广东将规定直调规模化储能电站并网条件 发布电力市场系统运行管理实施细则征求意见

7.3继电保护装置检修管理

（1）继电保护装置计划性检修工作（含定期检验、特维传动、反措、升级、大修技改等），应按照相关规程规范要求，按照规定期限完成。继电保护装置检修计划的申请、批复按照发输变电设备检修管理要求执行。

（2）如继电保护装置临时检修工作可以结合发输变电设备检修进行，相关单位应在发输变电设备检修单中注明继电保护装置检修工作要求及开展的具体时段，经所属电力调度机构审核同意后方可进行。

（3）如继电保护装置临时检修工作无法结合发输变电设备检修进行，相关单位应提前一周向所属电力调度机构申报，所属电力调度机构应在每周四结合下周系统运行情况预测，制定继电保护装置检修计划，并通报相关单位。涉及需电厂停机配合的情况时，由电力调度机构将继电保护装置临时检修工作对应时段的机组状态设置为不可用状态。

（4）继电保护装置检修工作涉及不同电力调度机构的，相关单位应按要求分别向相关电力调度机构申报检修计划。检修计划批复不一致时，由相应线路或变压器所属的电力调度机构进行协调安排，并通报其他相关电力调度机构。

（5）线路两侧的运行维护单位应及时互相通报停电安排情况，确保线路两侧同时开展继电保护装置检修工作。

7.4安自装置检修和检验管理

（1）安自装置的检修工作，应提前至少5个工作日向所属电力调度机构报送安自装置投退申请，经所属电力调度机构审核同意后执行，主要包括安自装置的检验、消缺、软硬件改造、新建安自装置的投运操作、元件接入及保供电等工作。

（2）安自装置的检验周期应满足“236”要求，即新建、改（扩）建和退出进行软硬件升级的安自装置在投运后的两年内应进行一次全部检验，以后每三年进行一次部分检验，每六年进行一次全部检验（包括区域稳控系统联合调试检验）。

8燃料管理

8.1电煤管理

8.1.1电厂存煤统计方式

电厂存煤可用天数按照下述公式计算：

电厂存煤可用天数=昨日存煤量/前30天实际平均耗煤量

电厂无法使用的垫底煤、不能直接燃用的低热值劣质煤不计为存煤量。

8.1.2电煤信息报送要求

各直调燃煤电厂应按以下要求，通过南方电网发电燃料管理信息系统向所属电力调度机构报送电煤供应信息：

（1）每年11月10日前，各燃煤电厂应报送当年电煤的运输方式、运输距离、煤种类型等信息，预计当年至年底的电煤存量以及次年分月电煤供应计划。

（2）每月23日前，各燃煤电厂应报送预计本月底电煤存储量及下月电煤供应计划。

（3）每周三17：00前，各燃煤电厂应报送下周电煤供应计划。

（4）每日10：30前，各燃煤电厂应报送前一日实际电煤供应情况。

（5）燃煤电厂的电煤供应发生可能导致燃煤供应中断或大幅度减少等异常情况时，应立即报告所属电力调度机构。

8.1.3电煤预控要求

燃煤电厂厂内存煤可用天数低于5天时，所属电力调度机构应启动电煤预控管理。期间，相关电厂各台机组按照《广东现货电能量市场交易实施细则》的相关规定参与现货电能量市场交易。

燃煤电厂由于厂内存煤可用天数低于5天时发生的停机视为非计划停运，按照现行南方区域“两个细则”进行考核。

8.2燃气管理

8.2.1燃气存量统计方式

供应方燃气最低可用天数是指未来45天内的最低罐存（或气田产量）日可用天数。罐存（或气田产量）日可用天数按照下述公式计算：

日可用天数=预计LNG日罐存气量（或气田产量）/用户日总用气需求量

电厂燃气可用天数按照下述公式计算：

电厂燃气可用天数=未来45天内合同气量（含已签订的现货气合同）/电厂日耗气量

8.2.2燃气信息报送要求

8.2.2.1燃气电厂信息报送要求

各直调燃气电厂应按以下要求，通过南方电网发电燃料管理信息系统向所属电力调度机构报送燃气供应信息：

（1）每年11月30日前，各燃气电厂应报送当年气源情况、预计至本年底的燃气消耗情况、以及次年各合同分月燃气供应计划。

（2）每月25日前，各燃气电厂应报送预计本月底燃气消耗情况及下月各合同燃气供应计划。

（4）每周四17：00前，各燃气电厂应报送下周各合同燃气供应计划。

（5）每日10：30前，各燃气电厂应报送前一日实际燃气消耗情况。

（6）燃气电厂的燃气供应发生可能导致燃气供应中断

或大幅度减少的异常情况时，应立即报告所属电力调度机构。

8.2.2.2燃气供应方信息通报要求

省内各主要燃气供应方与相关电力调度机构应按以下要求相互通报燃气供应相关信息：

（1）每年11月30日前，燃气供应方应向相关电力调度机构通报上一年（含自然年、合同年）气量计划执行情况、预计各供气电厂次年逐月可保障供气量；电力调度机构应向燃气供应方通报次年电力供需形势、燃机检修计划、以及相关网络阻塞预测。

