中國儲能網(wǎng)訊：今日，國家能源局南方監(jiān)管局、廣東省經(jīng)濟和信息化委、廣東省發(fā)展改革委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于征求南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場系列規(guī)則》。在《廣東電力市場系統(tǒng)運行管理實施細則（征求意見稿）》中對直調(diào)規(guī)?；瘍δ茈娬静⒕W(wǎng)必備條件作出規(guī)定。
直調(diào)規(guī)模化儲能電站并網(wǎng)必備條件：
（1）并入系統(tǒng)的直調(diào)規(guī)?；瘍δ茈娬緫邆溆行У摹恫⒕W(wǎng)協(xié)議》和《并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議》；
（2）并入系統(tǒng)的直調(diào)儲能電站需滿足電壓、頻率、有功功率響應及調(diào)節(jié)基本要求；
（3）并入系統(tǒng)的直調(diào)儲能電站需滿足在線監(jiān)測、遙控、網(wǎng)絡安全防護等要求。
同期還發(fā)布了《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易實施細則（征集意見稿）》，明確指出儲能電站可參與調(diào)頻服務。
文件原文如下：
廣東電力市場系統(tǒng)運行管理實施細則
（征求意見稿）
目錄
1總述
2適用范圍
3引用文件
4并網(wǎng)要求
4.1發(fā)電機組并網(wǎng)必備條件
4.2可調(diào)度用戶并網(wǎng)要求
4.3直調(diào)規(guī)?；瘍δ茈娬静⒕W(wǎng)必備條件
4.4第三方輔助服務提供者與發(fā)電單元聯(lián)合體并網(wǎng)必備條件
4.5其他可不予調(diào)度對象并網(wǎng)運行的情況
4.6調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)賬號管理
5機組運行參數(shù)管理
5.1機組運行參數(shù)類型
5.2新建發(fā)電機組運行參數(shù)申報
5.3機組運行參數(shù)計劃變更
6機組出力限值臨時變更管理
7設備檢修管理
7.1機組檢修管理
7.1.1檢修類型
7.1.2檢修批復原則
7.1.3檢修申報與批復
7.1.4機組檢修的臨時調(diào)整
7.2輸變電設備檢修管理
7.2.1檢修類型
7.2.2檢修批復原則
7.2.3檢修申請與批復
7.2.4輸變電檢修的臨時調(diào)整
7.3繼電保護裝置檢修管理
7.4安自裝置檢修和檢驗管理
8燃料管理
8.1電煤管理
8.1.1電廠存煤統(tǒng)計方式
8.1.2電煤信息報送要求
8.1.3電煤預控要求
8.2燃氣管理
8.2.1燃氣存量統(tǒng)計方式
8.2.2燃氣信息報送要求
8.2.3燃氣預控要求
9機組調(diào)試管理
9.1新機組調(diào)試管理
9.2在運機組調(diào)試（試驗）管理
9.2.1電網(wǎng)原因的涉網(wǎng)試驗
9.2.2電廠原因的涉網(wǎng)試驗
10熱電聯(lián)產(chǎn)機組管理
10.1熱電聯(lián)產(chǎn)機組定義
10.2發(fā)電調(diào)度原則
10.3供熱信息報送要求
10.4供熱數(shù)據(jù)異常處置
10.5供熱工況實測變更
11技術(shù)支持系統(tǒng)異常處理
1、總述
為保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應，保障南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場安全有序運轉(zhuǎn)，依據(jù)《中共中央國務院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）及其配套文件、《中共廣東省委廣東省人民政府關(guān)于進一步深化電力體制改革的實施意見》（粵發(fā)〔2015〕14號）、《廣東省有序放開發(fā)用電計劃和推進節(jié)能低碳電力調(diào)度實施方案》（粵發(fā)改能電〔2017〕48號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號）等文件要求，制定本細則。
2、適用范圍
本細則適用于廣東電力市場運行過程中省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的發(fā)電機組及其二次設備、輸變電設備及其二次設備、可調(diào)度用戶、直調(diào)規(guī)模化儲能電站、第三方輔助服務提供者與發(fā)電單元聯(lián)合體等調(diào)度對象的調(diào)度運行管理。
3、引用文件
中華人民共和國國家安全法中國人民共和國網(wǎng)絡安全法電網(wǎng)調(diào)度管理條例（國務院令第588號）
電力安全事故應急處置和調(diào)查處理條例（國務院令第599號）
電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定（國家發(fā)展和改革委員會14號令）
廣東電力市場運營基本規(guī)則(試行)
廣東省熱電聯(lián)產(chǎn)機組節(jié)能發(fā)電調(diào)度管理辦法（試行）電網(wǎng)運行準則（GB/T31464-2015）
電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則（DL755-2001）
電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導則（SD325-1989）
中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程（Q/CSG2012045-2017）
南方電網(wǎng)清潔能源調(diào)度操作規(guī)則（試行）
南方電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算分析導則（Q/CSG11004-2009）
南方電網(wǎng)有功功率運行備用技術(shù)規(guī)范
電力交易安全校核技術(shù)規(guī)范（Q/CSG1204026-2018）
中國南方電網(wǎng)自動發(fā)電控制（AGC）運行管理規(guī)定
中國南方電網(wǎng)自動電壓控制（AVC）運行管理規(guī)定
廣東電力系統(tǒng)調(diào)度規(guī)程（Q/CSG-GPG212001-2011）
中國南方電網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護技術(shù)規(guī)范（Q/CSG1204009-2015）
廣東電網(wǎng)有限責任公司安全自動裝置管理細則（Q/CSG-GPG212006-2014）
4、并網(wǎng)要求
4.1發(fā)電機組并網(wǎng)必備條件
