第05章新能源运行信息管理冀北

1、第5章 新能源运行管理为适应新能源场站调度运行管理，需要规范并网新能源场站与调度间交换调度运行内容和技术要求。为保障新能源场站接入电网后的安全、优质、运行，促进电网与新能源的协调发展，电网调度机构规范了与并网新能源场站之间交换调度自动化 的内容范围，以及、传输、安全防护等方面要求。5.1 新能源运行 新能源场站与电网调度机构间交换的调度自动化，是指在电力调度自动化系统中调度端与新能源场站端交换的。新能源运行按颗粒度分为新能源场站、集电线路和风电机组（光伏发电单元）。5.1.1 新能源场站5.1.1.1 风电场运行风电场向电网调度机构传送的遥测量、遥信量和其他。（1） 风电场遥测量风电场遥测主要

2、全场、升压站、集电线路以及风电机组的运行，具体遥测量如下：a) 风电场发电出力， 即全场所有风电机组的有功功率总加、无功功率总加。b) 风电场接入公共电网线路的有功功率、无功功率和电流。c) 升压站主变高、低压侧各段母线的电压、频率。d) 升压站主变各侧的有功功率、无功功率和电流。e) 升压站无功补偿装置的无功功率、电流。f) 集电线路的有功功率、无功功率和电流。g) 升压站主变有载调压装置的分接头档位。h) 各风电机组的有功功率、无功功率，电流可根据需要确定。i) 全场处于三种状态下风电机组的容量。（2） 风电场遥信量风电场遥信主要全场、升压站、集电线路的状态变量，具体遥信量如下：a) 风电

3、场事故总信号。b) 升压站并网线路的断路器、刀闸、接地刀闸状态位置信号。c) 升压站母联、分段的断路器、刀闸、接地刀闸、PT 刀闸状态位置信号。d) 升压站无功补偿装置的断路器、刀闸、接地刀闸状态位置信号。e) 升压站主变中性点接地刀闸状态位置信号。f) 集电线路的断路器、 刀闸、 接地刀闸状态位置信号。（3） 其他根据风电场调度运行管理要求，除上述遥测遥信 外，风电场需向调度机构上传/报送的：风电机组运行、气象和基础。a) 风电机组运行风机有功、无功、机舱风速、风机运行状态等。b) 气象 ：1）风电场实时测风 ，即测 实时测量的风速、风向、气温、气压、湿度等数据，其中风速、风向应有 10m

4、高处、30m 高处、风电机组轮毂中心高处、测最高处四个测点值，以及指定风电机组机舱处实时测量的风速、风向等数据；2）风电场数值天气预报， 72 小时风电场所在地区、不同高度（10m、30m、50m、70m、100m 等）的风速、风向、气温、气压、湿度，要求未来 72 小时数据的时间分辨率为 15 分钟、数值天气预报的滚动生成时间为 6 小时；3）风电场功率结果，即风电场功率预测系统的短期和超短期结果。5.1.1.2 风电场基础台账 风电场基础属性、风机、无功补偿装置、涉网定值、功率预测厂家、涉网性能测试类，以上均为报送台账。1) 风电场。主要风电场归属集团、所在市（区）、占地面积、调度名称、经

5、度、纬度、调度机构性质、设计容量、装机容量、首次并网日期、完全并网日期、并网机组台数、设计年利用小时数、可研报告 10m 高度年平均风速、可研报告 50m 高度年平均风速、可研报告年平均气温、可研报告年平均气压、可研报告年主导风向、并网电压等级、接入变电站名称等。2) 风机。主要风机生产厂家、型号、机组类型（双馈、直驱、鼠笼等）、叶片长度、变流器厂家、变流器型号、主控系统型号及版本、额定视在功率（MVA）、额定有功功率（MW）、进相能力（MVar 或功率因数）、能力（MVar 或功率因数）、额定风速（m/s）、切入风速（m/s）、切出风速（m/s）、理论功率曲线等。3) 无功补偿装置 。主要

6、动态无功补偿 、电容器等。动态无功补偿 包括类型（TCR（SVC）、MCR（SVC）、SVG 等）、生产厂家 型号、感性容量（MVar）、容性容量（MVar）、动态响应时间（ms）、策略、跟踪点电压等级（kV）、电压点位置等；电容器生产厂家、型号、总容性容量（MVar）、分组投切（是/否）、单组容量（MVar）等。4) 系统类 。主要 有功功率 系统和无功电压 系统：有功功率 系统：名称、生产厂家、；无功电压系统：名称、生产厂家、是否具备控制风机无功能力、是否具备协调各种无功的能力、风机及厂内无功协调功能及策略，快速正确投切厂内无功补偿时间、能否自动接收调度指令。5) 涉网定值 。主要 电压定

