自动发电控制基本原理及控制方法课件

自动发电控制（新能源有功控制系统）基本原理及控制方法韩杰甘肃省电力调度控制中心二一七年九月1自动发电控制（新能源有功控制系统）韩 杰1自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍32自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍3 自动发电控制(Automatic Generation Control)，简称为AGC，是建立在以计算机为核心的能量管理系统是建立在以计算机为核心的能量管理系统（或调度自动化系统）及发电机组协调控制系统之上，（或调度自动化系统）及发电机组协调控制系统之上，并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系统。统。其功能为按电网调度中心的控制目标将指令发送到其功能为按电网调度中心的控制目标将指令发送到有关发电厂或机组，通过发电厂或机组的控制系统实现有关发电厂或机组，通过发电厂或机组的控制系统实现对发电机功率的自动控制。对发电机功率的自动控制。基本概念3 自动发电控制(Automatic Genera 电能是一种特殊的产品，其最大特点在于电能不能大量储存，电能的生产、输送、分配和使用可以说是在同一时刻完成的。在任何时刻，电力系统中电源发出的功率都等于该时刻电力系统负荷和电能输送、分配过程中所消耗的功率之和。电力系统的负荷瞬息万变，因此，独立电力系统必须满足电能的供需平衡，维护正常频率，保证控制内部的电能质量；联合电力系统还必须保证联络线交换功率按交易计划运行，加强联络线控制能力，使整个系统协调稳定运行。然而，依靠人工调节方式无论从反应速度还是调节精度都难以满足电力系统安全、优质、协调、经济运行的要求。显然，要实现现代化的电网管理，进一步提高整个电力系统的电能质量和联络线交换功率的控制水平，需要采取相应的自动化技术手段来提供实质性的保障。解决这一问题的最佳途径就是AGC。AGC的作用4 AGC的作用 4AGC的目的在互联电力系统中，各区域承担各自的负荷，与外区域按合同买卖电力。各区域的调度中心要维持电力系统频率，维持区域间净交换功率为计划值，并希望区域运行最经济。自动发电控制是满足以上要求的闭环控制系统。具体地说自动发电控制有以下四个基本控制目标：（1）使全系统的发电出力和负荷功率相匹配;（2）将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；（3）控制区域间联络线交换功率与计划值相等，实现各控制区域有功功率平衡；（4）在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。5AGC的目的 在互联电力系统中，各区域承担各自的运用AGC技术，可以获得以高质量电能为前提的电力供需实时平衡，提高电网安全、稳定、经济运行水平，更加严格有效地执行互联电网之间的电力交换计划，进一步减轻运行管理人员的劳动强度；对于提高调度中心和发电厂自身的科学技术素质，完善运行管理机制，适应电力系统发展运营的需要，增强在电力市场的竞争实力都具有十分重要的意义。使用AGC的意义6 运用AGC技术，可以获得以高质量电能为前提的电力供需 下图表示某一联合电力系统，由下图表示某一联合电力系统，由3个区域及个区域及3条联络线组成。各区域内部有条联络线组成。各区域内部有较强的联系，各区域间有较弱的联系。正常情况下，各区域应负责调整自己区较强的联系，各区域间有较弱的联系。正常情况下，各区域应负责调整自己区域内的功率平衡。例如，区域域内的功率平衡。例如，区域B中接入一个新的负荷时，起初联合电力系统全部中接入一个新的负荷时，起初联合电力系统全部汽轮机的转动惯性提供能量，整个联合电力系统的频率下降。系统中所有机组汽轮机的转动惯性提供能量，整个联合电力系统的频率下降。系统中所有机组调节器动作，加大出力，提高频率到某一水平，这时整个电力系统发电与负荷调节器动作，加大出力，提高频率到某一水平，这时整个电力系统发电与负荷达到新的平衡。一次调节留下了频率偏差达到新的平衡。一次调节留下了频率偏差 f和净交换功率偏差，和净交换功率偏差，AGC因此而动因此而动作。提高区域作。提高区域B 的发电功率，恢复频率达到正常值和交换功率到计划值，这就的发电功率，恢复频率达到正常值和交换功率到计划值，这就是所谓的二次调节。此外，是所谓的二次调节。此外，AGC将随时调整机组出力执行发电计划（包括机组将随时调整机组出力执行发电计划（包括机组停机），或在非预计的负荷变化积累到一定程度时按经济调度原则重新分配出停机），或在非预计的负荷变化积累到一定程度时按经济调度原则重新分配出力，这就是所谓的三次调节。力，这就是所谓的三次调节。联合电力系统 自动发电控制的一般过程7 下图表示某一联合电力系统，由3个区域及3条联络 AGC 的其中一项重要功能是调频作用，电网的频率调整分为：一次调频、的其中一项重要功能是调频作用，电网的频率调整分为：一次调频、二次调频和三次调频：二次调频和三次调频：其中利用发电机调速系统频率静态特性而改变发电机出力所引起的调频作用叫其中利用发电机调速系统频率静态特性而改变发电机出力所引起的调频作用叫一次调频，一次调频，一次调频控制一分钟以下的负荷变化，一次调频控制一分钟以下的负荷变化，在电力系统负荷发生变化时，在电力系统负荷发生变化时，仅靠一次调频是不能恢复的，仅靠一次调频是不能恢复的，即一次调频是有差调整（迅速拉回频率）。即一次调频是有差调整（迅速拉回频率）。为了使系统频率维持不变为了使系统频率维持不变,需要运行人员手动操作或通过调度自动化系统自动操需要运行人员手动操作或通过调度自动化系统自动操作作,以改变汽轮机调速器（调门）的位置以改变汽轮机调速器（调门）的位置,增减发电机的出力增减发电机的出力,进而使频率恢复至目进而使频率恢复至目标值标值,这种调整叫二次调频。二次调频控制几分钟至十几分钟的负荷变化这种调整叫二次调频。二次调频控制几分钟至十几分钟的负荷变化,二次调二次调频控制频率的目标值为额定频率频控制频率的目标值为额定频率,即二次调频是无差调频（稳定频率）。