第5章新能源运行信息管理

第5章新能源运行信息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信息内容和技术要求。为保障新能源场站接入电网后的安全、优质、经济运行，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信息的内容范围，以及信息采集、传输、安全防护等方面要求。5.1新能源运行信息新能源场站与电网调度机构间交换的调度自动化信息，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信息。新能源运行信息按颗粒度分为新能源场站信息、集电线路信息和风电机组（光伏发电单元）信息。5.1.1 新能源场站信息风电场运行信息风电场向电网调度机构传送的信息包括遥测量、遥信量和英他信息。（1） 风电场遥测量风电场遥测信息主要包括全场、升压站、集电线路以及风电机组的运行信息，具体遥测量如下:Q风电场发电岀力，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） 升压站无功补偿装苣的无功功率、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，电流可根据需要确泄。1）全场处于三种状态下风电机组的容呈:。（2） 风电场遥信量风电场遥信信息主要包括全场、升压站、集电线路的状态变量，具体遥信量如下：a） 风电场事故总信号。b） 升压站并网线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号。c） 升压站母联、分段的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、PT刀闸状态位置信号。d） 升压站无功补偿装苣的断路器、隔离刀闸、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。0集电线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号。（3） 其他信息根据风电场调度运行管理要求，除上述遥测遥信信息外，风电场需向调度机构上传/报送的信息包括：风电机组运行信息、气象信息和基础信息。a） 风电机组运行信息包括风机有功、无功、机舱风速、风机运行状态等。b） 气象信息包括：1）风电场实时测风信息，即测风塔实时测量的风速、风向、气温、气压、湿度等数据，其中风速、风向应有10m髙处、30m髙处、风电机组轮毂中心髙处、测风塔最高处四个测点值，以及指左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，指未来72小时风电场所在地区、不同髙度（10m、30m、50m、70m,100m等）的风速、风向、气温、气压、湿度，要求未来72小时预测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）风电场功率预测结果，即风电场功率预测系统的短期和超短期预测结果。风电场基础台账信息风电场基础信息包括属性信息、风机信息、无功补偿装置信息、涉网立值信息、功率预测厂家信息、涉网性能测试类信息，以上信息均为一次性报送台账信息。1） 风电场信息。主要包括风电场归属集团、所在市（区）、占地而积、调度冬称、经度、纬度、调度机构性质、设计容疑、装机容戢、首次并网日期、完全并网日期、并网机组台数、设汁年利用小时数、可研报告10m高度年平均风速、可研报告50m髙度年平均风速、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） 风机信息。主要包括风机生产厂家、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、主控系统型号及软件版本、额左视在功率（MVAJ、额左有功功率（卜八“）、进相能力（MVar或功率因数）、迟相能力（MVhi•或功率因数）、额泄风速（iWs）、切入风速（m/s）、切出风速（m/s）、理论功率曲线等。3） 无功补偿装置信息。主要包括动态无功补偿设备、电容器等。动态无功补偿设备包括设备类型（TCR（SVC）、MCR（SVC）、SVG等）、生产厂家、产品型号、感性容呈：（MVar）、容性容量（MVar）、动态响应时间（血）、控制策略、跟踪点电压等级（kV）、电压采集点位置等：电容器包括生产厂家、产品型号、总容性容量（MVar）、分组投切（是/否）、单组容量（MVar）等。4） 控制系统类信息。主要包括有功功率控制系统和无功电压控制系统：有功功率控制系统：产品名称、生产厂家、控制；无功电压控制系统：产品统称、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设备的能力、风机及厂内无功设备协调控制功能及策略，快速正确投切厂内无功补偿设备时间、能否自动接收调度指令。5） 涉网左值信息。主要包括电压左值及频率泄值，电压立值：风机及动态无功补偿装置最低瞬时电压（％）、最低瞬时电压运行延时（s）、正常运行电压低限（％）、正常运行电压低限之下允许运行时间（s）、正常运行电压高限（％）、正常运行电压髙限之上允许运行时间（s）等；频率定值：低频停机（Hz）、低频停机延时（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〉、频率高限延时（s）、高频停机（Hz）、高频停机延时（s）等。