风电并网调度管理指导意见-吉林能源局

第一篇：风电并网调度管理指导意见-吉林能源局

附件:

吉林省新能源优先调度工作实施细则

（试 行）

第一章 总则

第一条 为保障吉林电网安全稳定运行，贯彻落实国家可再生能源政策，规范吉林风电场、光伏电站并网调度运行管理，促进新能源健康有序发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》、《风电场接入电力系统技术规定》GBT_19963-2011、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GBT_19964-2012、东电监市价„2010‟418号《东北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理办法实施细则（试行）》和《新能源优先调度工作规范》等法律法规和有关标准，制定本实施细则。

第二条 本细则适用于吉林省内已并网运行的，由省级电力调度机构（以下简称省调）直调的风力发电场、光伏发电

站。地（市）、县电力调度机构直接调度的风电场和光伏电站可参照执行。

第三条 本实施细则对吉林电网新能源优先调度职责分工、工作内容与要求进行了规定。

第二章 并网管理

第四条 符合可再生能源开发利用规划、依法取得政府部门许可、满足并网技术标准的新能源场（站）申请并网时，应按要求向省调提交并网申请书，同时提交场站相关的详细资料，资料应经调度部门审核确认符合有关要求。

第五条 并网风电机组、光伏逆变器必须满足相关技术标准，通过并网检测，并取得具有相应资质的检测机构的检测认证，不符合要求的不予并网。

第六条

风电场、光伏电站应按《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》等技术标准要求进行并网测试，并向省调提供由具备相应资质的机构出具有关风电场/光伏电站运行特性的正式测试报告，测试内容至少应包括风电机组/光伏逆变器低（高）电压穿越能力测试、风电场/光伏电站低（高）电压穿越能力验证、场站电能质量测试、2

场站有功/无功控制能力测试等。应由具有相应资质机构开展监督检查，风电场/光伏电站对检查意见进行及时整改。未按要求在并网前提交相关材料的，不予并网；未按要求在并网后提交相关材料的，停电整改。

第七条 风电场、光伏电站应按《风电场功率预测预报管理暂行办法》、《光伏发电站功率预测技术要求》建立风电、光伏功率预测预报系统和发电计划申报机制。不能按要求向电网调度机构提交功率预测结果和计划的风电场、光伏电站，不予并网运行。

第八条 风电场、光伏电站并网前应保证运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中涉及电网安全的部分应与所接入吉林电网调度的安全管理规定相一致。

第九条 风电场、光伏电站应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的机组并网调试方案，并向省调提交试验方案和有关报告，省调审核后实施。

第十条 新并网的风电场、光伏电站自并网之日起1年内为调试期，当系统因调峰或网架约束时，优先限制发电。调试期结束后纳入调电排序管理。

第三章 基础信息管理

第十一条 并网新能源场（站）应按能源监管机构及调度机构要求报送和披露相关信息，并保证报送及时性和数据准确性。

第十二条 并网风电场、光伏电站要按照气象观测规范标准，配套建立实时测风塔、环境监测仪，数据采集应满足实时性的要求，数据传输要保证连续稳定、时间间隔不大于5min，宜采用时段内的平均值，并将采集实时信息传送至省调。

测风塔采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及10米高气温、气压、湿度等数据。环境监测仪采集量应至少包括法向直射辐照度、散射辐照度、总辐照度、组件温度、环境温度、风速、气压和相对湿度。

第十三条 风电场、光伏电站应将风电机组、逆变器有功功率、无功功率、运行状态等实时信息上传至省调，并保证数据的连续稳定。

第十四条 风电场、光伏电站应于每日9点前上报前一日风电场、光伏电站调度运行数据日报，应于每月1日10点前上报风电场、光伏电站调度运行数据月报。

第十五条 省调对各风电场、光伏电站实时上传数据的可

用率和信息报送情况进行统计（因非场站侧原因导致信息报送不及时不准确的，免考核），并将其纳入调电排序管理。

第十六条 各风电场、光伏电站应做好弃风、弃光统计工作，并按省调要求上报统计结果，弃风、弃光计算方法详见附录A。

第四章 安全运行管理

第十七条 并网新能源场（站）应落实调度机构制定的反事故措施及相关要求。

第十八条 并网新能源场（站）应制定可靠完善的保场用电措施、全场停电事故处理预案，并按调度机构要求按期报送。

第十九条 风电场、光伏电站涉网保护应按照电网有关规定和要求配臵，不满足的风电场、光伏电站应限期整改。

第二十条

风电场、光伏电站汇集线系统单相故障应能快速切除，不满足要求的风电场、光伏电站应限期整改。

第二十一条 风电场、光伏电站应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则部署安全防护体系，物理隔离、纵向加密、防火墙等相应网络设备应配臵到位。

第二十二条 发生事故后，并网新能源场（站）应按相关规定及时向调度机构汇报事故情况，事故处理完后，应将事故处理报告报送至调度机构。

第五章 调度运行管理

第二十三条 风电场、光伏电站应服从省调统一调度，按省调调度规程规定，安排运行值班，制定并上报发电和检修计划，开展继电保护和安全自动装臵、调度自动化和通信等方面运行管理工作。

第二十四条 风电场、光伏电站值班人员应严格服从省调值班调度员的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网风电场、光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的电力调度机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，调度部门可以部分或者全部暂时停止其并网发电。

(一)拖延或无故拒绝执行调度指令;(二)不如实反映调度指令执行情况;

(三)现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者;(四)不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；

(五)调度管辖设备发生事故或异常，3分钟内未向电力调度机构汇报(可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报);(六)在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报;(七)其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。

第二十五条 在事故情况下，若风电场、光伏电站的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将风电场、光伏电站解列。事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场、光伏电站的并网运行。

第二十六条 风电场、光伏电站因安自装臵动作，频率、电压等电气保护动作导致脱网的风电机组、逆变器不允许自启动并网。风电机组、逆变器再次并网须由具备相应资质机构重新出具并网安全性评估报告，在电网条件允许情况下，由省调

下令同意并网后方可并网发电。

第二十七条 风电场、光伏电站因欠缺高电压、低电压、零电压穿越能力等自身原因造成大面积脱网的，自脱网时刻起该场站同型机组、逆变器禁止并网（风电机组单机容量1MW以下除外），直至完成高电压、低电压、零电压穿越复查改造，并由具备相应资质的机构进行该类风机、逆变器的高电压、低电压、零电压穿越能力抽样检测，合格后方可正常并网发电。

第二十八条 风电场、光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足调度下达的曲线要求。当风电场、光伏电站无功补偿设备因故退出运行时，风电场、光伏电站应立即向电网调度机构汇报，当无功补偿设备的退出影响到并网点电压的调整时，在电网需要控制风电场、光伏电站出力时，省调优先控制其出力。

第二十九条 风电场、光伏电站应配备相应动态无功补偿装臵并满足动态响应30ms的要求，并具备自动电压调节功能。风电场、光伏电站应按照调度运行要求装设自动电压控制(AVC)子站，AVC子站各项性能应满足电网运行的需要。风电场、光伏电站的动态无功补偿装臵应投入自动运行，月投入自动可用率应大于95%。

第三十条 风电场、光伏电站应做好相关设备的维护工作，避免因场站原因造成的集电线路、主变等设备的非计划停运。非计划停运包括保护动作跳闸及设备被迫停运。

第六章 自动功率控制管理

第三十一条 并网新能源场（站）应具备有功功率调节能力，必须配臵有功功率控制系统，接收并自动执行省调远方发送的有功功率控制信号，功率控制系统功能应满足省调要求。对不满足要求，无法投入运行的风电场、光伏电站，当系统需要限制出力时，优先控制其出力。

第三十二条

风电场、光伏电站应按照调度机构要求控制有功功率变化值。风电场装机容量小于30MW时，10分钟有功功率变化最大限值为10MW，1分钟有功功率变化值最大限值为3MW；新能源场（站）装机容量在30-150MW（含）时，10分钟有功功率变化最大限值为该场（站）装机容量的1/3，1分钟有功功率变化最大限值为该场（站）装机容量的1/10；新能源场站装机容量大于150MW时，10分钟有功功率变化最大限值为50MW，1分钟有功功率变化最大限值为15MW。风电场因风速降低或风速超出切出风速而引起的有功功率变化速率超出限值的

不予考核。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min，允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。

第三十三条 风电场、光伏电站应按省调要求通过功率控制子站实时上传场（站）理论发电功率和可用发电功率，并保证上传数据的准确性。

第三十四条 风电场、光伏电站应严格按照控制系统主站指令执行发电计划曲线，在限电时段，实际发电与下发控制指令计划正偏差不超5%，否则，该时段调节不合格。

第三十五条 省调负责统计风电场、光伏电站因不跟踪主站指令而超发的发电电量，并在次月交易电量中予以扣除。

第三十六条 省调对风电场、光伏电站功率控制子站的投运率、调节合格率、上传数据（理论发电功率和可用发电功率）准确率进行统计并纳入调电排序。

第七章 功率预测管理

第三十七条 风电场、光伏电站应按省调要求开展功率预测工作，保证功率预测系统的稳定运行，及时、准确、可靠地向省调传送预测信息。

第三十八条 风电场、光伏电站功率预测系统必须满足电力二次系统安全防护的有关要求，与电网调度机构的功率预测系统建立接口并运行于同一安全区。

第三十九条 风电场、光伏电站每年10月30日前上报下一年度的分月电量预测，每月20日前上报下月电量预测，每日9:00前上传未来1至3天风电、光伏功率预测曲线和预计开机容量，每15min滚动上传未来4小时风电、光伏功率预测曲线和当前开机容量、延迟时间不大于30秒。

