第一條 為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準 確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，構建新型電 力系統，深化電力體制改革，持續推動能源高質量發展，保障電 力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷 儲協調發展，規范光伏發電并網調度運行管理，依據《中華人民 共和國電力法》《中華人民共和國可再生能源法》《電力監管條例》 《電網調度管理條例》《光伏電站接入電力系統技術規定》（GB/T 19964）、《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》（發改能 源〔2016〕625 號）、《電力系統網源技術導則》（GB/T 40594）、 《電力系統網源協調技術規范》（DL/T 1870）、《光伏電站消納 監測統計管理辦法》（國能發新能規〔2021〕57 號）、《電力并網 運行管理規定》（國能發監管規〔2021〕60 號）等制定本細則。 

第二條 本細則原則上適用于通過 10kV 及以上電壓等級并 網、由地（市）級及以上電力調度機構調度的光伏電站，其余光伏電站參照執行。新建光伏電站應自首批發電單元并網當日起， 參與本細則；擴建光伏電站自首批發電單元并網當日起，進行參 數設置更新，自動納入本細則考核管理，免除因擴建期間配合主 站調試引起的技術管理考核。 

第三條 電力調度機構應按國家有關法律規、規章制度及技 術標準的要求，明確相關并網要求和調度管理流程，加強光伏電 站調度管理，為光伏電站接入電網提供必要的服務。光伏電站應 嚴格遵守相關規定。 

第四條 光伏電站應在并網前簽訂購售電合同和并網調度 協議，以并網調度協議中約定的調度對象為基本結算單元參與并 網運行考核及輔助服務補償。

 第五條 能源監管機構負責對轄區內電網企業、電力調度機 構、電力交易機構和光伏電站執行本細則及結算情況實施監管。 華北區域相關省級及以上電力調度機構在能源監管機構授權下  按照調度管轄范圍具體實施所轄電網內光伏電站參與本細則的 執行與結算，運行結果報能源監管機構批準后執行，光伏電站依 據運行結果承擔相應的經濟責任。 

第六條 電力調度機構負責電力系統運行的組織、指揮、指 導和協調，光伏電站應嚴格服從所屬電力調度機構的指揮，迅速、 準確執行調度指令，不得以任何借口拖延或者拒絕執行。接受調 度指令的并網光伏電站值班人員認為執行調度指令將危及人身、 設備或系統安全的，應立即向發布調度指令的值班調度人員報告 并說明理由，由值班調度人員決定該指令的執行或者撤銷。 出現下列事項之一者，定為違反調度紀律，每次按當月裝機 容量×1 小時的標準進行考核。

 （一）未經電力調度機構同意，擅自改變調度管轄范圍內一、 二次設備的狀態、定值，以及與電網安全穩定運行有關的繼電保 護裝置、安全穩定控制裝置、一次調頻、涉網保護、有功控制系 統（AGC）、自動電壓控制系統（AVC）等的參數或整定值（危 及人身及主設備安全的情況除外，但須向電力調度機構報告）。

 （二）拖延或無故拒絕執行電力調度機構下達的保證電網安 全運行的措施、調度指令（包括有功出力未按調度指令執行，搶 發、多發的），或不如實反映調度指令執行情況。 

（三）現場運行人員配置不符合基本要求，特別是無法滿足 現場運行人員 24 小時不間斷倒班，且每值至少保證有 2 人（其 中值長 1 人）具備調度業務聯系資格，滿足 1 人執行調度指令和 另 1 人監護操作的基本要求。 

（四）調度業務聯系期間，現場運行人員不熟知現場設備運 行狀態，連續誤報、錯報設備狀態 2 次及以上；不及時接聽調度 電話，影響電網平衡調整、應急處置；現場值長離開工作崗位期 間未指定具備聯系調度業務資格的接令者。 

（五）調度管轄設備發生事故或異常，5 分鐘內未向電力調 度機構匯報（可先匯報事故或異常現象，詳細情況待查清后匯報， 調度管轄設備發生誤操作事故可能影響電網安全的，應在 1 小時 內匯報詳細情況）。

（六）未按要求向電力調度機構上報試驗申請、方案；或未 能按照電力調度機構安排的測試計劃開展并網測試，且未在規定 時間內上報延期申請。

 （七）其他依據有關法律、法規及規定認定屬于違反調度紀 律的事項。

 第七條 設備檢修計劃要求如下： 

（一）電力調度機構應合理安排電網一次設備（如線路、主 變、母線等）計劃檢修，電網企業應嚴格執行計劃檢修安排，如 電網一次設備檢修影響并網光伏電站運行或檢修的，電力調度機 構應提前通知相關并網光伏電站。電力調度機構安排電網一次設 備檢修計劃應盡可能與并網光伏電站設備檢修配合進行。電力調 度機構應向相關并網光伏電站披露月度計劃檢修安排。 

（二）電力調度機構應合理安排管轄范圍內繼電保護和安全 自動裝置、電力調度自動化及通信、調頻、調壓等二次設備的檢 修。并網光伏電站中此類涉網設備（裝置）檢修計劃，應經電力 調度機構批準后執行。電力調度機構管轄范圍內的二次設備檢修 應盡可能與一次設備的檢修相配合，原則上應不影響一次設備的 正常運行。 

（三）光伏電站應根據有關檢修導則、相應調度規程向電力 調度機構提出設備檢修計劃申請，電力調度機構統籌安排管轄范 圍內并網光伏電站設備檢修計劃。 1、檢修計劃確定之后，雙方應嚴格執行。 2、光伏電站變更檢修計劃，應提前向電力調度機構申請并 說明原因，電力調度機構視電網運行情況和其他發電側并網主體 的檢修計劃統籌安排；確實無法安排變更的，應及時通知相關并 網光伏電站按原批復計劃執行，并說明原因。 3、因電網原因需變更并網光伏電站檢修計劃的，包括并網 光伏電站檢修計劃無法按期開工、中止檢修工作等，電網應提前 與光伏電站協商。 

（四）光伏電站調度管轄范圍內設備檢修工作因其自身原因 出現以下情況之一的，每次按當月裝機容量×0.5 小時的標準進 行考核。 1、不按時上報月度、周、日前檢修計劃的工作。 2、無檢修工作票擅自進行檢修工作。 3、場內升壓站同一出線、開關、主變及母差保護等一、二 次設備重復性停電，導致光伏電站送出能力降低，且年度停電次 數 2 次以上（含 2 次）。 

