吉林风电管理办法

第一篇：吉林风电管理办法

吉林省发展和改革委员会文件

吉发改能源字[2008]794号

关于印发《吉林省风力发电项目前期工作暂行管

理办法》的通知

各市（州）、县发改委（局）：

为进一步加强我省风力发电项目前期工作管理，实现风力发电统筹规划、有序开发、分步实施、持续发展的目标，根据《中华人民共和国可再生能源法》和国家有关法律法规，结合我省风力发电项目前期工作实际，经会同有关部门研究，省政府批准，特制定《吉林省风力发电项目前期工作管理办法》。现印发给你单位，今后我省风力发电项目前期工作将按照请按照《吉林省风力发电项目前期工作管理办法》执行。

附件：吉林省风力发电项目前期工作暂行管理办法

吉林省发展和改革委员会

二00八年十月二十九日

主题词：能源 电力项目 工作通知 抄送：省内各发电企业

吉林省发展和改革委员会办公室

2008年10月29日印发

吉林省风力发电项目前期工作暂行管理办法

第一章 总

则

第一条（目的和依据）

为进一步完善和规范吉林省风能资源的开发利用，理顺风电项目开发的管理体制，促进吉林省风电产业更好更快发展，实现风电产业统筹规划、分步实施、持续发展的目标，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《国务院关于投资体制改革改革的决定》（国发[2004]20号）、国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》、《风电特许权项目前期工作管理办法》等有关法律法规，结合我省实际，特制定本办法。

第二条（适用范围）

本办法中风力发电项目主要是指吉林省内发电并网的风电场项目，风电项目前期工作管理包括对风能资源测量和评价、风电发展规划、风电项目立项、开发权确定、项目核准等工作的行政组织管理和技术质量管理等。

第三条（主管部门和职责）

根据国家相关规定，吉林省发展和改革委员会（以下简称省发展改革委）做为吉林省人民政府能源主管部门负责吉林省辖区内风电项目前期工作的行政管理。省内各有关部门和市、县各级政府在各自职责范围内负责有关管理工作。

风能是重要的可再生资源，必须加强管理，确保有序高效开发利用。省内各市县及相关部门均无权与任何单位和个人签署关于我省风能资源开发和利用的协议。第二章 前期工作内容及要求

第四条（风能资源测量和评价）

省发展改革委员会同省气象主管部门通过招标或委托方式，选择具有相关资质的技术单位承担风能资源测量工作。风能资源测量方法应严格按照相关的国家标准执行。风能资源测量设备要符合国家有关技术、计量标准。未经省气象主管部门许可，任何单位和个人不得擅自开展风能资源测量工作。

风能资源评价由省气象主管部门委托有关专业技术部门完成，按有关规定和要求提交评价成果。

风能资源测量、评价成果按有关法律规定管理使用。第五条（风电发展规划）

风电项目的开发必须坚持按规划建设的原则。风电规划的制定应充分考虑资源特点、电网规划、市场需求和生态环境保护等因素，注重发挥资源优势和规模效益。风电发展规划以风能资源评价成果为基础，按照合理开发和有效利用的原则，明确发展目标，规划选定风电场场址并初步拟定开发顺序和建设规模。风电发展规划根据社会经济发展变化进行动态管理、适时调整。

风电发展规划应纳入全省国民经济和社会发展、能源、可再生能源和电力建设发展规划，并与城乡建设规划及土地利用规划等相衔接，应依法对规划进行环境影响评价。

风电发展规划由省发展改革委根据国家有关规定和本省可再生能源开发利用中长期目标，会同有关部门和区、县人民政府和吉林省电力公司组织编制，报省人民政府批准后实施。

风电项目根据风电发展规划建设，未列入规划范围内的风力发电项目，不予审批或核准。

第六条（风电项目立项）

吉林省风电项目在确定开发权前应完成项目立项工作。省发展改革委通过招标或委托方式，择优确定有相应资质的单位承担大型风电项目总体开发规划和风电项目初步可行性研究论证工作，并在风电项目取得省级规划、国土、环保、水利、电网等相关部门的初步意见后，由省发展改革委批准风电项目立项。