只有经即二次调频是无差调频（稳定频率）。只有经过二次调频后，电网频率才能精确地保持恒定值。过二次调频后，电网频率才能精确地保持恒定值。二次调频主要由二次调频主要由 AGC 机组自动完成，所以机组自动完成，所以 AGC 属于二次调频。属于二次调频。三次调频是根据负荷预计曲线，三次调频是根据负荷预计曲线，各厂或各机组按计划出力曲线各厂或各机组按计划出力曲线(包括开停机组包括开停机组)调整，调整，三次调频控制半小时以上的负荷变化。三次调频控制半小时以上的负荷变化。一次、二次和三次调频8 AGC 的其中一项重要功能是调频作用，电网的自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍39自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍3 AGC 控制系统主要有电网调度中心的实时控制系统、信息传输通控制系统主要有电网调度中心的实时控制系统、信息传输通道、远动控制装置（道、远动控制装置（RTU）、单元机组控制系统组成。）、单元机组控制系统组成。电网调度中心利用控制软件对整个电网的用电负荷情况及机组的电网调度中心利用控制软件对整个电网的用电负荷情况及机组的运行情况进行监视，对掌握的数据进行分析，并对电厂的机组进行负运行情况进行监视，对掌握的数据进行分析，并对电厂的机组进行负荷分配，产生荷分配，产生AGC 指令。指令。AGC 指令通过信息传输通道传送到电厂的指令通过信息传输通道传送到电厂的 RTU；同时电厂将机组的运行状况及相关信息通过同时电厂将机组的运行状况及相关信息通过 RTU 和信息传输和信息传输通道送到电网调度中心的实时控制系统中去。结构如下图所示：通道送到电网调度中心的实时控制系统中去。结构如下图所示：10 AGC 控制系统主要有电网调度中心的实时控制系 AGC闭环控制回路可分为两层。一层为负荷分配回路，闭环控制回路可分为两层。一层为负荷分配回路，AGC通过远动控制通过远动控制装置（装置（RTU），通讯通道及），通讯通道及SCADA获取所需的实时量测数据，由获取所需的实时量测数据，由AGC程序形程序形成以区域控制偏差（成以区域控制偏差（ACE)为反馈信号的系统调节功率，根据机组的实测功率和为反馈信号的系统调节功率，根据机组的实测功率和系统的调节功率，按经济分配的原则分配给各机组，并计算出各机组或电厂的系统的调节功率，按经济分配的原则分配给各机组，并计算出各机组或电厂的控制命令，再通过控制命令，再通过SCADA、通讯通道及、通讯通道及RTU送到电厂的机组控制系统；另一层送到电厂的机组控制系统；另一层是各机组的控制回路，它调节机组出力（二次调节）使之跟踪是各机组的控制回路，它调节机组出力（二次调节）使之跟踪AGC的控制命令，的控制命令，最终达到最终达到AGC的控制目的。的控制目的。11 AGC闭环控制回路可分为两层。一层为负荷分配回AGC区域运行状态包括：区域运行状态包括：在线：在线：AGC所有功能都投入正常运行，进行闭环控制。调度员可所有功能都投入正常运行，进行闭环控制。调度员可以手动切换到离线状态。以手动切换到离线状态。离线：离线：AGC不对机组下发控制命令，但数据处理、不对机组下发控制命令，但数据处理、ACE计算、性计算、性能监视等功能均正常运行。调度人员可以手动切换到在线状态。能监视等功能均正常运行。调度人员可以手动切换到在线状态。暂停：当某些量测数据异常导致暂停：当某些量测数据异常导致ACE错误时，自动设置为暂停状错误时，自动设置为暂停状态。在给定的时间内，一旦测量数据恢复正常，自动返回在线状态，态。在给定的时间内，一旦测量数据恢复正常，自动返回在线状态，否则自动转至离线状态。否则自动转至离线状态。AGC运行状态运行状态12AGC区域运行状态包括：AGC运行状态12AGC的控制模式包括以下三种：的控制模式包括以下三种：恒定频率控制（恒定频率控制（Flat Frequency Control，FFC），），AGC的控制目标是维持系统频率恒定。的控制目标是维持系统频率恒定。恒定联络线交换功率控制（恒定联络线交换功率控制（Flat Tie-line Control，FTC），），AGC的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。联络线和频率偏差控制（联络线和频率偏差控制（Tie-line load frequency Bias Control,TBC），），AGC同时控制系统频率和联络线交换功率。同时控制系统频率和联络线交换功率。甘甘肃肃电电网网的的AGC控控制制模模式式采采用用联联络络线线功功率率+频频率率偏偏差差控控制模式（制模式（TBC）。）。AGC控制模式控制模式13AGC的控制模式包括以下三种：甘肃电网的AGC控制模式中式中为控制区频率特性系数（为控制区频率特性系数（MW/0.1Hz），一般为负值），一般为负值,TBC模式：模式：ACE计算公式中同时包含频率分量和联络线交换功率分量。计算公式中同时包含频率分量和联络线交换功率分量。FFC模式：模式：ACE计算公式中仅包含频率分量。计算公式中仅包含频率分量。分别为频率偏差和净交换功率偏差。分别为频率偏差和净交换功率偏差。FTC模式：模式：ACE计算公式中仅包含联络线交换功率分量。计算公式中仅包含联络线交换功率分量。区域控制偏差（区域控制偏差（Area Control Error，ACE）：）：反应控制区域当前的发电功率偏差值，其计算方法取决于反应控制区域当前的发电功率偏差值，其计算方法取决于AGC控制模式。控制模式。、区域控制偏差（区域控制偏差（ACE）计算）计算14式中为控制区频率特性系数（MW/0.1Hz），一般为负值,ACE控制区间划分控制区间划分图图2-4 ACE控制区间划分控制区间划分死区：在此区段死区：在此区段ACE很小，很小，AGC不给电厂发送控制命令。不给电厂发送控制命令。