第四十条 风电场短期功率预测月平均功率预测准确率应达到80%以上、合格率应达到85%以上，上报传送率应达到100%。光伏电站月平均预测准确率应达到85%以上、合格率应达到85%以上，上报传送率应达到100%。

第四十一条 风电场超短期月平均功率预测第 4 小时的准确率应达到85%。光伏电站超短期月平均功率预测第4小时的准确率应达到90%以上。

第四十二条 连续6个月中有3个月考核不满足要求的场站视为不达标，按要求进行整改，整改期间准确率、合格率和传送率考评项得分均为0，整改期限不得超过3个月。

第八章 新能源发电优先调度管理

第四十三条

省调根据月度发电计划确定的新能源接纳电量做好月度新能源消纳工作，根据新能源短期功率预测做好机组方式和发电计划调整，根据超短期功率预测做好日内机组出力调整,优先保证新能源消纳。

第四十四条 省调根据风电场、光伏电站的基础信息管理、安全运行管理、调度运行管理、自动功率控制管理、功率预测管理等情况进行排序。

第四十五条

在确保电网和新能源场（站）安全的前提下，根据场（站）排序情况、月度交易电量、短期新能源预测、现货交易电量等做好新能源交易计划分解及日内出力滚动调整。

第四十六条 火电机组调电过程中，火电机组安排方式和最低出力应按照国家能源局东北监管局组织核定的最小运行方式有功出力执行。

第四十七条 发电机组依次按下列顺序参与调峰：（1）除保留的AGC火电机组外，其余火电机组均减至最低技术出力；（2）水电机组在不影响防汛安全和不弃水情况下停机参与调峰；（3）申请东北调控分中心给予调峰支援；（4）火电机

组按照《东北电力辅助服务市场运行规则》进入有偿调峰辅助服务；（5）请示东北调控分中心同意，风电场、光伏电站参与调峰。

第四十八条

网架约束原因控制风电、光伏发电的条件是：（1）省调监控的风电、光伏输送断面潮流超过电网稳定限值的80%；（2）断面内并网火电机组均减至东北能监局核定的最小技术出力；（3）东北调控分中心控制的断面，按照东北调控分中心运行规定和东北调控分中心调度员控制指令严格执行。

第四十九条 省调根据新能源场（站）每日上报次日发电功率预测曲线及电网运行约束确定新能源接纳总体空间，并于每日18:00前下发至各新能源场（站）执行。日前新能源发电计划分配原则为：

（1）分配参与短期市场交易（日前现货市场等短期交易）新能源场站的发电计划；

（2）分配中长期市场交易（大用户直供、风电送华北、风电送北京等长期交易）新能源场站的发电计划；

（3）分配特许权、清洁供暖等政府保证性政策的新能源场站发电计划；

（4）按照新能源排序调电序位安排新能源厂站发电计划曲线。

第五十条 省调根据新能源场（站）实时上报理论发电能力和可用发电能力，结合电网运行约束安排新能源接纳空间。日内新能源发电分配原则为：

（1）按日前计划执行日前现货交易和日内现货交易（包括风火臵换、省内实时获取用电的蓄热式电采暖等）；

（2）按日前发电计划执行中长期市场交易（大用户直供、风电送华北、风电送北京等长期交易）；

（3）按照日前计划执行特许权、清洁供暖等政府保障性政策的新能源场（站）发电计划；

（4）按照新能源排序调电序位执行新能源厂站发电曲线。第五十一条 当日内实际可用发电功率高于日前预测功率时，高出日前预测按新能源排序调电序位增加新能源场（站）发电出力；当日内实际可用发电功率低于日前预测功率时，按照新能源排序调电序位依次调减新能源厂站发电空间、政府保障性政策的新能源场（站）发电空间、日前发电计划执行中长期市场交易空间、现货交易空间原则调电。

第五十二条 省调负责开发和维护新能源调度技术支持系

统，各新能源场（站）配合电网调度机构做好系统开发和维护工作。

第九章 新能源场（站）排序指标评价管理 第五十三条 省调负责对新能源场（站）排序评分指标进行评价，并将得分、发电计划等信息进行发布。

第五十四条 排序评分项目主要分为场站基础信息管理指标、安全运行管理、调度运行管理、自动功率控制管理以及功率预测预报指标等五类，各分配一定的权重，电网调度机构根据各项得分进行权重评价。各项得分计算方法采用归一化处理和半梯形模型。

第五十五条 新能源场（站）基础信息管理指标包括气象信息数据合格率、风电单机（光伏逆变器）实时信息上传合格率、场站运行上报数据合格率。风电场气象信息数据包括：10m、30m、50m和轮毂高度的风速、风向，温度、湿度和气压；光伏气象信息数据包括法向直射辐照度、散射辐照度、总辐照度、组件温度、环境温度、风速、气压和相对湿度。风电单机实时上传信息包括：有功、无功、机头风速和状态；光伏

逆变器实时上传信息包括：有功、无功和状态。对应得分为100×月合格率。

第五十六条 新能源场（站）安全运行管理指标包括风电机组（逆变器）具备高、低电压（零电压）穿越能力占比，二次安全防护方案、卫星时钟设备和网络授时设备、新能源场（站）涉网保护配臵（故障录波器接入数据完整性、母差保护配臵、汇集线系统是否满足单相故障快速切除等），事故预案编制等反措落实情况等，对应得分根据现场设备运行情况归一化处理。

第五十七条 新能源场（站）调度运行管理指标包括调度指令执行情况、无功补偿装臵投入率、电气设备非计划停运，对应得分采用半梯模型计算。

第五十八条 新能源自动功率控制管理指标包括系统投入率、调节合格率、上传数据（理论发电功率和可用发电功率）准确率。

省调通过AGC系统按月统计各风电场、光伏电站AGC投入率。投入率计算公式为：AGC投入率=（AGC子站投入闭环运行时间/风电场、光伏电站AGC应投入闭环运行时间）×100%。在计算AGC投入率时，扣除因电网原因或因新设备投运期间AGC

子站配合调试原因造成的AGC装臵退出时间。

省调通过AGC系统按月统计考核风电场、光伏电站AGC装臵调节合格率。省调AGC主站下达出力指令后，子站AGC装臵在省调下达的时间定值内调整到位。AGC调节合格率计算公式为：AGC调节合格率=（子站执行主站调节指令合格点数/主站下发调节指令次数）×100%。

AGC上报数据准确率包括理论发电功率准确率和可用发电功率准确率。省调通过AGC系统按月统计各风电场、光伏电站AGC上传数据准确率。准确率计算公式见附录C。

第五十九条

新能源场（站）预测预报指标包括日前预测准确率、合格率、上报率、95%分位数偏差率、平均绝对误差率、极大误差率。月预测预报准确率高于80%、合格率高于85%、上报率高于90%，其中一项不达标时对应本月考评项得分为0。对应得分采用半梯模型计算。

第六十条

场站发电指标考虑全省新能源场（站）发电均衡性将其作为一定权重，即累计年发电利用小时较高的新能源场（站）得分相对较低、累计年发电利用小时数较低的新能源场（站）得分相对较高。对应得分采用半梯模型计算。

第十章 监督与管理

第六十一条 按照新能源优先调度的原则，省调应每月根据排序指标对新能源场（站）进行综合评定，各新能源场站根据场（站）负责对评定指标进行校核。

第六十二条 调度每月将调电原则上报东北能源监管局和省能源局，东北能源监管局会同省能源局负责监督调度方案的执行情况，并建立争议协调解决机制。

第六十三条

新能源场（站）和电网调度机构应按政府有关部门的要求，报送与披露相关生产运行信息。

第十一章 附 则

第六十四条 本实施细则自2018年1月1日开始实施，原《吉林省风电优先调度工作实施细则（实行）》作废。

第六十五条

本实施细则由吉林省能源局负责解释。

附 录 A

弃风、弃光建议计算方法

1.风电场、光伏电站发电功率指标包括理论发电功率和可用发电功率。风电场、光伏电站理论发电功率指在当前风、光资源下场内所有风机、逆变器均可正常运行时能够发出的功率，其积分电量为理论发电量；风电场、光伏电站可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率，其积分电量为可用发电量。

2.风电场、光伏电站受阻电力分为场内受阻电力和场外受阻电力两部分：场内受阻电力指风电场、光伏电站理论发电功率与可用发电功率之差，其积分电量为场内受阻电量；场外受阻电力指风电场、光伏电站可用发电功率与实发功率之差，其积分电量为场外受阻电量。

3.风电场理论功率及受阻电量计算主要有三种方法：样板机法、测风塔外推法和机舱风速法。风电场可根据具体情况，采用一种或多种计算方法。

4.光伏电站理论功率及受阻电量计算主要有两种方法：气象数据外推法和样板逆变器法。各光伏电站可根据实际情况选择算法，建议具备条件的同时采用两种方法计算。

5.样板机法是在选定样板机基础上，建立样板机出力与全场出力之间的映射模型，获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

NkMkPjpj,k,mMk1km1

KNkMkPjpj,k,mk1Mkm1

K式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，k为风机型号编号，K

为型号k为风机型号数量，Mk为型号k风机的样板机数量，Nk为型号k风机的全场总数量，Nk风机的开机运行总数量，pj,k,m为风电场j型号k风机第m台样板机的实际功率。

