西北区域发电厂并网运行管理实施细则
第一章 总 则
第一条 为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，
规范发电厂并网运行管理，维护电力企业合法权益，促进电
网和发电企业协调发展，根据《发电厂并网运行管理规定》
（电监市场〔2006〕42 号）和国家有关法律法规，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调
度机构直调的发电厂（含并网自备电厂）和由地调直调的风
电、光伏、装机容量 50MW 及以上的水电站、生物质能发电
厂、光热发电厂。地调范围内的其它发电厂并网运行管理可
参照本实施细则执行。新建并网机组通过整套启动试运行后
纳入本细则管理。
第三条 本细则各条款规定的违规情况，未经特别申明，
均指由发电企业责任引起的，非发电企业责任引起的不予考
核，由相关调度机构负责责任认定，发电企业有争议的，由
能源监管机构依法进行裁决。
第四条 西北区域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。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发电厂并网运行管理及统
计分析工作。
第二章 安全管理
第五条 电网经营企业、并网发电厂、电力用户有义务
共同维护西北电网安全稳定运行。电力调度机构按各自调度
管辖范围负责电网运行的组织、指挥、指导和协调。
第六条 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、西北各级电力系统调度规程及其它有关
规程、规定。
第七条 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、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、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度机构有关安全管理的规定。以
上制度不完善者，应限期整改，逾期未完成整改者，按 10
分/项每月考核。
第八条 单机容量 100MW 及以上的发电厂必须配备同
步向量测量单元（PMU）；接入 35kV 及以上电压等级的风电
场、光伏发电站其升压站必须配备 PMU 装置。应配备而未
配备 PMU 装置者，应限期整改，逾期未完成整改者，按 60
分/月考核。
第九条 并网发电厂应落实相应调度机构制定的反事故
措施。对涉及并网发电厂一、二次设备的反事故措施，并网
发电厂应与相关调度机构共同制定相应整改计划，并确保计
划按期完成。对于因自身原因未按期完成整改的，逾期按 60
分/月考核。
第十条 并网发电厂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。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
调度机构要求按期报送，调度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
发电厂应定期根据方案开展反事故演习，还应根据相关调度
机构的要求参加电网联合反事故演习，以提高并网发电厂对
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
故演习的并网发电厂，按 60 分/次考核。
第十一条 并网发电企业应按规定参加厂网联席会议，
参加相关调度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。
第十二条 发生事故后，并网发电厂应按西北能源监管
局《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度机构汇报事故情况，否则按 30 分/次
考核。瞒报、谎报者，按 60 分/次考核。
第三章 运行管理
第十三条 发电机组并网前，并网发电厂应参照国家电
监会和国家工商总局印发的《并网调度协议（示范文本）》
和《购售电合同（示范文本）》及时与相关电网企业签定《并
网调度协议》和《购售电合同》，未签订者不允许并网运行。
第十四条 并网发电厂应按能源监管机构及相关调度机
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/每次考核。
第十五条 并网发电厂应严格服从相关调度机构的指挥，
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
调度机构值班调度人员报告并说明理由，由调度机构值班调
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发电厂，根据《电网
调度管理条例》，给予通报，追究相关责任人的责任，并按 500
分/次考核。有争议的可向能源监管机构申诉。
第十六条 并网发电厂调管设备各项操作应按照调度规
程和相关规定执行,对于未经调度机构同意擅自开停机、擅自
变更调度机构调管设备状态、擅自在调度机构调管设备上工
作等不符合规定的操作按单机额定容量 20 分/万千瓦考核。
第十七条 调度机构对并网发电厂非计划停运情况进行
统计和考核。
（一）凡并网发电厂因自身原因，发生下列情况之一者，
纳入机组非计划停运考核范围：
1.正常运行机组直接跳闸和被迫停运，按额定容量10分/
万千瓦考核；
2.机组发生临检，按额定容量5分/万千瓦考核；
3.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10分/万千瓦考核；
4.火电机组缺煤（气）停机，停机期间，按发电容量每天
1分/万千瓦考核;
5.各级调度机构按其调度管辖范围可以批准并网发电厂
机 组 利 用 负 荷 低 谷 进 行 消 缺 （ 后 夜 低 谷 时 段 为 ：
23:00—7:00，甘肃、宁夏、青海、新疆白天低谷时段为：
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）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。
（三）风电场、光伏电站因自身原因造成大面积脱网，
一次脱网装机容量超过该电场总装机容量 30%的，按脱网容
量 10 分/万千瓦考核。
第十八条 除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单
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
及以上水电机组或水电厂应具有 AGC 功能，在投入商业运
营前应与调度机构的 EMS 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。
（一）并网发电机组不具备 AGC 功能按200分/月考核。
加装 AGC 设备的并网发电厂应保证其正常运行，若擅自退
出并网机组的 AGC 功能，且无临时检修申请的，按2分/小时
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，并在相关调度机构配合下完成 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实验报
告编制并上报相应调度机构的，按10分/天考核。若调度机构
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。
（二）AGC 单机模式投入下:
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
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、临时检修时段。
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 X 大于等于6，认定为频繁投退，且考核分计为
5*X）。
3、调节速率考核。
AGC 月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，其连线的斜率。
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，调节速率每降低个百分
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
组装机容量的%；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%；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%；燃气
机组为每分钟机组装机容量的20%；超临界定压运行直流炉
机组为每分钟机组额定有功功率的%，其他类型直流炉机
组为每分钟机组额定有功功率的%；
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±%，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 机组的响应时间修正合格率应满足98%×当月 AGC
投运小时/全月日历小时数，每降低1个百分点按分/万千
瓦考核。
