风电并网运行技术导则自动化部分(试行)1
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 MW
2 短期预测功率ShortTermForcast MW
3 实时开机容量RunningCapacity MW
4
超短期预测功
率UltraShortTermFor
cast
MW
5 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
I
E
C
|
6
8
7
|
5
1
2
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。
二、有功控制要求
风电场应具备有功功率控制能力，实现风电场有功功率控制，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，根据电网频率值、电网调度部门指令值等自动调节电场的有功输出，确保风电场最大功率输出及有功功率变化率不超过电网调度部门的给定值。
a) 调节指标要求
正常控制，调整频度为分钟级，具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力；有功功率在总额定出力的20％以上时，能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制；1min最大变化量不能超过装机容量的10%，10min最大有功功率变化限值不能超过装机容量33%。
紧急情况下，调整频度为秒级，应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功，电力系统事故或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行；当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电力系统调度机构指令降低风电场有功
功率，严重情况下切除整个电场；在电力系统事故或紧急情况下，切除整个电场。
风电机组应满足电网频率变化范围要求：
电网频率范围要求
低于48Hz 根据风机允许运行的最低频率而定
48Hz~49.5Hz 至少具体运行30min的能力
49.5Hz~50.2Hz 连续运行
高于50.2Hz 至少具有运行5min的能力，并执行调度调节指令风电机组有功功率变化限值：
装置容量（MW）10min变化限值（MW）1min变化限值（MW）
30 10 3
30~150 装机容量/3 装机容量/10
〉150 50 15
b) 详细功能要求：
1)具备远方控制和就地控制两种模式；远方/就地状态可上传调
度主站。
2)就地控制模式下，可跟踪当地的人工设点指令，也可跟踪调
度主站日前下发或日内下发的计划曲线，并通过决策合理分
配到各风机。
3)远方控制模式下，与调度主站的控制接口应支持实时下发的
设点指令，或者调度主站实时下发的计划曲线；通过决策合理分配到各风机；远方控制模式下，在与主站出现通信故障时应及时告警，且具备自动切换到就地控制模式。
4)支持接收其他安稳系统下发的紧急切负荷令；接受安稳系统
紧急切负荷指令后，应能生成上升方向调节闭锁信号，并将该信号上传给调度主站。
5)设备故障或异常、通信故障或异常、系统接地等故障发生时，
应自动闭锁相关设备，且必须人工解锁。
6)可将风电场实时运行信息上传调度主站，包括：
a)有功、无功、电压、电流、并网状态等信息
b)风电场允许远方控制、投入远方控制信号
c)风电场当前开机容量，最大可调出力
d)风电场上升、下降调节速率
7)可上传调度主站有功控制闭锁信号。
8)具备报警异常信息记录与分析功能，包括实时数据异常报警、
软件运行异常、设备运行状态和受控状态变化等。
9)具备历史记录和考核统计功能，包括控制命令、投运率与调
节合格率等，并方便查询；
10)系统具备完善的用户权限设置功能和运行操作记录。
c) 主要性能要求
1)系统指令响应时间秒级；
2)控制周期秒级或分钟级可调整；
3)有功控制系统和调度主站端控制系统应具有很好的协调性，
与其他系统具备良好的接口；
4)历史查询、指标统计以及图表展示灵活方便；
5)系统年可用率：≥99.98%
6)对主站的响应时间，有功控制指令不超过1分钟；
7)遥控遥调正确率：100%
三、无功控制要求
风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。
风电场控制系统根据接收到的调度主站电压/无功控制指令，给出当前运行方式下无功调节装置调节范围内的无功控制策略，并实施闭环控制跟踪控制目标值。
a) 调节指标要求
风电场无功功率调节速率和控制精度应满足Q/GDW392-2009对电力系统电压调节的要求。
b) 详细功能要求：
1)具备远方控制和就地控制两种模式，远方/就地状态可上传调
度主站；
2)实现风电场并网点恒定电压或总无功功率控制，具备开环/
闭环两种工作模式，开环/闭环状态以及电压/无功指令模式可上传调度主站；
3)实现风电场内各种无功源包括SVC/SVG、电容器/电抗器及有
载调压分接头等设备之间的协调控制；
4)可监视风电场内各种无功源实时运行信息，支持以实时曲线
方式监视母线电压的变化情况，通过该曲线可以观测到母线电压对设定值的跟踪情况，可实时统计并显示今日电压与设定值电压之间的最大差值及出现时刻；今日最高电压及出现时刻；今日最低电压及出现时刻等；
5)可上传风电场总无功调节上、下限等无功备用信息；
6)具备人工闭锁SVG、电容器投切及主变压器分接头调整功能；
设备故障或异常、通信故障或异常、系统接地等故障发生时，应自动闭锁相关设备，且必须人工解锁。
7)可上传风电场内各无功设备控制闭锁信号；
8)具备历史记录和考核统计功能，包括报警与异常信息、控制
命令、投运率与调节合格率、电压合格率等，并方便查询；
9)具备母线电压目标值日调度曲线人工录入功能，并可按目标
电压曲线进行控制；
10)系统具备完善的用户权限设置功能和运行操作记录。
c) 主要性能要求
1）可用率：≥99.98%
2）实时性：单次控制决策时间<1s，控制周期秒级或分钟级可调整，对主站响应时间电压指令不超过5分钟，无功指令不超过1分钟
3）遥控遥调正确率：100%
