风电并网技术标准
（征求意见稿）编制说明
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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
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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
见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%的要求是能够实现的。
另外，考虑到在风速降低过程中或超出切机风速情况下，有功功率变化率不超过2%～5%的要求较难实现，因此，在风速降低过程中或超出切机风速情况下，本标准可以接受有功功率变化率超过该范围，在超出切机风速情况下，建议分步切除风电机组。
4、第4.3 节风电场无功功率
风电场无功功率控制目的：控制风电场并网点的电压水平。
5、第4.3.2 条本标准根据SD 325－1989《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》的规定，对电压偏差范围提出了－3％～＋7％的要求。
风电场无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。
风电场无功功率控制包含控制风电机组无功容量和集中装设无功补偿装置。
首先充分利用风电机组的无功调节能力，如果风电机组不能满足系统无功需求，则通过风电场的无功补偿装置进行调节。
6、第4.3.5 条根据SD 325－1989《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》的规定，无功容量按照分层分区基本平衡的原则配置。
考虑到风电场接入系统无功配置问题较为复杂，建议通过风电场接入系统无功专题研究来确定。
7、第4.4 节风电场电能质量
本标准对于风电场并网点电压变动、闪变、谐波等电能质量的要求限值，参考了国家标准GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪
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变》、GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》中对电网公共连接点的要求限值。
另外为避免公共连接点上的闪变、谐波超过要求限值，本标准提出按照容量比例进行分配，即风电场引起的公共连接点上长时间闪变值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，风电场向公共连接点注入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。
8、第4.5 节风电场模型和参数
本技术标准要求风电场提供风电机组等值模型、风电场电力汇集
系统及控制系统可用于系统仿真计算的模型及参数（需与国内通用的系统仿真计算软件接口，例如BPA、综合程序等），用于风电场接入电力系统的规划、设计及调度运行。
风电场等值模型及参数应能较好的反映风电场的动态特性。
对尚未有具体参数的风电机组，暂时可以采用同类机组的典型模型和参数，风电机组模型和参数确定以后需重新校核。
9、第4.6 节风电场二次部分
风电场二次部分规定包括风电场与调度部门的信息传输、正常运行信号、故障信息记录与传输、继电保护、调度自动化、通信等方面的技术规定。
10、第4.7 节风电场测试
目前，我国已经投运的风电场均未进行过并网检测，对于风电场有功功率控制、无功功率调节、低电压穿越能力、电能质量等方面的
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技术要求无法落实，给电力系统的安全运行带来了隐患。
本技术标准对测试内容提出了要求。
11、第4.8.1 条风电场预报系统建设目的如下：
通过风电场预报系统的建设，可以对风电进行有效调度和科学管理，提高电网接纳风电的能力。
根据风电功率预测结果，可以合理安排常规电源发电计划，减少系统旋转备用容量，提高整个电力系统运行的经济性。
根据风电功率波动的预测结果，可以合理安排运行方式和应
对措施，提高电网的安全性和可靠性。
12、第4.8.2 条本技术标准要求风电场应向电网调度部门提供未来15 分钟～4 小时、次日24 小时的风电场输出功率预测值（时间分辨率为15 分钟），预测误差（平均相对误差）应不大于25％。
平均相对误差计算公式：
' 1
1 N
t t RME t t
e P P N = P −
= Σ，其中'
t
P
和t P 分别为
风电场输出功率预测值和实际测量值， N 为预测点个数， RME e 为风电
场输出功率预测值与实际测量值的平均相对误差。
第五章“风电机组技术规定”的说明 1、第5.1 节有功功率控制
为了实现对风电场有功功率控制，要求风电机组应具有有功控制能力。
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2、第 5.2.2 条根据GB/T 12325-2008《电能质量供电电压偏差》要求，提出当风电场并网点的电压偏差在－10％～＋10％之间时，风电机组应能正常运行。
3、第5.3 节频率调节
风电机组应具备一定耐受电网频率变化的能力，能够为保持电网稳定性提供支撑。
本技术标准频率范围要求为47.5Hz～51Hz。
本技术标准的制定参考了德国、丹麦、英国等国家相关技术规定：德国标准频率范围要求为 47.5Hz～51.5Hz。
丹麦标准频率范围要求为 47Hz～52Hz。
英国标准频率范围要求为 47.5Hz～55Hz。
可见，各国标准存在一定差异，本标准的频率范围相对国外标准较为宽松，经调查，国内风电制造技术能够适应本标准的要求。
4、第5.4 节低电压穿越
低电压穿越能力是指风电机组在电网故障引起电压跌落，保持不间断并网运行的能力。
如果风电机组没有低电压穿越能力，当电网发生瞬时故障导致电网电压短时间跌落时引起风电机组大面积切机，可能会带来电网安全稳定问题。
本标准的制定参考了美国、德国等国家相关技术规定。
1）美国标准
图2 所示为美国标准中对于风电机组低电压穿越的要求。
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图2 美国标准——风电机组低电压穿越要求 2）德国标准
图3 所示为德国标准中对于风电机组低电压穿越的要求。
图3 德国标准——风电机组低电压穿越要求
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5、第5.4.2 条本标准最低穿越电压取0.2p.u.，主要是考虑当风电场附近线路发生短路故障时风电场并网点电压一般跌落至 0.2p.u.左右。
本标准要求低电压穿越的持续时间为0.625s，主要考虑后备保护动作时间和开关动作时间。
6、第5.4.4 条为了保证电网故障后的稳定运行，本标准要求风电场在系统故障清除后尽快恢复到故障前的状态。
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