其中，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%。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≤60秒；水电机组的 AGC 响应时间≤10
秒。
（三）AGC 厂级模式投入下:
当厂内各机组均满足单机 AGC 时，方具备投入厂级
AGC 的条件。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，投退频次、调节速
率、响应时间考核与单机模式相同，对于可用率考核，仅考
虑2台及以上机组运行的情况，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、临时检修时段。
（四）火电机组深度调峰期间：
火电机组深度调峰期间，机组可用率、投退频次及响应
时间考核与单机模式标准相同。对于调节速率考核，在机组
深度调峰期间，调节速率应不低于正常运行时（即火电实际
出力不低于50%装机容量）调节速率的70%。调节速率每降
低个百分点按1分/万千瓦考核。
（五）免考核条款
1、若出现设备缺陷故障，导致 AGC 无法投运时，若常
规电源及时向调度汇报并提交书面临时检修申请，可在申请
期内给予免考核免补偿，若超出申请期限，对超出部分进行
考核，同一原因导致的临修申请，只能提交一次，不能申请
延期改期，任一电厂（含新能源场站）每月临修总额度不超
过12小时；
2、若常规电源因 AGC 设备优化或按照相应调度机构要
求进行 AGC 相关性能试验的，试验期间给予免考核免补偿。
（六）AGC 各项目考核总分最大不超过 30 分/万千瓦。
第十九条 调度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。列入调管范围的并网风电场、光伏电站应具备有
功功率调节能力，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度机构远方发送的有功功率控制信
号，确保风电场最大有功功率值不超过电力调度机构的给定
范围。不具此项功能者，每月按20分/万千瓦考核。
（一）有功功率控制系统考核指标：
1、风电场、光伏电站的有功功率控制系统可用率应达
到99%，每降低1%按1分/万千瓦考核。
风电场、光伏电站的有功功率控制系统可用率=场站有
功功率自动控制系闭环时间/新能源出力大于额定容量20%
的时间*100%。
2、风电场、光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功
功率变化值，要求月均10min 最大功率变化不超过装机容量
的33％，月均1min 最大功率变化不超过装机容量的10％，每
超出1%按10分/月考核，功率变化仅考核功率上升阶段的变
化，因环境因素变化导致的功率下降速率过快不予考核。
3、合格率：子站执行的合格点数/主站下发调节指令次
数*100%
死区为不超过场站装机容量的3%视为合格，合格率应大
于99%，每降低1%按1分/万千瓦考核。合格率考核仅针对功
率上升阶段的变化，因环境因素变化导致的功率下降速率过
快不予考核。
4、响应时间：<=120s
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1分每万千瓦考核。
响应时间考核仅针对功率上升阶段的变化且出力大于
20%装机容量的情况，因环境因素变化导致的功率下降速率
过快不予考核。
（二）免考核条款
1、若出现设备缺陷故障，导致 AGC 无法投运时，若新
能源场站及时向调度汇报并提交书面临时检修申请，可在申
请期内给予免考核免补偿，若超出申请期限，对超出部分进
行考核，同一原因导致的临修申请，只能提交一次，不能申
请延期改期，任一电厂（含新能源场站）每月临修总额度不
超过12小时；
2、若新能源场站因 AGC 设备优化或按照分中心要求进
行 AGC 相关性能试验的，试验期间给予免考核免补偿。
（三） AGC 各项目考核总分最大不超过20分/万千瓦。
第二十条 并网发电厂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。
并网发电厂采用有偿无功控制时需征得电力调度机构同意。
发电机组无功调节按如下方式进行考核：
（一）电力调度机构按月向直调电厂下发母线电压曲线，
并作为无功辅助服务考核的依据。并网发电厂按照电力调度
机构下达的电压曲线进行无功控制。
电力调度机构统计计算各并网发电厂母线电压月合格率，
发电企业月度电压曲线合格率：750kV 及 330kV 应达到
100%，220kV 应达到 %，110kV 应达到 %，每降
低 %按 9 分/月考核。
电压曲线合格率计算方法：母线电压值在调度机构下达
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。调度机构 EMS 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。
（二）若并网发电厂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。
（三）并网发电厂的 AVC 装置投入运行，并与电力调度
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。
（四）并网发电厂发电机组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。
第二十一条 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，无故不按照设计要求安装无功补偿装置者，按
每月 20 分/万千瓦考核。无功补偿装置必须按照电力调度机
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%，达不到要求可用率
缺额每个百分点按 6 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%
新能源汇集站的考核，由汇集站各个业主按照接入该汇
集站的装机容量比例分摊。
新能源场站或汇集站的无功补偿装置每月考核分值不
超过 20 分/万千瓦。
第二十二条 接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光
伏发电站内风电机组、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。不符合要求者，应限期进行技术改造。在调度机
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。
电力调度机构抽查或抽检时发现风电场、光伏发电站风
电机组、光伏逆变器以及动态无功补偿设备等高、低压故障
穿越能力不满足相关技术要求，而风电场、光伏发电站没有
汇报电力调度机构时，按每次 20 分/万千瓦考核。
第二十三条 除已列入关停计划的机组外，并网发电厂
单机 200MW（其中新疆、青海 100MW）及以上火电机组和
单机 20MW 及以上、全厂容量 50MW 及以上水电机组或水
电厂应具备 AVC 功能，在投入商业化运行前应与调度机构
的 EMS 系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。
新投运机组在并网前应具备 AVC 功能、完成厂站内闭环
调试，并具备与电力调度机构相应 AVC 系统闭环联调的条
件。
对并网发电机组提供 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。
（一）并网发电机组不具备 AVC 功能按每月 10 分/万千
瓦考核。加装 AVC 设备的并网发电厂应保证其正常运行，
不得擅自退出并网机组的 AVC 功能，并网发电机组 AVC 功
能已正式投运后由于 AVC 设备故障、消缺等问题导致退出
AVC 功能的按 分/小时考核。AVC 机组的调节容量发生
变化时，电厂应提前一周报相应调度机构备案，未及时报送
按每次 2 分/万千瓦考核。
（二）并网机组 AVC 月投运率应达到 98%，每降低 1%
按 2 分/万千瓦每月考核。全厂成组投入的 AVC，AVC 投运
率按全厂统计。
（三）调度机构通过 AVC 系统按月统计考核机组 AVC
装置调节合格率。调节合格率应达到 99%，每降低 1%按 1
分/万千瓦考核。
（四）机组 AVC 的投运率、调节合格率技术标准如下：
1. AVC 投运率=机组投入 AVC 闭环运行时间/机组出力
满足 AVC 运行时间×100%。（火电机组投入 AVC 运行的有
功出力范围为 100%-40%额定出力，水电机组投入 AVC 运行
的有功出力范围为 100％-0%额定出力。机组出力满足 AVC
运行时间，应不含期间因电网运行需要按照相应调度机构调
度指令退出 AVC 的运行时间。）
2. AVC 调节合格率=执行合格点数/ 调度机构下发调节指
令次数×100%。
（五）并网机组每月 AVC 考核分值不超过 10 分/万千瓦。
第二十四条 接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光
伏电站应具备无功功率调节能力，根据电力调度机构指令，
通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场、光伏电站发
出（或吸收）的无功功率，按照调度机构要求实现对并网点
电压的控制，满足风电场、光伏电站内风电机组、光伏并网
逆变器和动态无功补偿设备的协调控制要求。新投运风电场、
