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2022 16
各有关电力企业、电力调度机构：
为全面贯彻新发展理念，推动构建湖南新型电力系统，保障
湖南电力系统安全、优质、经济运行，促进网源荷储协调发展，
规范风电场、光伏电站并网运行管理，依据《电力并网运行管理
规定》（国能发监管规﹝2021﹞60 号）等有关法律法规和技术标
准，我办组织制定了《湖南电网风电场、光伏电站并网运行管理
实施细则》，现印发你们，请遵照执行。
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（此页无正文）
国家能源局湖南监管办公室
2022 年 2 月 18 日
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第一条 为全面贯彻新发展理念，推动构建湖南新型电力系
统，保障湖南电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运
营，促进源网荷储协调发展，规范风电场、光伏电站并网运行管
理，依据《电力并网运行管理规定》（国能发监管规﹝2021﹞60
号）、《国家能源局关于印发＜完善电力辅助服务补偿（市场）机
制工作方案＞的通知》（国能发监管﹝2017﹞67 号）等有关法规
文件，结合湖南电网实际，制定本细则。
第二条 本细则适用于并入湖南电网、纳入市（州）级及以
上电力调度机构调度管理的风电场、光伏电站。县级电力调度机
构调度的风电场、光伏电站可参照执行。新建和扩建风电场、光
伏电站自第一台机组并入电网之时起纳入本细则管理。
第三条 湖南省、市（州）调度机构按照调度管辖范围具体
负责所辖风电场、光伏电站的并网运行管理，国家能源局湖南监
管办公室（以下简称“湖南能源监管办”）依法对风电场、光伏电
站并网运行管理及考核情况实施监管。
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第四条 风电场、光伏电站应按照国家相关标准和政策开展
前期、建设和验收等工作，达到国家规定的并网必备条件方可并网。
第五条 风电场、光伏电站应按国家有关规定签订《并网调
度协议》，不得无协议并网运行。按照平等互利、协商一致的原
则，风电场、光伏电站和电网企业参照国家能源局和国家市场监
督管理总局印发的《新能源场站并网调度协议示范文本》（国能
发监管规﹝2021﹞67 号）签订并网调度协议，协议签订后，双
方均应按规定向湖南能源监管办备案。
第六条 风电场、光伏电站机组并网后，应在规定的期限内，
办理并取得电力业务许可证（发电类）。风电场、光伏电站因自
身原因逾期未取得电力业务许可证（发电类）的，不得继续并网
发电，调度机构不予受理其后续机组并网申请，且每月考核电量
5 万千瓦时，全年考核电量不超过 30 万千瓦时。
第七条 风电场、光伏电站应严格服从电力调度机构的调度
指挥，按照《电网调度管理条例》相关要求迅速、准确执行调度
指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。违反《湖南电力调度
控制规程》和《湖南地区电力调度规程》中有关调度纪律规定的，
每次按全场（站）实际并网容量×5 小时计为考核电量。
风电场、光伏电站机组在紧急状态或故障情况下退出运行，
或因频率、电压等系统原因导致机组解列的，不得自行并网，应
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立即报告电力调度机构，经电力调度机构同意后按调度指令并
网。违反上述规定的，每次按全场（站）实际并网容量×8 小时
计为考核电量。
第八条 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电力调度机构下达的电压控制曲线。
月电压合格率低于 %的，每降低 个百分点（含不到
个百分点），考核电量 1 万千瓦时；月电压合格率高于 %的，
每提高 个百分点（含不到 个百分点），奖励电量 1 万千瓦
时。电压合格率按以下公式计算：
有以下情形的，免予考核：
（一）全场（站）机组全停期间；
（二）机组无功出力或无功调节深度达到规定的技术要求，
电压仍不合格。
第九条 风电场、光伏电站非计划停运考核。
非计划停运，是指发电机组处于不可用而又不是计划停运的