（1）并入電力系統(tǒng)的發(fā)電機組應具備有效的《并網(wǎng)協(xié)議》、《購售電合同》和《并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議》，取得能源監(jiān)管機構(gòu)頒發(fā)的電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），且符合國家有關(guān)法律法規(guī)要求。
（2）電廠電氣主接線及接入系統(tǒng)一次方式的設計和運行應滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行要求。
（3）發(fā)電機組有功調(diào)整能力、無功調(diào)整能力、調(diào)速系統(tǒng)、勵磁系統(tǒng)應達到設計要求，并滿足電網(wǎng)運行要求和有關(guān)規(guī)范。
（4）電廠安全自動裝置應符合國家標準、電力行業(yè)標準以及所屬電力調(diào)度機構(gòu)的相關(guān)標準要求，需符合電力系統(tǒng)繼電保護及安自裝置反事故措施的有關(guān)規(guī)定。凡應用于廣東電力系統(tǒng)的安自裝置，均須通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)組織的入網(wǎng)測試。
（5）電廠應按要求組織新、改（擴）建安全自動裝置的測試、聯(lián)調(diào)，經(jīng)驗收合格，具備掛網(wǎng)試運行條件。新、改（擴）建的安自裝置，須同步開展現(xiàn)場開關(guān)傳動試驗，電廠須制定相關(guān)的傳動試驗計劃和技術(shù)方案，傳動試驗報告需蓋章報所屬電力調(diào)度機構(gòu)備案。
（6）以220kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的電廠應配置專用的調(diào)度網(wǎng)絡發(fā)令系統(tǒng)，并經(jīng)調(diào)試順暢后，具備運行條件。
（7）電廠繼電保護裝置（含保信子站、故障錄波器）應符合國家、行業(yè)和南方電網(wǎng)相關(guān)反措、技術(shù)規(guī)范的要求，電廠采用的裝置型號及軟件版本應通過南方電網(wǎng)組織的入網(wǎng)測試。
（8）電廠應按要求完成現(xiàn)場保護故障管理信息系統(tǒng)子站與站內(nèi)設備、主站的聯(lián)調(diào)，完成廠內(nèi)繼電保護設備的調(diào)試、驗收和整改工作，并將發(fā)變組保護定值報所屬電力調(diào)度機構(gòu)備案。
（9）電廠應編制完善的繼電保護設備現(xiàn)場運行操作規(guī)程，規(guī)程應包括但不限于以下內(nèi)容：繼電保護裝置的名稱、型號、生產(chǎn)廠家、軟件版本、功能簡述；裝置在正常狀態(tài)、告警狀態(tài)、事故狀態(tài)下的狀態(tài)說明；運行維護的注意事項、日常巡視的內(nèi)容；異常及事故處理的步驟等。
（10）電廠必須按所屬電力調(diào)度機構(gòu)的要求配置自動化設備，滿足相關(guān)信息傳送要求。
（11）應具備AGC功能的機組在正式投產(chǎn)之前必須滿足AGC投運條件。應具備AVC功能的電廠必須配置AVC子站，且應隨一次設備同步設計、同步施工、同步驗收、同步投運。電廠負責本廠AGC、AVC相關(guān)設備的運行維護和檢驗，保證電廠AGC、AVC功能的安全、可靠、穩(wěn)定運行，使AGC、AVC可用率及控制性能滿足相關(guān)技術(shù)規(guī)范、考核辦法和并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的要求。
（12）電廠應嚴格遵守有關(guān)電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡安全的設計、運行和管理規(guī)程、規(guī)范，負責電廠電力監(jiān)控系統(tǒng)的運行維護。電廠網(wǎng)絡安全設備選型應符合國家標準、行業(yè)標準及南方電網(wǎng)并網(wǎng)管理技術(shù)規(guī)范的要求。電廠所有電力監(jiān)控系統(tǒng)，包括調(diào)度自動化系統(tǒng)、繼電保護信息系統(tǒng)等，必須通過網(wǎng)絡安全系統(tǒng)與調(diào)度主站通信。電廠在并網(wǎng)前須提交網(wǎng)絡安全實施方案至所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核通過，并確保網(wǎng)絡安全系統(tǒng)與一次、二次系統(tǒng)同步建設、同步驗收、同步投入運行。電廠電力監(jiān)控系統(tǒng)應根據(jù)國家相關(guān)要求通過網(wǎng)絡安全等級保護測評和電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護評估并完成問題整改。
（13）發(fā)電機組有關(guān)設備應滿足節(jié)能發(fā)電調(diào)度開展煙氣脫硫、脫硝、熱負荷及煤耗實時監(jiān)測的要求。其中，熱電聯(lián)產(chǎn)機組應將供熱信息接入所屬電力調(diào)度機構(gòu)運行監(jiān)控系統(tǒng)和熱負荷在線監(jiān)測系統(tǒng)，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提供準確可靠的遠動接入信息和主站側(cè)所需供熱限值計算的模型資料、經(jīng)有資質(zhì)的第三方檢測機構(gòu)檢測并制定的供熱參數(shù)實測報告，保證測點數(shù)據(jù)連續(xù)、真實、可靠。
（14）電力通信應符合電力行業(yè)標準、規(guī)范及南方電網(wǎng)并網(wǎng)管理技術(shù)規(guī)范的要求。設備選型、配置、接口、性能及軟件版本滿足現(xiàn)有網(wǎng)絡的技術(shù)指標和管理要求，并能納入電力調(diào)度機構(gòu)對所轄并網(wǎng)設備的統(tǒng)一網(wǎng)管。110kV及以上廠站接入電力通信網(wǎng)應具備兩條獨立的通信傳輸路由，35kV變電站接入電力通信網(wǎng)具備至少一條光通信傳輸路由。電力調(diào)度機構(gòu)至廠站的調(diào)度電話、自動化通信通道，220kV及以上線路保護通信通道、安全自動裝置的通信通道，必須具備兩種不同通信方式，不會因單一故障導致生產(chǎn)實時控制業(yè)務通信通道全部中斷。納入“兩個細則”管理的電廠應建設通信管理信息業(yè)務網(wǎng)。
（15）中調(diào)及以上水電廠應建成水情自動測報系統(tǒng)，并接入所屬電力調(diào)度機構(gòu)水調(diào)自動化系統(tǒng)，并保證上送信息及時、準確、完整。
（16）風電、光伏電廠應建成功率預測子站，并接入所屬電力調(diào)度機構(gòu)新能源智能管控平臺，并保證上送信息及時、準確、完整。