6.测风塔外推法是在测风塔优化选址基础上，根据风电场所处区域的地形、地貌，采用微观气象学、计算流体力学理论，将测风塔风速、风向推算至风电场内每台风机轮毂高度处的风速、风向，并通过风速-功率曲线将其转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

（1）将测风塔风速外推至每台风机轮毂高度处的风速、风向。

（2）采用经过试验验证的风速-功率曲线或拟合的风速-功率曲线将风机轮毂高度处的风速转化为风机理论发电功率。

（3）单机理论发电功率加和获得全场理论发电功率：

Pjpj,mm1M

（4）风电场可用发电功率为：

PjMMm1pj,m

式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，M为全场风机台数，M为非限电停运的风机台数，pj,m为风电场j第m台风机的理论发电功率。

7.机舱风速法是采用拟合的风速-功率曲线将风机机舱实测风速转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

（1）采用机舱平均风速和单机平均功率拟合的风速-功率曲线，将机舱风速转化为风机理论发电功率pj,m。

（2）单机理论发电功率加和获得风电场理论发电功率：

Pjpj,mm1M

（3）风电场可用发电功率：

PjMMm1pj,m

式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，M为全场风机台数，M为非限电停运的风机台数，pj,m为风电场j第m台风机的理论发电功率。

8.气象数据外推法采用物理方法将实测水平面辐照强度转换为光伏组件斜面辐照强度，将环境温度转换为板面温度，综合考虑光伏电站的位臵、不同光伏组件的特性及安装方式等因素，建立光伏电池的光电转换模型，得到光伏电站的理论功率。按如下方式计算：

（1）根据气象监测设备的实测水平辐照强度和环境温度，将水平辐照强度转化为光伏组件斜面的有效辐照强度，将环境温度转化为光伏组件的有效温度，有条件的宜使用直采光伏组件温度数据。

（2）根据光伏组件标准工况下的设备参数，计算当前气象条件下光伏组件输出的直流功率。

（3）综合考虑光伏组件的有效数量、光伏组件的老化、光伏组件的失配损失、光伏组件表面的尘埃遮挡、光伏电池板至并网点的线路传输及站用电损失、逆变器效率等因素，得到光伏电站并网点的交流功率。

9.样板逆变器法是在选定样板逆变器基础上，建立样板逆变器出力与全站出力之间的映射模型，获得全站理论发电功率，按如下方式计算。

光伏电站理论发电功率：

分值1 0a b0,0xaxaf(x),axbba1,bx

光伏电站可用发电功率：

NkMkPjpj,k,mk1Mkm1

K式中，Pj为光伏电站j理论发电功率，Pj为光伏电站j可用发电功率，k为逆变器型号编号，K为逆变器型号数量，Mk为型号k逆变器的样板逆变器数量，Nk为型号k逆变器的全站总为型号k逆变器的开机运行总数量，数量，Nk机的实际功率。

pj,k,m为光伏电站j型号k逆变器第m台样板10.风电场、光伏电站场内和场外受阻电量按如下方式计算 风电场、光伏电站场内受阻电量：

EI,jt(Pj,iPj,i)i1n

风电场、光伏电站场外受阻电量：

EO,jt(Pj,iTj,i)i1n

式中，EI,j为j场内受阻电量，EO,j为j场外受阻电量，Pj,i为i时刻场站j理论发电功率，Pj,i为i时刻场站j可用发电功率，Tj,i为i时刻场站j实发功率，n为统计时段内样本数量，t为时间分辨率。

附 录 B 半梯形模型

a和b是评价指标的阈值，x是评分参数的量值，f（x）为得分。

分值1 0a b0,0xaxaf(x),axbba1,bx

图1 指标评价模型

附 录 C

新能源功率预测评价指标计算公式

（1）分位数偏差率：

95%分位数偏差率包括95%分位数正偏差率和95%分位数负偏差率。95%分位数正偏差率指将评价时段内单点预测正偏差率由小到大排列，选取位于95%位臵处的单点预测正偏差率，按如下公式计算：

PPiPMiE0,i1,2...niCiEjsortp(Ei),j1,2,...nPer95Ej,jINT(0.95m)

95%分位数负偏差率指将评价时段内单点预测负偏差率由大到小排列，选取位于95%位臵处的单点预测负偏差率，按如下公式计算：

PPiPMiE0,i1,2...niCiEjsortn(Ei),j1,2,...nPer95Ej,jINT(0.95m')

其中，率，Per95为95%分位数偏差率，Per95取值步长根据具体情况而定，PPi为i时刻预测功

Ci为i时刻开机容量，PMi为i时刻可用发电功率，Ei为i时刻预测偏差率，Ej为排序后的单点预测偏差率，sortp(.)为由小到大排序函数，sortn(.)为由大到小排序函数，INT（）为取整函数，n和n分别为评价时段内的正偏差样本数和负偏差样本数，不少于1年的同期数据样本。

（2）准确率CR按如下公式计算：

1nPPiPMi2CR1-()100%

nCi1i其中PPi为i时刻的预测功率，PMi

为i时刻的可用发电功率，Ci为i时刻的开机容量，n为统计时段内的总样本数。

（3）合格率QR指预测合格点数占评价时段总点数的百分比，合格点数是指预测绝对偏差小于给定阈值的点数，计算公式如下：

1nQRBi100%ni1PPiPMi1, TCiBi0, PPiPMiT Ci

其中，Bi代表i时刻预测绝对误差是否合格，若合格为1，不合格为0，T为判定阈值，依各电网实际情况确定，一般不大于0.25。

（4）平均绝对误差率MAE按如下公式计算：

1nPPiPMiMAEni1CiEVposmax(EVnegmin(其中，100%

（5）极大误差率EV包括正极大误差率和负极大误差率，按如下公式计算：

PPiPMi)100%,i1,,nCi PPiPMi)100%,i1,,nCi

EVpos为正极大误差率，EVneg为负极大误差率。

（6）预测数据上报率Rr按如下公式计算：

RrR100%N

其中，R为评价时段内数据上报成功次数，N为评价时段内应上报次数。（7）AGC上报理论发电功率准确率按如下公式计算：

P1nPCR1TiRini1Ci

AGC上报理论发电功率准确率按如下公式计算：

100% 100% 1nPMiPRiCR1ni1Ci

其中，PTi为理论发电功率，PMi为可用发电功率，PRi为实际功率。

第二篇：山东电网风电调度管理规定

山东电网风电调度管理规定 总则

1.1为加强风电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据国家电网公司Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》（以下简称《技术规定》）、Q/GDW392-2009《风电场调度运行管理规范》、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）以及国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》等标准、规程制定本规定。

1.2本规定涉及风电场并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。1.3 本规定适用于山东电力调度中心（以下简称省调）调度管辖的风电场（总装机容量大于10MW）的调度管理，自2011年3月1日起执行。其他风电场参照本规定执行。

２ 并网管理

2.1 2011年1月1日起，新核准风电项目安装并网的风电机组，必须是通过《风电机组并网检测管理暂行办法》规定检测的机型，只有符合相关规定的风电机组方可并网运行。

2.2 新建风电场应在每年10月15日前，按《调度规程》规定向省调报送下半新设备投产计划，省调于11月15日前批复。

2.3 新建风电场应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定风电场并网运行的安全技术条件和行为规范。

2.4 新建风电场应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料并完善OMS基础信息库（包括但不限于）

2.4.1风电场基础信息：资产属性（企业法人名称）、电厂经纬度、装机台数及容量、拟投产日期、机组设计利用小时数、发电量等。

2.4.2 技术参数：风机型号、风轮直径、切入风速、额定风速、切出风速、发电机型号及模型、单机容量、发电机电压、功率调节速率（典型出力下的爬坡、下降速率）、机组有功（无功）特性曲线、功率因数等。

2.4.3 机组涉网保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。2.4.4 风电场升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

2.4.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

2.4.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。

2.5 风电场调度命名由省调统一实施，风机编号报省调和所属地调备案。

2.6 新建风电场在升压站接入系统送电和机组并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网风电场也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

风电场实时信息包括风力数据（风速、风向、空气密度等）机组出力信息（有功、无功、电流等）、机组状态信息、无功补偿装置信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。2.7 风电场应监理风力测量及功率预测系统，按省调要求上传出力预测信息。2.8 风电场应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10s到故障后60s的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据传输通道。

2.9 风电场的主变压器应采用有载调压变压器，接入220kV及以上电压等级的风电场应按省调要求配置PMU系统。

2.10 新建风电场应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

2.11风电场应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。2.12 风电场并网前须与所属地开通专用调度电话，并测试良好。

2.13 风电场有关值班人员取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

2.14 风电场并网前须通过省掉组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。2.15 风电场并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

2.16 针对风力发电机组容量特点，现场每完成10台风机启动后，应向省调值班调度员汇报启动情况，征得省调同意后，方可进行下一步启动工作。

2.17 风电场应在并网运行后6个月内向省调提供有关经有资质单位提交的有关风电场运行特性的测试报告；已并网风电场应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定餐区解网或限制出力等考核措施。

2.18 风电场测试应按照国家或电力行业有关风力发电机组并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

2.19 风电场测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：风电场电压调节能力、机组有功/无功控制能力、最大功率变化率、电压偏差、电压变动、闪变、谐波、低电压穿越、相关涉网保护及省调要求的其他并网调试项目。

2.20 风电场并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取停运机组直至风电场全部停运措施。

2.21 为保证风电场并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

3.1 当电网调解能力不足时，风电场必须按照调度指令参与电网的调峰、调频、调压和备用。

3.2 施工情况下，若风电场的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将风电场解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复风电场的并网运行。

