山东电网新能源场站并网调度服务指南Word文档下载推荐.docx
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组织实施电厂涉网事故的调查与分析；
负责电网运行分析与工程管理。
调度控制处
负责调度控制专业管理；
负责电网调度和500千伏变电站（±
660千伏直流换流站）监控运行值班；
负责当前电网安全运行管理；
参与发电机组一次调频的技术管理；
负责调度应急预案编制及演练；
负责电网运行情况的汇总；
负责发电机组一次调频、自动发电控制（AGC）的运行管理；
负责调控运行人员培训和持证上岗管理。
调度计划处
负责调度计划专业的管理；
负责调度计划专业的发展；
负责编制发输变电设备年、月、日检修计划，编制月度投产计划及月度运行方式；
负责编制节假日、重要活动保电措施；
负责年、季、月电力电量平衡,编制日电力电量计划；
负责电网负荷预测管理；
负责短期市场交易管理；
负责并网电厂（机组）运行考核管理。
系统运行处
负责系统运行专业的管理；
负责系统运行专业的发展；
负责电网安全稳定计算分析，编制年度电网运行方式；
负责电网安全稳定工作的管理；
负责发电厂涉网保护的管理；
负责新建发输变电设备的投产管理，编制年度投产计划；
负责主网无功电压及一次网损管理，负责无功电压自动控制系统（AVC）的应用维护。
继电保护处
负责继电保护专业管理；
负责继电保护专业的发展；
负责继电保护整定计算；
负责发电厂失磁保护的定值管理；
负责继电保护装置管理；
审核山东电网继电保护反事故措施；
负责继电保护运行管理。
自动化处
负责调度自动化专业管理；
负责调度自动化专业的发展；
负责电网调度运行与管理的技术支持；
负责电网实时监控信息的接入和管理；
负责电能量计量系统管理；
负责调度数据网络、二次系统安全防护及容灾备份方案的制定和管理；
负责电网高级应用与仿真管理；
负责节能调度与新能源监控、烟气排放与供热监测管理；
参与发电机组自动发电控制（AGC）的技术管理，负责AGC系统联调和性能确认；
负责自动电压控制（AVC）系统运行维护；
负责时间同步监测运行管理；
负责厂站调度自动化设备管理；
负责新厂站自动化设备的联调、接入；
负责调度自动化系统运行管理。
设备监控管理处
负责厂站端变电设备监控技术管理；
负责变电设备监控信息的接入管理和验收组织管理；
负责监控信息优化规范管理；
负责监控系统缺陷的协调处理；
负责厂站端继电保护、自动化和监控等二次融合；
负责输电、变电设备状态在线监测与分析。
水电与新能源处
负责水电与新能源调度专业管理工作，负责水电与新能源专业的发展和规划；
负责水电与新能源机组并网调度协议的签订，审核新能源场站提供的并网资料、并网运行的安全技术条件和行为规范；
负责水电与新能源运行监督和计划管理，综合分析、评价水电和新能源发电运行情况；
负责新能源发电预测预报管理，审核新能源场/站的日前发电计划和检修计划；
负责中心内部有关水电与新能源的综合管理和协调工作；
负责水电与新能源专业相关的科技项目和理论课题研究，组织山东电网水电与新能源专业培训。
电力通信专业管理设在国网山东省电力公司科技信通部，并网通信设备的联网测试、工程验收和运维管理由省信通公司负责。
三、新建新能源场站并网工作阶段流程
1.并网前期准备
●前期工作包括规划立项、设计审查、设备采购等各阶段的工作，应保证新能源场站满足电网安全、技术和管理标准。
●新能源场站或接入系统设计单位可向电网调度机构了解电网的有关信息。
●为便于新建新能源场站顺利并网和电网调度机构履行调度业务，新能源场站业主单位应邀请电网调度机构和通信管理部门参加以下工作，并提前1个月将有关资料提交给电网调度机构：
Ø
接入系统评审、初设评审和设计联络会及施工图会审等；
一、二次设备选型和招投标。
●新能源场站业主单位应向电网调度机构提供项目接入系统设计批复意见，作为签订并网调度协议等工作的依据。
2.并网调度协议签订
