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网风电场AGC系统接入电网技术规范_试行_

内蒙古电网风电场AGC系统接入电网技术规范（试行）

内蒙古电力（集团）责任有限公司

二〇一三年三月

1总则 (1)

2引用标准和规范 (1)

3总体结构要求 (1)

3.1典型结构一 (2)

3.2典型结构二 (3)

4功能要求 (4)

4.1总体要求 (4)

4.1.1标准性 (4)

4.1.2可扩展性 (4)

4.1.3安全性 (4)

4.2数据采集 (4)

4.3自动发电控制 (5)

4.4图形监控 (8)

5通信接口要求 (10)

6控制性能指标 (10)

7用于风电AGC的规约扩展 (11)

7.1用于风电AGC指令传输的规约扩展 (11)

7.1.1主要完成功能 (11)

7.1.2帧格式 (11)

7.1.3通信控制流程 (11)

7.1.4应用数据单元结构 (12)

7.1.4.1应用数据单元类型标识 (12)

7.1.4.2可变结构限定词 (12)

7.1.4.3传送原因 (12)

7.1.4.4应用服务单元公共地址 (12)

7.1.4.5扩展的应用数据单元 (13)

7.2用于风电AGC文件传输的规约扩展 (15)

7.2.1主要完成功能 (16)

7.2.2帧格式 (16)

7.2.3通信控制流程 (16)

7.2.4应用数据单元结构 (17)

7.2.4.1应用数据单元类型标识 (17)

7.2.4.2可变结构限定词 (18)

7.2.4.3传送原因 (18)

7.2.4.4应用服务单元公共地址 (18)

7.2.4.5在控制方向扩展的应用数据单元 (18)

7.2.4.6在监视方向扩展的应用数据单元 (21)

1总则

为保证内蒙古电网安全稳定运行，最大限度接纳风电。依据《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2011）中对风电场有功功率控制的相关要求，特制定《内蒙古电网风电场AGC系统接入电网技术规范（试行）》。

内蒙古电力（集团）有限责任公司调度通信中心负责风电自动发电控制系统（简称风电AGC）主站的建设和维护，将符合本规范要求的各风电场AGC系统接入主站。

各风电场应落实国家相关风电场技术规定，按照本规范要求，积极建设和维护风电场AGC子站系统。

2引用标准和规范

《IEC60870-5远动设备及系统标准》

《IEC61400-25-2风电场监控系统通信标准》

《内蒙古电网风电场接入电网技术规范》

《内蒙古电网风力发电场监控系统运行管理办法》

《内蒙古电网风电场综合信息传输规约》

《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2011）

3总体结构要求

风电场AGC系统与风电场侧的风电综合通信管理终端、风机监控系统、升压站综自系统等配合完成风电AGC功能，典型的结构主要有

以下两种。

3.1典型结构一

风电综合通信管理终端与风机监控系统通信采集每台风机的实时运行数据如输出有功功率、无功功率、电压、电流等，与升压站综自系统通信采集风电场升压站并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、主变分接头位置以及开关、刀闸的状态。

风电场AGC控制装置与风电综合通信管理终端通信获取上述实时数据，同时风电综合通信管理终端通过电力调度数据网与内蒙调通中心的风电AGC系统主站通信，接收内蒙调通中心下发的风电场有功功率目标值、有功功率曲线、通知文本等命令，并将上述指令转发给风电场AGC控制装置。风电场AGC控制装置根据下发的有功功率目标值以及风电场风机、升压站的运行情况，考虑电网和设备的各种安全约

束，通过优化计算确定单台风机的有功功率输出目标值或监控系统所带风机的有功功率输出总目标值，并通过风电综合通信管理终端分别下发给风机监控系统执行。

3.2典型结构二

风电场AGC控制装置直接与风机监控系统通信采集风机的实时运行数据,风电综合通信管理终端通过电力调度数据网与内蒙调通中心的风电AGC系统主站通信，接收内蒙调通中心下发的风电场有功功率目标值、有功功率曲线、通知等命令，并将上述指令转发给风电场AGC控制装置。风电场AGC控制装置根据下发的有功功率目标值以及风电场风机、升压站的运行情况，考虑电网和设备的各种安全约束，通过优化计算确定单台风机的有功功率输出目标值或监控系统所带风机的有功功率输出总目标值，分别下发给风机监控系统执行。

4功能要求

风电场AGC系统硬件装置应通过国家相关权威机构的全面测试，终端的基本性能、绝缘性能、电源影响、环境条件影响、电磁兼容性能、连续通电稳定性、功能、传输规约均应符合标准要求。

4.1总体要求

风电场AGC系统应采用开放式结构、提供冗余的、支持分布式处理环境的网络系统。系统必须满足如下总体技术要求。

4.1.1标准性

应用国际通用标准通信规约，保证信息交换的标准化。风电场信息采集满足《内蒙古风电场综合信息传输规约》、MODBUS、OPC、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等通信规约和协议，适应不同系统间数据交换，实现与风电场内其它设备的数据通信。