（五）光伏電站調度管轄范圍內設備檢修工作因其自身原因 出現以下情況之一的，每次按當月裝機容量×0.2 小時的標準進 行考核。 1、檢修計劃確定后，因申請的檢修工作票中設備名稱錯誤、 工作內容錯誤、工作內容與設備名稱不符及相關檢修工作票之間 有沖突導致退票的。檢修工作票其他內容存在錯誤且被退票 2 次 以上（含 2 次）。 2、因光伏電站自身原因，導致電力調度機構批準的計劃檢 修工作臨時取消。 3、計劃檢修工作不能按期完工，且未在規定時間內辦理延 期手續。4、設備檢修期間，辦理延期申請超過 2 次（含 2 次）。 5、設備檢修期間現場未及時與電力調度機構溝通，擅自增 加工作內容，造成無法按期送電。 6、場內發輸變電設備非計劃停運且消缺時間超過 24 小時。 

第八條 光伏電站因頻率、電壓等電氣保護及繼電保護裝 置、安自裝置動作導致光伏發電單元解列不允許自啟動并網。查 明原因后須向值班調度員提出申請，經值班調度員下令同意后方 可并網。若違反上述規定，每次按當月裝機容量×2 小時的標準 進行考核。若違反上述規定，并且光伏發電單元并網于與主網解 列的小地區，按當月裝機容量×4 小時的標準進行考核。

 第九條 光伏電站應按照電力調度機構要求控制有功功率 變化值（含正常停機過程）。光伏電站有功功率變化速率應不超 過 10%裝機容量/分鐘。此項按日進行考核，10 分鐘有功功率變 化按照時間區間內最大值與最小值之差進行統計。因執行調度指 令、太陽能輻照度快速降低，導致光伏電站有功功率變化超出有 功功率變化最大限值的不予考核。變化率超出限值按以下公式計 算考核電量： 功率變化率( ,  lim )101小時 i W Pi c P 其中 Pi,c為 i 時段內超限值的功率變化值，Plim為功率變化限 值。

 第十條 當光伏電站因自身原因（如光伏電站內一二次設備 故障、涉網保護或故障穿越能力不滿足標準要求等）造成光伏發 電單元大面積脫網，一次脫網光伏發電單元總容量超過光伏電站 裝機容量的 30%，每次按當月裝機容量×3 小時的標準進行考核。

 第十一條 光伏電站應嚴格執行電網調度機構下達的調度 計劃曲線（含實時調度曲線），在限制出力時段內，對光伏電站 有功出力值（含場站配套儲能裝置實發電力）與調度計劃曲線的 偏差超過 1%的部分按積分電量的 2 倍考核。 

第十二條 光伏電站應開展光伏發電功率預測工作，并按電 力調度機構要求將光伏運行信息、功率預測結果等內容報電力調 度機構，功率預測準確性和各類數據完整性應滿足國家、行業有 關標準要求。

 （一）光伏電站應按要求裝設輻照度測試儀及附屬設備，并 將輻照度測試儀相關測量數據傳至電力調度機構。光伏電站測光 數據準確率應達到 95%以上，每降低 1 個百分點（不足 1 個百 分點的按 1 個百分點計）按當月裝機容量×0.01 小時的標準進行 考核。

 （二）光伏電站應及時向電力調度機構報送光伏電站裝機容 量、可用容量。光伏電站裝機容量發生變化后，需在 24 小時內 準確上報，光伏電站可用容量發生變化后，需在 4 小時內準確報 告，每遲報 1 次按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。

 （三）光伏電站應向電力調度機構報送理論發電功率和可用 發電功率。理論、可用功率的完整率和正確率按日統計，按月考 核，計算方法見附錄 1。對以上兩指標未達到 100%的，分別每 降低 1%，按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核，兩指標合 計月度考核電量的最大值不超過當月裝機容量×3 小時。 

（四）光伏電站應具備電力調度機構要求上傳單機信息能 力。光伏電站單機信息實時上傳有功、無功、輻照度和狀態四個 遙測（信）量，遙測（信）量的完整率和有功數據的正確率按日 進行統計，按月平均值進行考核。對以上兩指標未達到 100%， 分別每降低 1%，按當月裝機容量×0.1 小時考核，兩指標合計月 度考核電量的最大值不超過當月裝機容量×3 小時。 

（五）光伏電站應向電力調度機構報送光伏發電功率預測結 果。電力調度機構對光伏電站上報功率預測結果進行考核，考核 內容包括上報率、中短期功率預測準確率和超短期功率預測準確 率。在光伏受限時段，預測準確率不計入考核統計。新建和擴建 光伏電站自首批光伏單元并網后 3 個月起參與中短期功率預測 準確率和超短期功率預測準確率考核。 中短期預測是指預測次日 0 時開始至未來 240 小時的新能 源發電功率，超短期預測是指預測自上報時刻起未來 15 分鐘至 4 小時的新能源發電功率。兩者時間分辨率均為 15 分鐘。 

1、中短期光伏功率預測 光伏電站每日 8 時和 20 時前分別向電網調度機構提交中短 期功率預測數據和場站計劃開機容量。光伏電站中短期功率預測上報率、準確率按日進行統計，按月進行考核。

 

1）光伏電站中短期功率預測上報率應達到 100%，少報一 次按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行。

 2）中短期功率預測中的日前預測準確率應大于等于 85%， 10 天預測平均準確率應大于等于 75%。當日前預測準確率小于 85%或 10 天預測平均準確率小于 75%，按附錄 2 公式分別進行 考核兩類中短期功率預測準確率。

 2、超短期光伏功率預測 光伏電站超短期功率預測上報率、準確率按日進行統計，按 月進行考核。 1）光伏電站每隔 15min 自動向電網調度機構提交自上報時 刻起未來 15 分鐘至 4 小時共 16 個時間節點的超短期功率預測 數據和開機容量。光伏電站超短期功率預測上報率應達到100%， 上報率每降低 1%按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。 2）超短期功率預測準確率應大于等于 90%。當準確率小于 90%時，按附錄 2 公式考核。 

