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风电工程风功率预测系统技术规范1.1 性能要求主要技术参数表注：重要技术参数对比表将作为评标重要条件。
投标人应认真逐项填写技术参数响应表中投标人保证值，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动项目单位要求值。
如有差异，请填写技术差异表。
“投标人保证值”应与装置试验报告相符。
技术参数响应表（项目单位可增减）1.2 热控技术规范1.2.1 部署方案风电场端预测系统的运行需两台服务器和一台反向隔离装置，其中一台部署于安全区Ⅱ，用于预测系统的运行（系统应用服务器）；另外一台部署于Internet，用于数值天气预报及实时测风塔数据的接收与处理（气象数据处理服务器）。
气象数据处理服务器在接收到气象资料后将其转化为标准的E语言格式，并通过统一的反向隔离装置传送至Ⅱ区的系统应用服务器，系统应用服务器完成预测、展示、用户交互等功能。
1.2.2 系统输入接口1.2.2.1实时功率采集接口预测程序通过防火墙由风电场监控系统获取，获取频次为每5分钟一次。
1.2.2.2风电场开机容量接口风电场开机容量以单台风机的实时运行状态为基础，通过对单台风机运行状态及容量的统计，累加得到风电场总的开机容量，数据采集方式与实时功率采集方式相同。
1.2.2.3数值天气预报数据接口置于Internet的数据处理服务器定时由指定FTP下载NWP 数据，并通过反向隔离装置以E语言的格式传送至系统应用服务器，NWP数据每日传送两次。
1.2.2.4实时测风数据接口实时测风数据通过光纤或可靠的无线传输方式实时传送至变电站远动通信系统，由远动系统RTU将数据转发省调及风功率预测系统数据处理服务器，经过处理，采取与数值天气预报数据同样的传送策略传送至Ⅱ区的系统应用服务器。
实时测风数据的采集频次为每5分钟一次。
1.2.3 系统送出方案按照相关行业标准及调度部门的要求，风电场端功率预测系统应与调度端功率预测系统需进行数据交互，所有传送数据及传输规约可按照调度部门要求灵活调整。
中国风能电网自动发电控制(AGC)技术规
范(试行)
介绍
本文档旨在确定中国风能电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行），以确保风能发电系统的稳定性和运行效率。
背景
随着中国风能发电行业的快速发展，风电发电系统的规模和数
量不断增加。
为了更好地实现风电系统与电网之间的协同工作，并
保持电力系统的稳定运行，有必要制定相应的技术规范。
目标
本技术规范的目标如下：
- 确保风能电网自动发电控制（AGC）系统的可靠性和稳定性；
- 提高风电系统的灵活性和响应能力；
- 最大程度地保持电网的平衡和功率质量。
主要内容
本技术规范主要包括以下方面的要求：
1. AGC系统的架构和设计要求；
2. AGC系统与电网的接口标准；
3. AGC系统的运行和控制策略；
4. AGC系统的监测和故障排除；
5. AGC系统的数据记录和报告要求。
实施与监督
本技术规范将试行阶段性地实施，并根据实际运行情况进行持
续优化和完善。
相关部门和机构应负责监督和评估技术规范的有效
实施，并及时采取措施解决发现的问题和隐患。
结论
本技术规范的制定旨在提高中国风能电网自动发电控制（AGC）技术水平，确保风能发电系统与电网的协同运行，为风电行业的可
持续发展提供支持和保障。
以上为中国风能电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行）
的概要内容。
详细的规范细节将在后续文件中提供。
ICS点击此处添加ICS号点击此处添加中国标准文献分类号中华人民共和国能源行业标准NB/T XXXXX—XXXX风力发电场有功功率调节与控制技术规定Technical Specifications for Active Power Regulation and Control of Wind Farm（征求意见稿）201X-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施国家能源局发布目次目次.................................................................................................................................................................... I I 前言 (III)风力发电场有功功率调节与控制技术规定 (1)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 风电场有功功率调节与控制 (2)4.1 基本要求 (2)4.2 正常运行情况下有功功率变化 (3)4.3 紧急控制 (3)4.4 有功恢复 (3)4.5 风电场功率预测 (3)5 风电场有功功率控制系统 (4)5.1 基本要求 (4)5.2 控制策略 (4)5.3 控制模式 (5)5.4 功能要求 (5)5.5 通讯接口 (6)5.6 性能指标 (6)6 风电场有功功率控制能力测试 (7)6.1 测试条件 (7)6.2 测试项目 (7)6.3 测试方法 (8)6.4 测试结果评价 (9)附录A (10)A.1风电场AGC系统上送到电力调度机构的运行信息 (10)A.2风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值 (10)A.3风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值 (10)A.4风电场AGC系统发送给升压站监控系统的控制命令 (11)A.5风电场AGC系统从升压站监控系统接收数据 (11)前言本标准依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》编制。