4.1.2可扩展性

具有软、硬件扩充能力，包括增加硬件、软件功能和容量可扩充（数据库容量等）。

4.1.3安全性

系统安全必须满足《电力二次系统安全防护规定》的要求，符合《全国电力二次系统安全防护总体框架》的有关规定。

4.2数据采集

系统具备与风电综合通信管理终端通信或直接与风机监控系统、

升压站通信获取风机实时运行数据、升压站实时运行数据的功能。

采集的风机实时运行数据具体包括：

●遥测量：风机集群有功功率控制上限、风机集群有功功率控

制下限、风机集群最小技术出力、风机集群当前有功出力总

加、风机集群被限功率总加、单台风机的当前风速、有功功

率、无功功率、电压、电流等；

●遥信量：风机的并网状态信号、风机集群限功率投退状态、风

机集群有功增闭锁信号状态、风机集群有功减闭锁信号状态；

●设定值：风机集群有功功率设定值、单台风机有功功率设定值；

●遥控：风机集群限功率投退控制。

采集的升压站实时运行数据具体包括：

●遥测量：并网点的电压、电流、有功、无功、功率因数等，主

变低压侧母线电压，集电线路的有功、无功、电流，主变分

接头位置；

●遥信量：升压站开关、刀闸状态。

4.3自动发电控制

（1）系统可将风电场并网点输出有功功率控制在与调通中心下发的AGC有功功率目标值偏差不超过调节死区范围，调节死区范围可设置；

（2）系统支持远方控制（闭环控制）和就地控制（开环控制）两种控制模式。远方控制以调通中心下发的AGC有功功率目标值为目标，就地控制以调通中心日前下发或日内下发的发电计划曲线、人

工输入的发电计划控制曲线或风电场有功功率目标值为目标进行自动跟踪；

（3）系统可接收调通中心下发的AGC投退指令实现远方控制和本地控制的切换，也可人工切换控制模式；

（4）当远方控制时，系统具备与调通中心通信故障、超时未收到调通中心控制指令报警并自动转为就地控制的功能，超时时间可设置；

（5）系统支持根据调通中心下发的AGC有功功率目标值，结合风电场风机、升压站的实时运行工况，考虑电网和设备的各种安全约束，以最少数量的风机参与调节、最少的调节次数、最快的调节速度以及对风机的影响最小为目标，采用一定的优化控制算法进行优化计算确定单台风机的出力目标值，下发给风机监控系统执行；（6）系统考虑以下安全约束条件，在进行安全约束校核时，考虑闭锁值和限制值两组限值，安全校核未通过将闭锁自动控制功能，且只能人工解除闭锁：

●设备故障或异常、通信故障或异常、系统接地等故障；

●风机温度、机端电压和有功功率约束。

（7）系统提供对调通中心下发的AGC控制指令和下发的单台风机控制指令的校核。控制指令校核的主要内容包括：

●风电场出力允许设定的最大值/最小值；

●风电场出力允许最大调节速率；

●风机出力允许设定的最大值/最小值；

●风机出力允许最大调节速率；

●集群风机出力允许设定的最大值/最小值；

●集群风机出力允许最大调节速率；

（8）系统支持接收调度控制模式如下：

●功率控制指令：接收固定有功功率目标值调节；

●自由发电：接收自由发电指令，不受限制自由发电；

●有功功率目标值+调节死区：接收有功功率目标值加死区指

令，控制风电场有功出力与目标值偏差在调节死区范围之

内；

●调节死区设定：接收调节死区设定值；

●有功功率目标值+调节速率限值：接收有功功率目标值加调节

速率指令，控制风电场有功出力在目标值，同时调节速率在限

值范围内；

●调节速率限值设定：接收调节速率限值设定值；

●计划曲线：各风电场提前一天将次日预测出力曲线上报至调

通中心，调通中心根据电网情况、断面极限对上报曲线进行

审核，将根据电网实际情况修订后的新曲线下发给各风电

场。各风电场按照调通中心审核修订过的曲线对其出力进行

控制。

●实时消息(通知)：支持接收调度实时文本消息（通知）。（9）系统向调通中心提供的信息和控制接口包括以下内容：

●遥信量：AGC装置运行状态、AGC投退状态、AGC允许状态、

有功功率增闭锁信号、有功功率减闭锁信号；

●遥测量：风电场有功功率可调容量上限、风电场有功功率可

调容量下限、风电场参与调控损失有功功率、风电场有功功

率允许上升/下降调节速率、测风塔风速、装机容量、可调容

量、可用容量、接收到的有功功率目标值、接收到的调节死区

值、接收到的调节速率限值、接收到的自由发电指令值；

●遥控量：AGC投入（远方控制）、AGC退出（本地控制）；

●设定值: AGC有功功率目标值、AGC调节死区、AGC调节速

率死区、自由发电指令；

●实时消息回复：实时消息（通知）、指令确认信息（确认人等）

等。

●文件传输：风电场超短期功率预测结果、风电场日报表、风

电场月报表。

4.4图形监控

（1）系统提供实时监控功能，可以在图形上显示一次设备的实时运行数据，能够在图形上显示AGC装置的投退状态、AGC功能的投退状态以及各种报警信号，能够在图形上直接进行AGC功能的投退；（2）系统可通过曲线、棒图、饼图等显示方式来观察数据的变化情况，多条曲线能用不同的颜色绘制在同一窗口中，所有曲线均图表合一，同时提供各种统计值的显示（平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间等）。提供风电场出力、目标值、功率预测值的对比曲线，采集量的实时和历史趋势曲线等；

（3）系统可通过监控工作站提供的人机界面实现人工切换控制模式；

（4）系统提供在监控工作站上输入风电场发电计划曲线或直接输入风电场有功功率目标值进行控制的功能；

（5）系统具有权限控制功能，所有的人工操作均有操作日志备查；（6）系统提供界面支持对系统参数配置的读取、修改、更新，包括通信参数、信息点表、安全约束条件、死区范围、超时时间等；（7）系统提供对装置所有通信接口（串口、以太网口）的通信监视功能；

