【学习笔记】从“两个细则”到“四遥”

一、两个细则

        国家能源局及各区域监管局发布的《电力并网运行管理实施细则》《电力辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”），既为电站并网立了“规矩”，也直接决定着企业的“钱袋子”。

        1、全国“两个细则”

        国家能源局发布的“两个细则”，从全国层面搭建了电力并网与辅助服务的基本规则，核心围绕“更安全的并网”与“更高效的辅助服务”两大目标展开。

        （1） 并网运行

        电站需具备精准的功率预测能力（包括“短期预测”<次日0-24时>和“超短期预测”<未来15分钟-4小时>），确保并网功率与申报计划的偏差在合理范围；同时，电站要接入电网调度系统，实现AGC（自动发电控制）、一次调频等功能的实时响应，保障电网频率、电压稳定。

        （2） 辅助服务

        过去，辅助服务多是电站的“义务”；如今，逐步转向“补偿+考核”的市场化机制——新能源电站参与调峰、调频、备用等辅助服务，可获得经济补偿；若未达标，则面临考核罚款。

        2、六大区域“两个细则”各有侧重

        我国区域电网结构、新能源占比、负荷特性差异显著，华中、华东、华北、西北、南方、东北六大区域的“两个细则”，在考核指标、处罚力度、补偿标准上各有特点。

        （1）华中区域（河南、湖北、湖南、江西等）

        对功率预测“锱铢必较”

        华中区域新能源装机增长快，电网调峰压力大。细则核心要求：

        功率预测：超短期（未来15分钟-4小时）预测准确率需≥90%，短期（次日）准确率≥95%；误差每超1个百分点，按偏差电量×0.15元/千瓦时考核。

        调峰考核：新能源电站需预留不低于装机容量10%的调峰空间，未达标部分按深度调峰补偿标准的2倍扣减电量。

        案例：湖北某100MW光伏电站因短期预测准确率仅88%，单月被罚款12万元，占当月上网收益的15%。

        （2）华东区域（上海、江苏、浙江、安徽、福建）

        聚焦“多能互补”与涉网安全

        华东是我国经济核心区，用电负荷高且集中，细则突出两大特点：

         辅助服务市场融合：鼓励光伏、储能、虚拟电厂联合参与辅助服务，补偿标准较其他区域高10%-20%（如深度调峰补偿达0.2元/千瓦时）。

         涉网安全“零容忍”：数据采集系统必须物理隔离，违规接入互联网最高罚款10万元。

        案例：江苏某200MW光伏电站因数据工作站违规连WiFi，被处罚款5万元，同时暂停并网资格3天，损失发电量约10万千瓦时。

        （3）华北区域（北京、天津、河北、内蒙古西部）

        向“新能源高占比”电网倾斜

        华北新能源（尤其是风电、光伏）占比超30%，细则对“调节能力”要求更严：

        AGC响应速度：要求新能源电站AGC响应时间≤45秒（全国平均为60秒），可用率≥99.5%，未达标按0.2元/千瓦·次罚款。

        一次调频强制要求：2025年起，新建新能源电站必须具备一次调频能力，响应时间≤30毫秒。

        案例：内蒙古某风储光伏电站因AGC可用率98.2%，单月被罚款8万元；后加装10MW/20MWh储能系统，不仅满足了AGC要求，还通过辅助服务月赚15万元。

        （4）西北区域（陕西、宁夏、新疆、青海、甘肃）

        考核最严，罚款力度最大

        西北是我国新能源基地（如青海光伏、甘肃风电），电网消纳压力大，细则堪称“最严考核”：

        功率预测“单点考核”：任一时刻功率偏差超10%即触发考核，单日超5次则加倍罚款。

        调峰考核与弃电挂钩：新能源弃电率每超1%，调峰考核罚款增加20%；同时要求光伏电站配建不低于15%装机容量的储能。

        案例：青海某100MW光伏电站2024年因短期预测多次超标，单月罚款超70万元，占上网收益的22%；2025年配建储能后，罚款降至不足5万元，还通过调峰补偿盈利30万元。

        （5）南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）

        突出“市场化”与“灵活性”