4）无功控制步长：单次最大调节量20MVar，可设
5）无功控制死区：2MVar，可设
6）电压控制步长：单次最大调节量1kV，可设
7）电压控制死区：0.5kV，可设
风电并网对电力系统的影响及改善措施标准版本
文件编号：RHD-QB-K4609 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 风电并网对电力系统的影响及改善措施标准版 本
风电并网对电力系统的影响及改善 措施标准版本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 [摘要]：由于风电场是一种依赖于自然能源的分散电源，同时目前大多采用恒速恒频异步风力发电系统，其并网运行降低了电网的稳定性和电能质量。着眼于并网风电场与电网之间的相互影响，特别是对系统稳定性以及电能质量的影响，对大型风电场并网运行中的一些基础性的技术问题进行了研究。 [关键词]:风电场；并网；现状分析。 一、引言 风力发电作为一种重要的可再生能源形式，越来越受到人们的广泛关注,并网型风力发电以其独特的
能源、环保优势和规模化效益，得到长足发展,随着风电设备制造技术的日益成熟和风电价格的逐步降低，近些年来，无论是发达国家还是发展中国家都在大力发展风力发电。 风力发电之所以在全世界范围获得快速发展，除了能源和环保方面的优势外，还因为风电场本身所具有的独特优点：(1)风能资源丰富，属于清洁的可再生能源；(2)施工周期短，实际占地少，对土地要求低；(3)投资少，投资灵活，投资回收快；(4)风电场运行简单，风力发电具有经济性；(5)风力发电技术相对成熟。 自20世纪80年代以来，大、中型风电场并网容量发展最为迅猛，对常规电力系统运行造成的影响逐步明显和加大,随着风电场规模的不断扩大，风电特性对电网的负面影响愈加显著，成为制约风电场建
关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知
国家电网公司文件 国家电网调〔2011〕974号 关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知 各分部,华北电网有限公司,各省（自治区、直辖市）电力公司,中国电科院,国网电科院,国网经研院： 为落实《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》（国能新能〔2011〕182号），公司在总结分析风电并网运行故障原因和存在问题的基础上，组织制定了《风电并网运行反事故措施要点》，现予印发，请各单位严格执行。 风电机组低电压穿越能力缺失是当前风电大规模脱网故障频发的主要原因。为防止类似故障再次发生，各单位要督促网内风力发电企业对风电机组低电压穿越性能进行改造、调试，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测 管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）要求进行的检测验证。对此，特别强调： 1. 新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求，并通过按国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）要求进行的并网检测，不符合要求的不予并网。 2. 对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，风电场应在半年内完成调试和现场检测，并提交检测验证合格报告。同一型号的机组应至少检测一台。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。 3. 对已并网但不具备合格低电压穿越能力的容量为1MW及以上的风电机组，风电场应在一年内完成改造和现场检测，并提交检测验证合格报告。报告提交前，场内同一型号的机组不予优先调度。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。 附件：风电并网运行反事故措施要点
二○一一年七月六日 主题词：综合风电反事故措施通知 国家电网公司办公厅2011年7月6日印发
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
风电相关国家标准整理
国家相关标准 风力发电机组功率特性测试 主要依照IEC61400-12-1:2005风电机组功率特性测试是目前唯一一个正式版本电流互感器级别应满足IEC 60044-1 电压互感器级别应满足IEC 60186 功率变送器准确度应满足GB/T 13850-1998要求，级别为0.5级或更高 IEC 61400-12-1 功率曲线 IEC 61400-12-1 带有场地标定的功率曲线 IEC 61400-12-2 机舱功率曲线 IEC 61400-12 新旧版本区别 对于垂直轴风电机组，气象桅杆的位置不同 改变了周围区域的环境要求 改变了障碍物和临近风电机组影响的估算方法 使用具有余弦相应的风速计 根据场地条件将风速计分为A、B、S三个等级 根据高风速切入和并网信号可以得到两条功率曲线 风速计校准要符合MEASNET规定 风速计需要分级 电网频率偏差不超过2HZ 场地标定只能通过测量，不能用数值模拟 场地标定的每一扇区分段至少为10° 可以同步校准风速计 改进了对风速计安装的描述 通过计算确定横杆长度 增加针对小型风机的额外章节 MEASNET标准和旧版IEC61400-12标准区别 使用全部可用的测量扇区，否则在报告中说明 不允许使用数值场地标定 场地标定更详细的描述，包括不确定度分析 只允许将风速计置于顶部 风速计的校准必须符合MEASNET准则 不使用AEP不完整标准 轮毂高度、风轮直径、桨角只能通过测量来判定，不能按照制造商提供的判定报告中必须提供全方位的照片 IEC61400-12-1：Power performance measurement for electricity producing wind turbine(2005)风电机组功率特性测试 可选择：场地标定 IEC61400-12-2：Power curve verification of individual wind turbine,单台风电机组功率曲线验证（未完成）
