2020風電接入電網(wǎng)培訓課件

風電接入電網(wǎng)培訓目錄2第一部分：國內(nèi)外風力發(fā)電簡介第二部分：風電機組的發(fā)展與分類第三部分：中國風電并網(wǎng)案例分析第四部分：風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定第一部分：國內(nèi)外風力發(fā)電簡介3世界風電裝機容量增長情況統(tǒng)計數(shù)據(jù)來源：GWEC（Golbal

Wind

Energy

Council）1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介74759663136961803824320311643929047639590337415393849100021884033

43426282684481268349113941512019696100000300002000050000400007000060000900008000010000019971998199920002001200220032004200520062007裝機容量(MW

)風電總裝機容量(MW)

年新增容量(MW)4風電機組容量增大風電場容量增大采用新技術制造工藝改進電機組批量生產(chǎn)51979:40美分/kWh2000:4

-

6

美分/kWh1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介NSP107MWLakeBentonwindfarm4cents/kWh

(unsubsidized)2004:3

-

4.5

美分/kWh另外：仍有1.5-1.9美分的風電退稅部分不包含在上面的價格中數(shù)據(jù)來源：NREL美國可再生能源實驗室1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介世界原油價格的節(jié)節(jié)攀升10.000.0020.0050.0040.0030.0060.0070.00JululJan-01Apr-01Jul-01Oct-01Jan-02Apr-02-02Oct-02Jan-03Apr-03Jul-03Oct-03Jan-04Apr-04Jul-04Oct-04Jan-05Apr-05J

-05國際原油價格（美元/桶）1998年：9美元/桶2006年4月：75美元/桶2008年6月：130美元/桶61.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介丹麥西部電網(wǎng)風電場在各電壓等級中的比重7風電在各電壓等級中的總裝容量為2374MW，其中接在10KV以下電壓等級為2173MW，占總容量的92%。1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介德國風電場的分布圖截止2006年3月風電總容量1875萬千瓦81.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介2006年3月德國電網(wǎng)結構圖從電網(wǎng)密度觀察，根據(jù)2002年用電量與國土面積比，德國為我國的12倍還多注：圖中B－比利時DK－丹麥9L－盧森堡S－瑞典1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介海上風電場數(shù)據(jù)來源：BTMconsult

Aps海上風電場名稱(國家)風電機組容量(MW)建設時間Vindeby(丹麥)11×450kW，Bonus4.951991Lely(荷蘭）4×500kW，NEG

Micon21994Tun??

Knob(丹麥)10×500kW，Vestas51995Dronten

Isselmeer(荷蘭)28×600kW，NEG

Micon16.81996Bockstigen(瑞典)5×550kW，NEG

Micon2.751997Utgrunden(瑞典)7×1.5MW，GE

Wind10.52000Blyth(英國)2×2MW，Vestas42000Middlegrunden(丹麥)20×2MW，Bonus402000Yttre

Stengrund(瑞典)5×2MW，NEG

Micon102001Horns

Rev(丹麥)80×2MW，Vestas1602002Palludan

Flak(丹麥)10×2.3MW，Bonus232002NystedHavvindm?llepark(丹麥)72×2.3MW，Bonus165.62003Arklow

Bank

Phase

1(愛爾蘭)7×3.6MW，GE

Wind25.22003North

Hoyle(英國)30×2MW，Vestas602003Scroby

Sands(英國)30×2MW，Vestas602004Kentish

Flat(英國)30×3MW，Vestas902005總計風電機組數(shù)目：351679.8MW10近年來，隨著風電機組技術的發(fā)展以及風電發(fā)展較快國家陸上風資源開發(fā)余地變小，風電場開始向海上風電場發(fā)展111.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介世界海上風電場中國電力科學研究院CHINAELECTRICPOWERRESEARCH

