风电并网调度管理指导意见吉林能源局

发布时间：2020-03-02 04:09:22 来源：范文大全收藏本文下载本文手机版

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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_19963-20

11、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GBT_19964-20

12、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、

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

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。

《风电并网调度管理指导意见吉林能源局.doc》

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