风电光伏技术标准清单
风力发电工程 序号专用标准名称标准编号备注 一综合管理 1 风力发电工程质量监督检查大纲国能安全[2016]102号2016-04-05实施 2 风力发电工程建设监理规范NB/T 31084-2016 2016-06-01实施 3 风力发电工程施工组织设计规范DL/T 5384-2007 4 风电场工程劳动安全与工业卫生验收规范NB/T 31073-20152015-09-01实施 5 风力发电企业科技文件归档与整理规范NB/T 31021-2012 二社会监督 1 电力业务许可证管理规定国家电监会令第9号2005-10-13实施 关于印发风电场工程竣工验收管理暂行办法和风电场项目后评 2 国能新能[2012]310号 价管理暂行办法的通知 三消防工程 1 风力发电机组消防系统技术规程CECS 391:20142015-05-01实施四风电工程专用标准 1 设计标准 风电场工程勘察设计收费标准NB/T 31007-2011 风电场工程可行性研究报告设计概算经编制办法及计算标准FD 001-2007 风电场工程等级划分及安全标准（试行）FD 002-2007 风电机组地基基础设计规定（试行）FD 003-2007 风电场工程概算定额FD 004-2007 风力发电场设计规范GB 51096-20152015-11-01实施风力发电厂设计技术规范DL/T 5383-2007 风电场设计防火规范NB 31089-20162016-06-01实施风力发电机组雷电防护系统技术规范NB/T 31039-2012 风电机组低电压穿越能力测试规程NB/T 31051-2014 风电机组电网适应性测试规程NB/T 31054-2014 风力发电机组接地技术规范NB/T 31056-2014 风力发电场集电系统过电压保护技术规范NB/T 31057-2014
风电大规模并网对电网的影响
由于风能具有随机性、间歇性、不稳 定性的特点,当风电装机容量占总电网容量的比例较大时会对电网的稳定和安全运行带来冲击。本文针对这一问题,阐述了大规模风电并网后对电力系统稳定性、电能质量、发电计划与调度、系统备用容量等方面的影响。并对风电的经济性进行了分析。 风电并网对电网影响主要表现为以下几方面： 1.电压闪变 风力发电机组大多采用软并网方式，但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时，风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25Hz)，因此，风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。已有的研究成果表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比(也有说是阻抗角)十分敏感。 2.谐波污染 风电给系统带来谐波的途径主要有两种：一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风力发电机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过因为过程很短，发生的次数也不多，通常可以忽略。但是对于变速风力发电机则不然，因为变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。与电压闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。 3.电压稳定性 大型风电场及其周围地区，常常会有电压波动大的情况。主要是因为以下三种情况。风力发电机组启动时仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小，但并网过程至少持续一段时间后(约为几十秒)才基本消失，多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降。 因此多台风力发电机组的并网需分组进行，且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而引起了更大的电网电压的下降。
风力发电并网技术及电能质量控制策略
风力发电并网技术及电能质量控制策略 发表时间：2018-08-20T17:02:21.880Z 来源：《红地产》2017年8月作者：熊毅 [导读] 随着我国科学技术的发展，社会的进步，加上矿物资源越来越贫乏， 随着风力发电技术的不断发展，已经从过去的小型风力发电机独立运行发展为大型发电机组并网运行，也就是常说的风力发电场并网运行。采用这种运行方式以后，不但提高了对风力的利用率，还在电能供给方面做出了卓越的成绩。在电能的质量控制面，因为风力发电并网技术的实行，使电能质量控制达到了良的效果，从而在根本上改变了人们的用电状况，为人们的工作和生活增添了一份助力。 1 风力发电的原理和技术 空旷的原野和辽阔的海面是风能的优质资源，风力发电是利用大自然中的空气以一定速度流动所产生的风能驱动风车的叶片旋转，将此旋转运动在增速机中转速提升，在由此产生的力矩带动下，发电机组中的导体通过切割磁力线产生感应电动势，外接闭合回路在导体中会有电流产生，实现风能向电能的转换。依据目前的风车技术，只要风速大于 3 米 / 秒便可以产生电能，实现发电目的。 风力发电机一般有风轮、偏航装置、发电机组、塔架、限速安全机构和储能用蓄电池等部件构成。风轮是由，个或、个叶片组成的集风装置，它的作用是采集风的动能转变为风轮旋转的机械能。风轮后面的调向器也叫尾舵，它的功能是控制风轮的迎风方向，使风轮随时面对风向，最大限度地获取风能。限速安全机构的作用是对风轮的转速予以一定的限制，使之在规定的范围内保持相对稳定，起到保证风力发电机限速平稳运行的作用。塔架则是机组的承载和风轮的支撑机构。 由于自然界的风速极不稳定，其很强的随机性和间歇性致使风力发电机的输出功率也极不稳定，高峰和低谷落差甚大，所以，风力发电机发出的电能不能直接用在电负载上，而是先用铅酸蓄电池储存起来，以保持风力发电系统持续稳定的供电运行状态。 