第五章 調度運行管理

第二十三條 風電場、光伏電站應服從省調統一調度，按省調調度規程規定，安排運行值班，制定并上報發電和檢修計劃，開展繼電保護和安全自動裝置、調度自動化和通信等方面運行管理工作。

第二十四條 風電場、光伏電站值班人員應嚴格服從省調值班調度員的指揮，迅速、準確執行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執行。接受調度指令的并網風電場、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電力調度機構值班調度人員報告并說明理由，由電力調度機構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，調度部門可以部分或者全部暫時停止其并網發電。

一)拖延或無故拒絕執行調度指令;

二)不如實反映調度指令執行情況;

三)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;

四)不執行電力調度機構下達的保證電網安全運行的措施；

五)調度管轄設備發生事故或異常，3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);

六)在調度管轄設備上發生誤操作事故，未在1小時內向電力調度機構匯報事故經過或造假謊報;

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。

第二十五條 在事故情況下，若風電場、光伏電站的運行危及電網安全穩定運行，省調有權暫時將風電場、光伏電站解列。事故處理完畢，電網恢復正常運行狀態后，應盡快恢復風電場、光伏電站的并網運行。

第二十六條 風電場、光伏電站因安自裝置動作，頻率、電壓等電氣保護動作導致脫網的風電機組、逆變器不允許自啟動并網。風電機組、逆變器再次并網須由具備相應資質機構重新出具并網安全性評估報告，在電網條件允許情況下，由省調下令同意并網后方可并網發電。

第二十七條 風電場、光伏電站因欠缺高電壓、低電壓、零電壓穿越能力等自身原因造成大面積脫網的，自脫網時刻起該場站同型機組、逆變器禁止并網（風電機組單機容量1MW以下除外），直至完成高電壓、低電壓、零電壓穿越復查改造，并由具備相應資質的機構進行該類風機、逆變器的高電壓、低電壓、零電壓穿越能力抽樣檢測，合格后方可正常并網發電。

第二十八條風電場、光伏電站應參與地區電網無功平衡及電壓調整，保證并網點電壓滿足調度下達的曲線要求。當風電場、光伏電站無功補償設備因故退出運行時，風電場、光伏電站應立即向電網調度機構匯報，當無功補償設備的退出影響到并網點電壓的調整時，在電網需要控制風電場、光伏電站出力時，省調優先控制其出力。

第二十九條風電場、光伏電站應配備相應動態無功補償裝置并滿足動態響應30ms的要求，并具備自動電壓調節功能。風電場、光伏電站應按照調度運行要求裝設自動電壓控制(AVC)子站，AVC子站各項性能應滿足電網運行的需要。風電場、光伏電站的動態無功補償裝置應投入自動運行，月投入自動可用率應大于95%。

第三十條 風電場、光伏電站應做好相關設備的維護工作，避免因場站原因造成的集電線路、主變等設備的非計劃停運。非計劃停運包括保護動作跳閘及設備被迫停運。

第六章 自動功率控制管理

第三十一條并網新能源場（站）應具備有功功率調節能力，必須配置有功功率控制系統，接收并自動執行省調遠方發送的有功功率控制信號，功率控制系統功能應滿足省調要求。對不滿足要求，無法投入運行的風電場、光伏電站，當系統需要限制出力時，優先控制其出力。

第三十二條風電場、光伏電站應按照調度機構要求控制有功功率變化值。風電場裝機容量小于30MW時，10分鐘有功功率變化最大限值為10MW，1分鐘有功功率變化值最大限值為3MW；新能源場（站）裝機容量在30-150MW（含）時，10分鐘有功功率變化最大限值為該場（站）裝機容量的1/3，1分鐘有功功率變化最大限值為該場（站）裝機容量的1/10；新能源場站裝機容量大于150MW時，10分鐘有功功率變化最大限值為50MW，1分鐘有功功率變化最大限值為15MW。風電場因風速降低或風速超出切出風速而引起的有功功率變化速率超出限值的不予考核。光伏電站有功功率變化速率應不超過10%裝機容量/min，允許出現因太陽能輻照度降低而引起的光伏發電站有功功率變化速率超出限值的情況。