INSTITUTE121.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介世界海上風電場131.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介世界風電發(fā)展預測160000140000120000100000800006000040000200000歐洲美國亞洲其它MW2005年（59264MW）2010年（148794MW）2015年（298291MW）14數(shù)據(jù)來源：BTM

consult

Aps401.7445568.4763.812602560590643.3123.4195.4496.2300134630100020003000400050006000700020012002

2003

2004

2005

20062007裝機容量(MW)裝機容量(MW)

年新增容量(MW)15中國風電裝機容量增長情況統(tǒng)計1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介16年份year2001200220032004200520062007我國電力總裝機（MW）338,490356,570391,410440,000500,000600,000713,290我國風電裝機容（MW）401.7445.0568.4763.81260.02560.05906.0我國風電所占比例（%)0.1190.1250.1450.1740.250.430.83世界風電裝機（MW）24,00031,00040,30047,31759,00473,90493,849我國電力及裝機情況1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介中國風能資源區(qū)劃圖17500kV330kV220kVThermalPlantHydroPlantNuclearPlant18XinjiangTibetNortheastNorthNorth

westSichuanCentralEastSouth1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介我國電網(wǎng)分布圖年份2005201020152020裝機(MW)1,0004,000(5,000)10,00020,000(30,000)19國家發(fā)改委提出的風電發(fā)展目標我國風電規(guī)劃1.

國內(nèi)外風力發(fā)電簡介第二部分：風電機組的發(fā)展與分類202.

風電機組的發(fā)展及分類風電機組的發(fā)展額定容量葉輪直徑輪轂高度21過去的20多年里，風電機組的單機容量和尺寸增長了近100倍。隨著技術、制造工藝和材料的改善，風電機組的性能也有了很大提高，穩(wěn)定性和可靠性不斷改善，對電網(wǎng)的沖擊也有所減弱恒速恒頻風電機組（普通異步發(fā)電機，失速型葉片）2.風電機組的發(fā)展及分類圖片來源：中國-德國技術合作項目Wind

Guard培訓22恒速恒頻風電機組（普通異步發(fā)電機，變槳矩控制）2.

風電機組的發(fā)展及分類圖片來源：中國-德國技術合作項目Wind

Guard培訓232.

風電機組的發(fā)展及分類世界上最大的風電機組（Repower

5M雙饋感應電機變速風電機組）圖片及資料來源：www.Repower.de242.

風電機組的發(fā)展及分類世界上最大的風電機組（Repower

5M

雙饋變速風電機組）德國：Repower公司額定容量：5MW變槳距控制變速風機(雙饋電機)葉片直徑：126m機艙重量：400T輪轂高度：陸上：100-120m海上：90-100m圖片及資料來源：www.Repower.de25262.風電機組的發(fā)展及分類圖3-3目前世界上最大的風電機組——5MWRepower272.

風電機組的發(fā)展及分類世界上最大的永磁同步直驅電機：Enercon

E-112德國：Enercon

公司額定容量：4.5MW變槳距控制變速風機(直驅電機)無齒輪箱通過變頻器接入電網(wǎng)葉片直徑：114m機艙重量：400T輪轂高度：124m圖片來源：中國-德國技術合作項目Wind

Guard培訓風機參數(shù)：www.Enercon.de2.

風電機組的發(fā)展及分類28風電機組是把風能轉化為電能的裝置，它通常由風輪（含葉片、輪轂等）、傳動系統(tǒng)（主軸、主軸承、齒輪箱和連接軸、機械剎車）、偏航系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)（發(fā)電機、控制系統(tǒng)、電容補償柜和變壓器）和機艙等組成?；竟ぷ髟恚菏紫韧ㄟ^風輪把風能轉換為機械能，進而借助于發(fā)電機再把機械能轉化為電能。292.

風電機組的發(fā)展及分類根據(jù)槳葉控制分類根據(jù)發(fā)電機技術根據(jù)傳動系統(tǒng)30定槳

、變槳

、主動失速普通感應電機

、

*雙饋電機*同步電機（永磁或電勵磁）有齒輪箱(半直驅）、直驅*

變速風電機組2.

