5新能源优先调度工作

1、ICS 29.240备案号：Q/QG/GDWD11065W 2013网公司企业标准Q / GDW 11065 2013新能源优先调度工作规范Administrative standards of renewable power optimization dispatching work2014-04-01发布2014-04-01实施网公司发 布1Q/GDW 11065 2013目次前言II12345678范围1规范性文件1职责分工1新能源场站并网调度服务2新能源优先调度计划编制2实时调度与调整6新能源功率·······

2、83;·················································

3、83;·················································

4、83;······························ 6运行分析与评估7附录 A（资料性附录） 年度计划编制流程图9附录 B（资料性附录） 月度计划编制流程图10附录 C（资料性附录） 日前计划编制流程图11附录 D（资料性附录） 实时调整流程图12编制说明13IQ/GDW 11065

5、 2013前言为促进新能源优先消纳，规范新能源优先调度工作流程，保障电网和新能源场站安全、运行，实现新能源资源充分利用，制定本标准。主要内容新能源场站并网调度服务、新能源优先调度计划编制、实时调度与调整、新能源功率、运行分析与评估等。中心提出并解释。本标准由本标准由网公司力调度网公司科技部归口。本标准主要起草：西北分部、甘肃省电力公司、电力科学、。本标准主要起草人：节、辉、义、男、李正文。本标准为首次发布。IIQ/GDW 11065 2013新能源优先调度工作规范1范围本标准规定了本标准适用于下电网可参照执行。网公司系统新能源优先调度职责分工、工作内容与要求。网公司系统省（、直辖市）级及以上电

6、网新能源运行管理工作，省级以2规范性文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的文件，其最新版本（所有的修改单）适用于本文件。3职责分工3.1职责3.1.1 新能源优先调度工作涉及电网规划、运维检修、基建、财务、科技、调度、部门之间应做好工作衔接，为新能源优先调度提供基础条件。3.1.2 发展部门做好适应新能源大规模接入的发展规划评估，组织开展新能源接入电网方案审查，根据电网接纳能力有序安排新能源接入；组织年度发电计划会商，优先消纳新能源。3.1.3 运维检修部门做好新能源送出通道输变电工程的运行维护工作。3.1.4 调度部门做好新能源

7、并网服务，不断提高新能源优先调度运行水平，做好新能源运行分析及新能源优先调度评价。等多个方面，各3.1.5部门负责编制月度发电计划，优先消纳新能源。3.2 调控机构及新能源场站职责3.2.1 国调中心（调控分中心）应贯彻执行有关新能源调度的，落实网公司相关要求；负责所辖电网新能源调度专业技术规程、规定的制订和修编；负责新能源优先调度专业管理，督导评价下级调度的新能源优先调度工作；负责组织开展所辖电网新能源功率工作，配合编制能源的年度、月度发电计划和跨区跨省联络线计划；负责直调新能源场站的调度运行及评价工作；负责组织所辖电网新能源调度专业培训工作；参加新能源项目的规划、可研和初设等工作，提出相关

8、的意见和建议。3.2.2省级调控机构应贯彻执行有关新能源调度的，落实网公司相关要求；负责所1GB/T199632011风电场接入电技术规定GB/T199642012光伏发电站接入电技术规定DL/T10402007电网运行准则SD131-84电技术导则Q/GDW4322010风电调度运行管理规范Q/GDW5882011风电功率系统功能规范国能新能2010433 号风电机组并网检测管理暂行办法国能新能2011177 号风电场功率预报管理暂行办法Q/GDW 11065 2013辖电网新能源调度专业技术规程、规定的制订和修编；负责开展所辖电网新能源功率工作，配合编制能源的年度、月度发电计划和联络线计划

9、；负责适时向上一级调度机构提出促进新能源消纳的联络线调整建议；负责直调新能源场站的调度运行及评价工作；负责组织所辖电网新能源专业培训工作。3.2.3新能源场站应做好新能源功率和年、月、日前计划申报工作；负责执行调控机构下达的调度计划；负责按照相关标准、规范和反事故措施的要求，积极配合调控机构，做好新能源场站安全运行工作。4 新能源场站并网调度服务4.1 调控机构应制定新能源并网服务指南，规范调度服务内容、完善服务标准、优化服务流程，向新能源发电企业提供规范、优质、高效的并网调度服务，保障电网安全合法利益。运行，维护新能源发电企业4.2格4.3调控机构应积极组织新能源场站运行的岗位培训与考试，颁

