国家电网风电接入
风电接入电网技术规定范本
风电接入电网技术规定范本一、导言本技术规定旨在规范风电接入电网的相关技术要求以及运行管理措施，确保风电项目的安全、稳定、高效地接入电网，实现可持续发展目标。
本规定适用于所有风电接入电网的项目，包括风电场、风电电站等。
二、接入电网技术要求1. 风电接入电网应符合国家电网公司的相关技术标准，确保风电项目按照国家规定的运行标准接入电网。
2. 风电接入电网应具备稳定的电力负荷承载能力，能够有效接纳风电项目的发电量，保障电网安全稳定运行。
3. 风电接入电网应具备有效的故障监测和障碍报警系统，能够及时发现和处理电网故障和异常情况，确保电网的可靠性和稳定性。
4. 风电接入电网应具备远程监控和控制系统，方便对风电项目进行实时监测和运行调节，提高电网的运行效率。
5. 风电接入电网应具备备用电源和应急供电设备，以备不时之需，保障电网运行的连续性和可靠性。
三、风电接入电网运行管理措施1. 风电接入电网应制定详细的运行管理制度和流程，确保风电项目的接入电网的安全、稳定运行。
2. 风电接入电网应建立定期巡检和维护制度，确保接入设备的正常运行和及时处理设备故障。
3. 风电接入电网应建立风电发电量预测系统，对风电项目的发电量进行准确预测，提前制定相应的调度计划。
4. 风电接入电网应建立电网监测系统，对电网的各项指标进行监测和分析，确保电网运行的稳定性和可靠性。
5. 风电接入电网应建立故障处理和应急预案，确保在故障发生时能够及时有效地处理故障，并采取相应的紧急措施。
四、风电接入电网的技术评估和验收1. 风电接入电网应经过专业的技术评估，对接入电网的技术可行性进行评估和论证。
2. 风电接入电网应经过严格的技术验收，确保接入电网的质量和安全。
3. 风电接入电网的技术评估和验收应由专业的技术机构进行，评估和验收结果应及时向风电项目的相关部门通报。
五、风电接入电网的技术改进和升级1. 风电接入电网应根据实际运行情况进行定期的技术改进和升级，以提高接入电网的效能和安全性。
风电接入电网技术规定（4篇）
风电接入电网技术规定是制定风电发电设备与电力系统之间互联互通的技术规范，旨在确保风电的可靠、安全、经济、高效地接入电力系统，并保证电力系统的稳定运行。
本文将重点介绍风电接入电网技术规定的主要内容，包括电网对风电发电设备的接受能力评估、风电发电设备的并网技术要求、风电发电设备的调度控制要求等。
一、电网对风电发电设备的接受能力评估1. 电力系统应根据风电发电设备的装机容量、接入形式、接入区域等因素，对其所能接受的新风电并网容量进行评估，确定合理的接纳能力。
2. 电力系统评估接纳能力时应考虑到风电与其他电力源的配合程度、输变电设备的处理能力、电网保护系统的可靠性等因素，以确保电网的稳定运行。
3. 风电发电设备的接纳能力评估结果应按时更新，并向风电发电设备的建设和运维方提供。
二、风电发电设备的并网技术要求1. 风电发电设备应具备良好的动态响应能力，即能够快速响应电网的调度指令，并保持稳定运行。
2. 风电发电设备应满足电网的频率和电压稳定要求，且在电网故障出现时具备自动脱网保护功能。
3. 风电发电设备应满足电网的无功控制要求，以保持电网的无功平衡。
4. 风电发电设备的接入点应具备与电网的保护、自动化和通信系统的互联互通能力，以实现有效的监控和控制。
5. 风电发电设备的接入点应满足电网的功率质量要求，包括电压波动、谐波、间断等指标。
三、风电发电设备的调度控制要求1. 风电发电设备应按时响应电网的调度指令，包括增减出力、停机、并网等指令。
2. 风电发电设备的调度控制应考虑到电网运行的需求，如平衡负荷、调整电压和频率等。
3. 风电发电设备的调度控制应具备与电网调度系统的互联互通能力，方便电网对其进行调控。
4. 风电发电设备的调度控制应具备远程监控和遥控功能，以便实现对其操作和参数的监测和调整。
5. 风电发电设备的调度控制应满足电力系统的调度运行规程和安全运行要求。
四、风电发电设备的运行维护要求1. 风电发电设备应定期进行巡检和维护，以确保其正常运行和安全性。
风电接入电网技术规定模版
风电接入电网技术规定模版第一章总则第一条目的与依据本技术规定的目的是为了规范风电发电设施接入电网的技术条件，保证电网的安全稳定运行，加强对风电发电设施的管理，促进风电发展，依据《电力法》、《电力系统自动化设备技术导则》等相关法律法规。
第二条适用范围本技术规定适用于全国范围内的风电发电设施接入电网的技术规范。
第三条主管部门国家能源局负责对本技术规定的监督管理。
第二章接入条件第四条接入方式风电发电设施可以采用并网逆变器等技术手段接入电网。
第五条接入电压等级风电发电设施接入电网的电压等级应符合国家电网规定的标准。
第六条接入容量风电发电设施的接入容量应符合国家电力系统规划和电网调度的要求。