風電機組的發(fā)展及分類恒速恒頻風電機組（普通異步發(fā)電機）風風力機齒輪箱LSHS

感應發(fā)電機

電網(wǎng)電容器31該類型風電機組通常只能在很小的轉差變化范圍內(nèi)運行，不能充分有效地利用風能。發(fā)電機為鼠籠式感應電機，運行時需要從系統(tǒng)中吸收無功功率，可在機端裝設并聯(lián)電容器組提供風電機組所需的無功功率。2.

風電機組的發(fā)展及分類變速恒頻風電機組（雙饋感應電機）雙饋感應電機為交流勵磁，是一種異步化同步電機。風風力機齒輪箱LSHS

雙饋感應發(fā)電機

電網(wǎng)AC/DC32DC/AC繞線式轉子感應電機作為發(fā)電機，轉子與定子側通過變流器聯(lián)系。能夠在較大的范圍內(nèi)實現(xiàn)變速運行，風能利用效率高；采用矢量控制技術后可以實現(xiàn)有功功率與無功功率的解耦控制。2.

風電機組的發(fā)展及分類變速恒頻風電機組（永磁同步直驅電機）風風力機LS電網(wǎng)AC/DCDC/AC多極永磁發(fā)電機NSNN

S

N

S

S發(fā)電機為多極永磁同步電機，經(jīng)過容量與電機容量相當?shù)谋晨勘呈阶兞髌髋c系統(tǒng)相連332.

風電機組的發(fā)展及分類第三部分：中國風電并網(wǎng)案例分析343.1

風力發(fā)電的特點35發(fā)電類型火電和水電風力發(fā)電輸出功率可調度不能按計劃發(fā)電，難以調度發(fā)電機種類同步發(fā)電機，一般發(fā)電廠包含數(shù)臺或十幾臺機組采用多種發(fā)電機技術；變速風電機組采用電力電子控制技術；大型風電場包含數(shù)百臺機組；暫態(tài)響應特性有電壓支撐能力，需保持同步運行，暫態(tài)穩(wěn)定問題不同類型的風電機組在故障時的暫態(tài)響應特性不同運行特性由發(fā)電機組和勵磁系統(tǒng)的特性決定由風電機群的特性和協(xié)調全部風電機群運行的風電場綜合控制系統(tǒng)決定3.中國風電并網(wǎng)案例分析3.中國風電并網(wǎng)案例分析3.1 風力發(fā)電的特點輸出功率曲線舉例，隨機的和間歇的363.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究日負荷變化與風電場出力相關性等效負荷曲線2:005:008:0020:0023:00200150100500-50-100等效

負荷風

場出力11:00 14:00 17:00時

間功率(MW)11:0014:0017:0020:0023:00250200150100500-50負荷負荷功率(MW)12月31日等效

負荷風

場出力2:00

5:00

8:004月15日37大多數(shù)

時段，風電場

的出力與負

荷變化規(guī)律相反。風電場并網(wǎng)

發(fā)電，常常使等效負荷峰谷差增大。3.中國風電并網(wǎng)案例分析

風電場低出力水平運行的概率最大，風電場出力低于額定出力40%的概率約為70%。03810203040

506070輸出功率(%)各風電場出力概率分布圖809010001020304050概率(%)洮

南長

嶺雙

遼3.1

風力發(fā)電的特點3.2

主要研究內(nèi)容潮流計算及電壓問題分析（確定無功補償方案）短路電流貢獻電網(wǎng)穩(wěn)定性問題對電能質量的影響393.