7、值及频率定值，电压定值：风机及动态无功补偿装置最低瞬时电压（%）、最低瞬时电压运行（s）、正常运行电压低限（%）、正常运行电压低限之下运行时间（s）、正常运行电压高限（%）、正常运行电压高限之上运行时间（s）等；频率定值：低频停机（Hz）、低频停机（s）、频率低限（Hz）、频率低限延时（s）、正常连续运行频率下限（Hz）、正常连续运行频率上限（Hz）、频率高限（Hz）、频率高限（s）、高频停机（Hz）、高频停机（s）等。6) 功率 类 。主要 风功率 系统生产厂家、 型号、多年逐月平均风速情况、历史最大风速（m/s）、风功率密度。7) 涉网测试类。主要低电压穿越能力测试报告、动态无功补偿装置测

8、试报告、电能质量在线监测装置入网测试报告、高电压穿越能力测试报告、有功无功调节能力测试报告、频率适应性测试报告。5.1.1.3 光伏发电站运行 光伏发电站向电网调度机构传送的遥测量、遥信量和其他。（1） 光伏发电站遥测量光伏发电站遥测 主要 全场、升压站、集电线路以及光伏发电单元的运行 ， 具体遥测量如下：a) 全站有功和无功b) 实时开机容量c) 逆变器有功/无功d) 汇集进线的有功/无功/电流e) 光伏发电站并网点线路的有功/无功/电流f) 光伏发电站并网点母线的电压和频率g) 光伏发电站并网点变压器的有功/无功/电流/档位h) 无功补偿装置的无功功率及电流i) 全站气象数据，主要辐照度和

9、温度等（2） 光伏发电站遥信量光伏发电站遥信 主要 全场、升压站、集电线路的状态变量，具体遥信量如下：a) 逆变器运行状态b) 汇集进线的断路器、刀闸、接地刀闸状态位置信号c) 光伏发电站并网点线路的断路器、刀闸、接地刀闸状态位置信号d) 光伏发电站并网点主变、线路以及母线保护信号e) 事故总信号（3） 其他根据光伏发电站调度运行管理要求，除上述遥测遥信外，光伏发电站需向调度机构上传/报送的：光伏发电单元运行、气象和基础。a) 光伏发电单元运行有功、无功、运行状态等。b) 气象：1）实时测光，光伏气象站监测的太阳能面板表面温度、太阳总辐射、倾角太阳总辐射、风速风向、空气温湿度等数据；2）光伏发

10、电站数值天气预报，指未来 72 小时光伏发电站所在地区的辐照度、风速、风向、气温、气压、湿度，要求未来 72 小时数据的时间分辨率为 15 分钟、数值天气预报的滚动生成时间为 6 小时；3）光伏发电站功率结果，即光伏发电站功率系统的短期和超短期结果。5.1.1.4 光伏发电站基础台账光伏基础电站、光伏组件及其支架、光伏逆变器、动态无功补偿 、涉网定值、系统、功率类、涉网测试类等。1) 电站。主要光伏电站归属集团、所在市（区）、占地面积、调度名称、并网电压等级、并网点、并网期数、年平均气温、经度、纬度、调度机构性质、设计容量、实际并网容量、首次并网日期、完全并网日期、设计年利用小时数、并网逆变器

11、类型、逆变器台数、并网逆变器总容量、无功补偿容量、储能容量、储能台数、太阳能发电类型、可研报告年日照辐射量（MJ/m2）、可研报告年日照小时数（小时）、太阳能电站自动有功能力、太阳能电站自动无功 能力、太阳能电站低压穿越能力、太阳能电站高压穿越能力、配置太阳能电站防孤岛保护。另附场站内光伏子电气接线图。2) 光伏组件。太阳能电池类型、其它太阳能电池类型、厂家及其型式型号、铭牌功率参数、光伏板数量、太阳能阵列跟踪类型、其它太阳能阵列跟踪类型、太阳能组件型式型号及单件容量（Wp）、每组组串光伏件数、组件支架型式类型。3) 光伏逆变器。主要光伏逆变器商、光伏逆变器型号、光伏逆变器类型、额定功率、额定

12、电压、额定频率、该型光伏逆变器台数、滤波器、滤波器类型、馈线数量、汇集线路接地方式、接入升压站、电压等级、接入上一级变电站电压等级及名称、功率因数范围、频率响应范围等。汇流箱型号、类型、生产厂家、电压等级、容量、支路数量等、配备保护类型。箱变型号、类型、生产厂家、电压等级、容量、接线组别、保护类型等。：、4) 无功补偿装置 。主要 动态无功补偿装置、电容器及无功电压 系统。动态无功补偿 类型（TCR（SVC）、MCR（SVC）、SVG 等）、生产厂家 型号、感性容量（MVar）、容性容量（MVar）、动态响应时间（ms）、策略、跟踪点电压等级（kV）、电压点位置；电容器：生产厂家、型号、总容性

