万千瓦考核。

（2）新能源大发时段，正常运行机组直接跳闸和被迫停运，

考核规则如下表：

备注：新能源大发时段发生正常运行机组直接跳闸和被迫停运，在

新能源大发时段外并网的，应在1小时内能够达到最小技术出力，否则

统计非停次数，按额定容量10分/万千瓦考核。

（3）其他时段，正常运行机组直接跳闸和被迫停运，统计

非停次数，按额定容量10分/万千瓦考核。

2.停运机组并网(运行机组解列)时间较调度指令要求提

前或推后2小时以上，按额定容量5分/万千瓦考核。

3.火电机组缺煤（气）、环保投料等停机，火电机组跳闸

或迫停后不按调度指令启机，机组停机期间，在用电高峰时段

对机组停机情况进行考核。具体考核量为50%额定容量在用电

高峰时段的积分电量，考核分值2分/万千瓦时。

—31—

4.各级调控机构按其调度管辖范围可以批准并网主体机

组利用负荷低谷进行消缺（低谷时段为：当日23:00-次日

06:00,10:00-17:00），该机组停运不计作非计划停运，但超出

低谷消缺工期（以并网时间计）的按额定容量5分/万千瓦考

核。若自低谷时段结束时间起，超过24小时未提交故障抢修

申请的，按额定容量10分/万千瓦考核。

（二）风电场、光伏电站、光热电站、新型储能电站因自

身原因造成大面积脱网、发生直接跳闸或被迫停运，一次脱网

或跳闸、停运装机容量大于该电场总装机容量30%或大于90MW

的，按脱网容量10分/万千瓦考核。

（三）凡并网主体内输变电设备因自身原因，发生下列情

况之一者，纳入输变电设备非计划停运考核范围：

1.输变电设备直接跳闸和被迫停运，影响发电出力的，按

并网主体额定容量1分/万千瓦考核。

2.输变电设备直接跳闸和被迫停运，不影响发电出力的，

按并网主体额定容量0.5分/万千瓦考核。

（四）下列情况不纳入机组非计划停运考核：

1.机组在检修后启动过程（从并网至机组带至最低技术出

力期间）中发生一次停运。

2.稳控装置正确动作切机。

第七章检修管理

第二十七条并网主体应按《发电企业设备检修导则》

（DL/T838）及区域内相应调控机构《电力系统调度规程》和

电网发电设备检修管理办法等规定，向调控机构提出发输变电

设备的年度、月度、周、日检修申请。

（一）不按时提交年度、月度、周、日前检修计划，按全

厂额定容量1分/万千瓦考核。

（二）因自身原因月度（周）、年度计划中要求调整（含

新增、变更工期、取消）检修计划的工作，分别按全厂额定容

量5分/万千瓦、3分/万千瓦考核。

（三）机组及输变电设备直接跳闸和被迫停运超过24小

时未恢复，且停运后24小时内未提交故障抢修申请，机组按

额定容量10分/万千瓦考核，输变电设备按全厂额定容量1分

/万千瓦考核。

（四）逾期检修工作应提前提交故障抢修申请，在计划完

工结束时间前24小时内未提交，机组按额定容量5分/万千瓦

考核，输变电设备按全厂额定容量0.5分/万千瓦考核。

（五）检修计划（含故障抢修、延期申请等）上报后，因

申请内容不准确，导致检修票退票的，按全厂额定容量3分/

万千瓦考核。

第二十八条并网主体按照调控机构批准的检修工期按时

保质地完成检修任务，发生检修延期时，按照以下标准进行考

—33—

核：

（一）机组及输变电设备计划检修期间，调控机构可批准

延期申请一次。

（二）因自身原因，机组检修不能按调度最终批复的工期

完工时，按第二十九条标准进行考核；输变电设备检修工作不

能按调度最终批复的工期完工时，按第三十条标准进行考核。

（三）并网主体谎报检修完工的，加大考核力度，在本条

（一）和（二）规则考核结果后提高1.5倍系数。

第二十九条机组发生故障抢修，判断停机时间周期：

（一）停机时间不超过7天：

故障抢修考核分数=PC×T/24

其中：PC是机组额定容量（万千瓦）；T是机组停机时间至

并网时间周期（小时）。

（二）停机时间超过7天：

故障抢修考核分数=PC×7+PC×(T-7×24)/24×1.5

其中：PC是机组额定容量（万千瓦）；T是用机组停机时间

至并网时间周期（小时）。

备注：机组发生故障抢修，正常提交检修票（提前3天）的按照本

条（一）和（二）规则进行考核；紧急停机提交检修票（3天内），加

大考核力度，在（一）和（二）规则考核结果后提高1.2倍系数；故障

停机后提交检修票的按照（一）和（二）规则进行考核基础上增加非停

考核。