正常区：在此区段正常区：在此区段ACE较小，参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，参与基点较小，参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，参与基点调节的发电机组仍然在基点值附近运行。调节的发电机组仍然在基点值附近运行。帮助区：在此区段帮助区：在此区段ACE较大，在参与偏差调节的发电机组跟踪调节的同时，部分较大，在参与偏差调节的发电机组跟踪调节的同时，部分参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组重新逼近基点值。辅助调节的发电机组重新逼近基点值。紧急区：在此区段紧急区：在此区段ACE过大，参与偏差的发电机组在执行调节的同时，所有参与过大，参与偏差的发电机组在执行调节的同时，所有参与基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消除之基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组又重新逼近基点值。后参与辅助调节的发电机组又重新逼近基点值。AGC程程序序会会根根据据当当前前区区域域频频率率、ACE、ACE积积分分值值等等及及给给定定的的门门槛槛值值，将将AGC控控制制区区划划分分为为死死区区、正正常常区区、帮帮助助区区和和紧紧急急区区。根根据据不不同同的的区区间间，采采用用不不同同控制算法，计算区域的总调节功率控制算法，计算区域的总调节功率。15ACE控制区间划分图2-4 ACE控制区间划分死区：在此区uAGC 指令是电网调度中心计算产生的被控机组的目标功率，按照远指令是电网调度中心计算产生的被控机组的目标功率，按照远动控制装置（动控制装置（RTU）通讯规则生成通讯规则生成 AGC 遥控报文传送到电厂遥控报文传送到电厂 RTU，RTU 将将 AGC控制信号转换成控制信号转换成420mA 信号传输到单元机组的控制系统。信号传输到单元机组的控制系统。同时，同时，机组的实发功率经过变送器转换成机组的实发功率经过变送器转换成 420mA 信号，经过信号，经过 RTU 转换成线性比例的二进制遥测数据，转换成线性比例的二进制遥测数据，经过高频载波信号传输到电网调经过高频载波信号传输到电网调度实时控制系统。度实时控制系统。u电网调度实时控制系统和单元机组的控制系统除上述两个重要参数沟电网调度实时控制系统和单元机组的控制系统除上述两个重要参数沟通外，还将一些反映机组及控制系统状态、通外，还将一些反映机组及控制系统状态、AGC 运行品质及机组的负运行品质及机组的负荷限制信号通过荷限制信号通过 RTU 传输到电网调度实时控制系统，如：机组所允许传输到电网调度实时控制系统，如：机组所允许的负荷高、低限，机组的负荷变化速率，机组的运行方式等。的负荷高、低限，机组的负荷变化速率，机组的运行方式等。AGC 涉及到的信号涉及到的信号16AGC 指令是电网调度中心计算产生的被控机组的目标功率，按照uAGC的数据采集周期：一般为的数据采集周期：一般为18秒。在每一个采集周期内，秒。在每一个采集周期内，AGC更新实时数据、计算更新实时数据、计算ACE、执行性能监视等。一般说来，对系、执行性能监视等。一般说来，对系统频率的监视以一秒为周期，因此，统频率的监视以一秒为周期，因此，AGC的数据采集周期最小可设的数据采集周期最小可设置为置为1秒。秒。uAGC的控制周期：应为采集周期的整数倍，一般为的控制周期：应为采集周期的整数倍，一般为315秒。在每秒。在每个个AGC控制周期，除完成采集周期的各项任务外，还要计算控制周期，除完成采集周期的各项任务外，还要计算AGC控控制下的各机组的基点功率和调节功率，从而得到机组的目标出力，制下的各机组的基点功率和调节功率，从而得到机组的目标出力，但是否下发控制命令还取决与机组命令周期。但是否下发控制命令还取决与机组命令周期。u机组命令周期：机组的控制命令周期是可变的，它由机组的实发控机组命令周期：机组的控制命令周期是可变的，它由机组的实发控制命令和响应速率共同决定。在每个制命令和响应速率共同决定。在每个AGC控制周期，如果机组已响控制周期，如果机组已响应上次的控制命令，则将本次的控制命令立即下发；如果机组未响应上次的控制命令，则将本次的控制命令立即下发；如果机组未响应上次的控制命令，本次控制命令暂不下发。应上次的控制命令，本次控制命令暂不下发。AGC执行周期执行周期17AGC的数据采集周期：一般为18秒。在每一个采集周期内，Au AGC的控制对象是电厂控制器（的控制对象是电厂控制器（PLC），），AGC下发控制命令给下发控制命令给PLC，由，由PLC调节机组的有功出调节机组的有功出力。一个力。一个PLC可以由一个或多个机组构成，以方可以由一个或多个机组构成，以方便实现单机控制或全厂控制。便实现单机控制或全厂控制。u 水电厂采取全厂水电厂采取全厂AGC控制模式控制模式u 火电机组选用单机或全厂火电机组选用单机或全厂AGC控制模式控制模式u 新能源场站新能源场站AGC控制通过新能源有功控制系控制通过新能源有功控制系统实现统实现18 AGC的控制对象是电厂控制器（PLC），AGC下发控制命令1、电网负荷频率控制、电网负荷频率控制2、对区域、机组统计考核、对区域、机组统计考核3、AGC实时监视实时监视4、AGC综合信息查询综合信息查询5、AGC模型维护模型维护通过通过AGC人机界面的实时监人机界面的实时监视功能，调度员可随时掌握视功能，调度员可随时掌握AGC程序运行中各项重要数据程序运行中各项重要数据的变化情况，从而迅速、准确地的变化情况，从而迅速、准确地做出决策。做出决策。调度员和自动化工作人员可调度员和自动化工作人员可对对AGC的模型进行维护，包括的模型进行维护，包括创建对象、修改参数、导入导创建对象、修改参数、导入导出模型等。此外，出模型等。此外，AGC人机界人机界面还提供了各项历史统计数据综面还提供了各项历史统计数据综合查询的功能。合查询的功能。