3.3 风电厂及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。

3.4 风电场应根据风电功率预测结果，每15分钟自动向省调滚动上报超短期风电功率预测曲线。

3.5 风电场应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证风电场并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向省调汇报，并按调度指令控制风电场运行状态。

3.6 风电场应想省调和所属地调按要求上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，风电场应立即向省调汇报，并按省调要求期限完成上传。发电计划管理

4.1 风电场应根据风电功率预测系统的预测结果，每日12时前向省调提交次日风电发电功率申报曲线，声调综合考虑电网运行情况，编制风电场次日计划曲线，并与17时前下达给风电场。4.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知风电场值班人员。

4.3 风电场应严格执行声调下达的每日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调解有功出力。

4.4 风电场按计划曲线运行时，实际出力应在以下范围内： 4.4.1 调度计划值在50MW以下时：允许偏上限范围为≤+25%；允许偏下限范围为≤-30%。

4.4.2 调度计划值在50MW~100MW之间（含50MW和100MW）时：允许偏上限范围为≤+20%；允许偏下限范围为≤-25%。

4.4.3 调度计划值在100MW以上时：允许偏上限范围为≤+15%；允许偏下限范围为≤-20%。

4.5对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。考核电量=超出允许偏差数绝对值×0.25×2（单位为万千瓦时）。

4.6 风电场可以根据风力变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于几话值的±20%及以上。

4.7 省调可结合电网实际运行需要确定以下风电场运行模式。

4.7.1 最大出力模式：指调度给风电场下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

4.7.2 恒出力模式：指调度给风电场下达全场出力曲线为一恒定值。4.7.3 无约束模式：指调度对风电实时出力没有限制，风电场可以根据风力情况自行调整出力。

4.7.4 联络线调整模式：指调度根据风电厂相关送出潮流约束情况，下达风电出力曲线。4.7.5 旋转备用模式：指调度根据电网安全运行要求，在下达风电场出力曲线时，留装机可调容量20%的旋转备用。检修管理

5.1设备检修按计划进行，风电场向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

5.2 省调将风电场设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

5.3 风电场设备（包括机组和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过20MW时，按《调度规程》旅行检修申请手续。

5.4 风电场送出设备计划检修，原则上每年只安排一次，且应尽可能安排在风电出力较小的时期进行。

5.5 风电场应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

5.6 风电场无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。

5.7 风电场因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知声调。

5.8 风电场内部计划安排风机全停或对风场处理影响较大的检修工作时，应尽可能与风电送出输变电设备的检修工作配合。6基本技术要求

6.1调度自动化设备配置

6.1.1 风电场应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101、DL/T 634.5104、DL/T 719.6.1.2 风电场应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719.6.1.3 风电场应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；才用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网不同节点。

6.2 风电场其他设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[2010]39号）要求配置。

6.3 风电场应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[2010]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

6.4 风电场风机监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现风机实时信息的上传。

6.5风电场功率预测和有功功率控制

6.5.1 风电场应配置风电功率预测系统，具有0~48h短期风电功率预测以及15min~4h超短期风电功率预测功能，预测值的时间分辨率为15min。

6.5.2 风电场应配置有功功率控制系统，具备单机有功功率控制能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保风电场有功功率值符合省调的给定值。

6.5.3 风电场有功功率控制应根据省调统一安排实现AGC功能。

6.5.4 在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场。6.6 风电场无功配置和电压调整

6.6.1 风电机组运行在不同输出功率时，其功率因数应在-0.95~+0.95变化范围之间可。风电场须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《技术规定》和省调要求。

6.6.2 风电场无功功率的调节范围和响应速度，风电场应能自动调节并网点电压在额定电压的97%~107%。

6.6.3 风电场应配置无功电压控制系统；根据电网调度部门指令，风电场通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（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能满足电网电压调节的要求。

6.6.4 风电场无功电压控制应根据省调统一安排实现AVC功能。

6.7 风电场运行能力和电能质量要求 6.7.1 风电场低电压穿越能力

（1）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625ms的能力。

（2）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。

（3）电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。6.7.2运行电压要求

（1）当风电场并网点的电压偏差在-10%~+10%之间时，风电场应能正常运行。

（2）当风电场并网点电压偏差超过+10%时，风电场的运行状态由风电场所选用风力发电机组的性能确定。6.7.3 运行频率要求

（1）风电场应能在49.5Hz~50.5Hz频率范围内连续运行。

（2）在48Hz~49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行30min。（3）频率50.2Hz~51Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2分钟；并且当频率高于50.2Hz时，不能有其他的风力发电机组启动。

（4）频率高于51Hz时，风电场机组逐步退出运行或根据调度部门的指令限出力运行。6.7.4 风电场应配置电能质量监测设备，实时监测的风电场电能质量（包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等）符合《技术规定》，并按照调度要求能够上传有关信息。信息统计及披露

7.1 风电场应进行风场运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送风电场运行月报。

7.2 省调对全网风电运行情况进行统计分析，编制山东电网风电运行月报，兵定期向风电企业通报。

第三篇：调度工作运行管理指导意见

调度工作运行管理指导意见

一、调度工作程序

二、调度工作运行程序

三、交集班程序

调度工作安全管理指导意见

一、生产环节的安全管理

二、急时处理安全紧急情况

三、做好安全督察工作

调度工作季节性管理

一、雨季三防调度

二、夏季防暑降温调度

三、冬季防寒防冻调度

调度重大事故组织抢救管理工作指导意见

一、各级调度在指挥抢救重大事故时的职责

二、调度在指挥抢救事故的工作方法

三、重大事故汇报程序

调度工作制度

一、领导干部值班制度

二、逐级汇报制度

三、、调度中心交接班制度

四、调度保密制度

五、调度资料保管制度

调度基础业务管理制度意见

调度考核制度

调度会议管理制度

调度通讯制度

调度指挥管理制度

调度中心内部信息处理程序

调度管理人员岗位责任制

第四篇：2017年能源工作指导意见-国家能源局资质中心

附件

2017年能源工作指导意见

2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年，是供给侧结构性改革的深化之年。要深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，牢固树立和落实“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，遵循“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想，落实中央经济工作会议战略部署，以推进能源供给侧结构性改革为主线，以提高供给质量和效益为中心，着力化解和防范过剩产能，着力推进能源清洁开发利用，着力补上能源发展短板，为经济社会发展提供坚强的能源保障，以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。

一、主要发展目标

（一）能源消费

全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右。

（二）能源供应

全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。煤炭产量36.5亿吨左右，原油产量2.0亿吨左右，天然气产量1700亿立方

米左右（含页岩气产量100亿立方米左右）。

（三）能源效率

单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/千瓦时，同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。

二、重点任务

（一）化解防范产能过剩

坚定不移落实去产能工作部署，加快淘汰落后产能，稳步发展先进产能，提高产能利用效率，促进生产能力与实际产出相匹配。

继续化解煤炭产能过剩。运用市场化、法治化手段化解产能过剩，科学合理确定去产能目标，严格落实公示公告、停产关闭、证照注销、检查验收等工作程序。进一步提高安全、环保、技术等标准，淘汰一批灾害严重、资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿，全年力争关闭落后煤矿500处以上，退出产能5000万吨左右。按照减量置换原则，有序发展先进产能。规范煤矿生产建设秩序，加大未批先建、超能力生产等违规行为治理力度。完善煤矿产能登记公告制度，将公告范围从生产煤矿延伸至建设煤矿，实现全口径产能公告。

有效防范和化解煤电产能过剩风险。按照清理违规、严控增量、淘汰落后的原则，制订实施“稳、准、狠”的措施，到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。坚决清理违规项目，未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设。继续实施煤电规划建设风险预警机制，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端地区电力市场需求，有序推进跨区输电通道建设，按需同步配套建设煤电基地外送项目。积极推进放开发用电计划，合理引导投资建设预期。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组，2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。

推进油品质量升级。2017年1月1日起，全国全面供应国五标准车用汽油（含E10乙醇汽油）、车用柴油（含B5生物柴油）。2017年7月1日起，全国全面供应硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全国全面供应硫含量不大于10ppm的普通柴油准备工作。开展成品油质量升级专项监督检查，保障清洁油品市场供应。依据车用汽油、车用柴油国六标准，加快出台新版车用乙醇汽油和生物柴油标准，开展相关升级改造。适度扩大生物燃料乙醇生产规模和消费区域。

（二）推进非化石能源规模化发展

围绕实现“十三五”规划目标，着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题，促进电源建设与消纳送出相协调，提高清洁低碳能源发展质量和效益。

积极发展水电。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大

型水电基地。加强西南水电外送华南、华中和华东等区域输电通道建设，统筹推进金中、滇西北、川电外送第三通道等工程项目。建立水能利用监测体系，及时分析预警水能利用和弃水情况。建立健全水电开发利益共享机制，制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》。

稳步发展风电。优化风电建设开发布局，新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。严格控制弃风限电严重地区新增并网项目，发布2017风电行业预警信息，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。

安全发展核电。积极推进具备条件的核电项目建设，按程序组织核准开工。有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备，推动核电厂址保护和论证工作。继续实施核电科技重大专项，推进高温气冷堆示范工程建设。稳妥推动小型堆示范项目前期工作，积极探索核能综合利用。

大力发展太阳能。继续实施光伏发电“领跑者”行动，充分发挥市场机制作用，推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局，严格控制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。稳步推进太阳能热发电首批示范项目。

