(高清版)GBT 40600-2021 风电场功率控制系统调度功能技术要求

风电场功率控制系统调度功能技术要求国家市场监督管理总局I前言 2规范性引用文件 13术语和定义 4总体要求 25系统调度功能 36调度功能测试 57性能指标 附录A(资料性)功率控制系统控制链路 7附录B(资料性)基本采集信息表 8附录C(资料性)风电场参与电网一次调频下垂曲线示例 附录D(资料性)风电场有功功率、无功功率、电压及一次调频控制的性能指标计算方法 参考文献 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。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。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口。本文件起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司国家电力调度控制中心、国网吉林省电力有限公司、中国南方电网电力调度控制中心、国网冀北电力有限公司、国网内蒙古东部电力有限公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司。本文件主要起草人：董昱、秦世耀、董存、孙勇、李明节、迟永宁、张金平、苗风麟、陈国平、冷喜武、1风电场功率控制系统调度功能技术要求本文件规定了风电场功率控制系统(以下简称“系统”)调度功能的基本要求、配置及通信信息、主要功能、测试及性能指标要求。本文件适用于通过35kV及以上电压等级并网的新建或扩建风电场，可用于系统的设计研发及入网功能选型等。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T19582.1基于Modbus协议的工业自动化网络规范第1部分：Modbus应用协议GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T36050电力系统时间同步基本规定GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。根据电网实时控制指令(或预置目标指令)及风电机组出力特性，合理分配风电机组有功功率，实现风电场有功功率自动闭环控制，使风电场有功出力满足电网控制要求。风电场一次调频控制windfarmprimaryfrequencycontrol当电力系统频率偏离规定的调频死区时，风电场快速自动调节有功功率，以响应电网频率变化，维持电网频率稳定的控制功能。通过对风电机组和无功补偿装置的直接控制，实现风电场自动发电控制、一次调频控制和无功电压控制等功能的系统。24总体要求4.1基本要求4.1.1系统应跟踪执行电网调度指令，或响应电网频率及电压变化，通过对风电机组及无功补偿设备的直接控制，实现风电场有功功率、无功功率的调节，支撑电网频率及电压。4.1.2系统应保证风电场功率控制的精度、响应时间等技术指标满足电网运行要求，应符合GB/T19963的功率控制要求，控制链路图见附录A。4.1.3系统各控制功能应在逻辑上相互独立，控制策略、执行周期相互匹配。4.1.4系统应使用自主可控的硬件设备和经过安全加固的操作系统，安全防护应符合GB/T36572的要求。4.2硬件配置4.2.1系统应由控制主机、人机接口设备等构成。4.2.2控制主机应采用双机主从方式配置、双电源供电。4.2.3人机接口设备应采用高可靠性工业计算机设备。4.2.4系统应配备数据采集模块，直接采集风电场并网点电压、主变高压侧电流等，用于一次调频控制。对于采用海上升压站、陆上集控站形式并网的海上风电场，此处采集信号指集控站出线侧电压、电流。4.3软件功能4.3.1系统软件应基于模块化设计，各功能模块可独立投入或退出，控制模式(控制策略)可根据调度主站、风电场运行要求进行切换。4.3.2系统应具有自检功能，当软件工作不正常时，应能通过自复位恢复正常工作。4.3.3系统应具备自动授时功能，时间同步应符合GB/T36050的要求。