（17）設備故障跳閘后，運維單位需按要求完成故障調(diào)查、分析與處理，經(jīng)評估對系統(tǒng)安全不構(gòu)成威脅，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)同意并采取措施后，方可恢復相關(guān)一次設備并網(wǎng)運行。
（18）設備異常跳閘后，運維單位應配合所屬電力調(diào)度機構(gòu)完成事件原因調(diào)查與責任分析，待隱患徹底消除后，經(jīng)評估對系統(tǒng)安全不構(gòu)成威脅，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)同意并采取措施后，方可恢復相關(guān)一次設備并網(wǎng)運行。
4.2可調(diào)度用戶并網(wǎng)要求
（1）并網(wǎng)負荷具備可中斷或可柔性調(diào)節(jié)等特性；
（2）具備完善的負荷管理設施、負控裝置及用戶側(cè)開關(guān)設備，且運行狀態(tài)良好；
（3）已實現(xiàn)負荷在線監(jiān)測、遙控，并接入電網(wǎng)企業(yè)相關(guān)電力負荷管理系統(tǒng)；
（4）滿足電力調(diào)度機構(gòu)關(guān)于網(wǎng)絡安全防護的各項要求；
（5）負荷集成商作為單個用戶申請參與需求響應，其集成的電力用戶需滿足上述條件。
4.3直調(diào)規(guī)?；瘍δ茈娬静⒕W(wǎng)必備條件
（1）并入系統(tǒng)的直調(diào)規(guī)模化儲能電站應具備有效的《并網(wǎng)協(xié)議》和《并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議》；
（2）并入系統(tǒng)的直調(diào)儲能電站需滿足電壓、頻率、有功功率響應及調(diào)節(jié)基本要求；
（3）并入系統(tǒng)的直調(diào)儲能電站需滿足在線監(jiān)測、遙控、網(wǎng)絡安全防護等要求。
4.4第三方輔助服務提供者與發(fā)電單元聯(lián)合體并網(wǎng)必備條件
（1）并入系統(tǒng)的第三方輔助服務提供者與發(fā)電單元聯(lián)合體必須嚴格遵守《中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程》、《南方電網(wǎng)系統(tǒng)運行并網(wǎng)管理規(guī)定》等相關(guān)規(guī)程規(guī)定。
（2）因聯(lián)合提供輔助服務將改變發(fā)電單元運行特性，相關(guān)電廠與所屬電力調(diào)度機構(gòu)應重新簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議。
（3）并入系統(tǒng)的第三方輔助服務提供者與發(fā)電單元聯(lián)合體所屬電廠應及時提交技術(shù)方案、仿真模型和調(diào)試方案，相關(guān)方案和調(diào)試計劃需經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意。
4.5其他可不予調(diào)度對象并網(wǎng)運行的情況
各調(diào)度對象需滿足4.1-4.4節(jié)所列并網(wǎng)必備條件，方可并網(wǎng)運行。在此基礎上，調(diào)度對象若出現(xiàn)以下情況之一的，電力調(diào)度機構(gòu)可不予并網(wǎng)運行：
（1）違反調(diào)度紀律；
（2）因電廠原因未按要求執(zhí)行涉網(wǎng)設備定檢、涉網(wǎng)試驗、反措、保護/開關(guān)特維傳動、電網(wǎng)風險預警通知書提出的防控措施等；
（3）存在可能影響電網(wǎng)安全運行的重大隱患。
4.6調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)賬號管理
（1）新建電廠應在升壓站啟動前30天向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請開通調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)賬號，經(jīng)審核同意后生效。
（2）退役機組完成退役手續(xù)辦理后，所屬電力調(diào)度機構(gòu)應在5個工作日內(nèi)注銷其調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)賬號。
（3）電廠若因人員變動等情況需辦理賬號變更，應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交賬號變更申請，經(jīng)審核同意后生效。
5、機組運行參數(shù)管理
5.1機組運行參數(shù)類型
所有中調(diào)及以上的發(fā)電機組均需向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提供機組的運行參數(shù)，經(jīng)審核同意后生效。主要包括：
（1）發(fā)電機組額定有功功率，單位為MW，應與并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議保持一致，額定有功功率即調(diào)度容量原則上以政府電力主管部門核準文件或電力業(yè)務許可證為準（兩者取最新）。
（2）發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力，單位為MW，應與并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議保持一致，最小穩(wěn)定技術(shù)出力原則上以試驗結(jié)果為準；
（3）發(fā)電機組有功功率調(diào)節(jié)速率，單位為MW/分鐘，應與并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議保持一致；
（4）發(fā)電機組日內(nèi)允許的最大啟停次數(shù)，單位為次/每天；
（5）發(fā)電機組廠用電率，單位為百分數(shù)；
（6）發(fā)電機組冷態(tài)啟動通知時間，即機組處于冷態(tài)情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；
（7）發(fā)電機組溫態(tài)啟動通知時間，即機組處于溫態(tài)情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；
（8）發(fā)電機組熱態(tài)啟動通知時間，即機組處于熱態(tài)情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；
（9）燃氣機組夏季（4月至10月）最大技術(shù)出力，單位為MW；
（10）燃氣機組冬季（11月至次年3月）最大技術(shù)出力，單位為MW；
（11）典型開機曲線，即機組在開機過程中，從并網(wǎng)至最小技術(shù)出力期間的升功率曲線，時間間隔為15分鐘；
（12）典型停機曲線，即機組在停機過程中，從最小技術(shù)出力至解列期間的降功率曲線，時間間隔為15分鐘；