13、容量（MVar）、分组投切（是/否）、单组容量（MVar）；无功电压系统：名称、生产厂家、是否具备逆变器无功能力、是否具备协调各种无功的能力、逆变器及厂内无功协调功能及策略，快速正确投切厂内无功补偿时间、能否自动接收调度指令5) 涉网保护。主要保护配置资料、电压定值及频率定值。保护配置：调度调管保护配置、故障录波厂家、型号、投运时间、馈线接入、动态无功补偿装置接入；电压定值：最低瞬时电压（%）、最低瞬时电压运行（s）、正常运行电压低限（%）、正常运行电压低限之下运行时间（s）、正常运行电压高限（%）、正常运行电压高限之上运行特性（给出不压高值下的运行，s）；频率定值：低频停机（Hz）、低频停机

14、（s）、频率低限（Hz）、频率低限（s）、正常连续运行频率下限（Hz）、正常连续运行频率上限（Hz）、频率高限（Hz）、频率高限（s）、高频停机（Hz）、高频停机（s）、频率响应调节定值。、6) 系统。主要系统厂家 系统版本号、有功系统厂家、有功系统 版本号、有功 系统投运日期、有功 系统是否纳入主站闭环管理、无功系统厂家、无功系统版本号、无功系统投运日期、无功系统是否纳入主站闭环管理；自动化配置，PMU 配置情况、PMU 厂家、正常数据保存时间、故障数据保存时间、投运时间、PMU 是否接入直调调度机构；通信配置，光伏区通信设备型号、生产厂家、类型、版本号、功能等。、7) 功率类。主要光功率系

15、统生产厂家 型号、投运时间 版本号、短期预报数值天气预报来源、超短期气象资料来源。8) 涉网测试类 。主要 低电压穿越能力测试、高电压穿越能力测试、动态无功补偿装置测试、电能质量在线监测装置入网测试、有功无功调节能力测试、频率适应性测试。5.1.2 风电机组（光伏发电单元）运行为满足风电调度运行的精益化要求，在发电能力评估、受阻电量计算、检修安排优化、精度提升、功率协调等方面，对风电运行颗粒度的要求越来越高，调度运行管理逐渐细化到风电机组的层面。依据国电力企业联合会发布的风力发电可靠性评价规程（试行），对风电机组遥测及遥信状态数据进行规范和定义。单机数据内容共风机有功、无功、机舱风速、风机运行

16、状态和故障代码五类。5.1.2.1 风电机组遥测数据风电机组遥测数据风机有功、无功、风速共 3 类，其中风速指机舱风速数据。时间分辨率要求为 1 分钟。遥测数据均为 1 分钟时间点的瞬时值，而非 1 分钟数据的平均值。表4-1单机 遥测数据需求列表序号数据名称定义1有功风机有功数据2无功风机无功数据3机舱风速风机机舱数据（双测风仪考虑风机桨叶影响折算后的风速）5.1.2.2 风电机组状态数据（1） 风机运行状态风电机组遥信状态划分为待风、发电、机组自降额、异常天气降额、调度限电降额、调度停运备用、场内受累停备、场外受累停备、计划停运、故障停运、异常天气停运、通讯中断 12 种状态。风电机组状态

17、划分如下：I: IdlingG: GenerationDGT: Deregulated Generation of Turbine DGD: Deregulated Generation of Dispatch DGW: Deregulated Generation of Weather DR: Dispatch ReservePRI: Passive Reserve from InsidePRO: Passive Reserve from OutsidePO: Planned OutageUOF: Unplanned Outage of FailureUOW: Unplanned Outag

18、e of WeatherCO: Communication Outage可用(A)运行(O)降额发电(DG)备用(R)通讯正常(CN)受累停运备用(PR)不可用(U)非计划停运(UO)故障停运(UOF)计划停运(PO)场外受累停备(PRO)场内受累停备(PRI)调度限电降额(DGD)异常天气降额(DGW)机组自降额(DGT)异常天气停运(UOW)通讯中断(CO)调度停运备用(DR)发电(G)待风(I)图4-1风机状态变量 根据规程定义，遥信状态变量如下表所示：表4-2风机状态变量定义序号变量状态定义1待风指机组因风速过低（低于切入风速）处于未出力状态，但在风速条件满足时，可以自动联接到电网2发

19、电指机组在电气上处于联接到电力系统并正常发电的状态3机组自降额指机组性能衰减或异常而降额运行的状态4异常天气降额指机组受外界异常天气影响而降额运行的状态5调度限电降额指机组接收到 AGC 限功率命令并执行降额发电的状态6计划停运指因风场安排机组计划检修造成的风机停机7风机故障停运指因风机自身故障造成的风机停机，如机械部件报故障等造成的停机8异常天气停运指因外界条件造成的风机停机，如大风、低温等造成的停机9调度停运备用指机组本身具备发电能力，但由于电力系统的运行约束，风电场有功子站接收调度命令后让部分风机处于停运备用的状态序号变量状态定义10场内受累停备指机组本身具备发电能力，但由于机组以外的场