（三）并网主体谎报故障抢修完工的，加大考核力度，在

本条（一）和（二）规则考核结果后提高1.5倍系数。

第三十条输变电设备发生故障抢修考核：

（一）输变电设备故障抢修，影响发电出力的，按第二十

九条标准进行考核。

（二）输变电设备故障抢修，不影响发电出力的，按全厂

额定容量5分/万千瓦考核。

第三十一条机组计划检修“较差”考核

机组计划检修后，累计运行时长不足120天出现故障停机

的，评价为检修“较差”机组，机组按额定容量K分/万千瓦

考核，K计算依据故障停机时长D（天数）进行分档取值，标

准如下：

第八章燃料管理

第三十二条并网燃煤电厂应加强燃料管理，在迎峰度夏、

迎峰过冬等保电时段，燃煤库存偏低的发电企业应积极汇报相

关政府部门，协调增加燃煤库存，提升电厂保供能力。

（一）燃煤电厂存煤可用天数

燃煤电厂存煤可用天数计算方法为：

可用天数=电厂存煤÷日耗煤基准值。

—35—

日耗煤基准值根据燃煤电厂前30天平均耗煤量确定。

其中，电厂存煤指厂存煤，包括距厂5km以内的自用或租

用堆场存煤，不含在途煤。对于坑口电厂，以及供煤煤矿与电

厂距离不大于50公里且有1年及以上长期供应合同的电厂，

其供煤煤矿用于供应该电厂的存煤可计入电厂存煤。

（二）数据申报要求

各燃煤电厂应按电力调控机构要求如实申报存煤量和可

用天数，对于未按要求及时向电力调控机构报送数据的情况，

参照第十二条考核，对于报送数据虚假的情况，常态下每次按

全厂装机容量2分/万千瓦考核，迎峰度夏、度冬期间每次按

全厂装机容量5分/万千瓦考核。

第九章技术指导和管理

第三十三条调控机构应按照能源监管机构的要求和有关

规定，开展并网主体技术指导和管理工作。

第三十四条并网主体涉及电网安全稳定运行的继电保护

和安全自动装置、继电保护故障信息子站，故障录波器、通信

设备、自动化系统和设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、

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

设备以及涉网技术设备（AGC、AVC）等应纳入调控机构运行管

理，其选择、配置、技术性能和参数应达到国家及行业有关规

定和安全性评价要求，其技术规范应满足接入电网安全稳定运

行的要求，并按调控机构有关设备参数管理的规定执行。

第三十五条调控机构按其管辖范围对并网主体继电保护

和安全自动装置开展技术指导和管理工作。

（一）常规电源及光热相关技术指导和管理

1.常规电源及光热并网主体涉及电网安全稳定运行的继

电保护和安全自动装置及其二次回路（包括保护装置、故障录

波器、故障信息管理系统、故障测距装置、直流电源、断路器、

保护屏柜、二次电缆、电流互感器、电压互感器等），在工程

的设备选型、设计、安装、调试、验收、运行维护阶段均应遵

循国家、行业标准、规程及反事故措施要求。对于不执行上述

标准、规程、规定的,每条按全厂容量0.5分/万千瓦考核；造

成后果的，每条按全厂容量1分/万千瓦考核。

2.常规电源及光热并网主体涉及电网安全稳定运行的继

电保护和安全自动装置管理（包括发电机组涉及机网协调的保

护运行管理、定值管理、反措管理），应按照所属电力调度机

构的调度规程和专业管理要求及相关技术规范执行。未按规定

执行的，每条按全厂容量0.5分/万千瓦考核；造成后果的，

每条按全厂容量1分/万千瓦考核。

3.对因常规电源及光热并网主体继电保护和安全自动装

置原因造成电网事故及电网稳定性和可靠性降低等情况，相关

—37—

调控机构应按调度管辖范围组织有关单位进行调查分析，制定

反事故措施，并监督实施。并网主体不能提供完整的故障录波

数据影响电网事故调查，每次按并网主体全厂容量1分/万千

瓦考核。

4.常规电源及光热并网主体应按国家、地方、行业标准和

有关规定开展继电保护专业技术监督工作，并定期向相关调控

机构报告本单位继电保护技术监督情况，对发现的重大问题及

时上报并进行整改。未开展技术监督工作或重大问题未整改

者，按100分/次考核。

5.常规电源及光热并网主体应积极配合电网企业进行继

电保护及安全自动装置的技术改造，对达到更换年限或不满足

运行要求的继电保护及安全自动装置应及时更换。技术改造的

继电保护及安全自动装置应符合国家、行业的标准和调控机构

有关规程规定。设备未按期改造，每月按全厂容量1分/万千

