新能源有功功率自动控制系统技术规范（.docx

《新能源有功功率自动控制系统技术规范（.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《新能源有功功率自动控制系统技术规范（.docx（14页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG1XXXXXX.1-2023新能源有功功率自动控制系统技术规范（征求意见稿）2023-XX-XX发布2023-XX-XX实施中国南方电网有限责任公司发布目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体要求25主站26子站5附录A（资料性附录）新能源AGC子站硬件配置9附录B（资料性附录）新能源AGC子站信息交互2附录C（资料性附录）新能源AGC子站验收测试要求4一，/刖百本文件按照GB/T1.1-2023给出的规则起草。为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善调度自动化专业标准体系，适应南方电网新能源有功功率自动控制（AUtOmatiC

2、GeneratiOnCOntro1,AGC）技术发展的需要，指导新能源电站AGC技术装备的设计、选型、调试及运行，参照国家、行业、南方电网现有的有关标准、规程、规定的要求,结合南方电网各省（区）在新能源AGC建设和运行中实际情况，特制定本规范。请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国南方电网有限责任公司标准化部归口管理。本文件由中国南方电网电力调度控制中心提出、编制和负责解释。本文件起草单位：本文件参加单位：本文件主要起草人员：本文件为首次发布。本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国南方电网电力调度控制中心（广东省广州市黄埔区科翔路11号南网科研

3、基地，510663）新能源有功功率自动控制系统技术规范（征求意见稿）1 范围本标准规定了新能源有功功率自动控制系统的技术要求，包括配置、功能、性能、数据、通信、调试等内容。本标准适用于南方电网各级调度控制中心及南方电网网内容量在30MW及以上的风电场、通过IOkV及以上电压等级并网的集中式光伏电站。2 规范性引用文件下列文件对于本规定的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注明日期的版本适用于本规3.1 定；凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规定。3.2新能源有功功率自动控制AGCSystemofRenewab1eEnergyResources指在给定的区域内，

4、当电力系统频率、联络线功率、输电断面等运行条件发生变化时，电力调度机构通过控制并网运行的新能源场站有功功率，在满足电网安全稳定运行的前提下促进新能源的消纳利用。新能源AGC主站AGCMasterStationofRenewab1eEnergyResources指部署在调度端（包括地调）的分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。以下简称主站。3.3新能源AGC子站AGCSubstationofRenewab1eEnergyResources指部署在新能源场站端的控制装置及软件，用于接收、执行调度主站的有功控制指令，也可进行场站内有功控制决策并完成就地控制，并向主站回馈信息。以下简称子站。新能源

5、监寺空系统MonitoringSystemofRenewab1eEnergyResources指部署在风电场/光伏电站内用于实现对风机、光伏阵列运行工况监视与控制的装置及软件。升压站监控系统MOnitOringSystemofStep-upStation指部署在风电场/光伏电站内用于实现对升压站运行工况监视与控制的装置及软件。3.6发电功率预测系统GenneratiOnForecastingSystem指部署在风电场/光伏电站内用于实现对风电场、光伏电站未来一段时间内的输出有功功率进行预测的装置及软件。调度远方控制DiSPatChingRemoteContro1指主站给新能源场站下发有功控制指

6、令，子站通过调节场站内风机/光伏阵列设备运行工况，完成调度指令的闭环执行。4总体要求4. 1系统构成新能源有功功率自动控制系统由调度端的主站和场站端的子站组成。主站根据电网及新能源场站的运行情况实时计算新能源场站的有功调节指令，并下发至子站执行。子站根据接收到的有功调节指令，形成新能源场站内风机、光伏逆变器等设备的控制策略并执行，同时向主站上送场站运行信息。5. 2控制目标以实现电网安全、经济、优质和环保运行为目标，通过实时自动调节新能源场站的有功功率，在市场化环境下促进新能源的充分消纳利用；通过与常规水、火电AGC的协调控制，实现区域水电、火电、风电、光伏等多类型电源的互补协调利用；具备参与

7、电网调频、调峰及备用的功能，必要时参与电网调频、调峰及潮流控制。6. 3功能要求主站和子站均应具备可靠有效的有功功率控制策略及安全闭锁策略；在电网正常运行情况下，实现分钟级的新能源有功功率自动控制。7. 4配置要求含新能源电站并网的电网各级电力调度机构应按要求具备新能源AGC主站功能，作为功能模块集成于一体化电网运行智能系统（OCS）,或通过独立部署方式实现；各级新能源电站应按要求配置新能源AGC子站装置或功能，并实现冗余配置；主站和子站均应满足电力监控系统安全防护的要求。5主站5.1 总体要求5.1.1 主站的主要任务是实时获取电网和各新能源场站的运行工况及控制状态，以电网安全与新能源消纳为

8、主要控制目标，计算形成新能源场站的有功调节指令并下发，实现对各新能源场站的有功发电协调控制，维持系统频率、联络线交换功率、输电断面等在正常范围内。5.1.2 主站应具备对新能源的多种控制模式，且用户可以根据电网需要自由切换。5.1.3 主站功能建设应采用开放式体系结构和分布式系统设计，保证系统的开放性、可扩展性，适应技术更新、设备升级、系统换代以及电力市场发展、运营规则变化的需要。5. 2系统架构5.1.1 主站功能宜与常规AGC主站功能一体化设计和建设。5.1.2 主站功能应集成于OCS系统中，能够按照GB/T30149规定的描述规范，从OCS系统中获得电网模型，并生成相应的新能源AGC自动