受托单位在风电发展规划、风资源勘查及评价的基础上按照国家有关规范及标准开展风电场项目研究论证工作。

未经许可，任何企业和个人不得擅自开展风电场项目预可行性研究或可行性研究工作。

第七条（开发权授予）

拟在吉林省境内开发风电项目的单位、企业和个人，必须首先获得风电项目开发权。风电项目开发权管理由省发展改革委负责。

吉林省风力发电项目开发权通过招标或委托方式确定。风力发电项目原则上均应通过招标方式确定开发权，由省发展改革委组织风力发电项目开发权招标。根据建设需要，经省政府同意省发展改革委也可通过委托方式授予开发权。

通过招标方式确定开发权的风力发电项目，中标投资商依据省发展改革委员会的批复文件开展风电项目前期工作。尚未取得国家和省发展改革委的核准文件的所有风电项目均按此规定执行。获得风电项目开发权及获得行政许可的风电项目，必须在摘表文件和核准文件规定的期限内将中标项目建成发电，项目投产前，未经省发展改革委许可，不得转让、拍卖和变更投资方。

未能在规定的期限内建成通铺产的项目，招标单位有权收回项目开发权，并重新进行开发权招标。

通过开发权招标确定的风电项目开发单位，在中标后需交纳该项目前期工作费，拟定为每万千瓦人民币100万元，届时可根据风资源、接入系统等因素适当调整前期工作费额度。

投资主体已参与项目（初步）可行性研究工作，并纳入项目开发权招标的风电项目，其前期工作成果经验收合格后可实行有偿转让。

第八条（项目核准）

获得风电项目开发权的应按照国家有关项目建设和管理的规定和要求，委托有资质的设计单位编制可行性研究报告，并在可行性研究报告的基础上编制项目申请报告书。

风电项目按照国家有关规定由国家发展改革委或省发展改革委核准。装机规模5万千瓦及以上的风电项目由省发展改革委审核后报国家发展改革委申请核准；装机5万千瓦以下的风电项目由省发展改革委核准。有关核准程序和条件按《国务院关于投资体制改革改革的决定》（国发[2004]20号）和《企业投资项目核准暂行办法》（中华人民果核国发展和改革委员会令第19号）执行。

风电项目建设用地按实际占用土地面积计算和征地。建设施工期临时用地依法按规定办理。风电项目在申请核准前必须取得省级规划行政主管部门的选址批准文件和省国土资源部门的用地预审批准文件。风电项目在申请核准前必须取得省级环保部门关于环境影响评价的审批文件。

风电项目在申请核准前必须取得省级水利部门关于水土保持方案的批复文件。

风电项目在申请核准前必须取得省级电力公司关于风电项目接入电网的批准文件。第三章 其他

第九条

风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格专管部门招标招标形成的价格确定。

第十条

电网企业应当与风电开发企业签订并网协议，并为风能发电企业提供上网服务。风电项目接入系统由电网企业负责建设，相应的投资由电网企业负责。

第十一条

吉林省风力发电项目前期工作经费主要用于吉林省风能资源测量、风能资源评价、风电发展规划、项目业主确定前开展的研究论证工作、重点风电开发地区电网建设研究以及支持相关市县的可再生能源发展等，并专项用于鼓励风电等可再生能源技术开发和装备制造，扶持可再生能源技术开发、装备制造企业在我省设立生产基地和研发中心。

具体项目在确定项目业主前开展的研究论证工作经费，待项目开发权确定后，经具有相应资质的单位核定，由风力发电项目前期工作经费中支付，并归还原出资渠道。第十二条

吉林省风力发电项目前期工作经费安排计划由省发展改革委负责研究确定。

第十三条

本办法自下发之日起试行，由省发展改革委负责解释。

第二篇：集团公司风电项目前期工作管理办法

中国大唐集团公司风电项目前期工作管理

办法

第一章 总 则

第一条 为提高风电项目前期工作质量，加强风电工程前期工作管理，促进集团公司风电健康有序发展，根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》、《企业投资项目核准暂行办法》等国家有关法律法规及集团公司有关规定，制定本办法。