AGC主要功能示意图主要功能示意图省调省调AGC系统主要功能系统主要功能191、电网负荷频率控制AGC主要功能示意图省调AGC系统主要功实际考核联络线与计划值的偏差1、SCADA实时监视采集系统实时监视采集系统频率与跨省联络线交换功率频率与跨省联络线交换功率省调AGC实时调整流程20实际考核联络线与计划值的偏差1、SCADA实时监视采集系统频2、AGC根据当前联络线实际功率与根据当前联络线实际功率与计划值之间的偏差，以及当前频率计划值之间的偏差，以及当前频率与额定频率的偏差，计算区域控制与额定频率的偏差，计算区域控制偏差：偏差：3、根据控制策、根据控制策略，将偏差调略，将偏差调节量计算分配节量计算分配给各机组和新给各机组和新能源场站，下能源场站，下发机组或电厂发机组或电厂的功率调整指的功率调整指令（新能源有令（新能源有功控制系统下功控制系统下发功率调整指发功率调整指令），通过专令），通过专用载波通道发用载波通道发送到各个电厂送到各个电厂的电厂控制器的电厂控制器（PLC)4、电厂控制器（、电厂控制器（PLC)根根据接受到的据接受到的AGC指令，调指令，调节本厂机组出力，使机组节本厂机组出力，使机组出力达到出力达到AGC指令的目标指令的目标值，最终达到值，最终达到AGC的控制的控制目标。目标。212、AGC根据当前联络线实际功率与计划值之间的偏差，以及当前1.并网发电厂单机并网发电厂单机200MW及以上火电机组和单机及以上火电机组和单机20MW及以上的水电机及以上的水电机组及全厂容量组及全厂容量50MW水电厂应具有水电厂应具有AGC功能，并参与电网闭环发电控制。功能，并参与电网闭环发电控制。2.AGC机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围。机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围。火电机组的火电机组的AGC调节范围为调节范围为50%100%机组额定有功出力，全厂调节的机组额定有功出力，全厂调节的水电厂水电厂AGC调节范围为调节范围为0100%全厂额定有功出力。全厂额定有功出力。3.各电厂应保证各电厂应保证AGC机组调节性能参数满足要求，机组机组调节性能参数满足要求，机组AGC可用率、调可用率、调节速率、响应时间等达到节速率、响应时间等达到“两个细则两个细则”技术标准。技术标准。4.AGC应具备应具备“当地当地/远方远方”两种控制模式，且两种模式可无扰动切换。两种控制模式，且两种模式可无扰动切换。一般情况下，水电厂采取全厂一般情况下，水电厂采取全厂AGC控制模式，火电机组选用单机或全厂控制模式，火电机组选用单机或全厂AGC控制模式。控制模式。5.未经省调批准，并网的未经省调批准，并网的AGC机组不得随意修改机组不得随意修改AGC运行参数，不得擅运行参数，不得擅自退出自退出AGC装置。装置。6.参与参与AGC调整的机组发生异常情况或调整的机组发生异常情况或AGC装置不能正常运行时，发电装置不能正常运行时，发电企业可先停用企业可先停用AGC或切至或切至“当地控制当地控制”模式后立即汇报省调值班调度员，模式后立即汇报省调值班调度员，处理完毕后应及时向省调值班调度员汇报并按调度指令投入运行。处理完毕后应及时向省调值班调度员汇报并按调度指令投入运行。AGC管理规定管理规定221.并网发电厂单机200MW及以上火电机组和单机20MW及以机组控制上限、控制下限取机组控制上限、控制下限取前日各电厂申报机组最大、前日各电厂申报机组最大、最小可调出力数值！最小可调出力数值！23机组控制上限、控制下限取前日各电厂申报机组最大、最小可调出力自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍324自动发电控制原理1自动发电控制应用2新能源有功控制系统介绍3甘甘肃肃新新能能源源有有功功控控制制系系统统（大大型型集集群群风风电电、光光电电有有功功智智能能控控制制系系统统）通通过过对对风风电电和和光光伏伏外外送送通通道道各各断断面面潮潮流流进进行行实实时时监监控控，可可以以实实时时计计算算各各个个潮潮流流断断面面的的传传送送裕裕量量，根根据据各各电电厂厂日日前前发发电电能能力力申申报报、日日前前、日日内内现现货货申申报报、基基数数电电量量及及市市场场电电量量完完成成情情况况，并并结结合合各各风风电电场场和和光光伏伏电电站站的的实实时时出出力力及及申申请请加加出出力力情情况况，实实现现对对全全网网所所有有风风电电、光光伏伏场场站站出出力力的的智智能控制。能控制。根根据据当当前前调调度度模模式式、运运行行方方式式对对各各断断面面的的限限额额，该该系系统统设设定定了了按按断断面面裕裕度度自自动动控控制制模模式式、调调度度员员模模式式、紧紧急急调调峰峰模模式式、紧紧急急控控制制模模式式、自自动动调调峰峰模模式式五五种种控控制制模模式式，合合理理分分配配各各风风电电场场出出力力计计划划，保保证证甘甘肃肃电电网网在在各各种种运运行行方方式式及及故故障障情情况况下下稳稳定定可可靠靠运运行行，同同时时最最大大限限度度提提高高了了电电网网的的输输送送能能力力，使使风风电电场场和和光光伏伏电电站站的的出出力力最最大大化化、最最优优化化，实实现现了了对对风风能能和光能资源的充分利用。和光能资源的充分利用。系统功能概述25系统功能概述25新能源有功控制已考虑的相关因素直购电常规电源u正负备用约束uAGC实时调节功率u调节速率u新能源实时出力u新能源发电能力u新能源电量交易新能源n全网：调峰约束（含联络线控制）n多级外送断面：电网安全约束26新能源有功控制已考虑的相关因素直购电常规电源正负备用约束新能新能源有功控制系统配置图27新能源有功控制系统配置图27甘肃新能源有功控制系统分四层结构：甘肃新能源有功控制系统分四层结构：u2 2个控制中心站，主备配置，位于甘肃省调和嘉峪关地调，主要实现对整个系统进行实时监控，个控制中心站，主备配置，位于甘肃省调和嘉峪关地调，主要实现对整个系统进行实时监控，实现新能源有功智能实时协调控制策略、计划值的实时计算和下发、新能源发电厂加出力申请实现新能源有功智能实时协调控制策略、计划值的实时计算和下发、新能源发电厂加出力申请的自动批复、申请算法和跟踪算法的切换、运行方式和控制模式的切换等主要功能。