光伏电站在并网前应具备 AVC 功能，并在并网后 1 个月内
具备与电力调度机构相应 AVC 系统闭环联调的条件。
风电场、光伏电站 AVC 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。
（一）风电场、光伏电站不具备 AVC 功能按每月 10 分/
万千瓦考核考核。加装 AVC 设备的风电场、光伏电站应保
证其正常运行，不得擅自退出并网风电场、光伏电站的 AVC
功能，并网风电场、光伏电站 AVC 功能已正式投运后由于
AVC 设备故障、消缺等问题导致退出 AVC 功能的按每天 1
分/万千瓦考核。AVC 机组的调节容量发生变化时，电厂应
提前一周报相应调度机构备案，未及时报送按 30 分/次考核。
（二）风电场、光伏电站 AVC 月投运率应达到 98%，每
降低 1%按 2 分/万千瓦每月考核，风电场、光伏电站投入的
AVC，AVC 投运率按全厂统计。
（三）调度机构通过 AVC 系统按月统计考核风电场、光
伏电站 AVC 装置调节合格率。调节合格率应达到 90%，每
降低 1%按 1 分/万千瓦考核。
（四）风电场、光伏电站的 AVC 装置投入运行，并与电
力调度机构主站 AVC 装置联合闭环在线运行的电厂，免除
电网营销部门根据功率因素收取的用户力调电费。
（五）风电场、光伏电站 AVC 的投运率、调节合格率技
术标准如下：
1. AVC 投运率=风电场、光伏电站投入 AVC 闭环运行时
间/风电场、光伏电站并网运行时间×100%。（风电场、光伏
电站投入 AVC 运行的有功出力范围为 100％-0%额定出力。
风电场、光伏电站出力满足 AVC 运行时间，应不含期间因
电网运行需要按照相应调度机构调度指令退出 AVC 的运行
时间。）
调节合格率=执行合格点数/ 调度机构下发调节指
令次数×100%。
（六）风电场、光伏电站组每月 AVC 考核分数不超过
10 分/万千瓦。
第二十五条 并网同步发电机组必须具备一次调频功能。
一次调频技术指标应满足《西北电网发电机组一次调频技术
管理规定》的技术要求。不符合要求者，应限期进行技术改
造。未按期完成改造，按照50分/月考核。
对并网发电机组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、一次调频月度平均合
格率考核、一次调频大频差扰动性能考核。
（一）并网运行的机组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度机构自动化系统。并网发电厂不
得擅自退出机组一次调频功能，否则按10分/小时考核。
（二）机组一次调频的人工死区、转速不等率、最大负荷
限幅、响应时间技术标准如下：
1．一次调频的人工死区：电液型汽轮机调节控制系统的
火电机组死区控制在± 内；机械、液压调节控制系统
的火电机组死区控制在± 内；水电机组死区控制在±
内。
2．转速不等率： 火电机组转速不等率不大于 5%，水电
机组转速不等率（永态转差率）不大于3%。
3．一次调频的最大调整负荷限幅：
（1）水电机组除振动区及空化区外不设置限幅；
（2）额定负荷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负荷的±6％；
（3）额定负荷300～590MW 的火电机组，一次调频的负
荷调整限幅为机组额定负荷的±8％；
（4）额定负荷100～290MW 的火电机组，一次调频的负
荷调整限幅为机组额定负荷的±10％；
（5）额定负荷100MW 以下的火电机组，一次调频的负
荷调整限幅为机组额定负荷的±8％。
（6）燃气机组参与一次调频的负荷调整幅度参照火电机
组。
（7）额定负荷运行的火电机组，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负荷的5%。
4. 一次调频的响应特性:
（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：应小于3s；
水电机组：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。
（2）所有机组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%。
（3）在电网频率变化超过机组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。
5.上述1-4项任一项不满足要求，每项按10分/月考核。
（三）一次调频月度平均合格率：
一次调频积分电量：电网频率超出 50±（水电机组
按50± 计算）时起到恢复至50±（水电机组按
50± 计算）时止，实际发电出力与起始实际发电出力
之差的积分电量，高频少发或低频多发电量为正值，反之，
高频多发或低频少发电量为负值。机组当月一次调频积分电
量为当月每一次电网频率超出50±（水电机组按50±
计算）时一次调频电量的代数和。其中，若单次频率
扰动事件期间，出现一次调频与 AGC 同时动作情况，则该
次一次调频积分电量不计入月度统计结果。
一次调频月度平均合格率：发电机组一次调频月度总实
际积分电量与理论月度积分电量之比的百分数。
（1）火电、燃气机组一次调频平均合格率不小于70%。
（2）水电机组一次调频平均合格率不小于60%。
火电机组一次调频月度平均合格率考核分数=(70%-λ合
格率)*5*100*α运行；
水电机组一次调频月度平均合格率考核分数=(60%-λ合
格率)*5*100*α运行；
其中，λ合格率为机组一次调频月度平均合格率；
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/本月总小时数。
（四）一次调频大频差扰动性能考核：
当电网发生频率超过50± 大频差扰动时，开展机组
一次调频专项考核。
定义大频差扰动下机组一次调频合格率 ，计算公式
如下：
其中， 为机组一次调频出力响应合格率，具体为在频
率变化超过一次调频死区下限（或上限）开始至机组一次调
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。
为机组一次调频贡献电量合格率，具体为在频率变化
超过一次调频死区下限（或上限）开始至机组一次调频应动
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。
单次大频差扰动一次调频合格率 应不小于80%，低
于80%，按200分/次考核。
第二十六条 接入35kV 及以上电压等级的风电场、光伏
发电站应具备一次调频功能。
对新能源场站一次调频的考核内容包括：一次调频调度
管理考核、一次调频大频差扰动性能考核。
（一）一次调频调度管理考核：
各新能源场站应按照能源监管机构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5分/月考核。
（二）一次调频大频差扰动性能考核：
当电网发生频率超过50± 大频差扰动时，开展一次
调频专项考核。
定义大频差扰动下一次调频合格率 ，计算公式如下：
其中， 为一次调频出力响应合格率，具体为在频率变化
超过一次调频死区下限（或上限）开始至一次调频应动作时
间内（如果时间超过60秒，则按60秒计算），新能源场站实
际最大出力调整量占理论最大出力调整量的百分比。
为机组一次调频贡献电量合格率，具体为在频率变化超
过一次调频死区下限（或上限）开始至一次调频应动作时间
内（如果时间超过60秒，则按60秒计算），新能源场站一次
调频实际贡献电量占理论贡献电量的百分比。
单次大频差扰动一次调频合格率 应不小于 60%，低于
60%，按 1 分/次考核。
第二十七条 并网发电厂应严格执行相关调度机构的励
磁系统、调速系统、AGC、自动化设备和通信设备等有关系
统参数管理规定。
（一）并网发电厂应按相关调度机构的要求书面提供设
备（装置）参数，设备（装置）参数整定值应按照相关调度
机构下达的整定值执行。并网发电厂改变设备（装置）状态
和参数前，应经相关调度机构批准。对于擅自改变设备（装
置）的状态和参数的并网发电厂，按 200 分/次考核
（二）新（改、扩建）机组应按规定完成励磁、PSS、调
速系统实测建模试验并向相应调控机构提交通过审核认证
的相关报告，否则调度可将其视为不具备并网条件，未按规
定完成试验并提交报告按每项 10 分/万千瓦每月考核。
（三）汽轮发电机组频率异常保护应满足《电网运行准
则》中频率异常运行能力的要求；水轮发电机频率异常运行
能力应优于汽轮发电机，否则按每项 10 分/万千瓦每月考核。
（四）并网发电机组应满足以下协调关系：励磁系统转
子过励限制与转子过负荷保护；励磁系统 V/Hz 限制与发变
组过激磁保护；励磁系统低励限制与发变组失磁保护；低频
保护与低频减载装置等，汽轮发电机组还应满足过频保护与
汽轮机超速保护控制（OPC）、高频切机协调关系，否则按每
项 10 分/万千瓦每月考核。
在系统接线或运行方式发生变化时，或其他需要的情况
下，发电企业内部与电网有关的继电保护和安全稳控装置，
应按相关调度机构规定和要求及时校核更改保护定值及运
行状态并向相应调度机构上报备案。无故延期者，按 50 分/
天考核。造成电网事故者，除依据《电网调度管理条例》追
究相关责任人责任外，按 500 分/次考核。
第二十八条 并网发电厂应参与电力系统调峰，机组的
调峰能力应达到以下标准：
（一）为确保电网安全调峰，提升新能源消纳能力，纯
凝机组与处于非供热期的热电机组的调峰能力应不小于