（13）電力調(diào)度機構(gòu)所需的其他參數(shù)。
其中，A類發(fā)電機組的運行參數(shù)作為編制日前發(fā)電計劃的默認參數(shù)，B類發(fā)電機組的運行參數(shù)作為現(xiàn)貨電能量市場交易出清的默認參數(shù)。
5.2新建發(fā)電機組運行參數(shù)申報
新建發(fā)電機組應在首次并網(wǎng)前30天向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申報機組運行參數(shù)，經(jīng)審核同意后生效。
5.3機組運行參數(shù)計劃變更
每年10月底前，發(fā)電機組可綜合經(jīng)政府核準后的增容容量、設備狀態(tài)等情況，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請運行參數(shù)變更，經(jīng)審核同意后生效。各類參數(shù)變更申請要求如下：
（1）發(fā)電機組額定有功功率的變更：應經(jīng)政府部門核準并取得能源監(jiān)管機構(gòu)電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）后，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請變更，重簽并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議后生效。
（2）發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力、發(fā)電機組有功功率調(diào)節(jié)速率、燃機最大技術(shù)出力的變更：允許每年申請一次變更，經(jīng)所屬調(diào)度機構(gòu)審核同意后生效。變更后的參數(shù)自動作為該機組并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的補充條款。
（3）其余各類運行參數(shù)的變更：允許每年申請一次變更，經(jīng)所屬調(diào)度機構(gòu)審核同意后生效。
6、機組出力限值臨時變更管理
（1）競價日前一日（D-2）下午15:00前，若電廠預計發(fā)電機組在運行日存在出力限高或限低的時段，應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送機組出力限值臨時變更申請，電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行情況予以批復。
（2）競價日上午9:30前，電力調(diào)度機構(gòu)應根據(jù)機組的額定有功功率、最小穩(wěn)定技術(shù)出力、檢修、調(diào)試（試驗）及出力限值臨時變更等情況，發(fā)布運行日其調(diào)管范圍內(nèi)機組的96點機組出力約束。其中，已發(fā)生限高或限低但未完成機組限值臨時變更補單流程的機組，運行日全天均按當前實際出力限值發(fā)布。電廠應于競價日上午10:30前在調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)中確認電廠原因的出力限值約束以及受限時段，并于競價日15:00前向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交限值臨時變更申請補單。經(jīng)確認的機組出力限值作為日前電能量市場出清的邊界條件。
（3）競價日10:30至競價日24:00期間發(fā)生的機組限值臨時變更，在日前電能量市場出清過程中不予考慮。電廠應于次日9:00前向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交機組限值臨時申請補單。
（4）當機組在運行日內(nèi)發(fā)生臨時限值變更時，電廠應及時向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交出力限值變更申請，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意，由廣東中調(diào)確認后生效。
（5）A類機組發(fā)生限高或限低的，按照現(xiàn)行南方區(qū)域“兩個細則”進行考核。相關(guān)行為由所屬電力調(diào)度機構(gòu)記錄，并由廣東中調(diào)統(tǒng)一納入市場監(jiān)控。
（6）B類機組發(fā)生限高或限低的，按照《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》中10.2、10.3節(jié)的規(guī)定進行考核，相關(guān)行為由所屬電力調(diào)度機構(gòu)記錄，并由廣東中調(diào)統(tǒng)一納入市場監(jiān)控。
7、設備檢修管理
7.1機組檢修管理
7.1.1檢修類型
計劃檢修：指以年度檢修計劃為基礎、并經(jīng)月度計劃批準的發(fā)電設備檢修工作。計劃檢修根據(jù)機組檢修規(guī)模和停用時間，分為A、B、C、D四個等級。
臨時檢修：除計劃檢修以外的設備檢修，包括因設備缺陷、故障、異常等原因需臨時停運或已經(jīng)強迫停運的檢修，以及未能按期完成的計劃檢修延期（指檢修工期過半后申請的延期與延長工期超過原工期的1/4的部分）。
7.1.2檢修批復原則
機組檢修計劃安排應滿足以下原則：
（1）滿足全省電力供應需要。機組檢修應根據(jù)廣東電力系統(tǒng)的電力平衡情況進行均衡安排，原則上供應偏緊的度夏負荷高峰期不安排機組計劃檢修。
（2）滿足局部網(wǎng)絡約束要求。長期有頂峰要求的機組優(yōu)先安排在一、四季度低負荷期檢修。長期送出受限的機組應按照均衡受限容量的原則優(yōu)化機組檢修。同片區(qū)機組避免安排同時檢修。機組檢修應與輸變電停電工作要求相結(jié)合，避免局部網(wǎng)絡錯峰限電及電廠重復停電。
（3）滿足系統(tǒng)調(diào)峰需要。供熱機組、核電機組應結(jié)合節(jié)假日等調(diào)峰困難時期安排檢修，蓄能機組優(yōu)先在枯期（1-5月、11-12月）的常規(guī)時期安排檢修。
（4）降低極端天氣影響期的系統(tǒng)運行風險。具備FCB功能的機組、黑啟動電源、沿海地區(qū)網(wǎng)絡支撐電源不安排在臺風極端天氣多發(fā)期的6-10月進行計劃檢修。
（5）降低汛期棄水風險。水電機組避免在汛期（4-9月）安排計劃檢修，并滿足供水、灌溉、航運等綜合利用要求。
7.1.3檢修申報與批復
（1）每年9月底前，各發(fā)電廠應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送年度檢修計劃，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要，于12月15日前予以批復。