6） 功率预测类信息。主要包括风功率预测系统生产厂家、产品型号、多年逐月平均风速情况、历史最大风速（n"s）、风功率密度。7） 涉网测试类信息。主要包括低电压穿越能力测试报告、动态无功补偿装宜测试报告、电能质量在线监测装宜入网测试报告、髙电压穿越能力测试报告、有功无功调肖能力测试报告、频率适应性测试报告。5.1.13光伏发电站运行信息光伏发电站向电网调度机构传送的信息包括遥测量、遥信量和其他信息。（1） 光伏发电站遥测呈：光伏发电站遥测信息主要包括全场、升压站、集电线路以及光伏发电单元的运行信息,具体遥测量如下：a） 全站有功和无功b） 实时开机容量c） 单台逆变器有功/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1）全站气象数据，主要包括辐照度和温度等信息（2） 光伏发电站遥信呈：光伏发电站遥信信息主要包括全场、升压站、集电线路的状态变量，具体遥信量如下:a） 单台逆变器运行状态b） 汇集进线的断路器、隔离刀闸、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、隔离刀闸、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） 其他信息根据光伏发电站调度运行管理要求，除上述遥测遥信信息外，光伏发电站需向调度机构上传/报送的信息包括：光伏发电单元运行信息、气象信息和基础信息。a） 光伏发电单元运行信息包括有功、无功、运行状态等。b） 气象信息包括：1）实时测光信息，光伏气象站监测的太阳能面板表而温度、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小时预测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）光伏发电站功率预测结果，即光伏发电站功率预测系统的短期和超短期预测结果。光伏发电站基础台账信息光伏基础信息包括电站信息、光伏组件及其支架信息、光伏逆变器信息、动态无功补偿设备信息、涉网左值信息、监控系统信息、功率预测类信息、涉网测试类信息等。1） 电站信息。主要包括光伏电站归属集团、所在市（区）、占地而积、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、实际并网容呈:、首次并网日期、完全并网日期、设讣年利用小时数、并网逆变器类型、逆变器台数、并网逆变器总容量、无功补偿容量、储能容疑、储能设备台数、太阳能发电类型、可研报告年日照辐射疑（MJ/rn2）.可研报告年日照小时数（小时）、太阳能电站自动有功控制能力、太阳能电站自动无功控制能力、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。另附场站内光伏子阵系统电气接线图。2） 光伏组件信息。太阳能电池类型、其它太阳能电池类型、厂家及英型式型号、铭牌功率参数、光伏板数呈:、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） 光伏逆变器信息。主要包括光伏逆变器制造商、光伏逆变器型号、光伏逆变器类型、额定功率、额左电压、额左频率、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、功率因数范囤、频率响应范用等。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） 无功补偿装置信息。主要包括动态无功补偿装巻、电容器及无功电压控制系统。动态无功补偿设备：设备类型（TCR（SVC）、MCR（SVC）、SVG等）、生产厂家、产品型号、感性容量（MVar）、容性容量（MVar）、动态响应时间（ms）、控制策略、跟踪点电压等级（kV）、电压采集点位苣：电容器：生产厂家、产品型号、总容性容量（卜八沁）、分组投切（是/否）、单组容量（MVhr）:无功电压控制系统：产品名称、生产厂家、是否具备控制逆变器无功能力、是否具备协调各种无功设备的能力、逆变器及厂内无功设备协调控制功能及策略，快速正确投切厂内无功补偿设备时间、能否自动接收调度指令5） 涉网保护信息。主要包括保护配置资料、电压左值及频率左值。保护配苣：调度调管设备保护配置淸单、故障录波厂家、设备型号、投运时间、馈线信息接入、动态无功补偿装置信息接入：电压定值：最低瞬时电压（％）、最低瞬时电压运行延时（s）、正常运行电压低限（％）、正常运行电压低限之下允许运行时间（s）、正常运行电压髙限（％）、正常运行电压高限之上运行特性（给岀不同电压高值下的运行延时，s）；频率左值：低频停机（Hz）、低频停机延时（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）、频率髙限延时（s）、高频停机（Hz〉、高频停机延时（s）、频率响应调节定值。6） 监控系统信息。主要包括监控系统厂家、监控系统软件版本号、有功控制系统厂家、有功控制系统软件版本号、有功控制系统投运日期、有功控制系统是否纳入主站闭环管理、无功控制系统厂家、无功控制系统软件版本号、无功控制系统投运日期、无功控制系统是否纳入主站闭环管理；自动化配置淸单，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：通信配置淸单，光伏区通信设备型号、生产厂家、类型、软件版本号、功能等。7） 功率预测类信息。