50%额定容量；供热期热电机组按相关专业机构认定的调峰
能力参与调峰，不足部分纳入调峰能力考核范围。
（二）风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组在电
网安全和供热受到影响时，应通过购买辅助服务等方式适当
参与调峰。
（三）燃气机组和水电机组调峰能力应达到额定容量的
100％。
对机组调峰能力进行如下考核：
(一) 发电企业应按调度机构要求及时、准确、完整申报
本企业每台机组次日最大、最小可调出力 96 点曲线。若机
组申报出力上限低于机组铭牌出力上限或下限高于机组基
本调峰能力下限，减少的调峰电量按 分/万千瓦时考核。
减少的调峰电量计算：
其中：W1 为减少的调峰电量；
式中： 为机组铭牌出力上限；
为机组申报出力上限；
为机组调峰能力下限；
为机组申报出力下限；
i 为 1~96 个时间段；
T 为时间段划分（15min）。
（二）发电企业实际调峰能力与上报调峰能力不符，按
额定容量每次 10 分/万千瓦考核。
第二十九条 并网发电厂应严格执行调度机构下达的机
组日发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式的安排。
调度机构根据电网情况需要修改发电曲线时，应提前 15 分
钟通知并网发电厂。
火电发电企业应严格执行调度机构下达的 96 点日发电
计划曲线（或实时调度曲线）。当 EMS 系统采样的电厂实际
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 后计入月度偏差绝
对值积分电量。以月度偏差绝对值积分电量为依据，按 2 分/
万千瓦时考核。
下列情况，经调度机构同意可免于考核：
1.机组 AGC 功能参与电网频率和联络线调整期间；
2.火电机组启停期间；
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.机组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。
6.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。
第三十条 所有并网发电厂有义务共同维护电网频率和
电压合格，保证电能质量符合国家标准。
并网发电厂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，否则按机组每月 2 分/万千瓦考
核。
并网发电厂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。并网发电厂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。
风电场安装的风电机组、光伏发电站安装的并网逆变
器应满足功率因数在超前 到滞后 的范围内动态可
调，否则按场站每月 2 分/万千瓦考核。
第三十一条 被确定为黑启动电源的发电企业，每年 1
月 15 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度机构。能源监管机构、
电力调度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。提供黑启动的并网发电机组，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）电力调度机构确定为黑启动的发电厂，因电厂自
身原因不能提供黑启动时，电厂应及时汇报所属电力调度机
构，并按每月 2 分/万千瓦考核。
（二）电力调度机构检查时发现电厂不具备黑启动能力，
而电厂没有汇报电力调度机构的，按每次 4 分/万千瓦考核。
（三）电力调度机构在系统发生事故或其他紧急情况需
要确定为黑启动的发电厂提供黑启动服务，而电厂没能提供
该服务，按水电每次 100 分/万千瓦、火电机组每次 200 分/
万千瓦考核。
第三十二条 风电场、光伏电站应按照国家相关规定，
具备风电或光伏功率预测功能，不具备此功能者，需限期整
改，逾期未完成整改者按每月 500 分考核。
风电场、光伏电站应按时向电力调度机构报送短期及
超短期功率预测曲线，预测上传率应大于 95%,若未达标，每
降低 1%按全场容量×6 分/万千瓦考核，由于主站原因造成上
传率未达标的不予考核。
风电场、光伏电站功率预测上传率的考核每月不超过 500
分。
第三十三条 （一）风电场、光伏电站应按时向电力调
度机构报送短期功率预测曲线，风电场提供的日预测曲线最
大误差不超过 25%，光伏电站提供的日预测曲线最大误差不
超过 15%，若未达标，则按偏差积分电量 1 分/万千瓦时考核。
（风电、光伏出力因电网原因受控时段，以可用功率代替实
际功率进行计算。）
日预测曲线最大误差值计算公式如下：
其中：
i 是点数，
n 是 96 点，
是第 i 点可用功率预测值，
是第 i 点的实际功率。
（二）风电场、光伏电站应按时向电力调度机构报送
超短期功率预测曲线，风电厂超短期预测曲线第 2 小时调和
平均数准确率不小于 80%，光伏发电站的超短期预测曲线第
2 小时调和平均数准确率不小于 75%，若未达标，每减少 1%
按全场装机容量× 分/万千瓦考核。（风电、光伏出力因电
网原因受控时段，以可用功率代替实际功率进行计算。）
其中：
n 是点数，
n 是 96 点，
是第 i 点可用功率预测值，
是第 i 点的实际功率。
（三）新能源理论发电功率指在当前风、光资源条件下，
所有发电机组均可正常运行时能够发出的功率；可用发电功
率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够
发出的功率。可用发电功率日相对误差应小于 3%，每降低
1%按全场装机容量× 分/万千瓦考核。
其中，Em,j 为待评价时段 j 内新能源场站实际发电量，
Et,j 为待评价时段 j 内新能源场站可用发电量，T 为统计周期。
（四）上述考核中，风电场、光伏电站总考核分值按照
不超过 100 分/万千瓦设置。
（五）风电场、光伏电站的短期、超短期功率预测考核
于并网一年后开展。
第四章 检修管理
第三十四条 并网发电厂应按《发电企业设备检修导则》
（DL/T838-2003）及区域内相应调度机构《电网发电设备检
修管理办法》、《电力系统调度规程》的规定，向调度机构提
出厂内发输变电设备的年度、月度、日检修申请，并按照调
度机构下达的年度、月度、日检修计划严格执行。并网发电
厂应按照调度机构批准的检修工期按时保质地完成检修任
务。
不按时上报年度、月度、日前检修计划的工作，按额
定容量 1 分/万千瓦考核。检修计划上报后，因申请内容不准
确，导致检修票退票的，按 1 分/次考核。月度、年度计划中
要求调整（含新增、变更工期和检修等级、取消）检修计划
的工作，分别按单机额定容量 5 分/万千瓦、3 分/万千瓦考核。
设备检修期间，调度机构可以批准电厂申请延期一次，
因电厂原因检修工作不能按调度批复的最终工期完工，按额
定容量 3 分/万千瓦考核；超期工作应在计划完工结束时间
后 24 小时内提交临修申请，否则按额定容量 20 分/万千瓦考
核。
厂内发输变电设备非计划停运消缺时间超过 24 小时，
且停运后 24 小时内未提交故障抢修申请的，按单机额定容
量 20 分/万千瓦考核。
第三十五条 并网发电厂外送输变电设备应尽可能与发
电机组检修同时进行。涉网的继电保护及安全自动装置、自
动化及通信等二次设备的检修应尽可能与一次设备的检修
配合。
第五章 技术指导和管理
第三十六条 调度机构应按照能源监管机构的要求和有
关规定，对并网发电厂开展技术指导和管理工作。
第三十七条 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、继电保护故障信息子站，故障录波器、
通信设备、自动化设备、励磁系统及 PSS 装置、调速系统、
直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉网技术设备
（AGC、AVC）等应纳入调度机构运行管理，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
按调度机构有关设备参数管理的规定执行。并网发电厂还应
定期委托有资质的试验部门对涉网设备进行参数实测，由能
源监管机构指定的认证部门进行认证，并及时向调度机构报
送设备试验报告及技术资料。还应按照上级调度机构下发的
母线等值等参数及时校核本厂保护定值，并将校核结果按期
报送对应上级调度机构部门备案。要求当参数发生变化时，
应及时报送相关调度机构重新进行备。
第三十八条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂继电
保护和安全自动装置，包括发电机组涉及机网协调的保护开
展技术指导和管理工作。
1.对因并网发电厂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，相关调度机构应
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。
2.并网发电厂应按国家、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，并定期向相关调度机构报告
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
10 分/月考核。
