吉林省能源局關于修訂《吉林省新能源優先調度
工作實施細則（試行）》的通知

國網吉林省電力有限公司、有關發電企業：

        為保障吉林電網安全穩定運行，促進新能源產業健康有序發展，我們結合近年國家政策
調整和新能源發展實際情況，對《吉林省風電優先調度工作實施細則（試行）》進行了修訂，
現印發給你們，請遵照執行。執行中遇到的情況和問題請及時向我局反饋。

        特此通知。

        附件：吉林省新能源優先調度工作實施細則（試行）.doc

      吉林省能源局

                             2017年12月13日

附件

吉林省新能源優先調度工作實施細則

（試  行）

第一章  總則

第一條  為保障吉林電網安全穩定運行，貫徹落實國家可再生能源政策，規范吉林風電場、
光伏電站并網調度運行管理，促進新能源健康有序發展，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》、《電網調度管理條例》、《風電場接入電力系統技術規
定》GBT_19963-2011、《光伏發電站接入電力系統技術規定》GBT_19964-2012、東電監
市價〔2010〕418號《東北區域發電廠并網運行管理實施細則（試行）》、《東北區域并網
發電廠輔助服務管理辦法實施細則（試行）》和《新能源優先調度工作規范》等法律法規和
有關標準，制定本實施細則。

第二條  本細則適用于吉林省內已并網運行的，由省級電力調度機構（以下簡稱省調）直調
的風力發電場、光伏發電站。地（市）、縣電力調度機構直接調度的風電場和光伏電站可參
照執行。

第三條  本實施細則對吉林電網新能源優先調度職責分工、工作內容與要求進行了規定。

第二章  并網管理

第四條  符合可再生能源開發利用規劃、依法取得政府部門許可、滿足并網技術標準的新能
源場（站）申請并網時，應按要求向省調提交并網申請書，同時提交場站相關的詳細資料，
資料應經調度部門審核確認符合有關要求。

第五條  并網風電機組、光伏逆變器必須滿足相關技術標準，通過并網檢測，并取得具有相
應資質的檢測機構的檢測認證，不符合要求的不予并網。

第六條  風電場、光伏電站應按《風電場接入電力系統技術規定》、《光伏發電站接入電力
系統技術規定》等技術標準要求進行并網測試，并向省調提供由具備相應資質的機構出具有
關風電場/光伏電站運行特性的正式測試報告，測試內容至少應包括風電機組/光伏逆變器低
（高）電壓穿越能力測試、風電場/光伏電站低（高）電壓穿越能力驗證、場站電能質量測試、
場站有功/無功控制能力測試等。應由具有相應資質機構開展監督檢查，風電場/光伏電站對檢
查意見進行及時整改。未按要求在并網前提交相關材料的，不予并網；未按要求在并網后提交
相關材料的，停電整改。

第七條  風電場、光伏電站應按《風電場功率預測預報管理暫行辦法》、《光伏發電站功率
預測技術要求》建立風電、光伏功率預測預報系統和發電計劃申報機制。不能按要求向電網
調度機構提交功率預測結果和計劃的風電場、光伏電站，不予并網運行。

第八條  風電場、光伏電站并網前應保證運行、檢修規程齊備，相關的管理制度齊全，其中
涉及電網安全的部分應與所接入吉林電網調度的安全管理規定相一致。

第九條  風電場、光伏電站應根據已確認的調試項目和調試計劃，編制詳細的機組并網調試
方案，并向省調提交試驗方案和有關報告，省調審核后實施。

第十條  新并網的風電場、光伏電站自并網之日起1年內為調試期，當系統因調峰或網架約束
時，優先限制發電。調試期結束后納入調電排序管理。

第三章  基礎信息管理

第十一條  并網新能源場（站）應按能源監管機構及調度機構要求報送和披露相關信息，并
保證報送及時性和數據準確性。

第十二條  并網風電場、光伏電站要按照氣象觀測規范標準，配套建立實時測風塔、環境監
測儀，數據采集應滿足實時性的要求，數據傳輸要保證連續穩定、時間間隔不大于5min，宜
采用時段內的平均值，并將采集實時信息傳送至省調。

測風塔采集量應至少包括10m、50m及輪轂高度的風速和風向以及10米高氣溫、氣壓、濕度
等數據。環境監測儀采集量應至少包括法向直射輻照度、散射輻照度、總輻照度、組件溫度、
環境溫度、風速、氣壓和相對濕度。