主要包括光功率预测系统生产厂家、产品型号、投运时间、软件版本号、短期预报数值天气预报来源、超短期气象资料来源。8） 涉网测试类信息。主要包括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、有功无功调肖能力测试、频率适应性测试。5丄2 风电机组/光伏发电单元运行信息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、预测精度提升、功率控制协调等方而，对风电运行信息颗粒度的要求越来越高，调度运行管理逐渐细化到单台风电机组的层面。依据国电力企业联合会发布的《风力发电设备可靠性评价规程（试行）》，对风电机组遥测及遥信状态数据进行规范和定义。单机信息采集数据内容共包括风机有功、无功、机舱风速、风机运行状态和故障代码五类。

风电机组遥测数据风电机组遥测数据包括风机有功、无功、风速共3类，英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分钟采集数据的平均值。表4-1 单机信息采集遥测数据需求列表序号数据名称定义I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)风电机组状态数据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。风电机组状态划分如下:1:IdlingG:GeneralionD(；T:DeregulatedGenerationofTurbineMil):DeregulatedGenerationofDispatchX3V:DcrrgulalcdGenemtionofWeather)R:DispatenReserve*R1:PassiveReservefromInside'RO:PassiveReservefromOutsidePlannedOutageJOF:UnplannedOutageofFailureJOW:UnplannedOutageofWeatherCO:CommunicationOutage厂可用(A)V运行(O)r1:IdlingG:GeneralionD(；T:DeregulatedGenerationofTurbineMil):DeregulatedGenerationofDispatchX3V:DcrrgulalcdGenemtionofWeather)R:DispatenReserve*R1:PassiveReservefromInside'RO:PassiveReservefromOutsidePlannedOutageJOF:UnplannedOutageofFailureJOW:UnplannedOutageofWeatherCO:CommunicationOutage厂可用(A)V运行(O)rJ降额发电(DG)"待风(I)机组自降额(DGT)异常天气降额(DGW)通讯正常(CN)“调度停运备用(DR)度限电降(DGD)通讯中断(CO)受累停运备用(PR)场内受累停备(PRI)场外受累停备

(PRO)J不可用(U)图4・1 风机状态变量分类根据规程左义，遥信状态变量分类如下表所示：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发电指机组在H1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哀减或界常而降额运行的状态4界常天气降额指机组受外界界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限功率控制命令并执行降额发电的状态6il•划停运指因风场安排机组il•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原因造成的停机8异常天气停运指因外界条件造成的风机停机.如大风、低温等原因造成的停机9调度停运备用指机组木身具备发电能力.但由干电力系统的运行约束.风电场有功控制子站接收调度命令后让部分风机处于停运备用的状态

序号变虽状态定义10场内受累停备指机组木身具备发电能力•但由于机组以外的场内设备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,但由于场外原因（电网设备故障或非计划检修）适成机组被迫退出运行状态，状态值需根据升压站商斥侧开关状态进行综合判断12通讯中断指由于通讯原閃，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、由场内设备原因导致的风电受阻状态，以及由场外电网原因导致的风电受阻状态。从图4-2可以看岀，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別中。若上述12种风机状态均能采集上传，则能够客观准确地评价设备可用率和开展风电受阻原因精细化分析。正常运行异常天气受阻场内受阻场外受阻常气额异天降发电正常运行异常天气受阻场内受阻场外受阻常气额异天降发电+待风度运用调停备度电叙调PR降场外受累场内受累计划停运故障停运机绍门降额常气运异天停正常运行异常天气受阻I拥常气运异天停常气额异天降发电+待风故障停运机组自降额计划停运场内受累场外受累_正常运行异常天气受阻I拥常气运异天停常气额异天降发电+待风故障停运机组自降额计划停运场内受累场外受累_图4・2 理想情况下风机状态上传规范然而，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母线等场内设备故障引起的风机场内受累停备与电网故障等场外原因引起的风机场外受累停备。