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智能风电场技术导则
随着能源需求的不断增长和环保意识的提高，风电成为了一种越来越受欢迎的清洁能源。
智能风电场技术是将先进的信息技术、自动化控制技术和节能技术应用于风电场运营管理中的新型技术，可以提高风电场的发电效率、降低运营成本、增强风电场的可靠性和安全性。
智能风电场技术导则主要包括以下几个方面：
1. 系统设计与建设：智能风电场的设计和建设需要考虑风电场的地理位置、风能资源、环境因素、电网接口等因素，采用先进的系统集成和控制技术，实现风电场的数字化、网络化和智能化。
2. 运营管理：智能风电场的运营管理需要采用先进的监测、诊断和预测技术，及时发现和解决风电场的故障和问题，优化风电场的运行模式，提高风电场的发电效率和可靠性。
3. 节能减排：智能风电场需要采用先进的节能技术，包括优化风机叶片设计、改进风机控制系统、采用高效的逆变器和变压器等，以降低风电场的能耗和排放。
4. 安全保障：智能风电场需要采用先进的安全保障技术，包括防雷、防震、防盗、防火等措施，确保风电场的运行安全和稳定。
智能风电场技术的应用可以有效提高风电场的运行效率和经济性，同时也可以促进清洁能源的发展，为保护环境做出贡献。
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配电自动化技术导则（一）引言概述：配电自动化技术是指通过引入现代信息技术、通信技术和自动控制技术，对传统的电力配电进行智能化改造和远程监控。
本文将从设备自动化、信息化、通信化、智能化和安全保障方面，详细探讨配电自动化技术的应用导则。
设备自动化：1. 电力设备自动化是配电自动化的核心，包括设备监测、故障诊断、远程控制等功能。
2. 采用智能终端设备和传感器，实现对设备的实时监测和状态评估。
3. 引入自动故障诊断算法，能够快速准确地定位故障点并采取相应措施。
4. 配合自动化装置，实现对设备的远程控制和操作，提高生产效率和安全性。
5. 设备自动化的关键技术包括数据采集与处理、智能终端设备、自动化装置等。
信息化：1. 信息化是配电自动化的基础，是实现数据共享和远程监控的关键环节。
2. 建立配电设备与信息系统的连接，实时传输状态数据和事件信息。
3. 利用云计算和大数据技术，实现配电数据的分析和智能决策。
4. 提供远程监控和运维支持，提高配电系统的效率和可靠性。
5. 信息化的关键技术包括数据传输、数据存储、数据分析等。
通信化：1. 通信技术是配电自动化的重要支撑，实现设备之间和设备与系统之间的互联互通。
2. 建立配电通信网络，包括局域网、广域网和无线通信等。
3. 采用通信协议和标准，保证数据的安全和可靠传输。
4. 实现设备之间的联动控制和信息共享，提高配电系统的协同性。
5. 通信化的关键技术包括通信协议、网络安全、网络管理等。
智能化：1. 智能化是配电自动化的目标，通过引入人工智能和机器学习等技术，提高配电系统的自适应能力。
2. 可基于历史数据进行预测和优化调整，提高配电系统的效率和可靠性。
3. 利用人工智能技术实现对输配电设备的智能巡检和异常诊断。
4. 实现对电力市场的实时监测和响应，提高配电系统的经济性。
5. 智能化的关键技术包括人工智能算法、机器学习、数据模型等。
安全保障：1. 安全保障是配电自动化的首要任务，包括设备安全、数据安全和运维安全等方面。
.Q/HN 中国华能集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.012—2014风力发电场运行导则报批稿2014 - XX- XX发布2014 –XX - XX实施目次前言 (III)1 范围 (2)2 规范性引用文件 (2)3 术语和定义 (3)4 总则 (7)4.1 运行人员基本要求 (8)4.2 设备基本要求 (8)5 运行管理 (9)5.1 运行调度 (9)5.2 运行计划与分析 (10)5.3 安全运行 (10)5.4 经济环保运行 (11)5.5 运行技术管理 (12)5.6 运行培训 (13)6 风力发电场的运行 (14)6.1 一般规定 (14)6.2 风电场监控 (14)6.3 风力发电机组 (17)6.4 箱式变电站 (20)6.5 集电线路 (22)6.6 升压站 (22)7 风电场的巡视与检查 (40)7.1 基本要求 (40)7.2 巡视分类和周期 (41)7.3 风力发电机组的巡视 (44)7.4 升压站的巡视 (46)7.5 集电线路和箱变的巡视 (58)8 风力发电场异常运行及事故的分析与处理 (62)8.1 基本要求 (62)8.2 风力发电机组异常运行与事故处理 (63)8.3 变压器异常运行和事故处理 (66)8.4 高压配电设备异常运行和事故处理 (69)8.5 公用系统异常运行与事故处理 (75)8.6 二次设备异常运行与事故处理 (77)8.7 无功补偿装置异常运行与事故处理 (79)8.8 集电线路异常运行与事故处理 (80)附录A风电机组定期巡视基本内容（规范性附录） (82)附录B风电机组登机巡视基本内容（规范性附录） (83)前言本标准依据国家标准《标准化工作导则第一部分：标准的结构和编写》（GB/T 1.1-2009）给出的规则编写。