（8）系统提供对以下各类事件和异常的报警功能，并提供历史事件的存储和查询功能：

●通信故障；

●装置运行工况，包括重启、电源故障、关机等；

●装置电源供电故障信息；

●装置配置更改；

●与AGC相关的升压站运行的重要事件或异常；

●与AGC相关的风电场设备运行的重要事件或异常；

●控制模式自动切换；

●控制闭锁及原因；

●各种人工操作。

（9）系统提供对AGC功能可用率、遥测量的平均值/最大值及发生时间/最小值及发生时间等进行统计计算，并提供方便的查询手段。

5通信接口要求

（1）调通主站、风电综合通信管理终端与风电场AGC系统之间使用《内蒙古风电场综合信息传输规约》通信，在原有规约基础上进行了扩展以满足AGC系统要求，扩展部分见3.5用于风电AGC指令传输的规约扩展。

（2）与风机监控系统通信应采用网络通信接口，通信规约使用MODBUS/TCP或IEC60870-5-104规约。

（3）与升压站综自系统通信应采用串口或网络通信接口，通信规约使用CDT、IEC60870-5-101或IEC60870-5-104规约。

6控制性能指标

（1）遥控遥调正确率：100%。

（2）在无调节速率限值时有功下降调节速率：大于5MW/min

（3）在无调节速率限值时有功上升调节速率：大于5MW/min

（4）AGC调节精度：

AGC指令执行完后，风电场实际出力和目标值的误差与风电场容量的百分比，不应大于3%。

（5）响应时间：小于1分钟

（6）AGC功能可用率

AGC功能可用时间与并网运行时间的百分比，不应小于98%。（7）AGC功能投入率

AGC功能投入时间与并网运行时间的百分比，不应小于90%。

（8）AGC控制合格率

AGC控制合格时间或合格时段的时间总和与AGC功能投入时间的百分比，不应小于95%。

7用于风电AGC的规约扩展

7.1用于风电AGC指令传输的规约扩展

AGC指令传输通过对《内蒙古风电场综合信息传输规约》的扩展实现，在原有的《内蒙古风电场综合信息传输规约》的基础上增加应用数据单元（ASDU）功能。采用IEC60870-5-2 第5节所定义的非平衡传输规则，即传输过程的启动仅限于某一固定点，在本规约中调通中心为客户端，作为控制站，而风电场AGC系统为服务端，作为被控站。规约中采用的所有数据采用低字节在前，高字节在后的方式。

7.1.1主要完成功能

向风电场AGC系统同时发送多个设定值

向风电场AGC系统发送发电计划曲线

7.1.2帧格式

关于帧格式详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》4.1传输帧格式。

7.1.3通信控制流程

关于链路层通讯控制过程参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》4.2 链路传输规则。

关于应用数据单元结构的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.1 应用数据的一般结构。

7.1.4.1应用数据单元类型标识

关于应用数据单元（ASDU）类型标识的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2.1 类型标识。为满足AGC指令的传输扩展了类型标识为C_SE_MD_1（180），C_SE_TD_1（181）的应用数据单元。

<180> := 多点设定值 C_SE_MD_1

<181> := 发电计划曲线 C_SE_TD_1

7.1.4.2可变结构限定词

关于可变结构限定词的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2.2可变结构限定词。本规约扩展中均设定为1。

7.1.4.3传送原因

关于传送原因详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2.传送原因。

7.1.4.4应用服务单元公共地址

三个8位位组，分为两个部分：

设备地址：2个8位位组，通常为站地址，本规约扩展中为0x01、0x00

记录地址：1个8位位组，本规约扩展中为0 。

1、类型标识 C_SE_MD_1(180)

多点设定命令, 规一化值,用于传送带控制精度的AGC目标值单个信息对象(SQ=0)

1 0 1 1 0 1 0 0 类型标识(TYP)

0 i 可变结构限定词(VSQ)

1个字节传送原因(COT)

2个字节应用服务数据单元公共地址 1个字节记录地址数据单元

标识符

2个字节信息对象地址1 Value

S Value

NVA=规一化值,

… … … … … … … … … …

2个字节信息对象地址i

Value

S Value

NVA=规一化值,

QL QOS=设定命令限定词信息对象

单个信息对象(SQ=1)

1 0 1 1 0 1 0 0 类型标识(TYP)

1 i 可变结构限定词(VSQ)

1个字节传送原因(COT)

2个字节应用服务数据单元公共地址 1个字节记录地址数据单元

标识符

2个字节第一个信息对象地址 Value

S Value

NVA=规一化值,

… … … … … … … … … …

Value

S Value

NVA=规一化值,

QL QOS=设定命令限定词信息对象

传送原因

在控制方向

<6> := 激活

<8> :=停止激活在监视方向

<7> := 激活确认

<9> :=停止激活确认

<10> := 激活终止(任选)

<44> := 未知的类型标识

<45> := 未知的传送原因

<46> := 未知的应用服务数据单元公共地址

<47> :=未知的信息对象地址

2、类型标识C_SE_TD_1（181）

带时标的多点设定命令, 规一化值，用于传送发电计划曲线单个信息对象(SQ=0)

1 0 1 1 0 1 0 1 类型标识(TYP)

0 i 可变结构限定词(VSQ)

1个字节传送原因(COT)

2个字节应用服务数据单元公共地址 1个字节记录地址数据单元

标识符

2个字节信息对象地址1 Value

S Value

NVA=规一化值,

… … … … … … … … … …

2个字节信息对象地址i

Value

S Value

NVA=规一化值,

QL QOS=设定命令限定词信息对象

CP56Time2a 7个八位位组的二进制时间单个信息对象(SQ=1)

1 0 1 1 0 1 0 1 类型标识(TYP)

1 i 可变结构限定词(VSQ)

1个字节传送原因(COT)

