浙江新能源场站调控运行工作阶段规范

一、  调控运行管理
1.新能源场站调度运行管理
     (1)  调度机构应合理安排电网运行方式，在确保电网安全稳定运行的前提 下，优先调度并充分利用风、光能源。
     (2) 凡并入电网运行的新能源场站进应服从电网调度机构的统一调度管理， 严肃调度纪律，服从调度指挥 。电力调度机构按相关合同和协议对新能源场站进 行调度管理。
     (3)  新能源场站运行值班人员应严格、迅速和准确地执行电网调度值班调 度员的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。
     (4)  电网调度机构直接调度管辖范围内的设备，新能源场站必须严格遵守 调度有关操作制度，按照调度指令执行操作，并如实告知现场情况，答复电网调 度机构值班调度员的询问。未经电网调度机构值班调控员的许可，不得擅自变更 设备状态或擅自安排检修项目。
     (5)  电网调度机构调度许可范围内的设备，新能源场站运行值班人员操作 前应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及新能 源场站现场运行规程进行操作。调度机构与调度对象之间应有两路及以上具备独 立通信路由和对时功能的调度录音电话 。新能源场站必须保证调度录音电话 24 小时有人接听，确保调度业务联系畅通。
     (6)  新能源场站具备功率自动调节功能的，应参与电网功率自动调节，确 保有功功率和无功功率动态响应品质符合相关规定 。当并网点电压突变时，无功补偿设备应正确动作，及时提供动态无功支持。
     (7)  电网出现特殊运行方式，可能影响新能源场站正常运行时，  电网调度 机构应将有关情况及时通知新能源场站。
     (8)  电网基建和检修等工作应综合考虑电网运行和新能源场站发电规律及 特点，尽可能安排在低出力或不出力时段实施，减少对新能源发电的影响 。
     (9) 系统运行方式发生变化时，电网调度机构应综合考虑系统安全稳定性、 电压约束等因素以及新能源场站特性和运行约束，通过计算分析确定允许新能源 场站上网的最大有功功率。
     (10) 运行方式计算分析时，应按照全网新能源功率预测最大出力和最小出 力两种情况，考虑新能源功率波动对系统安全稳定性的影响 。

     (11)  新能源场站应按照电网调度机构要求，及时上报各类信息报表 。

 2.事故或紧急控制

     (1)  新能源场站应配合电网调度机构保障电网安全，严格执行电网调度机 构指令参与电力系统运行控制。
     (2)  在电力系统事故或紧急情况下，  电网调度机构有权限制新能源场站出 力或暂时解列新能源场站来保障电力系统安全。事故处理完毕，系统恢复正常运 行状态后，  电网调度机构应及时恢复新能源场站的并网运行 。
     (3)  新能源场站及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行，  以及因频 率、电压等系统原因导致机组解列时，应立即向电网调度机构汇报，不得自行并 网，经电网调度机构同意后按调度指令并网。新能源场站应做好事故记录并及时 上报电网调度机构。
     (4)  新能源场站应参与地区电网无功平衡和电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电压控制曲线。当新能源场站的无功补偿设备因故退出运 行时，新能源场站应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制新能源场站运行状 态。
二、  调度计划管理