9、控制模型。5.1.3 主站应遵循D1/T1456规定，从OCS系统中获取有功功率自动控制所需要的电网运行数据。5.1.4 主站应采用消息传输方式，将计算生成的有功遥调指令发送到OCS系统中，并由OCS系统前置发送到子站。5.1.5 上下级调度机构主站之间、主站与子站之间应具备两路及以上的独立路由通信通道。5.1.6 应具备与常规水、火电AGC和上、下级调度机构主站进行协调控制的功能。5. 3功能要求8. 3.1数据采集及获取a）实时采集各新能源场站的装机容量、发电计划曲线、可调节上下限值、调节速率、子站运行及控制状态信息等实时信息。b）实时获取电网频率、联络线交换功率、区域控制偏差、系统备用容

10、量、送出断面实时值等电网运行信息。9. 3.2运行状态实时监视a）主站运行信息，包括主站运行状态、场站控制模式（基点调节模式/计划曲线模式/实时调节模式/自由发电模式）等；b）子站运行信息，包括各新能源场站的运行状态、控制模式等；c）新能源场站有功调节信息，包括实时有功值、理论发电能力、有功调节上下限等；d）新能源场站控制死区、最大调节步长。10. 3.3有功实时控制根据新能源场站上送的实时信息，按照有功功率控制目标和约束条件，采用成熟可靠、高效实用的算法，进行有功调度计算与决策，形成可靠有效的有功调节指令，将有功调节指令和场站控制模式实时下发至新能源场站。11. 3.4记录、统计与分析记录主

11、站指令下发、子站动作行为等情况，统计一定时间范围内新能源场站有功功率自动控制功能投入率、调节合格率、辅助服务信息等，分析新能源消纳及弃电情况。1.4 主站运行状态5. 4.1正常运行（RUN）主站所有功能都投入正常运行，进行数据处理与控制决策。正常运行状态可以由调度人员手动转换成退出控制状态。6. 4.2退出控制（STOP）主站退出有功实时控制功能，不发送对所有新能源场站的控制指令，但数据采集及获取、运行状态实时监视、记录统计与分析、与常规AGC及上下级调度机构主站之间的信息交互等功能正常运行。退出控制状态可以由调度人员手动转换成正常运行状态。7. 4.3暂停控制（PAUS）暂停控制状态并非调

12、度人员选择的状态，而是由于异常原因使得新能源AGC不能可靠执行而设置的暂时停止状态。在给定的时间内，若异常因素消除，则立即恢复运行状态；若在规定时间内，异常因索仍然存在，则自动转至退出控制状态。主站也应有每一个新能源场站的正常运行、退出控制和暂停控制状态。处于主站控制下的新能源场站发生异常时，主站应将其自动转换为暂停控制状态。在给定的时间内，异常因素消除，则立即恢复原控制状态；否则转至退出控制状态。当需要再次投入某新能源场站控制时，由调度人员手动完成。1.5 场站控制模式主站新能源有功功率控制的主要调节模式有（但不限于）基点调节模式、实时调节模式、自由发电模式和计划曲线模式等。a）基点调节模式

13、：调节指令由调度人员手动输入。b）实时调节模式：调节指令通过实时计算得到，以维持系统频率、联络线交换功率或输电断面在正常范围内。c）自由发电模式：主站将控制模式下发至场站之后，不下发调节指令；或者调节指令为新能源场站的最大可调功率。d）计划曲线模式：调节指令依据计划曲线得到。1.6 控制策略5. 6.1与常规AGC的协调控制功能a）新能源AGC主站应能将控制区域内新能源发电实时总出力、可调节的有功上下限等数据送至常规AGC。b）常规AGC根据控制区域调频、调峰或备用的需求，按照一定的分配策略给新能源AGC主站转发需承担的功率调节信息；也可根据输电断面控制要求，给受断面约束的相关新能源场站转发功

14、率调节信息。c）新能源AGC主站接收常规AGC转发过来的功率调节需求信息,通过调节本级或者下级调度管辖的新能源场站有功功率，完成控制区域调频、调峰、备用和断面控制的要求。6. 6.2上下调度机构的协调控制功能a）下级调度机构主站应将新能源场站并网发电的区域、关口或单场站的有功调节需求信息上送至上级调度机构主站。b）上级调度机构主站应能根据电网运行控制要求及市场交易结果,给下级调度机构主站下达新能源单场站、关口或区域有功控制要求。7. 6.3省调控制策略a）省调主站应能获取新能源电厂超短期有功发电能力数据，并根据电网调频、调峰、潮流控制、市场交易结果等方面的要求，实时调整新能源场站有功出力。b）

15、可根据电网拓扑及新能源场站分布情况，建立新能源场站并网发电的区域、断面或关口控制模型，实现对新能源场站发电的成组式、单厂式控制。c）实时控制应考虑如下控制约束：系统备用、送出断面限值、不同类型电源有功调节速率差异、新能源场站可调有功上下限及发电优先级约束等。8. 6.4地调控制策略a）地调主站应能获取新能源电厂超短期有功发电能力数据,并根据省调主站控制要求、潮流控制、市场交易结果等方面的要求，实时调整新能源场站有功出力。b）可根据电网拓扑及新能源场站分布情况，建立新能源场站并网发电的区域、断面或关口控制模型，实现对新能源场站发电的成组式、单厂式控制。c）实时控制应考虑如下控制约束：送出断面限值、不同类型电源有功调节速率差异、新能源场站可调有功上下限及发电优先级约束等。5.7 安全策略当电网及新能源场站运行异常时，主站应触发相应安全策略，自动暂停或退出控制，分为系统级、场站级的安全策略。当运行工况恢复至正常运行条件，自动或人工解锁，恢复正常控制。自动恢复之后的初始指令应为控制对象当前实测值。主站的安全策略应至少包含如下内容。5. 7.1系统级安全策略当出现以下情况时，主站应自动退出或暂停对所有新能源场站的控制：a）主站获取电网运行信息（如区域控制偏差承担的调节量