2个字节应用服务数据单元公共地址 1个字节记录地址数据单元

标识符

2个字节信息对象地址1 Value

S Value

NVA=规一化值,

… … … … … … … … … …

Value

S Value

NVA=规一化值,

QL QOS=设定命令限定词信息对象

CP56Time2a 7个八位位组的二进制时间

传送原因

在控制方向

<6> := 激活

在监视方向

<5> := 被请求

<7> := 激活确认

<10> := 激活终止

<44> := 未知的类型标识

<45> := 未知的传送原因

<46> := 未知的应用服务数据单元公共地址

<47> := 未知的信息对象地址

设定命令限定词QOS:＝CP8{QL,S/E}

QL：＝UI7[1…7] <0…127>

<0> := 缺省

<1> := 后续标志，如一个计划值单条报文无法送完，可设置这个标志，

表明还有同类后续报文。

S/E:＝BS1[8] <0,1>

<0> := 执行, 缺省

<1> := 选择

7.2用于风电AGC文件传输的规约扩展

通过对《内蒙古风电场综合信息传输规约》进行扩展实现用于实现风电场AGC系统与调度主站之间的文件传送，风电场AGC系统负责将文件上传到风电综合通信管理终端指定目录，再由风电综合通信管理终端将文件上传到调度主站。在原有《内蒙古风电场综合信息传输规

约》的基础上增加ASDU功能。采用IEC60870-5-2 第5节所定义的非平衡传输规则，即传输过程的启动仅限于某一固定点，在本规约中风电场AGC系统为客户端，作为控制站，而风电综合通信管理终端为服务端，作为被控站。规约中采用的所有数据采用低字节在前，高字节在后的方式。

通信链路采用以太网，遵循TCP/IP协议，服务端口为7800。

7.2.1主要完成功能

向调度主站上传以下类型文件：

●超短期预测数据，每15 分钟上传一次

●风电场日报表，每天上传一次

●风电场月报表，每月上传一次

●实时消息文件

从调度主站下载以下类型文件：

●实时消息文件

7.2.2帧格式

关于帧格式的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》4.1 传输帧格式。

7.2.3通信控制流程

关于链路层通讯控制过程参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》4.2链路传输规则。

7.2.4应用数据单元结构

关于应用数据单元结构的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.1应用数据的一般结构。

7.2.4.1应用数据单元类型标识

关于应用数据单元类型标识的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2.1类型标识。为满足AGC系统的文件传输功能，扩展了类型为F_DIR_NA_1（170）， F_PUT_H_NA_1（171），F_PUT _D_NA_1（172），F_PUT _E_NA_1（173）、F_GET_H_NA_1（174）、F_GET _D_NA_1（175）、F_RH_NA_1（176）、F_RD_NA_1（177）、F_SH_NA_1（178）、F_SD_NA_1（179）的应用数据单元。

<170> := 控制站设置文件目录 F_DIR_NA_1

<171> := 控制站发送文件信息 F_PUT_H_NA_1

<172> := 控制站发送文件内容 F_PUT _D_NA_1

<173> := 控制站上传文件结束 F_PUT _E_NA_1

<174> := 控制站获取文件信息 F_GET_H_NA_1

<175> := 控制站获取文件内容 F_GET _D_NA_1

<176> := 被控站确认文件信息 F_RH_NA_1

<177> := 被控站确认文件内容 F_RD_NA_1

<178> := 被控站发送文件信息 F_SH_NA_1

<179> := 被控站发送文件内容 F_SD_NA_1

7.2.4.2可变结构限定词

关于可变结构限定词的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2.2 可变结构限定词。本规约扩展中均设定为1。

7.2.4.3传送原因

关于传送原因的详细说明参见《内蒙古风电场综合信息传输规约》5.2 传送原因。

7.2.4.4应用服务单元公共地址

三个8 位位组，分为两个部分：

设备地址：2个8位位组，通常为站地址，本规约扩展中为0x01、0x00

记录地址： 1个8位位组，本规约扩展中为0 。

7.2.4.5在控制方向扩展的应用数据单元

1、类型标识F_DIR_NA_1（170）

设置或创建文件传输在风电综合通信管理终端上的目录，风电综合通信管理终端将风电场AGC系统上传的文件存储到该目录。

1 0 1 0 1 0 1 0 类型标识(TYP)

0 1 可变结构限定词(VSQ)

1个字节传送原因(COT)

2个字节应用服务数据单元公共地址 1个字节记录地址数据单元

标识符

120个字节文件目录 1个字节是否创建目录信息对象

传送原因：

在控制方向

<13> := 控制站设置或创建文件传输在风电综合通信管理终端上的目录在监视方向

风电场电气系统课程设计报告

风能与动力工程专业风电场电气系统课程设计报告题目名称：48MW(35/110KV升压站)风电场电气一次系统初步设计指导教师：贾振国学生姓名：班级：设计日期：2014年07月能源动力工程学院

课程设计成绩考核表

摘要根据设计任务书的要求及结合工程实际,本次设计为48MW风电场升压变电站电气部分设计。本期按发电机单台容量2000kW计算，装设风力发电机组24台。每台风力发电机接一台2000kVA升压变压器，将机端690V电压升至35kV 并接入35kV集电线路，经3回35kV架空线路送至风电场110kV升压站。变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。电气主接线是由变压器、断路器、隔离开关、互感器、母线、避雷器等电气设备按一定顺序连接而成的,电气主接线的不同形式，直接影响运行的可靠性、灵活性，并对电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定等都有决定性的影响。本文是小组成员的配合下和老师的指导下完成的，虽然时间很短，没有设计出特别完整的成果，可是我们学会了如何查找对自己有用的资料，如何设计一个完整的风电场电气系统。并且我们设计出了三张图，包括风机与箱式变电站接线图、35KV风电场集电线路接线图、110KV变电所电气主接线图,在这里感谢小组成员们的辛勤付出和贾老师的耐心指导。关键词：主接线电气设备配电装置架空线路防雷与接地