10、发新能源场站调度值班上岗资，提供并网及调度运行的技术指导，保障新能源场站安全、有序并网。调控机构在收到新能源场站提交的并网调度协议资料后，于 5 个工作日内审查资料的完整性，并指导新能源场站完善资料。在完成资料审核后，应及时完成并网调度协议的签订。4.4 调控机构在收到新能源场站升压站启动资料后，于 10 个工作日内分专业审查升压站启动资料的完整性，并指导新能源场站完善资料。在完成资料审核后，调控机构应于新能源场站升压站计划启动日前5 个工作日完成各专业的准备工作，并对新能源场站升压站启动并网条件进行审核。调控机构应于计划启动日前 2 个工作日下发新能源场站升压站启动调试方案。4.5 调控机构

11、在收到新能源场站并网申请书后，于 10 个工作日内审核并网申请条件并与新能源场站商定首次并网日。调控机构应于新能源场站首次并网日前 5 个工作日完成各专业的准备工作，并对新能源场站启动条件进行审核。调控机构应于首次并网日前 2 日新能源场站并网申请。4.6调控机构应积极参与新能源场站的涉网验收，按计划安排新能源场站并网调试。5新能源优先调度计划编制5.1新能源发电计划及内容5.1.1按照电力电量平衡周期，新能源发电计划可分为四类：年度、月度、日前、实时发电计划。5.1.2年度计划建议应根据年度气象及电网安全运行约束制定。管辖区域内（含下级调控机构调管）新能源场站的年气象情况预计、年发电量、分月

12、电量、年、月发电出力（最大、平均）、新能源接纳能力分析及的主要问题和建议等内容。5.1.3月度计划建议应根据月度气象及电网安全运行约束制定。管辖区域内（含下级调控机构调管）新能源场站月电量、月发电出力（最大、平均）、新能源接纳能力分析及题和建议等内容。的主要问5.1.4日前计划应根据短期气象及直调新能源场站计划曲线，并考虑电网安全运行约束制定。次日及 1 至 3 天的短期新能源功率日 96 点计划曲线和日发电量等内容。、直调新能源场站次日 96 点总计划曲线、各新能源场站次5.1.5实时计划日前计划的基础上，根据超短期新能源功率结果和电网实际运行情况对新能源日前计划进行，形成实时发电计划，超短

13、期新能源功率结果和后续时段计划曲线。5.2发电计划编制原则5.2.15.2.25.2.32在确保电网和新能源场站安全运行的前提下，合理安排运行方式，优先接纳新能源。新能源发电计划的制定应考虑装机容量的变化、线路的输送能力约束等。年度计划制定应依据新能源场站多年气象情况、新能源投产及电网安全约束等因素年发电Q/GDW 11065 2013量，并应为新能源留出充足的电量空间，供电力电量平衡时参考。5.2.4月度计划年度分月发电的基础上，根据电网运行方式及近期气象，对年度分月发电计划进行调整，并应为新能源留出充足的电量空间，制定月度发电计划。5.2.5日前计划常规电源发电计划和各新能源场站发电计划曲

14、线，计划曲线编制系统最大接纳能力评估基础上，参考新能源场站上报发电计划编制。日前发电计划协同常规电源发电计划进行全网安全校核。5.2.6实时计划日前计划的基础上，参考超短期新能源功率及电网运行情况对新能源接纳能力进行评估，及时对发电计划进行调整，或采取紧急5.2.7 日前和实时发电计划编制时，由于电网电力电量平衡级调控机构申请联络线电力电量计划调整。上一级调控机构整请求。不能全部接纳新能源时，应逐级向上一规定的时间内答复下一级调控机构的调5.2.8由于调峰不能全部接纳新能源时，应保证电网旋转备用容量满足电技术导则（SD 131-84）的要求；由于电网输送能力不足不能全部接纳新能源时，应保证送出