4.4.1系统应能与调度主站进行通信，实时接收控制目标值并上传控制目标返回值，具体通信信息见附录B中表B.1、表B.2。通信宜采用TCP/IP通信接口并符合DL/T634.5101、DL/T634.5104的要求。4.4.2系统应直接与风电机组进行通信，实时采集风电机组的运行信息，将有功功率、无功电压控制目标下发给风电机组，具体通信信息见表B.3、表B.4。通信宜采用环网TCP/IP通信接口并符合DL/T634.5101、DL/T634.5104、GB/T19582.1的要求。4.4.3系统应直接与动态无功补偿装置进行通信，实时采集装置的运行信息，下发无功电压控制目标，具体通信信息见表B.5、表B.6。通信宜采用TCP/IP通信接口并符合DL/T634.5101、DL/T634.5104、GB/T19582.1的要求。4.4.4系统应能与风电场升压站监控系统进行通信，实时采集风电场运行信息，向风电场升压站监控系统发送遥调、遥控指令，具体通信信息见表B.7、表B.8。通信宜采用TCP/IP通信接口并符合DL/T634.5101、DL/T634.5104的要求。4.4.5对于采用海上升压站、陆上集控站形式并网的海上风电场，此处系统应与集控站监控平台进行35系统调度功能5.1有功功率控制5.1.1系统的有功功率控制模式分为功率非受限模式和功率受限模式。5.1.2在功率非受限模式下，系统应能控制风电场有功功率变化并符合GB/T19963的有功功率变化要求。5.1.3在功率受限模式下，风电场可发功率满足要求时，系统应将有功出力调整至预先设定值或调度主站下达的目标值；风电场有功功率控制响应时间及控制精度应满足电网运行要求。5.1.4系统应根据接收到的风电场有功目标值与当前出力情况，按照设定的分配策略合理进行风电机组有功功率分配。分配策略宜考虑等容量、等比例、等裕度等。5.1.5系统应支持远方/就地两种控制方式，在远方控制方式下，系统实时响应调度主站下发的控制目标；在就地控制方式下，按照预先给定的模式及控制目标进行控制。5.1.6系统有功功率分配至少考虑如下约束条件：a)风电机组的电压、电流约束；b)风电机组有功功率上/下限约束；c)风电机组有功功率最大调节速率、最小调节周期；d)风电机组启、停机次数、开机条件等约束；e)风电场的调频备用容量。5.1.7当风电场电气量越限、量测异常、通信异常、设备运行告警时，系统应闭锁对应的有功功率调节功能。5.1.8在电力系统事故或紧急情况需要快速降低风电场有功出力时，系统应配合安全自动装置快速切除风电场或场内部分集电线路。5.2一次调频控制5.2.1当电网频率偏离规定的死区后，系统应自动启动一次调频控制功能，通过调整风电场有功功率减少频率偏差；当电网频率恢复至一次调频动作死区范围内时，自动退出当前一次调频过程。5.2.2当风电场有功功率高于20%额定有功功率时，一次调频控制应能实现风电场有功功率的连续平滑调节，并满足以下要求：a)当电网频率下降时，系统应根据一次调频下垂曲线快速增加有功功率，增加至目标值或当前最大有功功率；b)当电网频率上升时，系统应根据一次调频下垂曲线快速减小有功功率，减小至目标值或最小有功功率。风电场一次调频下垂曲线示例见附录C。5.2.3在有功功率非受限模式及受限模式下，系统均应具备一次调频控制功能。5.2.4系统一次调频应与本风电场自动发电控制(AGC)相协调，应至少满足如下条件：a)系统有功功率的控制目标值应为本风电场自动发电控制(AGC)指令值与风电场一次调频功率目标值的代数和；b)当电网频率超出50Hz±0.1Hz时(根据各区域电网实际情况确定),系统应闭锁本风电场自动发电控制(AGC)反向调节指令。5.2.5一次调频控制过程中，系统向风电机组发送的有功功率目标值需考虑风电机组最小技术出力、最大可输出功率及风电机组运行安全约束。有功功率分配策略可考虑等容量、等比例等。4调频功能应相互配合，综合考虑动作优先级、响应时间、控制死区等。5.3无功电压控制5.3.1系统的无功电压控制模式分为恒电压模式、恒无功功率模式及恒功率因数模式。5.3.2在恒电压模式下，系统应将并网点电压调整到电压目标值，电压目标值由调度主站下发或预置，调节时间、控制精度应满足运行要求。