第七条接入点选择风电发电设施接入电网的接入点应根据电网的供电范围和风电厂的分布合理选择，并报主管部门备案。
第三章技术要求第八条风电发电设施电气连接风电发电设施与电网的电气连接应符合国家电气规范的要求，确保电气连接的可靠性和安全性。
第九条风电发电设施并网逆变器风电发电设施的并网逆变器应符合国家电网规定的标准，具有电压和频率调整功能，能够实现与电网的同步运行。
第十条风电发电设施发电质量风电发电设施的发电质量应符合国家电力行业标准，确保对电网的电压、频率等参数影响控制在国家规定的范围内。
第十一条风电发电设施运行监测风电发电设施应具备运行监测系统，实时监测设施的运行状态和发电效率，及时发现并处理异常情况。
第十二条低电压穿越风电发电设施应具备低电压穿越功能，能够在电网电压异常下安全运行并接入电网。
第四章安全防护第十三条风电发电设施安全保护风电发电设施应具备过电流、过电压、短路等安全保护装置，确保设施运行时的安全性和稳定性。
第十四条天然灾害防护风电发电设施应具备抗风、抗雷、抗冰、抗震等防护能力，确保设施在天然灾害发生时的安全可靠运行。
第十五条人员安全管理风电发电设施应建立完善的人员安全管理制度，设立专门的安全责任人负责设施的安全管理和应急响应工作。
风力发电场电网接入技术与运维管理
风力发电场电网接入技术与运维管理风力发电作为可再生能源的重要组成部分，已成为当今世界能源领域的重要一员。
而风力发电场电网接入技术与运维管理作为保障风力发电稳定运行和最大化发电效益的关键环节，备受重视。
本文将从技术与管理两个方面，探讨风力发电场电网接入技术与运维管理的重要性和相应措施。
一、风力发电场电网接入技术的重要性1.实现稳定运行风力发电场作为分布式电源的一种，其特点是分散性和不确定性。
为了最大限度地利用风能、保持发电的平稳输出，首要任务就是实现风力发电场和电网的高效接入。
只有风力发电场能够与电网实现稳定的连接，才能够实现整个机组（或风机）按照预定的运行参数进行工作，从而保障发电效益。
2.提高供电可靠性风力发电场的接入可以有效地提高电网的供电可靠性。
通过风力发电场与电网的连接，可以实现电能的互补，进一步优化电网的供电结构。
一旦风力发电出现断电等问题，电网可通过其他发电方式来保障供电的连续性。
这种可互补性将大大提高电网的安全性和可靠性。
二、风力发电场电网接入技术的关键问题1.电网适应性电网适应性主要指电网与风电场接入时是否能够满足发电场的电气参数要求。
风力发电场的电压和频率通常与电网存在一定差异，因此需要进行配合调整，以保证双方能够互相适应。
此外，还需要考虑电网电压的波动、瞬时功率的跳变等因素，确保风力发电场接入后不会对电网造成过大的冲击。
2.电网稳定性电网稳定性是一个电力系统正常运行的基础。
风力发电场具有功率变化大、短期和长期的波动等特点，容易对电网的稳定性产生影响。
因此，风力发电场在接入电网时，需要建立有效的调节机制，通过控制风电场的发电功率和无功功率等方式，稳定电网的运行。
三、风力发电场电网接入的运维管理1.技术运维管理针对风力发电场电网接入这一关键环节，需要进行严格的技术运维管理。
首先，要建立健全的运维管理体系，确保风力发电场的设备能够处于最佳运行状态。
其次，要进行定期的巡视和检修，及时发现和排除潜在故障。
风电场电网接入方案及电力系统规划
风电场电网接入方案及电力系统规划近年来，随着环保意识的增强和能源转型的推进，风能作为一种清洁、可再生的能源被广泛应用。
风电场作为风能的主要利用方式之一，其电网接入方案和电力系统规划至关重要。
本文将从风电场电网接入方案和电力系统规划两个方面进行探讨。
一、风电场电网接入方案风电场电网接入方案是指将风电场的发电功率引入到电力系统中的具体方案。
根据风电场的规模、地理位置和市场需求等因素，可以采用以下几种常见的电网接入方案。
1. 直接接入配电网：对于小型风电场来说，直接接入配电网是一种简单、经济的方案。
通过安装电压等级相匹配的变压器，将风电场的发电功率直接输送至配电网。
这种方案不仅能够满足当地居民和企业的用电需求，还能够将多余的电力供应给周边地区。
2. 并网发电：对于大型风电场来说，采用并网发电的方式更为常见。
这种方式需要建设专用的输电线路，并将风电场的发电功率与电力系统进行统一调度。
并网发电方案可以实现风电场的规模化利用，提高整个电网的供电可靠性。
3. 储能系统配合接入：为了提高风电场的发电可靠性和调峰能力，可以采用储能系统与电网接入相结合的方案。
通过将风电场的多余电力储存起来，在用电高峰期释放，从而实现平稳的电力供应。
这种方案可以有效减少因风速不稳定而引起的发电波动。
二、电力系统规划电力系统规划是指根据电力供需、电网接入方式和电力负荷等因素，对整个电力系统进行合理安排和布局的过程。