（2）每月25日前，燃气供应方应向相关电力调度机构通报本月气量计划执行情况、预计各供气电厂次月可保障供气量及供气时段及供应风险；电力调度机构应向燃气供应方通报次月电力供需形势、燃机检修计划、以及燃机最小发电需求。

（3）每周四17:00前，燃气供应方应向相关电力调度机构接收站通报近9天日均耗气量、未来45天燃气物理库存最低可用天数及所在日期、供气电厂下周可保障供气量及供气时段、上周气量计划执行情况。

（4）燃气供应方预计存在导致燃气供应中断或大幅度减少的异常情况时，应及时通报相关电力调度机构。

8.2.3燃气预控要求

当燃气供应出现以下情况时，相关电力调度机构将向相关电厂发布燃料供应不足风险预警，启动燃气预控管理：

（1）接收站燃气库存未来45天最低日可用天数低于或等于3天；

（2）燃气电厂月度合同全厂剩余可用天数低于5天时或年度合同全厂剩余可用天数低于20天。

燃气电厂（群）进入燃气供应不足预警状态时，相关电厂各台机组按照《广东现货电能量市场交易实施细则》的相关规定参与现货电能量市场交易。

因燃气电厂全厂燃气可用天数低于5天时发生的停机视为非计划停运，按照现行南方区域“两个细则”进行考核。

9机组调试管理

9.1新机组调试管理

（1）新建机组进行涉网试验前，应由具备资质的试验单位编制试验方案，并提前30天报送所属电力调度机构，经审核同意后方可执行。

（2）新建机组应在试验开始前7个工作日，将涉及启停机和负荷要求的试验计划上报所属电力调度机构，电力调度机构根据系统运行情况予以批复。

（3）竞价日上午10:30前，新建调试机组应通过所属电力调度机构的技术支持系统报送未来三天滚动调试计划曲线，所属电力调度机构根据系统运行情况予以批复。经批复的运行日调试曲线作为日前电能量市场出清的边界条件。

（4）实时运行中，新建调试机组的调试计划原则上按照日前申报计划执行。当运行日的调试计划发生变更时，电厂需及时通过所属电力调度机构的技术支持系统滚动更新当日调试计划曲线，电力调度机构根据系统运行情况予以批复。经批复的运行日调试曲线作为实时电能量市场出清的边界条件。

（5）新建机组在完成涉网试验后，应在3个工作日内向所属电力调度机构报送试验快报，15天内报送试验报告。

（6）新建A类机组在并网调试期间按照调试需求安排发电，完成连续试运行后，电力调度机构在保证电力供需平衡以及电网安全的前提下，以政府下达的年度基数电量为依据，安排A类机组发电。

（7）新建B类机组在并网调试期间按照调试需求安排发电，完成连续试运行当天（T）的次日（T+1），机组可参与（T+2）日的日前电能量市场申报及出清。B类机组完成连续试运行后，原则上按照最小稳定技术出力安排运行，直至机组参与日前电能量市场出清的运行日（T+2）当天零点；（T+2）日起，发电机组按照现货电能量市场交易规则参与出清。

9.2在运机组调试（试验）管理

9.2.1电网原因的涉网试验

（1）电网原因的涉网试验包括但不仅限于：PSS试验、励磁系统试验、调速系统试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验、进相试验、甩负荷试验、迟相试验、FCB试验、黑启动试验等。

（1）每年9月底前，各发电厂应向所属电力调度机构报送年度涉网试验计划，所属电力调度机构根据系统运行需要进行批复。其中，正式投运的电厂要求每三年开展一次AGC、AVC定检。

（2）每月20日前，各电厂根据年度涉网试验计划，结合发输变电设备月度检修计划，向所属电力调度机构报送月度涉网试验计划，所属电力调度机构根据系统运行需要予以批复。如预计涉网试验计划无法结合机组检修进行，所属电力调度机构应在每月20日前结合系统运行预测，制定次月机组涉网试验计划，并通报相关单位。电力调度机构将该机组在经批复同意的涉网试验时段设为必开状态。

（3）试验开展前3个工作日，电厂应向所属电力调度机构申报机组涉网试验计划、试验方案以及相应的机组出力计划曲线，所属电力调度机构结合系统运行需要，于竞价日前一日（D-2）予以批复。

（4）运行日内若电厂需变更试验计划曲线，应通过所属电力调度机构的技术支持系统提交更新后的试验计划曲线，电力调度机构根据系统运行情况予以批复。

（5）正常运行中，未经电力调度机构许可，任何人不得修改电厂AGC、AVC定值及软件版本，如需调整定值或升级软件版本，需经所属电力调度机构审核同意。电厂不得人为干预AGC电厂（机组）的出力。