20、内停运造成机组被迫停运的状态11场外受累停备指机组本身具备发电能力，但由于场外 电网故障或非计划检修）造成机组被迫运行状态，状态值需根据升压站高压侧开关状态进行综合 12通讯中断指由于通讯，实时数据转发数据未接收到机组实时数据（在风机状态上传的理想条件下，风机可以划分为四类运行状态：风机不受限运行的正常运行状态、由异常天气条件引起的风电受阻状态、由场内导致的风电受阻状态，以及由场外电网导致的风电受阻状态。从图 4-2 可以看出，除“通讯中断”状态外，其余 11 种风机状态均能对应到上述的四个运行类别中。若上述 12 种风机状态均能上传，则能够客观准确地评价可用率和开展风电受阻精细化分析。正常运

21、行异常天气受阻场内受阻场外受阻待 + 发风电异常天气降额异常天气停运机组自故障停计划停场内受场外受调度限电降额调度停运备用降 运 运 累累额图4-2理想情况下风机状态上传规范场内受阻场外受阻待风+发电异常天气降额异常天气停运机 故 计 场组 障 划 内场外自 停 停 受受调度 调度限电 停运降额 备用降 运 运 累累额异常天气受阻正常运行统一标记为“非计划停运”态无法区别，实际运行中大部分风机厂家无法生成异常天气条件导致停运或自降额发电的状态， 也无法自动区分风机箱变、风机汇集线以及 35kV 母线等场内故障引起的风机场内受累 停备与电网故障等场外引起的风机场外受累停备。如图 4-3 中两个黑

22、色虚线框所示，第一个虚线框中的四种状态统称为非计划停运，和第二个虚线框内的状态所对应的推送类 别是相同的。结合风电场和风机实际运行情况，仅仅根据风机的推送能够将风机的 实际运行分为 7 种状态，可以看作 12 种理想状态的重组与简化，简化后的状态如图 3、表 2 所示（图 3 中未“通讯中断”状态）。图4-3实际情况下风机状态 上传规范其中，场内受累和场外受累以风电场升压站高压侧为界。场内受累指由于风机以外场内 例如风电场汇集线、箱变、母线、主变等风场内故障或计划检修）造成机组停运； 场外受累指由于场外 （例如外送输电线路自身故障或电力系统故障等）造成机组停运。表4-3风机状态 编号变量运行状

23、态定义0待风（I）指机组因风速过低处于未出力状态，但在风速条件满足时，可以自动联接到电网1发电（G）指机组在电气上处于联接到电力系统的状态2调度限电降额（DG）指机组被AGC 进行了限功率命令并执行发电的状态3计划停运（PO）指因风场安排机组计划检修造成的风机停机4机组故障停运（UOF）指因风机自身故障造成的风机停机，如机械部件报故障等造成的停机异常天气停运(UOW)指因外界条件造成的风机停机，如大风、低温等造成的停机场内受累陪停（PRI）指机组本身具备发电能力，但由于机组以外的场内停运造成机组被迫运行的状态场外受累陪停（PRO）指机组本身具备发电能力，但由于场外造成机组被迫运行状态，状态值需

24、根据升压站高压侧开关状态进行综合5调度停运（DR）指机组本身具备发电能力，但由于电力系统的运行约束，风电场有功 子站接收调度命令后让部分风机处于停运备用的状态6通讯中断（CO）指由于通讯，实时数据转发数据未接收到机组实时数据（2） 风机故障代码为验证风机运行状态准确性及拆分风机“非计划停运”状态为“机组故障停运”和“受累陪停”，需提供 1 分钟级风机故障代码。表 4-3 中状态编号 4，本文采用图 4-4 所示的排除法进行场内/场外受累停备区分：（1） 风电场单机上传时标记相应故障代码（如某台 GW110/3000 风机因“电网过压故障”故障停机时，则上传故障代码“5”），调控中心根据故障代码

25、区分该风机是处于非计划停运状态还是处于受累停备状态（场内受累和场外受累）；（2） 对于步骤（1）中判定为受累停备状态的，调控中心进一步结合调度日志中电网线路、变电站等电网 运行/ 状态，判定该风机是否因场外受累导致停机，除此之外的风机受累停备状态均视为场内受累停备状态。场内受累受累停备非计划停运场外受累非计划停运非计划停运风机识别的非计划停运状态（一）风机上 机时标记相应故障 代码，调控中心基于故障信息提取受累停备状态（二）调度中心可根据调度日志对受累停备中的场内/场外受累停备状态加以区分图4-4场内/场外受累停备状态区分 5.1.2.3 光伏发电单元遥测数据表4-4单机遥测数据需求列表序号数

26、据对象数据内容符号定义精度1气象站倾斜面总辐照度GtW/m25%水平面总辐照度GhW/m25%2直射辐照度GdiW/m25%3散射辐照度GdfW/m25%4环境温度Tm15风速WSm/s0.5m/s6光伏逆变器有功PikW0.5%7无功QikVar0.5%5.1.2.4 光伏发电单元状态数据（1） 逆变器运行状态表4-5逆变器运行状态规范序号状态状态量注释1待机R待机R指机组因辐照度（直流电压）过低处于未出力状态，但在辐照度（直流电压）条件满足 MPPT 运行范围时，可以自动联接到电网。2发电S发电S指逆变器在 MPPT 模式或 SVG 模式下运行，且电气上处于联接到电力系统的状态。3降额发电