第二条 集团公司风电前期工作应坚持价值思维和效益导向，强化前期工作的总体策划和过程控制，重视前期设计优化和费用控制，为打造精品工程奠定良好的基础。

第三条 本办法所称风电项目是指集团公司在国内开发的新建和扩建风电项目，境外风电项目可参照执行。前期工作管理主要包括风电项目的规划、测风、预可行性研究、可行性研究和项目申请报告阶段的过程控制。

第四条 本办法适用于集团公司各上市公司、分公司、省发电公司和专业公司所从事的风电项目的前期开发管理工作。参股公司可参考本办法执行。

第二章 前期工作基本原则

第五条 集团公司所开发的国内风电项目应符合国家的能源战略和产业发展政策，境外风电项目应符合国家“走出去”战略和安全稳妥的原则。所有开发的风电项目均应符合集团公司的发展战略和发展规划。

第六条 集团公司支持和鼓励风电项目的开发，风电项目开发要纳入省级地方政府的电力规划和集团公司的电源发展规划，对于未列入规划的项目原则上不予以立项。风电项目凡是不符合战略的项目一律不得纳入发展规划；凡是没有列入发展规划的项目，一律不得开展前期工作；凡是未批复开展前期工作项目一律不得走入核准程序；凡是未列入核准计划的项目一律不得列入投资计划。

第七条 集团公司的风电开发要以效益为中心，提倡规模化开发和分散式开发相结合的开发方式。对于风资源丰富，适宜大规模开发的地区，要注重发挥项目的规模效益，项目开发的总容量原则上要大于10万千瓦；对于分散式开发，要注重项目开发的质量，确保项目具有经济效益。

第八条 集团公司主张风电设备国产化，各风电项目所选机型应适合本风电场的实际情况，原则上一个风场（5万千瓦以内）只选用一种风机。所选用的设备应具备有功无功调节和低电压穿越的功能，开发的风电场应及时配套和完善风电场的风功率预测系统。

第九条 集团公司在风电项目开发的前期工作中，应高度重视对电网接入和市场消纳问题的研究，项目建设计划应与送出建设计划同步，对于送出不落实的项目，原则上不予立项。

第十条 集团公司风电项目的开发应贯彻 “强化规划、优化布局、细化前期、孵化效益”的思路。严格控制前期工作费用，注重项目的优化设计和费用控制工作，确保项目的经济效益。第十一条 集团公司风电项目前期工作坚持规范化、程序化、科学化、信息化发展方向，不断提高项目开发管理的水平，确保项目的顺利推进。未经允许不得简化或省略前期工作流程。

第三章 前期工作的程序及内容

第十二条 风电项目的前期工作主要包括风电场规划选址、风电场风能资源评估、风电场预可行性研究、风电场可行性研究、风电场项目申请报告共五个阶段的工作内容。

第十三条 风电场规划选址的主要工作：

（一）利用全国第四次风能资源普查成果，结合当地风电发展规划、土地利用规划和气象观测数据等资料，开展风电场的选址及开发规划工作。

（二）参照《风电场场址选择技术规定》，对各候选风电场场址的风能资源、并网条件、交通运输、地质条件、环境影响等因素进行比较研究，规划风电场场址，初步拟定开发次序。

（三）所选风电场必须纳入地方风电发展规划，必须与当地经济发展规划、能源发展规划、土地利用规划等规划相符合。县级区域内资源储备超过10万千瓦的，必须编制风电场开发规划，统筹研究风电场的建设时序，集电线路、送出方案、道路交通、集控中心等开发建设方案。

第十四条 风能资源评估的主要工作：

（一）根据气象数据和其他资料初步判断该场址具备风电开发建设条件后，可以向当地县级以上政府能源主管部门提出申请，按照气象观测管理要求开展测风工作。

（二）在获得测风许可后，可聘请设计单位或者专业机构设立测风塔。测风塔的布设应具有足够的代表性，能够充分揭示场址内风能资源分布情况。平原地区或地形较为简单的风电场场址，每一个风电场可布设1基测风塔，丘陵、山地或地形较为复杂的风电场场址，每一个风电场布设的测风塔应不少于2基。测风塔的高度宜与风机轮毂高度一致，不应小于70米。5万千瓦以上的大型风电场应根据开发规模和地形条件科学确定测风塔的数量及其位置。