的自动批复、申请算法和跟踪算法的切换、运行方式和控制模式的切换等主要功能。u2 2个控制主站位于瓜州、玉门站，主备配置个控制主站位于瓜州、玉门站，主备配置SCS-500WSCS-500W新能源有功功率控制装置，主要实现河西新能源有功功率控制装置，主要实现河西地区风电场、光伏电站、地区风电场、光伏电站、9 9个控制子站、个控制子站、2 2个控制中心站之间的信息汇总和交换、装置运行信息个控制中心站之间的信息汇总和交换、装置运行信息的上送和下发、控制中心站计算的计划值的实时下发等。的上送和下发、控制中心站计算的计划值的实时下发等。u9 9个控制子站，由原河西稳控系统中的瓜州子站、山丹子站、凉州子站、玉门子站、嘉峪关子个控制子站，由原河西稳控系统中的瓜州子站、山丹子站、凉州子站、玉门子站、嘉峪关子站以及西北新疆联网安全稳定控制系统中敦煌子站、酒泉子站、河西子站、武胜子站组成，站以及西北新疆联网安全稳定控制系统中敦煌子站、酒泉子站、河西子站、武胜子站组成，实时监测实时监测750kV750kV、330kV330kV各控制断面的潮流，把检测线路和关键断面的运行情况、故障情况、过各控制断面的潮流，把检测线路和关键断面的运行情况、故障情况、过载情况实时上送到本系统的主站和控制中心站，作为与控制策略有关的一个重要信息来源、计载情况实时上送到本系统的主站和控制中心站，作为与控制策略有关的一个重要信息来源、计算和协调控制决策的依据和约束条件，同时也实现了新能源发电有功智能控制系统和河西稳控算和协调控制决策的依据和约束条件，同时也实现了新能源发电有功智能控制系统和河西稳控系统的协调。系统的协调。u各风电场和光伏电站装设有各风电场和光伏电站装设有 SCS-500WSCS-500W风电场有功功率控制装置（执行子站），实现新能源有风电场有功功率控制装置（执行子站），实现新能源有功指令的接收及超发切馈线，确保有功下调指令的严格执行。监视风电场、光伏电站运行数据功指令的接收及超发切馈线，确保有功下调指令的严格执行。监视风电场、光伏电站运行数据并向调度主站上传信息，接受并执行调度主站下发的有功目标指令，当风电场、光伏电站出力并向调度主站上传信息，接受并执行调度主站下发的有功目标指令，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。允许范围之内。u中心站还能与省调中心站还能与省调EMSEMS通信，获取实时备用容量等数据，实现风电场和光伏电站调峰控制策略，通信，获取实时备用容量等数据，实现风电场和光伏电站调峰控制策略，在控制中心站与控制子站通信中断时，可以从在控制中心站与控制子站通信中断时，可以从EMSEMS系统中获取电网断面裕度等控制策略计算所需系统中获取电网断面裕度等控制策略计算所需要的数据，保证控制策略计算的正确性，提高系统的可靠性和可用性。要的数据，保证控制策略计算的正确性，提高系统的可靠性和可用性。新能源有功控制系统配置28甘肃新能源有功控制系统分四层结构：新能源有功控制系统配置28自动调峰-新能源与AGC协调控制AGC新能源控制指令ACE调节量、水、火备用约束新能源控制系统SCADA前置常规电源实时出力新能源实时出力支路有功常规电源控制指令调度数据网实时信息远动装置厂站AGC柔控装置远动装置厂站AGC 通过读取联络线通过读取联络线ACE偏差值、偏差值、AGC上下备用空间，实现新能源与常规水、火上下备用空间，实现新能源与常规水、火电机组联合自动调节，实现在新能源大发期间，水、火电出力压至最低，不再预电机组联合自动调节，实现在新能源大发期间，水、火电出力压至最低，不再预留联络线调整空间，通过调整新能源出力来调整联络线，以弥补电网调峰能力不留联络线调整空间，通过调整新能源出力来调整联络线，以弥补电网调峰能力不足的缺陷，最大程度地利用风、光资源。足的缺陷，最大程度地利用风、光资源。29自动调峰-新能源与AGC协调控制AGC新能源控制指令ACE调甘肃省调新能源有功控制系统（甘肃省调新能源有功控制系统（AGC技术支持系统）主要功技术支持系统）主要功能如下：能如下：（1）新能源实时发电及断面裕度的在线监视；）新能源实时发电及断面裕度的在线监视；（2）方式变化与稳定限额自适应切换；）方式变化与稳定限额自适应切换；（3）考虑电网调峰、静态、暂态约束的新能源接纳能力的在）考虑电网调峰、静态、暂态约束的新能源接纳能力的在线评估；线评估；（4）综合考虑市场化电量、多级断面约束、潮流灵敏度、风）综合考虑市场化电量、多级断面约束、潮流灵敏度、风光资源差异和公平性原则的的新能源实时发电计划的优化分光资源差异和公平性原则的的新能源实时发电计划的优化分配配;（5）基于风光出力最大化的新能源与常规能源协调控制；）基于风光出力最大化的新能源与常规能源协调控制；（6）新能源预测精度及控制性能的在线监视与考核；）新能源预测精度及控制性能的在线监视与考核；（7）基于）基于WEB平台的三公调度信息的实时发布；平台的三公调度信息的实时发布；30甘肃省调新能源有功控制系统（AGC技术支持系统）主要功能如下特殊需求特殊需求特许权场站（中电投安西、中节能昌马，龙源桥东一场特许权场站（中电投安西、中节能昌马，龙源桥东一场及若干特许权光伏、扶贫光伏）及若干特许权光伏、扶贫光伏）分区分区-断面断面可按分区、电站设置与上网断面的关联及灵敏度可按分区、电站设置与上网断面的关联及灵敏度联合联合-独立独立子分区计算方式（参与主网子分区计算方式（参与主网/独立计算）的可配置独立计算）的可配置分区分区支持分区间从属关系的自定义，可灵活接入电站、分区支持分区间从属关系的自定义，可灵活接入电站、分区有功实时控制功能有功实时控制功能31特殊需求特许权场站（中电投安西、中节能昌马，龙源桥东一场及若1）控制策略体现公平、公正、公开原则，保证每个新能源场站能公）控制策略体现公平、公正、公开原则，保证每个新能源场站能公平的获得发电计划，各信息相互开放，充分公开，所有场站都能看到平的获得发电计划，各信息相互开放，充分公开，所有场站都能看到本区域其它场站的出力和计划以及电网可再增加接纳新能源能力（最本区域其它场站的出力和计划以及电网可再增加接纳新能源能力（最小断面裕度）等信息。