27、DG机组自降额 AIP指逆变器的 、滤波电容和滤波电感等元器件过温或 过载等，造成逆变器主动降额输出。4限电降额IPD指逆变器在非 MPPT 模式下运行，被 AGC 进行了限功率命令并持续发电的状态。5正常停运PO站内计划停运 POI指因光伏电站安排计划检修造成的逆变器停运。6站外计划停运POO指因电网输电线路、变电站定期检修等 造成的光伏逆变器停运。7限电停运DR限电停运DR指逆变器本身具备发电能力，但由于断面、调峰运行约束或线路检修等客观，光伏电站有功 子站接收主站命令后让部分逆变器处于停运备用的状态。8故障停运F机组自身故障停运 ISF指逆变器自身故障或直流侧造成的逆变器停机，如驱动故障

28、、直流接地等造成的停机。9站内受累停运 PRI指逆变器本身具备发电能力，但由于逆变器以外的站内 停运造成逆变器被迫 运行的状态。如光伏电站汇集线路、升压变压器、母线、主变等站内 故障，状态值需根据站内电气拓扑结构的各开关位置等进行综合 。10站外受累停运 PRO指逆变器本身具备发电能力，但由于站外（如外送输电线路或电力系统故障等）造成逆变器被迫运行状态，状态值需根据升压站高压侧开关或对端汇集站的开关状态等进行综合。11通讯中断CO通讯中断CO指由于通讯，场站系统或能量管理系统未接收到逆变器实时数据，无法按时转发数据。（2） 逆变器故障代码为验证逆变器运行状态准确性及拆分逆变器“非计划停运”状态

29、为“机组故障停运”和“受累陪停”，需提供 1 分钟级逆变器故障代码。5.2 新能源 传输方案（几种方案）除风电机组（光伏发电单元）运行数据外，大部分 交互均通过安全一区实现传输， 数据传输路径太长、传输环节太多，不利于有效发现影响风机数据正确率的短板。为数据质量，由风电场三区与调度三区通过综合数据网实现风电单机数据文件直传（文件规范遵循“Q/GDW 215-2008 电力系统数据标记语言-E 语言规范”）。传输环节大大较少，有效实现对单机数据质量全环节管控。数据传输过程如下：（1） 风电场进行场内所有单机数据汇总，包含风机有功、无功、风速、状态和故障编码等。（2） 风电场进行数据完整率校核，即

30、确保机组数量和数据数量完整。（3） 风电场按规范要求生成 E 格式文件，并推送至调控中心三区文件服务器。（4） 调控中心进行文件 ，并进行数据正确率检验， 死数率、错数率和不刷新率。调度数据网状态综合数据网主站侧数据主站侧数据校验安全三区OMS模块D5000新能源模块风电机组遥测数据处理SCADA场站侧状态规范场站侧数据校验生成单机数据文件升压站系统风机系统单机高级应用风电场安全三区入库远动装置本文方案原方案风电机组运行数据（5） 调控中心将数据质量结果反馈至风电场进行 ，并将数据传输至单机 高级应用。图4-5两种数据传输方案比较新能源场站配置 大区与管理大区之间的正向装置，站端三区文件发送服

31、务器应使用国产硬件，安装安全操作系统，部署消息邮件发送客户端，可同步作为功率数据文件发送使用。（ 大区 远动上传 二区 104 上传、管理大区 调度数据网上传）主站三区单机 工作流程图单机数据质量校验单机信息考核太阳能资源回算受阻电量评估单机文件场站三区场站三区服务器场站二区风机生成数据文件正向每30min数据打包 自动传输图4-6单机数据传输方案单机数据内容共遥测数据和遥信数据，采取与风电机组同样的进行光伏发电单元数据质量 。5.3 新能源运行 质量 ，本节以风电场为例 新能源运行质量 措施。风电场和调控中心分别从数据传输两端对数据进行校验：数据上传前，风电场对数据完整率进行校核，即确保机组

32、数量和数据数量完整；数据后，调控中心对数据正确性进行分析，形成数据质量反馈，促进风电场数据质量。其中，数据完整率为全场所有风机的风速、有功、状态三种数据除去空数据或不刷新数据的点数占总点数的百分比，数据正确率为全场所有风机的风速、有功、状态三种数据除去错误数据的点数占总点数的百分比。5.3.1 错误数据校验规则分别对每台风机的风速、有功、状态三种数据进行校验，每种数据必须所有判别条件全部正确才视为此种数据正确，否则视为错误数据。错误数据判别条件如下：（1） 风速数据错误风速数据错误以下 3 种情况：风速空数据；风速越限：风速>50m/s、风速<0m/s，限值可配置；风速不刷新：风速