5.3.3在恒无功功率模式下，将并网点无功功率调整到无功目标值，无功目标值由调度主站下发或预5.3.4在恒功率因数模式下，将并网点功率因数调整到功率因数目标值，调节时间、控制精度应满足运行要求。5.3.5系统应综合考虑风电机组和无功补偿设备的运行状态和出力，合理进行无功分配，在调节时间及控制精度满足运行要求下，可实施无功优化控制。风电机组间的分配策略可考虑等容量、等比例、等5.3.6系统应支持远方/就地两种控制方式，在远方控制方式下，系统实时响应调度主站下发的控制目标；在就地控制方式下，按照预先给定的模式及控制目标进行控制。5.3.7无功功率分配至少考虑如下约束：a)风电场并网点母线电压约束；b)风电场集电线路母线电压约束；c)风电机组电压、电流约束；d)风电机组、动态无功补偿装置无功调节能力约束；e)风电机组、动态无功补偿装置无功最大调节速率约束；f)电容器/电抗器投切次数限制。5.3.8无功优化控制至少考虑如下因素：a)在电网稳态情况下，系统应充分利用风电机组的无功调节能力，置换动态无功补偿装置已投入的无功功率，并使动态无功补偿装置预留合理的无功裕度；b)在保证电压合格的前提下，系统应根据网损最小原则，协调控制风电机组与无功补偿设备，合理配置并优化风电场内各节点的无功出力及电压水平，避免出现无功电流的不合理流动。5.3.9当风电场电气量越限、量测异常、通信异常、设备运行告警时，系统应闭锁对应无功电压控制功能。5.4人机接口5.4.1可人工设置系统的控制模式和运行方式。5.4.2可人工闭锁/解锁风电场内各类功率控制设备，退出/投入自动控制。5.4.3具备调试功能，可对风电机组、无功补偿装置、升压变压器有载调压分接头等控制对象下发测试指令。5.4.4具备运行监视功能，各控制模式下包括但不限于：风电场并网点电压、有功功率、无功功率、频率，风电机组有功功率，风电机组及无功补偿设备无功功率、并网点电压，风电机组/无功补偿设备运行状态，系统与其他设备的通信状态、通信数据等。5.4.5具备报警处理功能，系统故障或功能异常时能自动报警，报警内容包括但不限于：系统软件运行异常、硬件运行异常、与其他设备通信异常、接收调度主站指令异常、控制指令执行异常等；具备语音告警、光字牌告警等多种告警方式。5.4.6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，权限设置应包括但不限于：模型维55.4.7具备系统管理和参数设置功能，可以在线设置有功功率控制、一次调频控制、无功电压控制功能5.4.8具备计划曲线数据录入功能，至少支持人工输入全场有功功率、电压、无功功率计划曲线，支持人工录入频率扰动模拟数据。5.5统计分析5.5.1存储关键历史数据，应包括但不限于以下内容：a)调度主站下发有功功率目标值、电压目标值和无功功率目标值；b)全场总理论发电功率、总可用发电功率、总有功功率实际值；c)并网点电压实际值；d)并网点总无功功率实际值；e)风电场频率实际值、调频有功功率增加值；f)风电机组有功功率的实际值和目标值；g)风电机组无功功率实际值和目标值；h)动态无功补偿装置无功功率实际值和目标值、电压实际值和目标值等。5.5.2统计风电场并网点电压合格率，统计风电机组、无功补偿设备的运行信息，包括但不限于：投运率和调节合格率等。5.5.3支持记录维护人员和操作人员的操作记录，包括但不限于：操作时间、操作用户和操作内容等。5.5.4支持历史数据和统计数据导出功能。5.6异常处理5.6.1具备安全闭锁功能，当设备出现异常时应能自动闭锁，退出相应控制并给出告警，在设备异常消失后，重新恢复自动控制。5.6.2具备报警处理功能，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。5.6.3系统运行在远方控制方式下，当超过一定时间无法接收到调度主站下发的控制指令或调度主站下发指令无法通过本地校验时，应报警并自动切换到就地控制方式；远方控制方式自动切换到就地控制方式后，当接收到调度主站下发的控制指令且通过本地校验时，可按调度主站要求自动切换为远方控制方式。