15、线路（断面）利用率不低于 90%。5.2.9电网电的影响。5.3发电计划编制依据检修应与新能源场站检修协调安排，尽量减小新能源场站送出检修对新能源发5.3.15.3.25.3.35.3.4有关调度规程及新能源场站设计文件；新能源场站实际气象情况和预计后期气象情况； 电网与新能源场站签订的购售电合同；电网和新能源场站的安全运行约束。发电计划编制步骤5.45.4.1年度计划编制步骤新能源场站年度计划按以下步骤编制（详见附录 A）：a） 各新能源场站每年 10 月前向调控机构上报次年发电计划及其分月计划建议，调控机构根据中长期气象并利用新能源功率系统预报次年发电计划及其分月计划；结果及新能源场站上报

16、建议计划，根据中长期气象预b） 调控机构分析新能源功率系统的测及新能源场站投产计划制定调度建议预计划；c） 调控机构根据电网运行方式、新能源送出检修计划、电力电量平衡及电网网络安全约束进行安全校核，形成新能源发电计划相关建议；d） 调控机构向发展部提供新能源发电计划建议；e） 发展部负责组织有关部门会商协调，形成全网和各新能源场站年度发电计划；f） 调控机构依据电力电量平衡、电网调峰、网络约束等因素，在年度运行纳能力进行分析；对全网新能源消g） 调控机构可根据火电机组年度计划完成情况，向公司发展部提出年度计划调整建议。5.4.2月度计划编制步骤新能源场站月度计划按以下步骤编制（详见附录 B）：

17、a） 各新能源场站每月 20 日前向调控机构上报次月发电计划建议，调控机构根据月度气象预报，利用新能源功率系统预报次月新能源发电计划；b） 调控机构分析新能源功率系统及新能源场站上报计划，考虑新能源场站投产计划，按照不低于年度分月计划电量的原则将新能源纳入全网电力电量平衡，形成月度新能源发电预计划；c） 调控机构根据电网运行方式、新能源送出行安全校核；检修计划、电力电量平衡及电网网络安全约束进3Q/GDW 11065 2013d） 调控机构根据新能源安全校核后新能源发电月度发电计划相关建议；值于每月 22 日前向电力中心提供新能源e） 电力划；中心负责组织相关部门会商协调，校核后形成全网和各新

18、能源场站次月发电计f） 调控机构可根据电网实际运行情况，向5.4.3日前计划编制步骤新能源场站日前计划按以下步骤编制（详见附录 C）：中心提出月度发电（）计划调整建议。各新能源场站9:00 前向调控机构上报次日 96 点新能源发电计划曲线及未来 1 至 3 天新能a）源发电建议，调控机构利用新能源功率能源发电趋势；系统预报次日新能源发电量及未来 1 至 3 天全网新b）调控机构根据新能源功率无约束的新能源功率系统结果新能源场站上报的 96 点发电计划曲线，制定曲线；c）d）调控机构依据新能源送出断面输送限额，编制有约束的新能源场站 96 点发电预计划曲线；调控机构综合分析安全约束后电网高峰备用

19、容量、调峰能力、受约束的机组最小运行方式、电网安全约束等要求，参考未来 1 至 3 天新能源发电趋势，滚动调整其他机组发电出力或机组组合，最大能力接纳新能源。电网备用容量应满足电技术导则（SD 131-84），并充分考虑新能源功率的误差。备用容量原则上按发电负荷的 5%至 10%，或按最大单台机组容量，或负荷高峰时段内新能源预计发电出力最大值留取；调控机构根据运行方式预安排进行新能源接纳能力分析及安全校核；e）f）力调整，调峰能力仍然不足，造成新能源场站 96 点发电如果全网火电等常规机组组合已预计划曲线不能全部纳入平衡时，申请上级调控机构调整次日联络线构批准联络线调整情况，调整新能源发电计划

