【其它国内标准】 新能源优先调度工作规范

国家电网公司企业标准
Q/GDW11065-2013
新能源优先调度工作规范
Administrativestandardsofrenewablepoweroptimizationdispatchingwork2014-04-01发布
国家电网公司
2014-04-01实施
范围·
规范性引用文件
3职责分工.
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·
新能源功率预测·
8运行分析与评估
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录）
编制说明
年度计划编制流程图
月度计划编制流程图，www.bzxz.net
日前计划编制流程图
实时调整流程图
Q/GDW11065—2013
Q/GDW11065
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、稳定、经济运行，实现新能源资源充分利用，制定本标准。主要内容包括新能源场站并网调度服务、新能源优先调度计划编制、实时调度写调整、新能源功率预测、运行分析写评估等。本标准由国家电网公司国家电力调度控制中心提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：国网西北分部、国网甘肃省电力公司、中国电力科学研究院。本标准主要起草人：李明节、装哲义、范越、董存、伏岁林、范高锋、李曼、白兴惠、万筱钟、刘纯、彭明侨、张小奇、黄越辉、熊健、张健男、孙荣富、秦旭东、李正文。本标准为首次发布。
1范围
新能源优先调度工作规范
Q/GDW11065—2013
本标准规定了国家电网公司系统新能源优先调度职责分工、工作内容与要求。本标准适用手国家电网公司系统省（自治区、直辖市）级及以上电网新能源运行管理工作，省级以下电网可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T
19963—2011
19964—2012
1040-2007
131-84
432-2010
588-2011
国能新能（2010）433号
国能新能（2011）177号
3职责分工
3.1各部门职责
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电网运行准则
电力系统技术导则
风电调度运行管理规范
风电功率预测系统功能规范
风电机组并网检测管理暂行办法风电场功率预测预报管理暂行办法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、交易等多个方面，各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。
3.1.5交易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）应贯彻执行国家有关新能源调度的法律法规，落实国家电网公司相关要求：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预测工作，配合编制计及新能源的年度、月度发电计划和跨区跨省联络线交易计划：负责直调新能源场站的调度运行及评价工作：负责组织所辑电网新能源调度专业培训工作：参加新能源项自的规划、可研和初设等工作，提出相关的意见和建议。
3.2.2省级调控机构应贯彻执行国家有关新能源调度的法律法规，落实国家电网公司相关要求：负责所Q/GDW11065—2013
辖电网新能源调度专业技术规程、规定的制订和修编：负费开展所辖电网新能源功率预测工作，配合编制计及新能源的年度、月度发电计划和联络线交易计划：负责适时向上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预测和年、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，保障电网安全稳定运行，维护新能源发电企业合法利益。
4.2调控机构应积极组织新能源场站运行人员的岗位培训与考试，颁发新能源场站调度值班人员上岗资格证书，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4.3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日批复新能源场站开网申请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新能源发电计划分类及内容
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预测及电网安全运行约束制定。一般包括管辖区域内（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、分月电量预测、年、月发电出力（最大、平均）、新能源接纳能力分析及存在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预测及电网安全运行约束制定。一般包括管辖区域内（含下级调控机构调管）新能源场站月电量预测、月发电出力（最大、平均）、新能源接纳能力分析及存在的生要问题和建议等内容。
5.1.4日前计划应根据短期气象预测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。一般包括次日及1至3天的短期新能源功率预测、直调新能源场站次日96点总计划曲线、各新能源场站次日96点计划曲线和日发电量等内容。5.1.5实时计划应在日前计划的基础上，根据超短期新能源功率预测结果和电网实际运行情况对新能源日前计划进行修正，形成实时发电计划，一般包括超短期新能源功率预测结果和后续时段计划曲线5.2发电计划编制原则
5.2.1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。5.2.2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。5.2.3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预测年发电2
量，开应为新能源留出充足的电量空间，供电力电量平衡时参考Q/GDW11065—2013
5.2.4月度计划应在年度分月发电预测的基础上，根据电网运行方式及近期气象预测，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日前计划包括常规电源发电计划和各新能源场站发电计划曲线，计划曲线编制应在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实时计划应在日前计划的基础上，参考超短期新能源功率预测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，或采取紧急控制手段。5.27、日前和实时发电计划编制时，由于电网电力电量平衡原因不能全部接纳新能源时，应遂级尚上一级调控机构申请联络线电力电量计划调整：上一级调控机构应在规定的时间内答复下一级调控机构的调整请求。
5.2.8由于调峰原因不能全部接纳新能源时，应保证电网旋转备用容量满足《电力系统技术导则》（SD131-84）的要求：由于电网输送能力不足不能全部接纳新能源时，应保证送出线路（断面）利用率不低于90%
5.2.9电网设备检修应与新能源场站设备检修协调安排，尽量减小新能源场站送出设备检修对新能源发电的影响。
5.3发电计划编制依据
5.3.1有关调度规程及新能源场站设计文件：5.3.2新能源场站实际气象情况和预计后期气象情况：5.3.3电网与新能源场站签订的购售电合同：5.3.4电网和新能源场站的安全运行约束5.4发电计划编制步骤