状态。根据机组停运紧急程度，非计划停运分为以下三类：
第 1 类．非计划停运——机组跳闸、需立即停运或被迫不能
按规定立即投入运行的状态（包括启动失败）；
第 2 类．非计划停运——机组虽不需立即停运，但需在 24
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小时以内停运的状态；
第 3 类．非计划停运——计划停运的机组因故超过计划停运
时限的。
并网风电场、光伏电站非计划停运统计和考核标准：
（一）第 1、2、3 类非计划停运每发生一次分别按机组额定
容量×1 小时、机组额定容量× 小时、机组额定容量× 小时
计为考核电量。
（二）机组非计划停运期间，按机组额定容量××停运时
间计为考核电量。自电力调度机构同意场（站）转为计划检修或
备用状态起，不再按非计划停运考核。
第十条 风电场冰冻停运考核。
风电场冰冻停运是指因风机叶片冰冻、内部集电线路冰冻导
致风机停运。
风机冰冻停运考核电量=风机停运容量×停运时长×k。
k 为冰冻考核系数，取值范围 ～。根据当时当地冰冻
严重程度确定。风电场冰冻停运考核电量不超过该风电场当月发
电量的 10%。
第十一条 风电场、光伏电站应按规定开展功率预测工作，
保证功率预测系统稳定运行，按要求及时、完整、准确向电力调
度机构传送现场气象信息、发电设备运行信息和功率预测信息。
（一）风电场、光伏电站应安装满足相关技术标准的测风塔
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（风电）、气象站（光伏）及其配套设备，按要求将气象信息数
据及场（站）理论功率、可用功率、单机信息等信息数据，按要
求传送至电力调度机构。全场（站）每项数据月度合格率应大于
等于 98%，每项数据每降低 1 个百分点（含不到 1 个百分点），
按照全场（站）当月上网电量的 %考核，单项数据考核电量
最大值不超过全场（站）当月上网电量 2%。月度数据合格率按
以下公式计算：
（二）风电场、光伏电站应按规定建立科学合理的功率预测
模型，并向电力调度机构报送次日零时起到未来 240 小时的中期
功率预测曲线、次日零时起到未来 72 小时的短期功率预测曲线
和未来 15 分钟～4 小时的超短期功率预测曲线，电力调度机构
对场（站）功率预测结果按月进行考核。
1.风电场的中期功率预测准确率标准按时间顺序依次递减
且第 10 日准确率应不低于 70%；短期预测准确率应不低于 83%；
超短期功率预测准确率应不低于 87%。风电场的功率预测准确率
及其考核、奖励电量计算公式如下：
风电场功率预测准确率=
考核电量=（功率预测性能指标标准值－风电场月度预测准
确率平均值）×PN×1（小时）×当月天数。当月考核电量不应
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超过风电场当月上网电量的 2%。
短期预测准确率达到 90%以上、超短期预测准确率达到 92%
以上的，予以奖励。
奖励电量=（风电场月度功率预测准确率平均值-功率预测性
能指标奖励值）×PN×2（小时）×当月天数。
其中，PMi 为 i 时刻的实际功率，PPi 为 i 时刻的中期/短期/
超短期功率预测值，Cap 为风电场可用容量，n 为样本个数，PN
为风电场额定容量。
2.光伏电站的中期功率预测准确率标准按时间顺序依次递
减且第 10 日预测准确率应不低于 75%；短期预测准确率应不低
于 85%；超短期功率预测准确率应不低于 90%。光伏电站的预
测准确率及其考核、奖励电量计算公式如下：
光伏电站预测准确率=
考核电量=（功率预测性能指标标准值－光伏电站月度预测
准确率平均值）×PN×1（小时）×当月天数。当月考核电量不超
过光伏电站当月上网电量的 2%。
短期预测准确率达到 94%以上、超短期预测准确率达到 96%
以上的，予以奖励。
奖励电量=（光伏电站月度功率预测准确率平均值-功率预测
性能指标奖励值）×PN×2（小时）×当月天数。
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其中，PMi 为 i 时刻的实际功率，PPi 为 i 时刻的中期/短期/
超短期功率预测值，Cap 为光伏电站可用容量，n 为样本个数，
PN 为光伏电站额定容量。
场（站）发电受限时段和电力调度机构批准的功率预测相关
系统检修期间的功率预测结果不予考核