风电场的电力系统规划应该满足以下几个方面的要求。
1. 电力系统的可靠性：在规划电力系统时，应采用多元化的电源配置和故障隔离措施，确保电力系统的供电可靠性。
同时应对风电场的接入进行合理调度，避免过载和供电不足的问题。
2. 电力系统的稳定性：由于风速的不稳定性，风电场的发电功率会有一定的波动性。
因此，在电力系统规划中，需要考虑如何通过调度和储能系统的使用，保持电力系统的稳定运行。
3. 电力系统的经济性：在规划电力系统时，应综合考虑风电场的发电成本、输电线路的建设成本、维护成本等因素，寻求经济效益最大化的方案。
风电接入电网技术规定范文
风电接入电网技术规定范文1. 规章制度的目的和背景本规章制度的目的是为了规范风电接入电网技术，确保风电与电网的安全稳定运行，促进风能资源的高效利用。
同时，通过明确管理标准和考核标准，提高风电接入电网技术的规范化和标准化水平。
2. 适用范围本规章制度适用于所有涉及风电接入电网技术的企业职能部门，包括风电发电企业、输电企业和配电企业等。
3. 管理标准3.1 风电资源评价和项目选址•风电资源评价应符合国家标准和相关政策要求，包括风能资源测量、风能资源评估和风电项目选址等。
•风电项目选址应考虑风能资源丰富度、环境影响、电网接入条件等因素，确保项目的可持续发展和安全运行。
3.2 风电机组设计和装机接入•风电机组的设计应符合国家标准和相关技术要求，包括机组类型、容量、技术指标等。
•风电机组的装机接入应按照国家电力行业标准，确保机组与电网的安全稳定连接。
3.3 风电并网运行管理•风电并网运行管理应遵守国家电网的运行要求和安全规范，确保风电并网后的稳定供电。
•风电与电网的连接应符合国家电力行业标准，包括电压、频率、功率因数等技术指标要求。
3.4 风电接入电网监测和数据管理•风电接入电网应进行实时监测和数据管理，确保风电系统的稳定运行和性能优化。
•监测数据应按照国家标准和相关规范进行收集、传输和存储，确保数据的准确性和可靠性。
4. 考核标准4.1 风电资源评价和项目选址考核•按时提交风电资源评价报告和项目选址报告。
•评价报告和选址报告应符合国家标准和相关政策要求，包括数据准确性、分析方法和选址依据等。
4.2 风电机组设计和装机接入考核•按时完成风电机组设计，并确保设计符合国家标准和相关技术要求。
•按时完成风电机组的装机接入，并确保接入符合国家电力行业标准。
4.3 风电并网运行管理考核•按规定提交风电并网运行管理报告。
•确保风电与电网的连接符合国家电力行业标准，包括电压、频率、功率因数等技术指标要求。
4.4 风电接入电网监测和数据管理考核•按要求进行风电接入电网的实时监测和数据管理。
海上风电项目的电网并网审批与接入流程
海上风电项目的电网并网审批与接入流程随着能源需求的不断增长和环境保护意识的提高，海上风电成为了发展清洁能源的重要方向。
海上风电项目的建设涉及到许多环节，其中电网并网审批与接入流程是项目推进过程中的关键一环。
本文将详细介绍海上风电项目的电网并网审批与接入流程。
首先，在海上风电项目中，电网并网指的是将风电项目选址的电力输配网与国家电网系统进行连接，实现电力的输送和交换。
电网并网的审批与接入流程通常由以下几个阶段组成：1. 项目选址阶段：海上风电项目的选址是审批与接入流程的起点。
选址阶段需要充分考虑风能资源、水深情况、地理环境以及相关政策和法规的要求。
项目方需提交选址方案、环境评估报告等文件，进行评估和审批。
2. 并网申请阶段：项目选址确定后，项目方需要向国家能源主管部门提交并网申请。
并网申请包括项目概况、技术参数、电网接入方案、风电场规模等内容。
申请材料需要详细描述风电场的运行机制、电网接入方式以及可行性分析等信息。
3. 电网审查与评估阶段：国家能源主管部门会对并网申请进行审查与评估。
审查内容包括风电场的技术可行性、电网接入能力、对国家电网运行的影响等。
国家能源主管部门可能会与项目方进行几轮的技术沟通与洽谈，以确保项目的可行性和安全性。
4. 并网协议谈判阶段：在电网审查与评估通过后，项目方和国家电网运营商需进行并网协议的谈判。
谈判内容包括电网接入条件、输电线路建设、电力购售价格等。
双方需达成一致并签订正式的合同。
5. 施工建设阶段：项目方根据并网协议开始进行风电场的施工建设。
施工建设包括风机安装、电缆敷设、变电站建设等。
在施工过程中，需遵守相关环保和安全法规，并与国家电网运营商密切合作，确保工程进展顺利。
6. 并网调试与验收阶段：风电场建设完成后，需要进行并网调试和验收。
调试过程包括并网运行试验、电力负荷平衡等。
一旦调试通过并顺利接入国家电网系统，项目方才能正式开始发电和运营。
总结起来，海上风电项目的电网并网审批与接入流程是一个复杂而严谨的过程，需要项目方与国家能源主管部门、电网运营商等多个方面的密切合作与协调。