1.调度机构应合理安排电网运行方式，在确保电网安全稳定运行的前提下， 优先调度并充分利用风、光能源。
2.风电场、光伏发电站应按照有关标准和规定要求开展短期和超短期发电功 率预测，提高预报精度，延长预见期。
(1)  风电场、光伏发电站应进行功率预测并制定发电计划，在规定时间前 向电网调度机构申报发电计划曲线。
(2) 风电场、光伏发电站应每 15 分钟自动向电网调度机构滚动申报超短期 功率预测曲线 。电网调度机构根据风电场、光伏发电站功率申报曲线，结合考虑 电网运行情况，编制下达发电计划曲线，落实新能源场站优先发电计划 。电网调 度机构可根据超短期功率预测结果和实际运行情况对风电场、光伏发电站计划曲 线做适当调整，  并提前通知风电场值班人员。
(3)  风电场、光伏发电站应执行电网调度机构下达的计划曲线 (包括滚动 修正的计划曲线)  和调度指令，及时调节有功功率 。
(4)  风电场、光伏发电站应按照电网调度机构的要求定期进行年度和月度 电量预测，  并申报年度、月度发电量计划。
(5)  电网调度机构根据风电场、光伏发电站上报的中长期功率预测，  结合 全网电力电量平衡分析，优先预留发电空间，形成风电及光伏发电计划建议，作为相关部门安排年度、月度发电计划的依据。
3.风电场、光伏发电站应定期统计分析发电计划执行情况或运行情况数据， 并根据调度机构要求上报。
4.新能源场站调度管辖范围内的设备检修应按照电网设备检修管理有关规 定进行。
(1) 风电场、光伏发电站应根据电网调度机构的要求提交年度、月度、周、 节日、特殊运行方式设备检修计划 。电网调度机构将风电场、光伏发电站设备检 修计划纳入电力系统年度、月度、节日、特殊运行方式检修计划 。
(2)  纳入调度范围的风电场、光伏发电站升压站一、二次设备实际检修工 作开始前需向调度机构提交检修申请，获得批准后方可开工 。
(3)  需办理停电检修计划、停电检修申请的设备包括调度管辖的新能源场 站电气设备、继电保护及安全自动装置等 。涉及新能源场站内通信设备的技改、 大修项目等工作在实施前应按照计划检修程序报电网调度机构审核，经同意后方 可实施。
(4)  风电场、光伏发电站调度管辖设备检修申请的申报、批复、延 (改) 期和执行应严格按相关规定执行。
(5)  新能源场站已获批复的检修、试验计划，在检修、试验开始前，  仍应 得到电网调度机构值班调度员许可后才能进行。工作结束后，应及时向调度机构 值班调度员报告。
(6)  临时检修、试验申请，应由新能源场站值班员人员直接向相应管辖调 度机构提出，经电网调度机构根据相应调度控制管理规程等规定和电网实际情况 批准后进行。
5.新能源场站设备检修计划、停电检修申请、停电检修执行注意事项
(1)  新能源场站设备检修应尽可能与系统电网设备检修相结合；  继电保护 及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修应尽可 能与一次设备的检修相结合，以减少重复停电，提高供电可靠性和新能源场站消 纳。
(2)  设备检修停电申请单填写需按照电网设备检修申请单填报规范执行 。
(3)  设备检修计划停电时间与计划工作时间应在上报检修申请时考虑操作 时间，最终以电网调度机构批准为准。
(4) 通信系统设备检修影响到继电保护及安全自动装置业务的正常运行时， 应向电网调度机构提出继电保护及安全自动装置业务停电申请，在继电保护及安 全自动装置业务推出通信系统运行后开始通信设备检修相关工作，工作完成后应 及时恢复运行。
(5)  对已停电的设备，在未获得调度许可开工前，应视为有随时来电的可 能，严禁任何人在虽已停电而未办理许可手续的设备上自行进行检修工作 。
(6)  风电场、光伏发电站内部检修时，  当影响的运行容量超过电网调度机 构规定的限值时，应向调度机构提出检修申请，并按电网调度机构批准的时间和 作业内容执行。
三、运行方式管理

1.无功功率和电压控制
(1) 10(6)kV 及以上电压等级并网的光伏站、风电场应具备保证并网点处功 率因数在 0.95(超前)  ~0.95(滞后)  范围内连续可调的能力 。
(2)  集中式光伏站、风电场应配置无功电压控制系统，  具备无功功率调节 及电压控制能力。根据电网调度机构指令，  自动调节其发出 (或吸收)  的无功功 率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应满足电力系统电压调节 的要求。
(3)  场站配置自动无功电压控制系统的，其参数整定单的制定和修改，  由 场站向所辖调度机构提交申请，调度机构在 7 个工作日内审核下发。
(4)  节假日等特殊时段，  调度部门对发电机无功出力有特殊要求时，场站 应按调度部门要求执行。
(5)  通过 10(6)千伏~35 千伏电压等级并网的分布式光伏在其有功输出范 围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其 调节方式和参考电压、  电压调差率等参数应有电网调度机构设定 。
(6)  并网前新能源电站应具备接受省调 AVC 指令，   自动调整无功电压的功 能，动态无功补偿装置应严格按照电力调度机构下达的技术要求选择控制策略、 整定保护定值和设置控制参数，启动前需认真核对无误，在运行过程中，变动参 数前须征得电力调度机构同意。
2. 电压控制目标
(1)  光伏电站电压偏差应满足《光伏发电站无功补偿技术规范》   (GB/T 29321-2012)  要求。
(2)  风电场电压偏差应满足  《风电场接入电力系统技术规定》   (GB/T 19963-2011)  要求。
(3)  电化学储能系统接入公共连接点的电压偏差应满足《电化学储能系统 接入电网技术规定》(GB/T 36547-2018)  要求。
3.故障穿越