瓦考核，直至完成更换；造成后果的，每月按全厂容量3分/

万千瓦考核。不满足规程规定的，不予投入运行。

6.110kV及以上升压站应配置故障录波器，发电厂保护及

录波信息管理系统应随一次设备同步投入运行。对不满足要求

的或厂站端信息不能及时、可靠上传的，应限期整改。未按要

求进行整改的，每项每天按并网主体全厂容量0.1分/万千瓦

考核。

7.常规电源及光热并网主体应做好继电保护和安全自动

装置检修现场安全管理，严格执行现场作业相关规程规定，做

好安全措施，规范作业。检修期间，由于安全措施不到位、操

作不规范等原因，致使检修作业存在安全风险的，每次按50

分考核，引发不安全事件的每次按100分考核。

8.常规电源及光热并网主体继电保护和安全自动装置不

正确动作，或者因继电保护原因造成一次设备被迫停运，每次

按并网主体全厂容量3分/万千瓦考核；造成电网事故的，每

次按并网主体全厂容量10分/万千瓦考核。

9.常规电源及光热并网主体继电保护和安全自动装置应

正确投退，未正确投退者按每次全厂容量2分/万千瓦考核。

因未正确投退等原因，导致电网事故扩大或造成电网继电保护

和安全自动装置越级动作，每次按并网主体全厂容量10分/万

千瓦考核。

10.常规电源及光热并网主体未按要求时间完成现场继电

保护和安全自动装置定值整定或在规定时间内未消除继电保

护和安全自动装置设备缺陷，每次按并网主体全厂容量0.2分

/万千瓦考核，同时按并网主体全厂容量0.1分/万千瓦每天对

超时时间进行考核。

11.常规电源及光热并网主体未按计划完成继电保护和安

全自动装置隐患排查整改，超过计划时间的每天按全厂容量

0.1分/万千瓦考核。

12.常规电源及光热并网主体应按照《继电保护和电网安

—39—

全自动装置检验规程》（DL/T995）开展继电保护和安全自动

装置检验工作，由于并网主体原因导致超期未检的，每台每月

按照全厂容量0.1分/万千瓦考核。

（二）新能源相关技术指导和管理

1.新能源场站继电保护和安全自动装置的配置整定应符合

《光伏发电站继电保护技术规范》（GB/T32900）、《并网风电

场继电保护配置及整定技术规范》（DL/T1631）及相关规定，

站内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，满足电网运行要

求。

2.新能源场站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保

护措施，汇集线系统中的母线应配置母差保护。对不满足要求

的，限期整改。未按要求进行整改的，每项每天按并网主体全

厂容量0.1分/万千瓦考核。

3.新能源场站继电保护和安全自动装置的其他技术指导与

管理工作要求参照常规电源相关规定执行。

（三）新型储能及抽蓄电站相关技术指导和管理

1.新型储能电站（包括电化学、压缩空气、飞轮等）继电

保护和安全自动装置配置及整定应符合相关国家、行业标准要

求。

2.抽蓄电站继电保护的配置整定应符合《抽水蓄能发电电

动机变压器组继电保护配置导则》（GB/T32898）《抽水蓄能电

站发电电动机变压器组继电保护整定计算规范》（DL/T2380）

及相关规定。

3.新型储能及抽蓄电站涉网保护定值应与电网保护定值

相配合，满足电网运行要求。

4.新型储能及抽蓄电站继电保护和安全自动装置的其他

技术指导与管理工作要求可参照常规电源部分相关规定执行。

5.新型储能电站各项性能参数应符合国家、行业标准有关

规定，额定容量、最大充放电时间与并网调度协议一致。因电

池寿命衰减、异常、故障等造成性能参数发生变化，电站需上

报电力调度机构，并在3个月内完成整改。逾期未完成整改者，

每月按照30分/万千瓦考核。

第三十六条调控机构按其管辖范围对并网主体通信设备

开展技术指导和管理工作。

所有并网主体通信设备的配置及运行维护应满足调控机

构有关规程和规定。

常规电源、集中式新能源（风电、光伏、光热）、储能（新

型储能及抽蓄电站）类并网主体还应满足以下要求：

（一）并网主体至电网之间的通信系统应满足：同一条

220kV及以上线路的两套继电保护和同一系统的有主/备关系

的两套安全自动装置通道应由两套独立的通信传输设备分别

提供，并分别由两套独立的通信电源供电，重要线路保护及安

全自动装置通道应具备两条独立的路由，满足“双设备、双电

