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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。

【关键字】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，随着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系统优化提升背景

1.1AGC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〔2021〕60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、控制程序版本过旧影响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。因此风电场能量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，既调度指令通过远动转发至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，影响调度指令的转发分配及AGC系统执行。

3.AGC性能提升技术改造措施

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