（三）在测风时间满一年后，或采用插补延长的方法获得一完整年周期的测风数据之后，应聘请相关具有资质的单位按照国家标准《风电场风能资源评估方法》及《风电场风能资源测量和评估技术规定》进行风电场风能资源评估，科学评价该风电场的风资源开发条件。

（四）风电场风能资源评估完成后，由分子公司负责组织进行内审，并判断场址的开发价值。对于具备开发建设条件的风电项目，分子公司应编制开展前期工作的请示并上报集团公司。在获得集团公司同意开展前期工作的批复后，可向当地省级主管部门或国家能源主管部门申请开展前期工作。

第十五条 预可行性研究阶段主要工作：

（一）委托有资质的单位编制项目的预可行性研究报告。报告编制单位的确定应符合国家关于招投标的有关规定，并应按照《中国大唐集团公司项目前期招标工作管理办法》（试行）的要求，每年年末及时将预可研招标计划上报集团公司规划发展部。未列入招标计划的项目，一律不得开展招标工作。

（二）风电场预可行性研究报告的内容和深度应满足《风电场预可行性研究报告编制办法》的规定和要求。预可研报告中应明确拟开发场址的总体规模和开发时序，全面阐述本期风电场工程建设的必要性、可行性和经济性。其中重点是说明风能资源条件、工程地质条件、交通建设条件、并网接入条件等基本开发条件，并对风电场与规划的符合性、占用土地的合法性、环境影响的合理性等方面进行排查，确保项目建设依法合规，没有制约性因素，具备开发建设条件和经济效益。

（三）预可研报告编制完成后，首先应由分子公司进行内审，对于海上风电场或示范项目等重点风电项目，将由集团公司规划发展部组织内审。分子公司按照内审意见修编完善，并在征得集团公司规划发展部同意后，可委托国家认可的咨询机构进行预可研审查，取得审查纪要和意见。

（四）根据国家关于风电开发建设的管理办法，每年拟核准的风电项目必须列入国家能源局制定的当年风电开发核准计划中。分子公司应当在每年的三季度对完成预可研的风电项目进行梳理和排序，结合本公司的发展规划、投资能力和资金状况，筛选出建设条件具备、送出工程落实、经济效益好的项目上报集团公司，经集团公司确认后，方可将次年的核准计划上报各地能源主管部门。未经集团公司确认自行上报的项目，将不得列入次年集团公司的投资计划。

第十六条 可行性研究阶段主要工作

（一）委托有相应资质的单位编制项目的可行性研究报告。报告编制单位的确定应符合国家关于招投标的有关规定，并应按照《中国大唐集团公司项目前期招标工作管理办法》（试行）的要求，每年年末及时将可研招标计划上报集团公司规划发展部。未列入招标计划的项目，一律不得开展招标工作。

（二）风电场可行性研究报告的内容和深度应满足《风电场工程可行性研究报告编制办法》的规定和要求。可研报告应对场区的风资源进行详细分析，多年平均风速和风功率密度要能够代表场址区域实际的风能资源条件；应对风电场的工程建设条件进行充分论证，要高度重视复杂地形和地质条件下的地勘工作，要认真落实山区和丘陵风电场的大件交通运输条件；应对风电场的机组型号、最优轮毂高度、布机方案等进行认真比选，确保项目的发电量最大化；应认真分析项目所在区域的接网和消纳条件，做好项目的接入系统设计工作，要确保项目建设和送出工程同步进行，确保项目“建得成、送得出、用得掉”；应高度重视项目的经济评价工作，项目建设不仅要具有社会效益，还需要具备一定的经济效益，财务评价的各项指标应达到或者超过集团公司的有关要求。