本标准的制定和实施对提高中国华能集团公司所属风电场设备的安全性、经济性，加强风电场运行管理工作具有重要意义。
风电场相关技术导则
风电场相关技术导则：
1. 设计规范：风电场设计应遵循国家相关规范和标准，包括但不限于《风电场技术规范》、《风机场土建工程设计标准》、《风电场安全规范》等。
2. 风机选型：选用可靠、高效的风机设备，应符合国家相关标准，满足风电场的电量需求，同时降低成本和风险，提高整个风电场的经济效益。
3. 基础工程：建设风电场前，应充分考虑地质和土壤等环境因素，确定风机基础类型，确保基础牢固，避免建设中出现安全事故。
4. 输电线路：确保风电场与电网接口处配电线路的稳定性和安全性，规避输电线路跨越农田、山区等特殊地形的情况。
5. 运行维护：风电场应定期进行设备检修和维护，确保设备的正常运转和高效工作。
同时，要充分考虑环保问题，减少噪音和光污染等对周围居民的影响。
6. 安全防范：加强风电场现场管理，建立安全防范和应急预案，消除自然、技术等因素对设备和人员的危害。
7. 数据监测：风电场应建立完善的数据监测系统，实现对风能、温度、湿度等数据的实时监测和分析，提高风电场运行效率和经济效益。
8. 环保措施：加强风电场的环保管理，减少对大气、水体等环境的污染和破坏，如采纳光伏光热等清洁能源替代电网电力供应，降低环保风险。
新能源并网发电系统的并网导则新能源并网发电系统的并网导则是指在新能源发电系统接入电网时，需要遵循的一系列规定和标准，以确保系统安全稳定运行，并最大程度地提高电网利用率和新能源发电量。
本文将介绍新能源并网发电系统的并网导则，以帮助相关人员更好地了解并遵守相关规定。
一、并网前准备1. 安全性评估：在进行新能源发电系统并网前，需要进行安全性评估，包括对系统的技术可行性、安全可靠性等方面的评估，确保系统接入电网后不会对电网造成影响。
2. 技术要求：新能源发电系统需要符合国家相关技术标准和规范，包括发电系统的设计、建设和运行要求等。
3. 通信联动：新能源发电系统需要与电网进行通信联动，以实现系统的监控、调度和控制，确保系统运行正常。
二、并网操作1. 并网试验：在新能源发电系统接入电网之前，需要进行并网试验，验证系统的运行状态和性能，确保系统可以正常并网。
2. 并网调试：新能源发电系统接入电网后，需要进行并网调试，检查系统在并网运行时的各项参数是否正常，确保系统安全稳定运行。
3. 并网监测：新能源发电系统接入电网后，需要进行并网监测，随时监测系统的运行状态和性能，及时发现并解决问题。
三、并网管理1. 运行管理：新能源发电系统并网后，需要进行系统的运行管理，包括对系统运行数据的监测、分析和评估，以保证系统运行正常。
2. 事故处理：新能源发电系统并网后，如发生故障或事故，需要及时处理，并保障电网系统的安全稳定运行。
3. 安全保障：新能源发电系统并网后，需要加强系统的安全保障工作，包括防雷、漏电保护等措施，确保系统安全可靠运行。
四、并网验收1. 运行检查：新能源发电系统并网后，需要进行运行检查，验证系统在并网运行时的性能和参数是否正常。
2. 系统评估：新能源发电系统并网后，需要进行系统的评估，评估其对电网运行的影响及其运行效果，以便进行后续优化。
3. 风险评估：新能源发电系统并网后，需要进行风险评估，评估系统的安全性和可靠性，及时发现并解决潜在问题。
风电场智能化运维技术导则1范围本文件规定了风电场智能化运维技术基本概念与体系架构。
规定了数据采集与传输、智能化运维系统管理、功能与性能、外部接口等方面的技术要求。
本文件适用于风电场智能化运维技术的运行、验收、维护和评估。
2规范性引用文件略3.术语略4缩略语下列缩略语适用于本文件。
AGC：自动发电控制(AUtomatiCGenerationContrOI)AVC：自动电压控制(A1JtOmatiCVCdtageCOntroI)0MS：停电管理系统(OUtagemanagementSyStem)SCADA：数据采集与监视控制系统(SUPerViSOryCOntrO1AndDataACqUiSition)MR0：维护、维修、运行(Maintenance*Repair&Operations)5风电场智能化运维5.1 风电场智能化运维含义5.1.1 风电场智能化运维宜采用“线上线下融合”的方式，线上依托集控中心和生产管理系统，对场站进行集中监控和诊断分析，指导风电场人员进行运维工作。