源、双路由”的要求。

—41—

（二）并网主体至电网调控机构的调度交换业务及调度自

动化实时业务信息的传输应具有两条不同路由的通信通道（主

/备双通道）。

（三）并网主体内通信光缆应采用不同路由的电缆沟（竖

井）进入通信机房和主控室。

（四）并网主体应按调控机构要求完成调度管辖范围内通

信设备的运行维护、方式执行、缺陷处理及重大问题整改。

（五）因并网主体原因造成通信故障时，应按相应调控机

构的通信设备应急预案进行处理和抢修。故障处理完成后，并

网主体应及时提交故障处理报告。

（六）并网主体应落实电厂通信系统的运维责任，可自建

班组或委托其他具备资质的单位开展运维工作，确保电厂通信

系统安全稳定运行。

（七）调控机构按其调度管辖范围对并网主体进行如下考

核：

1.由于并网主体通信原因，引起继电保护或安全自动装置

误动、拒动，造成电网事故，或造成电网事故处理时间延长、

事故范围扩大，每次按全厂容量5分/万千瓦考核。

2.未明确落实通信运维责任的，每发现一次按全厂容量1

分/万千瓦考核。

3.未按照电网调控机构要求按时（最迟不超过12个月）

完成通信系统改造及问题整改的，每月按全厂容量0.5分/万

千瓦考核。

4.并网主体的调度电话业务全部中断，每次按全厂容量

0.5分/万千瓦考核；调度电话业务全部中断且持续时间1小时

以上，每次按全厂容量1分/万千瓦考核；调度电话业务全部

中断且持续时间4小时以上，每次按全厂容量2分/万千瓦考

核。

5.由于并网主体通信原因，造成并网主体通信出现下列情

形的，每次按全厂容量5分/万千瓦考核。

（1）并网主体的调度电话业务、调度数据网业务全部中

断；

（2）一条220千伏以上线路两套主保护通信通道全部不

可用；

（3）造成220千伏以上线路一套主保护的通信通道全部

不可用，且持续时间2小时以上；

（4）同一系统有主/备关系的两套安全自动装置的通信通

道全部不可用；

（5）一套安全自动装置的通信通道全部不可用，且持续

时间24小时以上；

（6）承载220千伏以上线路保护、安全自动装置或省级

以上电力调度控制中心调度电话业务、调度数据网业务的通信

光缆故障，且持续时间8小时以上；

（7）通信电源系统或空气调节系统故障，造成承载电力

—43—

通信网业务的通信设备（设施）停运。

6.由于并网主体通信原因，造成并网主体通信出现下列情

形的，每次按全厂容量2分/万千瓦考核。

（1）并网主体的调度数据网业务全部中断；

（2）承载220千伏以上线路保护、安全自动装置或省级

以上电力调度控制中心调度电话业务、调度数据网业务的通信

光缆故障；

（3）通信电路非计划停用（不可抗力除外），造成线路保

护、安全自动装置由双通道改为单通道且持续时间24小时以

上；

（4）调度交换录音系统故障，造成7天以上数据丢失或

影响电网事故调查处理；

（5）未经许可，并网主体擅自操作与电网调控机构有直

接关联的通信设备（设施）；

（6）未按电网调控机构要求，在规定期限内完成调度管

辖范围内通信设备的缺陷处置及隐患整改。

第三十七条调控机构按其管辖范围对并网主体自动化及

电力监控系统网络安全设备开展技术指导和管理工作。

（一）并网主体应满足《中华人民共和国网络安全法》《电

力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会令第14号）

和《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安

全防护方案和评估规范的通知》（国能安全〔2015〕36号）等

要求，在生产控制大区与广域网的纵向连接处部署经过国家指

定部门认证的电力专用纵向加密装置或加密认证网关及相应

设备，在生产控制大区与管理信息大区之间部署经国家指定部

门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置，确保并网主体

电力监控系统的安全。

（二）并网前应按国家、行业及所属调度机构颁发的有关

技术规范标准配备自动化及网络安全设备，其功能、设备信息

和性能参数的设置应该满足所属调度机构主调及备调系统调

度自动化的技术要求。自动化及网络安全系统或设备应同时通

过两个不同的接入网接入相应调控机构主站系统，满足双通道

要求。接入的各类自动化及网络安全信息(远动、PMU、电量等)