20、；计划，按上级调控机g）如果上级调控机构也划曲线；力调整区域或跨区电网机组组合，按可消纳新能源能力调整新能源计h）i）机组组合、联络线计划确定后，再次进行安全校核，形成安全校核后各新能源场站日前发电计划；调控机构依据电网实际运行情况及新能源短期情况，周期滚动调整火电机组组合；调整发电（）计划，以旬为j）调控机构应将联络线计划调整协调结果做好，作为新能源优先调度评价的依据。5.4.4实时计划编制步骤新能源场站实时计划按以下步骤编制：a） 实时运行有新能源接纳空间，而日前计划已安排纳新能源；新能源时，应调整新能源计划，最大化消b） 各新能源场站实时向调控机构上报未来 4 小时超短期新能源功率曲线，

21、调控机构实时进行超短期新能源功率；c） 调控机构参考新能源超短期趋势，综合分析电网负荷需求、送出线路（断面）输送能力、调峰需要、机组最小技术出力及运行方式约束要求，自动实现调整网内其它电源发电出力，尽最大能力消纳新能源；d） 如果全网火电等可调整机组发电出力已无法调整，仍然不能消纳新能源时，当值调度值班申请上级调度联络线支援，最大能力消纳新能源；如果上级调度也机组出力，按可消纳新能源能力调整新能源计划曲线；e） 机组出力、联络线计划确定后，再次进行安全校核；f） 形成安全校核后各新能源场站实时电量计划；力调整区域或跨区电网g） 调控机构依据电网实际运行情况及新能源短期情况，调整发电（）计划，但

22、尽量4Q/GDW 11065 2013在日内、月度计划执行中进行电量滚动平衡；h） 调控机构应将发电出力、联络线依据。5.5 发电计划的调整5.5.1 调控机构依据电网实际运行情况及新能源短期计划调整协调结果做好，作为新能源优先调度评价的情况，适时调整月度、日前及实时发电（）计划，但尽量在年度、月度计划执行中进行电量滚动平衡。5.5.2当新能源场站发电实际情况与年、月发电计划偏差较多时，可形成新能源场站年、月发电计划调整申请，并提交给相关部门。5.5.3对直调新能源场站发电计划进行调整时，遵循以下原则和要求：a） 在保证电网安全运行的前提下，应及时协调新能源和火电电源运行方式，调整火电电源为新

23、能源让出空间，b） 调度运行值班先消纳新能源。在下述情况下，应按照有关规程规定对新能源计划进行调整：1）2）电网安全运行要求，需要调整新能源场站出力；新能源场站实际气象情况发生较大变化等范围；，造成新能源场站出力即将超出规定的运行3）新能源场站发输变电故障或与新能源场站送出相关的输变电故障或临时检修，对新能源场站出力提出临时要求。c） 当电量计划的调整可能对其它调控机构调管机构。的运行造成较大影响时，应及时告知有关调控5.5.4由于电网主要输变电检修，造成局部电网与主网薄弱，发生较大电网事故风险时，调控机构应将相关反事故措施事先通知新能源场站，必要时新能源出力。6实时调度与调整6.1调度运行必

24、须依法开展调度履行职责，规范下达调度指令，根据电网运行情况实时调整直调新能源场站电量计划。（详见附录 D）6.1.1调度运行负责直调新能源场站发电计划的执行，在实际运行中根据新能源超短期结果、电网及新能源场站发输电运行等情况，对新能源场站出力适时进行调整。6.1.2调度端新能源超短期结果与日前计划偏差超过 5%时，调度运行应对火电厂、新能源场站出力进行调整。偏差为正时，调度运行应增加新能源场站的出力，同时降低火电机组出力。偏差为负时，调度运行应直接新能源场站的发电曲线，同时增加火电机组出力。6.1.3行6.1.4调度运行。实时调整新能源场站发电计划，在线安全校核后，30 分钟内通知新能源场站运

25、火电机组的出力应依靠 AGC 调整，必要时可部分 AGC 机组以参与深度调节。6.2本网实时系统不足以消纳新能源出力时，调度运行应上级调度运行修改网间联络线计划。上级调度运行接到下级调度提出的联络线计划修改要求后，应综合考虑所辖电网内其他调度区域的受电能力、电网约束条件，在 15 分钟内答复下级调度，30 分钟内对网间联络线计划进行调整；因电网条件约束不能调整联络线计划的，15 分钟内答复。6.3当电网调节容量综合考虑系统安全调频需要，或电网约束条件发生变化影响新能源场站上网送出能力时，应性、电压约束等因素以及新能源场站自身的特性和运行约束，实时调整新能源场站的出力；相对火电机组，新能源场站出