5.6.4可对告警/闭锁原因、人员操作等形成事件记录。6调度功能测试6.1系统应通过入网型式试验，试验内容至少包括控制策略验证、数据采集及通信信息校核、异常处理逻辑等。6.2系统控制能力的现场测试应在风电场投运6个月内完成，测试内容至少包括风电场有功功率变化、风电场有功功率控制、风电场无功电压控制、风电场一次调频控制等。风电场有功功率控制的性能指标计算方法见附录D中D.1,风电场无功电压控制的无功功率及电压控制性能指标计算方法分别见D.2、D.3,风电场一次调频控制的性能指标计算方法见D.4。7性能指标7.1数据采集交流采样测量值综合误差不应大于0.5%。6电网频率测量误差不应大于0.003Hz。系统可用率：≥99.9%。7.3控制性能指标7.3.1有功功率控制有功功率控制精度：≤2%Pn(P。为额定有功功率)。有功功率控制目标值响应速率(风电场出力大于20%P。时):≥20%Pn/20s。7.3.2无功电压控制恒无功功率模式：a)无功功率控制精度：≤5%;b)无功功率控制目标值响应时间：≤30s。恒电压控制模式：a)电压控制精度：≤0.5kV(220kV及以下电压)或≤1.0kV(330kV及以上电压等级);b)电压目标值响应时间：≤120s。7.3.3一次调频控制一次调频死区范围：±0.03Hz~±0.1Hz。一次调频调差率：2%～10%。一次调频的最大有功功率调节量：≥10%P。(电网频率高于50Hz)或≥6%P,(电网频率低于一次调频有功功率控制偏差：≤2%Pn。一次调频启动时间：≤2s。注：上述指标推荐值可根据各区域电网实际情况另行确定。系统接收风电场升压站监控系统数据周期：≤2s。系统向调度主站上传数据周期：≤2s。人工控制命令从生成到输出的时间：≤1s。画面整幅调用的响应时间：a)实时画面响应时间：≤1s;b)其他画面响应时间：≤2s。画面实时数据刷新的最小周期：≤3s。7.5系统其他指标关键历史数据存储时间：≥1年。7(资料性)功率控制系统控制链路功率控制系统控制链路见图A.1。调度白动化系统(AGC/AVC功能模块)调度侧风电场侧远动装置风电场侧风电场侧功能模块1数据采集与临视功能模块2有功功率及一次调频控制功能模块3无功电压控制风电机纠无功补偿装置图A.1功率控制系统控制链路图8(资料性)基本采集信息表系统从调度主站接收的控制指令见表B.1。表B.1系统从调度主站接收的控制指令序号信号名称备注1有功功率控制目标功率控制系统接收调度主站有功功率目标，通过就地有功分配和调节，完成对调度主站指令的追踪2并网点电压控制目标功率控制系统接收并网点电压目标，通过就地无功分配和调节，完成对调度主站指令的追踪3并网点无功功率目标功率控制系统接收无功功率目标，通过就地无功分配和调节，完成对调度主站指令的追踪4有功功率控制模式功率非受限模式/功率受限模式5无功电压控制模式恒电压模式/恒无功功率模式/恒功率因数模式系统向调度主站传输的运行信息见表B.2。表B.2系统向调度主站传输的运行信息序号信号名称备注1无功电压控制远方/就地信号功率控制系统上送调度主站的无功电压控制的远方/就地状态信号2有功及频率控制模式确认信号功率非受限发电模式/功率受限模式3一次调频模式确认信号4无功电压控制模式确认信号恒电压模式/恒无功功率模式/恒功率因数模式5有功功率控制目标反馈值将调度主站下发有功功率控制目标反馈至调度主站6并网点电压控制目标反馈值将调度主站下发的电压控制目标反馈至调度主站7无功功率目标反馈值将调度主站下发的无功功率控制目标反馈至调度主站8理论发电功率风电机组自然运行状态下能够发出的有功功率9可用发电功率剔除设备故障、缺陷或检修等因素后，风电机组在自然运行条件下能够发出的功率可增有功出力上送的风电场当前最大可增加有功功率可减有功出力上送的风电场当前最大可减少有功功率有功增出力闭锁信号1:有功增出力闭锁；0:有功增出力解锁有功减出力闭锁信号1:有功减出力闭锁；0:有功减出力解锁可增无功出力上送当前整站的最大可增加无功功率可减无功出力上送当前整站的最大可减少无功功率无功增出力闭锁信号1:无功增出力闭锁；0:无功增出力解锁无功减出力闭锁信号1:无功减出力闭锁；0:无功减出力解锁9系统向风电机组传输的控制指令见表B.3。