33、连续 0.5 小时不刷新，除去连续不刷新的第一个点；（2） 有功数据错误有功数据错误以下 5 种情况：有功空数据；有功越限：单机有功值>1.1 倍装机容量或者<-120KW；有功不刷新：风机有功连续 0.5 小时不变，除去连续不刷新的第一个点；有功风速校验错误：基于各风机拟合功率曲线，计算各风机实测风速下的理论功率， 如果实测功率与理论功率的差大于风机额定功率的 10%，则校验结果为错误；汇集线/全场有功数据校验错误：某条风机汇集线上或全场所有风机有功功率之和与汇集线/全场有功数据偏差超过额定容量的 10%，则校验结果为错误。（3） 状态数据错误状态数据错误以下 4 种情况：状态空

34、数据；状态错误：现有状态只 7 种，即 0:待风 1:发电 2:调度限电降额 3:计划停运 4: 非计划停运（受累停备） 5:调度停运备用 6:通讯中断，状态数据超出此范围视为错误状态数据。状态风速校验错误：通讯中断状态，风速0；发电/降额发电状态，风速<3m/s，则校验结果为错误。状态有功校验错误：通讯中断状态，有功0；待风状态，有功>120KW；故障/检修/停运状态，有功>0KW；发电/降额状态，有功<0KW，则校验结果为错误。5.3.2 数据质量校验顺序在对各风机风速、有功、状态三种数据进行质量校验时，按照“先自校验、后互校验”的顺序和“风速>有功>状

35、态”正确优先级的原则，逐步筛选出错误数据。（1） 自校验自校验 3 类数据的校验：风速：空数据、越限、不刷新校验；有功：空数据、越限、不刷新校验；状态：空数据、越限校验。对校验不通过的数据点进行标记为错误数据。（2） 互校验按自校验后风速、有功、状态三种数据的情况进行：标记两种数据错误：不进行互校验，认为剩下一种数据为正确数据。标记一种数据错误：剩下风速、有功数据，进行有功风速校验；剩下风速、状态数据， 进行状态风速校验；剩下有功、状态数据，进行状态有功校验。没有标记数据错误：先进行有功风速校验；如果有功正确时，进行状态有功校验；如果有功错误时，进行状态风速校验。（3） 汇集线/全场校验对各风

36、机风速、有功、状态三种数据进行自校验和互校验后，进行汇集线/全场校验：某风机有功数据标记错误时，需先对相应有功数据进行重构；停运状态：有功=0kW； 其它状态：有风速数据：基于各风机拟合功率曲线回归计算；无风速数据：基于汇集线其它风机有功进行等容量比例折算。进行汇集线/全场有功数据校验，对校验不通过的有功数据均标记为错误数据。数据质量校验顺序示意图如图 4-7 所示。空数据有功-风速校验状态-风速校验状态-有功校验有功-风速校验+状态-风速校验+状态-有功校验越限空数据风电机组有功越限和汇集线/全场不刷新有功数据校验空数据越限不刷新状态有功风速自校验互校验汇集线/全场校验图4-7数据质量校验顺

37、序5.4 新能源运行 典型应用高质量的海量风机数据，对调度运行具有较辅助决策作用。在受阻电量评估实时监视和检修优化方面具有广阔的应用前景。5.4.1 调度侧典型应用5.4.1.1 精细评估受阻电量场内弃电量的大小是衡量新能源发电企业运行管理水平的重要指标，如果场内弃电量较大，表明新能源发电企业及所属场站的运维管理水平有待提高。，依托海量风电单机数据，细化分析弃风电量的不同，将场内弃电量占总弃电量的比例作为新能源发电企业的对标指标，依据该指标定期对新能源发电企业进行排序，并定期公布相关指标，以此促进发电企业提升运行管理水平。结合调度日志中的场站检修和故障，对新能源单机数据进一步深入挖掘，可将场内

38、导致的弃电量细分为检修、故障和陪停几种 每种分别进行统计分析，从而更次揭示发电企业运行管理中的薄弱环节，指导其进行提升。5.4.1.2 加强新能源运行实时监视（调到第一条）基于新能源单机数据，实现风电机组和光伏逆变器运行的实时监视，值班调度员不但能够监视场站出力、升压站电压电流等宏观数据，还能够监视每台风机和逆变器的有功、无功出力和运行状态。在此基础上，调度员能够实时掌握所有场站的资源状况、理论出力和弃风弃光情况，据此调整有功系统下发的出力指令，以充分利用电网接纳能力和外送通道容量。基于单机数据实现电网风险的预警，当发生风机或光伏逆变器脱网时，风机或逆变器的状态会发生突变，系统会向当值调度员实

