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吉林能源局:光伏、风电等新能源优先调度

2017-12-20 11:48
科技之星
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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(包括风火置换、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)涉网保护配置(故障录波器接入数据完整性、母差保护配置、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、无功补偿装置投入率、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装置退出时间。

省调通过AGC系统按月统计考核风电场、光伏电站AGC装置调节合格率。省调AGC主站下达出力指令后,子站AGC装置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。

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