(1)  通过 10 (6)  千伏电压等级直接接入公共电网，  以及通过 35 千伏电压 等级并网的分布式光伏的低电压穿越能力和高电压穿越能力应满足《光伏发电并 网逆变器技术要求》(GB/T 37408-2019)  。

4.频率控制
(1)  35 千伏及以上电压等级的并网发电机组应提供基本辅助服务，包括一 次调频、快速调压、调峰能力，响应速率及调节范围应符合规定要求。机组的一 次调频必须投入，  因故不能投入时应得到值班调度员的同意 。
(2)  集中式光伏站应在电力系统频率范围内按《光伏发电站接入电力系统 技术规定》(GB/T  19964-2012)  运行。
(3)  风电场应在电力系统频率范围内按《风电场接入电力系统技术规定》 (GB/T  19963-2011)  运行。
(4)  通过 10 (6)  千伏电压等级直接接入公共电网，  以及通过 35 千伏等级 并网的分布式光伏发电项目按《分布式电源并网技术要求》   (GB/T 33593-2017) 运行。

(5) 通过 380 伏电压等级并网，以及通过 10 (6) 千伏电压等级接入用户侧 的分布式光伏项目按《华东区域电力安全生产委员会关于开展华东区域分布式光 伏涉网频率专项核查整改工作的通知》(华东监能安全[2019]70 号) 中要求运行。

(6)  电化学储能系统应在电力系统频率范围内按《电化学储能系统接入电 网技术规定》   (GB/T 36547-2018)  运行。

四、新能源管理

1.新能源场站自动上送类信息数据
新能源场站相关运行信息应上送至相应的调度机构主站系统 。
(1)  新能源场站信息
集中式风电场需提供给电网调度机构的实时数据包括但不限于：实时有功功 率、实时无功功率、  电压、  电流。
集中式光伏电站提供给电网调度机构的实时数据包括但不限于：实时有功功 率、实时无功功率、  电压、  电流。
(2)  新能源场站单机信息数据
集中式风电场需提供给电网调度机构的单机数据包括：风机风速、风机风向、 风机有功功率、风机无功功率、风机电压 (线电压)  、风机电流、风机频率、风 机温度、风机变流器电压 (线电压)  、风机变流器电流、风机运行状态 (包括检 修、故障、运行等)  。
集中式光伏场站需提供给电网调度机构的单机数据包括：  逆变器有功功率、 逆变器无功功率、逆变器电压 (线电压)  、逆变器电流、逆变器温度、逆变器运 行状态 (包括检修、故障、运行等)  。
(3)  新能源场站风光资源类信息数据
集中式风电场需提供给电网调度机构的风光资源数据包含：   10 米风速、  10 米风向、30 米风速、30 米风向、50 米风速、50 米风向、70 米风速/80 米风速、 70 米风向/80 米风向、轮毂高度风速、轮毂高度风向、温度、湿度、气压 。数据 采样频率为 5 分钟一次。
集中式光伏场站需提供给电网调度机构的风光资源数据包含：总辐射、环境温度、光伏电池板温度、风速、风向、气压、湿度。数据采样频率为 5 分钟一次。
(4)  新能源场站预测类信息数据
集中式风电场、光伏场站需提供给电网调度机构的预测类数据包括：超短期 功率预测数据 (预测时间跨度为 0-4 小时，上送频率为每 15 分钟一次)  、短期 功率预测数据 (预测时间跨度为 0-72 小时，上送频率为每天一次)  、实时理论 功率、实时可用功率、气象预测数据 (预测时间跨度为 0-72 小时，上送频率为 每天一次)  。

其中统调新能源场站新能源功率预测数据用于“两个细则”发电功率考核， 统调新能源场站并网前应完成 II 区 102 通信调试，  并按规定上报新能源短期、 超短期功率预测等数据。