小断面裕度）等信息。2）保证新能源场站出力最大化，实时计算电网总接纳新能源能力，）保证新能源场站出力最大化，实时计算电网总接纳新能源能力，根据电网总接纳能力的变化及各新能源场站当前出力和加出力申请，根据电网总接纳能力的变化及各新能源场站当前出力和加出力申请，每固定周期（每固定周期（5分钟）计算一次各场站计划并下发，该计划为上限值，分钟）计算一次各场站计划并下发，该计划为上限值，低于该计划可自由发电，高于该计划需要申请。低于该计划可自由发电，高于该计划需要申请。3）以保证电网安全稳定运行为首要条件，未提出加出力申请或提出）以保证电网安全稳定运行为首要条件，未提出加出力申请或提出加出力申请未批准的情况下，高于计划值运行，超过规定时间，由控加出力申请未批准的情况下，高于计划值运行，超过规定时间，由控制执行站装置切除相应的馈线，使出力回到计划值以下，保证主网安制执行站装置切除相应的馈线，使出力回到计划值以下，保证主网安全。全。4）减少操作复杂性，对风机尽量做到无损伤控制。各风场根据发电）减少操作复杂性，对风机尽量做到无损伤控制。各风场根据发电计划调整发电出力，调整方式可由风场操作人员手动调整或由风电集计划调整发电出力，调整方式可由风场操作人员手动调整或由风电集控系统自动调整，进行出力跟踪。控系统自动调整，进行出力跟踪。控制策略整体原则控制策略整体原则321）控制策略体现公平、公正、公开原则，保证每个新能源场站能公5）尽量做到风）尽量做到风/光场站间资源协调优化分配，根据风况光场站间资源协调优化分配，根据风况/光照强度不光照强度不同实时调整各电厂出力。同实时调整各电厂出力。6）提高对新能源场站运行的管控能力，保证调度计划的公平和严）提高对新能源场站运行的管控能力，保证调度计划的公平和严肃性。肃性。7）采取分片、分区控制：根据风电场、光伏电站接入电网情况，）采取分片、分区控制：根据风电场、光伏电站接入电网情况，分片、分区控制，首先判断总体出力情况，再判断各个片区出力情分片、分区控制，首先判断总体出力情况，再判断各个片区出力情况。原则上总体受限，总体控制；片区受限，片区内控制。况。原则上总体受限，总体控制；片区受限，片区内控制。8）根据各新能源电厂参与跨区外送、跨省外送、新能源与自备电）根据各新能源电厂参与跨区外送、跨省外送、新能源与自备电厂电量置换、新能源就地消纳、大用户直购电等各种市场电量，日厂电量置换、新能源就地消纳、大用户直购电等各种市场电量，日前前/日内现货申报情况，通过新能源有功控制系统分配各新能源电厂日内现货申报情况，通过新能源有功控制系统分配各新能源电厂发电计划，确保各电厂市场电量、基数电量调出。发电计划，确保各电厂市场电量、基数电量调出。控制策略整体原则控制策略整体原则335）尽量做到风/光场站间资源协调优化分配，根据风况/光照强度调整电站出力不高于计划值根据功率预测或人工经验当前时刻电网新能源接纳能力加出力申请各电站当前计划各电站当前出力整体计算分配各电站标杆计划（中间值）安全校核各电站实时计划新能源有功控制系统指令流程各电站计划电量完成情况调峰约束各电站日前计划34调整电站出力不高于计划值根据功率预测当前时刻电网新能源接纳能新能源场站申报次日预计发电能力水、火最小可调容量联络线外送功率计划系统负荷预测新疆外送计划祁邵直流外送计划基于最大消纳能力计算各厂站日前预计划省调安全校核上报国调国调进行安全校核，组织现货交易，发布出清交易结果省调依据国调出清结果，修正跨省联络线计划并计算新能源厂站日前终计划日前计划下发至有功控制系统，作为主要计算依据根据断面额度、AGC调峰信息实时计划基数、市场电量完成情况新能源厂站日前现货申报基于现货市场的日前计划基于现货市场的日前计划/实时计划实时计划现货交易平台有功控制系统下发至各场站35新能源场站申报次日预计发电能力水、火最小可调容量联络线外送功日前计划编制及日内调度原则日前计划编制及日内调度原则日前计划编制原则：以电厂预测发电能力为基础，日前计划编制原则：以电厂预测发电能力为基础，以完成月度发电计划为目标。新能源厂站电量计划以完成月度发电计划为目标。新能源厂站电量计划按其所签市场电量多少实施差异化分配，并通过月按其所签市场电量多少实施差异化分配，并通过月度计划，实现各电站基数电量完成进度基本相当。度计划，实现各电站基数电量完成进度基本相当。日内调度原则：在日前计划的基础上，以完成日日内调度原则：在日前计划的基础上，以完成日前发电计划为目标，通过新能源有功控制系统分配前发电计划为目标，通过新能源有功控制系统分配出力。出力。36日前计划编制及日内调度原则日前计划编制原则：以电厂预测发电能3737控制模式38控制模式38稳控软压板远程调阅稳控软压板远程调阅39稳控软压板远程调阅39稳控定值单远程调阅稳控定值单远程调阅40稳控定值单远程调阅40超发考核超发考核 出力超计划值后，系统根据超计划值幅度，开始长延时出力超计划值后，系统根据超计划值幅度，开始长延时/短短延时倒计时，倒计时时间结束时出力仍未降至计划值以内，则延时倒计时，倒计时时间结束时出力仍未降至计划值以内，则下发切馈线命令至执行子站，切除风电场下发切馈线命令至执行子站，切除风电场/光伏电站馈线，使光伏电站馈线，使该厂出力降至计划值以内。该厂出力降至计划值以内。41超发考核 出力超计划值后，系统根据超计划值幅度，开始超发考核超发考核1、累计超发达到、累计超发达到2个利用小时数，该厂站标示为黄色个利用小时数，该厂站标示为黄色“超发超发”标志，系统自动将该厂实时计划降零，持续标志，系统自动将该厂实时计划降零，持续24小时！小时！2、在计划降零期间，若继续超发，累计达、在计划降零期间，若继续超发，累计达0.1利用小时数，利用小时数，该厂站标示为红色该厂站标示为红色“异常异常”标志，该厂实时计划继续降零，标志，该厂实时计划继续降零，持续持续72小时！小时！