2 风力发电并网技术 风电并网技术，是发电机输出电压，在频率、幅值和相位以上及电网系统电压是一致的。而随着风电机组容量的逐渐增大，风电电力并网的时候对电网的冲击也随之增大，因此选择科学的风电并网技术是十分必要的。 2.1 同步风力发电机组并网技术 同步发电机在运行的过程当中，一方面要输出有功功率，而另一方面则需提供无功功率，此外还需周波稳定及质量高，所以被广泛采用。然而怎么将这项技术与风电机组的并网结合起来也是一个问题，通常因风速不稳定等因素造成了转子转矩的不稳定，在并网的时候调速的性能不能达到精度要求，若不采取有效的控制，就会出现无功振荡或失步的问题。特别是重载情况，结果可能会更加的严重。但是近些年，随着科学技术不断提高，新型的电力电子技术能够在一定的程度上处理好这个问题，例如说一些变频装置。所以同步风力发电机组并网技术应当给予足够重视。 2.2 异步风力发电机组并网技术 与同步风电机组并网技术不同，异步风电机运行的过程当中，其主要凭借转差率调整负荷，因此调速的精度要求较低，也不需要同步设备与整步操作，只需要在其转速接近同步转速的时候，就能够轻松的并网。风电机组配用异步发电机，优点就在这项技术控制装置相对较为简单，在并网之后无振荡与失步问题，并且运行稳定及可靠。而缺点是直接并网可能会造成大冲击电流出现，降低电压，从而对系统运行的安全造成一定影响，系统的本身没有无功功率，其需要进行无功补偿。若不稳定系统频率太低的话，就会使电流剧增及电压过载。因此，对异步风电机组要进行严格的监视，并采取有效的措施，才能够保证发电机组的安全运行。 3 电能质量控制策略 3.1 改善电能质量 电能质量就是电力系统中电能的质量，理想的电能应该是美对称的正弦波，但有些因素会使波形偏离对称正弦，由此便产生了电能质量问题。很多城市的电能质量较低，对人们的生活和工作产生了很大的影响，因此必须改善电能质量。主要方法为：首先可以改善电功率因数，使无功就地平衡，但要注意的是，一定要合理选择供电半径。其次要合理选择供电系统线路的导线截面，但要注意合理配置变电与配电设备，防止其过负荷运行。第三要适当设置调压措施，例如串联补偿、变压器加装有载调压装置、装同期调试相机或者静电电容器等。以上三种措施，在实际的用中对电能质量的改善具有良好的效果，可以大力推广。同时，我们要注意及时对百姓的用电情况进行调查，找出不足之处，以便于对电能质量及时进行改善。 3.2 提高电能质量 电能质量的高低影响着人们的日常生活和工作，因此在改善电能质量的基础上，必须有所提高。很多城市的电能质量虽然得了改善，但还是没有办法满足人们的需求，因此，提高电能质量成为了人们的迫切要求，对于科研人员来说也是一项重要的任务。要想提高电能质量，首先要找出供电电压超过允许偏差的原因，经过大量的调查和研究，我们发现原因主要有三点，一是冲击性负荷、非对称性负荷的影响；二是调压措施缺乏或使用不当；三是线路过负荷运行。根据上述三点原因，使用风力发电并网技术可以有效的提高电能质量，不仅节省了运营成本，而且对风能的利用率也提高了不少。 4 结束语 综上所述，研究风力发电并网技术及电能质量控制策略对确保电网电能质量具有重要的作用。因此要进一步提高风力发电并、网技术及电能质量控制策略，这样才能促进整个电力系统的稳定运行。 参考文献： [1] 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 电子制作 ,2014(01):266. [2] 齐洁 , 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 企业研究 ,2014(02):153. [3] 魏巍 , 关乃夫 , 徐冰 . 风力发电并网技术及电能质量控制 [J]. 吉林电力 ,2014,42(05):24-26. [4] 樊裕博 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].科技传播 ,2015,7(21):43-44. [5] 邹金运 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].黑龙江科技信息 ,2015(35):88. [6] 谢鹏 . 风力发电并网技术与电能质量控制 [J]. 科技创新导报 ,2016,13(13):41+70. [7] 路立仁 . 浅析风力发电并网技术及电能控制策略 [J].科技与创新 ,2016(17):134. [8] 张国新 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].电力自动化设备 ,2009,29(06):130-133.
风电并网稳定性开题报告
南京工程学院 毕业设计开题报告 课题名称：风力发电场并网运行稳定性研究 学生姓名：李金鹏 指导教师：陈刚 所在院部：电力工程学院 专业名称：电气工程及其自动化 南京工程学院 2012年3月5日
说明 1．根据南京工程学院《毕业设计(论文)工作管理规定》，学生必须撰写《毕业设计（论文）开题报告》，由指导教师签署意见、教研室审查，系教学主任批准后实施。 2．开题报告是毕业设计（论文）答辩委员会对学生答辩资格审查的依据材料之一。学生应当在毕业设计（论文）工作前期内完成，开题报告不合格者不得参加答辩。 3．毕业设计开题报告各项内容要实事求是，逐条认真填写。其中的文字表达要明确、严谨，语言通顺，外来语要同时用原文和中文表达。第一次出现缩写词，须注出全称。 4．本报告中，由学生本人撰写的对课题和研究工作的分析及描述，应不少于2000字，没有经过整理归纳，缺乏个人见解仅仅从网上下载材料拼凑而成的开题报告按不合格论。 5．开题报告检查原则上在第2～4周完成，各系完成毕业设计开题检查后，应写一份开题情况总结报告。