3.并网发电厂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，对到达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、行业的标准和调度机构有关规
程规定。设备未按期改造，按 30 分/次考核。不满足规程规
定的，不予投入运行。
4.按调度机构继电保护运行管理有关要求，并网发电厂
应定期开展设备运行分析和评价，并填报保护设备台账及动
作报表等信息。未按要求开展保护运行分析评价者，按 10
分/次考核；未按时报送保护设备及其动作信息者，按 10 分/
月考核。
5.风力及太阳能发电站继电保护配置及整定应符合
GB/T32900、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。
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，每项每天按并网发电厂全厂容量
分/万千瓦考核。
7.风力及太阳能发电站应具备快速切除站内汇集系统单
相故障的保护措施，110kV 及以上风力及太阳能发电站的升
压站汇集母线应配置母线保护。对不满足要求的，限期整改。
未按要求进行整改的，每项每天按并网发电厂全厂容量
分/万千瓦考核。
第三十九条 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，包括发电机组涉及机网协调的保护的
运行管理、定值管理、检验管理、装置管理应按照调度规程
执行。调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂继电保护和
安全自动装置运行工作进行如下考核：
1.并网发电厂主要继电保护和安全自动装置(风力及太
阳能发电站升压站继电保护)不正确动作，每次按并网发电厂
全厂容量 1 分/万千瓦考核；造成电网事故的，每次按并网发
电厂全厂容量 3 分/万千瓦考核。
2.并网发电厂继电保护和安全自动装置因未正确投退等
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，每次按并网发电厂全厂容量 5 分/万千瓦考核。
3.并网发电厂不能提供完整的故障录波数据影响电网事
故调查，每次按并网发电厂全厂容量 分/万千瓦考核。
4.并网发电厂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 24 小时内未消除继电保护和安全自动
装置设备缺陷，每次按并网发电厂全厂容量 分/万千瓦考
核，同时按并网发电厂全厂容量 分/万千瓦每天对超时时
间进行考核。
5.并网发电厂未按计划完成继电保护和安全自动装置隐
患排查整改，超过计划时间的按并网发电厂全厂容量 分/
万千瓦每天考核。
6.系统安全自动装置正确动作，造成相关机组减出力或
跳闸的，由全部电厂分摊补偿。不正确动作的，由责任方承
担补偿。
第四十条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂通信设
备开展技术指导和管理工作。
1.并网发电厂通信设备的配置及运行维护应满足调度机
构有关规程和规定。
2.并网发电厂至电网的通信系统应满足“双设备、双电源、
双路由”的要求。
3.并网发电厂调度交换系统应通过两个独立路由接入电
力调度交换网。
4.并网发电厂应按调度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。
5.因并网发电厂原因造成通信事故时，应按相应调度机
构的通信设备事故处理预案进行处理和抢修。事故处理完成
后，并网发电厂应及时提交事故处理报告。
6.并网发电厂应落实电厂通信系统的运维维护责任，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。
调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：
1.由于并网发电厂通信原因，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，每次按并网发电厂全厂容量 2 分/万千瓦
考核。
2.未明确落实通信运维责任的，每发现一次按并网发电厂
全厂容量 3 分/万千瓦考核。
3.未按照电网调度机构要求按时完成通信系统改造及问
题整改的，每月按并网发电厂全厂容量 5 分/万千瓦考核。
4.由于并网发电厂通信原因，造成并网发电厂通信出现下
列情形的，每次按并网发电厂全厂容量 10 分/万千瓦考核。
（1）并网发电厂的调度电话业务、调度数据网业务及实
时专线通信业务全部中断；
（2）造成线路一套主保护的通信通道全部不可用，且持
续时间 8 小时以上；
（3）一套安全自动装置的通信通道全部不可用，且持续
时间 72 小时以上；
（4）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；
（5）机房不间断电源系统、直流电源系统故障，造成通
信机房中的自动化、信息或通信设备失电，且持续时间 24
小时以上。
5.由于并网发电厂通信原因，造成并网发电厂通信出现
下列情形的，每次按并网发电厂全厂容量 5 分/万千瓦考核。
（1）并网发电厂的调度电话业务或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
信光缆纤芯或电缆线路故障，且持续时间 8 小时以上；
（3）机房不间断电源系统、直流电源系统故障，造成自
动化、信息或通信设备失电；
（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。
第四十一条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂自动
化设备开展技术指导和管理工作。
并网发电厂应满足《中华人民共和国网络安全法》、《电
力监控系统安全防护规定》（国家发改委 14 号令）和《国家
能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案和评估规
范的通知》（国能安全〔2015〕36 号）的要求，在生产控制
大区与广域网的纵向连接处部署经过国家制定部门认证的
电力专用纵向加密装置或者加密认证网关及相应设备，实现
双向身份认证、数据加密和访问控制,确保并网发电厂二次系
统的安全。
并网发电厂的自动化系统和设备应同时通过两级调度
数据网接入相应调控机构主站系统，满足双通道要求。电厂
端接入的各类自动化信息(远动、PMU、电量等)应满足调控
机构对接入信息的要求。并网发电厂自动化系统和设备应采
用发电厂直流系统所提供的直流或逆变的交流供电，或者配
置容量满足要求的独立 UPS 电源，自动化设备应配置双电源
模块，且供电电源来自两路不同不间断电源，不满足要求按
并网发电厂全厂容量× 分/万千瓦每天考核。
并网发电厂自动化系统和设备故障时，应按相应调度机
构自动化设备运行管理规程进行处理和抢修。事故处理完成
后 3 日内，并网发电厂未向相关调度机构提交故障报告，按
2 分/天考核。
调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：
1.并网发电厂应向调度机构准确、实时传送要求的调度
自动化信息,正确接受调度机构下发的指令。对信息量传输不
完整的，限期整改。未按要求进行整改的，每项每天按并网
发电厂全厂容量×1 分/万千瓦考核。对调度机构下发的指令
不执行的，每次按并网发电厂全厂容量×1 分/万千瓦考核。
2.并网发电厂处于安全区Ⅰ、Ⅰ的业务系统的安全防护应
满足国家有关规定和相应调度机构的具体要求。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。
并网发电厂违规造成监控系统生产控制大区与互联网联通
的，每次按并网发电厂全厂容量×20 分/万千瓦考核；监控系
统内部安全分区、安防边界不完善造成生产控制大区和管理
信息大区互联的，每次按并网发电厂全厂容量×5 分/万千瓦
考核；并网发电厂安全防护方案未报送调度机构的，按 50
分/月考核；网络结构与安全防护方案不一致的，每次按并网
发电厂全厂容量×3 分/万千瓦考核；未按照要求定期开展电
力监控系统安全评估，每次按并网发电厂全厂容量×2 分/万
千瓦考核；存在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
及密码设置不符合要求的按 2 分/次考核。由于并网发电厂原
因存在不符合安全访问策略事件或被调控机构监测到紧急
告警，按 10 分/次考核。如由于并网发电厂电力监控系统安
全防护原因造成电网事故，每次按并网发电厂全厂容量×50
分/万千瓦考核。应配备电力专用纵向加密装置而未配备装置
者，按并网发电厂全厂容量×1 分/月考核。
3.事故时遥信误动、拒动，每次按并网发电厂全厂容量
1 分/万千瓦考核；正常运行时遥信频繁误动，每次按并网发
电厂全厂容量 分/万千瓦考核。
4.遥测月合格率、遥信月合格率低于 ％时，每降低
1 个百分点按并网发电厂全厂容量 1 分/万千瓦考核。
5.发电厂自动化系统和设备原因造成量测数据跳变、实
时数据长时间不刷新或错误的，按并网发电厂全厂容量×
分/万千瓦每天考核。
6.发电厂 PMU 中断或 PMU 量测数据存在缺陷，按并网
发电厂全厂容量× 分/万千瓦每天考核。电网事故时并网发
电厂未能正确提供 PMU 量测数据影响事故分析的，每次按
并网发电厂全厂容量×1 分/万千瓦考核。