风电项目的电网接入及输电线路规划
风电项目的电网接入及输电线路规划随着可再生能源的快速发展，风电已成为全球能源产业的重要组成部分。
作为一种清洁、可再生的能源形式，风能具有巨大的潜力，能有效地为人类提供电力。
然而，要实现风能的大规模开发和利用，需要将风力发电项目接入电网，并进行合理的输电线路规划。
本文将探讨风电项目的电网接入以及输电线路规划的相关问题。
风电项目的电网接入是指将风力发电项目与电力系统相连接，以实现电能的输送和利用。
电网接入是风电项目成功运营的关键环节，它不仅决定了风电项目的有效发电能力，还直接影响着电力系统的安全稳定运行。
在进行风电项目的电网接入之前，需进行详尽的前期准备工作。
首先，需要进行电力需求分析，确定风电项目的规模和供电范围。
其次，要对电力系统进行评估，包括电网容量、电网稳定性、输电线路等方面的考虑。
此外，还需要与电力公司和相关部门进行沟通，了解电力系统的需求和安全规范。
风电项目的电网接入主要包括以下几个环节：风力发电机组与风电场内部电网的连接、风电场内部电网与电力系统的连接，以及电力系统与用户的连接。
在这些环节中，还需考虑风电项目的输电线路规划。
输电线路规划是指在接入电网后，如何合理地进行电能输送以满足需求。
输电线路规划主要有两个目标：保证电力的稳定供应和减少电能损耗。
为了实现这两个目标，必须从多个方面考虑输电线路的规划。
首先，要考虑风电项目的规模和地理位置。
风电项目可能分布在不同的地理区域，输电线路的规划要考虑到不同地区的地形、气候等因素，以保证输电的可靠性和稳定性。
其次，还要考虑输电线路的负荷能力和容量。
根据风电项目的供电需求，合理规划输电线路的负荷能力，以保证能量的有效传输。
同时，还要根据电力系统的要求，考虑输电线路的容量，以满足系统的正常运行。
此外，还要考虑输电线路的经济性和环保性。
合理规划输电线路可以减少电能损耗，提高能源利用效率，同时减少环境污染。
在风电项目的电网接入和输电线路规划中，需要考虑到一些技术和环境因素。
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国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）二○○九年二月1 范围本规定提出了风电场接入电网的技术要求。
本规定适用于国家电网公司经营区域内通过110（66）千伏及以上电压等级线路与电网连接的新建或扩建风电场。
对于通过其他电压等级与电网连接的风电场，也可参照本规定。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。
凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定；但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。
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 电能质量三相电压不平衡DL 755-2001 电力系统安全稳定导则SD 325-1989 电力系统电压和无功技术导则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3 术语和定义本标准采用下列定义和术语。
3.1风电机组wind turbine generator system; WTGS将风的动能转换为电能的系统。
3.2风电场wind farm；wind power plant；由一批风电机组或风电机组群组成的电站。
3.3风电场并网点point of interconnection of wind farm 与公共电网直接连接的风电场升压站高压侧母线。
3.4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。
3.5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。
功率变化率power ramp rate在单位时间内风电场输出功率最大值与最小值之间的变化量。
3.7公共连接点point of common coupling电力系统中一个以上用户的连接处。
3.8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 风电场有功功率4.1基本要求风电场具有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。
为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号，确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。