线下以智能风机技术、数字化技术、人工智能技术为主，可结合图像识别技术、红外成像技术、单兵可穿戴系统、智能可视化巡检技术以及无线网络覆盖技术等，可结合智能风机标配的虚拟同步发电机控制系统，实现场站智能安全、智能场群控制、智能生产、智能并网等功能。
5.1.2 风电场智能化运维其功能需求应具有运行(控制、检测)、维护、检修、生产和资产管理过程的智能化、信息化、可视化、高安全等特点。
5.1.3 风电场智能化应实现全场设备全生命周期数据的数字化。
风电场智能化运维实现目标5.2.1 统一工作窗口整合生产管理、集中监控等生产监控管理数据、故障预警、功率预测等运维辅助提升服务，构建统一工作窗口，提供资源地图、企业价值展板等实时资产呈现，向政府等监管部门提供企业经济效益、绿色减排效益等实时社会贡献指标。
5.2.2 统一的信息聚合中心整合生产管理、集中监控、专工管理等内部系统与故障预警、功率预测等，实现业务的综合管理与信息监管。
风电并网技术标准(word版)ICS备案号:DL 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-200x风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System(征求意见稿)200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-2QQx风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System主编单位:中国电力工程顾问集团公司批准部门:中华人民共和国国家能源局批准文号:前言根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》，编制风电并网技术标准。
《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施，对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。
该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期，风电机组制造产业处于起步阶段，风电在电力系统中所占的比例较小，接入比较分散的实际情况，对风电场的技术要求较低。
根据我国风电发展的实际情况，各地区风电装机规模和建设进度不断加快，风电在电网中的比重不断提高，原有规定已不能适应需要。
为解决大规模风电的并网问题，在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展，特编制本标准。
本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求，由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。
本标准由国家能源局提出并归口。
本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司参编单位:中国电力科学研究院本标准主要起草人：徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平1范围1 0. 1本标准适用于通过110 (66)千伏及以上电压等级线路接入电网的新建或扩建风电1 0. 2通过其他电压等级接入电网的风电场，可参照木规定。
10. 3己投运风电场改建参照本规定执行。
风电场并网运行技术导则自动化部分(试行)宁夏电力调度通信中心二O一一年七月批准：丁茂生审核：马军编制：施佳锋、孙全熙、田炯、程彩艳总述：本导则严格遵循国家电网公司颁布的《风电功率预测功能规范(试行)》、《风电场接入电网技术规定》等相关技术要求，综合考虑宁夏电网的特征、宁夏风电发展的趋势及宁夏电网内并网运行风电场的现状，诣在规范宁夏风电的发展，提高宁夏电网接纳风电的能力，增强大规模风电并网后与宁夏电网的协调能力，保证宁夏电网能够最大限度的接纳新能源发电。
本导则共包括三部分内容：信息接入及通讯导则、预测系统导则、有功/无功控制导则。
第一部分信息接入及通讯导则一、总则本部分内容主要规范调通中心与风电场的通讯方案及信息交互标准，该导则适用于宁夏电网内所有并网运行的风电场。