（四）由于電網檢修及一次調頻動作或試驗、AGC 調試等 原因導致的站內設備臨時停電、出力波動所造成的預測準確率偏 低情況可視情況給予免考。

 第三章 技術管理

 第十三條 光伏電站應具備故障穿越能力，包括低電壓穿越 能力、高電壓穿越能力、連續穿越能力，并滿足國家標準要求。 新建光伏電站應在啟動前三個月向電力調度機構提交故障穿越 能力檢測報告并通過審核。對于已投產光伏電站，在光伏電站內 同一型號光伏發電單元未在能源監管機構要求的期限內完成故 障穿越改造，或已完成現場改造計劃但未在 6 個月內完成檢測認 證的光伏發電單元視為不具備故障穿越能力，禁止繼續發電。 若具備檢測條件的光伏電站光伏發電電源現場檢測不合格， 或經現場抽檢合格后仍在故障穿越范圍內發生脫網，自發現時刻 起該光伏電站同型機組禁止繼續發電，直至完成故障穿越改造。 在該光伏電站同型機組重新完成整改并提供檢測認證報告前，按 光伏電站當月不具備故障穿越能力的風機容量×3 小時的標準進行考核。

 第十四條 光伏電站應按要求向電力調度機構提交可用于 電磁暫態和機電暫態仿真計算的模型和參數，包含光伏發電單 元、光伏電站匯集線路、變壓器、光伏發電單元/光伏電站控制 系統、無功補償裝置，配合所屬電力調度機構開展模型審查和一 致性核查。運行中如控制邏輯或涉網特性、整定參數發生變化， 須經電力調度機構審核同意后方可執行，必要時需重新進行參數 實測工作。 新建光伏電站應在并網前三個月向電力調度機構提交建模 報告并通過審查。對于已投產光伏電站，尤其是對系統穩定特性 影響較大的，應在能源監管部門要求的期限內提交建模報告，若 逾期未提交，每月按該光伏電站當月裝機容量×3 小時考核。

 第十五條 對于存在振蕩風險的光伏電站，應開展寬頻振蕩 風險評估，并應根據評估結果采取抑制、保護和監測裝置等措施。 新建光伏電站應在投運前三個月向電力調度機構提供寬頻振蕩 分析報告、并通過審查。運行中如涉網特性、裝機規模或近區網  架發生變化，須重新開展寬頻振蕩風險和抑制措施適應性評估， 消除寬頻振蕩隱患。 由 于 光 伏 電 站 自 身 原 因 造 成 寬 頻 振 蕩 （ 振 蕩 頻 率 在 1-2500Hz，且連續 10 個振蕩周期內平均峰谷差超過該光伏電 站裝機容量的 10%），每發生一次振蕩事件，按照該光伏電站當 月裝機容量×1 小時進行考核（1 小時內出現的振蕩按一次計算）， 每月累計考核電量不超過當月裝機容量×3 小時。

 第十六條 并網光伏電站應具備慣量響應功能，并滿足國家 標準要求。對于新建光伏電站，在首次并網后三個月內完成慣量 響應測試、并向電力調度機構提交測試報告。對于已投產光伏電 站，應在能源監管機構要求的期限內完成慣量響應功能改造，若 逾期未完成改造，每月按該光伏電站當月裝機容量×3 小時考核。

 第十七條 并網光伏電站必須具備一次調頻功能（含一次調 頻遠程在線測試功能），其一次調頻投/退信號、一次調頻遠程測 試允許/禁止信號等應接入所屬電力調度機構。首次并網前 5 個 工作日，光伏電站應與電力調度機構的一次調頻性能在線監測與 評估系統進行靜態聯調，滿足電網對光伏電站一次調頻性能在線 監視與遠程測試要求。在并網后三個月內完成一次調頻試驗（含 遠程在線測試功能動態聯調）、并向電力調度機構提交試驗報告。 已投產光伏電站，應按照能源監管機構要求的期限內完成一次調 頻功能改造，若逾期未完成改造，每月按該光伏電站當月裝機容 量×3 小時考核。 

第十八條 光伏電站一次調頻死區、限幅、調差率和動態性 能等應滿足國家標準《并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》 （GB/T 40595）和華北電網一次調頻技術管理要求。并網光伏 電站必須投入一次調頻功能，光伏電站不得擅自退出機組的一次 調頻功能，不得中斷一次調頻信號傳輸，當電網頻率波動或電力 調度機構下發一次調頻測試指令時應自動參與一次調頻。 一次調頻月投運率應達到 100%。一次調頻月投運率=（一 次調頻月投運時間/光伏電站月并網時間）×100%。 對并網光伏電站一次調頻的考核，分投入情況及性能兩個方 面，考核方法如下： 

（一）投入情況考核 1.未經電力調度機構批準停用一次調頻功能，光伏電站每天 的考核電量為： PN×1（小時）×α一次調頻 式中： PN 為光伏電站并網機組額定容量（MW）；α一次調頻 為一次調頻考核系數，數值為 3。 2、一次調頻月投運率每月考核電量為： （100%-λ）× PN×10（小時）×α一次調頻 式中：λ為一次調頻月投運率；PN 為光伏電站并網機組額定 容量（MW）；α一次調頻為一次調頻考核系數，數值為 3。 

（二）性能考核 性能考核是指對電網實際頻率、遠程在線測試頻率超過機組 一次調頻死區期間的一次調頻性能進行考核，具體參數以電力調 度機構發電機組調節系統運行工況在線上傳系統計算結果為準。 光伏電站一次調頻性能考核包括出力響應指數考核、電量貢獻指 數考核（指標計算方法見附錄 3）。每項考核均包括小擾動考核、 大擾動考核，其中電網最大頻率偏差不超過 0.06Hz 為小擾動， 電網實際頻率或遠程在線測試頻率的最大頻率偏差大于 0.06Hz 為大擾動。 為了驗證光伏電站在大擾動下的一次調頻性能是否滿足電 網安全穩定運行的要求，電力調度機構按照“每月每場進行一次” 的原則，對并網光伏電站進行一次調頻性能遠程在線測試，測試 結果納入考核。并網光伏電站應按照電力調度機構要求參加一次 調頻性能遠程在線測試，參加遠程在線測試考核的光伏電站在測 試期間不參與電網實際一次調頻考核。

 1）出力響應指數考核 對于光伏電站，出力響應指數∆P%小于 90%為不合格。對 出力響應指數∆P%不合格的光伏電站進行考核，每月考核電量 為： QXY 一次調頻＝PN×（A×M1+B×N1+C×L1）×α一次調頻 式中： A 為 0.002 小時，B 為 0.2 小時，C 為 0.2 小時；PN 為光伏電站并網機組額定容量（MW）；α一次調頻為一次調頻考核 系數，數值為 3；M1 為當月光伏電站一次調頻小擾動下，∆P% 指標不合格次數，N1 為當月光伏電站一次調頻大擾動（電網實 際頻率）下，∆P%指標不合格次數，L1 為當月光伏電站一次調 頻大擾動（遠程在線測試頻率）下，∆P%指標不合格次數。