7.发电厂电能量采集终端中断或电量数据存在缺陷，按
并网发电厂全厂容量× 分/万千瓦每天考核。
8.并网发电厂的纵向加密装置退出密通状态或未经调度
机构许可私自关机或旁路时，按 3 分/每天考核。
第四十二条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂励磁
系统和 PSS 装置开展技术指导和管理工作。
1.并网发电厂的励磁系统和 PSS 装置的各项技术性能参
数 应 达 到 《 大 型 汽 轮 发 电 机 交 流 励 磁 系 统 技 术 条 件 》
（DL/T843-2003）、《大型汽轮机自并励静止励磁系统技术
条件》（DL/T650-1998）等国家和行业有关标准的要求。调
度机构有权督促并网发电厂进行相关试验。
2.并网发电厂单机 200MW（其中青海、新疆 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，并网发电厂其他机组应根据西北电网稳定运行的需要配
置 PSS 装置。
调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：
1.按要求应配置 PSS 装置的并网发电厂未配置 PSS 装置，
按全厂容量 1 分/万千瓦每月考核。
2.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 个百分点（含不足 1 个百分点）
按机组容量 分/万千瓦每月考核。
3.强励倍数不小于 倍，否则，按机组容量 1 分/万千瓦考
核。
第四十三条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂调速
系统开展技术指导和管理工作。
1.并网发电厂的发电机组调速系统的各项技术性能参数
应 达 到 《 汽 轮 机 电 液 调 节 系 统 性 能 验 收 导 则 》
（DL/T824-2002）、《水轮机电液调节系统及装置基本技术
规程》（DL/T563-1995）等国家和行业有关标准的要求。调
度机构有权督促并网发电厂进行相关试验。
2.并网发电厂的发电机组必须具备并投入一次调频功能，
当电网频率波动时应自动参与一次调频。并网发电机组一次
调频应满足《西北电网发电机组一次调频技术管理规定》的
技术要求。
第四十四条 调度机构按其管辖范围对并网发电厂高压
侧或升压站电气设备开展技术指导和管理工作。
1. 并网发电厂高压侧或升压站电气设备应及时消除设
备的缺陷和安全隐患，确保设备的遮断容量等性能达到电力
行业规程要求。若不能达到要求，并网发电厂应按调度机构
的要求限期整改，未按期整改的并网发电厂每月按并网发电
厂全厂容量 2 分/万千瓦。
2.并网发电厂高压侧或升压站电气设备外绝缘爬距应与
所在地区污秽等级相适应，不满足污秽等级要求的应予以调
整，受条件限制不能调整的应采取其它的防污闪措施。
3.并网发电厂高压侧或升压站电气设备的接地装置应根
据地区短路容量的变化，校核其（包括设备接地引下线）热
稳定容量。对于升压站中的不接地、经消弧线圈接地、经低
阻或高阻接地的系统，必须按异点两相接地校核接地装置的
热稳定容量。
4.并网发电厂升压站主变中性点接地方式应满足调度机
构的要求。
调度机构按其调度管辖范围对并网发电厂进行如下考核：
1.并网发电厂高压侧或升压站电气设备发生影响电网安
全的事故，每次按并网发电厂全厂容量 2 分/万千瓦考核。
2.并网发电厂高压侧或升压站电气设备主设备可用率不
小于 99％，预试完成率为 100％，影响设备正常运行的重大
缺陷的消缺率为 100％。若以上指标每降低 1 个百分点（含
不到 1 个百分点），按并网发电厂全厂容量 1 分/万千瓦考核。
第四十五条 调度机构按其管辖范围对并网水电厂水库
调度开展技术指导和管理工作。
1.并网水电厂的水库调度运行管理应满足国家和行业有
关规定和调度规程有关规定的要求。调度机构按照调度管辖
范围负责水库调度运行管理和考核工作。
2.调度机构及并网水电厂应做好水调自动化系统（或水
情测报系统）的建设管理工作，制定水调自动化系统（或水
情测报系统）管理规定，保证系统稳定、可靠运行，并按
《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求做好安全防
护工作。调度机构及水电厂应保证水调自动化系统（或水情
测报系统）维护管理范围内通信通道的畅通，负责水调自动
化系统的信息维护。并网发电厂应按规定向调度机构水调自
动化系统传送水情信息及水务计算结果，并保证传送或转发
信息的完整性、准确度和可靠性，否则每次按并网发电厂全
厂容量 分/万千瓦考核。
3.调度机构应遵照流域水行政主管部门规定，合理利用
水力资源，充分发挥水库的综合效益和水电厂在电网运行中
的调峰、调频和事故备用等作用。按照水行政主管部门水量
调度命令，负责编制水库群补偿调节方案，开展水库群优化
调度工作等，并网水电厂应按相应调度机构的规定及时上报
月工作简报、月报表、汛情周报、洪水小结、年工作总结等
水情信息，发生重大水库调度事件后，应及时汇报相关调度
机构，并按调度机构事故处理预案进行处理。事故处理完成
后，并网发电厂应及时提交事故处理报告，否则每项按并网
发电厂全厂容量 分/万千瓦考核。
第六章 考核实施
第四十六条 考核的基本原则：全网统一评价标准；按
月度以省（区）为单位分别考核；同一事件适用于不同条款
的考核取考核分数最大的一款。
第四十七条 各级电力调度机构负责其直调发电厂及所
属地区调度调管电厂的并网运行管理考核评分工作。
第四十八条 发电厂并网运行管理考核分值折算为电费，
每分对应金额均为 1000 元，全部用于辅助服务补偿。考核
统计及结算依据《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细
则》相关规定执行。
第七章 监督与管理
第四十九条 电力调度机构、电网经营企业应按照能源
监管机构的要求报送相关文件、资料，向并网发电厂披露相
关信息。信息披露应当采用网站、会议、简报等多种形式，
季度、年度信息披露应当发布书面材料。
第五十条 各级电力调度机构应每季度总结分析并网运
行考核开展情况，并于下季度首月 20 日前书面报属地能源
监管机构。
第五十一条 各级电力调度机构应建立相应的考核技术
支持系统，并网发电厂建设相应配套设施以保证考核顺利实
施。
第五十二条 并网发电厂与电力调度机构、电网经营企
业之间因并网考核、统计及结算等情况存在争议的，由能源
监管机构依法进行调解和裁决。其中，并网发电厂与区域电
力调度机构之间存在争议的，由区域能源监管机构依法进行
调解和裁决。
第五十三条 能源监管机构依法履行职责，可以采取定
期或不定期的方式对并网考核情况进行现场检查，电力调度
机构、电网经营企业、并网发电厂应予以配合。现场检查措
施包括：
询问被检查单位的工作人员，要求其对被检查事项作出
说明；
查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转
移、隐匿、销毁的文件、资料予以封存；
对检查中发现的违法行为，可以当场予以纠正或者要求
限期改正。
第五十四条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电
厂违反有关规定的，能源监管机构应依法查处并予以记录，
造成重大损失和重大影响的，能源监管机构可以处罚并对相
关单位的主管人员和直接责任人员提出处理意见和建议。
第八章 附 则
第五十五条 本细则中涉及到的各种违规情况考核，不
作为减免当事人法律责任的依据。
第五十六条 本细则由国家能源局西北监管局负责解释。
第五十七条 本细则由国家能源局西北监管局根据实际
运行情况及时修订。
第五十八条 本细则自所在省辅助服务市场正式运营起
执行。原执行的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》
（西电监办〔2015〕28 号）同时废止。
西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则
第一章 总 则
第一条 为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，
规范西北区域并网发电厂辅助服务管理，维护电力企业合法
权益，促进电网和发电企业协调发展，根据《并网发电厂辅
助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)和国家有关
法律法规，结合西北电力系统实际，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，由并网发电厂提供的服务，包括：调频、调峰、自动发
电控制（AGC）、无功调节、自动电压控制（AVC）、备用、
黑启动等。
第三条 本细则适用于西北区域省级及以上电力调度机
构直调的发电厂（含并网自备发电厂）和由地调直调的风电、
光伏、装机容量 50MW 及以上的水电站。地调电网内的其它
发电厂并网运行管理参照本实施细则执行。自备电厂有上网
电量的以上网电量部分承担辅助服务费用。新建并网机组通
过整套启动试运行后纳入本细则管理。网留电厂暂不参加补
偿与分摊。
第四条 西北区域能源监管机构依法对辅助服务调用、
考核和补偿情况实施监管。电力调度机构在能源监管机构的
授权下按照调度管辖范围具体实施辅助服务管理统计分析
等工作。
第二章 定义和分类
第五条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