（6）因一、二次设备改造导致机组涉网参数发生变化的，需向所属电力调度机构申请重新开展相关试验并更新定值单。

9.2.2电厂原因的涉网试验

（1）试验开展前5日，电厂应向所属电力调度机构申报机组涉网试验计划以及相应的机组出力计划曲线。

（2）竞价日前一日（D-2）上午12:00前，电力调度机构应组织完成机组涉网试验会签流程，相关试验经所属电力调度机构审核同意后生效。

（3）运行日内若电厂需变更试验计划曲线，应通过所属电力调度机构的技术支持系统提交更新后的试验计划曲线，所属电力调度机构根据系统运行情况予以批复。

（4）同一自然月内，同一电厂因电厂原因的机组涉网试验不得超过2次。

10热电联产机组管理

10.1热电联产机组定义

热电联产机组指纳入广东省节能发电调度机组组合方案或按照《广东省节约能源条例》、《关于进一步做好热电联产资源综合利用机组核查认定有关工作的通知》（粤经贸电力〔2007〕338号）认定，且已将供热信息接入所属电力调度机构运行监控系统和热负荷在线监测系统的省级调度热电联产机组。对于技术条件达不到实施“以热定电”要求的，视同纯凝机组调度。

10.2发电调度原则

热电联产机组以保证供热安全和电网运行安全为前提安排发电，以供热为主要任务，按“以热定电”原则确定的上网电量优先上网。

10.3供热信息报送要求

竞价日上午10:30前，经政府认定的热电联产电厂应通过所属电力调度机构的技术支持系统向电力调度机构申报运行日的供热计划，电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据电厂申报的机组96点供热流量曲线，计算供热机组电力负荷的上下限曲线。电厂应报送的具体内容包括：

（1）运行日该电厂计划用于供热的机组名称以及编号；

（2）运行日该电厂供热机组的96点供热流量预测曲线，单位为吨/小时；

（3）若电厂全厂供热流量未达到单机最大供热能力时，仅能指定单台机组进行供热；若电厂全厂供热流量超过单机最大供热能力时，可以指定两台机组进行供热。

运行日，电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据实时采集的机组供热流量，计算供热机组实际供热电力负荷的上下限。

10.4供热数据异常处置

（1）竞价日若机组供热数据发生报送延迟等异常情况，按竞价日前一天的实际供热流量数据计算该机组在日前电能量市场的供热电力负荷上下限。

（2）运行日若机组供热数据发生明显错数、断点等异常情况，按竞价日机组申报的供热流量数据计算该机组在实时电能量市场的供热电力负荷上下限。

（3）日前申报的热电联产机组原则上在实时运行中不允许更换。当日前申报的热电联产机组在实时运行中发生故障或非计划停运而不具备供热条件时，电厂可向所属电力调度机构申请更换供热机组，经许可后可进行更换，更换后的供热机组按照《广东现货电能量市场交易实施细则》的相关规定参与实时电能量市场出清。发生故障或非计划停运的供热机组视同纯凝机组参与实时电能量市场出清。

（4）由于电厂自身原因发生供热数据异常等情况，按照《广东现货电能量交易实施细则》10.4节的规定进行考核。

10.5供热工况实测变更

当实际供热工况持续30天明显偏离实测工况时，热电联产电厂可向省经济和信息化委提交重测申请，获省经济和信息化委许可重测后，电厂应重新组织对供热工况进行实测，并将更新后的实测报告及评审意见一起报省发展改革委、经济和信息化委以及所属电力调度机构。所属电力调度机构接到有资质的第三方机构出具的重测报告后3个工作日，按照更新后的实测工况进行调度。

实际供热工况明显偏离实测工况含以下情况：

（1）实际供汽流量需求超过上次试验最大供汽流量的5%；

（2）与实测工况相比，机组正常运行时出力上（下）限变化量超过机组额定出力的5%。

11技术支持系统异常处理

（1）电厂运行值班人员发现或接到自动化设备故障的通知后，应立即联系自动化运维人员进行处理，并向所属电力调度机构自动化值班员汇报情况。其中，发生遥控、遥调（AGC、AVC）等控制功能异常时，应立即报告所属电力调度机构当值调度员并采取相应措施。

（2）发生自动化系统或设备重大异常事件、电力二次系统网络与信息安全事件时，运行维护单位应立即启动专项应急预案，在1小时之内向所属电力调度机构自动化值班员口

头报告事件发生和处理的基本情况，并于2个工作日内通过故障处理报告书面上报。

（3）当技术支持系统运行异常导致发布的市场出清结果出现差错时，需重新按照原有边界条件重新进行出清计算，得到校正之后的出清结果，并及时向市场成员发布。

若重新计算校正结果后，出清结果尚未执行，则按校正之后的结果执行。

若重新计算校正结果后，出清结果已经执行，但市场未正式结算，则按校正之后的结果结算。

若重新计算校正结果后，市场已经正式结算，则按照《广东电力市场交易结算实施细则》中结算差错退补的相关原则进行电费的追退补。

延伸阅读：

储能电站可参与 广东调频辅助服务市场交易实施细则（征集意见稿）发布