中國風電并網(wǎng)案例分析3.中國風電并網(wǎng)案例分析403.2

主要研究內(nèi)容對電網(wǎng)備用容量的要求風電場快速功率變動對電網(wǎng)頻率及區(qū)域間交換功率影響電網(wǎng)中某節(jié)點風電最大接入容量分析風電場的組成部分風電機群集電部分升壓變電站升壓變壓器無功補償裝置（電容器、電抗器、靜止無功補償裝置、濾波器）風電場管理系統(tǒng)等413.中國風電并網(wǎng)案例分析3.3 風電接入研究案例（1）吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究（2）內(nèi)蒙古克旗賽罕壩風電場接入系統(tǒng)工程研究（3）赤峰地區(qū)風電對電網(wǎng)供電質量的影響及其控制策略研究423.中國風電并網(wǎng)案例分析3.中國風電并網(wǎng)案例分析433.3

風電接入研究案例（4）新疆維吾爾自治區(qū)達坂城地區(qū)風力發(fā)電“十一五”發(fā)展規(guī)劃研究（5）新疆維吾爾自治區(qū)風力發(fā)電“十一五”發(fā)展規(guī)劃研究（6）新疆維吾爾自治區(qū)風水聯(lián)合發(fā)電及發(fā)展風電的經(jīng)濟性分析吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究研究目的根據(jù)吉林省風能資源數(shù)據(jù)、電源和電網(wǎng)現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃數(shù)據(jù)，在研究吉林省電網(wǎng)結構和負荷需求等基礎上，分析吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電的能力，促進風電在吉林省內(nèi)健康、有序地發(fā)展。443.中國風電并網(wǎng)案例分析3.4.吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究45吉林電網(wǎng)原有問題吉林省電網(wǎng)調峰能力不足：吉林省冬季負荷峰谷差最大，冬小方式吉林省負荷小，火電機組出力水平低,

無法平衡風電大幅度波動。吉林省電網(wǎng)是東北電網(wǎng)南北電力交換的通道，聯(lián)絡線上功率波動范圍受限。冬季夜間低負荷、大風時段，風電波動會引起聯(lián)絡線上的功率越限。白城電網(wǎng)處于吉林電網(wǎng)末端，與主網(wǎng)之間聯(lián)系薄弱，潮流交換能力較低。在大負荷方式下當熱白線或熱鎮(zhèn)線故障跳閘時白洮電網(wǎng)電壓偏低,無法保證風電場正常運行。2007

年,

通榆縣團結風電場一期特許權項目（裝機容量200MW）建成并網(wǎng)，接入洮南一次變。白城電網(wǎng)風電總裝機達到490MW。2008年,500kV松原變建成、白洮環(huán)網(wǎng)從長山廠摘出接入松原變220kV側。白城電網(wǎng)結構發(fā)生變化。白城地區(qū)風電總裝機維持在2007年的水平不變。2010年,通榆縣團結風電場特許權項目全部建成并網(wǎng)（總裝機容量共400MW

。白城地區(qū)風電接入容量至少將達到690MW)。3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究至07年電網(wǎng)至08年電網(wǎng)46不同類型風電機組模型對電壓影響3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究1.071.051.031.010.990.970.950.930.91020406080

100

120風電場有功功率（MW）140160180200洮南220kV母線電壓

（pu)恒電壓控制方式雙饋機組恒功率因數(shù)控制方式雙饋機組恒速普通異步電機47采用模型：基于雙饋感應電機的變速風電機組模型控制方式：恒功率因數(shù)控制3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究齒輪箱雙饋感應發(fā)電機葉片PrefQref轉子側變流器電網(wǎng)側變流器直流環(huán)節(jié)風電機組變壓器外部電網(wǎng)ACDCDCAC低壓母線0.69kV中壓母線35kV高壓母線220kVP48QPOI（PointofInterconnection）風電場升壓變壓器cos

10.9901.011.031.051.071.0920406080 100 120團結風電場有功功率（MW）140160180702001.11

370電壓

（

pu)

120170220270320長山廠無功儲備（

MV

a

r）洮南220 白城220 長山廠220 團結220 前郭220 團結風場35 長山廠無功儲備冬小方式白城電網(wǎng)各變電站母線P～V曲線圖

(補償前)49團結風電場不同

出力水平對電網(wǎng)電壓影響風電場恒功率因數(shù)