风电接入电网技术规定1.1基本要求风电场具有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。
为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号，确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。
1.2最大功率变化率风电场应限制输出功率的变化率。
最大功率变化率包括1min功率变化率和10min功率变化率，具体限值可参照表1。
表1风电场最大功率变化率推荐值风电场装机容量(MW)10min最大变化量(MW)1min最大变化量(MW)3020630-150装机容量/1.5装机容量/515010030在风电场并网以及风速增长过程中，风电场功率变化率应当满足此要求。
这也适用于风电场的正常停机，但可以接受因风速降低(或超出最大风速)而引起的超出最大变化率的情况。
风电场最大功率变化率的确定也可根据风电场所接入系统的状况、其他电源的调节特性、风电机组运行特性等，由电网运营企业和风电场开发运营企业共同确定。
1.3紧急控制在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率，并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性。
a)电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备发生过载，确保电力系统稳定性。
b)当电网频率高于50.5Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。
c)在事故情况下，若风电场的运行危及电网安全稳定，电网调度部门有权暂时将风电场解列。
事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场的并网运行。
、风电场无功功率2.1无功电源a)风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率。
风电场的无功电源包括风电机组和风电场的无功补偿装置。
首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的，在风电场集中加装无功补偿装置。
功率自动控制调节系统功能1数据采集和处理(1)数据采集➢采用Modbus TCP/IP或60870-5-104与风电机组通信，自动采集对风电场进行功率自动控制所需的信息。
数据采集进行有效性和正确性检查，对不可用的数据给出不可用信息，并禁止系统使用。
➢自动接收电网调度下达的风电场发电计划及各种命令信息。
➢接收操作员手动输入的数据信息。
(2)数据处理➢对采集的数据进行有效性和正确性检查，更新实时数据库。
对于风电场现场设备（风机设备和功率自动控制系统设备）的不同状况，对采集的数据进行相应的处理，使处理的数据反映真实的现场设备状况。
➢运行数据存盘，历史数据保存，形成各类历史数据，保证数据的连续。
考虑备份策略,利用存储载体进行数据备份。
➢生成各类事故报警记录，发出事故报警音响，语音报警等。
➢事件顺序记录及处理。
➢有关数据的计算。
➢辅助服务功能，自动统计并记录各风电机组工况转换次数及运行、停机、备用、检修时间累计，生成相应的报表。
2安全运行监视操作员能够通过功率自动控制系统人机接口设备对各风电机组进行监视。
监视的量包括：➢风电场继电保护运行及故障信息系统数据信息监视。
➢风电场主要设备、开关站设备的运行状态和参数、运行操作的实时监视。
如：母线电压、频率、有功功率、无功功率、输电线路潮流、有过负荷可能的线路电流、越限报警、状变等。
状态变化分为两类，一类为自动状态变化，由自动控制或保护装置动作而导致的状态变化；另一类为受控状态变化，由功率自动控制系统的命令所引起的状态变化。
发生此两种状态改变都能记录、显示，并能进行区分。
➢功率自动控制系统运行状态、运行方式及系统状况监视。
➢通信通道监视，功率自动控制系统能监视通信通道，对冗余通道能自动或手动切换。
➢操作员监视的手段多样化，如：屏幕显示数据、文字、图形、曲线和表格等；事故或故障的音响、语音报警等。
3事故和报警事件顺序记录：反映系统或设备状态的离散变化顺序记录。
➢发生事故时，自动推出相应事故画面，画面闪光和变色，显示屏上发出不对位信号。
《新能源电站功率控制系统技术规定》编制说明目次1 编制背景 (1)2 编制原则 (1)3 与其他标准的关系 (1)4 主要工作过程 (2)5 标准结构和内容 (2)6 标准有关条款的说明 (2)1 编制背景在我国，大型新能源电站（风电场及光伏电站）的开发及并网运行多具有以下特点：风能及光照的变化有随机性；大多新能源电站距电力主系统和负荷中心较远，所以一般新能源电站与薄弱的地方电力系统相联；新能源电站运行时向电网送有功功率的同时还要吸收无功功率；原有的地方电力系统的线路按常规设计建设，缺乏电压控制设备和措施等；大规模风电及光伏接入将对电网电压水平、频率水平、电能质量、稳定性、调度运行等带来很大影响。