第六条 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，发电机组必须提供的辅助服务，包括
基本调峰、基本无功调节。
（一）基本调峰：发电机组在规定的出力调整范围内，
为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速率进
行的发电机组出力调整所提供的服务。
纯凝火电机组和非供热期的热电机组基本调峰能力应不
小于 50%额定出力，供热期的热电机组基本调峰范围在有关
机构核准后确定，燃气机组和水电机组基本调峰范围 100％
-0 额定出力。风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组在
电网安全和供热受到影响时，应通过购买辅助服务等方式适
当参与调峰。
（二）基本无功调节：火电、水电机组在发电工况时，
在迟相功率因数 至 1 范围内向电力系统发出无功功率
或在进相功率因数 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 至 1 范围内向电力系统发
出无功功率或在进相功率因数 至 1 范围内从电力系统
吸收无功功率所提供的服务。
第七条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务
之外所提供的辅助服务，包括一次调频、有偿调峰、自动发
电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、旋转备用、调停备
用、有偿无功调节和黑启动等。
（一）一次调频：当电力系统频率偏离目标频率时，发
电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏
差所提供的服务。由于目前西北电网机组一次调频性能差异
较大，承担该项服务义务不均，为改善全网频率质量，促进
发电厂加强一次调频管理，将一次调频确定为有偿服务。
（二）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出
力调整范围内，跟踪调度自动控制指令，按照一定调节速率
实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制
要求的服务。
（三）自动电压控制（AVC）是指在自动装置的作用下，
发电厂的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压
器的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达
到最优的无功和电压控制的过程。本办法规定的自动电压控
制（AVC）服务仅指发电机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，满足电力系统电压
和无功控制要求所提供的服务。
（四）有偿无功调节：火电、水电机组在迟相功率因数
小于 的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功率
因数小于 的情况下从电力系统吸收无功功率，以及发电
机组在调相工况运行时向电力系统发出无功功率所提供的
服务。风电场风电机组、光伏电站并网逆变器在迟相功率因
数小于 的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功
率因数小于 的情况下从电力系统吸收无功功率，以及风
电场风电机组、光伏电站并网逆变器在调相工况运行时向电
力系统发出无功功率所提供的服务。
（五）旋转备用：是指为了保证可靠供电，电力调度机
构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，且必须
能够实时调用。
（六）黑启动：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、自维持或快速切负荷（FCB）
能力的发电机组（厂）所提供的恢复系统供电的服务。
（七）稳控装置切机服务：因系统原因在发电厂设置的
稳控装置正确动作切机后应予以补偿。
第八条 对于机组因供热、防冻等要求造成被迫开机的
情况，将一律不参与调峰和备用补偿。
第九条 并网机组的有偿调峰、调停备用补偿在西北五
省（区）辅助服务市场运营规则中规定。
第三章 提供与调用
第十条 并网发电厂有义务提供辅助服务，且应履行以
下职责：
（一）负责厂内设备的运行维护，确保具备提供符合规
定技术标准要求的辅助服务的能力。
（二）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。
（三）配合完成参数校核，并认真履行辅助服务考核和
补偿结果。
（四）根据电力调度指令提供辅助服务。
并网发电厂应按要求委托具备国家认证资质的机构测
试发电机组性能参数和辅助服务能力，测试结果报能源监管
机构和电力调度机构备案。
第十一条 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发电机组特
性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度
的公开、公平、公正。
第十二条 电力调度机构调用并网发电厂提供辅助服务
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
调用”的原则组织、安排辅助服务。
（二） 根据相关技术标准和管理办法对并网发电厂辅
助服务执行情况进行记录和计量，统计考核和补偿的情况。
（三）定期公布辅助服务调用、考核及补偿统计等情况。
（四）及时答复并网发电企业的问询。
（五）定期将辅助服务的计量、考核、补偿统计情况报
送能源监管机构。
第四章 考核与补偿
第十三条 对基本辅助服务不进行补偿，对提供的有偿
辅助服务进行适当补偿。当并网发电厂因其自身原因不能提
供基本辅助服务时需接受考核；当并网发电厂因其自身原因
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《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》。
第十四条 对有偿辅助服务的补偿，实行打分制，按照
分值计算相应补偿费用。
第十五条 一次调频服务补偿：
并网同步发电机组一次调频服务补偿按照一次调频月
度动作积分电量进行补偿。
一次调频月度动作积分电量：电网频率超出 50±
（水电机组按 50± 计算）时起到恢复至 50±
（水电机组按 50± 计算）时止，实际发电出力与起始
实际发电出力之差的积分电量，高频少发或低频多发电量为
正值，反之，高频多发或低频少发电量为负值。一次调频月
度动作积分电量为当月每一次电网频率超出 50±
（水电机组按 50± 计算）时一次调频电量的代数和。
其中，若单次频率扰动事件期间，出现一次调频与 AGC
同时动作情况，则该次一次调频积分电量不计入月度统计结
果。
并网同步发电机组一次调频服务补偿按照一次调频月度
动作积分电量 20 分/万千瓦时补偿。
2、新能源场站具备一次调频功能并通过有资质的电力试
验单位完成一次调频试验，经调度机构审核备案并实际投入
一次调频功能后，根据新能源场站装机容量，每月按 5 分/万
千瓦补偿。
第十六条 有偿调峰服务补偿
（一）深度调峰根据机组实际发电出力确定。由于发
电机组自身原因造成出力低于基本调峰下限的不予补偿。深
度调峰计量以发电机组为单位。
（二）提供深度调峰服务的燃煤火电机组，按照比基
本调峰少发的电量补偿。少发电量的具体计算公式为：
（ > P）
其中 为基本调峰系数 50％， 为机组额定容量，P
为机组实际有功出力。火电机组按少发电量每万千瓦时补偿
3 分。
（三）常规燃煤发电机组按调度指令要求在 72 小时内
完成启停调峰，每次按启停机组容量每万千瓦补偿 20 分；
燃气机组按调度指令要求完成启停调峰，每次按启停机组容
量每万千瓦补偿 分；水电机组按调度指令要求启停机，
每次按启停机组容量每万千万补偿 分。
（四）已实施辅助服务市场化的省（区）按照市场规
则执行，不再依据此条进行补偿。
第十七条 旋转备用服务补偿
NB PK
dtPPKW NB )(
（一）对火电以及承担西北电网系统备用的水电机组提
供旋转备用进行补偿。
（二）火电机组旋转备用供应量定义为：因电力系统需
要，当发电机组实际出力低于最大可调出力、高于 50%额定
出力时，最大可调出力减去机组实际出力的差值在该时间段
内的积分电量，按照以下标准补偿：
1.机组实际出力大于 70%额定出力，低于最大可调出力的，
燃煤火电机组按 分/万千瓦时补偿。
2.机组实际出力大于 50%额定出力，低于 70%额定出力的，
燃煤火电机组按 分/万千瓦时补偿。
（三）燃气、水电机组实际出力低于 70%额定出力时，
额定出力的 70%减去机组实际出力的差值在该时间段内的
积分，按 分/万千瓦时补偿。
并网发电机组运行当日由于电厂原因无法按调度需要达到
申报的最高可调出力时，当日旋转备用容量不予补偿。
第十八条 自动发电控制（AGC）服务补偿，AGC 补偿
可按机组计量也可按电厂计量；
（一）可用率补偿：月可用率达到 98%以上，每提高 1%
补偿 分/万千瓦。
（二）调节容量补偿：AGC 单机模式下：调节容量补偿
应按日统计 AGC 机组在 AGC 指令下的实际最大出力和最
小出力，计算调节容量，按 分/万千瓦补偿。 AGC 全