应满足调控机构对接入信息的要求，每套接入网设备应满足双

归接入要求。并网主体自动化及网络安全设备应采用冗余配置

的UPS或直流电源供电。自动化及网络安全设备应配置双电源

模块，且由两路不同电源供电。以上不满足要求应限期整改，

过期未整改每项按并网主体全厂容量×0.1分/万千瓦每天考

核。自动化及网络安全系统或设备不满足运行要求或存在安全

隐患，应按照电网公司要求及时完成整改，未按时完成的，每

项每月按并网主体全厂容量×0.2分/万千瓦考核。

（三）并网主体应根据电力调度机构要求报送自动化及网

络安全系统或设备运行情况、检修试验计划、运行统计分析等

报表、机组并网前的相关图纸资料、检修试验的相关报告等，

—45—

逾期报送或不报的，每次按装机容量×0.1分/万千瓦考核。并

网主体自动化及网络安全系统或设备故障时，应按相应调控机

构自动化及网络安全设备运行管理规程进行处理和抢修。故障

处理完成后3日内，并网主体未向相关调控机构提交故障报告

的，按2分/天考核。因并网主体人员工作失误，导致上报数

据资料错误，每次按并网主体全厂容量×0.1分/万千瓦考核。

（四）并网主体自动化及网络安全专业管理（包括运行维

护管理、缺陷及异常管理、定值管理、试验检验管理、装置管

理、专业岗位设置等），应按照所属电力调度机构的调度规程

和专业管理规定、细则、准则及相关技术规范执行。对于未及

时执行调度规程或专业管理规定、细则、准则、技术规范及发

文要求的，每项每月按装机容量×0.1分/万千瓦考核；因此造

成异常事件或事故的，每次按装机容量×0.3分/万千瓦考核。

未按要求完成自动化及电力监控系统网络安全专项工作及资

料报送的，按50分/次考核。

（五）调控机构按其调度管辖范围对并网主体进行如下考

核：

1.并网主体应向调控机构准确、实时、完整传送要求的自

动化信息和网络安全监测信息，未按要求进行整改的，每项每

天按并网主体全厂容量×3分/万千瓦考核。对调控机构下发的

指令不执行的，每次按并网主体全厂容量×5分/万千瓦考核。

2.并网主体应保障网络安全防护装置及边界访问控制策

略满足运行要求，未达到要求的，每项每天按并网主体全厂容

量×1分考核。

3.并网主体未按照要求定期开展电力监控系统安全防护

评估、网络安全等级保护测评或密码应用安全性评估，每次按

并网主体全厂容量×2分/万千瓦考核；电厂未设置电力监控系

统安全防护专职管理人员的，按10分/月考核。生产控制大区

与互联网违规互联的，每次按并网主体全厂容量×20分/万千

瓦考核；生产控制大区和管理信息大区违规互联的，每次按并

网主体全厂容量×5分/万千瓦考核；在电力监控系统中违规接

入无线网卡、手机或可访问互联网的设备，每次按并网主体全

厂容量×3分/万千瓦考核；电力监控系统安全防护方案与网络

结构不一致的，每次按并网主体全厂容量×3分/万千瓦考核；

使用被国家通报存在重大安全漏洞的软、硬件设备，操作系统

未采取加固措施存在高危漏洞或用户帐户及口令设置不符合

要求的，每次按并网主体全厂容量×2分/万千瓦考核；电力监

控系统感染病毒、蠕虫、木马等恶意代码的，每次按并网主体

全厂容量×3分/万千瓦考核；并网主体发生不符合安全访问策

略的事件，或被调控机构监测到紧急告警，或紧急、重要告警

未按照时限要求分析和处置的，按10分/次考核；经由并网主

体电力监控系统向调度机构主站发起网络攻击的，每次按并网

主体全厂容量×50分/万千瓦考核；由于并网主体电力监控系

统安全防护原因造成电网事故的，每次按并网主体全厂容量×

—47—

100分/万千瓦考核。

4.并网主体设备故障时遥信误动、拒动，每次按并网主体

全厂容量×5分/万千瓦考核；正常运行时遥信频繁误动，每次