        南方区域水电、火电、新能源并存，细则更强调市场机制：

        辅助服务竞价：调峰、备用等服务进入电力市场竞价，新能源电站可通过“报价-中标”获得更高补偿。

        分布式光伏“差异化考核”：户用光伏等小容量项目考核标准放宽（功率预测误差允许≤20%），集中式电站则与大电网同标准。

        案例：广东某50MW分布式光伏电站因考核标准宽松，几乎无罚款；而同区域某200MW集中式电站因AGC不达标，月均罚款6万元。

        （6）东北区域（黑、吉、辽、蒙东）

        针对“极寒”与“低负荷”场景

        东北冬季极寒、负荷低谷特征明显，细则注重“极端场景适应性”：

        低温运行能力：要求新能源电站在-30℃环境下仍能稳定并网，且功率波动≤5%。

        深度调峰考核：冬季负荷低谷时，新能源需参与“负调峰”（即主动降功率），补偿标准为0.18元/千瓦时，未达标则按0.25元/千瓦时扣减。

        案例：黑龙江某风电光伏电站因冬季低温下功率波动达8%，被罚款10万元；改造保温与控制系统后，2025年冬季考核达标，还通过负调峰获得补偿12万元。

        3、“两个细则”下的“考核雷区”与真实代价

        从全国案例看，新能源电站最易踩的“考核雷区”集中在以下几点，且违规代价高昂：

        （1）功率预测偏差：最常见，罚款占比超60%

        全国超70%的新能源电站罚款源于功率预测不准。如西北某电站因预测误差超15%，单月罚款超百万；华东某电站因预测系统老旧，半年罚款累计200万元。

        （2）AGC/一次调频不达标：从罚款到暂停并网

        未安装AGC系统或响应不及时，不仅面临0.1-0.3元/千瓦·次的罚款，还可能被暂停并网资格（如宁夏某30MW电站因AGC故障，被暂停并网1周，损失发电量15万千瓦时）。

        （3）涉网安全违规：“小疏忽”引发“大罚单”

        数据采集系统违规连网、未装防火墙等“小问题”，可能触发2-10万元罚款（如南方某电站因工作站装微信，被罚2.5万元），还会影响企业信用评级。

        4、新能源企业如何破局？四大应对策略

        面对“两个细则”的考核压力，新能源企业需从技术、市场、合规、区域布局四方面发力：

        （1）技术升级：让电站“更聪明”

        功率预测：引入AI气象模型+多源数据（卫星云图、地面气象站），将预测准确率提升至95%以上（如青海某电站升级后，准确率从80%跃至93%，年省罚款超80万元）。

        调节能力：配建储能（10%-20%装机容量），或聚合分布式资源组成虚拟电厂，快速响应AGC、调峰需求（如江苏某虚拟电厂聚合50个分布式电站，月赚辅助服务补偿300万元）。

        （2） 市场参与：从“被动考核”到“主动赚钱”

        关注各区域辅助服务补偿政策，积极参与调峰、调频竞价。例如：

         东北冬季“负调峰”补偿高，新能源电站可主动降功率赚补偿；

        华东虚拟电厂补偿“溢价”，适合聚合小电站参与。

        （3）合规管理：把“风险”挡在并网前

        定期开展涉网安全检查（数据隔离、防火墙部署），确保AGC、功率预测系统通过电网验收；新建电站提前匹配区域细则要求（如西北电站优先配储能）。

        （4）区域差异化布局：选对“战场”

         分布式光伏优先布局南方区域（考核宽松）；

        集中式电站在华东、华北区域可通过辅助服务市场赚补偿。

        “两个细则”既是电网安全的“守护者”，也是新能源市场化的“推进器”。对新能源企业而言，与其怕考核“踩雷”，不如把细则要求转化为技术升级和市场盈利的“指南针”。在新型电力系统的浪潮中，那些既合规又会“赚钱”的电站，才能真正行稳致远。

二、新能源厂站的“四遥”

        对光伏电站而言，“两个细则”考核有这样一些核心指标——无功功率调节能力、发电计划执行情况、电压达标率等考核数据，而这些考核指标全都得靠远动系统正常运转才能准确采集和上报。

        到底什么是远动系统？都有哪些装置？

        1、远动系统的核心功能：“四遥”

        远动系统：“远距离实时监控与控制”。远动系统的核心是四遥功能。

        啥是四遥？——遥测（YC）、遥信（YX）、遥控（YK）、遥调（YT）。

        来看看在光伏电站里具体做什么：

        🔹遥测（YC）：测量并上传光伏电站的各种运行实时数据。

        电站总有功/无功功率、各集电线电流、母线电压、频率这些电气量，还有辐照度、环境温度这些环境数据。

        通过这些数据，运维人员和调度中心可以实时掌握电站的运行状态。

        🔹遥信（YX）：上传设备状态信号。

        比如断路器、隔离开关的分合闸状态，保护装置的动作信号，还有AGC/AVC功能的投退状态，各种装置故障告警等。

        一般来说，遥信信息涉及的信息只有两个状态，0和1.