 2）電量貢獻指數考核 對于光伏電站，電量貢獻指數 Q%小于 75%為不合格。對電 量貢獻指數 Q%不合格的光伏電站進行考核，每月考核電量為： QGX 一次調頻＝PN×（A×M2+B×N2+C×L2）×α一次調頻 式中： A 為 0.002 小時，B 為 0.2 小時，C 為 0.2 小時；PN 為光伏電站并網機組額定容量（MW）；α一次調頻為一次調頻考核 系數，數值為 3；M2 為當月光伏電站一次調頻小擾動下，Q% 指標不合格次數，N2 為當月光伏電站一次調頻大擾動（電網實 際頻率）下，Q%指標不合格次數，L2 為當月光伏電站一次調頻 大擾動（遠程在線測試頻率）下，Q%指標不合格次數。 綜上，光伏電站每月一次調頻性能考核總量 Q 總為： Q 總= QXY 一次調頻+QGX 一次調頻 

 （三）一次調頻響應與 AGC 控制相協調，當光伏電站一次 調頻動作方向與 AGC 指令方向相反時，光伏電站應設置一次調 頻優先。

 （四）光伏電站發電出力已達到最大值，一次調頻仍要求增 發有功功率時，可給予一次調頻性能免考。

 （五）一次調頻動作引起的光伏電站出力調整量不計入機組 AGC 性能的考核和補償計算結果中。

 第十九條 光伏電站應配備動態無功補償裝置，并具備自動 電壓調節功能。

 （一）若光伏電站內無動態無功補償裝置（動態無功補償裝 置主要包括 MCR 型、TCR 型 SVC 和 SVG），在場內動態無功補 償裝置安裝投入運行前，每月按當月裝機容量×2 小時的標準進 行考核； 

（二）光伏電站應按照接入系統審查意見、《光伏電站接入 電力系統技術規定》GB/T 19963-2012、《光伏電站無功補償技 術規范》NB/T 29321-2012 等有關要求配置動態無功補償裝置動態無功補償裝置性能（包括容量配置、調節速率和故障穿越能 力）不滿足電網要求的光伏電站在完成整改前，每月按當月裝機 容量×1 小時的標準進行考核。 光伏電站的動態無功補償裝置應投入自動運行，電力調度機 構按月統計各光伏電站動態無功補償裝置月投入自動可用率λ可 用，計算公式如下： λ可用=每臺裝置投入自動可用小時數之和/（升壓站帶電小時 數×裝置臺數） 動態無功補償裝置月投入自動可用率以 95%為合格標準， 低于 95%的光伏電站考核電量按如下公式計算： 可用率考核電量= Wa  10 (95% - 可用) Wa為該光伏電站當月裝機容量×100 小時。 

（三）光伏電站應裝設自動電壓控制（AVC）子站，AVC 子 站各項性能應滿足電網運行的需要，在并網后三個月內完成與調 度側的 AVC 聯調試驗、并向電力調度機構提交試驗報告，否則， 每月按當月裝機容量×6 小時的標準進行。 已安裝 AVC 子站的并網光伏電站應加強光伏單元 AVC 子站 的裝置維護工作，電力調度機構統計投運率和調節合格率。 

1、 AVC 投運率考核 在并網光伏電站 AVC 裝置同所屬電力調度機構主站 AVC 閉 環運行時，電力調度機構按月統計各光伏電站 AVC 投運率。AVC 投運率計算公式如下： AVC 投運率＝AVC子站投運時間/光伏電站運行時間×100％ 在計算 AVC 投運率時，扣除因電網原因或因新設備投運期 間 AVC 子站配合調試原因造成的 AVC 裝置退出時間。 AVC 投運率以 98%為合格標準，全月 AVC 投運率低于 98% 的光伏電站考核電量按如下公式計算： 投運率考核電量= Wa  30 (98% - 投運 ) 式中，λ投運為光伏電站 AVC 投運率；Wa為該光伏電站當月 裝機容量×100 小時。

 2、 AVC 調節合格率考核 電力調度機構通過 AVC 系統按月統計考核光伏電站 AVC 裝  置調節合格率。電力調度機構 AVC 主站電壓指令下達后，機組 AVC 裝置在 2 分鐘內調整到位為合格。 AVC 調節合格率計算公式為： AVC 調節合格率＝執行合格點數/電力調度機構發令次數×100% AVC 合格率以 96%為合格標準，全月 AVC 合格率低于 96% 的光伏電站考核電量按如下公式計算： 調節合格率考核電量= Wa  30 (96%-調節 ) 式中，λ調節為光伏電站 AVC 調節合格率；Wa為該光伏電站 當月裝機容量×100 小時。 

（四）光伏電站應按照調度運行要求確保并網點電壓（光伏 電站升壓站高壓側母線）運行在主站下發的電壓曲線范圍之內， 電力調度機構按季度印發各光伏電站電壓曲線，并按月統計各光 伏電站電壓合格率，電壓合格率計算公式如下： 電壓合格率=并網點電壓運行在電壓曲線范圍之內的時間/ 升壓站帶電運行時間×100% 電壓合格率以 100%為合格標準，全月電壓合格率低于  100%的光伏電站考核電量按如下公式計算： 電壓合格率考核電量= Wa  30 (100% - 電壓 ) 式中，λ電壓為光伏電站電壓合格率；Wa 為該光伏電站當月 裝機容量×100 小時。 

（五）若光伏電站已經按照最大無功調節能力提供無償或有 償無功服務，但母線電壓仍然不合格，經調度機構審核批準后該 時段免于考核。

 第二十條 光伏電站應執行繼電保護及安全自動裝置管理 規定包括涉網保護管理規定，考核規則如下： 

（一）光伏電站繼電保護及安全自動裝置，包括涉網保護的 配置和選型應滿足《繼電保護和安全自動裝置技術規程》（GB/T 14285）、《并網電源涉網保護技術要求》（GB/T 40586）等相關 規程、規定要求，且必須與系統保護配合。系統狀態改變時，應 按要求按時修改所轄保護的定值及運行狀態。不滿足的光伏電站 應限期整改，逾期未完成整改，則每月按當月裝機容量×1 小時 的標準進行考核。 

（二）對并網光伏電站繼電保護及安全自動裝置運行指標進 行考核。要求繼電保護主保護月投運率>99.5%、安全自動裝置 月投運率>99.5%、故障錄波器與主站月聯通率>99.5%、故障信 息子站與主站月聯通率≥99%，未能達標者每項按當月裝機容量 ×0.25 小時的標準進行考核。以上四個指標的計算公式詳見附錄 4。