毕业设计(论文)开题报告 学生姓名李金鹏学号206080923 专业电气工程及其自动化指导教师姓名陈刚职称讲师所在院部电力工程学院课题来源自拟课题课题性质工程研究课题名称风力发电场并网运行稳定性研究 毕业设计的内容和意义 内容： 早期风电的单机容量较小，大多采用结构简单、并网方便的异步发电机，直接和配电网相连，对系统影响不大。但随着风电场的容量越来越大，对系统的影响也越来越明显，而风电场所在地区往往人口稀少，处于供电网络的末端，承受冲击的能力很弱，给配电网带来谐波污染、电压波动及闪变等问题。 因此以恒速恒频异步风力发电机组成的风电场为研究对象，建立风力发电系统的线性化状态方程。研究包含风电场的电力系统潮流算法，利用MATLAB及其仿真平台实现电力系统潮流计算以及机电暂态仿真。分析比较各种潮流算法的优缺点。建立简单系统的小干扰稳定分析线性化状态方程，得出了状态矩阵元素的参数表示形式。用特征值分析方法研究大型风电场接入电网后的系统小干扰稳定问题。分析风电场改变对系统小干扰稳定性的影响。采用时域仿真方法研究大型风电场接入电网后的系统暂态稳定问题。 意义： 据国际能源署统计，全球风力发电机总装机容量1999年的2000兆瓦增加到2005年的60000兆瓦，世界风能市场装机资金达450亿欧元，提供50万个就业岗位。风能这种清洁能源每年可以减少2.04亿吨的二氧化碳排放量。 随着风电装机容量的增加，在电网中所占比例的增大，风能的随机性、间隙性特点，和风电场采用异步发电机的一些特性，使稳态电压值上升、过电流、保护装置的动作误差，电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落，从而使得风电的并网运行对电网的安全，稳定运行带来重大的影响。其中最为突出的问题就是使风电系统的电能质量严重下降，甚至导致电压崩溃。风电场脱网事故频发，对电网安全运行构成威胁，所以进行风力发电并网运行稳定性研究是非常必要的。
文献综述：风电并网存在问题分析
风电并网的不利影响及分析 一、风电并网的不利影响案例分析 1、加拿大阿尔塔特电力系统 截至2008 年，加拿大的阿尔伯塔电力系统（AIES）共有装机约280 台，总容量12 368 MW。其中，煤电5 893 MW，燃气发电4 895 MW（热电联产约3 000MW），水电869 MW，风电523 MW，生物质等其他可再生能源214 MW。阿尔伯塔的风电开发意向已达到11 000 MW，几乎与目前系统的装机容量相当，这在给AIES 带来巨大机遇的同时也带来了挑战。因为，大规模的风电接入会增加系统发电出力的不稳定性，降低系统维持供需平衡的能力。AIES 的装机以火电为主，且调节能力有限，系统备用容量也有限，电力市场的可调发电出力的灵活性不高，对外联络线的潮流交换能力相对有限。因此，系统需要增强调节及平衡能力和事故响应能力，否则难以应对风电出力变化给系统带来的巨大压力。 电力生产和使用必须同时完成的特点决定了系统运行必须维持每时每刻的供需平衡。供需失衡会引起发输电设备跳闸、负荷跳闸甚至系统崩溃等事故。因此，维持系统的实时平衡是一个非常艰巨的任务，而大规模的风电并网，会从以下4 个方面影响系统供需平衡：（1）能否准确预测供需走势。预测是实施供需平衡调节的基础。供需差可能来源于负荷、潮流交换、间歇性电源等的变化。供需走势的预测对于系统运行至关重要。预测越准确，相关的运行决策越准确，运行人员越容易维持系统稳定。而目前的风电预测，远不能达到系统运行对预测精度的要求，给大规模风电并网的系统运行带来很大隐患。 （2）需要足够的系统调节平衡资源来提升系统应对风电出力变化和不确定的能力。系统调节平衡资源是指能被随时调度的、能维持系统平衡的调节备用容量、负荷跟踪服务等运行备用。由于风电出力变化和不确定，导致系统必须维持很高的系统调节资源以作备用，降低了系统资源的利用率。否则，系统将无法应对风电出力变化和不确定性，影响系统的安全可靠运行。 （3）亟须建立相关的系统运行操作规程。为了保持系统的有效运行，必须提前研究并制定相关的系统运行操作规程，并纳入已有的运行规程以指导调度人员。由于人们对风电出力变化和不确定的了解还处于起步阶段，所以相关的运行规程还属空白。 （4）调度人员要学习并掌握应对风电出力变化和不确定影响的能力。拥有充足的系统调节平衡资源、建立相关的规程、具有可操作性的预测结果，加上操作人员多年的经验积累，在对系统特性有足够了解的基础上，才能准确地判断并作出正确决策，实现系统操作安全、可靠、及时。面对大规模的风电并网给系统运行带来的巨大挑战，调度人员需要学习如何应对风电出力变化和不确定给系统运行带来的复杂局势。 对于一个独立系统，供需不平衡可能导致系统出现频率偏差的情况，对于一个互联系统，供需不平衡可能导致系统从主网解列。特别是，阿尔伯塔系统的风电开发意向已远远大于其承受范围，所以面临的问题更加严峻。 胡明：阿尔伯塔风电并网对系统运行的影响和对策；电力技术经济；2009[4] 2、辽宁电网 预计在2010年底,辽宁电网的风电装机容量达到340万kW, 2015年风电装机容量达到787万kW。风电的大规模集中并网将给辽宁电网的调峰调频、联络线控制、系统暂态稳定、无功调压及电能质量等诸多方面带来直接影响,给电力系统的安全稳定运行带来新的挑战。 （1）导致系统调峰难度增加
中国风电发展现状与潜力分析
中国风电发展现状与潜力分析 风能资源作为一种可再生能源取之不尽，中国更是风能大国，据统计中国风能的技术开发量可达3亿千瓦-6亿千瓦，而且中国风能资源分布集中，有利于大规模的开发和利用。 据考察中国的风能资源主要集中在两个带状地区，一条是“三北（东北、华北、西北）地 区丰富带”即西北、华北和东北的草原和戈壁地带；另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，即东部和东南沿海及岛屿地带。这些地区一般都缺少煤炭等常规能源并且在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，而风电正好能够弥补火电的缺陷并与水电的枯水期 和丰水期有较好的互补性。 一、风电发展现状 据统计，从2017年开始，中国的风电总装机连续5年实现翻番，截至2017年底，中国 以约4182.7万千瓦的累积风电装机容量首次超越美国位居世界第一，较 瓦，到2020年可达1.5亿千瓦。 （二）风电投资企业 风电投资企业包括开发商与风电装机制造企业。从风电开发商的分布来看，更向能源投资企业集中，2017年能源投资企业风电装机在已经建成的风电装机中的比例已高达90%， 其中中央能源投资企业的比例超过了80%，五大电力集团超过了50%。其他国有投资商、外资和民企比例的总和还不到10%，地方国有非能源企业、外企和民企大都退出，仅剩下中国风电、天润等少数企业在“苦苦挣扎”，当年新增和累计在全国中的份额也很小。