为了应对大规模风电及光伏的接入，确保接入后的电力系统运行的可靠性、安全性与稳定性，除了加强相应的电网建设、增加电网的调控手段，并不断改善整个电力系统的电源结构外，还需要对新能源电站参与电网有功及频率控制、电压及无功控制的技术要求做出相应的规定，以期不断提高新能源发电单元（风力发电机组和光伏逆变器）和新能源电站的运行特性，降低大规模风电及光伏接入对电网带来的不利影响。
目前国内已有国家电网公司和南方电网公司相关企标，尚无相关国家标准对其进行规范；随着新能源电站参与电网有功频率调节、电压无功调节的逐步深入，急需编制国家标准对其统一要求。
2 编制原则标准编制的原则是遵守《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例（1993）》（国务院第115号令）等现有相关法律、条例、标准和导则，兼顾电网运行和风电发展的要求。
从系统运行的技术层面考虑，对接入电网的新能源发电单元/新能源电站而言，必须满足电网的技术要求，以确保它们并网运行后不会对输电系统产生不利影响。
这些技术要求都是在广泛调研和认真总结我国各网省公司已有新能源电站功率自动控制系统建设情况、技术方案和实施现状的基础上提出，大致包括有功功率控制、频率控制、有功紧急控制、无功电压控制、关键信息交换等方面，在技术路线和功能体系设计上充分考虑了先进性。
风电场有功功率控制综述由于风电具有随机性、波动性和反调峰特性，高比例的风电并入电网会对电力系统的稳定性和安全性造成很大的冲击，因此有必要对风电场有功功率输出进行控制，减少风电功率的波动性，提高输出功率的平滑性。
1．风电场有功功率控制原理风电场有功功率控制系统一般主要由风电场功率控制层、机组群控制层、机组控制层组成图。
风电场有功控制系统的目的是为了使风电场能够根据调度指令调整其有功功率的输出，在一定程度上表现出与常规电源相似的特性，从而参与系统的有功控制。
然而，风电场有功控制能力不等同于风力发电机组控制能力的简单叠加。
为此，利用风力发电机群的统计特性，可以采用两种方式实现此目的：一是将风电场有功控制系统分为风电场控制层、各类机群控制层和机组控制层，依次下达调度指令，完成风电场有功功率控制的任务；二是电网调度中心将指令直接下达给风电机组，各机组调节有功出力，实现有功功率的控制。
2．风电场有功功率的控制2.1最大出力模式最大出力模式是指当风电场的预测功率小于电网对风电场的调度功率时，风电场处于最大出力状态向电网注入有功功率。
最大出力控制模式就是在保证电网安全稳定的前提下，根据电网风电接纳能力计算各风场最大出力上限值，风电场输出功率变化率在满足电网要求的情况下处于自由发电状态。
若超出本风电场的上限值时，可根据其他风场空闲程度占用其他风电场的系统资源，以达到出力最大化和风电场之间风资源优化利用的目的。
在最大出力模式投入运行时，风电场内的各台达到切入风速但在额定风速以下的风机处于最大功率跟踪状态；风电场内处于额定风速以上的各台风电机组运行在满功率发电状态，从而保证风电场的输出功率达到最大值，尽可能提高风能资源的利用效率。
2.2基于目标函数优化的功率控制基于目标函数优化的有功功率控制策略，通常先确定目标函数以及约束条件，在此基础上建立多目标优化的风电场模型。
在基于目标函数优化的场站级有功功率控制策略中，基于小扰动分析方法分析了限功率运行下风电机组非线性模型的稳定特性，并综合了3个目标，分别是限功率运行状态均衡度、风电场功率目标偏差、总机组启停次数最少，建立了多目标优化模型。
风力发电自动电压控制（AVC）系统功能及结构介绍立卓智能电网科技2011-4目录一，概述 (3)二，风场一般概况 (3)三，风电场A VC系统说明 (5)四，风电场A VC系统技术方案 (7)1.系统结构 (7)2.软件功能 (8)3.风场AVC设备接口描述 (9)4.控制模式 (11)5.控制目标 (11)五，风电场A VC系统规和标准 (11)1.应用的标准及规 (11)2.一般工况 (12)3.安装和存放条件 (13)4.供电电源 (13)5.接地条件 (13)6.抗干扰 (13)7.绝缘性能 (13)8.电磁兼容性 (13)9.机械性能 (14)一，概述作为一种经济、清洁的可再生新能源，风力发电越来越受到广泛应用。
据相关数据统计，2008年我国当年新增风电装机容量超过600万千瓦，累计装机容量达到1200万千瓦以上，2009年新增装机容量达到1300万千瓦，累计装机容量达到2500万千瓦以上。
在今后3~5年乃至10年中，预计我国每年新增装机容量将保持在500~800万千瓦。
由于风力发电厂安装地点都离负荷中心较远，一般都是通过220kV或500kV超高压线路与系统相连，加之风力发电的输出功率的随机性较强，因此其公共连接点的无功、电压和网损的控制就显得比较困难。
目前风力发电厂为控制高压母线电压在一定波动围并对风场所消耗的无功进行补偿，现装有的补偿设备种类有，纯电容补偿，SVC（大部分为MCR）和少量的SVG。
目前各省网公司正在实施所辖电网风电场的AVC控制，为达到较好的控制效果，减少电压波动提高电压合格率，为电网提供必要无功支撑和降低网损的要求，希望对装机容量占全网发电容量比重越来越大的风力发电场进行无功和电压控制，即在系统需要的时候既可发出无功，又可以吸收网上过剩的无功功率，以达到减少电压波动，控制电压和降低网损的目的。
二，风场一般概况风机输出电压一般为690V，每台发电机有一箱式变压器将电压升至35kV，几台箱式变串联经35kV开关接与35kV母线。