利用小时数利用小时数=发电量发电量/装机容量装机容量42超发考核1、累计超发达到2个利用小时数，该厂站标示为黄色“超u申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制为了避免风场申请值超过实际发电能力过多，造成部分发电裕度被占用，当为了避免风场申请值超过实际发电能力过多，造成部分发电裕度被占用，当风场提出加出力申请后，且系统批准了申请，在下个计算周期到来前该风电风场提出加出力申请后，且系统批准了申请，在下个计算周期到来前该风电场出力未达到新的计划值（偏差场出力未达到新的计划值（偏差3MW（定值），则闭锁该风电场一段时（定值），则闭锁该风电场一段时间不能申请加出力。间不能申请加出力。u方式、模式转变闭锁方式、模式转变闭锁15分钟分钟方式、模式切换时，为避免计划突然变小导致风电场来不及调节，从而造成方式、模式切换时，为避免计划突然变小导致风电场来不及调节，从而造成切机，因此风电场有功控制装置闭锁切机功能切机，因此风电场有功控制装置闭锁切机功能15分钟（定值），不闭锁告分钟（定值），不闭锁告警功能，出力小于计划值或警功能，出力小于计划值或15分钟后立即开放切机功能。分钟后立即开放切机功能。u系统高周系统高周取取330kV瓜敦线、瓜敦线、330kV玉嘉线频率，两线中任一相频率满足高周定值持续玉嘉线频率，两线中任一相频率满足高周定值持续5秒，判断为系统高周，高周后，不接收加出力申请，允许风电最大功率不秒，判断为系统高周，高周后，不接收加出力申请，允许风电最大功率不能增加只能减少。能增加只能减少。u不同区域间的协调控制不同区域间的协调控制对于不同入网点的风电场，在计算分配时，首先整体平衡分配，在安全校核对于不同入网点的风电场，在计算分配时，首先整体平衡分配，在安全校核时，因为约束条件不同，可能某区的计划超出了安全范围，此时将超出部分时，因为约束条件不同，可能某区的计划超出了安全范围，此时将超出部分分给未超出部分，再次校核，实现区域间的协调，从而最大化的送出、消纳分给未超出部分，再次校核，实现区域间的协调，从而最大化的送出、消纳风电。风电。控制措施控制措施43申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制控制措施43不受理申请的情况不受理申请的情况1.系统高周系统高周；2.紧急控制模式（只针对整体紧急控制模式）；紧急控制模式（只针对整体紧急控制模式）；3.风电场出力小于（计划值风电场出力小于（计划值-偏差值）；偏差值）；4.申申请请计计划划成成功功后后，规规定定时时间间内内出出力力未未达达到到申申请请计计划划，闭闭锁锁1小小时时不不允允许许申请；申请；5.主站正在计算主站正在计算或初始化；或初始化；某风电场与主站通信异常时，该风电场退出计算，某风电场与主站通信异常时，该风电场退出计算，该风电场的计划值该风电场的计划值=最小出力定值最小出力定值；与主站通信异常与主站通信异常44不受理申请的情况 某风电场与主站通信异常时，自动发电控制（AGC）与“两个细则”45自动发电控制（AGC）与“两个细则”45u西北区域发电厂并网运行管理实施细则西北区域发电厂并网运行管理实施细则“两个细则两个细则”u西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则以上简称以上简称“两个细则两个细则”！为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范发电厂并网运行管理规范发电厂并网运行管理，维，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据发电厂并网运发电厂并网运行管理规定行管理规定（电监市场（电监市场200642号）和国家有关法律法规，结合西北电号）和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。力系统实际，制定本细则。为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范西北区域并网发电厂辅助规范西北区域并网发电厂辅助服务管理，服务管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据并网发电厂辅助服务管理暂行办法并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监市场电监市场200643号号)和国家有关和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。46西北区域发电厂并网运行管理实施细则“两个细则”西北区域一、西北区域发电厂并网一、西北区域发电厂并网运行管理实施细则运行管理实施细则二、西北区域并网发电厂辅二、西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则助服务管理实施细则47一、西北区域发电厂并网运行管理实施细则二、西北区域并网第二条第二条 本细则适用于西北电力系统内由省级及以上调度本细则适用于西北电力系统内由省级及以上调度机构直调的发电厂（含并网自备电厂）和由地调直调的机构直调的发电厂（含并网自备电厂）和由地调直调的风电、光伏、装机容量风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站。地调范围及以上的水电站。地调范围内的其它发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。内的其它发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为考核试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。考核试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。