如图4-3中两个黑色虚线框所示，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信息推送类别是相同的。结合风电场和风机设备实际运行情况，仅仅根据风机信息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，简化后的状态分类如图3、表2所示（图3中未包括“通讯中断"状态）。! 无法区别内部状态 !! !统一标记为“非计划停运”I场外受阻I图4・3实际情况下风机状态信息上传规范英中，场内受累和场外受累以风电场升压站髙压侧为界。场内受累指由于风机以外场内原因（例如风电场汇集线、箱变、母线、主变等风场内设备故障或il•划检修）造成机组停运；场外受累指由于场外原因（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风机状态分类

编号变量运行状态定义0待风(I)抬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)描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进行了限功率控制命令并执行发电的状态3计划停运(P0)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)抬因风机自身故障造成的风机停机，如机械部件报故障等原闵造成的停机片常天气停运(UOW)指因外界条件造成的风机停机.如大风、低温等凍因造成的停机场内受累陪停(PRI)抬机组木身具备发电能力.但由干机组以外的场内设备停运造成机组被迫退出运行的状态场外受累陪停(PRO)抬机组木身具备发电能力.但由于场外原因适成机组被迫退出运行状态，状态值需根据升乐站商压侧开关状态进行综合判断5调度停运<DR)抬机组木身具备发电能力.但由于电力系统的运行约束.风电场有功控制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)指由于通讯原因.实时数据转发数据未接收到机组实时数据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信息。针对表4-3中状态编号4,本文采用图44所示的排除法进行场内/场外受累停备区分:风电场单机信息上传时标记相应故障信息代码(如某台金风GW110/3000风机因“电网过压故障”故障停机时，则上传故障信息代码“5”)，调控中心根据故障信息代码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(包括场内受累和场外受累)：对于步骤(1)中判泄为受累停备状态的，调控中心进一步结合调度日志中电网线路、变电站等电网设备运行/退岀状态，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。(-)风机上传单机信息时标记相应故障信息代码，调控中心基于故障信息提取受累停备状态(-)风机上传单机信息时标记相应故障信息代码，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44场内/场外受累停备状态区分方法5.123光伏发电单元遥测数据表4-4单机信息采集遥测数据需求列表

序号数据对象数据内容符号定义单位精度1气象站倾斜面总辐照度GW/m2<5%水平面总辐照度GhW/m2<5%r直射辐照度GdiW/nr<5%3散射辐照度GdfW/nr<5%4环境温度Tm二<in5风速WSm/s<0.5m/s6光伏逆变器有功PikW<0.5%7无功Q】kVar<0.5%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禅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运行范用时，可以自动联接到电网。2发电s发电S指逆变器在NIPPT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DG机组自降额AIP抬逆变器的IGBT.滤波迫容和滤波电感等元•器件过温或设备过戦等原因，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进行了限功率控制命令并持续发电的状态。5正常停运PO站内计划停运POI指因光伏电站安排设备il•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、变电站定期检修等原1大1适成的光伏逆变器停运。7限电停运DR限电停运DR指逆变器木身具备发电能力•但由于断面.调峰运行约束或线路检修等客观原伏h光伏电站有功控制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机组自身丿京因故障停运ISF指逆变器自身故做或直流侧设备造成的逆变器停机•如驱动故障、直流接地等丿京因造成的停机。9站内受累停运PRI指逆变器木身具备发电能力•但由于逆变器以外的站内设备停运造成逆变器被迫退出运行的状态。如光伏电站汇集线路.升斥变压器、母线、主变等站内设备故障，状态值需根据站内电气拓扑结构的徐开关位迓等进行综合判断C10站外受累停运PRO指逆变器木身具备发电能力.