5.4.1年度计划编制步骤
新能源场站年度计划一般按以下步骤编制（详见附录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a
长期气象预测并利用新能源功率预测系统预报次年发电计划及其分月计划；调控机构分析新能源功率预测系统的预测结果及新能源场站上报建议计划，根据中长期气象b）
测及新能源场站投产计划制定调度建议预计划调控机构根据电网运行方式、新能源送出设备检修计划、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：调控机构向发展部提供新能源发电计划建议d)
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：调控机构依据电力电量平衡、电网调峰、网络约束等因素，在年度运行方式中对全网新能源消f)
纳能力进行分析：
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g
5.4.2月度计划编制步骤
新能源场站月度计划般按以下步骤编制（详见附录B）：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，利用新能源功率预测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预测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调控机构根据电网运行方式、新能源送出设备检修计划、电力电量平衡及电网网络安全约束进行安全校核；
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d）调控机构根据新能源安全校核后新能源发电预测值于每月22日前向电力交易中心提供新能源月度发电计划相关建议：
e）电力交易中心负责组织相关部门会商协调，经安全校核后形成全网和各新能源场站次月发电计划：
f）调控机构可根据电网实际运行情况，向交易中心提出月度发电（交易）计划调整建议5.4.3日前计划编制步骤
新能源场站日前计划一般按以下步骤编制（详见附录C)：a）各新能源场站每日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天新能源发电建议，调控机构利用新能源功率预测系统预报次日新能源发电量及未来1至3天全网新能源发电超趋势：
b）调控机构根据新能源功率预测系统预测结果修正新能源场站上报的96点发电计划曲线，制定无约束的新能源功率预测曲线：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容量、调峰能力、受约束的机组最小运行方式，电d)
网安全约束等要求，参考未来1至3天新能源发电预测趋势，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《电力系统技术导则》（SD131-84），并充分考虑新能源功率预测的误差。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：e
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：如果全网火电等常规机组组合已无能力调整，调峰能力仍然不足，造成新能源场站96点发电f
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交易计划，按上级调控机构批准联络线调整情况，调整新能源发电计划；g）如果上级调控机构也无能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划曲线：
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：h）
调控机构依据电网实际运行情况及新能源短期预测情况，有权调整发电（交易）计划，以旬为D
周期滚动调整火电机组组合：
调控机构应将联络线计划调整协调结果做好记录，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一般按以下步骤编制：a）实时运行有新能源接纳空间，而日前计划已安排控制新能源时，应调整新能源计划，最大化消纳新能源：
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预测曲线，调控机构实时进行b）
超短期新能源功率预测：
调控机构参考新能源超短期预测趋势，综合分析电网负荷需求、送出线路（断面）输送能力、c
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，当值调度值班人员申请上级调度联络线支援，最大能力消纳新能源：如果上级调度也无能力调整区域或跨区电网机组出力，按可消纳新能源能力调整新能源计划曲线：机组出力、联络线计划确定后，再次进行安全校核：e
形成安全校核后各新能源场站实时电量计划：f
调控机构依据电网实际运行情况及新能源短期预测情况，有权调整发电（交易）计划，但尽量g
在日内、月度计划执行中进行电量滚动平衡：Q/GDW11065—2013
h）调控机构应将发电出力、联络线交易计划调整协调结果做好记录，作为新能源优先调度评价的依据。
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预测情况，适时调整月度、日前及实时发电（交易）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，般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，调整火电电源为新能源让出空间，保证优先消纳新能源。b）调度运行值班人员在下述情况下，应按照有关规程规定对新能源计划进行调整：1）电网安全运行要求，需要调整新能源场站出力：2）新能源场站实际气象情况发生较大变化等原因，造成新能源场站出力即将超出规定的运行范围：
新能源场站发输变电设备故障或与新能源场站送出相关的输变电设备故障或临时检修，对3
新能源场站出力提出临时控制要求。c）当电量计划的调整可能对其它调控机构调管设备的运行造成较大影响时，应及时告知有关调控机构。
5.5.4由于电网主要输变电设备检修，造成局部电网与主网联系薄弱，存在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，必要时控制新能源出力。6实时调度与调整
6.1调度运行人员必须依法开展调度工作，认真履行职责，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调度运行人员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预测结果、电网及新能源场站发输电设备运行等情况，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预测结果与日前计划偏差超过5%时，调度运行人员应对火电厂、新能源场站出力进行调整。偏差为正时，调度运行人员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，调度运行人员应直接修正新能源场站的发电曲线，同时增加火电机组出力。6.1.3调度运行人员实时调整新能源场站发电计划，应经在线安全校核后，30分钟内通知新能源场站运行人员。