（三）可研报告编制完成后，应及时进行内审和设计优化工作。对海上风电场、示范项目以及重点项目，由集团公司组织或委托分子公司组织进行内审，其余项目由分子公司负责组织进行内审，审查结果应报集团公司规划发展部备案。应重点对风电场的机组选项、轮毂高度、布机方案、送出线路、交通运输方案等方面进行设计优化，确保项目建设方案最优、效益最大。项目可研报告外审需征得集团公司同意，未经内审和设计优化的项目一律不得进行外部审查。

（四）可行性研究阶段要高度重视支持性文件的取得和相关问题的落实。要做好工程占地和土地预审手续的审批；要落实好项目的送出和接入方案，尽快取得项目接入系统的批复；要及时完成环保、林业、安全生产、节能环保等专题报告的编制及审查，并尽快取得相应的批复文件；要根据相关规定和要求，做好项目的社会稳定风险分析工作。

（五）项目在可行性研究阶段，就应提前谋划并做好项目CDM开发申请的相关工作。及时启动项目设计文件（PDD）编制、寻找国外合作方、碳减排量交易谈判、中国政府审批、国际第三方经营实体核证和联合国登记注册等工作。

（六）优化项目投融资方案，拓宽融资渠道，合理选择投资方式。所有项目，特别是境外风电项目，要想方设法争取成本低、风险小的融资来源，要充分考虑项目汇率风险，提高项目防范风险的能力。

第十七条 项目申请报告阶段主要工作

（一）项目申请报告编制是项目核准的最后一个环节。根据《企业投资项目核准暂行办法》及相关文件要求，应在可行性研究主要结论的基础上编制项目申请报告。

（二）分子公司要结合项目的盈利水平，公司的投资能力、资金安排等情况安排项目的核准进度。省级能源主管部门核准的项目，在征得集团公司同意后，由分子公司组织上报项目申请报告，获得核准后及时上报集团公司备案；国家发改委审批、核准的项目，由分子公司行文上报集团公司，集团公司和省级能源主管部门同步行文申请核准。

（三）项目申请报告应由正文、工程设计文件、支持文件、附表、附图组成。项目申请报告的主要内容应至少包括：

1.项目名称及项目建设单位情况：主要包括风电场的项目名称，项目建设单位及简要情况介绍；

2.拟建项目情况：主要包括项目地理位置及地形地貌，项目的建设规模，项目的风能资源条件、地质条件、交通运输条件等；

3.项目建设的必要性，项目建设与规划的符合性； 4.项目的消纳情况，送出工程和接入系统方案； 5.项目建设用地情况； 6.项目水保环保的主要结论； 7.项目投资概算及资金筹措情况等； 8.节能方案分析；

9.经济效益和社会效果分析。

（四）项目申请报告应附有效的支持性文件，主要有： 1.项目列入全国或所在省（区、市）风电场工程建设规划及开发计划的依据文件；

2.项目开发前期工作批复文件，或项目特许权协议，或特许权中标通知书；

3.项目可行性研究报告及其技术审查意见； 4.土地管理部门出具的关于项目用地预审意见； 5.环境保护管理部门出具的环境影响评价批复意见；

6.安全生产监督管理部门出具的风电场工程安全预评价报告备案函；

7.电网企业出具的关于风电场接入电网运行的意见，或省级以上政府能源主管部门关于项目接入电网的协调意见；

8.金融机构同意给予项目融资贷款的文件； 9.根据法律法规应提交的其他文件。

第四章 前期工作考核

第十八条 集团公司风电项目前期工作由集团公司规划发展部归口管理。

第十九条 负责前期工作的单位应按前期工作计划推进项目进程，扎实工作，防止项目前期工作中出现反复。

第二十条 按照风电项目前期工作计划，集团公司与分子公司签署项目前期工作责任书，并纳入集团公司“两全”考核，以确保核准任务和项目前期工作目标的完成。

第二十一条 风电项目各阶段前期工作必须严格执行国家有关的最新标准和要求。

第五章 附则

第二十二条 本办法由集团公司规划发展部负责解释。第二十三条 本办法自发布之日起施行。

第三篇：各系列风电机组消防安全管理办法

国内外各系列风电机组消防安全管理办法

编制人：

审核人： 审批人：

一、目的

为加强各风电现场消防安全管理，规范公司各系列风电机组消防设施的配置，提高员工消防安全知识和应急处置技能，充分保障公司财产和员工安全，安全管理部根据国家相关法规及标准制定本办法。