积极开发利用生物质能和地热能。推进生物天然气产业

化示范，抓好黑龙江垦区、新疆维吾尔自治区、新疆生产建设兵团等示范项目建设，积极发展能源、农业和环保“三位一体”生物天然气县域循环经济。加快相关标准体系建设，推进生物天然气和有机肥商品化产业化。制订出台关于推进农林生物质发电全面转向热电联产的产业政策，提高生物质资源利用效率。建立生物质发电项目布局规划监测体系，新建项目纳入省级规划管理。推广地热能供暖、制冷，发挥地热能替代散烧煤、促进大气污染防治的作用。

（三）推进化石能源清洁开发利用

推广先进适用技术，加快传统能源产业转型升级，着力创新能源生产消费模式，夯实化石能源发展基础，增强能源安全保障能力。

推进煤炭绿色高效开发利用。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术，推进采煤沉陷区综合治理。推广先进技术装备，提升煤矿机械化、信息化、智能化“三化”水平。实施粉尘综合治理，降低采煤粉尘排放。大力发展煤炭洗选加工，提升商品煤质量，原煤入选率提高到70%。实施煤电超低排放改造和节能改造，2017年底前东部地区具备条件的机组全部完成超低排放和节能改造。

提高油气保障能力。全面实施油气科技重大专项“十三五”计划，重点支持陆上深层、海洋深水和非常规油气勘探开发重大理论技术创新。加强用海协调，进一步推动海洋油气

勘探开发。推进页岩气国家级示范区新产能建设，力争新建产能达到35亿立方米。加快天然气主干管道互联互通工程建设，提高天然气保供能力。推进煤层气勘探开发利用重大工程，加快沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴等煤层气产业化基地建设。加快煤层气（煤矿瓦斯）输送利用设施建设，因地制宜发展煤层气压缩和液化，推广低浓度瓦斯发电。推进国家石油储备基地建设，有序开展国储原油收储工作，提升国家石油储备能力。

扩大天然气利用。制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》，推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。推动天然气与可再生能源融合发展，在四川、江苏、广东等地区实施天然气融合发展示范工程。推进京津冀大气污染防治重点地区气化工程。推动长三角地区船用燃料天然气替代，推进车船用天然气和江海联运试点。积极推动天然气大用户直供。大力推进天然气分布式能源发展。

（四）补强能源系统短板

针对调峰能力不足、运行效率不高、基础设施薄弱等瓶颈制约，着力优化能源系统，着力完善相关政策措施，增强系统协调性和灵活性，提高能源系统效率。

加强调峰能力建设。完成煤电机组灵活性改造试点，进一步扩大改造范围。研究实施煤电机组参与调峰激励机制，建立健全辅助服务（市场）补偿机制。扎实推进规划内抽水蓄能电站建设，研究调整抽水蓄能峰谷电价机制。调整部分省区抽水蓄能电站选点规划，优化发展布局。加快用电负荷集中、天然气供应充足地区的天然气调峰电站建设。大力推进天然气调峰储气库建设。制订实施《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》，建立储能技术系统研发、综合测试和工程化验证平台，推进重点储能技术试验示范。

加强能源输送通道建设。根据受端市场需求，统筹考虑电源建设进度、电网调峰能力以及电力市场改革等有关因素，研究建设跨省跨区外送输电通道。推动中俄东线天然气管道、陕京四线、新疆煤制气外输管道建设，做好川气东送二线、蒙西煤制气外输管道等项目前期工作。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气等非常规天然气配套外输管道建设。

推进智能电网建设。制订实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》，配套制订各省（区、市）具体工作方案。研究制订《智能电网2030战略》，推动建立智能电网发展战略体系。制订实施《微电网管理办法》，积极推进新能源微电网、城市微电网、边远地区及海岛微电网建设。

（五）加强生产建设安全管理

坚持“以人为本”的安全发展理念，坚持预防为主、管防结合的基本原则，健全完善“国家监察、地方监管、企业负责” 的工作机制，牢牢守住安全生产这条红线。

加强电力安全监管。印发实施《关于推进电力安全领域改革发展的意见》，修订完善《电力安全生产监督管理办法》。开展重点区域、重点环节、关键部位隐患排查治理和重大危险源检测、评估和监控，守住人身、设备、大坝等基本安全底线，坚决遏制重特大事故发生。加强电网安全风险分析预警，强化重要输电通道、重要设备设施安全监管。加强并网安全监管，增强电网应对严重故障能力。加强网络信息安全工作，确保关键信息基础设施和重要信息系统安全可靠运行。加强电力建设工程施工安全和工程质量监管，修订完善《电力建设工程施工安全监督管理办法》。建立健全大面积停电事件应急预案体系，完善生产经营活动突发事件应急预案体系，开展大型城市电力综合应急演练。做好党的十九大期间等重要时期保电工作。完善电力安全监管工作机制，加强执法能力建设。

加强油气储运设施安全管理。加强国家石油储备基地安全管理。建立健全安全管理制度，完善安全风险防控体系。建立国储基地突发事件信息报告机制。强化国储基地建设项目安全管理，研究制订相关制度标准。推进油气输送管道保护。研究起草管道保护工作指导意见，研究制订油气管道完整性管理评价考核办法，推动建立长输油气管道保护工作机制。推动管道安全应急体系建设，扎实做好地质灾害周期性

评价。

提升煤矿安全生产水平。安排中央预算内资金30亿元，专项支持煤矿安全改造、重大灾害治理示范工程建设。组织开展瓦斯灾害严重和事故多发地区专家“会诊”，研究提出治理工作方案。推进新疆煤田火区治理工作，加强乌鲁木齐大泉湖、托克逊乌尊布拉克和米泉三道坝等重点火区治理，保护火区内煤炭资源、巩固灭火工作成果。

确保核电建设运行安全。组织开展“核电安全管理提升年”活动，实施为期一年的核电安全专项整治行动，排查安全漏洞，消除安全隐患。加强核电站应急、消防和操纵人员考核管理，强化核电厂建设运行经验交流反馈，全面提升核事故应急管理和响应能力，确保在运在建机组安全可控。加强核电科普宣传。

（六）推进能源技术装备升级

加大科技创新政策支持力度，加强能源科技攻关和先进技术装备推广应用，推动取得重点突破，切实增强产业发展核心竞争力。

加强关键技术攻关。在核电、新能源、页岩气、煤层气、燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探等领域，推动自主核心技术取得突破。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域，推动应用技术产业化推广。围绕推进可再生能源、先进核电、关键材料及高端装备可持续发展，研究设立

国家能源研发机构，建立健全相关管理机制。

深化能源装备创新发展。全面落实《中国制造2025—能源装备实施方案》，着力提升能源供应安全保障、非化石能源发展和化石能源清洁高效利用等重点领域装备制造水平。制订实施关于推动能源装备攻关和示范应用的支持政策。制订实施《关于依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》。继续推动海洋平台用燃气轮机、特高压输电套管、超超临界火电机组关键设备、天然气长输管线压缩机组、核电关键泵阀和仪控、煤炭深加工大型空分等装备试验示范。编制能源装备自主创新推荐目录。

加强标准体系建设。组织修订普通柴油、车用乙醇汽油调合组分油和生物柴油标准。推动发布落实《“华龙一号”国家重大工程标准化示范项目实施方案》。制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》有关标准。推动“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、太阳能发电、天然气发电、储能以及能源安全生产等领域有关标准制（修）订工作。推动天然气计量方法与国际接轨。推进强制性节能、先进领跑等标准体系建设。推进能源领域深化标准化改革有关专项工作。

（七）加强能源行业管理

切实转变政府职能，加强能源法治建设，深化电力、油气等重点领域改革，进一步消除体制机制障碍、增加有效制

度供给，努力营造良好发展环境。

推进能源法治建设。积极推动《能源法》《电力法（修订）》《核电管理条例》等送审稿修改完善工作。加快推进《国家石油储备条例》《能源监管条例》立法工作。做好《石油天然气法》《可再生能源法（修订）》和《煤炭法（修订）》立法研究工作。发挥行业协会和大型企业优势，推进能源行业普法和依法治企。

深化重点领域改革。组织实施《电力中长期交易基本规则（暂行）》，积极推进电力市场化交易，有序扩大直购电交易规模。推进区域电力市场建设和电力交易机构规范运行，做好京津冀电力市场试点等有关工作。有序开展增量配电业务试点，鼓励社会资本参与投资。完善电力辅助服务市场运营规则，继续推进东北、华东区域以及山西、福建等地电力辅助服务市场试点工作。制订出台《节能低碳电力调度办法》，加强跨省跨区优化调度。研究实施可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制，探索建立绿色电力证书发放和交易体系。加快石油天然气体制改革，推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》。研究制订管道网运分离等配套文件和专项实施方案。推进上海、重庆等石油天然气交易中心建设。加快新疆能源综合改革试点，总结经验适时推广。

推进“放管服”改革。按照国务院统一部署，继续做好能

源领域行政审批事项取消、下放工作，推动实施能源投资项目负面清单管理机制。研究推动能源投资项目行政审批机制创新，探索建立以竞争性方式确立项目业主的新机制。按照有关要求，发布试行《国家能源局权力和责任清单》。开展行政许可标准化建设，编制发布《国家能源局行政许可标准化工作指南》。持续推进“双随机、一公开”监管改革，实现检查事项全覆盖，大力推进阳光审批。稳定政策预期和市场预期，积极推动油气勘察开采、油气管网、配电网等领域向民间资本开放。