6.1.4火电机组的出力应依靠AGC调整，必要时可退出部分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，调度运行人员应联系上级调度运行人员修改网间联络线计划。上级调度运行人员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，应在15分钟内答复。6.3，当电网调节容量无法满足调频需要，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，新能源场站出力调整时应遵循先增后减的原则。7新能源功率预测
7.1调控机构和新能源场站应按《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能（2011）177号）和5
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《风电功率预测系统功能规范》（Q/GDW588-2011）等新能源发电功率预测预报相关规定的要求建设新能源功率预测系统。
7.2新能源场站应按要求开展新能源功率预测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预测，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预测，发展部结合新能源功率预测、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新能源场站每月20日前上报下月发电预测，交易中心结合新能源功率预测、月度交易计划、联络线计划、新能源送出通道输变电设备检修计划等因素，以优先消纳新能源为原则，合理安排交易、联络线曲线及新能源送出通道输变电设备检修计划后，编制月度新能源发电计划，并与相关部门协调编制计及新能源的发电月度调度计划7.2.3新能源场站每日上报后7日新能源功率预测（时间间隔为前72小时间隔15分钟，后96小时间需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新能源场站每日上报次日新能源功率预测和发电计划建议画线，调控机构经综合平衡后形成计及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预测精度和结果可用性的专题分析和总结，不断提高新能源功率预测精度，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预测系统稳定性，发现系统异常及时联系有关人员处理，并做好相关记录。
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，开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包括：日常运行分析与汇报、阶段性运行分析与汇报、专题性及重大事项分析与汇报。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，主要内容包括：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各省区调控机构应在每日8时前，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报信息。
8.3阶段性运行分析与汇报
8.3.1电网调控机构应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，主要内容包括
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：前时段调度所辖新能源场站受阻电量及成因、重大问题分析等：e
d）下阶段调度所辖新能源场站气象预测：e）下阶段新能源场站运行计划；f）下阶段新能源运行面临的问题与建议等。Q/GDW11065—2013
8.3.2各省区调控机构应在每月第3个工作日内，尚上级调控机构上报统调新能源月度运行信息8.4专题性及重大事项分析与汇报8.4.1调控机构应根据新能源调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、新能源经济运行等工作进行专题分析和总结。8.4.2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；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）：b）
统调新能源场站发电设备、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e
等)。
8.4.3新能源运行重大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、电子邮件、传真和电话等方式进行
8.5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进行评价，依据包括：
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：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；b）
日前新能源优先调度计划编制流程单及负荷备用率，新能源功率预测值纳入计划的比例：c
调峰受限时段常规机组是否按最小技术出力运行：d)
调峰受限时段联络线申请支援及落实情况记录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f
8.5.2国调中心对调控分中心和省调进行新能源功率预测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预测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调控机构应根据相关标准、规范和相关单位的反事故措施，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，评价内容包括：a）新能源功率预测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：
反事故措施落实评价：
符合《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T199632011）和《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T199642012）等新能源场站接入电力系统技术规定评价：新能源机组检修及新能源场站事故处理评价e
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，并报相关政府部门备案。优先调度序列应定期更新
O/GDW11065—2013
年度计划编制流程
新能源场站
L年10月
次年年度，分月发
电理设计型及控
调控机构
中长学
群，进行新配源年发电
量换惠
华西费场站
股计进形成调度建
2联报电送行方
式，新能国致产计妞租
安全约策理行安全校技
品公全投技店
请能军电量连行全网电
电量平当：联出新用
附录A
（资料性附录）
年度计划编制流程图
发展部
新能准场质发造出
上RA计的
交易中心
形或优先销前票密源的年度电力电量下商计型质来
运检部
上新陇西场站起出
TR控B计
节点描述
各新能速点站得年10月
向调轻机上报次年
使，分月发电建议计理
机科相费次年商带
部风调要机构装件
南海站发诺出工程段
达控服理供新装限场站
出工R投计路
网控机科权程器聚活
请上接计缝、系考电校
楚计划用成周理生汉理目
温投机电联大车电
网诺行方式发排，电力电
调件，最提系
我投产计锁，新
泰国全国电量平器
，发银用，交品甲
心，狂同共用用质优
洗消纳器电国电电量计
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