二、范围

本办法规定了，风力发电机组在特定的环境下，风机内消防设施设计、维护和运行管理中的基本安全要求；

本办法适用于公司国内、国外生产的各系列风力发电机组。

三、规范性引用文件

本管理办法所引用的相关法规和标准，包括但不仅限于下列法规和标准。未标明发布年限的法规和标准，其最新版本、随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均适用于本管理办法。出口或在国外生产的风力发电机组同时需要满足国外当地相关规范和标准。

GB50140 《建筑灭火器配置设计规范》 GB50116 《火灾自动报警系统设计规范》 GB18451.1 《风力发电机组 安全要求》 GB50370-2005 《气体灭火系统设计规范》 GA95《灭火器维修与报废规程》

DBJ01-75-2003 《洁净气体灭火系统设计、施工及验收规范》 《七氟丙烷设计规范》

《七氟丙烷自动灭火系统使用、维护说明书》

四、术语和定义

计算单元 calculation unit 灭火器配置的计算区域； 保护距离 travel distance 灭火器配置场所内，灭火器设置点到最不利点的直线行走距离； 灭火级别 fire rating 表示灭火器能够扑灭不同种类火灾的效能。由表示灭火效能的数字和灭火种

类的字母组成；

全淹没灭火系统 total flooding extinguishing system 在规定时间内，向防护区喷放设计规定用量的灭火剂，并均匀地充满整个防护区的灭火系统；

防护区 protected area 满足全淹没系统要求的有限封闭空间。

五、管理职责

1.安全管理部：

监督各部门对国家相关法规及标准的执行情况；

督促相关部门对不符合相关法规及标准规定的设计及管理和作业活动进行整改；

根据最新法规及标准，组织相关部门对本管理办法进行修订。2.客服中心：

负责风力发电机组内消防设施的日常检查；

将消防设施在日常检查中发现的各种异常情况，及时反馈给安全管理部、采购部及业主；

对消防系统进行预验收。3.研发一部：

负责根据国家相关法规、标准和本管理办法的要求，设计各系列风力发电机组内的消防设施。

4.研发二部：

负责调试文件的填写、整理、归档等；

将消防设施在现场出现的各种异常情况，及时向客服中心反馈。5.采购部：

负责从具有相关资质的厂家采购消防设施； 对客服中心反馈的相关问题，及时反馈给厂家。6.项目部：

关于进一步加强安全伤亡事故报告、处理及责任划分的通知。

六、消防设施设置要求

1.消防总体设计要求（1）便携式灭火器

优先选用磷酸铵盐干粉灭火器（-20℃～+55℃），其次使用碳酸氢钠干粉灭火器或二氧化碳灭火器（-10℃～+55℃），禁止选用装有金属喇叭喷筒的二氧化碳灭火器；

当电压等级大于600V时，禁止选用二氧化碳灭火器； 配置灭火器最大保护距离不应大于12m； 灭火器最低配置基准不应低于55B（2A）； 一个计算单元内配置的灭火器数量不得少于2具。（2）自动灭火器系统

采用气体灭火系统的风力发电机组，应设置火灾自动报警系统，其设计应符合现行国家标准GB50116《火灾自动报警系统设计规范》的规定，并应选用灵敏度级别高的火灾探测器；

自动灭火系统的设计、安装及验收等符合GB50370-2005 《气体灭火系统设计规范》中相关规定；

防护区内外应设手动、自动控制状态的显示装置。

自动控制装置应在接到两个独立的火灾信号后才能启动。手动控制装置和手动与自动转换装置应设在机舱出口位置，安装高度为中心点距地面1.5m。机械应急操作装置应设在机舱内或风机入口内便于操作的地方。