强化市场秩序监管。制订实施《电力市场监管实施办法（暂行）》。加强电力调度交易与市场秩序监管，促进节能低碳调度、电网公平开放、交易规范和信息公开。加强电力价格成本和典型电网工程投资成效监管，推动跨省输电价格定价成本监审和价格审核。做好供电监管，推动提升供电服务水平。加强油气管网设施公平开放监管，推动油气管网和液化天然气设施向第三方公平开放。完善市场监管行政执法工作机制。加强12398能源监管热线管理。研究修订《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，严把承装（修、试）电力设施市场准入关口。建立健全能源行业信用信息平台，落实联合激励与惩戒机制，推进能源行业信用体系建设。

（八）拓展能源国际合作

坚持“走出去”与“引进来”相结合，着力打造具有国际竞

争力的能源装备品牌，着力增强开放条件下能源安全保障能力，着力加强基础设施互联互通，全方位拓展能源国际合作。

深入拓展国际油气合作。推进中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区开发建设，加大与重点国家油气合作开发力度。完善西北、东北、西南和海上四大油气运输通道，加强安全风险防控，提升通道安全可靠运输能力。稳妥推进亚太、欧洲、北美油气运营中心建设，积极发展集贸易、加工、仓储和运输为一体的海外油气运营模式。

促进与周边国家电力互联互通。积极谋划西南联网，稳步探索东北联网。加强周边国家互联互通研究，深化与有关国家战略对接，制订大湄公河次区域国家及其他周边国家电力联网规划，合作开展区域电网升级改造，适时推进跨境联网工程建设。推进合作区域电力交易市场建设。

推动核电“走出去”。推进巴基斯坦卡拉奇项目建设，做好后续合作有关工作。推动英国核电项目实施，推进“华龙一号”英国通用设计评审。统筹协调做好我参与法国阿海珐重组工作。加强与俄罗斯、美国等国的核电技术合作。稳步推进阿根廷、土耳其、罗马尼亚等国核电项目合作。

拓宽国际能源合作领域。制订实施《关于推进能源装备国际产能合作指导意见》，完善政府间合作等工作机制。以“一带一路”国家和地区为重点，积极开拓非洲、南美洲和欧美发达国家市场，鼓励企业参与煤炭、煤电、水电、新能源、煤化工、输变电等国外项目建设，推动能源技术、装备、服务和标准“走出去”。推动建立海外装备研发、生产和维修服务体系。

积极参与全球能源治理。深化与重点国家的双边能源合作，积极参与多边框架下的能源合作。加强与国际能源署、国际能源论坛、国际可再生能源署、能源宪章等国际能源组织的合作，促进能源政策信息、人力资源等国际交流。推动实施中国—东盟清洁能源能力建设计划，推动成立中国—阿盟清洁能源培训中心和中国—中东欧（16+1）能源项目对话与合作中心。做好世贸组织《政府采购协议》谈判有关工作。

（九）着力提高能源民生福祉

围绕人民群众普遍关心的冬季供暖、大气污染、光伏扶贫等问题，加大政策支持和供应保障工作力度，加强重点用能领域基础设施建设，积极推广清洁便利的能源消费新模式，促进能源发展更好惠及社会民生。

大力推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、居民可承受的方针，宜气则气、宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。编制实施《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2020年）》。加大气源供应保障力度，加强重点输气管线工程和储气工程建设，确保供暖期天然气供应保障安全。积极发展电能供热，推广电热膜、地暖和热泵供暖等新模式。继续发展背压热电等热电联产供

热。加强供气管网、配电线路建设，加快构建范围更广、能力更强的终端管线网络，推动解决“最后一公里”等制约清洁供暖的突出问题。

深入推进电网改造升级。继续实施新一轮农网改造升级，完成小城镇中心村电网改造，实现平原地区机井通电全覆盖，贫困村基本通动力电。实施200个小康电示范县建设。启动实施藏区百个县城电网改造升级及电气化工程，实施藏区百所农村学校清洁供暖示范工程建设。加快实施百个边防部队电网建设，推进军营电气化。优化直辖市、省会城市和计划单列市城市配电网布局，推进高可靠性示范区与新城镇化示范区建设。

精准实施光伏扶贫工程。总结第一批光伏扶贫工程经验，组织实施第二批光伏扶贫工程。进一步优化光伏扶贫工程布局，优先支持村级扶贫电站建设，对于具备资金和电网接入条件的村级电站，装机规模不受限制。加强并网消纳、费用结算等统筹协调工作，确保项目建设运营落实到位。

做好大气污染防治能源保障工作。全部建成12条大气污染防治重点输电通道，增加重点地区外输电力供应。推进京津冀及周边地区、长三角等区域电能替代，进一步提高电能消费比重。增加重点地区天然气供应，积极推广“煤改气”“油改气”等替代工程。做好散煤治理有关工作。

扎实推进电能替代。推动完善峰谷电价机制，鼓励用户

在低谷期使用电力储能蓄热。探索建立电力富余地区电能替代用户与风电等发电企业直接交易机制，扩大直接交易规模。支持港口岸电设施建设，研究建立岸电供售电机制。建立充电收益分配机制，增加居民小区供电容量，加快推进居民区充电桩建设。加快公用建筑和公共场所充电设施建设。完善京津冀、长三角、珠三角等重点区域城际高速公路快充网络。推进充电设施互联互通示范项目建设。升级公共充电设施新国标，2017年所有新建公共充电设施执行新国标。开展充电设施发展经验交流。

三、能源重大工程

（一）能源结构调整工程

水电。积极推进已开工水电项目建设，年内计划建成澜沧江苗尾、大渡河长河坝、猴子岩等水电站，新增装机规模1000万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设金沙江白鹤滩、巴塘、拉哇，澜沧江托巴等水电站，新开工规模力争达到3000万千瓦。

核电。积极推进已开工核电项目建设，年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目，新增装机规模641万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工8台机组。扎实推进三门3、4号机组，宁德5、6号机组，漳州1、2号机组，惠州1、2号机组等项目前期工作，项目规模986万千瓦。

风电。稳步推进风电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦，新增装机规模2000万千瓦。扎实推进部分地区风电项目前期工作，项目规模2500万千瓦。

太阳能发电。积极推进光伏、光热发电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。

（二）煤炭清洁高效利用工程

煤电超低排放和节能改造。继续深入推进改造工作，年内计划完成超低排放改造规模8000万千瓦，完成节能改造规模6000万千瓦。

煤炭深加工。扎实推进已开工示范项目建设，年内计划全面建成神华宁煤煤炭间接液化（400万吨/年）、潞安矿业高硫煤一体化清洁利用一期工程（100万吨/年）等示范项目。有序推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设苏新能源和丰煤制天然气、内蒙古伊泰煤炭间接液化等示范项目。做好伊泰伊犁煤炭间接液化、贵州渝富毕节（纳雍）煤炭间接液化等项目前期工作。

（三）能源系统补短板工程

煤电参与调峰改造。扩大煤电参与调峰改造试点范围，全年计划实施改造规模2000万千瓦以上，计划增加调峰能力400万千瓦。

调峰用天然气电站。在负荷集中和天然气气源有保障的地区，建设天然气调峰电站，年内计划新增装机规模100万千瓦。

抽水蓄能电站。积极推进已开工项目建设，年内计划建成投产江苏溧阳、广东深圳、海南琼中等抽水蓄能电站，新增装机规模200万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设浙江宁海、湖南平江、内蒙古芝瑞等抽水蓄能电站项目，新开工规模力争达到1000万千瓦。

储能。积极推进已开工项目建设，年内计划建成苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科（部分）、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目。扎实推进南都电源镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科（部分）等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。

天然气调峰设施。积极推进金坛盐穴、双

6、相国寺等已投运储气库扩容达容，推进中原文23等地下储气库建设，年内计划开工建设中原文

23、华北及大港储气库扩容改造，全年新增工作气量3亿立方米以上。

跨省跨区输电通道。积极推进已开工项目建设，年内计划新增500千伏及以上变电容量（含换流容量）1.36亿千伏安，新增输电线路1.47万公里。扎实推进具备条件项目的核

准建设。

油气管网。积极推进已开工项目建设，年内计划建成中俄原油管道二线、陕京四线。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设中俄东线天然气管道（控制性工程已开工）、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段。

（四）能源消费模式创新工程

电能替代。在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域，实施一批电能替代工程，全年计划完成替代电量900亿千瓦时。

天然气替代。在京津冀“禁煤区”和煤炭质量控制区，在落实气源的前提下，实施民用、工业“煤改气”工程。推广车船等交通工具领域“油改气”工程。

电动汽车充电设施。积极推进充电桩建设，年内计划建成充电桩90万个。其中，公共充电桩10万个，私人充电桩80万个。

（五）能源惠民利民工程

农村电网改造升级。年内计划开工建设项目1400个，投资规模410亿元，其中中央预算内投资90亿元。计划建成项目1900个，投资规模630亿元，其中中央预算内投资85亿元、专项建设基金49亿元。

光伏扶贫。年内计划安排光伏扶贫规模800万千瓦，惠及64万建档立卡贫困户。其中，村级电站200万千瓦，惠

及40万建档立卡贫困户；集中式电站600万千瓦，惠及24万建档立卡贫困户。

各省（区、市）能源主管部门、各能源企业，要认真贯彻党中央、国务院关于能源工作的决策部署，围绕稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等重点工作，积极主动作为，狠抓任务落实。国家能源局各部门，要细化制订工作实施方案，具体明确时间表和路线图，进一步加强统筹协调和监督检查，凝聚形成全行业工作合力，为做好全年能源工作营造良好的发展环境。