第三十三條風電場、光伏電站應按省調要求通過功率控制子站實時上傳場（站）理論發電功率和可用發電功率，并保證上傳數據的準確性。

第三十四條風電場、光伏電站應嚴格按照控制系統主站指令執行發電計劃曲線，在限電時段，實際發電與下發控制指令計劃正偏差不超5%，否則，該時段調節不合格。

第三十五條省調負責統計風電場、光伏電站因不跟蹤主站指令而超發的發電電量，并在次月交易電量中予以扣除。

第三十六條省調對風電場、光伏電站功率控制子站的投運率、調節合格率、上傳數據（理論發電功率和可用發電功率）準確率進行統計并納入調電排序。

第七章 功率預測管理

第三十七條風電場、光伏電站應按省調要求開展功率預測工作，保證功率預測系統的穩定運行，及時、準確、可靠地向省調傳送預測信息。

第三十八條風電場、光伏電站功率預測系統必須滿足電力二次系統安全防護的有關要求，與電網調度機構的功率預測系統建立接口并運行于同一安全區。

第三十九條風電場、光伏電站每年10月30日前上報下一年度的分月電量預測，每月20日前上報下月電量預測，每日9:00前上傳未來1至3天風電、光伏功率預測曲線和預計開機容量，每15min滾動上傳未來4小時風電、光伏功率預測曲線和當前開機容量、延遲時間不大于30秒。

第四十條風電場短期功率預測月平均功率預測準確率應達到80%以上、合格率應達到85%以上，上報傳送率應達到100%。光伏電站月平均預測準確率應達到85%以上、合格率應達到85%以上，上報傳送率應達到100%。

第四十一條風電場超短期月平均功率預測第 4 小時的準確率應達到85%。光伏電站超短期月平均功率預測第4小時的準確率應達到90%以上。

第四十二條連續6個月中有3個月考核不滿足要求的場站視為不達標，按要求進行整改，整改期間準確率、合格率和傳送率考評項得分均為0，整改期限不得超過3個月。

第八章 新能源發電優先調度管理

第四十三條 省調根據月度發電計劃確定的新能源接納電量做好月度新能源消納工作，根據新能源短期功率預測做好機組方式和發電計劃調整，根據超短期功率預測做好日內機組出力調整,優先保證新能源消納。

第四十四條省調根據風電場、光伏電站的基礎信息管理、安全運行管理、調度運行管理、自動功率控制管理、功率預測管理等情況進行排序。

第四十五條 在確保電網和新能源場（站）安全的前提下，根據場（站）排序情況、月度交易電量、短期新能源預測、現貨交易電量等做好新能源交易計劃分解及日內出力滾動調整。

第四十六條 火電機組調電過程中，火電機組安排方式和最低出力應按照國家能源局東北監管局組織核定的最小運行方式有功出力執行。

第四十七條發電機組依次按下列順序參與調峰：

1）除保留的AGC火電機組外，其余火電機組均減至最低技術出力；

2）水電機組在不影響防汛安全和不棄水情況下停機參與調峰；

3）申請東北調控分中心給予調峰支援；

4）火電機組按照《東北電力輔助服務市場運行規則》進入有償調峰輔助服務；

5）請示東北調控分中心同意，風電場、光伏電站參與調峰。

第四十八條網架約束原因控制風電、光伏發電的條件是：

1）省調監控的風電、光伏輸送斷面潮流超過電網穩定限值的80%；

2）斷面內并網火電機組均減至東北能監局核定的最小技術出力；

3）東北調控分中心控制的斷面，按照東北調控分中心運行規定和東北調控分中心調度員控制指令嚴格執行。

第四十九條省調根據新能源場（站）每日上報次日發電功率預測曲線及電網運行約束確定新能源接納總體空間，并于每日18:00前下發至各新能源場（站）執行。日前新能源發電計劃分配原則為：

1）分配參與短期市場交易（日前現貨市場等短期交易）新能源場站的發電計劃；

2）分配中長期市場交易（大用戶直供、風電送華北、風電送北京等長期交易）新能源場站的發電計劃；

3）分配特許權、清潔供暖等政府保證性政策的新能源場站發電計劃；

4）按照新能源排序調電序位安排新能源廠站發電計劃曲線。

第五十條省調根據新能源場（站）實時上報理論發電能力和可用發電能力，結合電網運行約束安排新能源接納空間。日內新能源發電分配原則為：

1）按日前計劃執行日前現貨交易和日內現貨交易（包括風火置換、省內實時獲取用電的蓄熱式電采暖等）；

2）按日前發電計劃執行中長期市場交易（大用戶直供、風電送華北、風電送北京等長期交易）；

3）按照日前計劃執行特許權、清潔供暖等政府保障性政策的新能源場（站）發電計劃；

4）按照新能源排序調電序位執行新能源廠站發電曲線。

第五十一條當日內實際可用發電功率高于日前預測功率時，高出日前預測按新能源排序調電序位增加新能源場（站）發電出力；當日內實際可用發電功率低于日前預測功率時，按照新能源排序調電序位依次調減新能源廠站發電空間、政府保障性政策的新能源場（站）發電空間、日前發電計劃執行中長期市場交易空間、現貨交易空間原則調電。

第五十二條省調負責開發和維護新能源調度技術支持系統，各新能源場（站）配合電網調度機構做好系統開發和維護工作。 

作者： 來源：吉林省能源局 責任編輯：wutongyufg