26、力调整时应遵循先增后减的原则。7新能源功率7.1调控机构和新能源场站应按风电场功率预报管理暂行办法（国能新能2011177 号）和5Q/GDW 11065 2013风电功率能源功率系统功能规范（Q/GDW 5882011）等新能源发电功率系统。预报相关规定的要求建设新7.2新能源场站应按要求开展新能源功率与发电计划申报工作，调控机构负责汇总管辖范围内新能源功率，并经综合平衡后编制新能源发电计划。7.2.1新能源场站每年 10 月前上报下一年度的分月电量，发展部结合新能源功率、多年发电量、年度新能源送出线路（断面）检修等因素，以优先消纳新能源为原则编制年度新能源分月发电计划。7.2.2新能源场站

27、每月 20 日前上报下月发电，中心结合新能源功率、月度计划、联络线计划、新能源送出通道输变电络线曲线及新能源送出通道输变电能源的发电月度调度计划。检修计划等因素，以优先消纳新能源为原则，合理安排、联检修计划后，编制月度新能源发电计划，并与相关部门协调编制7.2.3新能源场站上报后 7 日新能源功率（时间间隔为前 72 小时间隔 15 分钟，后 96 小时间隔 1 小时）滚动计划，作为调控机构后 7 日开机组合参考。7.2.4新能源场站上报次日新能源功率和发电计划建议曲线，调控机构经综合平衡后形成新能源的发电调度日前计划，并下发新能源场站执行。7.3调控机构和新能源场站应开展新能源功率精度和结果

28、可用性的专题分析和总结，不断提高新能源功率精度，以提升新能源纳入调度计划的置信率，进一步优化开机组合方式，提高新能源消纳。7.4调控机构和新能源场站应定时巡视和检查新能源系统性，发现系统异常及时有关处理，并做好相关8运行分析与评估。8.1 基本原则8.1.1 各级调控机构可根据新能源装机容量及实际应用需求，做好新能源调度资料的收集和管理工作， 并建设新能源运行数据自动分析系统，自动生成新能源运行分析报表，规范新能源运行数据分析。8.1.2 各级调控机构应加强对电网内新能源场站运行情况的监督指导和统计分析工作，并及时、准确、全面、规范地向上级调控机构进行工作汇报。分析与汇报的主要内容：日常运行分

29、析与汇报、阶段性运行分析与汇报、专题性及事项分析与汇报。8.2 日常运行分析与汇报8.2.1 调控机构应结合新能源调度日常业务工作及调度需要，以新能源调度日报、周报等形式，通过统计报表和简要的文字分析对新能源场站运行情况进行日常运行分析和总结，主要内容a） 前时段调度所辖新能源场站气象情况；b） 前时段新能源场站调度运行情况；c） 前时段调度所辖新能源场站受阻电量及新能源优先调度工作流程分析；d） 下时段新能源场站运行计划；e） 下时段有关重要情况说明。：8.2.2报8各省区调控机构。，通过自动化系统，向上级调控机构上报统调新能源调度运行日8.3 阶段性运行分析与汇报8.3.1 电网调控机构应

30、结合本电网调度运行的实际需要，通过较为全面、详实的运行统计数据和文字分析，按照新能源相关统计分析要求，对新能源调度运行工作进行月度、年度等阶段性运行分析和总结，主要内容：a） 前时段调度所辖新能源场站气象情况；b） 前时段新能源场站调度运行情况；c） 前时段调度所辖新能源场站受阻电量及成因、问题分析等；6Q/GDW 11065 2013d） 下阶段调度所辖新能源场站气象e） 下阶段新能源场站运行计划；f） 下阶段新能源运行8.3.2各省区调控机构的问题与建议等。每月第 3 个工作日内，向上级调控机构上报统调新能源月度运行。8.48.4.1源8.4.2专题性及事项分析与汇报调控机构应根据新能源调