4.2最大功率变化率风电场应限制输出功率的变化率。
最大功率变化率包括1min 功率变化率和10min功率变化率，具体限值可参照表1。
表1 风电场最大功率变化率推荐值在风电场并网以及风速增长过程中，风电场功率变化率应当满足此要求。
这也适用于风电场的正常停机，但可以接受因风速降低（或超出最大风速）而引起的超出最大变化率的情况。
风电场最大功率变化率的确定也可根据风电场所接入系统的状况、其他电源的调节特性、风电机组运行特性等，由电网运营企业和风电场开发运营企业共同确定。
4.3紧急控制在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率，并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性。
a)电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备发生过载，确保电力系统稳定性。
b)当电网频率高于50.5Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。
c)在事故情况下，若风电场的运行危及电网安全稳定，电网调度部门有权暂时将风电场解列。
事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场的并网运行。
5 风电场无功功率5.1无功电源a)风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率。
风电场的无功电源包括风电机组和风电场的无功补偿装置。
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，在风电场集中加装无功补偿装置。
b)风电场无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，其调节速度应能满足电网电压调节的要求。
5.2无功容量a)风电场在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量，该容量为风电场额定运行时功率因数0.98（超前）～0.9（滞后）所确定的无功功率容量范围，风电场的无功功率能实现动态连续调节，保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点电压恢复至正常水平的足够无功容量。
b)百万千瓦级及以上风电基地，其单个风电场无功功率调节容量为风电场额定运行时功率因数0.97（超前）～0.97（滞后）确定的无功功率容量范围。
c)通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场，其配置的容性无功补偿容量能够补偿风电场满发时送出线路上的无功损耗；其配置的感性无功补偿容量能够补偿风电场空载时送出线路上的充电无功功率。
d)风电场无功容量范围在满足上述要求下可结合每个风电场实际接入情况通过风电场接入电网专题研究来确定。
6 风电场电压范围6.1电压偏差当风电场并网点的电压偏差在－10％～＋10％之间时，风电场内的风电机组应能正常运行。
6.2运行要求a)当风电场并网点电压偏差超过＋10％时，风电场的运行状态由风电场所选用风电机组的性能确定。
b)当风电场并网点的闪变值满足国家标准GB12326－2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足国家标准GB/T14549－1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足国家标准GB/T15543－2008《电能质量三相电压不平衡》的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。
7 风电场电压调节a)风电场应配置无功电压控制系统，根据电网调度部门指令控制并网点电压。
b)风电场应当能够在其容量范围内，控制风电场并网点电压在额定电压的－3％～＋7％。
c)风电场参与电压调节的方式包括调节风电场的无功功率和调整风电场升压变电站主变压器的变比；风电场变电站的主变压器应采用有载调压变压器。
分接头切换可手动控制或自动控制，根据电网调度部门的指令进行调整。
8风电场低电压穿越8.1基本要求图1为对风电场的低电压穿越要求。
风电场并网点电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，场内风电机组必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，场内风电机组允许从电网切出。