第十二条 风电场、光伏电站调度管辖范围内的设备检修应
遵守湖南电网有关规定，因场（站）原因，出现以下情况之一的，
每次考核电量 万千瓦时。
（一）未按要求报送年度、月度设备检修计划的；
（二）未向电力调度机构提出申请或与电力调度机构批准的
检修时间和内容不符的；
（三）未能按时完成计划检修，且未办理检修延期手续的；
（四）设备检修期间，办理检修延期申请超过一次的。
第十三条 风电场、光伏电站应于首次并网后 10 日内，向电
力调度机构报送场（站）基本信息表及主站功率预测系统建模所
需资料。逾期未报送的，每月（含不到 1 个月）考核电量 5 万千
瓦时。
第十四条 风电场、光伏电站应配备一次调频设备，并具备
调频功能。风电场、光伏电站一次调频设备应投入运行，不得擅
自退出。一次调频设备未保持整月投运的，月考核电量
F=×T0×PN，其中，T0为一次调频设备当月未投运小时数，电
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力调度机构批准的退出时段不予考核。PN为场（站）额定容量，
单位为 MW。
第十五条 风电场、光伏电站资源利用水平高于当月全省平
均值的，予以奖励。超过平均值 10%的部分，每提升 1 个百分点，
予以该场（站）%当月上网电量奖励。
风电场、光伏电站资源利用水平（RUL）=
其中:PMi为 i 时刻的实发功率，PTi为 i 时刻的理论功率，n
为剔除限电时段后的发电时段样本个数。若在样本统计时段内实
发功率大于理论功率的样本，按实发功率为 0进行计算。
全省风电（光伏）资源利用水平平均值=
其中:N 为全省风电场（光伏电站）个数，RULi为第 i 个风电
场（光伏电站）的资源利用水平。
第十六条 风电场、光伏电站应在全部机组并网运行后 6 个
月内，向电力调度机构提交具备相应资质机构提供的参数实测报
告、调试报告及相关并网性能合格的检测报告。因场（站）原因
逾期未提交的，每项每天按全场（站）额定容量×1 小时计为考
核电量，月累计考核电量不超过全场（站）当月上网电量的 1%。
相关检测报告包含但不限于以下内容：
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（一）电力系统仿真计算所需的风电机组、风电场汇集线路
及风电机组/风电场控制系统的模型和实测参数，电力系统仿真
计算所需的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压
器等）、光伏电站汇集线路及光伏电站控制系统的模型和实测参
数；
（二）风电场、光伏电站有功功率和电压调节能力检测结果；
（三）风电机组、光伏电站电能质量检测结果；
（四）风电场、光伏电站动态无功补偿装臵性能检测结果；
（五）风电机组、光伏电站一次调频功能检测结果。
第十七条 风电场、光伏电站应配臵动态无功补偿装臵，并
具备自动电压调节功能。
（一）风电场、光伏电站分别按照《风电场接入电力系统技
术规定 第 1 部分：陆上风电》（GB/T -2021）《光伏电站
接入电力系统技术规定》（GB/T 19964-2012）等有关国家标准和
要求，配臵动态无功补偿装臵。未按规定配臵动态无功补偿装
臵的，每月考核电量 5 万千瓦时；配臵动态无功补偿装臵性能
不满足湖南电网要求的，每月考核电量 2 万千瓦时。
风电场、光伏电站动态无功补偿装臵应投入自动运行，月投
入自动可用率不低于 90%为合格，每降低一个百分点（含不到 1
个百分点）考核电量 1 万千瓦时。
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（二）风电场、光伏电站应按照湖南电网有关要求装设自动
电压控制（AVC）子站。未在规定的期限内完成 AVC 子站的安
装、调试和投运的，每月考核电量 5 万千瓦时。
风电场、光伏电站 AVC 子站投运率、调节合格率应满足电
网运行的要求。AVC 子站月投运率应不低于 90%，每降低 1 个
百分点（含不到 1 个百分点），考核电量 1 万千瓦时。因电网原
因或调试原因造成的 AVC 子站退出投运时间，不予考核。
AVC 子站月调节合格率应不低于 90%，每降低 1 个百分点
（含不到 1 个百分点）考核电量 1 万千瓦时，月考核电量不高于
AVC 子站对应的机组额定容量× 小时。
第十八条 风电场、光伏电站应具备有功功率调节能力，配