甘肃电网新能源有功控制系统技术规范（补充）根据《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）、《光伏发电场接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）、国家电网《风电场接入电网技术规定》、《光伏电站接入电网技术规定》中对有功功率控制的相关规定，要求风电场/光伏电站需配置有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率及有功功率变化的控制指令。
目前甘肃电网26家风电场、2家光伏电站有功控制系统已投入运行并接入省调新能源有功智能控制系统，另22家光伏电站已安装有功控制系统（未完成调试）,为继续推进各新能源发电厂有功控制系统建设，现特对新能源有功控制系统调度主站、控制子站技术规范补充规定如下。
一、控制子站技术规范（一）控制子站功能描述有功控制系统子站部署在风电场或光伏电站场站端，监视风电场/光伏电站运行数据并向调度主站上传信息，接受调度主站下发的有功目标指令，并下发至AGC子站，由AGC子站进行全站有功负荷控制。
当风电场/光伏电站出力大于计划值,控制子站通过超计划告警、切馈线等手段，保证风电场和光伏电站总出力在调度允许范围之内。
（二）功能和性能要求1.实时数据采集处理（1）采集风电场/光伏电站运行数据，同时向调度主站上传总出力、压板信息、定值信息、切馈线信息、负荷预测信息等，直采或者综自转发均可；（2）自动接收主站下发的有功控制指令、发电计划曲线，并自动下发至AGC子站系统。
（3）通过硬接线进行集电线路切除，不允许通过综自进行集电线路切除。
（4）对量测值进行有效性检查，具有数据过滤、零漂处理、限值检查、死区设定、多源数据处理、相关性检验、均值及标准差检验等功能。
2.子站控制策略（1）指令接收：能够接受调度主站下发的指令，包括基点控制、有功计划曲线控制等形式。
（2）指令下发：接收主站下发的风电场/光伏电站负荷指令，后转发给AGC子站，由AGC子站进行风电场/光伏电站的负荷控制。
功率自动控制调节系统结构风电场功率自动控制系统是整个风电场功率预测、监视、控制系统的一部分。
功率自动控制系统位于风电场自动化系统的安全I区，经监控系统远动通讯机与主站监测、控制系统交互数据。
功率自动控制系统向调度主站上送风电场AGC/AVC状态（功能投入、运行状态、超出调节能力）等信息；同时接收调度主站的有功、无功控制和调节指令，按照预定的规则和策略进行负荷分配，最终实现有功、无功功率的可监测、可控制，达到电力系统并网技术要求。
功率自动控制系统与风电场自动化系统安全I区的风电机组主控PLC直接实现数据交互，实现风电机组的运行信息及控制命令的数据交互。
功率自动控制系统结构图如图1所示。
风电机组1上级调度主站系统以太网维护工作站、应用程序服务器调度数据网功率自动控制系统结构图风机集群1......8芯单模光纤下位机104/Modbus TCP风电机组n8芯单模光纤下位机远动通信机功率自动控制系统图1风电场功率自动控制系统结构图1 厂站控制层厂站控制层设备：功率自动控制、维护工作站及应用服务器。
功率自动控制系统是功率控制核心，负责与风电机组、各无功源、功率预测系统通信，运行AGC/AVC 核心功能。
维护工作站及应用服务器负责对功率控制系统维护和管理，兼做作操作员工作站和历史数据服务器的功能，以及AGC/AVC 高级应用功能● 实时数据的数据采集与管理。
开关量报警处理、模拟量越限检查、数据库数据的指定计算、实时数据传播到其他服务器和工作站等任务。
● 实现机组启机、停机、有载调压变压器分接头切换和有、无功功率调节命令下发。
●实现风电场AGC、AVC运行。
●实现系统对时功能。
作为维护工作站，功能包括图形显示、定值设定及变更工作方式等。
运行值班人员通过彩色液晶显示器可以对电厂的生产、设备运行做实时监视，取得所需的各种信息。
电厂所有的操作控制都可以通过鼠标器及键盘实现。
操作员工作站配置声卡和语音软件，用于当被监控对象发生事故或故障时，发出语音报警提醒运行人员。
浅谈风电场AGC及功率控制技术天电达坂城风电场张胜文摘要:介绍了风电场AGC及功率控制技术技术，包括省调开展投入风电AGC系统的背景及意义，风电场侧功率控制系统作用及控制策略等方面内容，以期为风电场AGC及功率控制技术人员提供技术参考。
关键词:风电场；自动发电控制系统（AGC）；能量管理平台1．概况1.1 电网对风电AGC开展投入背景及意义近年来随着风电场的装机比例大幅增多，由于风电出力不确定性造成电网调峰困难更为突出，尤其是风电出力大时联络线的调整变得异常突出，以前以人工电话通知的粗放型调整模式已无法满足目前电网运行调整的需求，为提高电网的安全稳定性以及对风电出力调整的合理性，目前调度通过自动发电控制系统（AGC）来实现风电出力的自动调节。
1.2 风电场功率控制系统概况根据国家电网公司对风电场接入电网技术文件的技术要求，风电场的有功功率控制必须达到以下功能：风电场具备有功调节能力，根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。
风电场需配置有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。