39、时推送状态变化，使调度员能够实时监视到新能源机组脱网情况，快速地进行处理。5.4.1.3 优化新能源外送通道检修计划根据海量新能源单机数据的挖掘，开展风、光资源特性的分析，每年枯是安排新能源场站外送通道停电检修的最优时间，优化调整新能源外送通道的停电检修计划，尽量将停电时间调整到枯，从而避免新能源场站额外的电量损失，提升了消纳能力。此外，调度机构协调场站内发电检修工作，在检修计划制定时做到“一停多用”，即当外送通道检修时，安排场内同时配合停电检修，一方面减小了重复停电造成的电量损失，另一方面使新能源发电处于良好状态，争取大多发、 。5.4.2 厂家典型应用把风电机组看成可修复，结合不同型号风电

40、机组的运行数据和状态，可计算每种型号风电机组的平均检修时间 Tr、平均故障时间 Tf、平均可用率 等可靠性指标。指标计算如下：= åTNri=1fi=1T = åNniåj =1j =1åmiTPOUOFT(i, j) N(i, j) N(1)(2)åM (T(i) + T(i) )a = 1-i=1POUOF(3)i=1UåM (T - T(i)其中，N 为全网某型号风电机组的总台数，ni 为第 i 台风电机组统计周期内的计划停运检修次数，TPO 为风电机组计划停运检修（状态 3）持续时间；mi 为第 i 台风电机组统计周期内的非计

41、划停运次数，TUOF 为风电机组非计划停运（状态 4）持续时间，T 为统计周期，TU 为风电机组场内/外受累陪停、调度停运备用、通讯中断持续时间加和。2017 年某省级电网统计了 10 家主流风电机组厂家的风机可用率为 96.1%，如图 4-8 所示。其中，各厂家风机检修时间均在 100 小时左右，而平均故障时间差异性较大，是影响风机可用率的主要因素。对于平均可用率偏低的厂家 10 而言，可用率仅为 92.9%，而故障时间高达 457 小时。检修时间故障时间可用率100%50098%40096%30094%20092%10090%0厂家1 厂家2 厂家3 厂家4 厂家5 厂家6 厂家7 厂家8

42、 厂家9 厂家10图4-8部分厂家风电机组平均可用率情况5.4.3 场站侧典型应用5.4.3.1 风电场可用率对于风电场可用率而言，风电机组的不可用状态除了风电机组故障、检修以外还场内故障陪停。因此，风电场平均可用率 为：åM (T(i) + T(i) + T(i)g =1-i=1POUOFPRIi=1UåM (T - T ¢ (i)(4)其中，M 为风电场风电机组的总台数，TPRI 为风电机组计划停运检修（状态 5）持续的时间，T 为统计周期，TU为风电机组场外受累陪停、调度停运备用、通讯中断持续的时间加和。2017 年某省级电网风电装机超过 50 万千瓦的新能

43、源企业共有八个，其风电场平均可用率为 92.4%，如图 4-9 所示。在风资源一定情况下，风电利用小时数与风电场可用率基本成正比，对于风电场可用率最高的新能源企业 A（95.9%），其风电利用小时数也最高，达到2172 小时。100%利用小时数平均可用率220097%210094%200091%190088%180085%ABCDEFGH1700图4-9部分发电集团风电场可用率情况5.4.3.2 风电场综合差异率风电场损失电量是指由于相关维护、检修、故障停运、电网送出阻塞以及系统调峰限制等，造成风电场不能充分利用风能而损失的发电量。根据弃风电量产生的，可分为场内损失电量和场外损失电量。场内损失

44、电量是指由于风电机组检修、故障和场内故障陪停而造成的电量损失。场外损失电量是由于电网送出阻塞以及系统调峰限制而造成的风电电量损失。风电场发电量损失类型以风电机组为基础，计划停运检修（PO）、非计划停运（UOF） 和场内受累陪停（PRI）期间的电量损失场内损失电量。ini=1POUOFPRIE = åM (E(i) + E(i) + E(i)(5)其中，ERO、EUOF、EPRI分别为计划停运检修、非计划停运和场内受累陪停状态下的标准发电量，标准发电量通过机舱风速和现场风功率曲线计算得到。风电场标准发电量为实际发电量Q与场内损失电量之和。调度限电降额（DGD）、场外受累陪停（PRO）和

45、调度停运备用（DR）期间的电量损失统场外损失电量。outi=1RPODRDGDDGDE= åM (E(i) + E(i) + E(i) - Q(i)(6)其中，EPRO、EDR、EDGD分别为场外受累陪停、调度停运备用和调度限电降额状态下的标准发电量， QDGD为调度限电降额状态下的实际发电量。风电场理论发电量为实际发电量与场内、场外损失电量之和。风电场实际发电量与标准发电量的比率定义为综合差异率：b = Q / (Q + Ein )(7)新能源企业可通过建立综合差异率考核指标体系，量化分析在客观风能资源和电网消纳能力等外界条件下风能利用水平的差异，促进自身管理水平提升。2017 年

