《风力发电场有功功率调节与控制技术规定》征求意见稿文档格式.docx
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GB 1207 电磁式电压互感器
GB 1208 电流互感器
GB/T 19963－2011 风电场接入电力系统技术规定
DL/T 634.5101—2002 远动设备及系统第5101部分：
传输规约基本远动任务配套标准（IEC 60870-5-101:
2002IDT）
DL/T 634.5104—2002 远动设备及系统第5104部分：
传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-104 网络访问（IEC 60870-5-104:
2000IDT）
DL/T 1040 电网运行准则
中华人民共和国国家发展和改革委员会令2014年第14号 电力监控系统安全防护规定
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
风电机组windturbinegeneratorsystem
将风的动能转换为电能的系统。
3.2
风电场windfarm
由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。
3.3
风电场并网点pointofconnectionofwindpowerplant
风电场升压站高压侧母线或节点。
3.4
风电场送出线路transmissionlineofwindfarm
从风电场并网点至公共电网的输电线路。
3.5
风电场有功功率activepowerofwindfarm
风电场输入到并网点的有功功率。
3.6
有功功率变化activepowerchange
单位时间内（1min或10min）风电场有功功率最大值与最小值之差。
3.7
风电机组监控系统supervisionandcontrolsystemforwindgenerators
以计算机技术和通信技术为基础对风电机组运行过程进行实时监视和控制的系统。
3.8
风电场升压站监控系统supervisionandcontrolsystemforwindfarmstep-upstation
采集风电场升压站实时数据，并对升压站进行控制的系统。
3.9
风电场有功功率自动控制windfarmautomaticgenerationcontrol（AGC）
指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算风电场控制策略，并自动闭环控制风电场有功出力，以保证电网安全并提高风电利用率。
3.10
风电场有功功率自动控制系统windfarmautomaticgenerationcontrolsystem
运行在风电场就地的自动有功控制装置或软件，用于接收、执行电力调度机构的有功控制指令，并向电力调度机构反馈信息。
3.11
风电场功率预测Windfarmforecasting
对风电场未来一段时间内的输出功率进行预测的技术或功能的统称。
4 风电场有功功率调节与控制
4.1 基本要求
风电场应符合DL/T1040的规定，具备参与电网调频、调峰和备用的能力。
当风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，场内所有运行机组应能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制。
风电场应能够接收并自动执行电力调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化应与电力调度机构下达的给定值一致。
4.2 正常运行情况下有功功率变化
风电场有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。
在风电场并网以及风速增长过程中，风电场有功功率变化应当满足电网安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电网的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。
风电场有功功率变化限值的推荐值见表1，该要求也适用于风电场的正常停机。
允许出现因风速降低或风速超出切出风速而引起的风电场有功功率变化超出有功功率变化最大限值的情况。
表1 正常运行情况下风电场有功功率变化最大限值
风电场装机容量（MW）
10min有功功率变化最大限值（MW）
1min有功功率变化最大限值（MW）
<
30
10
3
30～150
装机容量/3
装机容量/10
>
150
50
15
4.3 紧急控制
在电力系统事故或紧急情况下，风电场应根据电力调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低风电场有功功率或切除风电场；
