风电场AGC系统功能优化技术改造.docx

1、风电场AGC系统功能优化技术改造【摘要】随着新能源装机容量的不断增加，截至2023年部分省份新能源占比已超过50%,常规电源的负荷调节能力难以满足日内平衡，因此电力调控对新能源场站的有功功率控制能力提出更高的要求，本文对现阶段风电场的AGC系统执行响应存在的问题进行分析，提出有功功率控制调节速率、响应时间、调节精度提升相关建议.【关犍字】风电场AGC系统技术改造老旧风场双碳目标和构建以新能源为主体的新型电力系统提出后,以风光为代表的新能源站到了前所未有的大舞台，新能源开始步入高比例时代，需要承担类似于传统电源的保障电网安全稳定运行的责任与义务.随着新能源装机规模和电量渗透率的提升，新能源将由系

2、统第二大电源成为第一大电源，推动新能源实现从并网到组网的角色转变.随着新型电力系统建设不断推进，可再生能源将发挥越来越重要的作用，要求新能源发电机组有功功率控制更加快速、精准，随若风力发电控制技术的不断发展，AGC控制策略及方式也需同步进行相应的优化提升,老旧风电场的AGC控制模式进行必要的技术改造,以更好地适应新时代新型电力系统建设的发展需要。1 .AGC系统优化握升背景1.1 AGC系统AGC系统是调节发电厂的多个发电机有功输出以响应负荷的变化的系统，是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度下发的指令,按照一定调!节速率实时调整发电出力以满足电力系统

3、频率和联络线功率控制要求的服务.或者说自动发电控制对电网部分机组出力进行二次调整以满足控制目标的要求.1.2 相关管理要求国家能源局印发电力并网运行管理规定【国能发监管规202D60号】中明确提出发电侧并网主体应根据国家能源局派出机构有关规定要求,具备相应的一次调频、自动发电控制（AGC）和无功服务能力；对发电侧并网主体提供AGC服务的考核内容，包括AGC可用率、调节容量,调节速率、调节精度和响应时间等.各区域监管局/监管办根据办法要求相继印并网运行管理实施细则中均对风电场AGC系统的调节性能指标给出了具体的量化指标,并针对指标的偏差量给出了考核细则.全国各区域均存在因AGC系统的调节性能不满

4、足细则要求而被考核风电场。1.3 老旧风电场存在的问题国内风力发电行业经过多年的发展，部分风电场已运行超过10年，AGC系统服务器内存已满、服务器硬件老化、服务器系统卡顿、死机、控制程序版本过旧账响AGC响应速度等问题，上述问题均对风电场AGC响应速率、AGC指令执行合格率产生影响,据了解部分老旧场站月AGC考核金额已超过10万元；随着各区域风电场一次调频改造进度的推进，部分风电场AGC响应速度及调控效果不能满足与一次调频协调配合的要求2 .影响AGC系统调节性能的因素2.1 判别规则的不一致AGC执行合格的判别是根据限电期间调度下发AGC指令与实际出力之间的偏差进行计算.然而机组厂家能量管理

5、系统控制策略中的实际出力为风电机组实际发电功率累加，而AGC主站、省级电力调度机构评估用的实际出力可能为并网点有功、送出线路有功或者主变低压侧有功总，不同省电力调度机构计算考核的参考电不同.因此风电场能班管理系统中实际出力控制点与电力调度机构之间考评计算的实际出力点的不一致，导致部分风电场AGC调节精度偏低.2.2 数据传输延时影响部分风电已投运超过10年，早期存在各风机厂商能量控制模式不够成熟、建设方节约建设成本、调试人员技术能力不足等因素导致老旧风场采用多级转发的有功控制模式，既调图旨令通过远动转发至AGC主站后转发能量控制系统再转发至SCADA系统,最后由SCADA将AGC指令分解下发至

6、每台风机执行，这种模式存在多种弊端：a多级的数据转发网络中断的可能性更高，数据传输时间较长；b.风电场SCADA服务器运行业务多、存储的数据量大,长期运行对服务器负载较大，影响AGC执行速率；C.大部分SCADA为组播机制，每1.-3s才能组播一次，所以数据刷新周期是1.-3s,从采集数据,计算数据到下发指令,至少需要6s才能保证正确的控制，图1为风电场组播控制模式拓扑图。2.3 服务器本身因素部分场站SCADA,能量管理服务器经过长年24小时不间断运行，存在系统缓存多、硬件老化、积灰严重等问题，部分老旧风电场频繁出现卡顿、死机、通讯中断问题，膨响调度指令的转发分配及AGC系统执行。3 .AG

7、C性能握升技术改造措施3.1 实发出力采集点改造与当地调控处核实AGC评价中实际出力采集位置，通过技改实现风电场能量管理系统中实际出力与电网评价应用一致,使用于调度统一的实发出力重新优化AGC控制程序,使风电场更加精准地跟随调度指令.实现方式可通过远动转发实发功率或增加电流/电压模拟量采样模块计算。3.2 直采直控改造为规避组播机制下采集数据、计算数据到下发指令时间过长导致AGC执行合格率偏低的问题,可采用AGC直采直控技术改造进行优化.直采直控模式下，能量管理系统直接与风机进行通讯,通讯周期200ms-500ms,能量从采集数据、计算数据到下发指令可以在Is内完成.这样给AGC系统精确控制打

8、下坚实地基础,同时在改造过程中针对能量管理服务器进彳亍性能优化升级，选用高性能能量控制服务器以满足更高精度的数据传输要求.能量管理系统与风机建议采用OPCUA通讯规约，可有效缩短通讯周期，图2为直采直控机组拓扑图.*三三amSCADA前置1图1:典型组播机制拓扑图44Ddo1.i3-0iWndo1.WDdOI.udo-图2:典型直采直控机制拓扑图为减少运行过程中出现三务器卡顿、死机、通讯中断等问题时影响AGC性能指标，同时满足电网调度对数据安全性、准确性要求，以及关键数据定期容灾备份关要求，风电场AGC系统可采取双机热备改造:通过在现场部署2套能量控制系统，主备服务器上分别部署双擎高可用软件，

9、将电风场服务器组成集群系统，两台能量控制服务器应用高可用软件分别以原能量管理服务器IP与调度通信IP为:舌动IP进行内网与调度通信，两台服务器间使用两根心跳线为主备机数据交互通道，图3为双机热备网络结构图.图3:双机热备网络结构图4.结语上述措施在部分老旧风电场已试点应用，提升效果评价良好。老旧风电场可以通过本文提到的一项或多项措施对场站AGC系统开展升级工作，确保风电场安全、可靠、经济、高效运行。风电场的AGC系统建设为风力发电事业提供了可靠的技术保障，随若新能源装机容量的不断增加，电网对新能源有功控制的要求将进一步提升。各风电场应主动探索提升场站的各项性能指标。希望能够通过本文的研究，为我国未来一段时间内风电事业更好发展提供借鉴，助力国家双碳目标以及新型电力系统建设.