 （三）并網光伏電站線路、變壓器、母線、光伏發電單元、 變頻器所配繼電保護和安全自動裝置未按調度要求投運，每月按 裝機容量×2 小時的標準進行考核；并網光伏電站故障錄波器時 鐘不準確，裝置及接入量命名不規范，故障錄波器與電力調度機 構主站數據連通中斷，不能提供完整的故障錄波數據、繼電保護 和安全自動裝置動作情況，影響電網故障分析，每次按當月裝機 容量×0.25 小時的標準進行考核 

（四）光伏電站應嚴格執行繼電保護及安全自動裝罝反事故 措施。不滿足反措要求的光伏電站應限期整改（最遲不超過 12 個月），逾期未完成整改，則每月按當月裝機容量×1 小時的標準 進行考核；光伏電站未按要求開展繼電保護隱患排查與治理，每 次按當月裝機容量×0.25 小時的標準進行考核。 

（五）并網光伏電站線路、變壓器、母線、光伏發電單元、 變頻器所配繼電保護和安全自動裝置不正確動作，每次按當月裝 機容量×0.5 小時的標準進行考核。造成電網事故的，每次按當 月裝機容量×2 小時的標準進行考核。 

（六）光伏電站匯集線系統單相故障應能快速切除，不滿足 要求的光伏電站應限期整改（最遲不超過 12 個月），逾期未完成 整改，則每月按當月裝機容量×0.25 小時的標準進行考核。 

（七）并網光伏電站應在 24 小時內未消除繼電保護和安全 自動裝置設備缺陷，每超 24 小時，按當月裝機容量×0.25 小時的 標準進行考核。

 （八）并網光伏電站應按照繼電保護管理要求及時填報設備 基礎數據。保護裝置缺陷在處理完畢后 3 個工作日內填報；保護 裝置動作信息和數據在故障發生后 5 個工作日內填報；新投保護 設備臺帳在投運后 5 個工作日內填報；保護裝置定期檢驗、軟件版本升級信息等在工作后 5 個工作日內填報。未按上述要求填 報，每次按裝機容量×0.25 小時的標準進行考核。 

（九）光伏電站應按規程、規定對所屬繼電保護及安全自動 裝置進行調試、巡視、定期校驗和維護，使其滿足裝置原定的技 術要求，裝置定值符合整定要求，并保存完整的調試報告和記錄。 不滿足要求者，則每月按當月裝機容量×1 小時的標準進行考核。

 （十）光伏電站應配合相關電網公司的技術改造計劃，按要 求進行繼電保護和安全自動裝置的改造，并網光伏電站涉網繼電 保護、安全自動裝置運行年限超 15 年但未列入生產技術改造規 劃，未列入技改規劃期間，每月按裝機容量×0.25 小時的標準進 行考核。 

第二十一條 光伏電站應具備有功功率自動調節能力，需 配置有功功率控制系統（AGC）子站系統并在并網后的三個月內 完成與調度側的帶電閉環 AGC 聯調，不具備有功功率遠方自動 調節能力的光伏電站，每月按當月裝機容量×1 小時的標準進行 考核。光伏電站上行信息應包含有效容量、超短期預測等關鍵數 據。

 第二十二條 對于配置了有功功率控制系統的光伏電站，其 AGC 月可用率應不低于 98%（可用率＝可投入 AGC 時間/運行 時間×100％，在計算投運率時，扣除因電網主站、通道原因或 因子站有檢修工作票等正常工作原因造成的 AGC 不可用時間）， 且應及時接收并準確地自動執行電力調度機構發送的有功功率 控制信號(AGC 指令)，確保光伏發電站最大有功功率值不超過電 力調度機構的給定值，同時應具有可靠的技術防誤控措施，對接 收的調度側 AGC 指令進行監視和安全校核，自動拒絕執行超控 制上下限和最大步長等安全約束的明顯不合理異常指令并向場 站運行人員告警提示，不滿足上述技術要求的，每月按全場裝機 容量×1 小時的上網電量考核。

 第二十三條 電力調度機構按其管轄范圍對并網光伏電站 自動化設備（包括監控系統、PMU 裝置、電量采集裝置、時鐘 系統及監測裝置、調度數據網、UPS 電源等）開展技術指導和管 理工作。光伏發電站應確保場站端自動化設備運行平穩可靠，滿足相應電力調度機構的日常運行要求和技術標準。考核規則如 下： 

（一）并網光伏電站應配置相關自動化系統和設備，包括升 壓站監控系統（含遠動裝置、監控主機等）、PMU 裝置（寬頻測 量）、電能量遠方終端、AGC 裝置、AVC 裝置、時間同步裝置、 時鐘監測裝置、調度數據網設備、UPS 等各類自動化設備，未配 置上述系統和設備的，或者性能指標不滿足要求的，每類系統（或 每小類設備）按當月裝機容量×1 小時的標準進行考核。自動化 設備月可用率要求≥99.5%，每降低一個百分點（含不足一個百 分點），每類設備分別按當月裝機容量×0.1小時的標準進行考核。 

（二）并網光伏電站上送調度機構的各類自動化設備信息， 應完整、齊全、準確，信息不完整、不齊全、不準確的，每類數 據（信息）按當月裝機容量×0.2 小時的標準進行考核。并網光 伏電站應配合調度機構按期、按要求進行自動化設備的改造和整 改工作。未遵循以上要求的，每次按當月裝機容量×0.5 小時的 標準進行考核。 

（三）并網光伏電站應確保升壓站監控系統可靠運行，遠動 104 數據實時、準確上送。發生遠動鏈路中斷，每次按當月裝機 容量×0.2 小時的標準進行考核。如中斷時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計為一次延時處理，每次延時處理按當 月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。發生遠動數據錯誤、數據 質量位異常等問題，每次按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考 核。如異常時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計 為一次延時處理，每次延時處理按當月裝機容量×0.05 小時的標 準進行考核。 

（四）并網光伏電站應確保 PMU 裝置（寬頻測量裝置）可 靠運行，PMU 數據實時、準確上送。發生 PMU 鏈路中斷、數 據錯誤、數據質量位異常等問題，每次按當月裝機容量×0.1 小時 的標準進行考核。如中斷時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含不 足 4 小時）計為一次延時處理，每次延時處理按當月裝機容量 ×0.05 小時的標準進行考核。 