但由于站外原因（如外送输电线路或电力系统故障等）造成逆变器被迫退出运行状态.状态值需根据升压站商压侧开关或对端汇集站的开关状态等进行综合判断。11通讯中断CO通讯中断CO指由于通讯原伏1,场站监控系统或能虽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"状态为“机组故障停运"和“受累陪停S需提供1分钟级逆变器故障代码信息。5.2新能源信息采集传输方案新能源运行信息采集传输有两种方案，一种是通过安全一区远动上传至调度机构，时间分辨率从几秒到几分钟不等（新能源场站实时运行信息每4-8秒上传一次，实测气象数据每5分钟上传一次）；另一种是通过监控系统自动生成E语言文件传至场站安全三区，通过SFTP方式传至调度机构。5.2.1 安全一区远动方案与常规机组类似，新能源场站运行数据（含单机信息）均从安全一区上传，编制所有数拯变量的点表，通过远动上传至调度机构SCADA系统，数据上传示意图如下图所示。新能源运彳预堀风4JV光伏单元监控系统升压站监控系统远动装JKT调度数据网SCADA遥数据处理05000新能孩模块调度安全三区图4・5 两种数据传输方案比较由于新能源场站的运行数据大多在调度机构安全三区进行实用化应用，因此海量运行数据从SCADA传至三区的环节有可能导致数据质量的下降，同时，风电机组（光伏发电单元）的海量运行数据将有可能会引起实时信息的通道阻塞和数据延迟。5.2.2 安全三区SFTP方案由新能源场站三区与调度安全三区通过综合数据网实现风电单机数据文件直传（文件规范遵循国网“Q/GDW215-2008电力系统数据标记语言-E语言规范“）。数据传输过程如下：（1） 新能源场站对场（站）内所有运行信息进行汇总，包含场站运行数据和单机运行数据，单机数据包括风电机组（光伏发电单元）有功、无功、状态和风速（辐照度）等。（2） 新能源场站对汇总数据的完整率和正确率进行自动校核，确保上传数据的质量。（3） 新能源场站按规范要求生成E格式文件,并推送至调度机构安全三区文件服务器。（4） 调度机构进行文件解析，并进行数据正确率检验，包括死数率、错数率和不刷新率。（5） 调度机构将数据质量结果反馈至新能源场站进行整改，整改后信息重新上传并由调度机构入库存储。

单机信息采集工作流程图单机信息文件解析:[单机信息采集工作流程图单机信息文件解析:[图4・6 单机数据传输方案该方案每分钟生成E文件并自动上传，既保证的新能源运行数据的实时性要求，又大大减少了数据在安全三区应用前的传输环节，较易实现对新能源运行信息的质量管控。5・3新能源运行信息质量控制本肖以风电场为例，介绍新能源运行信息质量控制措施。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，即确保机组数量和数据数呈:完整：数据解析后，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整改。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） 风速数据错谋风速数据错误包括以下3种情况：风速空数据：风速越限：风速＞50m/s、风速vOnVs,限值可配苣：风速不刷新：风速连续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包括以下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，il•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泄功率的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立容量的10%・则校验结果为错误。（3）状态数据错误状态数据错误包括以下4种情况：状态空数据；状态错误：现有状态只包括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（包括受累停备）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，风速丸：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，有功丸；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vOKW,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〉状态”正确优先级的原则，逐步分类筛选出错误数据。（1） 自校验自校验包括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判断：标记两种数拯错误：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。没有标记数拯错误：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/全场有功数拯校验，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。