2.各系列风电机组最低配置要求

根据GB50140《建筑灭火器配置设计规范》7.2条款规定，将风力发电机组至少划分为两个计算单元。

（1）SL1500系列风电机组

靠近机舱出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

（2）SL3000系列风电机组

靠近机舱出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于

MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

机舱内设置七氟丙烷自动灭火系统一套（具体结构详见图1），采取全淹没式的灭火形式，其中至少包括：

无管网双屏灭火瓶组1个（120L）；声光报警器1个；气体灭火控制器一个；典型光电感烟探测器2个；气体喷洒指示灯1个；紧急启停按钮一个；警铃一个。

根据具体合同约定范围和GB50140《建筑灭火器配置设计规范》要求设置海上风电机组箱变室的消防设施。

（3）SL5000系列及以上风电机组

靠近机场出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

机舱内设置七氟丙烷自动灭火系统一套（具体结构详见图1），采取全淹没式的灭火形式，其中至少包括：

无管网双屏灭火瓶组4个（120L）、声光报警器1个、气体灭火控制器一个、典型光电感烟探测器2个、气体喷洒指示灯1个、紧急启停按钮一个、警铃一个；

根据具体合同约定范围和GB50140《建筑灭火器配置设计规范》要求设置海上风电机组箱变室的消防设施。

七、消防设施日常管理

1.消防设施放置

（1）灭火器应设置在明显和便于取用的地点，且不得影响安全疏散；（2）对有视线障碍的灭火器设置点，应设置指示其位置的发光标志；（3）灭火器应设置稳固，其铭牌必须朝外。手提式灭火器宜设置在挂钩、托架上或灭火器箱内，其顶部离地面高度应小于1.50m；底部离地面高度不宜小于0.08m；

（4）灭火器不应设置在潮湿或强腐蚀性的地点，当必须设置时，应有相应的保护措施。设置在室外的灭火器，应有保护措施。

2.消防设施使用和日常检查（1）消防设施使用

在风机内无人时，将气体灭火控制器内的控制方式选择开关设定在自动位置，灭火系统处于自动控制状态。当机舱内发生火情，火灾探测器发出火灾信号，报警器即发出声光报警信号，同时发出联动指令，关闭所有联动设备，经过30S延时后，发出灭火指令，电磁铁动作，打开电磁瓶头阀阀释放启动气体，启动气体通过启动管道打开选择阀（组合分配系统）和瓶头阀，释放灭火剂实施灭火；

在风机内有人时，将气体灭火控制器内的控制方式选择开关设定在手动位置，灭火系统处于手动控制状态。当机舱发生火情，人员持干粉灭火器站在靠近机舱出口处，拔下保险销，一手握紧喷管，另一手捏紧压把，将喷嘴对准火焰根部扫射。当判定无法灭火后，可按下机舱门口的紧急启动按钮或气体灭火控制器上的启动按钮，即可按上述程序启动灭火系统实施灭火。启动自动灭火系统后，人员必须在30S内撤离。

（2）消防设施日常检查

客服员工每月至少对消防设施进行一次常规检查； ①干粉灭火器常规检查： a 铅封完好；

b 压力表指示在绿区或黄区； c 瓶体外观无腐蚀；

d 喷头及胶管完好，无严重裂纹或松动； e 在检验日期内；

②自动灭火系统进行常规检查：

a 检查柜式七氟丙烷灭火装置，设备状态和运行状况应正常； b 储瓶间的设备、灭火剂输送管道和支、吊架的固定，应无松动； c 发现空置、泄压、超期、铅封开启或其它原因影响使用的灭火器及时以书面形式通知业主；