Abstract According to the requirements of the design task and combined with the engineering practice, the design is part of the 48MW wind power booster substation electrical design. This period in accordance with the generator unit capacity of 2000kW calculation, installation of 24 wind turbine units. Each wind generator with a 2000kV A step-up transformer, the terminal 690V voltage to 35kV and access 35kV integrated circuit, the 3 35kV overhead transmission line to the wind farm 110kV booster station. Substation is an important part of power system, which directly affects the safety and economic operation of the whole power system, is the intermediate link between power plants and users, plays a role in transformation and distribution of electricity. The main electrical wiring is composed of a transformer, circuit breaker, isolating switch, transformer, bus, surge arresters and other electrical equipment according to a certain order which is formed by the connection of different form, the main electrical wiring, directly affect the operation reliability,flexibility, and the choice of electrical equipment, power distribution equipment arrangement, relay protection and control to have a decisive impact. This paper is combined with team members and under the guidance of teachers completed, although time is very short, no design particularly integrity achievements, but we learned how to find useful on its own data, how to design a complete wind farm electrical system. And we designed the three pictures, including fans and box type substation wiring diagram, 35KV wind farm set wiring diagram of an electric circuit, 110KV substation main electrical wiring diagram.Thanks to the team members to work hard and Jia teacher's patient instructions here. Key word：The main wiring Electrical equipment Distribution device Overhead line Lightning protection and grounding

GBT 19963 风电场接入电力系统技术规定--报批稿

ICS 中华人民共和国国家标准风电场接入电力系统技术规定 Technical rule for connecting wind farm to power system 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局发布

GB/T 19963—200 目次前言...................................................................................................................................................................... I I 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (1) 4 风电场送出线路 (2) 5 风电场有功功率 (2) 6 风电场功率预测 (3) 7 风电场无功容量 (3) 8 风电场电压控制 (3) 9 风电场低电压穿越 (4) 10 风电场运行适应性 (5) 11 风电场电能质量 (6) 12 风电场仿真模型和参数 (6) 13 风电场二次系统 (6) 14 风电场接入系统测试 (7) 参考文献 (9) I

GB/T 19963—200 II 前言本标准根据国家标准化管理委员会下达的国标委综合【2009】93号《2009年第二批国家标准计划项目》标准计划修订。本标准与能源行业标准《大型风电场并网设计技术规范》共同规定了风电场并网的相关技术要求，能源行业标准规定了大型风电场并网的设计技术要求，本标准规定了风电场并网的通用技术要求。本标准规定了对通过110（66）kV及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场的技术要求。本标准由全国电力监管标准化技术委员会提出并归口。本标准主要起草单位：中国电力科学研究院。本标准参加编写单位：龙源电力集团股份有限公司、南方电网科学研究院有限责任公司、中国电力工程顾问集团公司。本标准主要起草人：王伟胜、迟永宁、戴慧珠、赵海翔、石文辉、李琰、李庆、张博、范子超、陆志刚、胡玉峰、陈建斌、张琳、韩小琪。

风电接入电网技术规定

风电场接入电网技术规定 1、风电场有功功率 1.1 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。 1.2 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。 1.3 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。 2、风电场无功功率 2.1 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。 2.2 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）～0.98（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）所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。 3、风电场电压范围

11-第11章-《风电场接入系统》

第11章 1、【风电场接入系统】是保证风电场正常运行，通过【电网】向终端用户输送电能的重要环节。 2、电力系统是一个包括【发电】、【输电】、【配电】、【变电】、【用电】等环节的非常复杂的动态系统。 3、与电力系统相关的概念还有【“电力网”】和【“动力系统”】。 4、电能生产必须与【消费】保持平衡。 5、电能的【集中开发】与【分散使用】，以及电能的连续供应与负荷的随机变化，对电力系统的结构和运行带来了极大的约束。 6、电力系统的主体结构由【电源】、【电力网络】和【负荷中心】组成。 7、电力网络由【电源的升压变电站】、【输电线路】、【负荷中心变电所】、【配电线路】等构成。 8、电力系统中千千万万个网络节点交织密布，【有功潮流】、【无功潮流】、【高次谐波】、【负序电流】等以光速在全系统内传播。 9、总装机容量----指系统中实际安装的发电机【额定容量】的总和。 10、总装机容量以【千瓦(kW)】、【兆瓦（MW）】、【吉瓦（GW)】为单位计。 11、年发电量----指系统中所有发电机组全年【实际发出电能】的总和。 12、年发电量以【千瓦时(kW·h)】、【兆瓦时（MW·h）】、【吉瓦时（GW·h)】为单位计。 13、最大（小）负荷----指规定时间内，电力系统【总有功功率负荷】的最大值（最小值。） 14、【输电电压的高低】是输电技术发展水平的主要标志。 15、世界各国常用的输电电压有【220kV】及以下的高压输电，【330-765kV】的超高压输电、【1000kV】及以上的特高压输电。 16、配电系统由【配电变电所】、【髙压配电线路】、【配电变压器】、【低压配电线路】以及相应的控制保护设备组成。 17、【3kV】电压等级系统只限于工业企业内部用。 18、【220kV】及以上电压等级系统多用于大电力系统主干线。 19、只有负荷中心【高压电动机】比重很大时，才考虑以6kV配电方案。 20、交流电的瞬时功率不是一个恒定值，功率在一个周期内的【平均值】叫有功功率，它是指在电路中【电阻部分】消耗的功率。 21、发电机【有功功率供应】与【负荷需求】不匹配时，发电机的【转子转速】会发生变化，脱离【同步转速】，因此系统的【频率】会发生变化。 22、为建立【交变磁场】和【感应磁通】而需要的电功率称为无功功率。 23、潮流计算是研究【电力系统稳态】运行情况的一种基本电气计算。 24、潮流计算的结果是电力系统【稳定计算】和【故障分析】的基础。 25、暂态过程分两种，【机电暂态】和【电磁暂态】。 26、机电暂态过程主要是由于【机械转矩】和【电磁转矩（或功率）】之间的不