31、度和电网运行工作的实际需要，对大风期、迎峰度夏、迎峰度冬、新能运行等工作进行专题分析和总结。遇有下列情况，有关调控机构应及时向上一级调度部门汇报：a） 关键断面或全网最大受阻电力达到对应装机容量的 20%以上；b） 调度管辖范围内发生大规模新能源机组脱网故障（500MW 及以上）；c） 统调新能源场站发电等）。、送出线路运行情况发生较大变化（如机组全部停运、送出线路停运8.4.3新能源运行事项与工作汇报主要通过正式文件、新能源调度技术支持系统、邮件、传真和8.5等方式进行。新能源优先调度工作评价8.5.1各级调控机构应尽职尽责做好新能源优先调度工作，国调中心对调控分中心和省调新能源优先调度工作

32、进行评价，依据：a） 年度新能源优先调度计划编制流程单及年度新能源计划空间裕度； b） 月度新能源优先调度计划编制流程单及月度新能源计划空间裕度； c） 日前新能源优先调度计划编制流程单及负荷备用率，新能源功率d） 调峰受限时段常规机组是否按最小技术出力运行；值纳入计划的比例；e） 调峰受限时段联络线申请支援及落实情况；f） 通道受限时段的输电断面利用率（受限时段断面平均传输功率/受限时段断面限额）在 90%以上。8.5.2国调中心对调控分中心和省调进行新能源功率上报率和准确率考核，调控分中心和省调对直调新能源场站进行新能源功率上报率和准确率考核。8.6 新能源场站并网运行特性评价8.6.1

33、调控机构应根据相关标准、规范和相关的反事故措施，结合本电网的实际情况，定期开展直调新能源场站并网运行特性评价，提高新能源运行安全水平和技术水平，评价内容：a） 新能源功率及计划申报的上报率、准确率和合格率；b） 新能源计划执行偏差；c） 反事故措施落实评价；d） 符合风电场接入电技术规定（GB/T 199632011）和光伏发电站接入电技术规定（GB/T 199642012）等新能源场站接入电e） 新能源机组检修及新能源场站事故处理评价。技术规定评价；8.6.2调控机构可根据直调新能源场站的评价结果编制新能源优先调度序列，并报相关优先调度序列应定期更新。部门备案。7Q/GDW 11065 20

34、13附录A（资料性附录） 年度计划编制流程图8Q/GDW 11065 2013附录B（资料性附录） 月度计划编制流程图1.1 各新能源场站每月20日前向调控机构上报次月发电计划、检修计划、新能源场站及送出工程投产计划。1.2 调控机构根据月度气象，进行新能源月发电开始量。1.3调控机构根据新能源资源及新能源场站投产计划校核新能源场站上报计划，形成调度建议预计划。1.4运检部提供新能源场站送出工程检修计划。1.1.1每月20日前上报次月发电建议计划及检修计划1.4新能源场站送出工程检修计划1.1.2新能源场站及送出工程投产计划1.3校核新能源场站上报计划，整合形成新能源建议计划2.1 调控机构根

35、据次月电网运行方式安排、电力电量平衡、调峰、新能源场站送出工程投产计划、新能源场站送出工程检修计划、电网网络约束进行安全校核。2.2 调控机构根据新能源电量提出新能源月度电量计划。2.2按照新能源电量预测进行全网电力电量平衡，提出新能源电量计划建议3.1调控机构配合中心形成优先消纳新能源的月度电力电量平衡计划。3.2由于气候及水文变化，调控机构为优先消纳新能源滚动调整日计划， 但应尽量滚动平衡年度、月度计划。3.1形成优先消纳新能源的月度电力电量平衡计划3.2根据电网实际情况，滚动调整日计划结束92.1根据电网运行方式、新能源投产计划和安全约束进行安全校核1.2根据月度气象预测，进行新能源月发

36、电量Q/GDW 11065 2013附录C（资料性附录） 日前计划编制流程图10Q/GDW 11065 2013附录D（资料性附录） 实时调整流程图 11Q/GDW 11065 201312Q/GDW 11065 2013新能源优先调度工作规范编制说明13Q/GDW 11065 2013目次一、编制背景15二、编制主要原则15三、与其它标准文件的·····················