此时风电场有功功率变化可超出电力系统调度机构规定的有功功率变化最大限值。
紧急情况主要包括以下几种：
a）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。
b）当电网频率高于50.2Hz时，按照电力系统调度机构指令降低风电场有功功率，严重情况下切除整个风电场。
c）在电力系统事故或紧急情况下，若风电场的运行危及电力系统安全稳定，电力系统调度机构应按规定暂时将风电场切除。
事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，风电场应按调度指令并网运行。
4.4 有功恢复
对电网故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
4.5 风电场功率预测
风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。
风电场每15min自动向电力调度机构滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。
风电场每天按照电力调度机构规定的时间上报次日0～24h风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。
5 风电场有功功率控制系统
5.1 基本要求
风电场应配置AGC系统。
在电网正常运行或者扰动后动态恢复过程中，风电场AGC系统应根据电力调度机构实时下达（或预先设定）的指令，自动调节其发出的有功功率，控制风电场并网点的有功功率在要求运行范围内。
风电场AGC的主要任务是协调风电场内的各可控风电机组，实时跟踪电力调度机构下发的有功功率调节指令，同时实时反馈风电场运行信息。
风电场AGC适用于电网稳态条件的秒级/分钟级自动控制，在电网事故或异常情况下，必要时闭锁或退出风电场有功功率自动控制。
风电场AGC应满足设备安全和现场安全运行要求，与电力调度机构之间的通信满足国家发改委令第14号要求。
风电场AGC系统可作为功能模块集成于风电场综合监控系统，也可新增外挂式独立系统。
风电场AGC系统负责监视风电场内各风电机组的运行和控制状态，并进行在线有功分配，响应执行电力调度机构的调度指令或者人工指令。
风电场AGC具备远方/就地两种控制方式，在远方控制方式下，实时追踪电力调度机构下发的控制目标；
在就地控制方式下，按照预先给定的风电场有功功率计划曲线进行控制。
正常情况下风电场AGC系统应运行在远方控制方式。
当风电场AGC位于就地控制时，风电场AGC系统与电力调度机构要保持正常通信，上送电力调度机构的数据（包括但不限于全风电场总有功、风电场理论最大可发有功、风电场有AGC系统的运行和控制状态等）要保持正常刷新。
5.2 控制策略
控制对象是风电场内各可控风电机组或者风电机组群。
控制目标
a）风电场有功功率与其设定值偏差最小。
b）降低风电机组的启停机次数。
c）各风电机组出力均衡。
控制约束
a）风电机组有功上下限约束。
b）风电机组启停的动作次数、动作时间间隔等约束。
5.3 控制模式
风电场AGC系统应具备的调整模式包括但不仅限于：
限值模式、调整模式、斜率控制模式、差值模式、调频模式，见表2。
表2 有功功率控制系统控制模式及功能
模式
功能
限值模式
风电场有功控制系统应将全场出力控制在预先设定的或调度机构下达的限值之下，限值可分时间段给出。
调整模式
风电场有功控制系统应立即将全场出力按给定的斜率调整至给定值（若给定值大于最大可发功率，则调整至最大可发功率），当命令解除时，有功控制系统按给定的斜率恢复至最大可发功率。
斜率控制模式
风电场有功控制系统应将功率上升（或下降）斜率控制在给定值之内，风速变化引起的风电场切入切出及故障等非可控情况除外。
差值模式
风电场有功控制系统应以低于预测最大可发功率△P的出力运行，差值△P为预先设定值或调度机构下发值。
调频模式
风电场在差值模式的基础上，根据系统频率或调度机构下发的调频指令调整全场出力。
风电场有功控制系统的模式选择，既可现场设置，亦可电力调度机构远端投入，各种模式既可单独投入，亦可组合投入。
模式投入退出以电力调度机构下发的自动化信号及调度指令为准，调度规程规定的可不待调令执行的除外。
5.4 功能要求
实时监视
a）风电场有功功率实时值，调度控制指令，理论最大可发有功等；
b）各风电机组的运行状态、控制状态、有功功率等。
控制功能
a）当风电场AGC系统接收到的当前有功计划值小于风电场当前出力时，执行降低总有功出力的控制，能综合考虑各风电机组的运行状态和当前有功出力，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。