风电场接入电力系统技术规定

《风电场接入电力系统技术规定》全文所属分类: 新闻资讯来源: 国家标准化管理委员会更新日期: 2012-09-20 前言本标准根据国家标准化管理委员会下达的国标委综合【2009】93号《2009年第二批国家标准计划项目》标准计划修订。本标准与能源行业标准《大型风电场并网设计技术规范》共同规定了风电场并网的相关技术要求，能源行业标准规定了大型风电场并网的设计技术要求，本标准规定了风电场并网的通用技术要求。本标准规定了对通过110(66)kV及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场的技术要求。本标准实施后代替GB/Z 19963-2005。本标准由全国电力监管标准化技术委员会提出并归口。本标准主要起草单位：中国电力科学研究院。本标准参加编写单位：龙源电力集团股份有限公司，南方电网技术研究中心，中国电力工程顾问集团公司。本标准主要起草人：王伟胜，迟永宁，戴慧珠，赵海翔，石文辉，李琰，李庆，张博，范子超，陆志刚，胡玉峰，陈建斌，张琳，韩小琪。风电场接入电力系统技术规定 1 范围本标准规定了风电场接入电力系统的技术要求。本标准适用于通过110(66)kV及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场。对于通过其他电压等级与电力系统连接的风电场，可参照执行。 2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差 GB/T 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 GB/T 20320-2006 风力发电机组电能质量测量和评估方法 DL 755-2001 电力系统安全稳定导则 DL/T 1040-2007 电网运行准则 SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 3 术语和定义下列术语和定义适应于本文件。 4、风电机组wind turbine generator system; WTGS 将风的动能转换为电能的系统。

国家电网风电场接入电网技术规定(试行)

（2）在研究电网接纳风电的能力时，必须考虑下列影响因素： a）电网规模 b）电网中不同类型电源的比例及其调节特性 c）负荷水平及其变化特性 d）风电场的地域分布、可预测性与可控制性（3）在进行风电场可行性研究和接入系统设计时，应充分考虑电网接纳风电能力专题研究的结论。为便于运行管理和控制，简化系统接线，风电场到系统第一落点送出线路可不必满足“N－1”要求。 4 风电场有功功率（1）基本要求在下列特定情况下，风电场应根据电力调度部门的指令来控制其输出的有功功率。 1）电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电线路发生过载，确保电力系统稳定性。 2）当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降低风电场有功功率。（2）最大功率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，也可根据风电场所接入系统的电网状况、风力发电机组运行特性及其技术性能指标等，由电网运营企业和风电场开发运营企业共同确定。表1 风电场最大功率变化率推荐值

风电场模型及其对电力系统的影响

第31卷增刊2 电网技术V ol. 31 Supplement 2 2007年12月Power System Technology Dec. 2007 文章编号：1000-3673（2007）S2-0330-05中图分类号：TM938文献标识码：A学科代码：470·4017 风电场模型及其对电力系统的影响娄素华1，李志恒1，高苏杰2，吴耀武1 （1．华中科技大学电气与电子工程学院，湖北省武汉市 430074； 2．国网新源控股有限公司，北京市东城区 100005） Wind Farms Models and Its Impacts on Wind Farms Integration into Power System LOU Su-hua1，LI Zhi-heng1，GAO Su-jie2，WU Yao-wu1 （1．School of Electrical and Electronic Engineering，Huazhong University of Science and Technology，Wuhan 430074，Hubei Province，China；2．State Grid Xin Yuan Company Limited，Dongcheng District，Beijing 100005，China）摘要：介绍了风力发电系统建模的一般思路及常用的风电场模型，然后对风电并网几个重要课题的分析方法进行了研究，比较了适用于不同研究目的的风电场模型的优劣及相应的分析方法，指出了风电场建模方法存在的主要文体，总结了风电接入对系统影响的几个主要方面。关键词：风力发电；风电场模型；潮流；电能质量；稳定性0引言作为一种可再生能源，风电由于其分布较广的特点及其相对成熟的开发技术而在全世界得到了长足的发展。风电的优势在于其环境友好性，但它的缺点也是很明显的：风力的随机性和间歇性不能保证输出平稳的电力，这对电力系统的稳定性以及发电和运行计划的制定带来很多困难；风电场一般远离负荷中心，承受冲击的能力很弱，随着风电装机规模的扩大，风电的不可控性将给电力系统带来新的挑战。因此，合理地对风电场建模、分析风电的容量可信度[1-2]、研究风电与其它电源的配合问题对于保证含风电系统的安全经济运行十分重要。本文对风电并网的不同研究领域所采用的风电模型及其分析方法作了系统地对比和分析，指出了上述模型和分析方法的优点和局限性；总结了风电接入对系统影响的几个主要方面，这将会有助于分析系统中其它电源与风电的配合问题。 1风电场模型 1.1 风力发电机组动态建模的基本理论 1.1.1 风的统计理论与风速建模风是风力发电的源动力，与发电部分具有独立性。风的自然特性包括风向和风速，具有间歇性、随机性和难以预测性。风向与风速的建模是风力发电机组建模的重要组成部分。在风力发电系统的研究中，人们更多地关注风速的特性，而弱化风向的影响。在描述风速的分布函数中，最常见的是Weibull分布[3-4]，其分布函数为 w ()1exp(/)k F V V C =??(1) 式中：C为尺度参数；k为形状参数；V为风速。文献[3]以Weibull分布为基础，使用时间序列自动回归和移动平均技术模拟风速。文献[4]借助于马尔科夫链和Weibull分布对风速、风向进行随机性分析建模，并在模型中考虑了风速和风向的相关性。Weibull分布侧重于对风能资源的统计描述，它表示的是风速在10min或更长时间内的平均值。在与风速相关的动态建模中，经常使用4分量模型，该模型将风分为基本风、阵风、渐变风和随机风4个部分[5]，PSCAD仿真软件使用的就是这种模型。目前，这种模型的局限性在于没有给出确定阵风分量参数的方法，仅适用于简单的模拟计算。现在的风力发电系统研究中，更多采用的是平均风速与湍流分量相叠加的风速模型。在这种模型中，风速均值在数分钟至数十分钟的时间尺度内保持不变，风速的变化由湍流分量给出，而湍流分量作为一个平稳的随机过程来处理。 1.1.2风力发电机组模型一个典型的风力发电系统主要包括风力机、传动机构、发电机和相应的控制系统4个模块。风力机结构复杂，在模型中人们关注的主要问题是风速与机械出力的关系，一种常见的处理方法是由风力机铭牌数据得到风力驱动产生的动力转矩[6]，或通