表B.3系统向风电机组传输的控制指令序号信号名称备注1风电机组有功功率值系统下发给风电机组的有功功率设定值2风电机组无功功率值系统下发给风电机组的无功功率设定值3风电场一次调频状态信号系统从风电机组接收的运行信息见表B.4。表B.4系统从风电机组接收的运行信息序号信号名称备注1风电机组当前有功功率2风电机组当前无功功率—3风电机组一次调频备用容量—4风电机组机舱风速—5风电机组转速6风电机组桨距角7风电机组运行状态1:正常发电；0:停机8风电机组限功率状态1:限功率运行；0:不限功率运行9风电机组参与一次调频状态标志1:一次调频控制运行；0:一次调频控制未运行风电机组一次调频功能允许1:可以接收控制系统一次调频指令；0:不能接收控制系统一次调频指令系统向无功补偿装置传输的控制指令见表B.5。表B.5系统向无功补偿装置传输的控制指令序号信号名称备注1装置并网点电压上限值2装置并网点电压下限3装置并网点无功功率设定值—4装置并网点电压设定值系统从无功补偿装置接收的运行信息见表B.6。表B.6系统从无功补偿装置接收的运行信息序号信号名称备注1装置无功出力2装置测量的风电场并网点电压 3装置并网点电压序号信号名称备注4装置可增无功容量—5装置可减无功容量6装置投退信息0:未投运；1:投运7装置增无功闭锁信息0:未闭锁；1:闭锁8装置减无功闭锁信息0:未闭锁；1:闭锁系统向升压站监控系统传输的控制指令见表B.7。表B.7系统向升压站监控系统传输的控制指令序号信号名称备注1集电线路馈线开关遥控指令1:闭合开关；0:跳开开关2电容器、电抗器遥控指令1:闭合开关；0:跳开开关3分接头遥调指令1:分头升；0:分头降系统从升压站监控系统接收的运行信息见表B.8。表B.8系统从升压站监控系统接收的运行信息序号信号名称备注1出线有功功率—2出线无功功率—3出线电流三相、三线4高压侧母线电压三相、三线5主变高压侧电流三相、三线6主变高压侧有功功率一51G7主变高压侧无功功率8主变高压侧开关状态1:闭合；0:断开9主变低压侧母线电压三相、三线主变低压侧电流三相、三线主变低压侧有功功率主变低压侧无功功率主变低压侧开关状态1:闭合；0:断开集电线路母线电压三相、三线集电线路馈线电流三相、三线集电线有功功率集电线无功功率表B.8系统从升压站监控系统接收的运行信息(续)序号信号名称备注集电线路开关状态1:闭合；0:断开无功补偿装置无功功率—无功补偿装置开关状态1:闭合；0:断开主变分头挡位主变挡位位置电容器/电抗器无功功率—电容器/电抗器开关状态1:闭合；0:断开低压侧PT断线故障信号1:故障；0:正常低压侧母线单相接地故障信号1:故障；0:正常GB/T40600—2021(资料性)风电场参与电网一次调频下垂曲线示例C.1一次调频下垂特性通过设定频率与有功功率折线函数实现，有功功率输出值应满足公式(C.1)。式中：P——有功功率输出值，单位为兆瓦(MW);P₀——有功功率初值，单位为兆瓦(MW);δ次调频调差率，%;Pn——额定有功功率，单位为兆瓦(MW);f——系统频率，单位为赫兹(Hz);fa——一次调频死区，单位为赫兹(Hz);fn——系统额定频率，单位为赫兹(Hz)。C.2图C.1给出了风电场参与电网一次调频的下垂曲线示意图。图C.1风电场参与电网一次调频下垂曲线示意图(资料性)D.1风电场有功功率控制性能指标计算D.1.1图D.1给出了风电场有功功率控制性能指标示意图。说明：tg.——有功功率开始调节时间；tpi——有功功率持续运行在允许范围内的开始时刻；t,.2——有功功率调节结束时刻；P——有功功率；P₁——有功功率初始值；P₂——有功功率目标值；P,——在ts.₁时刻获得的有功功率测量值。图D.1风电场有功功率控制性能指标示意图D.1.2有功功率控制精度为有功功率控制目标值与运行在允许范围内实际测量值的差值绝对值。D.2风电场无功功率控制性能指标计算D.2.1图D.2给出了风电场无功功率控制性能指标示意图。说明：ta.o——无功功率开始调节时间；ta.i——无功功率持续运行在允许范围内的开始时刻；tq,2—