臵有功功率自动控制系统（AGC），接收并自动执行电力调度机
构远动发送的有功功率控制信号，确保其有功功率与有功功率变
化速率与电力调度机构下达的有功指令一致。不具备有功功率调
节能力的风电场，每月考核电量 5 万千瓦时。
风电场、光伏电站 AGC 子站投运率、调节合格率应满足电
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网运行的要求，AGC 子站月投运率不低于 98%，每降低 1 个百
分点（含不到 1 个百分点），考核电量 1 万千瓦时。
AGC 月调节合格率应不低于 98%，每降低 1 个百分点（含
不到 1 个百分点），考核电量 1 万千瓦时。AGC 子站跟踪主站下
发的有功指令，在规定时间内到达 AGC 死区范围内为合格。场
（站）有功功率控制跟踪死区要求不大于 1MW。
第十九条 风电场、光伏电站应遵守湖南电网有关继电保护
及安全自动装臵技术管理规定。
（一）风电场、光伏电站配臵的线路、变压器、母线、风机、
变频器继电保护和安全自动装臵未按要求投运，每次考核电量 3
万千瓦时；导致电网事故扩大的，每次考核电量 30 万千瓦时。
（二）风电场、光伏电站配臵的线路、变压器、母线、风机、
变频器的继电保护和安全自动装臵误动、拒动，每次考核电量 5
万千瓦时；造成电网事故的，每次考核电量 30 万千瓦时。
（三）风电场、光伏电站继电保护和安全自动装臵动作后，
场（站）在 24 小时内未向电力调度机构提供保护装臵动作原始
报告和故障录波图，每次考核电量 2 万千瓦时。
（四）风电场、光伏电站在 24 小时内未消除继电保护和安
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全自动装臵设备危急缺陷的，每次考核电量 2 万千瓦时。
（五）风电场、光伏电站均应配臵继电保护信息子站，满足
相关接口规约和数据传输要求，将继电保护装臵的状态信息、告
警信息、动作信息及故障录波数据接入继电保护信息主（分）站
系统，并确保正常运行。未按要求配臵继电保护信息子站的，每
逾期一个月，考核电量 10 万千瓦时。未完成与继电保护信息主
（分）站系统联调试验的，每逾期一个月，考核电量 2 万千瓦时。
（六）未满足以下继电保护及安全自动装臵技术管理要求的，
每项考核电量 2 万千瓦时：
1.涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装臵及其
二次回路应符合国家标准、电力行业标准、规程及反事故措施要
求。有关涉网的继电保护及安全自动装臵，必须与电网继电保护
及安全自动装臵相匹配；
2.应配合电网企业及时改造、更换超年限的继电保护及安全
自动装臵；
3.在系统状态改变时，应按要求及时修改整定相关保护的定
值及运行状态。
第二十条 风电场、光伏电站应遵守湖南电网有关自动化技术
管理规定。
（一）风电场、光伏电站自动化设备（包括监控系统、同步
向量测量（PMU）装臵、电量采集装臵、时钟系统及监测装臵、
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调度数据网、二次系统安全防护设备等）未按规定配臵的，应限
期整改；逾期未完成整改的，每项每月考核电量 1 万千瓦时；多
项自动化设备未配臵的，逐项累加考核电量。
（二）风电场、光伏电站应向电力调度机构准确、实时传送
必要的远动信息和 PMU 信息。信息传输不完整、信息不符合要
求的，应限期整改。未按要求进行整改的，每项数据每日考核电
量 万千瓦时。
（三）风电场、光伏电站处于安全区Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ的业务系统
的安全防护，应满足国家有关规定和要求。不满足要求或擅自改
变网络结构的，每次考核电量 1 万千瓦时。由此造成电力调度机
构业务系统被病毒或黑客攻击、网络异常的，每次考核电量 2 万
千瓦时；由此造成电网事故的，每次考核电量 10 万千瓦时。
（四）监控系统远动工作站、PMU 装臵、电量采集装臵、
时钟监测装臵、调度数据网、二次系统安全防护设备等自动化设
备月可用率应不低于 99%，每降低 个百分点（含不到 个
百分点）每类设备每月考核电量 1 万千瓦时，多种设备不满足可
用率要求的，按种类数累加考核电量。
（五）风电场、光伏电站擅自退出或检修电力调度机构管理