37、··················································

38、··················································

39、·· 16四、主要工作过程17五、标准结构和内容18六、条文说明1814Q/GDW 11065 2013一、编制背景近年来，我国新能源大规模快速发展，截至 2012 年 7 月， 成为全球接入新能源装机容量最大、增长速度最快的电网。但随着电网负荷增速的放缓，同时新增装机（风、火）快网调度范围并网风电 5073 万千瓦，各发电厂利用小时数总体呈下降趋势，电网消纳新能源的日趋严峻。主要体现在以下几个方面：电网电源不适应、相关配套不适应、调度技术不适应、新能源运行的安全风险。1. 电网电源不适应我国三北地区尤其是东北地区冬季新能源消纳突出。冬季供热期为满足供热、电厂厂房保温等要求

40、，供热机组出力难以下压，导致系统灵活性降低，压缩了新能源的消纳空间。特别是冬季供热期、水电枯水期、新能源大发期的重叠使新能源的消纳的更为突出，不利于吸纳新能源。其主要原因是：新能源规划与电网规划相脱节；新能源项目与电网项目核准不同步。2. 相关配套不适应新能源上网定价机制导致新能源在本地消纳无优势。现有的新能源上网定价机制导致新能源上网电价普遍高于当地平均购电价格；促进新能源跨省跨区消纳的尚未建立，地方缺乏消纳主动性；电价补贴、辅助服务补偿善，常规能源参与调峰积极性不高；地方制定的火电年度发电计划刚性大，联络线计划调整不灵活。3. 调度技术不适应现有中长期计划往往与实际新能源发电能力相差较大，

41、而跨区均为中、长期计划，缺乏短期、实时，难以通过联络线计划灵活调整；新能源功率的较大误差不能为机组组合和旋转备用留取提供有效支撑。4. 新能源运行的安全风险大规模的新能源接入带来电网功率平衡、频率、潮流分布、调峰调压、系统等一系列的问题，如何确保消纳新能源的同时，保证电网安全运行，是迫在眉睫的问题。上述在新能源消纳过程中出现的不利局面，根据网公司关于下达 2012 年度网网科201266 号）安排，公司技术标准制修订计划（力调度中心组织西北、东北、冀北电网公司及相关省公司有关开展了风电调度工作规范的编制工作，成立了规范编写小组，并根据国内电力行业的现有和行业标准，在已有工作基础上积极开展收集资

42、料和调查论证等工作，并结合大量的实际系统调研数据，以及各网省公司的意见征询，于 2012 年 10 月底完成了规范编写工作。由于该标准主要内容同样适用于光伏等新能源的调度管理，为扩大规范的适用范围，经研究决定，规范名称变更为新能源优先调度工作规范，形成了企业标准新能源优先调度工作规范的讨论稿。2013 年 6 月在西安召开了新能源优先调度工作规范审查会，形成了新能源优先调度工作规范标准送审稿。2013 年 7 月在召开了新能源优先调度工作规范企业标准送审稿审查会，形成了企业标准新能源优先调度工作规范的二、编制主要原则。标准编制的原则是遵守现有相关法律、条例、标准和导则，电网电源、新能源消纳和调

43、度运行技术等方面的不适应，通过“提供优质服务，预留充足空间，调整及时到位，持续评价改进”等几方面实现规范调度行为，优先调度新能源。1. 规范调度服务行为，编制“新能源并网调度服务指南”，及时签订并网调度协议，加强新能源并网技术指导，积极开展新能源场站运行岗位培训，不断提高新能源并网服务水平。2. 在年度、月度计划编制过程中，新能源机组电量按照不得低于去年新能源机组平均利用小时数考虑，并为新能源预留充足的电量空间。3. 各级调控机构应密切配合，充分发挥互电网优势，统筹协调互联电网内备用电源安排、合理调整联络线送受电计划，实现新能源大范围消纳。15Q/GDW 11065 20134. 完善技术标准

44、体系，开展新能源优先调度自评价工作，循环推进新能源优先调度工作。5. 按照中民可再生能源法规定，风电、光伏等新能源作为可再生能源，在电力调度过程中应优先消纳，为体现新能源优先调度精神，特将原标准名称风电调度工作规范修改为新能源优先调度工作规范。三、与其它标准文件的1.中民第十四条可再生能源法（2009 年）实行可再生能源发电全额保障性收购制度。能源主管部门会同力监管机构和财政部门，依照全国可再生能源开发利用规划，制定全国可再生能源发电量的年度收购指标和实施计划，确定并公布对电网企业应达到的全额保障性收购可再生能源发电量的最低限额指标。力监管机构负责监管最低限额指标的实施。电网企业应当依据前款规