空数据越限空数据越限不刷新空数据越限不刷新状态有功空数据越限空数据越限不刷新空数据越限不刷新状态有功风速自校脸有功-风速校验状态-风速校验状态-有功校验有功-风速校验状态-风速校验状态培功校验互校验-:风电机组有功!和汇集线/全场i有功数据校验II汇集线/全场校验'图4・7 数据质量校验顺序5.4新能源运行信息典型应用髙质量的海虽风机数据，对调度运行具有较好的辅助决策作用。在受阻电量评估实时监视和检修优化方而具有广阔的应用前景。5.4.1 调度机构典型应用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设备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原因，将场内弃电量占总弃电戢的比例作为新能源发电企业的对标指标，依据该指标左期对新能源发电企业进行排序，并立期公布相关指标，以此促进发电企业提升运行管理水平。结合调度日志中记录的场站设备检修和故障信息，对新能源单机数据进一步深入挖掘，可将场内原因导致的弃电量细分为检修、故障和陪停几种原因，针对每种原因分别进行统计分析，从而更深层次揭示发电企业运行管理中的薄弱环节，指导其进行整改提升。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，据此调整有功控制系统下发的岀力指令，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时推送状态变化信息，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。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，每年枯风期是安排新能

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讣划，尽量将停电时间调整到枯风期，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设备检修工作，在检修汁划制立时做到“一停多用”，即当外送通道检修时，安排场内设备同时配合停电检修，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设备处于良好状态，争取大风期多发、满发。5.4.2设备厂家典型应用把风电机组看成可修复元件，结合不同型号风电机组的运行数据和状态信息，可计算每种型号风电机组的平均检修时间7；、平均故障时间7）、平均可用率a等可靠性指标。指标讣算方法如下：(1)T严£.£小。匕训N(1)一工:（％0）+几沁））为:（八恥））其中，N为全网某型号风电机组的总台数，山为第/台风电机组统讣周期内的订•划停运检修次数，7花为风电机组计划停运检修（状态3）持续时间；心为第i台风电机组统计周期内的非讣划停运次数，几如为风电机组非计划停运（状态4）持续时间，T为统计周期，北为风电机组场内/外受累陪停.调度停运备用、通讯中断持续时间加和。2017年某省级电网统讣了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%,而故障时间髙达457小时。图4图4・8 部分厂家风电机组平均可用率情况5.4.3 新能源发电企业典型应用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、检修以外还包括场内设备故障陪停。因此，风电场平均可用率y为：二］工：（％（i）+%F（i）+GQ） ⑷" 工;：（八伙））其中，M为风电场风电机组的总台数，7＞型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，7匕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。在风资源一左情况下，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髙的新能源企业A（95.9%）,其风电利用小时数也最高，达到2172小时。利用小时数100%97%94%91%85%Ittthn2200100%97%94%91%85%Ittthn220021002000190018001700图4・9 部分发电集团风电场可用率情况S.4.3.2风电场综合差异率风电场损失电屋是指由于相关设备维护、检修、故障停运、电网送岀阻塞以及系统调峰限制等原因，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原因，可分为场内损失电量和场外损失电量。场内损失电呈:是指由于风电机组检修、故障和场内设备故障陪停而适成的电量损失。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，il•划停运检修（PO〉、非计划停运（UOF）和场内受累陪停（PRI）期间的电量损失计为场内损失电量。其中，Er。、Euof.Eaw分别为汁划停运检修、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修正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）和调度停运备用（DR）期间的电疑损失统计为场外损失电量。耳”=工：©/）+臥（’）+%0⑴一Q切⑺） ⑹其中，Epro、EgEqs分別为场外受累陪停、调度停运备用和调度限电降额状态下的标准发电量，Qmd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左义为综合差异率:0=QI(Q+EQ 0=QI(Q+EQ (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年新能源企业£的平均综合差异率7.5%,如图4-10所示。