的自动化设备，每次考核电量 2 万千瓦时。
（六）风电场、光伏电站远程终端装臵、计算机监控系统的
考核：
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1.事故时遥信发生错误的，每次考核电量 1 万千瓦时；
2.遥测月合格率、遥信月合格率低于 99％时的，每降低
个百分点（含不到 个百分点）考核电量 1 万千瓦时。
第二十一条 风电场、光伏电站应遵守湖南电网有关通信技
术管理规定。
（一）风电场、光伏电站通信设备、设施（以下简称通信设
备）的配臵，应满足相关规程、规定要求。不满足要求的，按每
项每月考核电量 5 万千瓦时。
（二）风电场、光伏电站涉网的通信设备检修，必须事前向
电力调度机构申请，经批准后方可实施。未经批准擅自检修的，
每次考核电量 2 万千瓦时。
（三）通信设备运行方式变更及故障处臵应服从电力调度机
的调度指挥。违反调度指令并造成通信电路中断的，每次考核电量
2 万千瓦时。
（四）风电场、光伏电站通信设备故障，造成电网事故处理
时间延长、事故范围扩大的，每次考核电量 15 万千瓦时。
（五）因风电场、光伏电站自身原因，造成通信出现下列情
形之一的，每次考核电量 2 万千瓦时。
1.影响电网调度和发供电设备运行操作的；
2.造成调度自动化或调度电话业务中断 4 小时以上的；
3.造成继电保护或安全装臵通道中断 4 小时以上的；
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4.造成继电保护和安全装臵误动、拒动，但未造成电网事故
或未影响电网事故处理的；
5.造成与电力调度机构通信电路全部中断的；
6.造成通信电路连续中断时间超过 24 小时的；
7.影响电网事故分析的。
第二十二条 风电场、光伏电站并网运行管理考核、奖励分
别进行。考核电量实行专项管理，同一事件进行多项考核，考核
电量取最大项。
第二十三条 风电场、光伏电站月度总考核电量等于本场
（站）各项考核电量之和。月度考核费用为考核电量与当月场
（站）平均上网电价的乘积。
第二十四条 风电场、光伏电站考核电量首先用于奖励，考
核电量有剩余时，按场（站）上网电量占比予以返还。
返还电量计算公式为：
其中，Ri返还为 i风电场（光伏电站）的月度返还电量；R 总考核
为湖南电网风电场、光伏电站月度总考核剩余电量； Qi 为 i 场
（站）的当月上网电量；N为参与考核的场（站）总个数。
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第五章 监督与管理
第二十五条 电网企业、电力调度机构应按规定每月向湖南
能源监管办报告电力调度运行管理情况，并在电力调度交易与市
场秩序厂网联席会议上通报。按月向有关场（站）披露相关信息，
信息可采用网站、会议、简报等多种形式发布，其中季度、年度
信息应以书面形式发布。
第二十六条 每月 10 日前（节假日顺延），电力调度机构向
所有场（站）披露上月并网运行管理考核和奖励结果。
风电场、光伏电站对月度考核结果有异议，应以书面形式于
每月 15 日前，向电力调度机构提出复核。电力调度机构应在接
到复核申请后的 3 个工作日内予以答复。场（站）对电力调度机
构答复仍有异议的，可以向湖南能源监管办提出申诉，湖南能源
监管办依法依规予以调查处理。
第二十七条 每月 20 日前，电力调度机构应将上月场（站）
并网运行考核结果报送湖南能源监管办。湖南能源监管办审核、
公示后实施，国网湖南省电力公司据此结算。
第二十八条 电力调度机构应严格依照本细则进行湖南风电
场、光伏电站并网运行管理，开展风电场、光伏电站并网运行考
核，确保数据详实、考核有据、公平公正。
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第六章 附 则
第二十九条 湖南行政区划内并入地方电网的风电场、光伏
电站运行考核参照本细则施行。
第三十条 本细则由湖南能源监管办负责解释。
第三十一条 本细则自 2022 年 4 月 1 日起施行，有效期 3
年。《湖南电网风电场并网运行考核实施办法（试行）》同时废止。
资料来源：
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2022 2 18
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