●省调依据国家能源局和国家工商行政管理总局联合印发的《风力发电场并网调度协议（示范文本）》、《光伏电站并网调度协议（示范文本）》，编制《并网调度协议》。
●签订《并网调度协议》是新能源场站并网运行的先决条件，新建新能源场站应提前3个月与电网企业（具体由电网调度机构承办）协商相关事宜。
●《并网调度协议》签订流程（参照附录七）。
●《购售电合同》由营销部门负责。
3.新能源场站首次并网调试前的工作
●每年10月15日前，按调度规程规定向省调报送下年度新设备投产计划，省调于11月15日前批复。
●每月15日前通过地调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。
●首次并网日前应完成的工作：
首次并网日6个月前，参加调度机构组织的运行值班人员持证上岗考试。
首次并网日3个月前按要求格式（见附录一），向电网调度机构提供有关参数、图纸以及说明书等资料（外文资料需同时提供中文版本），提出一次设备命名、编号申请，并完善OMS基础信息库，以便开展升压站送电前的工作。
首次并网日45天前，向电网调度机构提交升压站新设备启动试运申请书（见附录八）。
新能源场站在收到送电确认通知后10天内，与电网调度机构商定升压站预计受电时间和有关事宜。
按照通过审定的设计要求施工建设升压站一次设备及安全自动装置、继电保护装置、通信、调度自动化等二次系统，二次系统要与一次系统同步投入运行。
首次并网日45天前完成新建通信设备、线路的安装调试工作，提交并网通信设备的联网测试和验收申请，并符合接入系统要求（见附录三），提交开通电路的书面申请，并办理接入调度通信系统的有关电路手续。
首次并网日15个工作日前，完成新能源场站技术支持系统、电能量远方终端、PMU等相关设备的安装调试，完成调度数据网设备、二次安全防护设备和调度管理网设备与电网调度机构端的联调工作；
首次并网日7个工作日前，通过OMS系统报送收资材料，并完成以上系统设备与调度机构端自动化系统的联调工作，符合接入系统要求（见附录四）。
编制现场运行规程，对新能源场站一次设备进行双重编号标示。
首次并网日7个工作日前，新能源场站应具备在调度安全Ⅰ、Ⅱ区与省调及时、准确进行调度运行信息交互的条件；
通过Ⅲ区调度生产管理系统录入调度管理信息及设备基础信息，提交具备接受上级调度指令资格的运行值班人员名单（须取得《调度系统运行值班上岗证书》）。
组织并网前自查验收和问题的整改，并将验收整改情况报电网调度机构备案。
收到并网确认通知后10个工作日内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。
首次并网前两天，开始实时运行值班，并与上级调度进行调度业务联系。
新能源场站首次并网日前工作流程图
新能源场站工作内容联络处室时间要求调度机构工作内容
●电网调度机构在首次并网日前提供和完成各项并网技术服务：
向新能源场站明确并网运行基本管理规范，包括安全管理、技术管理和运行管理的标准、制度（见附录六）。
收到有关单位上报的新建新能源场站推荐调度名称函件和电气一次接线施工图后，在首次并网日60天前批复新能源场站调度名称，下发调度管辖范围和设备命名、编号。
在首次并网日30天前，下发有权发布调度指令的人员名单、调度管理规程及相关规定。
在首次并网日30天前，协调相关运行维护单位共同完成并网通信设备的接入及电路的开通、调试工作。
在首次并网日7个工作日前，完成新能源调度技术支持系统与省、地调调度技术支持系统的应用调试，实现安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和安全Ⅲ区的相应功能。
在首次并网日7个工作日前编制新能源场站启动调试调度方案，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值。
在首次并网日7个工作日前，完成电网调度机构端新能源技术支持系统、电能量计量系统、调度数据网络、二次系统安全防护等信息接入工作。