（2）每月10日前，各發(fā)電廠在已獲所屬電力調(diào)度機構(gòu)批準的年度檢修計劃基礎上，可根據(jù)機組實際運行情況申請檢修工期調(diào)整、變更或新增，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要，于每月20日前予以批復。
（3）檢修開工前3個工作日，發(fā)電廠基于月度檢修計劃，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交日前計劃檢修申請，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要，于競價日前一日（D-2）予以批復。月度計劃以外新增的檢修均計為臨修。
（4）競價日上午9：30前，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)機組檢修批復情況、當前已存在的機組緊急停運情況，發(fā)布競價日其調(diào)管范圍內(nèi)機組的96點狀態(tài)，發(fā)電廠應于競價日上午10:30前在調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)中確認結(jié)束時間，經(jīng)確認的機組狀態(tài)作為日前電能量市場出清的邊界條件。其中，已緊急停運但未完成檢修補單流程的機組，運行日按全天均為不可用（檢修）狀態(tài)發(fā)布，并于競價日15:00前向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交檢修申請補單。
（5）競價日10:30至競價日24:00期間發(fā)生的機組緊急停運，其狀態(tài)變化在日前電能量市場的出清過程中不予考慮。發(fā)電廠應于次日9:00前向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交檢修申請補單。
（6）A類、B類機組臨修的實際停運時長均視為非計劃停運，按照現(xiàn)行南方區(qū)域“兩個細則”進行考核。
（7）若B類機組發(fā)生臨時非計劃停運造成日前電能量市場與實時電能量市場之間的偏差結(jié)算收益，按照《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》中10.1.1節(jié)的規(guī)定對偏差結(jié)算收益進行處理。
（8）機組發(fā)生臨修后，下一次開機所產(chǎn)生的啟動費用不予補償。
7.1.4機組檢修的臨時調(diào)整系統(tǒng)運行中出現(xiàn)以下情況時，電力調(diào)度機構(gòu)可對已批復的機組檢修進行臨時調(diào)整：
（1）電網(wǎng)出現(xiàn)臨時故障或存在電力供應不足風險；
（2）出清計算過程中出現(xiàn)安全校核無法通過等特殊情況。
競價日出清結(jié)果發(fā)布前，若電力調(diào)度機構(gòu)對機組檢修進行臨時調(diào)整，該機組按照調(diào)整后的機組狀態(tài)參與日前電能量市場、實時電能量市場和調(diào)頻輔助服務市場出清。
競價日出清結(jié)果發(fā)布后，若電力調(diào)度機構(gòu)對機組檢修進行臨時調(diào)整，該機組按照調(diào)整后的機組狀態(tài)參與日前調(diào)度計劃編制，并參與實時電能量市場和調(diào)頻輔助服務市場出清，日前電能量市場的出清結(jié)果和調(diào)頻輔助服務市場的預出清結(jié)果不作變更。
7.2輸變電設備檢修管理
7.2.1檢修類型
計劃檢修：指經(jīng)過初步電網(wǎng)安全約束評估，綜合考慮基建、技改、市政遷改、用戶工程及設備日常維護等停電需求，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)批復并納入年度、月度計劃的檢修項目。
非計劃檢修：指月內(nèi)新增安排的檢修項目，包括設備缺陷、設備故障、事故后設備檢查或檢修等。
7.2.2檢修批復原則
輸變電設備檢修計劃安排應滿足以下原則：
（1）統(tǒng)籌考慮基建、技改及設備日常維護的停電需求，以及公路、市政建設等外部單位要求的線路遷改、升塔等工作需要，嚴格按計劃開展檢修，提高設備健康水平，減少臨時性和重復性檢修。
（2）同一設備或同一間隔（或單元）的相關(guān)檢修工作原則上應同時安排，二次設備檢修工作應配合一次設備同時安排，相互影響的發(fā)電機組、變壓器、線路等設備檢修原則上應同時安排。
（3）重要法定節(jié)日、重要保供電、惡劣天氣期間，避免安排電網(wǎng)運行風險較大的關(guān)鍵設備停電。
7.2.3檢修申請與批復
（1）每年9月底前，各供電局、直調(diào)電廠應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送輸變電設備年度檢修計劃，所屬電力調(diào)度機構(gòu)協(xié)調(diào)有關(guān)部門，結(jié)合系統(tǒng)運行需要予以批復。
（2）每月10號前，各供電局、直調(diào)電廠在已批復的年度檢修計劃基礎上，可根據(jù)實際運行情況申請檢修工期調(diào)整、檢修計劃變更或檢修計劃新增，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要予以批復。
（3）輸變電設備計劃檢修開工前5個工作日，相關(guān)供電局、直調(diào)電廠基于月度檢修計劃，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)提交日前計劃檢修申請，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要，于競價日前一日（D-2）予以批復。
（4）若輸變電設備在競價日12:00前發(fā)生非計劃檢修且預計運行日仍存在檢修時段，相關(guān)的輸變電設備檢修狀態(tài)在日前電能量市場出清的邊界條件中予以考慮。
（5）若輸變電設備在競價日12:00至競價日24:00期間發(fā)生的臨時緊急停運，相關(guān)的輸變電設備檢修狀態(tài)在日前電能量市場出清的邊界條件中不予考慮。
（6）中調(diào)及以上調(diào)度管轄的輸變電設備檢修如對全省電力供應、同級或上級電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管區(qū)域的電網(wǎng)安全存在影響，應經(jīng)相關(guān)方會簽后安排。
7.2.4輸變電檢修的臨時調(diào)整
系統(tǒng)運行中出現(xiàn)以下情況時，電力調(diào)度機構(gòu)可對已批復的輸變電設備檢修進行臨時調(diào)整：
（1）相關(guān)單位未按要求提交相關(guān)參數(shù)資料或未落實電網(wǎng)發(fā)布的風險管控措施；
（2）與待檢修設備存在相互影響的其他設備存在安全隱患、臨時檢修或未能按計劃復電；
（3）前序檢修工作未按計劃開展；
（4）因天氣條件、青賠、物資到貨、設備缺陷等導致檢修不具備開工條件；
（5）因電力供應緊張、調(diào)峰困難或存在斷面過載等導致檢修不具備開工條件；
（6）電力調(diào)度機構(gòu)認為需要調(diào)整或取消輸變電設備檢修計劃的其他情況。