第五篇：XX公司风电机组运行优化指导意见(试行)（模版）

附件

XX公司

风电机组运行优化指导意见

（试行）

安全生产部 二○一三年四月

目 录 总则...................................................1 2.气象信息...............................................2 2.1基本要求..............................................2 2.2信息收集..............................................2 3.风机运行优化...........................................2 3.1基本要求..............................................2 3.2风机运行优化.........................................3 4.电气设备运行优化.......................................6 4.1基本要求.............................................6 4.2电气设备运行优化......................................6 5.设备管理优化...........................................8 5.1基本要求..............................................8 5.2设备交接、验收优化....................................7 5.3设备特殊巡检优化......................................8 5.4检修维护策略优化......................................8 5.5备品备件优化.........................................10 6.负荷调度优化..........................................11 6.1基本要求.............................................11 6.2限电负荷调度优化.....................................10 6.3限电环境优化.........................................12 7.技术改造管理优化......................................12 7.1基本要求.............................................11 7.2技术改造管理优化.....................................12 8.管控模式优化..........................................12 8.1基本要求.............................................12 8.2管控模式优化.........................................13

前言

为深入贯彻落实XX公司“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动部署，充分发挥设备能力，深入挖掘设备潜力，全面优化机组运行方式，降低运行消耗，提高风电机组运行的经济性水平，制定本指导意见。

本指导意见明确了风电机组运行优化的范围、内容、基本要求、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供指导。

本指导意见由XX公司安全生产部组织起草。总则

1.1 运行优化必须坚持“保人身、保系统、保设备”的原则，以“抢电量、提效率、降损耗、降成本”为目标，以改革创新的精神、流程再造的力度，在全面深入开展对标的基础上，通过开展性能试验、综合分析、管理提升，建立一整套科学、合理的运行调整方法和控制程序，使风力发电机组、风电场在最安全、最经济的方式下运行。

1.2 运行优化应以风电场利用小时、风电场弃风限电比、风机可利用率、风机功率特性一致性系数为核心指标，限电地区增加“完整利用小时”（即利用小时+限电影响利用小时）指标，以机组设计值和区域先进值为标杆，对每个风电场、每台风机开展对标分析，全面分析查找影响机组提效降耗的问题；通过加强操作调整、设备治理和改造，实现机组运行指标达到或优于设计值的目标。

1.3 运行优化的主要内容包括：气象信息、风机运行、电气运行、设备管理、负荷调度、技术改造、管控模式等。风电企业应结合设备、系统运行状况和运行人员积累的宝贵经验，不断完善优化方案，有针对性地开展运行优化工作，杜绝生搬硬套。

1.4 运行优化要以风电核心指标为依据，以绩效考核为保障，指标竞赛为载体，强化全员价值思维和效益理念，充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，立足岗位，为实现管理、效益双提升做出新贡献。

2.气象信息 2.1基本要求

风电场应认真收集各种气象数据，确定专人负责历史风速整理、气象预报接收、风功率预测系统调整工作，掌握风速长期变化趋势和短期准确信息，为检修计划编制、调整提供依据，确保满足电网调度的要求。

2.2信息收集

2.2.1全面梳理风电场可研气象数据和历史气象数据，从测风开始逐年绘制月平均风速曲线，建立气象信息台帐。

2.2.2定时接收气象部门发布的天气预测、预报信息，做好记录。

2.2.3定时统计分析风功率预测预报系统准确率、合格率和上报率，未达标应及时对预测预报系统进行测试和校正；当风机有较大改造或附近建筑物发生变动后应及时测试，根据测试结果对系统进行调整。

3.风机运行优化 3.1 基本要求

3.1.1 风电企业应结合厂家说明书、限电周期、地理环境和运行经验，对机组启停进行认真分析，确定最佳的启停机时间和操作方法。

3.1.2熟练掌握风机运行参数、启停步骤和要求，有效控制启停，及时进行调整。

3.1.3掌握各台风机运行状况，查看风机功率与风速关系

是否与设计值一致，日发电量差异是否在合理范围内。对风机功率和发电量差异较大的风机进行重点分析，防止因风机潜在缺陷限制出力而影响负荷。

3.2 风机运行优化

3.2.1积极开展无风自动或手动解缆。风机运行中当偏航角度达到解缆角度时会停机进行解缆；加强对风机偏航角度的监视，利用无风时段手动停机，提前对角度接近解缆角度的风机进行手动解缆，以减少发电时的解缆次数，但要仔细操作，避免因手动解缆造成线缆扭断。

3.2.2安装在地理环境较差、较远的风机，因各种自然原因（大雪封路、行车困难等）发生故障后可能导致检修困难，应尽量减少此类风机的启停操作，减少故障发生率。

3.2.3加强报警信息的检查和分析，及时发现设备隐患，在低风速或限电时段提前维护，减少风机故障发生率。加强对润滑、冷却介质压力和润滑油温度变化趋势的监视，在低风速或限电时段及时对压力下降和油温较高（大于75℃自动限负荷）风机进行维护，避免造成故障停机。

3.2.4风电场中风机因地理位臵、设备性能、季节变化等因素发电能力不尽相同，应加强历史数据分析比较，确定不同季节发电出力大的风机，根据时段优先保证出力大的风机运行。当发电出力大的风机发生故障无备件可用时，可拆用发电出力差的风机部件进行替换，实现多发电量的目的。

3.2.5选择性能优良、风力条件好的风机作为标杆风机，以有利于提高风电场利用小时。

3.2.6未采用环网通讯的集电线路，当某台风机故障停电时，会造成部分风机失去通讯，无法进行监视和控制。如风机故障停电短时间内无法消除，应及时用光纤法兰将停电风机的通讯光纤进行短接，保证后续风机通讯正常；不能短接的要定时巡视失去通讯的风机，避免长时间停运。同时，加大改造力度，尽早实现风机间的环网通讯，避免因失去通讯不能向调度上传信息而受到当地电网风电细则的经济考核。

3.2.7北方严寒地区的风机冷态启动时会因加热时间长导致不能及时投运，可以通过在控制柜中加装加热片缩短控制元件加热时间，通过风轮空转来缩短齿轮油加热时间。

3.2.8风电场限负荷时要优先采用风机限负荷而不是停运部分风机方式调整，必须停运时要优先停运距离较近、交通便利的风机，保证解除限电时能够及时启机或修复。要完善风机启停功能设臵，实现群组启停功能，减少逐台操作的启动时间。

3.2.9限电地区风电场应进行风机停运时间与启动时间和启停故障发生率试验，确定限电停机的允许时间，按允许时间进行风机轮换停机。进行风机轮换时应先启后停，保证发电负荷压红线运行。

3.2.10不限电地区风电场应进行风机停运与启动时间试验，明确风机应主动停运的最短无风时段，根据风功率预测系统数据判断是否主动停机操作，以减少风机自耗电量。

3.2.11定期对风速仪进行比对试验，确保数据准确，加强

对风机功率特性一致性系数指标的分析，及时发现风速仪、变频器、叶片等存在的问题，通过在低风速或限电时段的维护提升发电效率。

3.2.12开展典型机型功率特性一致性系数测试，测试结果与设计值偏差超过5%时要协商设备供应商进行调整；高度重视低风速区机组出力特性，优化控制策略，尽量做到低风速非限电时段多发和抢发电量。

3.2.13限电地区要对各时段网调电量和全场发电量进行详细对比分析，严禁在风电场风机全发电量小于网调电量的低风速时段进行设备维修。

3.2.14运行人员对风机运行参数变化应进行分析对比，风电公司就建立设备性能预警机制，尤其加强功率曲线和利用小时的对比和预警，及时发现设备性能缺陷。

3.2.15定期总结风机故障信息和缺陷信息，编制重大事故处理预案；定期联合开展故障和事故处理演练，提高故障处理速度和质量，减少故障处理过程中人为因素导致的电量损失。

3.2.16定期开展风机各级安全回路试验，确保风机运行安全；定期开展风机各项功能试验或验证，确保风机各项功能完备有效；定期对叶片0°进行校正，减少桨叶角度偏差和空气动力性不平衡，提高发电效率。

3.2.17合理优化设备参数，确保设备控制系统参数与设备相符，并针对不同季节风况，及时调整控制参数。如大风期调低启动风速，缩短偏航等待时间，增加等效发电时间，提高发

电量；小风期调高启动风速，延长偏航等待时间，减少设备用电量。

4.电气设备运行优化 4.1 基本要求

整合系统各类运行信息，深度开展电气运行方式分析，结合电气运行方式特点，有针对性的根据、季度、月度不同工况，开展电气设备优化工作，不断提高电能传输效率，降低厂用电率。

4.2 电气设备运行优化

4.2.1在满足电网电压的前提下，进行主变和风机变分接头档位配合测试和场损、线损分析，确定最佳的档位配合，提高主变运行效率。

4.2.2油浸风冷类型主变，应停止冷却器风扇手动运行方式，靠油温自动启动。

4.2.3变压器负荷不平衡越大损耗越大，应加强三相电流监视；对于站用变，要及时调整切换照明、空调等用电设备电源，减少站用变三相电流不平衡度；对于主变，要开展调压档位优化，降低变压器和线路损耗，提高运行效率。

4.2.4风电场备用电源重要等级相对较低，且不常用。可以根据风电场情况做好与电网沟通，在调度许可的情况下将备用线路和备用变冷备用运行，但必须做好定期测试和检查，保证设备状态良好。