1.2.1 风电场功率控制系统作用1)在风速允许的情况下，风电场控制功率在0到额定容量之间根据设定调节；2)自动调节有功功率：系统能自动控制风电场的有功功率输出，使总有功功率保持在限定目标值附近，控制误差平均在±10%以内；3)风电场有功功率自动调节遵循“允许更多风机运行”的控制主策略，采用混合方式进行功率控制，及风机限功率和停机并存的方式，所有风机采用轮停的方式停机，可避免风机长时间的停机，对停机超过限定的时间的机组自动重启；4)系统可与电网调度中心进行连接，接收远程调度的控制指令，根据指令手动或自动开启功率自动控制功能，进行风电场有功功率智能调节；5)可设置由于特殊原因不能进行调节操作的机组不停电，也可以根据现场需要优先调控选定的风机；6)可以计算风电场的当前的理论有功功率，统计限电条件下的损失功率，并将该值上传给调度中心；7)风速预警：系统可以设定某风速值作为预警风速，当风电场任意一台机组的瞬时风速超过该值时，系统会以语言或屏幕提示信息的形式进行报警，提醒风电场值班人员引起注意，风电场进入大风状态；8)功率超限预警：当打开系统的功率超限预警功能后，对风电场设定某个限定负荷值，风电场实时的有功负荷一旦超过限定值，系统即以语言或屏幕提示信息的形式进行报警，提醒风电场值班人员引起注意；9)风电场功率控制的结构图：风电场功率控制系统结构示意图1.2.2 风电场功率控制系统控制原理有功功率调节：根据电网的调度指令，在保证风机的使用寿命，减少风机故障的前提下，采用变浆及启停机的方式对风电场的有功出力进行在线动态调整。
XXXXXXXXXX光伏电站项目有功、无功功率控制系统技术规范书需方：供方：设计方：2015年11月目录1 总则 (1)1.1 一般规定 (1)2 工程概述 (2)2.1 环境条件 (2)2.2 工程概况 (2)3 标准和规定 (2)3.1 技术要求 (3)3.2 系统构成 (3)3.3 系统功能 (4)4 技术指标 (7)4.1 有功功率自动调节 (7)4.2 电压无功自动调节 (7)4.3 系统性能 (7)5 通讯接口 (8)5.1 系统通信接口 (8)5.2 通信接口类型 (8)6 技术资料及交付进度 (9)7 技术服务、设计联络、工厂检验和监造 (10)7.1 技术文件 (10)7.2 设计联络会议 (11)7.3 工厂验收和现场验收 (12)7.4 质量保证 (12)7.5 项目管理 (13)7.6 现场服务 (13)7.7 售后服务 (13)7.8 备品备件、专用工具、试验仪器 (13)8 谈判供应商技术偏差表 (14)9 销售及运行业绩表 (15)十项目需求部分 (16)10.1 供货清单 (16)10.2 屏柜技术参数 (16)10.3 随机备品备件 (17)10.4 专用工具 (17)10.5 进口件清单 (17)II1 总则1.1 一般规定1.1.1 本技术规范提出了XXXXXXXX光伏电站项目工程有功、无功自动控制（AGC/AVC）子站系统的供货范围、设备的技术规格、遵循的技术标准、结构、性能和试验等方面的技术要求。
1.1.2 谈判供应商在本技术规范中提出了最低限度的技术要求，并规定所有的技术要求和适用的标准。
谈判供应商应提供一套满足本技术规范和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
对国家有关强制性标准，必须满足其要求。
1.1.3 谈判供应商须执行本规范书所列标准。
有矛盾时，按较高标准执行。
谈判供应商在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准遵循现行最新版本的标准。
1.1.4 技术协议签订7天内，按本规范书的要求，谈判供应商提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单给采购方，由采购方确认。
1.1 有功功率控制
1.1.1 风电机组应具有有功功率控制能力，接收并自动执行风电场发送的有功功率控制信号，有功功率控制范围可以在20％～100%（对应风况的最大输出功率）的范围内平稳调节。
1.1.2 风电机组应具有就地和远端有功功率控制的能力。
1.2 无功功率控制
1.2.1 风电机组应具有无功功率控制能力。
1.2.2 当风电场并网点的电压偏差在－10％～＋10％之间时，风电机组应能正常运行。
1.3 频率调节
1.3.1 电网频率变化在49.5Hz～50.5Hz范围内时，风电机组应具有连续运行的能力。
1.3.2 电网频率低于47.5Hz时，风电机组的持续运行能力根据风电机组允许运行的最低频率而定。
1.3.3 电网频率变化在47.5Hz～49.5 Hz范围内时，风电机组应具有至少运行10分钟的能力。
1.3.4 电网频率变化在50.5Hz～51Hz范围内时，风电机组应具有至少运行2分钟的能力。
1.4 低电压穿越
1.4.1 风电机组应具有低电压穿越能力。
1.4.2 风电机组应具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行625ms的低电压穿越能力。
1.4.3 风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电机组应具有不间断并网运行的能力。
6.4.4 在电网故障期间没有切出的风电机组，其有功功率在故障清除后应以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的状态。
( 安全管理 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改2021新版风电接入电网技术规定Safety management is an important part of production management. Safety and production are inthe implementation process2021新版风电接入电网技术规定1.1基本要求风电场具有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。