7.3繼電保護裝置檢修管理
（1）繼電保護裝置計劃性檢修工作（含定期檢驗、特維傳動、反措、升級、大修技改等），應按照相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求，按照規(guī)定期限完成。繼電保護裝置檢修計劃的申請、批復按照發(fā)輸變電設備檢修管理要求執(zhí)行。
（2）如繼電保護裝置臨時檢修工作可以結(jié)合發(fā)輸變電設備檢修進行，相關(guān)單位應在發(fā)輸變電設備檢修單中注明繼電保護裝置檢修工作要求及開展的具體時段，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意后方可進行。
（3）如繼電保護裝置臨時檢修工作無法結(jié)合發(fā)輸變電設備檢修進行，相關(guān)單位應提前一周向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申報，所屬電力調(diào)度機構(gòu)應在每周四結(jié)合下周系統(tǒng)運行情況預測，制定繼電保護裝置檢修計劃，并通報相關(guān)單位。涉及需電廠停機配合的情況時，由電力調(diào)度機構(gòu)將繼電保護裝置臨時檢修工作對應時段的機組狀態(tài)設置為不可用狀態(tài)。
（4）繼電保護裝置檢修工作涉及不同電力調(diào)度機構(gòu)的，相關(guān)單位應按要求分別向相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)申報檢修計劃。檢修計劃批復不一致時，由相應線路或變壓器所屬的電力調(diào)度機構(gòu)進行協(xié)調(diào)安排，并通報其他相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)。
（5）線路兩側(cè)的運行維護單位應及時互相通報停電安排情況，確保線路兩側(cè)同時開展繼電保護裝置檢修工作。
7.4安自裝置檢修和檢驗管理
（1）安自裝置的檢修工作，應提前至少5個工作日向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送安自裝置投退申請，經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意后執(zhí)行，主要包括安自裝置的檢驗、消缺、軟硬件改造、新建安自裝置的投運操作、元件接入及保供電等工作。
（2）安自裝置的檢驗周期應滿足“236”要求，即新建、改（擴）建和退出進行軟硬件升級的安自裝置在投運后的兩年內(nèi)應進行一次全部檢驗，以后每三年進行一次部分檢驗，每六年進行一次全部檢驗（包括區(qū)域穩(wěn)控系統(tǒng)聯(lián)合調(diào)試檢驗）。
8、燃料管理
8.1電煤管理
8.1.1電廠存煤統(tǒng)計方式
電廠存煤可用天數(shù)按照下述公式計算：
電廠存煤可用天數(shù)=昨日存煤量/前30天實際平均耗煤量
電廠無法使用的墊底煤、不能直接燃用的低熱值劣質(zhì)煤不計為存煤量。
8.1.2電煤信息報送要求
各直調(diào)燃煤電廠應按以下要求，通過南方電網(wǎng)發(fā)電燃料管理信息系統(tǒng)向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送電煤供應信息：
（1）每年11月10日前，各燃煤電廠應報送當年電煤的運輸方式、運輸距離、煤種類型等信息，預計當年至年底的電煤存量以及次年分月電煤供應計劃。
（2）每月23日前，各燃煤電廠應報送預計本月底電煤存儲量及下月電煤供應計劃。
（3）每周三17：00前，各燃煤電廠應報送下周電煤供應計劃。
（4）每日10：30前，各燃煤電廠應報送前一日實際電煤供應情況。
（5）燃煤電廠的電煤供應發(fā)生可能導致燃煤供應中斷或大幅度減少等異常情況時，應立即報告所屬電力調(diào)度機構(gòu)。
8.1.3電煤預控要求
燃煤電廠廠內(nèi)存煤可用天數(shù)低于5天時，所屬電力調(diào)度機構(gòu)應啟動電煤預控管理。期間，相關(guān)電廠各臺機組按照《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》的相關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨電能量市場交易。
燃煤電廠由于廠內(nèi)存煤可用天數(shù)低于5天時發(fā)生的停機視為非計劃停運，按照現(xiàn)行南方區(qū)域“兩個細則”進行考核。
8.2燃氣管理
8.2.1燃氣存量統(tǒng)計方式
供應方燃氣最低可用天數(shù)是指未來45天內(nèi)的最低罐存（或氣田產(chǎn)量）日可用天數(shù)。罐存（或氣田產(chǎn)量）日可用天數(shù)按照下述公式計算：
日可用天數(shù)=預計LNG日罐存氣量（或氣田產(chǎn)量）/用戶日總用氣需求量
電廠燃氣可用天數(shù)按照下述公式計算：
電廠燃氣可用天數(shù)=未來45天內(nèi)合同氣量（含已簽訂的現(xiàn)貨氣合同）/電廠日耗氣量
8.2.2燃氣信息報送要求
8.2.2.1燃氣電廠信息報送要求
各直調(diào)燃氣電廠應按以下要求，通過南方電網(wǎng)發(fā)電燃料管理信息系統(tǒng)向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送燃氣供應信息：
（1）每年11月30日前，各燃氣電廠應報送當年氣源情況、預計至本年底的燃氣消耗情況、以及次年各合同分月燃氣供應計劃。
（2）每月25日前，各燃氣電廠應報送預計本月底燃氣消耗情況及下月各合同燃氣供應計劃。
（4）每周四17：00前，各燃氣電廠應報送下周各合同燃氣供應計劃。
（5）每日10：30前，各燃氣電廠應報送前一日實際燃氣消耗情況。
（6）燃氣電廠的燃氣供應發(fā)生可能導致燃氣供應中斷
或大幅度減少的異常情況時，應立即報告所屬電力調(diào)度機構(gòu)。
8.2.2.2燃氣供應方信息通報要求
省內(nèi)各主要燃氣供應方與相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)應按以下要求相互通報燃氣供應相關(guān)信息：
（1）每年11月30日前，燃氣供應方應向相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)通報上一年（含自然年、合同年）氣量計劃執(zhí)行情況、預計各供氣電廠次年逐月可保障供氣量；電力調(diào)度機構(gòu)應向燃氣供應方通報次年電力供需形勢、燃機檢修計劃、以及相關(guān)網(wǎng)絡阻塞預測。
（2）每月25日前，燃氣供應方應向相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)通報本月氣量計劃執(zhí)行情況、預計各供氣電廠次月可保障供氣量及供氣時段及供應風險；電力調(diào)度機構(gòu)應向燃氣供應方通報次月電力供需形勢、燃機檢修計劃、以及燃機最小發(fā)電需求。