4.2.5优化动态无功补偿设备运行方式，加强电压、功率

因数等参数的监控，减少动态无功补偿设备运行时间，尽而减少耗电量；同时，要保障电网调度要求的调节参数，避免无功电量考核。

4.2.6外购电采用峰谷分时电价的风电场，应采用错峰用电方式，避开高峰，降低成本。要积极与电网协商，争取做到用外购电量抵扣上网电量，避免电费差额损失。

4.2.7升压站路灯照明应采取分时控制，节假日全部开启，平日隔盏使用；对配电室、保护间等生产场所的照明进行优化，以保证人员安全为原则尽可能减少用电。鼓励采用LED灯替换老式灯具，采用声光、接触、人体感应等开关技术，实现“人走灯灭”。

4.2.8冬季风电场限电时段在保证出力的情况下应提高供暖设备功率或投入，保持较高室温；限电解除后可在一段时间内停止或减少供暖设备投入，增加上网电量。

4.2.9夏季室外温度不高于30℃和房间无人时，空调禁止投运；投运期间，统一设定启动温度26℃，门窗禁止开启。

4.2.10夜间办公电脑、饮水机、打印机等电源应关掉，长时间不使用时拔下插头或将电源停电。

4.2.11加强对风电场内宿舍、食堂用电管理，有条件应加装计量表计进行统计；对施工用电要单独计量，与施工单位进行核算。

5.设备管理优化 5.1 基本要求

认真开展设备验收、巡检工作，及时发现共性、季节性缺陷，做好人员、物资等准备工作，加强安全、质量、进度管理。

5.2设备交接、验收优化

5.2.1新建风电场设备招标时要保证设备质量，不宜采用低价中标，设备部件制造厂商在同一个风场中应完全统一；扩建风电场风机、箱变、保护、通讯等设备尽量选取与前期同型号的设备，减少备品备件种类及数量。

5.2.2新建风电场移交生产时，要明晰交割界面，工程竣工图纸、设备说明书、试验报告等资料要齐全，认真进行设备验收和整改工作，做到零缺陷交付。

5.2.3严把风机“240小时试运”和“出质保验收”关，做好功率曲线、可利用率、服务项目、潜在缺陷、备品配件等方面的考核与验收。

5.3设备特殊巡检优化

5.3.1定期开展室内设备黑巡和室外设备夜巡，检查有无放电、发热现象，是否有接头松动、绝缘损坏等隐患。

5.3.2大风天气巡检，应检查各屋室、配电箱、风机及风机变的门窗是否关闭良好，线路有无剧烈摆动、舞动，导线是否断股，杆塔是否倾斜。

5.3.3雨雪天气巡视，应检查室外配电箱、风机及风机变内部有无漏水积雪，门窗是否关闭良好，基础有无冲蚀。

5.3.4低温雨雪天气巡视，应检查叶片、导线、绝缘瓷瓶表面有无引发短路故障的滴水及结冰现象；风速风向仪是否运转正常；各保护室、通讯室温度、湿度是否正常。要特别注意巡检时人身安全，避免因漏电引发的安全事件。

5.3.5雾天巡视，应检查各电缆接头、导电部件连接部位、绝缘子、避雷器有无闪络放电。

5.4检修维护策略优化

5.4.1分析历年风速和限电数据，合理编制全年检修预试和技改时间计划，不限电地区安排在小风期，限电地区安排在限电严重月份。寒冷地区要措施得当，防止检修时人员冻伤。

5.4.2掌握风电场送出线路及对端供电公司变电站检修计划，做到风电场检修预试、设备消缺、技术监督与对端变电站检修同步进行，减少重复停电次数。

5.4.3限电地区利用风功率预测系统、综合调度自动化系统，分析风电场近期限电形势，依据限电时段风电场备用容量的大小，将风机、箱变、集电线路等设备的定期维护、检修试验计划化整为零，提前做好检修维护安排，减少限电损失电量。

5.4.4加强夜间消缺管理，在天气、道路允许情况下，鼓励开展小型易消除缺陷的夜间消缺工作，提高风机可利用率。

5.4.5根据风电场所处环境定期对叶片污损情况进行检查和测试，及时修复叶片损伤，定期进行叶片清洗，提高发电效率；风机定检后要与修前功率一致性曲线、缺陷发生率等指标进行对比分析，检查和评价检修维护质量。

5.4.6分析和研究机组性能老化趋势，尝试开展风电机组运行状态评估与故障智能预警和预防性维修。

5.4.7定期与风机厂家就设备运行过程中发现的问题和优化运行结果进行沟通，不断提高风机设备检修质量和运行水平。

5.5备品备件优化

5.5.1做好备品备件统计，分析使用情况，准确掌握常用备品需求，合理进行储备。对风机采购合同中的随机备件进行梳理，对不常用的备品与厂家协商进行等值对换，提高现场备品的使用率。

5.5.2与周边同机型的风电企业建立联系，建立相互支援的借用机制，对较贵重的备品可以联合储备，互为备用，对进口设备备品可适当增加储备。

5.5.3与风机厂家合作，以有偿提供库房场所、支付预备金或先用后付等方式，建立联合储备库房，降低供应价格，缩短供应周期，达到互惠互利的效果。

5.5.4开展风机零部件性能寿命分析研究，改变“以换代修”的检修方式，对损坏零部件进行修旧利废和国产化替代工作，提高零部件使用效率。

5.5.5提高因不能及时到货造成风机停运的备件监控等级，加强备件订货、发运的全程跟踪，加大催货力度，缩短停机时间；同时分析备品储备的合理性，避免此类事件再次发生。

6.负荷调度优化 6.1基本要求

积极与调度沟通，在电网调度负荷指令下，根据风电场设备特性，确定风机运行数量和风电场送出负荷，达到增发、抢发的目的。

6.2风机运行方式优化

6.2.1风机投运容量要大于调度要求负荷，多余容量通过风机限负荷方式进行调整；加强风机负荷监视，进行及时调整；掌握调度对出力超限的要求，以不违反调度命令、不切除线路为原则，保证所带负荷始终不低于计划值。

6.2.2安装电网公司调度自动化OMS系统的风电场，加强区域送出线路潮流情况监测，及时掌握区域送出线路潮流断面情况，当线路输送容量出现下降时，积极主动向调度部门申请增加电场功率输出，争取增加负荷。

6.2.3接到电网限负荷指令后，在允许的时间内先停运带病运行的风机和有劣化趋势的风机；然后按照机组容量从小到大、先快后缓、先近后远的原则进行操作；接到恢复指令时应按容量从大到小迅速启动，冬季可提前加热，缩短启动时间。

6.2.4在同一送出线路或送出断面有多个风电场的风电公司，当出现部分风电场因设备或风资源原因达不到调度负荷计划时，应加强与调度沟通，力争将欠发负荷协调至具备发电能力的风场，从而实现负荷内部调度、优化的目的。

6.2.5当调度要求风电场输出负荷为零时，应积极与调度

沟通，以不向网上输送电量为原则，争取开启1～2台风机，用于满足场用电自消耗。

6.2.6深入研究和掌握风电送出系统稳控装臵特性，优化各主变间的负荷分配，实现风电场出力最大化。

6.3电量计划优化

6.3.1及时了解行业、电网等管理部门的要求，积极完成电网稳定要求的技改项目，改善电能质量，推动电网友好型风电场建设，提高上网排序名次。

6.3.2深入分析风电场所在地区的网架结构，梳理影响风电场送出的关键瓶颈，积极与电网规划部门沟通，促进送出线路早日列入电网规划；已列入规划的项目要关注工程建设动态，推进工程建设进度，及早解决送出瓶颈。

6.3.3加强与电力主管部门的沟通协调，积极跟踪国家、行业的政策倾向，探索风电的储能、转换等新技术应用，适时建设弃风储热供热等项目，争取电量倾斜。

6.3.4密切关注国家或区域电网有关风电和火电替代交易实施情况，积极探索风火替代交易机制和评价规则，努力提高上网电量。

7.技术改造管理优化 7.1 基本要求

积极采用新技术，努力提高风能利用率、减少限电损失和提高设备可靠性；制定科学合理的实施方案，严密论证，避免出现过度改造或重复性改造。

7.2技术改造管理优化

7.2.1及时掌握国家和行业有关风电涉网技术改造的政策动向及形势，确保技术改造满足涉网需要。

7.2.2加强与设备造商沟通，积极开展各种可以提高发电能力和降低自耗电的技术改进。如在叶片根部加装T型扰流板和格林襟翼、在叶片中部加装涡流发生器；合理调整加热器和散热器控制方式；减小偏航角度和定位时间；提高测风精度；最佳浆距角确定；合理调整切入切出风速等。

8.管控模式优化 8.1基本要求

风电公司要根据风场所在区域、设备情况、人员配臵、网架结构等因素，积极探索适合本企业的管控模式，提高管控能力，实现高效管理和效益最大化。

8.2管控模式优化

8.2.1规模较小的风电公司按照“小部门、大风场”的管理思路，推行风电场“运检合一”的模式，重心下沉在现场。

8.2.2规模较大的风电公司尝试开展“远程集中监控、就地少人值守”、“运维合一”、区域专业检修的模式。

8.2.3突出“经营风险管理意识”，优化保险管理程序，落实责任、加强协调与沟通，努力提高保险理赔率，实现经营风险转移；同时开展保险损坏部件的修复再利用工作，进一步降低生产成本。