为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号，确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。
1.2最大功率变化率风电场应限制输出功率的变化率。
最大功率变化率包括1min功率变化率和10min功率变化率，具体限值可参照表1。
表1风电场最大功率变化率推荐值风电场装机容量(MW)10min最大变化量(MW)1min最大变化量(MW)15010030在风电场并网以及风速增长过程中，风电场功率变化率应当满足此要求。
这也适用于风电场的正常停机，但可以接受因风速降低（或超出最大风速）而引起的超出最大变化率的情况。
风电场最大功率变化率的确定也可根据风电场所接入系统的状况、其他电源的调节特性、风电机组运行特性等，由电网运营企业和风电场开发运营企业共同确定。
1.3紧急控制在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率，并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性。
a)电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备发生过载，确保电力系统稳定性。
b)当电网频率高于50.5Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。
( 安全管理 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改风机自动控制技术监督实施细则(新版)Safety management is an important part of production management. Safety and production are inthe implementation process风机自动控制技术监督实施细则(新版)总则第一条为提高中国大唐集团新能源股份有限公司（以下简称新能源公司）所属风电企业设备可靠性，确保发电设备安全、经济运行，根据国家及行业标准和《中国大唐集团公司技术监控管理办法》，特制订本细则。
第二条风机自动控制技术监督工作应认真贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”方针，实行技术责任制。
按照依法监督、分级管理原则，从设计审查、设备选型、安装、调试、试生产到运行、检修和技术改造的全过程实施技术监督。
第三条风机自动控制技术监督的主要任务是通过对风机自动控制仪表及控制装置进行正确的系统设计、设备选型、安装调试、维护、检修、校验、系统试验、技术改造和技术管理等工作，保证风机自动控制设备完好、正确和可靠工作。
第四条依靠科技进步，采用和推广成熟的、行之有效的新技术、新方法，不断提高风机自动控制技术监督专业水平。
第五条风机自动控制技术监督是一项综合性的技术管理工作，各级技术监控管理体系主管领导要把它作为经常性的重要基础工作来抓，要组织协调基建、试验、检修、运行等各部门、各专业，分工负责，密切配合，共同做好风机自动控制技术监督工作。
第六条本细则适用于新能源公司、技术监控服务单位及风电公司。
监督机构与职责第七条新能源公司风电风机自动控制技术监督工作实行三级管理：第一级为新能源公司；第二级为技术监控服务单位；第三级为风电公司。
ICS点击此处添加ICS号点击此处添加中国标准文献分类号中华人民共和国能源行业标准NB/T XXXXX—XXXX风力发电场有功功率调节与控制技术规定Technical Specifications for Active Power Regulation and Control of Wind Farm（征求意见稿）201X-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施国家能源局发布目次目次.................................................................................................................................................................... I I 前言 (III)风力发电场有功功率调节与控制技术规定 (1)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 风电场有功功率调节与控制 (2)4.1 基本要求 (2)4.2 正常运行情况下有功功率变化 (3)4.3 紧急控制 (3)4.4 有功恢复 (3)4.5 风电场功率预测 (3)5 风电场有功功率控制系统 (4)5.1 基本要求 (4)5.2 控制策略 (4)5.3 控制模式 (5)5.4 功能要求 (5)5.5 通讯接口 (6)5.6 性能指标 (6)6 风电场有功功率控制能力测试 (7)6.1 测试条件 (7)6.2 测试项目 (7)6.3 测试方法 (8)6.4 测试结果评价 (9)附录A (10)A.1风电场AGC系统上送到电力调度机构的运行信息 (10)A.2风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值 (10)A.3风电场AGC系统下发给风电机组监控系统的设定值 (10)A.4风电场AGC系统发送给升压站监控系统的控制命令 (11)A.5风电场AGC系统从升压站监控系统接收数据 (11)前言本标准依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》编制。
