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风电场和光伏电站运行及管理要求-技术方案

来源：

济南光路科技

2024-12-26

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风电场和光伏电站（含配建储能，下同）应具备有功功率调节能力，需配置AGC系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的AGC指令。

一、风电场和光伏电站应具备AGC功能

风电场和光伏电站（含配建储能，下同）应具备有功功率调节能力，需配置AGC系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的AGC指令。
（一）对风电场和光伏电站AGC系统的控制性能进行考核，不满足要求的风电场和光伏电站，每月按当月上网电量的1%考核。
（二）对AGC子站装设情况进行考核。新投产的风电场和光伏电站应在启动试运期结束前，完成AGC子站装设，并投入AGC功能。未按期投入AGC功能的风电场和光伏电站，每月按当月上网电量1%考核。
（三）对AGC子站投运情况进行考核。在AGC子站闭环运行时，电力调度机构按月统计风电场和光伏电站AGC子站投运率。在计算投运率时，扣除电网原因或子站配合调试造成的系统退出时间。因不跟踪主站指令被取消AGC闭环资格的风电场和光伏电站应在3个月内完成整改，整改完成前，考核AGC投运率。逾期未完成整改，每月按当月上网电量的1%考核。
（四）对AGC指令执行情况进行考核。因电网安全或调峰等原因需要而限制风电场和光伏电站出力时，以每1分钟为一个时段，考虑调节精度允许偏差后，对超出相应时段AGC计划指令部分的积分电量进行考核。月度累计叠加考核电量不超过当月上网电量2%。

二、风电场和光伏电站应具备AVC功能

风电场和光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。具体考核规则如下：
（一）若风电场和光伏电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR 型、TCR 型SVC 和SVG），在站内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的1%考核。
（二）风电场和光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各风电场和光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率，动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的风电场和光伏电站考核电量按如下公式计算，考核电量最大不超过当月上网电量的1%。
（三）风电场和光伏电站应装设AVC 子站，AVC 子站各项性能应满足电网运行的需要。未按期完成AVC 子站的装设和投运工作，每月考核全站当月上网电量的1%。已安装AVC 子站的并网风电场和光伏电站应加强机组AVC子站的装置维护工作，电力调度机构统计投运率、AVC 场站无功调用合格率和调节合格率。

三、风电场和光伏电站应具备一次调频功能

风电场和光伏电站应具备一次调频功能（含一次调频远程测试功能），并保持投入一次调频功能，其一次调频投/退信号、一次调频远程测试允许/禁止信号等应接入电力调度机构。
当电网频率波动时应自动参与一次调频，当进行一次调频远程测试试验时应自动进行一次调频响应。对风电场和光伏电站一次调频的投入情况和性能进行考核，月度累计考核电量不超过风电场和光伏电站当月上网电量的1%。

四、风电场和光伏电站管理要求

风电场和光伏电站应当在并网之日起6 个月内向电力调度机构提交有关风电场和光伏电站运行特性的检测报告。逾期未提供的，每超期1 天，按照当月上网电量的0.1%考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。
发生以下情况时，电力调度机构可通知相应风电场和光伏电站将全部机组停运，整改完成后方可恢复并网运行：
（一）因风电场和光伏电站原因，远动数据无法上传至电力调度机构调度自动化系统或数据持续不刷新，超过48小时未恢复。
（二）因风电场和光伏电站原因，上传电力调度机构调度自动化系统的有功功率值与对端变电站数据偏差超5%，超过48小时未完成整改。
（三）风电场和光伏电站发生违规外联、恶意代码感染、边界网络安全措施失效等网络安全事件。
风电场和光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。其中，风电场装机容量小于30 兆瓦的，10 分钟有功功率变化最大限值为10 兆瓦，1 分钟有功功率变化最大限值为3 兆瓦；风电场装机容量大于等于30兆瓦的，10 分钟有功功率变化最大限值为装机容量的1/3，1 分钟有功功率变化最大限值为装机容量的1/10；光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟。
当风电场和光伏电站因自身原因造成风电机组或光伏发电单元非计划停运，一次停运总容量超过全场站装机容量的30%，纳入非计划停运考核范围，每次考核当月上网电量的1%。其中，非风电场和光伏电站自身原因导致停运的，免于考核。

五、风电场和光伏电站应开展发电功率预测工作
风电场和光伏电站应开展发电功率预测工作，并按电力调度机构要求及时报送预测结果及测风塔/气象站数据、理论/可用发电功率、单机/功率逆变器信息。

六、风电场一次调频性能要求
并网风电场一次调频功能应满足如下要求：
（一）一次调频死区为±0.05Hz。
（二）在频率阶跃扰动试验中，风电场一次调频功率变化幅度限制应不小于风电场运行功率的6%，且不得因一次调频导致风电机组脱网或停机。
（三）一次调频调差率应为5%。
（四）在频率阶跃扰动试验中，一次调频动态性能应满足如下要求：
1. 一次调频有功功率的滞后时间应不大于2 秒；
2. 一次调频有功功率上升时间应不大于9 秒；
3. 一次调频有功功率调节时间应不大于15 秒；
一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差，应不超过风电场额定有功功率的±1%。
一次调频响应与AGC 控制相协调，风电场有功功率的控制目标应为AGC 指令值与一次调频响应调节量代数和。当电网频率超出一次调频死区时，风电场一次调频功能应闭锁AGC 反向调节指令。

七、光伏电站一次调频性能要求
光伏电站一次调频应满足如下要求：
（一）一次调频死区为±0.05Hz。
（二）在频率阶跃扰动试验中，光伏电站一次调频功率变化幅度限制应不小于光伏发电站运行功率的6%，且不得因一次调频导致光伏发电单元脱网或停运。
（三）一次调频调差率应为5%。
（四）频率阶跃扰动试验中，一次调频动态性能应满足如下要求：
1. 一次调频有功功率的滞后时间应不大于1 秒；
2. 一次调频有功功率上升时间应不大于5 秒；
3. 一次调频有功功率调节时间应不大于15 秒；
4. 一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差，应不超过光伏电站额定有功功率的±1%。
一次调频响应与AGC 控制相协调，光伏电站有功功率的控制目标应为AGC 指令值与一次调频响应调节量代数和。当电网频率超出一次调频死区时，光伏电站一次调频功能应闭锁AGC反向调节指令。