b）当风电场AGC系统接收到的当前有功计划值大于风电场当前出力时，执行增加总有功出力的控制，能综合考虑各风电机组的运行状态和有功出力预测值，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。
c）风电场AGC系统应能够对风电场有功出力变化率进行限制，在风电场并网以及风速增长过程中，1min有功功率变化和10min有功功率变化最大限值不应超过GB/T19963—2011中对有功功率变化的要求，以防止功率变化波动较大对电网的影响。
d）具备接收电力调度机构下发的紧急切除有功指令功能。
在紧急指令下，在指定的时间内全站总有功出力未能达到控制目标值时，AGC系统可以采用向风电机组下发停运指令，或者通过遥控指令拉开集电线开关等方式，快速切除有功出力。
e）当风电场并网点为多分段母线时，能够分别接收不同母线所连接的送出线总有功设定值指令。
f）风电场AGC系统在生成风电机组有功控制指令时还应考虑风电场无功电压调节设备的调节能力和调节速率约束，避免无功调节速度不能跟踪有功的快速变化，导致风电场出现电压安全问题。
异常处理
a）具备报警处理功能，系统运行异常或故障时能自动报警，停止分配结果输出，并形成事件记录。
b）具备自动转就地控制功能。
当超过一定时间无法接收到电力调度机构下发的控制指令或指令通不过校验时，应报警并自动切换到就地控制方式。
c）具备安全闭锁功能，当设备出现异常时应能自动闭锁，退出自动控制，并给出告警，正常后恢复自动控制。
d）可对告警、闭锁原因、人员操作等形成事件记录。
人工干预
a）可人工设置风电场AGC系统的运行和控制状态。
b）可人工闭锁/解锁风电场内各台风电机组，退出/投入自动控制。
c）具备控制测试功能，可以对各台参与控制风电机组下发测试指令，检查控制效果。
d）具备权限管理功能，能够对不同的登录用户赋予不同的权限，保证操作安全。
e）具备系统管理和参数设置功能。
统计分析
a）存储风电场风电有功功率自动控制的关键历史数据，包括但不限于：
全风电场总有功功率的预测值、实时值和控制值，各台风电机组（或者风电机组群）的运行状态、有功功率自动控制功能的投入状态、有功功率实时值、预测值和设定值等。
b）统计各台风电机组（或者风电机组群）的有功功率自动控制的运行和控制信息，包括但不限于：
投运率和调节合格率等。
c）支持历史和统计数据的导出。
5.5 通讯接口
与风电机组监控系统的数据交互（如附表A.1）
a）实时采集传送各风电机组的运行信息，同时下发针对各风电机组（或者风电机组群）的有功控制指令；
b）通信接口推荐采用网络TCP/IP通信方式或104规约，至少具备网络MODBUS（TCP/IP）或OPC通信接口。
与风电场升压站监控系统的数据交互（如附表A.2）
a）实时采集升压站运行信息、接收电力调度机构下发的控制指令，并将风电场运行信息转发至电力调度机构；
b）通信接口推荐采用网络TCP/IP通信方式或104规约。
至少应具备232/485串口方式、101或CDT规约。
若采用规约通讯方式，则需要具备报文监视功能，并支持报文的导出以便于人工分析。
5.6 性能指标
投运率
计算公式：
宜≥99.9%。
调节合格率，AGC系统跟踪调度机构下发的有功指令，在规定时间内到达规定的死区范围内为合格点。
，宜≥99%。
控制精度要求
风电场有功功率控制跟踪死区：
≤1MW。
实时性要求
a）控制计算周期：
≤10s。
b）接收风电机组监控系统数据的采集周期：
≤5s。
c）接收升压站监控系统数据的采集周期：
d）向电力调度机构上送数据的刷新周期：
e）控制指令响应到位时间：
≤30s。
关键历史数据存储时间：
≥1年
6 风电场有功功率控制能力测试
6.1 测试条件
a）风电场测试之前，依法取得行政许可备案的风电机组全部投入运行。
b）风电场已经配置AGC系统，能够接收并自动执行电力调度机构远方发送的功率控制信号。
c）测试期间，风电场实际运行容量应大于风电场额定容量的95%。
d）风电场已经具备独立的测风塔，测试时风电场的风速应由该测风塔获得。
e）测试期间，风电场实际并网的状况不能变化。
f）测试现场应满足：
电压互感器的准确度等级至少为1级，执行标准为GB1207；
电流互感器的准确度等级至少为1级，执行标准为GB1208；
数据采集系统用来采集、存储和计算机测试过程中的所有数据，其中三相电压、三相电流通道采样频率不低于5kHz，分辨率不低于12bit。
6.2 测试项目
有功功率变化
风电场的有功功率变化为1min有功功率变化和10min有功功率变化，包括风电场正常运行、并网和正常停机三种情况。
有功功率设定值控制
设定风电场在某一段时间内的有功功率输出值，具体运行范围由电力调度机构确定，在风电场输出功率大于75%额定功率时测试风电场跟踪设定值运行的能力并给出测试曲线。