（五）并網光伏電站應確保電能量遠方終端和電能表可靠運 — 31 — 行，電量數據及時、準確上送。發生電量鏈路中斷、數據錯誤、 數據缺失等問題，每次按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考 核。如中斷時間超過 4 小時，每超過 8 小時（含不足 8 小時）計 為一次延時處理，每次延時處理按當月裝機容量×0.05 小時的標 準進行考核。 

（六）并網光伏電站應確保 AGC、AVC 裝置可靠運行，實 時、準確跟蹤調度機構下發的有功控制、無功控制指令，發生 AGC、AVC 裝置異常造成未實時、準確跟蹤指令等問題，每次 按當月裝機容量×0.2 小時的標準進行考核。如中斷時間超過 4 小 時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計為一次延時處理，每次延 時處理按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。 

（七）并網光伏電站應確保調度數據網設備可靠運行，發生 調度數據網鏈路中斷等問題，每次按當月裝機容量×0.5 小時的標 準進行考核。如中斷時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計為一次延時處理，每次延時處理按當月裝機容量×0.2 小 時的標準進行考核。

（八）并網光伏電站應確保時間同步裝置、時鐘監測裝置可 靠運行，發生時鐘監測鏈路中斷、時間錯誤等問題，每次按當月 裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。如中斷時間超過 8 小時，每 超過 8 小時（含不足 8 小時）計為一次延時處理，每次延時處理 按當月裝機容量×0.05 小時的標準進行考核。并網光伏電站應配 置機房視頻監控系統、溫濕度調節設施和電子門禁系統，未配置 上述系統的，每類系統按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考 核。 

（九）并網光伏發電站在開展自動化系統和設備檢修、維護、 消缺等工作前，應按要求向調度機構提交自動化檢修工作票，并 按照相關規程規定開展工作。在未提交檢修工作票或工作票未經 審批的情況下，擅自改變自動化系統（設備）運行狀態或開展檢 修工作的，按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。已提交檢 修工作票并經過審批，但在開工前、進行重要操作前及完工后未 通知調度機構自動化值班臺的，按當月裝機容量×0.2 小時的標準 進行考核。 

（十）并網光伏電站應按要求及時、完整、準確錄入和維護 自動化系統和設備臺帳信息，不滿足上述要求的，每類系統（設 備）按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。并網光伏電站應 按要求及時接收調度機構下發的自動化設備缺陷管理流程，并及 時上報缺陷原因、處理過程和結果，不滿足上述要求的，按按當 月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。并網光伏電站應嚴格按照 調度機構要求及時開展數據核對、信息填報、資料上傳等工作， 未按要求開展工作的，每次按當月裝機容量×0.2 小時的標準進行 考核。并網光伏電站應配置自動化設備管理人員并在調度機構進 行備案，不滿足上述要求的，按當月裝機容量×0.5 小時的標準進 行考核。

 第二十四條 電力調度機構按其管轄范圍對并網光伏電站 電力監控系統網絡安全開展技術指導和管理工作。光伏發電站應 確保場站端網絡安全設備運行平穩可靠，滿足相應電力調度機構 的日常運行要求和技術標準。考核規則如下： 

（一）并網光伏電站應合理完整配置電力監控系統網絡安全 — 34 — 系統和設備，包括不限于橫向隔離裝置、縱向加密認證裝置、網 絡安全監測裝置、硬件防火墻等，未配置上述系統和設備的，或 者性能指標不滿足要求的，每類系統（或每小類設備）按當月裝 機容量×1 小時的標準進行考核。

 （二）并網光伏電站電力監控系統應滿足“安全分區、網絡 專用、橫向隔離、縱向認證”的基本原則，不同安全區的設備應 部署在不同機柜（屏柜）內，且邊界和標識清晰；安全防護方案、 網絡拓撲圖、設備臺帳與現場實際部署情況一致，不滿足上述要 求的，按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。 

（三）并網光伏發電站電力監控系統應配置符合安全可控要 求的設備和操作系統，不滿足上述要求的，按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。并網光伏發電站應配置網絡安全管理人員 并在調度機構進行備案，不滿足上述要求的，按當月裝機容量 ×0.5 小時的標準進行考核。 

（四）并網光伏發電站應定期開展電力監控系統等級保護測 評和安全防護評估工作，并及時向調度機構提交相關報告，不滿 足上述要求的，每項按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。

 （五）并網光伏電站電力監控系統橫、縱向邊界防護措施應 完善、可靠。并網光伏電站若采用匯聚站對多個場站進行集中監 視時，應通過專用網絡組網并在場站縱向連接處部署電力專用縱 向加密認證裝置或加密認證網關。并網光伏電站與遠程集控中 心、遠程監視中心的縱向邊界安全防護實施方案必須經調度機構 審核。嚴格控制新能源場站生產控制大區與設備廠商之間的網絡 連接。生產控制大區嚴禁任何具有無線通信功能設備的直接接 入。不滿足上述要求的，按當月裝機容量×1 小時的標準進行考 核。由此對電網安全造成嚴重威脅的，根據《電力安全事故應急 處置和調查處理條例》等有關規定，對光伏電站采取解列發電設 備、吊銷電力業務許可證等措施。 

（六）并網光伏電站電力監控系統網絡空間配置應符合相關 規范，包括消除垃圾軟件、程序漏洞、缺省用戶和弱口令，關閉 不使用的硬件接口和網絡服務等，確保網絡結構參數、安全防護 策略、用戶權限配置合理，不滿足上述要求的，每項按當月裝機 — 36 — 容量×0.2 小時的標準進行考核。并網光伏電站電力監控系統應配 置和使用經過安全加固的專用調試工具和存儲設備進行調試，不 滿足上述要求的，按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。 

（七）并網光伏電站應確保電力監控系統安全防護設備可靠 運行。 

1、橫向隔離裝置故障造成業務失去防護，生產控制大區與 管理信息大區或外部網絡直接連接，每次按當月裝機容量×0.5 小 時的標準進行考核。如中斷時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含 不足 4 小時）計為一次延時處理，每次延時處理按當月裝機容量 ×0.2 小時的標準進行考核。 

2、縱向加密認證裝置故障造成業務失去防護，或縱向加密 認證裝置存在非法告警、密通率異常、主站平臺無法調閱配置信 息等問題, 每次按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。如故 障時間超過 4 小時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計為一次延 時處理，每次延時處理按當月裝機容量×0.2 小時的標準進行考 核。

 3、網絡安全監測裝置故障、配制錯誤等造成相關信息無法 采集或采集信息錯誤等，網絡安全監測裝置產生相關告警信息 等，每次按當月裝機容量×0.5 小時的標準進行考核。如故障時間 超過 4 小時，每超過 4 小時（含不足 4 小時）計為一次延時處理， 每次延時處理按當月裝機容量×0.2 小時的標準進行考核。

