国家电网公司：《风电场接入电网技术规定实施细则》-第2页-北极星风力发电网

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2 通用技术条件

2.1 防雷和接地

风电场和并网点设备的防雷和接地，应符合 IEC 61400-24 风力发电机组防雷中的规定。

2.2 电磁兼容

风电场应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。

2.3 耐压要求

风电场的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。

2.4 抗干扰要求

当并网点的闪变值满足 GB 12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足 GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足 GB/T 15543-2008《电能质量三相电压不平衡》的规定时，风电场和风电机组应能正常运行。

2.5 安全标识

风电场应具备完善的安全标识管理和使用制度。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照GB 2894 《安全标志(neq ISO 3864:1984)》和GB 16179《安全标志使用导则》执行。

3 开机与停机

3.1 开机

风电机组开机开机并网时，除了需考虑风电机组本身的并网条件以外，还需虑风电场的当前状态、自动化指令及来自电网调度机构的指令。风电机组开机并网时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

3.2 停机

除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，风电场同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

3.3 恢复并网

风电场应有相关技术及管理规定，保证风电场及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行(或通过安全自动装置切除)后，不得自行并网，须在电网调度机构的安排下有序并网恢复运行。

4 风电场有功功率

4.1 基本要求

风电场必须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

风电场装机容量(MW)	10min 最大变化量(MW)	1min 最大变化量(MW)
<30	20	6
30-150	装机容量/1.5	装机容量/5
150-250	100	30
>250	视接入系统情况而定	视接入系统情况而定

装机容量 250WM 以上风电场，若最终汇入的 330kV(220kV)汇集点风电装机容量小于 500WM，则10min 最大变化量允许值为 160WM，否则视最终汇入的 330kV(220kV)汇集点风电装机容量另行商定。

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。

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。降低风电场有功功率速度应到达 20%总装机容量/分钟。

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。

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。

4.4 控制模式

风电场有功控制系统应具备必须的调整模式，包括但不仅限于：限值模式、调整模式、斜率控制模式、差值模式、调频模式。

4.4.1 限值模式

此模式投入时，风电场有功控制系统应将全场出力控制在预先设定的或调度机构下发的限值之下，限值可分时间段给出。

4.4.2 调整模式

此模式投入时，风电场有功控制系统应立即将全场出力按给定的斜率调整至给定值(若给定值大于最大可发功率，则调整至最大可发功率)，当命令解除时，有功控制系统按给定的斜率恢复至最大可发功率。

4.4.3 斜率控制模式

此模式投入运行时，风电场有功控制系统应将功率上升(或下降)斜率控制在给定值之内，风速变化引起的风电场切入切出及故障等非可控情况除外。

4.4.4 差值模式

此模式投入时，风电场有功控制系统应以低于预测最大可发功率△P 的出力运行，差值△P 为预先设定值或调度机构下发值。

4.4.5 调频模式

此模式投入时，风电场在差值模式的基础上，根据系统频率或调度机构下发的调频指令调整全场出力。

4.4.6 模式的投入

风电场有功控制系统的模式选择，即可现场设置，亦可调度机构远端投入，各种模式即可单独投入，亦可组合投入。模式投入退出以调度机构下发的自动化信号及调度指令为准，调度规程规定的可不待调令执行的除外。

4.5 试验

风电场投运前，应完成有功控制系统控制指令核对工作，并完成有功控制系统开环试验，当接入同一并网点的风电场装机容量超过 40MW 时，需向调度机构提交场内测试报告(包括有功控制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请有功控制系统闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验;累计新增装机容量超过 40MW，则需要重新提交正式检测报告并试验。风电场全场的调节精度(风电场有功控制系统的调节精度，是指风电场机组出力稳定之后，实际值和目标值之间的偏差。调节精度=|命令目标值‐实际出力值|)，暂定为不大于 1WM 和增减负荷的 5%两者的最大值。

5 风电场无功功率

5.1 无功电源

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及分散式无功补偿装置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。

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

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。

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。

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。

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。

5.3 试验

风电场投运前，应完成无功控制系统控制指令核对工作，并完成有功控制系统开环试验，当接入同一并网点的风电场装机容量超过 40MW 时，需向调度机构提交场内测试报告(包括有功控制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请有功控制系统闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验;累计新增装机容量超过 40MW，则需要重新提交正式检测报告并试验。

风电场全场的调节精度和调节速度应满足相关技术规定。

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

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。

7 风电场电压调节

7.1 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。

7.2 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%。

7.3 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。

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