西北区域发电厂并网运行管理实施细则西北区域发电厂并网运行管理实施细则48第二条 本细则适用于西北电力系统内由省级及以上调度机构直调第第十十八八条条 除除已已列列入入关关停停计计划划的的机机组组外外，并并网网发发电电厂厂单单机机200MW（其其中中新新疆疆、青青海海100MW）及及以以上上火火电电机机组组和和单单机机20MW及及以以上上、全全厂厂容容量量50MW及及以以上上水水电电机机组组或或水水电电厂厂应应具具有有AGC功功能能，在在投投入入商商业业运运营营前前应应与与调调度度机机构构的的EMS系系统统进进行行联调，满足电网对机组的调整要求。联调，满足电网对机组的调整要求。对对并并网网发发电电机机组组提提供供AGC服服务务的的考考核核内内容容包包括括：AGC调调度度管管理理考考核核、AGC调调节性能考核。节性能考核。（一一）并并网网发发电电机机组组不不具具备备AGC功功能能按按100分分/月月考考核核。加加装装AGC设设备备的的并并网网发发电电厂厂应应保保证证其其正正常常运运行行，不不得得擅擅自自退退出出并并网网机机组组的的AGC功功能能，否否则则按按1分分/小小时时考考核核。机机组组AGC参参数数发发生生变变化化后后，发发电电企企业业应应及及时时完完成成相相关关设设备备改改造造，并并在在相相关关调调度度机机构构配配合合下下完完成成AGC试试验验和和测测试试，未未按按期期完完成成AGC试试验验和和测测试试，按按10分分/次次考考核核。在调度机构下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按在调度机构下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按10分分/月考核。月考核。（二二）AGC机机组组的的调调节节容容量量原原则则上上应应满满足足从从最最小小技技术术出出力力到到额额定定出出力力的的范范围围，AGC机组的实际调节容量若达不到要求，按照调节容量缺额机组的实际调节容量若达不到要求，按照调节容量缺额10分分/万千瓦每月考核。万千瓦每月考核。（三三）要要求求并并网网机机组组AGC月月可可用用率率应应达达到到98%，每每降降低低1%按按1分分/万万千千瓦瓦每每月月考核。考核。（四）对（四）对AGC机组的调节速率进行考核。机组的调节速率进行考核。对于水电机组：速率低于对于水电机组：速率低于50%，每降低，每降低5%按按15分分/月考核；月考核；对于火电机组：按照不同机组标准，每降低对于火电机组：按照不同机组标准，每降低0.2%按按15分分/月考核。月考核。（五）（五）AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按5分分/次考核。次考核。西北区域发电厂并网运行管理实施细则西北区域发电厂并网运行管理实施细则49第十八条 除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单机200M（六）机组（六）机组AGC的可用率、调节速率、响应时间技术标准如下：的可用率、调节速率、响应时间技术标准如下：1.1.可用率可用率具有具有AGC功能的机组其性能应达到国家有关标准且功能的机组其性能应达到国家有关标准且AGC可用率要达到可用率要达到 98%以上。以上。AGCAGC可可用用率率=(AGC可可用用小小时时数数/机机组组并并网网小小时时数数)100%。全全厂厂成成组组投投入入的的电电厂厂，AGC可用率可用率=(AGC可用小时数可用小时数/全月日历小时数全月日历小时数)100%。pAGC允许投入允许投入pAGC投入投入“远方远方”闭环控制闭环控制AGCAGC可用率（允许投运率）可用率（允许投运率）=(AGC允许投允许投入时间入时间/机组并网小时数机组并网小时数)100%西北区域发电厂并网运行管理实施细则西北区域发电厂并网运行管理实施细则50（六）机组AGC的可用率、调节速率、响应时间技术标准如下：A2.2.调节速率调节速率对于对于AGC机组的调节速度进行考核。机组的调节速度进行考核。调调节节速速率率Abs（目目标标出出力力当当前前出出力力）/机机组组额额定定有有功功功功率率/（目目标标出出力力达达到到时时间间命命令令下下发发时时间间）100%（单单位位：机机组组调调节节容容量量占占额额定定有有功功功功率率的的比比例例/分分钟）钟）对于水电机组：实际速率应大于每分钟对于水电机组：实际速率应大于每分钟50%；对对于于火火电电机机组组：直直吹吹式式制制粉粉系系统统的的汽汽包包炉炉的的火火电电机机组组为为每每分分钟钟机机组组额额定定有有功功功功率率的的1.5%；带带中中间间储储仓仓式式制制粉粉系系统统的的火火电电机机组组为为每每分分钟钟机机组组额额定定有有功功功功率率的的2.0%；循循环环流流化化床床机机组组和和燃燃用用特特殊殊煤煤种种（如如煤煤矸矸石石电电厂厂）的的火火电电机机组组为为每每分分钟钟机机组组额额定定有有功功功功率率的的1.0%；超超临临界界定定压压运运行行直直流流炉炉机机组组为为每每分分钟钟机机组组额额定定有有功功功功率率的的2.0%，其其他他类类型型直直流流炉炉机机组组为为每每分分钟钟机机组组额额定定有有功功功功率率的的1.5%；燃燃气气机机组组为为每每分分钟机组额定有功功率的钟机组额定有功功率的20%。3.3.响应时间响应时间AGCAGC响响应应时时间间，从从调调度度机机构构下下达达AGC命命令令算算起起，到到AGC机机组组开开始始执执行行命命令令止止，采采用用直直吹吹式式制制粉粉系系统统的的火火电电机机组组AGC响响应应时时间间60秒秒；采采用用中中储储式式制制粉粉系系统统的的火火电机组电机组AGC响应时间响应时间40秒；水电机组的秒；水电机组的AGC响应时间响应时间10秒。秒。西北区域发电厂并网运行管理实施细则西北区域发电厂并网运行管理实施细则512.调节速率西北区域发电厂并网运行管理实施细则51第二十七条第二十七条 风电场、光伏电站应具备有功功率调节能力，必须配置风电场、光伏电站应具备有功功率调节能力，必须配置有功功率控制系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功有功功率控制系统，接收并自动执行电力调度机构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不超过电力调度机构的功率控制信号