《调自[2009]319号文附件-省级及以上智能电网调度技术支持系统总体设计（试行）》《智能电网调度技术支持系统应用功能系列导则第532部分：水电及新能源监测分析》《风电场接入电网技术规定》Q/GDW 215-2008 电力系统数据标记语言―E语言导则DL/T634.5101-2002 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（IEC60870-5-101:2002,IDT）DL/T634.5104-2002 远动设备及系统第5-104部分－传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问（IEC60870-5-101:2002,IDT）二、信息接入要求调度系统不仅需要接入风电场升压站的信息，还需要接入风电场场内的信息：a）遥测信息：风电场总有功功率和总无功功率；单台风机的有功功率、无功功率、电压、电流、风向、风速；风电场的气象信息（风向、风速、气温、气压、湿度）；预计开机容量；联网线路有功功率、无功功率、电流、电压；母联、分段、旁路的有功功率、无功功率、电流；母线各等级的电压、频率；主变各电压等级的有功功率、无功功率、电流；主变的档位、温度；发电线路的有功功率、无功功率、电流；无功补偿装置的无功功率、电流；站用变的有功功率、无功功率、电流；b）遥信信息：事故总信号；风机运行状态位置信号；低电压穿越位置信号；主变、线路保护信号；联网线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号；母联、分段、旁路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号；母线接地刀闸、PT刀闸状态位置信号；主变断路器、隔离刀闸、中性点接地刀闸状态位置信号；发电线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号；无功补偿装置的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号；站用变的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号；c）控制类信息：相关功能状态（遥信），AGC功能投入；风电场实时出力（有功、无功）；风电场允许AGC控制信号；风电场已投入AGC控制信号；风电场当前出力限值；风电场调节速率（上升、下降）；风电场增出力闭锁信号、减出力闭锁信号；风电场有功设点值返回值；相关功能状态（遥信），含AVC运行状态、当前控制模式等；无功设备的运行信息。
包括：调相机当前无功、增减磁闭锁信号等；当前投运、退出及可投切的无功补偿设备；OLTC档位；SVC 当前无功；发电机的实时运行信息。
包括：发电机当前有功、当前无功、增磁闭锁信号、减磁闭锁信号；三、通讯要求详细内容见附件1第二部分预测系统导则一、总则随着风电的快速发展，大规模风电并网对宁夏电网的安全稳定运行带来了诸多不利因素，对风电场输出功率进行预测是解决大规模风电并网问题的重要手段之一，也是目前最有效的手段之一。
为了贯彻国网公司《风电功率预测功能规范(试行)》、《风电场接入电网技术规定》等文件精神，规范风电场端功率预测系统的建设，保证场站端与调度端风电功率预测系统的协调运行，特制定此导则。
二、测风塔要求2.1 选址要求测风塔宜在风电场外1-5km范围内且不受风电场尾流效应影响，宜在风电场主导风向的上风向，位置应具有代表性。
2.2 数据要求至少应在10m、50m、70m、100m及轮毂高度安装风速传感器；至少在10m和轮毂高程附近安装风向传感器；至少在某一高程安装温度传感器、气压传感器和湿度传感器。
测风塔数据的采集时间间隔应为秒级，并自动计算生成5min平均值，数据传输时间延迟应小于2min；测风塔实时气象信息应通过无线通信（特高频无线通信、GPRS远程通信）或光纤传送至风电场风电功率预测系统，传送时间间隔为5min；测风塔数据可用率应大于99%。
测风塔数据向区调预测系统传送时应配备必要的安全防护装置。
三、预测系统功能要求风电场端功率预测系统应部署在安全II区，通过调度数据网使用IEC-60870-5-102规约将相关数据上传至区调预测系统。
系统功能应满足国家电网公司颁布的《风电功率预测系统功能规范(试行)》规定。
3.1 预测系统要求3.1.1 数据要求风电功率预测系统运行需要的数据包括数值天气预报数据、实时气象数据（测风塔数据）、实时有功功率数据和风机运行状态数据等。
a) 数值天气预报数据数值天气预测数据应取自专业的数值天气预报生产机构，至少应包括风速、风向、气温、气压、湿度等常规气象信息，数据时间间隔应为15min，每日至少二次，时间方面至少包括未来3天的气象预报。
b) 实时气象数据各风电场应有各自独立的测风塔，测风塔向风电场预测系统传送气象数据的周期为5min/次。
c) 风电场实时功率数据风电场端风电功率预测系统的实时功率数据应从风电场计算机监控系统获取，周期为5min/次。
d) 风机运行状态数据1）风机运行状态应实时取自风电场监控系统；2）可根据单台风机的运行状态累加出风电场当前开机容量；3）风机运行状态应具备手动设置状态功能；3.1.2 基本功能要求1) 预测的基本单位为单个风电场。
2) 系统应具备短期和超短期风电功率预测功能。
3) 短期风电功率预测应能预测次日零时起未来3天的风电输出功率，时间分辨率为15min(在国家法定节假日前一天，预测未来3~8天的风电场输出功率)。