（3）每周四17:00前，燃氣供應方應向相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)接收站通報近9天日均耗氣量、未來45天燃氣物理庫存最低可用天數(shù)及所在日期、供氣電廠下周可保障供氣量及供氣時段、上周氣量計劃執(zhí)行情況。
（4）燃氣供應方預計存在導致燃氣供應中斷或大幅度減少的異常情況時，應及時通報相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)。
8.2.3燃氣預控要求
當燃氣供應出現(xiàn)以下情況時，相關(guān)電力調(diào)度機構(gòu)將向相關(guān)電廠發(fā)布燃料供應不足風險預警，啟動燃氣預控管理：
（1）接收站燃氣庫存未來45天最低日可用天數(shù)低于或等于3天；
（2）燃氣電廠月度合同全廠剩余可用天數(shù)低于5天時或年度合同全廠剩余可用天數(shù)低于20天。
燃氣電廠（群）進入燃氣供應不足預警狀態(tài)時，相關(guān)電廠各臺機組按照《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》的相關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨電能量市場交易。
因燃氣電廠全廠燃氣可用天數(shù)低于5天時發(fā)生的停機視為非計劃停運，按照現(xiàn)行南方區(qū)域“兩個細則”進行考核。
9、機組調(diào)試管理
9.1新機組調(diào)試管理
（1）新建機組進行涉網(wǎng)試驗前，應由具備資質(zhì)的試驗單位編制試驗方案，并提前30天報送所屬電力調(diào)度機構(gòu)，經(jīng)審核同意后方可執(zhí)行。
（2）新建機組應在試驗開始前7個工作日，將涉及啟停機和負荷要求的試驗計劃上報所屬電力調(diào)度機構(gòu)，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行情況予以批復。
（3）競價日上午10:30前，新建調(diào)試機組應通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)的技術(shù)支持系統(tǒng)報送未來三天滾動調(diào)試計劃曲線，所屬電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行情況予以批復。經(jīng)批復的運行日調(diào)試曲線作為日前電能量市場出清的邊界條件。
（4）實時運行中，新建調(diào)試機組的調(diào)試計劃原則上按照日前申報計劃執(zhí)行。當運行日的調(diào)試計劃發(fā)生變更時，電廠需及時通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)的技術(shù)支持系統(tǒng)滾動更新當日調(diào)試計劃曲線，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行情況予以批復。經(jīng)批復的運行日調(diào)試曲線作為實時電能量市場出清的邊界條件。
（5）新建機組在完成涉網(wǎng)試驗后，應在3個工作日內(nèi)向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送試驗快報，15天內(nèi)報送試驗報告。
（6）新建A類機組在并網(wǎng)調(diào)試期間按照調(diào)試需求安排發(fā)電，完成連續(xù)試運行后，電力調(diào)度機構(gòu)在保證電力供需平衡以及電網(wǎng)安全的前提下，以政府下達的年度基數(shù)電量為依據(jù)，安排A類機組發(fā)電。
（7）新建B類機組在并網(wǎng)調(diào)試期間按照調(diào)試需求安排發(fā)電，完成連續(xù)試運行當天（T）的次日（T+1），機組可參與（T+2）日的日前電能量市場申報及出清。B類機組完成連續(xù)試運行后，原則上按照最小穩(wěn)定技術(shù)出力安排運行，直至機組參與日前電能量市場出清的運行日（T+2）當天零點；（T+2）日起，發(fā)電機組按照現(xiàn)貨電能量市場交易規(guī)則參與出清。
9.2在運機組調(diào)試（試驗）管理
9.2.1電網(wǎng)原因的涉網(wǎng)試驗
（1）電網(wǎng)原因的涉網(wǎng)試驗包括但不僅限于：PSS試驗、勵磁系統(tǒng)試驗、調(diào)速系統(tǒng)試驗、一次調(diào)頻試驗、AGC試驗、AVC試驗、進相試驗、甩負荷試驗、遲相試驗、FCB試驗、黑啟動試驗等。
（1）每年9月底前，各發(fā)電廠應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送年度涉網(wǎng)試驗計劃，所屬電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行需要進行批復。其中，正式投運的電廠要求每三年開展一次AGC、AVC定檢。
（2）每月20日前，各電廠根據(jù)年度涉網(wǎng)試驗計劃，結(jié)合發(fā)輸變電設備月度檢修計劃，向所屬電力調(diào)度機構(gòu)報送月度涉網(wǎng)試驗計劃，所屬電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行需要予以批復。如預計涉網(wǎng)試驗計劃無法結(jié)合機組檢修進行，所屬電力調(diào)度機構(gòu)應在每月20日前結(jié)合系統(tǒng)運行預測，制定次月機組涉網(wǎng)試驗計劃，并通報相關(guān)單位。電力調(diào)度機構(gòu)將該機組在經(jīng)批復同意的涉網(wǎng)試驗時段設為必開狀態(tài)。
（3）試驗開展前3個工作日，電廠應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申報機組涉網(wǎng)試驗計劃、試驗方案以及相應的機組出力計劃曲線，所屬電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)運行需要，于競價日前一日（D-2）予以批復。
（4）運行日內(nèi)若電廠需變更試驗計劃曲線，應通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)的技術(shù)支持系統(tǒng)提交更新后的試驗計劃曲線，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行情況予以批復。
（5）正常運行中，未經(jīng)電力調(diào)度機構(gòu)許可，任何人不得修改電廠AGC、AVC定值及軟件版本，如需調(diào)整定值或升級軟件版本，需經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意。電廠不得人為干預AGC電廠（機組）的出力。
（6）因一、二次設備改造導致機組涉網(wǎng)參數(shù)發(fā)生變化的，需向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請重新開展相關(guān)試驗并更新定值單。