第十三條  風電場、光伏電站應將風電機組、逆變器有功功率、無功功率、運行狀態等實時信
息上傳至省調，并保證數據的連續穩定。

第十四條  風電場、光伏電站應于每日9點前上報前一日風電場、光伏電站調度運行數據日報，
應于每月1日10點前上報風電場、光伏電站調度運行數據月報。

第十五條  省調對各風電場、光伏電站實時上傳數據的可用率和信息報送情況進行統計（因非
場站側原因導致信息報送不及時不準確的，免考核），并將其納入調電排序管理。

第十六條  各風電場、光伏電站應做好棄風、棄光統計工作，并按省調要求上報統計結果，
棄風、棄光計算方法詳見附錄A。

第四章  安全運行管理

第十七條  并網新能源場（站）應落實調度機構制定的反事故措施及相關要求。

第十八條  并網新能源場（站）應制定可靠完善的保場用電措施、全場停電事故處理預案，
并按調度機構要求按期報送。

第十九條  風電場、光伏電站涉網保護應按照電網有關規定和要求配置，不滿足的風電場、
光伏電站應限期整改。

第二十條  風電場、光伏電站匯集線系統單相故障應能快速切除，不滿足要求的風電場、
光伏電站應限期整改。

第二十一條  風電場、光伏電站應按照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原
則部署安全防護體系，物理隔離、縱向加密、防火墻等相應網絡設備應配置到位。

第二十二條  發生事故后，并網新能源場（站）應按相關規定及時向調度機構匯報事故情
況，事故處理完后，應將事故處理報告報送至調度機構。

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3
MW；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。

第九章  新能源場（站）排序指標評價管理

第五十三條  省調負責對新能源場（站）排序評分指標進行評價，并將得分、發電計劃等
信息進行發布。

第五十四條  排序評分項目主要分為場站基礎信息管理指標、安全運行管理、調度運行管
理、自動功率控制管理以及功率預測預報指標等五類，各分配一定的權重，電網調度機構
根據各項得分進行權重評價。各項得分計算方法采用歸一化處理和半梯形模型。

第五十五條  新能源場（站）基礎信息管理指標包括氣象信息數據合格率、風電單機（光
伏逆變器）實時信息上傳合格率、場站運行上報數據合格率。風電場氣象信息數據包括：
10m、30m、50m和輪轂高度的風速、風向，溫度、濕度和氣壓；光伏氣象信息數據包括
法向直射輻照度、散射輻照度、總輻照度、組件溫度、環境溫度、風速、氣壓和相對濕度。
風電單機實時上傳信息包括：有功、無功、機頭風速和狀態；光伏逆變器實時上傳信息包
括：有功、無功和狀態。對應得分為100×月合格率。

第五十六條  新能源場（站）安全運行管理指標包括風電機組（逆變器）具備高、低電壓
（零電壓）穿越能力占比，二次安全防護方案、衛星時鐘設備和網絡授時設備、新能源場
（站）涉網保護配置（故障錄波器接入數據完整性、母差保護配置、匯集線系統是否滿足
單相故障快速切除等），事故預案編制等反措落實情況等，對應得分根據現場設備運行情
況歸一化處理。

第五十七條  新能源場（站）調度運行管理指標包括調度指令執行情況、無功補償裝置投
入率、電氣設備非計劃停運，對應得分采用半梯模型計算。

第五十八條  新能源自動功率控制管理指標包括系統投入率、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。

省調通過AGC系統按月統計各風電場、光伏電站AGC投入率。投入率計算公式為：AGC投
入率=（AGC子站投入閉環運行時間/風電場、光伏電站AGC應投入閉環運行時間）×100%。
在計算AGC投入率時，扣除因電網原因或因新設備投運期間AGC子站配合調試原因造成的
AGC裝置退出時間。

省調通過AGC系統按月統計考核風電場、光伏電站AGC裝置調節合格率。省調AGC主站下
達出力指令后，子站AGC裝置在省調下達的時間定值內調整到位。AGC調節合格率計算公式
為：AGC調節合格率=（子站執行主站調節指令合格點數/主站下發調節指令次數）×100%。

AGC上報數據準確率包括理論發電功率準確率和可用發電功率準確率。省調通過AGC系統
按月統計各風電場、光伏電站AGC上傳數據準確率。準確率計算公式見附錄C。

第五十九條  新能源場（站）預測預報指標包括日前預測準確率、合格率、上報率、9
5%分位數偏差率、平均絕對誤差率、極大誤差率。月預測預報準確率高于80%、合格
率高于85%、上報率高于90%
，其中一項不達標時對應本月考評項得分為0。對應得分采用半梯模型計算。

第六十條  場站發電指標考慮全省新能源場（站）發電均衡性將其作為一定權重，即累計
年發電利用小時較高的新能源場（站）得分相對較低、累計年發電利用小時數較低的新
能源場（站）得分相對較高。對應得分采用半梯模型計算。

第十章  監督與管理

第六十一條   按照新能源優先調度的原則，省調應每月根據排序指標對新能源場（站）進行
綜合評定，各新能源場站根據場（站）負責對評定指標進行校核。

第六十二條  調度每月將調電原則上報東北能源監管局和省能源局，東北能源監管局會同省
能源局負責監督調度方案的執行情況，并建立爭議協調解決機制。

第六十三條  新能源場（站）和電網調度機構應按政府有關部門的要求，報送與披露相關
生產運行信息。

第十一章  附  則

第六十四條  本實施細則自2018年1月1日開始實施，原《吉林省風電優先調度工作實施
細則（實行）》作廢。

第六十五條  本實施細則由吉林省能源局負責解釋。