2.新能源场站信息报送类数据
(1)  调控云基础台账维护
集中式风电场应于调控云中维护的场站相关信息包括：风机台数及信息、变 压器台数及信息、变压器容量、主变台数及信息、主变容量、交流线路条数及信 息、母线条数及信息、风机运行状态 (包括检修、故障、运行等)  等 。
集中式光伏场站应于调控云中维护的场站相关信息包括：  逆变器数及信息、 变压器台数及信息、变压器容量、主变台数及信息、主变容量、交流线路条数及 信息、母线条数及信息、逆变器运行状态 (包括检修、故障、运行等)  等。
(2)  日常报表数据报送
1)  新能源日报：  每日 9 点新能源场站需按时上报运方日报、新能源日报， 场站可通过浙江 OMS 主备调双活系统智能报表模块进行数据填报和上送；
2) 风电 (光伏)  日站内受阻电量：新能源场站每日 1 点 30 分前完成日站内受阻电量、日最大受阻电力等数据，场站可通过浙江 OMS 主备调双活系统智能报 表模块进行数据填报和上送。
3)  新能源月报：  新能源场站每月 1 日需按规定填报与维护月报中场站信息 和场站设备型号信息等数据，并按月报要求填写和报送各项数据，场站可通过浙 江 OMS 主备调双活系统智能报表模块进行数据填报和上送；
4)  可再生能源弃发信息报表：  新能源场站每月 7 日前需完成可再生能源弃 发信息以及相关材料报送，场站可通过浙江 OMS 主备调双活系统智能报表模块进 行数据填报和上送；
5) 下月计划电量和典型出力上报：新能源统调场站每月 25 日前需按时报送 下月计划电量和典型出力相关数据，场站可通过浙江 OMS 主备调双活系统智能报 表模块进行数据填报和上送；
6)  风电快报：  新能源风电场每月 25 日前需按时报送风电快报的相关数据。 场站可通过浙江 OMS 主备调双活系统智能报表模块进行数据填报和上送；
7)  动态无功补偿装置运行指标报表：   内容包括 (  但不限于)  ：    动态无功 补偿装置投运率、动态无功补偿装置停运情况说明 (  停运时间，   原因，措施) 、 并网点电压无功合格率、    动态无功补偿装置投运容量，装置电压无功控制可靠  性、   装置响应特性等涉网运行指标。

3.新能源统调场站“两个细则”考核

(1)  新能源功率预测考核系统访问权限申请
已完成并网的新能源统调场站在参与“两个细则”发电功率考核前，需提前 向浙江省调自动化处网络管理相关人员申请 “两个细则”发电功率考核系统 (IP:10.33.64.105；  端口：  9082)  访问权限。
(2)  数据上报及考核
新能源统调场站每日按要求通过 II 区 102 通信方式将场站新能源短期、超 短期功率预测数据进行上送，省调侧每日会进行数据入库，次月初考核开始后进 行“两个细则”新能源功率预测数据考核计算。新能源统调场站每日考核结果会 统一发布至调控云新能源模块系统中，新能源统调场站可在结果发布后进行数据 核查以及免考申请等操作。
4.新能源信息及系统运维联系方式
“两个细则”新能源功率预测考核：  0571-51103509 (水新处)  。 浙江 OMS 系统：  0571-51103826。
智能报表模块运维电话：  0571-51103812。
调控云信息维护运维电话：  0571-51103456 (自动化处值班台)  。

五、继电保护管理

1.新能源场站应由具有专业资质的继电保护人员进行继电保护整定工作，并 根据调控机构要求，  定期检查核对保护定值执行情况。
2.新能源场站应做好涉网继电保护装置的日常运行维护和管理，在发现继电 保护装置异常后，按现场运行规程及时组织处理，同时汇报相关管辖调度值班人 员 。需要立即停用调度管辖或许可设备继电保护装置的，按调控机构值班人员指 令处理。现场人员应详细记录继电保护装置异常现象、处理过程和结果，并及时 报告调控机构专业管理人员。
3.新能源场站内涉网运行的继电保护装置动作后，现场值班人员应及时向调 控机构值班人员报告情况，  按调度指令进行处理，  并在 24 小时内将继电保护装置动作报告报调控机构专业管理人员。
4.新能源场站内涉网运行的继电保护装置发生不正确动作时，应本着“四不 放过”的原则，查明原因，  实施整改，  并及时将整改方案和结果报调控机构 。
5.新能源场站涉网继电保护及安全自动装置软件版本应经调控机构确认，并 对照调控机构定期发布的可用版本清单及时做好版本核对和升级工作 。
6.调控机构定期发布“继电保护整定计算用等值阻抗”及“系统继电保护 运行整定方案及其规定”，新能源场站应据此及时计算本场站母线短路容量，校 核内部保护定值。

