风电场接入电力系统技术规定（GB/T 19963-2011）

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 　　下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。 　　GB/T 12325电能质量供电电压偏差 　　GB/T 12326电能质量电压波动和闪变 　　GB/T 14549电能质量公用电网谐波 　　GB/T 15945电能质量电力系统频率偏差 　　GB/T 15543电能质量三相电压不平衡 　　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 　　DL/T 1040电网运行准则 　　3术语和定义 　　本标准采用下列术语和定义。 　　3.1 　　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。 　　3.2 　　风电场并网点point of connection of wind farm 　　风电场升压站高压侧母线或节点。 　　3.3 　　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。 　　3.4 　　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。 　　3.6 　　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差。 　　3.7 　　风电机组/风电场低电压穿越low voltage ride through of wind turbine/wind farm 　　当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的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。 　　4风电场送出线路 　　为便于风电场的运行管理与控制，简化系统接线，风电场可采用一回线路接入电力系统。 　　5风电场有功功率 　　5.1基本要求 　　5.1.1风电场应符合DL/T 1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力。 　　5.1.2风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。 　　5.1.3当风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，对于场内有功出力超过额定容量的20%的所有风电机组，能够实现有功功率的连续平滑调节，并参与系统有功功率控制。 　　5.1.4风电场应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化应与电力系统调度机构下达的给定值一致。 　　5.2正常运行情况下有功功率变化 　　5.2.1风电场有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。在风电场并网以及风速增长过程中，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。 　　5.2.2风电场有功功率变化限值的推荐值见表1，该要求也适用于风电场的正常停机。允许出现因风速降低或风速超出切出风速而引起的风电场有功功率变化超出有功功率变化最大限值的情况。 　　5.3紧急控制 　　5.3.1在电力系统事故或紧急情况下，风电场应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低风电场有功功率或切除风电场；此时风电场有功功率变化可超出电力系统调度机构规定的有功功率变化最大限值。 　　a)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。 　　b)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风电场。 　　c)在电力系统事故或紧急情况下，若风电场的运行危及电力系统安全稳定，电力系统调度机构应按规定暂时将风电场切除。 　　5.3.2事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，风电场应按调度指令并网运行。 　　6风电场功率预测 　　6.1基本要求 　　风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。 　　6.2预测曲线上报 　　风电场每15min自动向电力系统调度机构滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。 　　风电场每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日0～24时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。 　　7风电场无功容量 　　7.1无功电源 　　71.1.风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。风电场安装的风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。 　　7.1.2风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。 　　7.2无功容量配置 　　7.2.1风电场的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。 　　7.2.2对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率。 　　7.2.3对于通过220kV（或330kV）风电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入公共电网的风电场群中的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。 　　7.2.4风电场配置的无功装置类型及其容量范围应结合风电场实际接入情况，通过风电场接入电力系统无功电压专题研究来确定。 　　8风电场电压控制 　　8.1基本要求 　　风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。 　　8.2控制目标 　　当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。 　　8.3主变选择 　　风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节风电场内电压，确保场内风电机组正常运行。 　　9风电场低电压穿越 　　9.1基本要求 　　图1为风电场的低电压穿越要求。 　　a)风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms。 　　b)风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90％时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。 　　9.2故障类型及考核电压故障类型及考核电压 　　电力系统发生不同类型故障时，若风电场并网点考核电压全部在图1中电压轮廓线及以上的区域内，风电机组必须保证不脱网连续运行；否则，允许风电机组切出。 　　针对不同故障类型的考核电压如表2所示： 　　9.3有功恢复 　　对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。 　　9.4动态无功支撑能力 　　10风电场运行适应性 　　10.1电压范围 　　10.1.1当风电场并网点电压在标称电压的90％～110％之间时，风电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过标称电压的110％时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定。 　　10.1.2当风电场并网点的闪变值满足GB/T 12326、谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。 　　10.2频率范围 　　风电场应在表3所示电力系统频率范围内按规定运行： 　　11风电场电能质量 　　11.1电压偏差 　　风电场并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10％，正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的－3％～＋7％范围内。 　　11.2闪变 　　风电场所接入公共连接点的闪变干扰值应满足GB/T 12326的要求，其中风电场引起的长时间闪变值Plt的限值应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。 　　11.3谐波 　　风电场所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549的要求，其中风电场向电力系统注入的谐波电流允许值应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。 　　11.4监测与治理 　　风电场应配置电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场合格的电能质量。 　　12风电场仿真模型和参数 　　12.1风电场仿真模型 　　风电场开发商应提供可用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统模型及参数，用于风电场接入电力系统的规划设计及调度运行。 　　12.2参数变化 　　风电场应跟踪其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力系统调度机构。 　　13风电场二次系统 　　13.1基本要求 　　13.1.1风电场的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。 　　13.1.2风电场与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力系统调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。 　　13.1.3风电场二次系统安全防护应满足国家电力监管委员会令第5号的有关要求。 　　13.2正常运行信号 　　风电场向电力系统调度机构提供的信号至少应当包括以下方面： 　　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)风电场测风塔的实时风速和风向。 　　13.3风电场继电保护及安全自动装置风电场继电保护及安全自动装置 　　13.3.1风电场继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。 　　13.3.2对风电场送出线路，一般情况下在系统侧配置分段式相间、接地故障保护，有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。 　　13.3.3风电场变电站应配备故障录波设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并配备至电力系统调度机构的数据传输通道。 　　13.4风电场调度自动化 　　13.4.1风电场应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。 　　13.4.2风电场调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。 　　13.4.3风电场电能计量点（关口）应设在风电场与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。计量装置配置应符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。 　　13.4.4风电场调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道的通信方式，直送电力系统调度机构。 　　13.4.5风电场调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。 　　13.4.6对于接入220kV及以上电压等级的风电场应配置相角测量系统（PMU）。 　　13.5风电场通信 　　13.5.1风电场应具备两条路由通道，其中至少有一条光缆通道。 　　13.5.2风电场与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等）需具有与系统接入端设备一致的接口与协议。 　　13.5.3风电场内的通信设备配置按相关的设计规程执行。 　　14风电场接入系统测试 　　14.1基本要求 　　14.1.1当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需要向电力系统调度机构提供风电场接入电力系统测试报告；累计新增装机容量超过40MW，需要重新提交测试报告。 　　14.1.2风电场在申请接入电力系统测试前需向电力系统调度机构提供风电机组及风电场的模型、参数和控制系统特性等资料。 　　14.1.3风电场接入电力系统测试由具备相应资质的机构进行，并在测试前30日将测试方案报所接入地区的电力系统调度机构备案。 　　14.1.4风电场应当在全部机组并网调试运行后6个月内向电力系统调度机构提供有关风电场运行特性的测试报告。 　　14.2测试内容 　　a)风电场有功/无功控制能力测试。 　　b)风电场电能质量测试，包含闪变与谐波。 　　c)风电机组低电压穿越能力测试；风电场低电压穿越能力验证。 　　d)风电机组电压、频率适应性测试；风电场电压、频率适应能力验证。