从风 电装机制造企业来看，主要是国内风电整机企业为主，2017年累计和新增的市场份额中，前3名、前5名和前10名的企业的市场占有率，分别达到了55.5%和 发电；由沈阳工业大学研制的3mw风电机组也已经成功下线。此外，中国华锐、金风、 东汽、海装、湘电等企业已开始研制单机容量为5mw的风电机组。中国开始全面迈进多mw级风电机组研制的领域。2017年，国际上公认中国很难建成自主化的海上风电项目，然而，华锐风电科技集团中标的上海东海大桥项目，用完全中国自主的技术和产品，用两 年的时间实现了装机，并于2017年成功投产运营，令世界风电行业震惊。 （四）风电场并网运行管理 目前，风电并网主要存在两大问题：风电异地发电机组技术对电网安全稳定产生影响、风 的波动性使风电场的输出功率的波动性难以对风电场制定和实施准确的发电计划。它们使 得风电发展受到严重影响。对于这种电力上网“不给力”的现况，国家和电网企业都在积极 努力地解决好风电基地电力外送问题，除东北的风电基地全部由东北电网消纳和江苏沿海 等近海和海上风电基地主要是就地消纳之外，其余各大风电基地就近消费一部分电力和电 量之外的电力外送的基本考虑是：河北风电基地和蒙西风电基地近期主要送入华北电网；
中国华能风电工程设计导则
中国华能风电工程设计导则 1 范围1 2 总则2 3 风能资源测量12 3.1 风电场宏观选址12 3.2 测风方案13 3.3 测风数据采集与整理18 4 风能资源分析评判21 4.1 风能资源分析21 4.2 风能资源评判26 5 风电场总体规划29 5.1 建设条件初步分析与评判 29 5.2 风电场总体规划34 6 风电机组选型36 6.1 风电机组选型原则 36 6.2 风电机组选型比较 37 6.3 风电机组轮毂高度选择40
6.4 风电场发电量估算 40 7 风电场总体布置42 7.1 风电机组布置方案 43 7.2 微观选址45 7.3 升压变电站位置选择48 8 风电场测量50 8.1 测量原则50 8.2 测量技术要求51 8.3 测量成果59 9 风电场地质勘察60 9.1 勘察时期划分60 9.2 各时期勘察技术要求62 9.3 勘察成果整编69 10 风电场土建设计71 10.1 交通工程71 10.2 风电机组基础设计78 10.3 箱变基础设计 101 11 升压变电站土建设计102
11.1 升压变电站总平面布置原则 102 11.2 建筑设计107 11.3 结构设计112 11.4 采暖、通风空调设计 117 11.5 给排水设计123 12 电气设计128 12.1 接入电力系统设计128 12.2 电气一次设计 143 12.3 电气二次设计 158 12.4 场内架空线路设计186 13 消防设计193 13.1 一样设计原则 193 13.2 消防总体设计 194 13.3 工程消防设计 195 13.4 施工消防设计197 14 劳动安全与工业卫生198 14.1 一样规定 198 14.2 要紧危险有害因素分析 200
风电并网对电压稳定的影响
风电并网对电压稳定的影响 随着能源问题和环境问题的日益凸现，世界各国都重新调整各自的能源策略，大力开发新能源。风能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，风力发电因为技术比较成熟，可形成规模开发，近年来得到迅速发展。 目前，我国风电发展进入一个快速发展时期，2006年是我国实施《可再生能源法》的第一年，风电建设步伐明显加快，到2006年底，装机总容量达到约230万kW。由于风力发电机组常采用不同于传统同步发电机组的发电技术，其稳态和暂态特性都与传统同步发电机组不同；大规模风电并网后，电网的电压稳定性、暂态稳定性和频率稳定性都会发生变化。 不同类型的风电机组，由于其结构不同，对电网的影响也不一样。恒速恒频风电机组主要采用风力机驱动异步感应电机发电，然后直接接入电网；由于异步感应电机在发出有功功率的同时，需要从电网吸收无功功率，因此，其电压稳定性较低。变速恒频风电机组由于可实现最大风能捕获、减少风轮机组机械应力等优点，成为主要的发展方向；其中基于双馈感应电机的风电机组由于降低了电力电子装置的容量，近年来，得到了广泛的发展；但由于变速恒频风电机组采用了电力电子装置，使得电磁功率与机械功率解耦，无法向电网提供惯性响应，对电力系统的频率稳定性产生不利影响。 随着我国对风电建设力度的加大,风电装机规模不断增加,大规模风电并网对电力系统产生的影响将逐渐突出,由此带来的相关系统问题将成为我国风电发展的主要制约因素之一。大规模风电并网有两种情况：一是大型风电场接入输电网，二是多个小型风电场接入电力系统某一地方的配电网。小规模风电场并网对电力系统的影响主要是以下几个方面：稳态电压值的上升、过电流、保护装置的动作误差、电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落。大规模风电场并网对电力系统的影响除了以上那些方面外，还会有电力系统的震荡和电压稳定性问题。因此只有对大规模风电场并网才有必要考虑电压稳定性问题。 风电机组类型和无功特性 目前大型风力发电机组一般有两种类型,一种是采用异步发电机的固定转速风电机组,另一种是采用双馈电机或通过变频器并网的变速风电机组。固定转速风电机组发出有功的同时吸收无功功率,不具备调压能力,其电压通过无功补偿和调节系统电压水平来调整；通过变频器并网的变速风电机组不具备发无功能力,但通过调节变频器,可以使并网时功率因数达到很高水平；变速恒频风电机组具备调压能力,在发出有功功率的同时可以发出无功功率,并可根据系统需要在一定范围内调节无功输出,但从目前国内安装的变速恒频风电机组情况来看,大部分没有应用调压功能,运行中保持机端功率因数为1.0。 大规模风电场并网的主要问题 风电场并网运行对电网的影响由于风电具有随机性和间歇性特点,并网风电将对电网产生一定影响。风电发展初期装机规模较小,与配电网直接相连,对电网的影响主要表现为电能质量,随着大规模风电接入输电网,系统调峰压力加大,系统稳定和运行问题突显。电能质量风电机组对电能质量的影响主要表现在高次谐波、电压闪变和电压波动上,在采用双馈变速恒频风电机组的情况下较为严重。并网风电机组在连续运行和机组切换操作过程中都会产生电压波动和闪变。 1、电压波动和闪变 风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作, 这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此, 风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动, 而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内 (低于25 Hz) , 因此, 风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题, 影响电能质量。