厂模式下：调节容量补偿应按日统计投入厂级 AGC 的所有
机组在 AGC 指令下的实际最大总出力和最小总出力，计算
调节容量，按 分/万千瓦补偿。
（三）贡献电量合格率补偿：
火电机组：贡献电量合格率补偿=火电贡献合格率×2 分/
万千瓦。、水电机组：贡献电量合格率补偿=火电贡献合格率×
1 分/万千瓦。
其中，贡献电量合格率是指按月统计机组 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初始功率之差的积分值。理
论贡献电量是指在调节速率为标准速率的前提下，AGC 每次
下发调整指令期间实际功率与初始功率之差的积分值（计算
贡献电量时，实际功率与 AGC 指令目标功率同向为正，反
向为负）
第十九条 自动电压控制（AVC）
（一）水电、火电电厂 AVC 补偿按机组计量，风电场、
光伏电站 AVC 补偿按场站计量。
（二）水电、火电电厂装设 AVC 装置的机组，若 AVC
投运率达到 98%以上，且 AVC 调节合格率达到 99%以上，
按补偿电量 分/万千瓦时补偿。装设 AVC 装置的风电场、
光伏电站，若 AVC 投运率达到 98%以上，且 AVC 调节合格
率达到 90%以上，按补偿电量 分/万千瓦时补偿。
水电、火电机组补偿电量=
式中，K 为机组实际 AVC 调节合格率；
为机组容量（万千瓦）；
t 为机组 AVC 投运时间，单位为小时。
风电场、光伏电站补偿电量=
式中，K 为风电场、光伏电站实际 AVC 调节合格率；
为风电场、光伏电站容量（万千瓦）；
t 为风电场、光伏电站 AVC 投运时间，单位为小
时。
（三）水电、火电机组、风电场、光伏电站 AVC 补偿
每月补偿分数最高不大于 20 分/万千瓦。
第二十条 有偿无功服务补偿
根据调度指令，发电机组通过提供必要的有偿无功服务
保证电厂母线电压满足要求，或者已经按照最大能力发出或
吸收无功也无法保证母线电压满足要求时，水电、火电机组
按比迟相功率因数 多发出的无功电量或比进相功率因
数 多吸收的无功电量，以及机组调相运行时发出的无功
电量补偿；风电场风电机组、光伏电站并网逆变器按比迟相
功率因数 多发出的无功电量或比进相功率因数 多
吸收的无功电量，以及风电场风电机组、光伏电站并网逆变
器调相运行时发出的无功电量补偿。
水电、火电机组无功电量的具体计算公式为：
其中，P 为机组有功出力，Q 为无功出力。积分开始及
结束时间 t1,t2 以电网调度机构 EMS 系统数据及相关运行记
录为准。
风电场风电机组、光伏电站并网逆变器无功电量的具体
计算公式为：
其中，P 为风电场、光伏电站有功出力，Q 为无功出力。
积分开始及结束时间 t1,t2 以电网调度机构 EMS 系统数据及
相 关运行记录为准。
火电机组按 1 分/万千乏时补偿；水电机组按 分/万千
乏时补偿；风电场、光伏电站按 1 分/万千乏时补偿;
每月补偿分数最高不大于 20 分/万千乏。
第二十一条 黑启动服务补偿
黑启动服务用于补偿弥补发电机组用于黑启动服务
改造新增的投资成本、维护费用以及每年用于黑启动测试和
人员培训的费用。
具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组
应自行申报并提交具备国家认证资质机构黑启动能力检验
报告，并且每年做一次黑启动实验，经电力调度机构认可，
并报能源监管机构备案。对调度机构按照电网结构指定的黑
启动机组按水电机组每月 1 分/万千瓦，火电机组每月 2 分/
万千瓦，全厂最高 300 分/月补偿。待条件具备后以市场竞价
方式确定黑启动服务。
第二十二条 稳控装置切机补偿
区域稳控装置动作减出力或切机后，按每万千瓦补偿
40 分/次。为提升本电厂送出能力的稳控装置所切机组不予
补偿。
对于纳入跨区超特高压直流安全稳定控制系统切机范围、
且非直流配套电源的发电厂、新能源场站，若有新增安控装
置，则按照新投运的安全自动装置套数，一次性给予 300 分
/套的补偿。若在原有安控装置进行改造，则按照改造的套数，
一次性给予 30 分/套的补偿。
第五章 计量与结算
第二十三条 电力调度机构负责对并网运行管理及辅助
服务调用的情况进行计量，以电力调度机构和发电厂共同认
可的计量数据及调度记录等为准。
计量数据包括电能计量装置的数据、电力调度机构的调度自
动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日
发电计划曲线、电压曲线、电网频率等。
第二十四条 电力调度机构负责组织各有关电力企业建
设相应技术支持系统。技术支持系统主站设在电力调度机构，
进行计量、统计等，并据此进行相关结算。发电企业应设立
子站，进行查询与信息反馈。
第二十五条 遵循专门记帐、收支平衡、适当补偿的原
则，全网统一标准，按调管范围对辅助服务调用情况进行统
计、计算，分省平衡、结算。
第二十六条 辅助服务补偿费用主要来源于以下方面：
全部并网运行管理考核费用；发电机组调试运行期差额资金
的 50%;符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减
去辅助服务补偿所需总金额的差额部分由各省（区）内发电
企业按照上网电量的比例进行分摊。
计算公式如下：
第 i 个电厂需要承担的分摊费用计算公式为：
式中， 等于月度辅助服务补偿所需费用差额；
为第 i 个电厂月度上网电量；
N 为当月上网发电厂的总数。
辅助服务补偿所需总费用与并网运行管理考核总费用依
照并网发电企业并网考核与辅助服务补偿分值计算，每分对
应金额均为 1000 元。
则某并网发电企业结算金额=1000×（∑有偿辅助服务补偿分
数-∑并网运行管理考核分数）+分摊费用。
第二十七条 各级电力调度机构负责其直调发电厂（站）
辅助服务补偿的评分工作。各省（区）电力调控中心负责本
省（区）电网内全部发电厂（站）考核、补偿分值汇总和分
摊计算工作。
各省（区）调度机构将本省（区）电网内各电厂的并网运行
管理考核分、辅助服务补偿分以及纳入辅助服务补偿的发电
机组调试运行期差额资金等按照第二十七条规定合并计算
出各电厂考核补偿结算金额。
第二十八条 考核补偿结算金额按月统计，在下月电费
结算中兑现，月结月清，过期不追溯。当月上网电量不足扣
罚考核电量，剩余部分记账顺延至次月结算，年度结清。
第六章 监督与管理
第二十九条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电
厂应按照能源监管机构的要求报送相关信息资料。电力调度
机构、电网经营企业按规定向并网发电厂披露相关信息。信
息披露应当采用网站、会议、简报等多种形式，季度、年度
信息披露应当发布书面材料。
第三十条 各级电力调度机构负责其直调发电厂及所属
地区调管电厂的辅助服务补偿评分工作，并于每月第 3 个工
作日前向并网发电厂披露上月各直调电厂及所属地区调管
电厂并网考核与辅助服务补偿情况明细。并网发电厂对考核
和补偿情况如有疑义，应在公布后 2 个工作日内向相应电力
调度机构提出复核。电力调度机构经核查后，在接到问询的
2 个工作日内予以答复。并网发电厂经与调度机构协商后仍
有争议的，可向属地能源监管机构提出申诉裁决。
第三十一条 西北电力调度机构应于每月第 7 个工作日
前将上月所调管电厂并网考核与辅助服务补偿情况和明细
报西北能源监管局，经西北能源监管局审核后，由各省（区）
电力调度机构负责对辖区内所有电厂进行统一分摊计算。
第三十二条 各省（区）电力调度机构于每月第 15 个
工作日前将上月本省（区）电网内发电厂运行管理考核与辅
助服务补偿情况和明细（含各电厂当月考核补偿项目内容、
分值计算及全网各考核补偿项目情况）以正式文件和电子版
本形式报属地能源监管机构审核。各属地能源监管机构于每
月第 20 个工作日前公布上月发电厂并网运行管理考核结果。
各省（区）电力公司应于次月底前在厂网电费结算中予以兑
现。
第三十三条 各级电力调度机构应每季度总结分析辅助
服务补偿开展情况，并于下季度首月 20 日前书面报属地能
源监管机构。
第三十四条 并网发电厂与电力调度机构、电网经营企
业之间因辅助服务调用、统计及结算等情况存在争议的，由
能源监管机构依法进行调解和裁决。其中，并网发电厂与区
域电力调度机构之间存在争议的，由区域能源监管机构依法
进行调解和裁决。
第三十五条 能源监管机构依法履行职责，可以采取定
期或不定期的方式对辅助服务补偿情况进行现场检查，电力
调度机构、电网经营企业、并网发电厂应予以配合。现场检
查措施包括：
（一）询问被检查单位的工作人员，要求其对被检查事项
作出说明；
（二）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能
被转移、隐匿、销毁的文件、资料予以封存；
（三）对检查中发现的违法行为，可以当场予以纠正或者
要求限期改正。
第三十六条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电
厂违反有关规定的，能源监管机构应依法查处并予以记录，
造成重大损失和重大影响的，能源监管机构可以处罚并对相
关单位的主管人员和直接责任人员提出处理意见和建议。
第七章 附 则
第三十七条 本细则由国家能源局西北监管局负责解释。
第三十八条 本细则由国家能源局西北监管局根据实际
运行情况及时修订。
第三十九条 本细则自所在省辅助服务市场正式运营起
执行。原执行的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》
（西电监办〔2015〕28 号）同时废止。