 第二十五條 電力調度機構按其管轄范圍對并網光伏電站 通信設備開展技術指導和管理工作。

 （一）光伏電站通信設備的配置應滿足相關規程、規定要求， 并與電網側的技術參數相匹配，滿足安全要求。不滿足的光伏電 站應限期整改（最遲不超過 12 個月），逾期未完成整改，按照當 月裝機容量×1 小時的標準進行考核。 

（二）因光伏電站原因造成通信系統出現下列情形的，每出 現一項，按照當月裝機容量×1 小時的標準進行考核。

 1、未經電網通信主管部門許可，擅自對接入電網通信系統 的通信設施進行操作，造成電網繼電保護、安全自動裝置、調度 自動化通道及調度電話中斷；

 2、因通信設備故障，造成通信事故或引起電網安全穩定性 和可靠性降低，且因處置不及時、備品備件和工器具儲備不足造 成故障處理時間延長或故障范圍擴大； 3、因光伏電站通信責任造成通信事故或造成電網繼電保護、 安全自動裝置、調度自動化通道及調度電話中斷。

 第二十六條 電力調度機構按其管轄范圍對并網光伏電站 信息報送工作進行管理，出現下列之一者，每次按照當月裝機容 量×0.25 小時的標準進行考核。 

（一）并網光伏電站啟動后于每月 3 日 18 點前未及時報送 或誤報光伏電站運行數據月報、電網安全運行分析月報。 

（二）并網光伏電站開展涉網試驗后應在試驗結束 3 個工作 日內未及時報送測試結果確認單，或在檢測機構出具正式試驗報 告后 5 個工作日內未及時報送試驗報告。 

（三）并網光伏電站未按照電力調度機構要求及時準確報送 電力、電量、并網容量等預測和消納相關運行統計數據。 

（四）并網光伏電站未及時維護、準確報送場站一、二次設備等臺賬信息。

第二十七條 光伏電站月度總考核費用等于本場各項考核 費用的累計。光伏月度總考核費用為所有光伏電站考核費用之 和。

 第二十八條 因技術支持系統主站原因造成光伏電站無法 上報數據或誤考核可以申請免考。同一事件適用于不同條款的考 核取考核電量或考核費用最大的一款執行。

 第二十九條 光伏月度總考核費用按所有光伏電站上網電 費比例進行返還。 第 i 個光伏電站能夠得到的返還費用計算公式為：    N i Wi Wi W i W F F R R 1 返 還 總返還 式中， RW總返還 等于所有光伏電站月度總考核費用（元）； FWi 為 第 i 個光伏電站月度上網電費（元）；N 為當月所有光伏電站的 總數。

 第三十條 光伏電站參與《華北區域并網發電廠輔助服務管 理實施細則》所產生的有償輔助服務費用的分攤。 

第三十一條 光伏電站參與本細則所產生的費用采用電費 結算方式，與下一個月電費結算同步完成。光伏電站在該月電費 總額基礎上加（減）應獲得（支付）的參與本細則所產生費用額 度，按照結算關系向相應網、省電網企業開具增值稅發票，與該 月電費一并結算。

 第五章 監督與管理信息披露 

第三十二條 信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、 易于使用的原則，披露內容應包括但不限于考核/返還、考核種 類、金額、調度單元等信息類型。電力交易機構對其提供信息的 真實性、準確性、完整性負責。

 第三十三條 電力交易機構負責通過信息披露向所有光伏 電站披露相關考核和返還結果，制定信息披露標準格式，開放數 據接口。

 第三十四條 電力調度機構應及時向電力交易機構按信息 類型推送考核和返還公示信息，由電力交易機構每月 10 日前（節 假日順延）將上月統計結果在其“三公”門戶網站上披露。 

第三十五條 光伏電站對統計結果有疑義，應在每月 15 日 前向相關電力調度機構提出復核。電力調度機構在接到問詢的 3 個工作日內，應進行核查并予以答復。光伏電站經與電力調度機 構協商后仍有爭議，可以向能源監管機構提出申訴。

 第三十六條 每月 20 日前，電力調度機構將上月運行情況 清單以文件形式報送相應能源監管機構，經能源監管機構審批 后，結果生效。每月 25 日前，能源監管機構在門戶網站上發布 上月運行結果。 

第三十七條 電力調度機構應建立相關技術支持系統，并將 信息接入能源監管機構的監管信息系統。

 第三十八條 能源監管機構負責對光伏發電站執行本細則 及結算情況實施監管。華北區域省級及以上電力調度機構在能源 監管機構授權下按照調度管轄范圍具體實施所轄電網內光伏發 電站參與本細則的執行與結算，運行結果報能源監管機構批準后 執行，依據運行結果光伏發電站承擔相應的經濟責任。能源監管 機構負責建立健全并網協調機制，調解轄區內并網運行管理爭 議，可根據實際需要，組織對電力調度機構和電力交易機構的執 行情況進行評估和監管。

 第三十九條 光伏電站與省（市）電力調度機構之間存在爭 議的，由相應能源監管機構依法調解或裁決。未設立省能源監管 辦的省（市），由華北能源監管局依法調解或裁決。光伏發電站 與區域電力調度機構之間存在爭議的，由華北能源監管局依法調 解或裁決。 

第四十條 健全并網調度協議和交易合同備案制度。光伏發 電站與所屬電力調度機構應簽訂并網調度協議和相關交易合同， 并在協議（合同）簽訂后 10 個工作日內向屬地省能源監管辦備 案。 

第四十一條 建立電力調度運行管理情況書面報告制度。地 （市）級及以上電力調度機構調度按月向省級能源監管辦報告電 力調度運行管理情況，并在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會 議上通報。

 第七章 附則 

第四十二條 本細則將根據光伏電站實際運行情況及時修 訂。華北能源監管局根據實際運行結果，對標準進行修訂，報國 家能源局備案后執行。 

第四十三條 本細則由華北能源監管局負責解釋。

 第一條 本細則自 2019 年 10 月 1 日起施行。2016 年印發 的《華北區域光伏電站并網運行管理實施細則（試行）》（華北監 能市場〔2016〕584 號）同時廢止。 

理論發電功率指在當前太陽能資源條件下，所有光伏發電單 元均可正常運行時能夠發出的功率；可用發電功率指考慮站內設 備故障、缺陷或檢修等原因引起受阻后能夠發出的功率。 1、完整率 根據光伏電站上傳情況統計理論和可用功率的完整率，其計 算公式如下： 