风电有功功率自动控制技术规范Technical specificati on for automatic generation control of wind power2014-12-20发布2014-12-20实施目次前言 (II)1范围 (1)2规范性引用文件 (1)3术语和定义 (1)4总则 (3)5调度中心侧风电有功功率自动控制技术要求 (3)6风电场侧有功功率自动控制技术要求....................................................5 附录A (8)编制说明 (12)I前言为促进风电接入电网后的安全、优质、经济运行，规范国家电网范围内风电有功功率自动控制工作，提高风电利用率，特制订本标准。
本标准由国家电网公司国家电力调度控制中心提出并解释。
本标准由国家电网公司科技部归口。
本标准起草单位：国网吉林省电力有限公司，清华大学，中国电力科学研究院。
本标准主要起草人：郑太一，董存，孙勇，张小奇，杨国新，王彬，和青，范国英，范高锋，黄越辉，吴文传，李育发，张继国，李振元，李宝聚，曹政，王泽一。
本标准首次发布。
风电有功功率自动控制技术规范1范围本标准规定了风电有功功率自动控制的技术要求，包括控制模式、控制策略、功能要求及性能指标等。
本标准适用于含风电场接入的电网调度控制中心及通过110（66）kV 及以上电压等级线路接入电力系统的风电场。
2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T19963—2011风电场接入电力系统技术规定DL/T516—电力调度自动化系统运行管理规程DL/T634.5101—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（IE C60870-5-101:2002ID T）DL/T634.5104—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IEC60870-5-104网络访问（IEC60870-5-104:2000IDT）国家电监会5号令电力二次系统安全防护规定Q/GDW1907—2013风电场调度运行信息交换规范Q/GDW680.35—2011智能电网调度技术支持系统第3-5部分：基础平台数据采集与交换Q/GDW680.42—2011智能电网调度技术支持系统第4-2部分：实时监控与预警类应用水电及新能源监测分析Q/GDW680.43—2011智能电网调度技术支持系统第4-3部分：实时监控与预警类应用电网自动控制3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1风电场wind farm;wind power plant由一批风电机组（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。
3.2风电有功功率自动控制wind pow er au tomati c gen eratio n con trol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。
3.3风电有功功率自动控制主站w ind pow er aut omati c gene ratio n cont rolm aster st ation设置在调度控制中心，用于风电有功功率自动控制分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。
3.4风电有功功率自动控制子站wind powe r aut omatic gene ration cont rol sla vestati on运行在风电场就地的自动有功控制装置或软件，用于接收、执行风电有功功率自动控制主站的有功控制指令，并向主站反馈信息。
3.5风电场并网点point of connect ion o f wind powe r plan t风电场升压站高压侧母线或节点。
3.6风电场有功功率a ctive power o f wind powe r pla nt风电场输入到并网点的有功功率。
3.7风电机组监控系统sup erv ision and c ontrol syst em for wind gener ators 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su pervis ion a nd con trol system for wind f arms tep-up st ation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风电场功率预测W ind Pow er Pla nt Fo recast ing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总则4.1风电有功功率自动控制一般由运行在调度控制中心的主站和运行在风电场侧的子站组成。
两者通过电力调度数据网或专用远动通道进行通信。