其中，对于利用小时数拯偏低的风电场W1（1616小时）和风电场W9（1477小时），风电场A主要原因为风资源偏低，而风电场I主要原因为场内风机设备的利用水平差异率偏高。利用小时& ——体介签片率图4J0某新能源企业利用水平差异率情况5.4.4监管部门典型应用依据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》第九条要求：①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电合同转让至系统内优先级较低的英他机组，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：②因并网线路故障（超出设汁标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非讣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:③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设备故障、检修等原因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。在实际执行中，要对新能源企业进行补偿，需要量化讣算常规机组挤占断而导致的受阻电量（△"&”"“）、常规机组挤占调峰消纳空间导致的受阻电量（AEOC,v.wm）和场外停备受阻电量（EOCprQ3个指标，指标与状态之间的对应关系如图4-11所示。图441场外受阻电星分类与风电场不一样，全网受阻指标可区分断面受阻和调峰受阻，同时，全网可用发电功率一般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凤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电功率考虑风机故障、检修或场内设备故障陪停等原因引起出力受1®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.聞全网可参与市场交易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；苴它状态时，基于机组风速-功率曲线测算相应理论出力，所有风电场理论岀力之和即为全网理论发电功率plo2） 风电场可用发电功率剔除风机故障、检修或场内设备故障陪停等原因引起出力受阻后的功率即为风电场/的可用发电功率几.23） 全网可用发电功率全网可用发电功率为所有断而（含嵌套断面）风电场群的可用发电功率加和。110为典型3层嵌套断而的风电汇集外送网架结构示意图。本文以3层嵌套断而为例，介绍全网可图4J2风电场群嵌套断面示意图步骤1：按照断而约朿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：=min（弘+厶），》P：R、R、=min（化,+厶兀6=min（爲，+厶），另剤 40）g）由于嵌套断而原因，风电场群02和。3的可用发电功率心、心计算结果可能会出现偏差，需要进行修正。步骤2：根据嵌套断而的层级，由下至上逐级修正。R产min（比+厶+厶）仏+ P\\ CH）kgy））Ry=min（PL3+厶+厶+厶），R,+另P；11 （12）< ' g-6•丿丿步骤3：剔除下级嵌套断面对应的风电场群6和02,保留最高层级嵌套断而对应的风电场群03,所有断面（含嵌套断而）风电场群的可用发电功率加和即为全网可用发电功率Pno4） 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巴。若某一时段巴大于几，则取值几。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疑。图443典型日功率曲线示意图根据上述计算方法求得2017年风电场W3受阻电量EOC=5932万千瓦时：该风场通过沽源500kV主变汇集外送，沽源500kV变电站接入的均为新能源场站，无常规机组和负荷，因此，20亦心；在系统调峰困难限电时段，电网执行新能源优先调度指令，因此，AEOC™,.=0；场内受阻电量3903万千瓦时，场外受阻电虽：2029万千瓦时（包括断面受阻和调峰受阻），其中，5月和7月由于外送线路故障造成场外受累（PRO）限电损失，EOCpr（）=4M万千万时。计算结果如图4-14所示，从图中可以看出，场外受阻电量主要集中在1~5月、10~12月的富风期，其中，调峰受阻主要集中在2月份春节特殊运行方式下，断而受阻在富风期间分布较为均匀。900900■场內空讯■场■场內空讯■场外受禺«PRO)■斯虫受用"迪含PRO)■图444某风电场弃风电虽情况5.5信息安全要求新能源场站应严格按照并落实《电力监控系统安全防护的规泄》和国家信息安全等级保护制度的相关要求，坚持场站监控系统''安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，履行并网调度协议中有关信息安全的条款，支持调控机构履行并网电厂电力监控系统技术监督职责，明确责任，加强管理，制左信息安全防护方案与应急响应措施，全面保障新能源厂站电力监控系统信息安全。三区功