参考-风电接入电网技术规定

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1.1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。1.2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风电场装机容量(MW)10min最大变化量(MW)1min最大变化量(MW)3020630-150装机容量/1.5装机容量/515010030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。1.3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。、风电场无功功率2.1无功电源a)风

GBT_19963-2011风电场接入电力系统技术规定

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风力发电对电力系统的影响学习资料

风力发电对电力系统的影响

发展能够带来的好处。由于到2020年12%的供电来于1250Gw的安装风电装机，将积累节约10771百万吨的二氧化碳，这个报道是人类减少温室气体排放的一个重要手段。大型风电场的电力系统具有很高的容量、动态随机性能，这将会挑战系统的安全性和可靠性。而提供电力系统清洁能源的同时，风电场也会带来一些对电力系统不利的因素。随着风力发电的膨胀和风电在电力系统中比重的增加，影响将很可能成为风力集成的技术性壁垒。因此，应该探讨其影响并提出解决这些问题的对策。风能已经从25年前的原型中走了很长的路，而且在未来的二十年里它也会继续前进。有一系列的问题与风电系统的运作和发展。虽然风力发电的渗透可能会取代传统的植物产生大量的能量，关注的重点是风力发电和电网之间的相互作用。本文提供了一个概述风力发电对电力系统的影响，并建议相应的对策来处理这些问题，以适应电力系统中的风力发电。根据上述问题，本文从总体上讨论了风力发电项目开发过程中遇到的问题，以及在处理项目时，将风电场与电力系统相结合的问题。由于风力发电具有容量大、动态、随机性等特点，其影响主要包括有功、无功功率流、电压、系统稳定性、电能质量、短路容量、系统备用、频率和保护。针对这些问题，提出相应的对策建议，以适应电力系统的风力发电。本文的组织如下。第2节给出了风力发电的发展情况。在第3节介绍了风力发电的特点。在4节中，详细讨论了风力发电对电力系统的影响。在第5节中，提出了减少风力发电的影响的对策。最后，第6节总结本文。

风力发电对电力系统的影响

风力发电对电力系统的影响摘要风力发电总是依赖于气象条件，并逐渐以大规模风电场的形式并入电网，给电网带来各种影响。因此，电网并未专门设计用来接入风电，如果要保持现有的电力供应标准，不可避免地需要进行一些相应的调整。本论文依据正常条例讨论了风电设计和设备网络的开发所遇到的一些问题和解决风电场并网时遇到的各种问题。由于风力发电具有大容量、动态和随机性的特性，它给电力系统的有功/无功潮流、电压、系统稳定性、电能质量、短路容量、频率和保护等方面带来影响，针对这些问题提出了相应的对策，以期待更好地利用风力发电。关键词：风力发电；电力系统；影响；风电场 1. 引言人们普遍接受，可再生能源发电是未来电力的供应。由于电力需求快速增长，对以化石燃料为基础的发电是不可持续的。相反的，风电作为一种有发展前景的可再生能源备受人们关注。当由于工业发展和世界大部分地区经济的增长而引起电力的需求稳步增长时，它有抑制排放和降低不可替代燃料储备消耗的潜力。当大型风电场（几百兆瓦）成为一个主流时，风力发电越来越受欢迎。2006年间，包括世界上超过70个国家在内的风能发展，装机容量从2005年的59091兆瓦达到74223兆瓦。2006年的巨大增长表明，决策者们开始重视风能发展能够带来的好处。由于到2020年12%的供电来于1250Gw的安装风电装机，将积累节约10771百万吨的二氧化碳，这个报道是人类减少温室气体排放的一个重要手段。大型风电场的电力系统具有很高的容量、动态随机性能，这将会挑战系统的安全性和可靠性。而提供电力系统清洁能源的同时，风电场也会带来一些对电力系统不利的因素。随着风力发电的膨胀和风电在电力系统中比重的增加，影响将很可能成为风力集成的技术性壁垒。因此，应该探讨其影响并提出解决这些问题的对策。风能已经从25年前的原型中走了很长的路，而且在未来的二十年里它也会继续前进。有一系列的问题与风电系统的运作和发展。虽然风力发电的渗透可能会取代传统的植物产生大量的能量，关注的重点是风力发电和电网之间的相互作用。本文提供了一个概述风力发电对电力系统的影响，并建议相应的对策来处理这些问题，以适应电力系统中的风力发电。根据上述问题，本文从总体上讨论了风力发电项目开发过程中遇到的问题，以及在处理项目时，将风电场与电力系统相结合的问题。由于风力发电具有容量大、动态、随机性等特点，其影响主要包括有功、无功功率流、电压、系统稳定性、电能质量、短路容量、系统备用、频率和保护。针对这些问题，提出相应的对策建议，以适应电力系统的风力发电。本文的组织如下。第2节给出了风力发电的发展情况。在第3节介绍了风力发电的特点。在4节中，详细讨论了风力发电对电力系统的影响。在第5节中，提出了减少风力发电的影响的对策。最后，第6节总结本文。