在首次并网日10个工作日前向新能源场站提供与其相关的电力系统数据（继电保护整定限额、系统等值阻抗等），5个工作日前完成相关系统继电保护定值单下发。
●电网调度机构在首次并网日5个工作日前对送电条件进行审查和认定，并网的必备条件包括：
已按《并网调度协议》和《购售电合同》的约定完成了相关工作。
升压站一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，与电网对应的设备匹配，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，按国家规定的基建程序验收合格；
并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入电网运行、接受电网调度机构统一调度的条件。
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电网的安全管理规定相一致。
电气运行规程和紧急事故处理预案已报电网调度机构。
具备接受调度指令的运行值班人员，已全部经过《山东电力系统调度管理规程》及有关电网安全运行规定的培训，经电网调度机构调度对象资格考试合格后，持证上岗。
附录一中所列新能源场站接入系统需向电网调度机构提供的资料已全部提交并符合要求。
新能源场站相关的一次设备安装调试完毕，完成分步试运行并通过验收，验收合格报告已报电网调度机构。
新能源场站技术支持系统已安装并完成就地调试，符合山东电网新能源场站技术支持系统功能验收标准要求，具备与电网调度机构自动化系统通信及联调的条件。
通过新能源场站技术支持系统报送和接收调度生产所需信息。
新能源场站已配备与调度有关专业相对应的联系人员，运行值班人员名单、专业联系人员名单和联系方式已报电网调度机构；
已具备上级调度机构有权下达调度指令的人员名单、调度规程及相关规定。
新能源场站已配置调度电话、调度业务传真设备和调度语音录音系统。
新能源场站并网继电保护、通信管理、自动化管理工作必备的技术条件已分别达到附录二、三、四要求，并网必备条件满足附录五要求。
●确认新能源场站具备并网条件后，首次并网日3个工作日前向电网调度机构提交并网调试申请，电网调度机构在首次并网调试日2个工作日前批复。
4.并网试运行期工作
●新能源场站并网试运行期，应完成规程规定的所有测试与试验（参见附录五）。
与电网运行有关的测试与试验须经电网调度机构批准，电网调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。
●在首次并网日45天前，新能源场站向电网调度机构提供并网调试方案（包括调试项目、调试时间等），7个工作日前电网调度机构编制并网调试调度实施方案。
在调试期间，如调试计划有变动，新能源场站应将拟变动的情况报电网调度机构，经电网调度机构确认批准后执行。
●新能源场站根据电网调度机构确认的并网调试计划进行并网运行调试。
新能源场站（含所有并网调试运行机组）应视为并网运行设备,纳入电力系统统一运行管理,遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。
新能源场站应根据已确认的并网调试计划,编制详细的机组并网调试方案，并在调试期开始7个工作日前按调试进度逐项向电网调度机构申报。
并网调试操作应严格按照调度指令进行。
新能源场站在自行管辖的设备上进行可能对电网产生影响的调试或操作时，应提前将调试方案告知电网调度机构，做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。
●电网调度机构应配合新能源场站进行并网调试。
将并网调试新能源场站纳入正式调度管辖范围,按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。
根据新能源场站要求和电网情况编制专门的调试调度实施方案（含应急处理措施），合理安排新能源场站的调试计划。
根据调试进度及电网运行情况,经与新能源场站协商同意,可对调试计划进行滚动调整，保证电网安全运行。