9.2.2電廠原因的涉網(wǎng)試驗
（1）試驗開展前5日，電廠應向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申報機組涉網(wǎng)試驗計劃以及相應的機組出力計劃曲線。
（2）競價日前一日（D-2）上午12:00前，電力調(diào)度機構(gòu)應組織完成機組涉網(wǎng)試驗會簽流程，相關(guān)試驗經(jīng)所屬電力調(diào)度機構(gòu)審核同意后生效。
（3）運行日內(nèi)若電廠需變更試驗計劃曲線，應通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)的技術(shù)支持系統(tǒng)提交更新后的試驗計劃曲線，所屬電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行情況予以批復。
（4）同一自然月內(nèi)，同一電廠因電廠原因的機組涉網(wǎng)試驗不得超過2次。
10、熱電聯(lián)產(chǎn)機組管理
10.1熱電聯(lián)產(chǎn)機組定義
熱電聯(lián)產(chǎn)機組指納入廣東省節(jié)能發(fā)電調(diào)度機組組合方案或按照《廣東省節(jié)約能源條例》、《關(guān)于進一步做好熱電聯(lián)產(chǎn)資源綜合利用機組核查認定有關(guān)工作的通知》（粵經(jīng)貿(mào)電力〔2007〕338號）認定，且已將供熱信息接入所屬電力調(diào)度機構(gòu)運行監(jiān)控系統(tǒng)和熱負荷在線監(jiān)測系統(tǒng)的省級調(diào)度熱電聯(lián)產(chǎn)機組。對于技術(shù)條件達不到實施“以熱定電”要求的，視同純凝機組調(diào)度。
10.2發(fā)電調(diào)度原則
熱電聯(lián)產(chǎn)機組以保證供熱安全和電網(wǎng)運行安全為前提安排發(fā)電，以供熱為主要任務，按“以熱定電”原則確定的上網(wǎng)電量優(yōu)先上網(wǎng)。
10.3供熱信息報送要求
競價日上午10:30前，經(jīng)政府認定的熱電聯(lián)產(chǎn)電廠應通過所屬電力調(diào)度機構(gòu)的技術(shù)支持系統(tǒng)向電力調(diào)度機構(gòu)申報運行日的供熱計劃，電力調(diào)度機構(gòu)以發(fā)電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關(guān)系表）為基礎，根據(jù)電廠申報的機組96點供熱流量曲線，計算供熱機組電力負荷的上下限曲線。電廠應報送的具體內(nèi)容包括：
（1）運行日該電廠計劃用于供熱的機組名稱以及編號；
（2）運行日該電廠供熱機組的96點供熱流量預測曲線，單位為噸/小時；
（3）若電廠全廠供熱流量未達到單機最大供熱能力時，僅能指定單臺機組進行供熱；若電廠全廠供熱流量超過單機最大供熱能力時，可以指定兩臺機組進行供熱。
運行日，電力調(diào)度機構(gòu)以發(fā)電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關(guān)系表）為基礎，根據(jù)實時采集的機組供熱流量，計算供熱機組實際供熱電力負荷的上下限。
10.4供熱數(shù)據(jù)異常處置
（1）競價日若機組供熱數(shù)據(jù)發(fā)生報送延遲等異常情況，按競價日前一天的實際供熱流量數(shù)據(jù)計算該機組在日前電能量市場的供熱電力負荷上下限。
（2）運行日若機組供熱數(shù)據(jù)發(fā)生明顯錯數(shù)、斷點等異常情況，按競價日機組申報的供熱流量數(shù)據(jù)計算該機組在實時電能量市場的供熱電力負荷上下限。
（3）日前申報的熱電聯(lián)產(chǎn)機組原則上在實時運行中不允許更換。當日前申報的熱電聯(lián)產(chǎn)機組在實時運行中發(fā)生故障或非計劃停運而不具備供熱條件時，電廠可向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請更換供熱機組，經(jīng)許可后可進行更換，更換后的供熱機組按照《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》的相關(guān)規(guī)定參與實時電能量市場出清。發(fā)生故障或非計劃停運的供熱機組視同純凝機組參與實時電能量市場出清。
（4）由于電廠自身原因發(fā)生供熱數(shù)據(jù)異常等情況，按照《廣東現(xiàn)貨電能量交易實施細則》10.4節(jié)的規(guī)定進行考核。
10.5供熱工況實測變更
當實際供熱工況持續(xù)30天明顯偏離實測工況時，熱電聯(lián)產(chǎn)電廠可向省經(jīng)濟和信息化委提交重測申請，獲省經(jīng)濟和信息化委許可重測后，電廠應重新組織對供熱工況進行實測，并將更新后的實測報告及評審意見一起報省發(fā)展改革委、經(jīng)濟和信息化委以及所屬電力調(diào)度機構(gòu)。所屬電力調(diào)度機構(gòu)接到有資質(zhì)的第三方機構(gòu)出具的重測報告后3個工作日，按照更新后的實測工況進行調(diào)度。
實際供熱工況明顯偏離實測工況含以下情況：
（1）實際供汽流量需求超過上次試驗最大供汽流量的5%；
（2）與實測工況相比，機組正常運行時出力上（下）限變化量超過機組額定出力的5%。
11、技術(shù)支持系統(tǒng)異常處理
（1）電廠運行值班人員發(fā)現(xiàn)或接到自動化設備故障的通知后，應立即聯(lián)系自動化運維人員進行處理，并向所屬電力調(diào)度機構(gòu)自動化值班員匯報情況。其中，發(fā)生遙控、遙調(diào)（AGC、AVC）等控制功能異常時，應立即報告所屬電力調(diào)度機構(gòu)當值調(diào)度員并采取相應措施。
（2）發(fā)生自動化系統(tǒng)或設備重大異常事件、電力二次系統(tǒng)網(wǎng)絡與信息安全事件時，運行維護單位應立即啟動專項應急預案，在1小時之內(nèi)向所屬電力調(diào)度機構(gòu)自動化值班員口
頭報告事件發(fā)生和處理的基本情況，并于2個工作日內(nèi)通過故障處理報告書面上報。
（3）當技術(shù)支持系統(tǒng)運行異常導致發(fā)布的市場出清結(jié)果出現(xiàn)差錯時，需重新按照原有邊界條件重新進行出清計算，得到校正之后的出清結(jié)果，并及時向市場成員發(fā)布。
若重新計算校正結(jié)果后，出清結(jié)果尚未執(zhí)行，則按校正之后的結(jié)果執(zhí)行。
若重新計算校正結(jié)果后，出清結(jié)果已經(jīng)執(zhí)行，但市場未正式結(jié)算，則按校正之后的結(jié)果結(jié)算。
若重新計算校正結(jié)果后，市場已經(jīng)正式結(jié)算，則按照《廣東電力市場交易結(jié)算實施細則》中結(jié)算差錯退補的相關(guān)原則進行電費的追退補。