4) 超短期风电功率预测应能预测未来0-4h的风电输出功率，时间分辨率为15min。
5）支持手动修改预测结果；6）自动统计各时间点（每15分钟一个点）预测值与实际值的误差；7）可以根据用户提供的计算公式统计预测精度、均方根误差等值；8) 风电场端功率预测系统应与调度端功率预测系统建立数据交互。
3.1.3 系统部署要求1) 风电功率预测系统应运行于生产控制大区的非控制区（安全区Ⅱ）。
2) 风电功率预测系统的部署方案应满足电力二次系统安全防护规定的要求，不同安全区之间的数据传输应配置必要的安全隔离装置及防火墙。
3.2 数据范围和传输方式3.2.1 数据范围风电功率预测系统上报数据应包括：短期预测功率及预计开机容量、超短期预测功率及实时开机容量（机组运行状态）、测风塔数据。
a) 短期预测功率及预计开机容量每日6时、14时上报二次；功率为次日零时起未来3天的短期输出功率，数据时间间隔为15分钟，单位为MW；开机容量与预测功率相对应，为该时刻的预计开机容量，单位为MW；b) 超短期预测功率及实时开机容量每15分钟上报一次；功率为未来4小时内的16点预测功率，时间间隔15分钟，单位为MW；开机容量应取自风电场监控系统，单位为MW；c) 测风塔数据每5分钟上报一次当前时刻的采集数据；数据为所有层高风速、风向及温度、气压、湿度等测量数据的5分钟平均值。
3.3 数据交互的导则性描述3.3.1 数据属性描述为规范信息的交换和使用，需要对各数据量的属性予以描述，数据均为浮点型。
序属性项属性项英文名量纲备注号1 装机容量Capacity MW2 短期预测功率ShortTermForcast MW3 实时开机容量RunningCapacity MW4超短期预测功率UltraShortTermForcastMW5 风速WS m/s 属性名根据具体情况附高度，如WS_10表示10m层高风速6 风向WD deg 同上7 温度T ℃同上8 压力P kpa 同上9 相对湿度RH % 同上表1 数据属性3.3.2 数据文件的命名各风电场上报数据文件为三个，分别为短期预测功率（含装机容量和次日开机容量）、超短期预测功率（含实时开机容量）和测风塔数据，文件名称定义为：风电场ID_日期_时间_类型.WPD，其中风电场ID由调度部门分配，数据类型包括DQ（短期）、CDQ（超短期）和CFT（测风塔），日期格式为yyyymmdd，时间格式为HHMM，日期时间表示文件内数据的开始时间。
例如：例如太阳山第一风电场2011年6月27日14：00上报次日96点短期预测曲线，文件命名为TYSDYF_20110627_1400_DQ.WPD。
3.3.3 数据文件格式描述1、通用格式描述数据采用标准的E语言导则，具体格式要求描述如下：a. 注释引导符：用双斜杠“//”表示，表明此行为注释行，包含文件的生成时间。
b. 文件声明符：用“<! !>”表示，用以声明文件中总体信息，包括风场ID、数据文件类型和数据起始时间，数据总体声明内容应和文件名一致，时间格式为yyyy-mm-dd_HH:MM。
c. 实体起始符：用尖括号“<…>”表示，表明此行是实体的起始。
以尖括号“<”开始，后跟属性名和风场ID，属性名和风场ID之间用“：：”双冒号（半角）相连，以“>”结束。
d. 实体结束符：用尖括号内加单斜杠“</…>”表示，表明该行是实体数据块的结束。
e. 属性引导符，采用单地址符“@”开始，表示每个对象占一行，每个属性占一列；f. 数据引导符：用井号“#”表示，表明此行是数据行。
g. 空格分割符：字段说明行和数据行中各项内容以一个空格或连续空格分隔。
h. 其它：文件中除汉字以外，其它字符均为半角字符。
文本文件的各行以“回车换行”结束。
2 短期预测功率文件文件内实体应包括风电场装机容量、短期预测功率和预计开机容量。
3 超短期预测功率文件文件内实体应包括风电场实时开机容量和超短期预测功率。
4 测风塔数据文件文件内实体为风电场测风塔实时采集数据，若某一层高无相应的传感器设备，则数值标记为-99，各风电场可根据具体情况将轮毂高度（HubHeight）属性替换为真实的轮毂高度数值。
3.4 数据交互策略风电场功率预测系统与区调主站端信息交互基于TCP/IP协议,采用问答式规约,对IEC-60870-5-102协议进行扩展,通过变电站的安全II区数据网,将数据送往区调。
具体规约扩展要求见附件2四：预测系统结构调度端安全II区风电场监控系统防火墙风电场预测系统服务器数据网交换机数据网路由器调度端通信服务器数据网交换机数据网路由器IEC|687|512风电场端安全II区第三部分有/无功控制导则一、总则根据国家电网公司《风电场接入电网技术规定》、《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》等文件精神，所有并网运行的风电场必须具备有功、无功调节能力，且调节能力须满足要求，为了规范宁夏网内风电场有功、无功调节标准，特制定本导则。