风力发电及风电并网技术现状与展望
风力发电及风电并网技术现状与展望 发表时间：2017-11-24T11:26:50.037Z 来源：《防护工程》2017年第17期作者：刘文华[导读] 如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制。 陕西黄河能源有限责任公司陕西 710061 摘要：近年来,越来越多的风电场开始接入更高电压等级电网。风电的大规模接入对电网的运行带来诸多方面的影响,如电网安全稳定、风电送出、调频调峰、电能质量、备用安排、运行单位众多协调困难等问题,不仅影响到电网的安全运行,也影响到电网接纳风电的能力。通过对风电进行有效的控制,可以在现有的网架结构、电源结构、负荷特性、风电预测水平、风机制造技术水平等条件下,提高电网接纳风电的 能力,保证电网的安全稳定运行。 关键词：风电并网；控制技术；现状 1电网风电控制现状 1.1电网安全稳定控制现状安全稳定控制是提高电网输送能力,保证电网安全稳定运行的重要手段,目前在电网中已有大量的应用。如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制、江苏苏北安全稳定控制等。但国内电网用于提高风电送出能力的电网安全稳定控制系统还处于探索阶段,如甘肃嘉酒电网区域稳定控制系统、承德地区风电电网安全稳定控制系统等。其实现方法都是在电网故障情况下,通过采取紧急控制措施来提高正常情况下的风电送出能力。风电场往往远离负荷中心,而这些地区的网架结构一般比较薄弱,电网送出能力有限。如甘肃酒泉千万千瓦级风电基地目前已实现风电并网5600MW左右,到2015年风电装机容量将大于12000MW,但刚投产的750kV送出通道,以及原有的330kV送出通道,由于电网安全稳定问题,送出能力不能满足需求。因此,考虑风电特性的电网安全稳定控制系统还有待进一步研究和探索。 1.2风电有功控制现状 风电发展初期,从电网角度,一般将其作为负的负荷考虑,通过采取一些手段,提高电网接纳风电能力,不考虑控制风电。随着风电的快速发展,通过其他手段,如改善负荷特性、优化开机方式、部署安全稳定控制提高风电送出能力等,提高电网接纳能力已经不能满足风电全部并网的需求,需要控制风电。 电网公司在控制风电有功时,初期采取调度员人工控制的模式,经过一段时间的运行,发现人工控制存在如下问题:a)若调度端调节不及时,将威胁电网安全。b)场站端调节速率慢,电网需要留较大的裕度保证安全。c)在电网最大允许及风电出力一定的情况下,由于风电出力的随机性、间歇性,人工控制难以根据各风电场来风情况实时优化控制,易造成分配不公,且难以保证风电出力的最大化。d)风电运行单位众多,调度员压力较大。e)各风电场看不到其他风电场的计划及出力,不利于网源和谐。因此,风电有功控制需考虑电网的约束条件,实时计算电网最大可接纳风电能力,根据接纳能力的变化以及各风电场当前出力和风电场提出的加出力申请、风电功率预测,利用各风电场风资源的时空差异优化计算各风电场的计划,并下发至各风电场,各风电场有功功率控制装置根据该计划值进行控制。 1.3风电无功控制现状 目前国内实际投产应用的无功电压控制技术和装置,主要是通过对常规电厂、变电站的调节来实现无功电压控制的,并未将风电场纳入进来进行调节控制。风电的随机性和间歇性易造成电网电压波动大,无功补偿设备投切频繁,传统电压调节控制方式已不再适用。目前国内电网对风电场接入的技术管理规范均是针对单个风电场并网点的技术指标进行考核的。一般要求首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力,仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的,需在风电场集中加装无功补偿装置。实际运行的风电场都是根据自身并网点的考核指标进行无功电压控制来满足电网要求2风电场的控制现状 2.1风电场有功功率控制 由于风机协议的开放性差,目前风电场的有功功率控制功能模块一般部署在风机厂商提供的风电场集控系统上,对于由多种类型风机组成的风电场,其集控系统一般有多个。由于风电场的集控系统厂商众多,技术水平不一,而且风电场集控主站与风机自身的控制单元经常会出现通信异常,另外风电场的集控系统与常规电厂不同,其可靠性一般较低。即使在集控系统出现问题时,风电机组依然能够并网发电,因此单独依靠集控系统来调节风电场的有功功率,其可靠性不高,手段单一,难以满足电网控制需求。特别是紧急控制情况下,需要引入后备控制措施,所以风电场的有功控制一般采取如图1所示的模式。 图1 2.2风电场的无功电压控制 目前,风电场主要由双馈和直驱风电机组组成。从机组能力来看,双馈和直驱风电机组本身具备一定连续可调的无功功率范围。但由于国内风电机组一般采用恒功率因数控制模式,不具备机端电压调节功能,并且机组功率因数只能在停机状态下进行设定,不可在线调节,这对于保持系统的电压稳定性是非常不利的。
风电并网运行技术导则自动化部分(试行)1
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）；
风电并网技术标准