46、新能源企业 E 的平均综合差异率 7.5%，如图 4-10 所示。其中，对于利用小时数据偏低的风电场 W1（1616 小时）和风电场 W9（1477 小时），风电场 A 主要为风资源偏低，而风电场 I 主要为场内风机的利用水平差异率偏高。16%14%12%10%8%6%4%2%0%利用小时数综合差异率W1W2W3W4W5W6W7W8W925002000150010005000图4-10某新能源企业利用水平差异率情况5.4.4 监管典型应用依据可再生能源发电全额保障性收购管理办法第九条要求：受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发

47、电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用；因并网线路故障（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿；由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身故障、检修等 造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，不予补偿。场外受阻状态场外受阻在实际执行中，要对新能源企业进行补偿，需要量化计算常规机组挤占断面导致的受阻电量（EOCinterface）、常规机组挤占调峰消纳空间导致的受阻电量（EOCsystem）和场外停备受阻电量（EO

48、CPRO）3 个指标，指标与状态之间的对应如图 4-11 所示。场外受阻场外受累停备调度限电降额调度停运备用断面受阻断面受阻调峰受阻断面受阻调峰受阻EOCPROEOCinterfaceEOCsystem图4-11场外受阻电量与风电场不一样，全网受阻指标可区分断面受阻和调峰受阻，同时，全网可用发电功率要小于所有风电场可用发电功率之和。风电场与全网的受阻指标对比如下表所示。表4-6发电功率及受阻电力相关指标定义指标风电场全网理论发电功率在风资源条件下场内所有风机均可正常运行时能够发出的功率所有风电场理论发电功率之和场内受阻电力风电场理论发电功率与可用发电功率之差全网所有风电场场内受阻电力之和可用发

49、电功率考虑风机故障、检修或场内故障陪停等引起出力受阻后的发电出力考虑断面约束的风电场可用发电功率之和断面受阻电力所有风电场可用发电功率的代数和与全网可用发电功率之差调峰受阻电力全网可用发电功率与实发电力之差，即全网可参与市场的风电受阻电力忽略通信中断的影响，受阻电量指标计算步骤如下：1） 全网理论发电功率待风、发电状态时，实际出力即为理论出力；其它状态时，基于机组风速-功率曲线测算相应理论出力，所有风电场理论出力之和即为全网理论发电功率 Pt。2） 风电场可用发电功率剔除风机故障、检修或场内故障陪停等引起出力受阻后的功率即为风电场 i 的可用发电功率 Pa,i。3） 全网可用发电功率全网可用发

50、电功率为所有断面（含嵌套断面）风电场群的可用发电功率加和。图 110 为线路极限PL3500kV风电场群3实发主变极限PL2可用理论等效负荷L3风电场群2线路极限PL1实发可用等效负荷L2理论风电场群1220kV实发可用理论等效负荷L1220kV，典型 3 层嵌套断面的风电汇集外送网架结构示意图。本文以 3 层嵌套断面为例 全网可用发电功率计算。根据约束断面将所有风电场分为 3 个风电场群。图4-12风电场群嵌套断面示意图步骤 1：按照断面约束将所有风电场分为不同的风电场群，共计 3 个风电场群，计算每个风电场群的可用发电功率：R =æ¢ö(8)1min 

51、1; (PL,1 + L1 )，å Pj ÷èjÎQ1øæöR =¢(9)2min ç (PL,2 + L2 )，å Pj ÷èjÎQ2øçå÷3L,33jR = min æ (P + L )， P¢ö(10)èjÎQ3ø由于嵌套断面，风电场群 2 和 3 的可用发电功率 R2、R3 计算结果可能会出现偏差，需要进行。步骤 2：根据嵌套断面的层级，由下至上逐级。

52、30;æööR2 = min ç (PL,2 + L1 + L2 )，ç R1 + å Pj¢÷÷(11)èèjÎQ2 -Q1øøææö öR3 = min ç (PL,3 + L1 + L2 + L3 )，ç R2 + å Pj¢÷ ÷(12)èèjÎQ3 -Q2ø ø步骤 3：剔除下级嵌套断面对应的风电场

53、群 1 和 2，保留最级嵌套断面对应的风电场群 3，所有断面（含嵌套断面）风电场群的可用发电功率加和即为全网可用发电功率Pa。4） 考虑电网故障的可用发电功率在全网实际发电功率的基础上，叠加场外受累陪停（PRO）状态的风机理论出力，计算得到考虑电网故障的可用发电功率 Pf。若某一时段 Pf 大于 Pa，则取值 Pa。5） 受阻电量指标计算以某一典型日为例，根据风电机组运行数据统计计算全网理论发电功率、风电场可用发电功率、全网可用发电功率和考虑电网故障的可用发电功率曲线，如图 4-13 所示，根据不同曲线之间的积分电量，可计算断面受阻电量、调峰受阻电量、场外受累陪停受阻电量。180015001200900600全网理论发电功率 风电场可用发电功率全网可用发电功率300 考虑电网故障的可用发电功率全网实际发电功率00:003:006:009:0012:0015:0018:00