d 储瓶间内不允许存放易燃、易爆和有腐蚀性的物质；

在日常检查和使用过程中发现消防设施出现问题，客服员工应以书面形式（具体形式按照普通设备告知方式，业主签收后，留存归档）告知业主。

（3）消防设施维护

采购部协助联系厂家每年对自动灭火系统进行专业巡检和维护，重点检查项目如下：

①火灾自动报警系统报警部件或探测部件无异常，系统正常； ②灭火瓶组无超期或泄压； ③高压软管应无变形、裂纹及老化； ④各喷嘴孔口应无堵塞；

⑤灭火剂输送管道有损伤与堵塞现象时，应进行严密性试验和吹扫； ⑥每年应以书面形式通知业主对每个机舱内的自动灭火系统进行一次模拟启动试验和模拟喷气试验；

⑦钢瓶的维护管理应按《气瓶安全监察规程》执行；

⑧灭火器启用后，协助业主联系厂家对自动灭火系统进行维修。

八、应急处置

1.应急设施设计要求

（1）机舱应有保证人员在30S内疏散完毕的通道和出口；（2）风机内的疏散通道及出口，应设应急照明与疏散指示标志；（3）风机内应设火灾声报警器，必要时，可增设闪光报警器；

（4）风机的入口处应设火灾声、光报警器和灭火剂喷放指示灯，以及防护区采用的相应气体灭火系统的永久性标志牌。灭火剂喷放指示灯信号，应保持到防护区通风换气后，以手动方式解除。

2.发生火情的紧急处置

（1）当机舱内发生火情，气体灭火控制器不能发出灭火指令，应通知风机内人员迅速离开现场，关闭联动设备，先拉出电磁瓶头阀上的手动止簧片，再按下阀体顶部手动按钮，即可按上述程序启动灭火系统实施灭火；若此时电磁瓶头阀发生故障，可先打开相应选择阀的手柄，敞开压臂，然后再分别打开相应灭火剂储瓶上的瓶头阀，释放灭火剂实施灭火；

（2）当发生火情报警，在延时时间内发现不需要启动灭火系统进行灭火的情况下，可按下紧急停止按钮或气体灭火控制器上的红色紧急停止按钮，即可阻止灭火指令的发出。

九、奖惩规定

严格按照公司《安全生产规章制度汇编》和《安全生产管理规章制度汇编补充说明》中相关规定执行。

十、注意事项

1.储瓶应设置于防护区外专用的储存容器间内；

2.储瓶间的室内温度应为0～50℃，并保持干燥和良好通风，避免阳光直接照射；

3.平时瓶头阀和电磁瓶头阀上的压力表锁紧螺母应锁紧，以防止压力表处慢漏气，检查时再慢慢地拧开。拧开后需停留片刻再观察压力表值，检查完毕依然要将该螺母锁紧；

4.瓶组框架必须用地脚螺栓固定；

5.储瓶应避免接近热源，运输过程中应轻装轻卸，防止碰撞、卧置、倒置； 6.DN32瓶头阀转轴端部的保险块和手柄上锁紧螺栓是为了防止转轴在运输、安装过程中因碰撞、震动等原因引起转动使阀门误动作而设置的，在设备运输、安装和开通前禁止取下。而在交付使用时，必须将保险块反装和手柄上锁紧螺栓松开，否则阀门将打不开；DN40、DN50瓶头阀上的先导阀待投入使用时在安装；

7.电磁铁单独包装运输以防启动瓶组在运输过程中误动作； 8.启动管道在运输过程中均不准与瓶组连接，到现场再按图组装； 9.在现场安装调试完毕投入使用前，才能取下电磁铁上的保险销； 10.在灭火系统发出声光报警释放灭火剂前，保护区内所有人员必须撤离现场。灭火完毕后，必须先开窗或打开通风系统，将废气排除干净后，人员才能进入现场；

11.更换新的密封垫、O型圈、尤其是密封膜片和安全膜片，必须由厂方提供与原材料型号、形状大小、厚薄相同、检验合格的成品，不得随意用未经试验的零件代用；

12.当灭火剂输送管道设置在可燃气体、蒸汽或有爆炸危险粉尘的场所时，应设防静电接地；

13.气体自动灭火系统应经专业机构或消防监管部门验收合格，工程具有《气

体灭火系统竣工验收报告》方可投入使用；

14.气体灭火系统的检查、维护、保养人员应为经过专门培训合格者；严禁其他人员操作，以免发生意外事故。

十一、附件

图1消防柜系统结构示意图

第四篇：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。

第五篇：风电基础知识

叶轮

风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。

叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。

世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。

偏航系统

风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。

小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。

中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。

大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。

风机的发电机

所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。

如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。