风电并网技术标准 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。 2引用标准 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其 随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究 是否可使用这些文件的最新版木。 DL/755-2001电力系统安全稳定导则 SD131—1984电力系统技术导则 SDJ161—1985电力系统设计技术规程 SD325-1989电力系统电压和无功电力技术导则 GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差 GB 12326-2008电能质量电压波动和闪变 GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波 GB/T 15945-2008电能质量电力系统频率偏差 GB/T 15543-2008电能质量二相电压不平衡 GB/T 20320-2006风力发电机组电能质量测量和评估方法 DL/T 1040-2007电网运行准则 国家电力监管委员会令第5号《电力二次系统安全防护规定》 国家电力监管委员会电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》 3术语和定义 本标准采用下列定义和术语。 3. 0. 1风电机组wind turbine generator system, WTGS 将风的动能转换为电能的系统。 3.0.2风电场wind farm; wind power plant; 由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其 他设备组成的发电站。 3.0.3风电有效容量effective capacity of wind power 根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优的 风电最大出力，为风电有效容量。风电有效容量分为风电场有效容量和风电基地有效容量。 3. 0. 4风电场并网点point of interconnection of wind farm 风电场升压站高压侧母线或节点。 3.0.5风电场有功功率active power of wind farm 风电场输入到并网点的有功功率。 3. 0. 6风电场无功功率reactive power of wind farm 风电场输入到并网点的无功功率。 3.0.7功率变化率power ramp rate 在单位时一间内风电场输出功率最大值与最小值之间的变化量和装机容量的比值。 3. 0. 8公共连接点point of common coupling 风电场并网点和电网连接的第一落点。 3. 0. 9风电机组低电压穿越low voltage ride through of wind turbines 当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风电机 组能够不间断并网运行。 4风电场技术规定 4. 1风电场接入系统 4. 1 1风电场送出线路导线截面按照风电场有效容量选择。风电基地送出线路导线截面按照风电基地有效容量选择。 4.1.2风电场升压站主变压器应采用有载调压变压器，主变容量按照风电场有效容量选择。汇集风电场群的升压变压器容量参考风电基地有效容量选择。
风电并网技术标准
风电并网技术标准 （征求意见稿）编制说明 1 第一章“范围”的说明 第1.0.3 条对于目前尚不具备低电压穿越能力等技术要求且已投运的风电场及风电机组，在影响电网安全稳定运行情况时，须参照本标准实施改造。第三章“术语”的说明 1、第3.0.3 条本技术标准提出了风电有效容量的概念。根据统计结果，东北电网已投运风电场出力在40%装机容量以下的概率达到了95%；西北电网中甘肃酒泉地区风电场（总装机为 5160MW）出力在80%装机容量以下的概率达到了95%；内蒙电网的风电出力在60%装机容量以下的概率达到了95%；张家口地区风电场出力在地区风电装机容量75%以下的概率为95%；张家口某一风电场（装机容量为30MW）出力在风电装机容量90%以下的概率为98%。风电有效容量应根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优来确定。风电有效容量的确定考虑因素较多，计算复杂，根据对东北、西北、华北地区的研究，暂提出风电场有效容量和风电基地有效容量的选取建议值：对于单个风电场而言，根据风电场出力特性，在某一出力值以下的累积概率达到95％～100％时，建议选择这一出力值为风电场有效容量。 2 对于风电基地而言，根据风电基地出力特性，在某一出力值以下的累积概率达到90％～95％时，建议选择这一出力值为风电基地有效容量。 2、第3.0.4 条和第3.0.8 条关于“并网点”和“公共连接点”的定义。 图1 中以1 个接入220kV 电网的风电场为例进行“并网点”和“公共连接点”的说明。图１“并网点”和“公共连接点”图例 本定义仅用于本技术标准，与产权划分无关。第四章“风电场技术规定”的说明 1、第4.1 节风电场接入系统 66kV 220kV 并网点公共连接点 3 本技术标准提出用风电有效容量来选择风电场送出线路导线截面和升压变容量，使系统达到技术经济最优。 2、第4.2 节风电场有功功率风电场有功功率控制目的： 在电网特殊情况下限制风电场输出功率控制风电场最大功率变化率 3、第4.2.2 条本技术标准提出了在风电场并网以及风速增长过程中，每分钟有功功率变化率不超过2%～5%的要求。 本条的制定参考了德国、丹麦、英国等国家相关技术规定：德国要求每个风电场必须具备一定的有功调节能力，可运行在最小出力和最大出力之间的任何一点，可按每分钟1%额定功率的变化速率改变出力。 丹麦要求风电场可将出力约束在额定功率的 20%～100%范围内的任意点上，出力调节速度在1%～10%额定功率/分钟。英国要求风电场可将出力维持在任意设定的运行点上。根据对东北、西北、华北地区的研究，目前系统调频问题并不突出，不是制约风电发展的主要因素，但是考虑到风电装机规模的不断增长，借鉴国外风电发展的经验，应对风电场有功功率变化率提出要求。 根据甘肃目前运行情况，在甘肃现有风电装机648.1MW 情况下， 1 分钟最大爬坡速率值为22.5MW，每分钟有功功率变化率为3％，可