4.2风电有功功率自动控制的主要控制对象是风电场内的各可控风电机组，风电有功功率自动控制主站的任务是根据电网和各风电场的运行情况实时计算各风电场的有功出力设定值并下发至风电场；风电有功功率自动控制子站的任务是协调风电场内的各可控风电机组，实时跟踪主站下发的有功调节指令，同时实时反馈风电场运行信息。
4.3风电有功功率自动控制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有功功率自动控制。
4.4风电有功功率自动控制应满足设备安全和现场安全运行要求，主站与子站之间的通信满足国家电监会5 号令要求。
5调度中心侧风电有功功率自动控制技术要求5.1基本要求5.1.1调度控制中心侧风电有功功率自动控制功能主要由风电有功功率自动控制主站来实现，风电有功功率自动控制主站实时获取电网和各风电场的运行和控制状态，并进行在线控制计算，在保证电网安全的前提下，给出提高风电利用率的风电场控制策略，并将控制策略下发至各风电场。
5.1.2风电有功功率自动控制主站应具有开环控制和闭环控制两种控制方式。
在开环控制方式下，风电场有功控制策略在主站显示作为参考；在闭环控制方式下，风电场有功控制策略自动下发到风电场执行。
正常情况下风电有功功率自动控制主站应运行在闭环控制模式。
5.2控制模式5.2.1基点调节模式：控制指令由调度运行人员人工输入。
5.2.2计划调节模式：将调度中心离线制定的风电场发电计划下发至风电场。
5.2.3实时调节模式：通过分钟级在线计算，实时给出各风电场的有功控制策略，并通过安全校核后下发至风电场，适用于调峰或断面约束等控制。
5.3控制策略5.3.1控制对象是各风电场并网点的有功功率。
5.3.2控制目标：a）满足电网运行安全约束；b）风电利用率最高。
5.3.3控制约束：a）风电送出断面的安全约束；b）常规机组的向下旋转备用约束和降有功调节速率约束；c）联络线计划值与实际值偏差的约束；d）风电场有功的上限和下限约束。
5.4功能要求5.4.1数据采集a）按照Q／GDW 680.42—2011要求，实时获取各风电场功率预测数据及各风电场的有功计划曲线；b）按照Q／GDW 680.35—2011要求，实时获取风电场有功功率、有功理论最大可发、风电有功功率自动控制子站的运行和控制状态、风电送出断面运行数据等实时信息；c）按照Q／GDW 680.35—2011要求，实时获取参与AGC的机组实时数据（投入容量，向下可调节裕度等）、联络线的实时数据（计划值，实际值）、区域控制偏差等实时信息。
5.4.2风电场运行状态实时监视a）风电场并网点有功信息，包括当前有功值，最大理论可发等。
对于数据明显异常的情况进行告警；b）风电有功功率自动控制子站运行信息，包括当前运行状态（投入/退出）、当前控制模式（远方/就地）等。
5.4.3控制策略计算按照Q／GDW 680.43—2011，考虑电网接纳能力和风电场上送的实时信息，进行全网风电调度有功决策，应采用成熟、高效、先进、实用的设计和算法，保证策略计算的可靠性和有效性。
5.4.4统计分析a）存储风电有功功率自动控制的关键历史数据，包括但不限于：各风电场的运行状态、有功功率自动控制功能的投入状态、并网点有功功率实时值、预测值和设定值等，各风电送出断面的有功实时值和运行上限等，区域控制偏差，常规机组的AGC向下旋转备用总和等；b）统计风电有功功率自动控制的运行和控制信息，包括但不限于：各风电场有功功率自动控制模块的投运率和调节合格率等；c）记录操作人员的操作记录，包括但不限于操作时间，操作用户，操作工作站，操作内容等；d）支持历史和统计数据的导出。
5.5与风电有功功率自动控制子站的通讯接口5.5.1风电有功功率自动控制主站下发给各风电场的控制指令可依据实际情况选择确定，如：风电场有功设定值或调整量等，具体通信内容见附表A.1。
5.5.2按照Q/GDW 1907-—013，采用已有的电网调度控制系统与风电场已有数据通道和通信规约（如依照DL/T 634.5101—2002、DL/T 634.5104—2002 等）来完成控制指令的下发。
5.6性能指标5.6.1主站控制周期指主站向子站下发控制指令的时间间隔，宜≤2min。
5.6.2单次策略计算时间指主站每次控制策略计算耗时，宜≤2s。
5.6.3主站可用率计算公式：风电AGC主站正常运行时间 100% ，宜≥99.9%。
全年总时间5.6.4主站关键历史数据存储时间：≥2年。
6风电场侧有功功率自动控制技术要求6.1基本要求6.1.1风电有功功率自动控制子站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。
风电有功功率自动控制子站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，响应执行主站的调度指令或者人工指令。
6.1.2风电场侧风电有功功率自动控制具备远方/就地两种控制方式，在远方控制方式下，子站实时追踪主站下发的控制目标；在就地控制方式下，子站按照预先给定的风电场有功功率计划曲线进行控制。
正常情况下风电有功功率自动控制子站应运行在远方控制方式。
6.1.3当风电有功功率自动控制位于就地控制时，风电有功功率自动控制子站与主站要保持正常通信，风电场子站上送调度主站的数据（包括但不限于全风电场总有功、风电场理论有功最大可发、子站的运行和控制状态等）要保持正常刷新。
6.2控制策略6.2.1控制对象是风电场内各可控风电机组或者风电机组群。
6.2.2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。
6.2.3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。