图1 风电场低电压穿越要求的规定规定的风电场低电压穿越要求为：a)风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力；b)风电场并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组保持并网运行。
对于目前尚不具备低电压穿越能力且已投运的风电场，应积极开展机组改造工作，以具备低电压穿越能力。
8.2有功恢复对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后快速恢复，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
9风电场运行频率风电场可以在表2所示电网频率偏离下运行：表2 风电场频率异常允许运行时间10 风电场电能质量风电场电能质量的相关要求主要依据引用文件制定。
如果风电场供电区域内存在对电能质量有特殊要求的重要用户，可提高对风电场电能质量的相关要求。
10.1电压偏差风电场接入电力系统后，并网点的电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10％，一般应为额定电压的－3％～＋7％。
限值也可由电网运营企业和风电场开发运营企业根据电网特点、风电场位置及规模等共同确定。
10.2电压变动风电场在公共连接点引起的电压变动d（％）应当满足表3的要求。
表3 电压变动限值注：r表示电压变动频度，指单位时间内电压变动的次数（电压由大到小或由小到大各算一次变动）。
同一方向的若干次变动，如间隔时间小于30ms，则算一次变动。
10.3闪变风电场所接入的公共连接点的闪变干扰值应满足GB12326－2008《电能质量电压波动和闪变》的要求，其中风电场引起的长时间闪变值lt P按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。
10.4谐波应配备长期的电能质量监测设备，委托有资质单位定期测试，以满足电压质量指标。
当风电场采用带电力电子变换器的风电机组或无功补偿设备时，需要对风电场注入系统的谐波电流作出限制。
风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549－1993《电能质量公用电网谐波》的要求，其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发／供电设备总容量之比进行分配。
11 风电场模型和参数11.1风电场模型风电场开发商应提供风电机组、电力汇集系统及风电机组/风电场控制系统可用于系统仿真计算的模型及参数，用于风电场接入电力系统的规划、设计及调度运行。
11.2参数变化风电场应跟踪风电场各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度部门。
12 风电场通信与信号12.1基本要求风电场的二次设备及系统应符合电力二次部分技术规范、电力二次部分安全防护要求及相关设计规程。
风电场与电网调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度部门作出规定，包括提供遥测、遥信信号以及其他安全自动装置的种类，提供信号的方式和实时性要求等。
12.2 正常运行信号在正常运行情况下，风电场向电网调度部门提供的信号至少应当包括：a)单个风电机组运行状态；b)风电场实际运行机组数量和型号；c)风电场并网点电压；d)风电场高压侧出线的有功功率、无功功率、电流；e)高压断路器和隔离开关的位置；f)风电场的实时风速和风向。
12.3故障信息记录与传输在风电场变电站需要安装故障记录装置，记录故障前10s到故障后60s的情况。
该记录装置应该包括必要数量的通道，并配备至电网调度部门的数据传输通道。
13 风电场接入电网检测13.1基本要求a)风电场在申请接入电网检测前需已具备并提供土地、质检和环保等部门出具的审批证明以及风电机组的设计模型、参数、特性和控制系统等资料。
b)风电场接入电网检测由具备相应资质的机构进行，并在检测前30日将检测方案报所接入电网调度部门备案。
c)当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需要向电网调度部门提供正式检测报告；累计新增装机容量超过40MW，则需要重新提交正式检测报告。
d)风电场应当在全部机组并网调试运行后3个月内向电网调度部门提供有关风电场运行特性的检测报告。
e)调度运行部门要求的其它并网调试项目。
13.2检测内容a)有功/无功控制能力检测。
b)电能质量检测，包含电压变动、闪变与谐波。