1 100% L T G           完整率 其中 T、G 分別為理論、可用發電功率上傳的總點數，L 為 數據缺失點的個數。

 2、正確率 根據光伏電站上傳情況統計可用功率的正確率，其計算公式 如下： 1 100% M T G           正確率 其中，T、G 分別為理論、可用發電功率上傳的總點數，M 為理論和可用功率數據異常點的個數，包括死數、負數和不滿足 邏輯關系的點。

 附錄 2：光伏電站中短期、超短期預測準確率計算方法 

1、中短期光伏功率預測 當日前預測準確率小于 85%或 10 天預測平均準確率小于 75%，按以下公式分別進行考核兩類中短期功率預測準確率。光 伏電站中短期功率預測準確率按日進行統計，按月進行考核。 2 1 1 | | [( ) ] | | 1 n i i i i n i i i i day ahead p p p p p p Acc Cap               日前預測準確率考核電量=(85%－Accday-ahead)×PN×0.4 2 , , 1 , 1 | | [( ) ] | | 1 n i k i i k i n i i k i i k day ahead p p p p p p Acc Cap                10 1 10 ( ) 10 k day ahead k days Acc Acc      10 天預測平均準確率考核電量=(75%－Acc10days)×PN×0.5 其中：Accday-ahead為日前預測準確率，Acck-day-ahead為提前 k 天預測準確率，Acc10days為 10 天功率預測平均準確率；Cap 為新能源電站考核日的最大開機容量（單位：MW）； i p 為 i 時刻 新能源電站實際功率（單位：MW）； i p  為 i 時刻新能源電站預 測功率（單位：MW）；n 為該日考核的預測點數；PN為新能源 — 47 — 電站裝機容量（單位：MW）。

 2、超短期光伏功率預測 

1）光伏電站每隔 15min 自動向電網調度機構提交自上報時 刻起未來 15 分鐘至 4 小時共 16 個時間節點的超短期功率預測 數據和開機容量。光伏電站超短期功率預測上報率應達到100%， 上報率每降低 1%按當月裝機容量×0.1 小時的標準進行考核。

 2）超短期功率預測準確率應大于等于 90%。當準確率小于 90%時，按以下公式考核。光伏電站超短期功率預測準確率按日 進行統計，按月進行考核。 16 2 16 1 1 | | [( ) ] | | (1 ) 100% j j j j j j j j real time p p p p p p Acc Cap                 當 16 1 | | 0, 100% j j real time j p p Acc         , 1 100% n real time i i real time Acc Acc n        超短期準確率考核費用=(90%－Accreal-time)×PN×0.4（小 時） 其中：Accreal-time為該日的超短期預測準確率，Acc’real-time,i 為 i 時刻的超短期預測準確率；Cap 為新能源電站在超短期功率 預測期內最大開機容量（單位：MW）； i p 為 i 時刻新能源電站實 際功率（單位：MW）； i p  為 i 時刻新能源電站預測功率（單位： MW）；n 為該日考核的預測點數；PN為新能源電站裝機容量（單 位：MW）。

一、光伏電站一次調頻技術指標要求 光伏電站均應具備一次調頻功能，幷具備正常運行和遠程在 線測試兩種運行模式。正常情況下，光伏電站一次調頻功能應投 入正常運行模式，實時跟蹤并網點頻率變化、并自動調整有功出 力；遠程在線測試模式下，光伏電站可接收電力調度機構下發的 一次調頻測試指令，并進行一次調頻遠程在線測試響應。 并網光伏電站一次調頻性能應滿足如下要求：

 1.光伏電站一次調頻死區為±0.05Hz。

 2.光伏電站一次調頻功率變化幅度限制應不小于光伏電站 額定有功功率的 10%，且不得因一次調頻導致光伏單元脫網或 停機。

3.光伏電站一次調頻調差率為 2%。 

4.一次調頻動態性能應滿足如下要求： a）一次調頻有功功率的滯后時間應不大于 1 秒； b)一次調頻有功功率上升時間應不大于 5 秒； c）一次調頻有功功率調節時間均應不大于 15 秒； d）一次調頻達到穩定時的有功功率調節偏差，應不超過 光伏電站額定有功功率的±1%。 二、評價指標計算方法 1.出力響應指數∆P%[%]： 從頻率偏差超出一次調頻死區開始，5 秒內光伏電站實際最 大出力調整量占理論最大出力調整量的百分比；若調頻持續時間 （頻率偏差超出一次調頻死區開始到頻率偏差回到一次調頻死 區范圍內的持續時間）小于 5s，則計算調頻持續時間內光伏電 站實際最大出力調整量占理論最大出力調整量的百分比。 ∆P%=∆PE/∆Ps×100% 上述公式中：  ∆P%:表示一次調頻出力響應指數； ∆PE:表示一次調頻實際最大出力調整量； ∆Ps:表示一次調頻理論最大出力調整量。 

2.電量貢獻指數[%]： 在調頻持續時間內，光伏電站一次調頻實際貢獻電量占理論 貢獻電量的百分比。 ∆Q%=∆QE/∆Qs×100% 式中： ∆Q%：機組一次調頻電量貢獻指數； ∆QE：機組一次調頻實際貢獻電量； ∆Qs：機組一次調頻理論積分電量。 

1、繼電保護主保護月投運率>99.5%。 繼電保護主保護月投運率計算公式為： RMD=(TMD/SMD)×100% 其中 RMD 為主保護月投運率；TMD 為主保護裝置該月處 于運行狀態的時間；SMD 為主保護裝置該月應運行時間。 

2、安全自動裝置月投運率>99.5%。 安全自動裝置月投運率計算公式為： RSS=(TSS/SSS)×100% 其中 RSS 為安全自動裝置月投運率；TSS 為安全自動裝置該 月處于運行狀態時間；SSS 為安全自動裝置該月應運行時間。

 3、故障錄波器與主站月聯通率計算公式： RSR=(TSR/SSR)×100% 其中 RSR 為故障錄波器與主站月聯通率；TSR 為該月故障 錄波器與調度主站聯通時間；SSR 為該月故障錄器應與調度主站 聯通時間。

 4、故障信息子站與主站月聯通率計算公式： RIR=(TIR/SIR)×100% 式中：RIR 為故障信息子站與主站月聯通率；TIR 為該月故 障信息子站與調度主站聯通時間；SIR 為該月故障信息子站應于 調度主站聯通時間