视情况可现场协调工作，并给予必要的技术指导或支持。
●风电场每完成10台风电机组启动后，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。
●新能源场站应在并网调试后6个月内向省调提供具备相应资质机构和技术监督部门认可的新能源场站并网检测报告。
●新能源场站并网调试期经并网检测不合格者，要限期整改。
逾期未完成整改，调度机构将采取部分或全部停运的措施。
5.移交生产
●在移交生产前，应完成规定的并网检测内容（见附录五）；
并网检测结束后，向电网调度机构提供规范的并网检测报告。
●在有关试验和安全性评价工作完成后，向电网调度机构提供安全性评价结论。
●电网调度机构根据新能源场站提供的有关并网检测报告、安全性评价结果、技术监督部门的结论，对新能源场站移交生产的技术条件进行审核，并向电力监管部门提供新能源场站转商业化运营的相关意见。
四、工作联系与开展方式
新建新能源场站并网相关工作通信联系方式
联系事由
联系部门
前期工作
水电与新能源处、系统运行处
签订并网调度协议
水电与新能源处、综合技术处
技术资料、参数的上报
系统运行处、继电保护处
新建新能源场站命名及设备编号
值班人员的培训考试
继电保护定值整定计算
新能源调度技术支持系统、电能量计量系统、调度数据网、二次安防等工作
自动化处、水电与新能源处
电力通信的工作
信通公司
电力调度计划管理、风电功率预测预报
调度计划处、水电与新能源处
并网条件验收
新设备启动送电有关工作安排
并网调试调度操作
新能源场站移交生产确认
附录一：
新建新能源场站需向电网调度机构提供的资料
（一）新建风电场需向电网调度机构提供的资料
并网前3个月提供
序号
资料项目
备注
1、
并网申请书
2、
国土、质检和环保等政府部门出具的审批证明
3、
风电场的项目核准文件
4、
风电场接入系统批复文件
5、
风电场规划报告
6、
风电场运行规程
7、
风电场名称、建设地点、业主单位名称。
风电场地形和风电机组位置图的详细数据，风电机组位置GPS坐标，实时测风塔GPS坐标、气象要素测量高层及传感器技术参数。
8、
风电场气象资料，包括最近至少20年附近气象站10m高度年、月风速（平均值、最大值、最小值）。
风电场最高气温、最低气温、50年一遇极大风速；
风电场附近测风塔并网前至少一年测风数据，至少应包括10m、50m和轮毂高度处风速（平均值、最大值、最小值），10m和轮毂高度处风向，气温（平均值、最大值、最小值）和气压（平均值、最大值、最小值）。
所提供数据至少应包括上述参数的10min的平均值、最大值和最小值。
9、
风电机组、风电场汇集线路及变压器（主变及箱变）等设备的型号及物理参数
10、
风电场升压站的无功补偿设备配置信息与详细参数
11、
风电场技术支持系统（含AGC、AVC）技术参数
12、
用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场的电气模型及参数，风电场所采用的风电机组模型参数及风电机组模型验证报告。
风电场应跟踪各元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。
模型和参数应经过国家认可有资质机构的验证。
13、
风电场内所有型号风电机组并网检测报告，至少应包括以下检测报告：
有功功率/无功功率调节性能、电能质量、低电压穿越能力、电网适应性。
风电场所采用机型应通过国家授权的有资质的检测机构的风电机组并网检测。
14、
风电场内所有型号风电机组的产品特性说明书（或产品维护手册），至少应包括风电机组功率曲线、轮毂高度、风电机组主要系统及部件技术参数、风电机组并网参数。
主要系统及部件应包括但不限于：
主控系统、变频器、发电机、叶片、变浆系统、偏航系统、安全监视及保护系统。
15、
风电机组与风电场监控系统的通讯接口规约及数据格式，采集的主要信息列表。
16、
风电场调度值班人员名单、联系方式和由电网调度机构颁发的风电场调度值班人员上岗资格证书。