        0表示开关断开，1表示开关闭合。

        🔹遥控（YK）：接收并执行远方指令。

        最常见的就是对断路器的分合闸操作，发电机组的启停，还有软启装置的投切。

        因为这些操作存在安全隐患，所以都设置了很严格的防误操作流程，避免误操作引发事故。

        🔹遥调（YT）：接收远方调节指令。

        主要工作就是接收调度中心发来的发电功率目标，包括有功功率和无功功率的具体数值，

        然后把这些指令传给站内的自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）系统，让它们按照要求去调整运行状态。

2、上下级调度的闭环控制

        光伏电站不是孤立运行的，它需要和电网调度中心形成紧密的“闭环控制”。

        （1）这个闭环的核心是“指令-执行-反馈”的完整链条。

        🔹上级调度中心会先分析整个电网的用电需求，查看当前电网运行状况，再预测新能源发电量，然后把发电功率的调控要求，发给管理光伏电站的下级调度中心。

        （2）下行信息。

        遥控、遥调、设置时钟、召唤时钟,设置时钟校正值、对远动装置的复归命令、广播命令等。

        这些指令包括AGC（自动发电控制）指令、AVC（自动电压控制）指令和计划曲线指令等。

        🔹光伏电站下级调度中心收到指令后，会用站内监控系统和远动系统，把控制指令拆分，再让具体设备去执行。

        （3）上行信息。

        上行信息包括遥测、遥信、事件顺序记录、系统对时中的返送报文、遥控返校信息等

执行过程中，电站实时采集设备运行状态和出力数据，并通过远动系统回传给上级调度中心。

        这样就实现了调度端和场站端的闭环控制。

        3、控制指令的传输路径

        调度端和场站端如何进行信息和指令的传输从而实现闭环控制？答案从远动系统的装置中就可以找到。

        远动系统通过前置机→远动信道→远动终端装置RTU的三层架构实现调度端对场站端的控制。

        RTU和前置机通过远动信道传输数据，它们之间是主从关系。

        前置机是调度端的远动装置，RTU是电站场站端的远动装置。前置机是主站，RTU是从站。

        （1）前置机：数据处理的"大脑"

        前置机是远动系统的核心设备，用的是工业级服务器配置，有多个网口和串口，能接入多个设备。它主要干四件大事：采集数据、传输数据、转换协议和给数据加密。

        先说数据采集，前置机支持MODBUS、IEC61850、IEC60870-5-104这些常用协议，能直接和站内各种设备对接，把数据都集中收过来。

        收到数据后，前置机会先做预处理，比如检查数据对不对；再把数据换成统一格式，最后压缩一下，这样能让数据传得更快，节省传输时间。

        （2）远动信道：数据传输的"高速公路"

        用来传远动信号的通道叫远动信道。远动信道的质量直接决定了信号传输是否靠谱。

        主流的信道方式包括：

        专用有线信道、复用电力线载波信道、微波信道、光纤信道、无线电信道、卫星通信。

        远动信道主要负责传输数据，现在用得最多的是专网有线传输，尤其是光纤以太网通信。

        网络拓扑一般会做成双网冗余结构。星型拓扑用起来简单方便，环型拓扑能自动进行冗余保护，这两种都很常用。

        这么设计是为了保证通信可靠，即使出现单点故障，整个系统也能正常工作。

        （3）远动终端装置RTU：现场执行的手脚

        RTU是远动系统的现场执行单元，负责采集现场信号并执行控制命令。

        主要靠的是“模数”转换，指模拟信息和数字信息的转换。

        一般来说，RTU设备能采集和控制不少数据。

        具体来说：

• 模拟量输入（AI）通道：专门用来采集电压、电流这些连续变化的信号；

• 数字量输入（DI）通道：主要是监测开关是开着还是关着；

• 数字量输出（DO）通道：用来发送控制指令，让设备执行操作。

        通常情况都是前置机给RTU发指令，让它采集数据或者执行控制操作。而且为了保证指令不出错，每一条指令发出去后，都得有明确的执行结果反馈回来，确定指令被正确执行了。

参考文献：

1、“两个细则”(《电力并网运行管理实施细则》《电力辅助服务管理实施细则》)全国政策汇总（可下载）！

 2、光伏电站运维中的远动装置系统：你了解多少？