国家电网风电场接入电网技术规定

国家电网风电场接入电网技术规定（试行） 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；凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用范围于本规定。 GB 12326－2000 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 12325－2003 电能质量供电电压允许偏差 GB／T 15945－1995 电能质量电力系统频率允许偏差 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国务院令第115号电网调度管理条例（1993） 3 电网接纳风电能力（1）风电场宜以分散方式接入系统。在风电场接入系统设计之前，要根据地区风电发展规划，对该地区电网接纳风电能力进行专题研究，使风电开发与电网建设协调发展。（2）在研究电网接纳风电的能力时，必须考虑下列影响因素： a）电网规模 b）电网中不同类型电源的比例及其调节特性 c）负荷水平及其变化特性 d）风电场的地域分布、可预测性与可控制性（3）在进行风电场可行性研究和接入系统设计时，应充分考虑电网接纳风电能力专题研究的结论。为便于运行管理和控制，简化系统接线，风电场到系统第一落点送出线路可不必满足“N－1”要求。 4 风电场有功功率（1）基本要求在下列特定情况下，风电场应根据电力调度部门的指令来控制其输出的有功功率。 1）电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电线路发生过载，确保电力系统稳定性。 2）当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降低风电场有功功率。（2）最大功率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

华北区域风电场并网运行管理实施细则(试行)

华北区域风电场并网运行管理实施细则（试行）第一章总则第一条为保障电力系统安全稳定运行，落实国家可再生能源政策，规范风电并网调度运行管理，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》、《风电场功率预测预报管理暂行办法》、《风电场接入电力系统技术规定》等制定本细则。第二条本细则应用范围为已并网运行的，由地级及以上电力调度机构直调的风电场。县电力调度机构及其直接调度的风电场可参照执行。第三条风电场以工商注册公司为基本单位参与本细则。第四条电力监管机构负责对风电场执行本细则及结算情况实施监管。华北区域省级及以上电力调度机构在电力监管机构授

权下按照调度管辖范围具体实施所辖电网内风电场参与本细则的执行与结算，运行结果报电力监管机构批准后执行，依据运行结果风电场承担相应的经济责任。第二章调度管理第五条新建风电场应在工程完成240小时整套启动试运后90天内向相应电力监管机构申请并完成进入商业运营意见书办理。风电场非自身原因逾期未完成办理的风电场每延迟一日扣当月上网电量1‰，全月累计不超当月电量2%。第六条华北区域参与并网运行的各类风电机组应当满足华北区域风电机组并网安全条件，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。未按期开展并网安全性评价，并网安全性评价不合格并超出整改期限的，暂停电费结算，每超过期限1天，按风电场当月上网电量的2‰进行考核；安全性评价通过后次月进行电费追补。第七条风电场应严格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、-2 -

准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网风电场值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的电力调度机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足10万元，则按10万元进行考核。（一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态, 以及与电网安全稳定运行有关的安全稳定控制装置、AGC、A VC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）；（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；（三）不如实反映调度指令执行情况；（四）不满足每值至少有2人（必须包括值长）具备联系调 - 3 -

风电并网对电力系统的影响及改善措施

风电并网对电力系统的影响及改善措施 [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，成为制约风电场建设规模的严重障碍。因此深入研究风电场与电网的相互作用成为进一步开发风电所迫切要求解决的问题。其局限性主要表现在：(1)风能的能量密度小且不稳定，不能大量储存；(2)风轮机的效率较低；(3)对生态环境有影响，产生机械和电磁噪声；(4)接入电网时，对电网有负面影响。二、我国风力发电装机容量现状根据中国风能协会发布《2012年中国风电装机容量统计》报告中数据显示，2012年，中国（不包括台湾地区）新增安装风电机组7872台，装机容量12960MW，同比下降26.5%；累计安装风电机组53764台，装机容量75324.2MW，同比增长20.8%。 2001-2012 年中国新增及累计风电装机容量区域装机情况图（引自《2012年中国风电装机容量统计》） 2006-2012 年中国各区域累计风电装机容量图（引自《2012年中国

风电场接入电网技术规范

目次前言.........................................................................................................错误！未定义书签。 1 范围...........................................................................................................错误！未定义书签。 2 规范性引用文件 .........................................................................................错误！未定义书签。 3 术语和定义 ................................................................................................错误！未定义书签。 4 风电场运行条件 (2) 5 风电场有功功率 .........................................................................................错误！未定义书签。 6 风电场无功功率及电压控制........................................................................错误！未定义书签。 7 风电场电能质量 .........................................................................................错误！未定义书签。 8 风电场二次系统 .........................................................................................错误！未定义书签。 9 风电场接入电网检测及模型参数.................................................................错误！未定义书签。参考文献.........................................................................................................错误！未定义书签。本规范采用下列术语和定义。 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（包括机组单元变压器）、汇集线路、主变压器及其他设备组成的发电站。 3.3 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。 3.4 公共连接点point of common coupling 风电场接入公用电网的连接处。 3.5 风电场送出线路transmission line of wind farm 从风电场并网点至公共电网的输电线路。 3.6 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。 3.7 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。 3.8 有功功率变化active power change 一定时间间隔内，风电场有功功率最大值与最小值之间的变化量。 3.9 风电机组/风电场低电压穿越low voltage ride through of wind turbine/wind farm 当电网故障或扰动引起风电场并网点电压跌落时，在一定电压跌落范围和时间间隔内，风电机组/风电场能够保证不脱网连续运行。 1