并网前1个月提交
风电场并网前与电网调度机构签订的风力发电场并网调度协议
并网流程需符合电网调度机构的相关规定
风电场应具备风电功率预测能力，向电网调度机构提交短期和超短期功率预测结果
与省调、地调有关的风电场技术支持系统的验收报告
并网调试方案、有关分析报告及书面调试申请
包括调试项目、调试时间等，如调试计划有变动，风电场应将拟变动的情况报电网调度机构
通信机房（或通信设备安装所在地）通信设备的安
装资料，包括：
开关电源、通信蓄电池、调度机、光端机及PCM设备、微波收发信机及PCM设备、载波机、综合配线架（含音频、数字、光纤配线架）
户外设备安装资料。
包括：
结合滤波器（含接地刀闸）、高频电缆
通信设备主要技术参数测试记录，包括：
通信电源专用两路交流接入电路的说明及自动切
换试验；
两组蓄电池充放电试验记录
通信机房或通信设备安装所在机房的防雷接地网
安装资料、接地电阻测试记录
复用保护、稳措通道（含纤芯使用、64K通道）的
详细资料
设备运行维护移交资料，包括：
施工单位应向运行维护单位办理移交手续
备品备件及仪器仪表移交运行维护单位
上传信息量的信息表
电能计量装置包括电能量计费系统相关部分的验
收报告、检验记录及施工图
风电场技术支持系统实施方案（合同、技术协议）
二次系统安全防护保密协议
（二）新建光伏电站需向电网调度机构提供的资料
光伏电站的项目核准文件
光伏电站接入系统批复文件
光伏电站规划报告
光伏电站运行规程
光伏电站名称、建设地点、业主单位名称。
光伏电站地形和光伏组件位置图的详细数据，光伏电池阵列GPS坐标，气象要素测量仪器的安装方式及技术参数。
光伏电站历史气象资料，包括最近至少20年附近气象站10m高度年、月风速（平均值、最大值、最小值）月累计辐射量、月累计日照时数、月平均气温（摄氏度）、月平均地面风速等。
光伏电站并网前至少一年气象测量数据，至少包括总辐射辐照度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等。
太阳能电池组件、逆变器及变压器等设备的型号及物理参数。
光伏电站的无功补偿设备配置信息与详细参数
光伏电站技术支持系统（含AGC、AVC）技术参数
用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统的模型及参数。
光伏电站应跟踪各元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。
光伏电站内所有型号逆变器的并网检测报告，至少应包括以下检测报告：
低电压穿越能力、有功功率/无功功率控制、电能质量、电网适应性。
光伏电站所采用逆变器应通过国家授权的有资质的检测机构的并网检测。
光伏电站内所有型号逆变器的产品特性说明书（或产品维护手册），至少应包括逆变器输入/输出参数、效率曲线等技术参数。
光伏电站监控系统与升压站计算机监控系统的通讯接口规约及数据格式，采集的主要信息列表。
光伏电站调度值班人员名单、联系方式和由电网调度机构颁发的风电场调度值班人员上岗资格证书。
光伏电站并网前与电网调度机构签订的光伏电站并网调度协议
光伏电站应具备光伏发电功率预测能力，向电网调度机构提交短期和超短期功率预测结果
与省调、地调有关的光伏电站技术支持系统的验收报告
包括调试项目、调试时间等，如调试计划有变动，光伏电站应将拟变动的情况报电网调度机构
通信机房（或通信设备安装所在地）通信设备的安装资料，包括：
通信电源专用两路交流接入电路的说明及自动切换试验；
通信机房或通信设备安装所在机房的防雷接地网安装资料、接地电阻测试记录
复用保护、稳措通道（含纤芯使用、64K通道）的详细资料
施工单位应向运行维护单位办理移交手续备品备件及仪器仪表移交运行维护单位
电能计量装置包括电能量计费系统相关部分的验收报告、检验记录及施工图
光伏电站技术支持系统实施方案（合同、技术协议）
附录二：
继电保护及安全自动装置管理必备的技术条件
1、新能源场站的继电保护及安全
升级会员 