按并网主体全厂容量×0.1分/万千瓦考核。连续三日及以上出

现遥信频繁误动时，每次按并网主体全厂容量×0.5分/万千瓦

考核。

5.并网主体遥测月合格率、遥信月合格率低于99.5％时，

每降低1%按并网主体全厂容量×1分/万千瓦考核。安全防护

设备在线率低于100%，纵向加密装置退出密通状态或未经许可

旁路等情况造成通信加密率低于100%，每降低0.1%按并网主

体全厂容量×1分/万千瓦考核。重要数据（机组P、Q、U、母

线U、出线P、Q、开关及重要刀闸状态、AGC、AVC投退状态等）

异常或缺失，每个数据按并网主体全厂容量×0.1分/万千瓦每

天考核。

6.并网主体自动化系统或设备造成量测数据跳变、实时数

据长时间不刷新或错误的，按并网主体全厂容量×3分/万千瓦

每天考核。

7.并网主体PMU中断或PMU量测数据存在缺陷，每天按并

网主体全厂容量×0.3分/万千瓦考核。电网事故时并网主体未

能正确提供PMU量测数据影响事故分析的，每次按并网主体全

厂容量×1分/万千瓦考核。

8.并网主体（含35千伏及以上）电能量采集终端中断或

电量数据存在缺陷，每天按并网主体全厂容量×0.3分/万千瓦

考核。

9.并网主体遥信、遥测、顺序事件记录（SOE）运行异常

的，AGC控制异常或自动化设备运行异常的，每项按装机容量

×0.1分/万千瓦考核。

10.并网主体自动化交流采样装置应按照运行管理规定开

展精度校验，并提交交流采样装置精度校验报告，未按时开展

精度校验或未提交精度校验报告的，每台设备每月按并网主体

全厂容量×0.3分/万千瓦考核。

11.并网主体自动化系统或设备检修，以及技术变更应严

格按照相关规程和规定实施。未提报自动化检修申请私自开展

工作的，或未履行自动化检修申请相关内容、私自扩大工作范

围的，按50分/次考核。未按批准工期办理开工、竣工手续的，

每项按10分/次考核。

第三十八条调控机构按其管辖范围对并网常规电源励磁

系统和PSS装置开展技术指导和管理工作。

（一）并网常规电源的励磁系统和PSS装置的各项技术性

能参数应达到《同步发电机励磁系统建模导则》（GB/T

40589-2021）《电力系统稳定器整定试验导则》（GB/T

40591-2021）《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》（DL/T

843-2010）等国家和行业有关标准的要求。调控机构有权督促

并网主体进行相关试验。

—49—

（二）并网常规电源单机100MW及以上火电机组和单机

40MW及以上水电机组应配置PSS装置，并网主体其他机组应根

据西北电网稳定运行的需要配置PSS装置。按要求应配置PSS

装置的并网主体未配置PSS装置，按全厂容量×1分/万千瓦每

月考核。

（三）发电机组正常运行时自动励磁调节装置和PSS可投

运率应达到100％，每降低1%按机组容量×0.5分/万千瓦每月

考核。

（四）火电机组深度调峰期间，PSS应正常投入，投运率

考核与发电机组正常运行时标准相同。

（五）强励倍数不小于1.8倍，否则，按机组容量1分/

万千瓦考核。

（六）运行机组应定期进行励磁系统复核试验，试验应包

括励磁系统调节性能和PSS阻尼校核试验，复核周期不超过5

年。测试结果不满足《同步发电机励磁系统建模导则》《电力

系统稳定器整定试验导则》要求的应重新试验。逾期未进行复

核试验或试验结果不满足要求的按照每月10分/万千瓦考核。

第三十九条调控机构按其管辖范围对并网常规电源调速

系统开展技术指导和管理工作。

（一）并网常规电源调速系统的各项技术性能参数应达到

《同步发电机调速系统参数实测及建模导则》（GB/T

40593-2021）《汽轮机电液调节系统性能验收导则》（DL/T