7. 新能源场站应按照国家和电力行业标准对所辖继电保护及安全自动装置 定期开展校验和维护，并根据设备运行年限和健康状况及时进行更新改造。涉网 继电保护及安全自动装置更新改造时，应征得调控机构同意，以确保双方设备协 调一致。

六、  自动化信息管理

1.新能源场站与调度主站间的遥测、遥信、遥控、遥调等自动化实时信息内 容执行《电力系统调度自动化设计技术规程》等有关标准的规定，  以满足电网调 度运行监视、控制和分析的要求。
2.新能源场站内一次系统设备变更 (如：设备增、减，主接线变更，互感器 变比改变等)  ，导致调度自动化设备测量参数、序位、信号接点发生变化时，应 将变更内容及时报送电力调度机构。

3.新能源场站电力监控系统安全防护工作应当落实国家信息安全等级保护 制度，按照国家信息安全等级保护的有关要求，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统的安全 。

4.新能源场站对本单位场站自动化设备的正常运行、监控维护和异常处理负责，  定期进行检查和测试，确保与调控机构的信息畅通和安全 。

5.新能源场站自动化设备运行维护人员在发现系统异常后，应立即进行处理， 并及时通报相关调控机构自动化专业人员 。  同时详细记录异常现象、处理过程，  处理结束后将书面分析报告报相关调控机构备案。相关调控机构自动化运行人员  配合场站自动化运行维护人员进行异常处理，及时恢复调度自动化系统的正常运行。
6.新能源场站实施场站端调度自动化系统检修 (更新、改造)  时，需制定确 保场站自动化系统正常运行的实施方案，在项目实施前报相关调控机构确认同意 后按照检修申报批准和设备竣工验收流程实施。
7.新能源电站动态无功补偿装置须将其测量电气量等数据接入同步相量测 量装置 (PMU)，    包括 (  但不限于)   动态无功补偿装置的电流、    电压等 。新能 源电站动态无功补偿装置运行信息、电能质量在线监测数据应在并网前通过 PMU 和综合自动化系统 (NCS)  上传至省调。

七、通信管理

1.新能源场站应加强通信设备的运行维护，确保调度电话畅通和通信设备、 通信通道可靠运行，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等对 信息传输实时性和可靠性的要求。
2. 电网调度机构应加强新能源场站通信运行管理，开展所辖范围新能源场站 通信运行的统计分析和考核。3.新能源场站应按电网调度机构的统计评价相关规定要求，开展运行分析和 统计评价工作，按时向电网调度机构报送月度通信通道情况分析统计报表 。

八、  网络安全管理

1. 电力监控系统安全防护设备开展检修等工作前，应向相应调度机构提出书 面申请，说明工作原因，经批准后方可开展工作。
2.新能源电站应对网络安全告警和网络安全设施运行状况进行实时监视和分析，确保电力监控系统网络安全事件及时发现、即时处理和迅速报告 。
3.新能源电站电力监控系统网络安全告警处置及报告要求：
(1)  紧急告警应立即处理，重要告警应在24小时内处理，多次出现的一般 告警应在48小时内处理。
(2) 发生紧急告警后，新能源电站应立即组织开展告警分析和处置，3日内 完成《网络安全紧急告警分析报告》报相应调控中心，报告内容应包含告警描述、 影响范围、分析过程、处理结果和后续防范措施等 。
4.新能源电站在接到电力监控系统网络安全风险预警后，应立即组织人员结 合电力监控系统及设备的实际情况，开展预警行动，及时消除风险，并按要求将 风险预警行动结果报送相应调控中心。
5.新能源电站应对发现或获知的网络安全漏洞及时采取修补或防范措施 。
6.新能源电站应严格管控生产控制大区移动介质和外部设备的接入，禁止生 产控制大区设备与互联网违规连接。
7.新能源电站应强化外部人员的管理，与外部服务商及人员签订安全保密协议，并对其进行安全教育，严格控制其工作范围和操作权限，实施安全监护 。
8.新能源电站应组织建立记录网络运行状态、网络安全告警和事件的技术措施，并留存不少于六个月的日志。
9.新能源电站应按照国家及行业相关标准规范要求，开展电力监控系统等保 定级、备案和测评工作。
10.新能源电站应建立健全电力监控系统网络安全应急机制，编制电力监控 系统网络安全事件专项应急预案，定期开展应急演练。
11.新能源电站应按调度机构的统计评价相关要求，开展运行分析和统计评 价工作，并按时向调度机构报送分析统计报表。