图1为风电场有功功率设定值变化范围曲线的示例，风电场有功功率输出从80%降到20%，每次降幅为20%，在每个控制点持续运行4min；
随后有功功率从20%上升至80%，每次升幅为20%，在每个控制点持续运行4min。
图1 风电场有功功率设定值变化曲线示例
6.3 测试方法
风电场正常运行有功功率变化
风电场正常运行的有功功率变化测量方法如下：
a）测试在风电场连续运行情况下进行。
b）风电场连续运行时，在风电场并网点采集三相电压、三相电流，采样频率不低于800Hz。
输出功率从0至额定功率的100%，以10%的额定功率为区间，每个功率区间、每相至少应采集风电场并网点5个10min时间序列瞬时电压和瞬时电流值的测量值，通过计算得到所有功率区间的风电场有功功率的0.2s平均值。
c）以测试开始零时刻，计算零时刻至60s时间段内风电场输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；
同样计算0.2s至60.2s时间段内风电场输出功率最大值和最小值，得出1min有功功率变化，依此类推，计算出1min有功功率变化。
10min有功功率变化的计算方法与1min有功功率变化的计算方法相同。
d）测试期间应记录风电场的风速、风向、风电机组的运行情况。
风电场并网有功功率变化
风电场并网的有功功率变化测量方法如下：
a）当风电场的输出功率达到或超过额定容量的75%时，通过功率自动控制系统切除全部运行风电机组，之后风电场重新并网，此时为测试开始零时刻，计算零时刻至60s时间段内风电场输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；
同样计算0.2s至60.2s时间段内风电场输出功率最大值和最小值，得出1min有功功率变化，依此推类，计算出1min有功功率变化。
b）测试期间应记录风电场的风速、风向、风电机组的运行情况。
风电场正常停机有功功率变化
风电场正常停机的有功功率变化测量方法如下：
a）当风电场的输出功率达到或超过额定容量的75%时，通过功率自动控制系统切除全部运行风电机组，此时为测试开始零时刻，计算零时刻至60s时间段内风电场输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；
风电场跟踪有功功率设定值运行能力的测试方法如下：
a）当风电场输出功率达到或超过额定容量的75%时，设置风电场的有功输出控制曲线，在电风场并网点采集三相电压、三相电流、风电场风速以及设定值控制信号。
b）计算风电场输出有功功率数据，风电场输出有功功率为0.2s平均值。
c）给出风电场输出有功功率跟踪设定值变化的曲线。
d）记录测试期间风电场内风电机组的运行情况、风电场有功功率控制方式、风速和风向。
6.4 测试结果评价
风电场有功功率变化的限值参考应根据所接入电力系统的频繁调节特性，由电力调度机构确定。
风电场有功功率变化限值见图1。
风电场有功功率设定值控制允许的最大偏差为风电场装机容量的5%。
响应时间不超过120s，其为风电场有功功率从一个设定值最后一次进入下一个设定值允许偏差范围之内的时间。
附录A
（资料性附录）
基本采集信息表
A.1 风电场AGC系统上送到电力调度机构的运行信息
序号
信号名称
备注
1
系统功能投入/退出信号
上送电力调度机构功能是否投入的信号
2
系统远方/就地信号
上送系统的远方/就地状态信号
风电场最大理论可发有功功率
风电场理论可发有功功率
4
风电场有功增出力闭锁信号
1：
风电场有功增出力闭锁
0：
风电场有功增出力解锁
5
风电场有功减出力闭锁信号
风电场有功减出力闭锁
风电场有功减出力解锁
A.2 风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值
单台风电机组有功值
单机控制下，风电场AGC系统下发各单机的有功设定值。
启/停单台风电机组的遥控
启动该风电机组
停止该风电机组
风电机组群的总有功值
在风电机组群控制下，AGC系统下发风电机组群的总有功设定值。
A.3 风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值
各风电机组有功
适用于单机控制模式
各风电机组风速
各风电机群实发有功功率
适用于成组控制模式
各风电机群理论可发有功功率
各风电机组正常发电状态
1发电、0非正常发电
6
各发电机组限功率状态
1限功率、0非限功率
7
各风电机组待风状态
1待风、0非待风
8
各风电机组停运状态
1停运、0非停运
9
各风电机组通信状态
与风电机组监控的通讯状态，1中断、0正常
各风电机群AGC功能投入
成组控制模式
A.4 风电场AGC系统发送给升压站监控系统的控制命令
集电线路开关遥控指令
A.5 风电场AGC系统从升压站监控系统接收数据
各条集电线路有功
送出线路有功
集电线路开关状态
各主变高低压侧开关状态
升级会员 