45、定的最低限额指标，与依法取得行政或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，收购不低于最低限额指标的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。电网企业应当加强电网规划和建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网等先进技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力， 为可再生能源发电提供上网服务。第二十九条本法第十四条规定，电网企业未完成收购可再生能源电量的最低限额指标的，由力监管机构责令限期改正；造成可再生能源发电企业损失的，应当承担赔偿责任；拒不改正的，处以可再生能源发电企业损失额一倍以下的罚款。2.中民电力法第十八条电力生产与电网运行应当遵

46、循安全、优质、证供电可靠性。的原则。电网运行应当连续、，保第十九条电力企业应当加强安全生产管理，坚持安全第一、预防为主的方针，建立、健全安全生产责任制度。电力企业应当对电力设施定期进行检修和维护，保证其正常运行。第二十一条电网运行实行统一调度、分级管理。任何和个人不得干预电网调度。法人资格的电力生产或者电力行业第二十二条提倡电力生产企业与电网、电网与电网并网运行。具有企业要求将生产的电力并网运行的，电网经营企业应当接受。并网运行必须符合标准。并网双方应当按照统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原则，签订并网协议，确定双方的权利和义务；并网双方达不成协议的，由省级以上电力管理部门协调决定。第

47、二十三条电网调度管理办法，由3. 电网调度管理条例（1993）（依照本办法的规定制定。第 115）第二条本条例所称电网调度，是指电网调度机构（以下调度机构）为保障电网的安全、优质、运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。电网调度应当符合电网运行的客观规律。市场的要求和第三条中民境内的发电、供电、用电以及其他有关和个人，必须遵守本条例。第九条调度系统各级调度机构和电网内的发电厂、变电站的运行值班。下级调度机构必，必须服从该须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班级调度机构的调度。第十二条跨省电理部门和省级电理部门应当编制发电、供电计划，并将发电、供电计划报

48、送电力行政主管部门备案。调度机构应当编制下达发电、供电调度计划。值班调度可以按照有关规定，根据电网运行情况，调整日发电、供电调度计划。值班调度划时，必须填写调度值班日志。调整日发电、供电调度计第十三条跨省电调度计划时，应当根据理部门和省级电理部门编制发电、供电计划，调度机构编制发电、供电下达的计划、有关的供电协议和并网协议、电网的能力，并留有备用容16Q/GDW 11065 2013量。对具有综合效益的水电厂（站）的水库，应当根据批准的水电厂（站）的设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库蓄水。第十六条功率和电压。第十七条第十八条发电厂必须按照调度机构下达的调度计划和规

49、定的电压范围运行，并根据调度指令调整发电、供电的检修，应当服从调度机构的统一安排。出现下列紧急情况之一的，值班调度可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率、开或者停发电机组等指令；可以向本电网内的发电厂、变电站的运行值班度指令：发布调（一）发电、供电发生事故或者电网发生事故；（二）电网频率或者电压超过规定范围；（三）输变电负载超过规定值；（四）主干线路功率值超过规定的限额；（五）其他威胁电网安全运行的紧急情况。第二十三条电理部门的，调度机构的以及发电厂、变电站的，对上级调度机构的值班发布的调度指令有不同意见时，可以向上级电网电力行政主管部门或者上级调度机构提出，但是在其未作出答复前，调度系统的值班执行。必须按照上级调度机构的值班发布的调度指令第二十四条度系统的值班第二十五条第二十六条任何和个人不得本条例干预调度系统的值班发布或者执行调度指令；调依法执行公务，拒绝各种干预。并网运行的发电厂或者电网，必须服从调度机构的统一调度。需要并网运行的发电厂与电网之间以及电网与电网之间，应当在并网前根据平等互利、协商一致的原则签订并网协议并严格执行。4. 其他国能新能2010433 号新能源机组并网检测管理暂行办法规定了新能源场站机组入网前的检测办法；国能新能