控制

cosφ＝1冬小方式風場電壓偏高，需并聯(lián)電抗補償（約10MVar）潮流計算及電網(wǎng)問題分析3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究0.981.001.021.041.061.081.10洮南220白城220鎮(zhèn)賚220大安220 長山220變電站母線名稱前郭220團結220長嶺220合心220電壓

(pu)無調壓措施 降低長山廠機組無功功率 補償10MVar電抗器組冬小方式白城地區(qū)不同調節(jié)措施效果比較50潮流計算及電網(wǎng)問題分析3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究電壓變化原因UPR

QX

U

風電出力較小時風電場無窮大系統(tǒng)PQc/2Qc/2QLQPQ=Qc-QL>

051潮流計算及電網(wǎng)問題分析3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究電壓變化原因U

U

PR

QX風電出力較大時風電場無窮大系統(tǒng)PQc/2Qc/2QLPQ52Q=Qc-QL<

0潮流計算及電網(wǎng)問題分析3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電接入后電網(wǎng)N-1靜態(tài)安全分析電網(wǎng)N-1情況下存在問題白洮電網(wǎng)線路N-1時，電壓低于下限值，電壓穩(wěn)定性很難保證，需聯(lián)切白洮電網(wǎng)部分負荷。冬腰和冬大方式風電場出力較高時，白城～長春斷面任意聯(lián)絡線N-1會導致另外兩條線路過載，某些變電站電壓低于下限值。需遠方聯(lián)切風電場或長山廠機組并在電壓偏低變電站投入適量電容器組。至07年電網(wǎng)533.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電機組

升壓變54無窮大系統(tǒng)雙饋風電機組短路電流特性雙饋風電機組通過雙兩回線接入無窮大系統(tǒng)，一回線路發(fā)生三相短路，0.15s后線跳開,故障切除。雙饋風電機組單機無窮大系統(tǒng)3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentC/TerminalACin

kA4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentA/TerminalACin

kA4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentB/TerminalACin

kADIgSILENT55雙饋風電機組定子三相短路電流3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究雙饋風電機組能不能提供持續(xù)的短路電流？雙饋風電機組通過一回線接入無窮大系統(tǒng)，一回線路發(fā)生三相短路，1s后故障清除。雙饋風電機組單機無窮大系統(tǒng)風電機組 升壓變56無窮大系統(tǒng)3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentC/TerminalACin

kA4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentA/TerminalACin

kA4.003.002.001.000.00[s]160.0096.00032.000-32.000-96.000-160.00G1d:PhaseCurrentB/TerminalACin

kADIgSILENT57在1s的短路過程中雙饋風電機組雙饋風電機組能夠提供連續(xù)短路電流3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電接入后電網(wǎng)短路容量變化（單位MVA）變電站節(jié)點風電退出運行風電全發(fā)（400MW）合心22015346.8515611.73長山2204891.355510.12長嶺2201316.431317.44前郭2202373.452435.91大安2202555.682979.21鎮(zhèn)賚2201173.701645.15白城2201141.311869.79洮南220873.871501.66團結220582.661304.16風電場附近母線的短路容量在風電發(fā)電與不發(fā)時相差較大，而離風電場較遠的母線短路容量幾乎不受風電場接入的影響。至07年電網(wǎng)583.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電場不同裝機水平下極限故障清除時間(s)50MW容量以下風場（MW）團結風電場（MW）長山廠～大安變000.22020000.225200500.2272001000.2292001500.2322002000.231隨著風電場裝機容量的增加，臨界故障清除時間增大，當所有風電場總裝機等于350MW時，臨界故障清除時間達到最大值，當風電裝機進一步增大，穩(wěn)定性不再改善,甚至變差。至07年電網(wǎng)59風電接入對電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性影響250.0180.0110.040.00-30.00-100.00.00 1.600 3.200 4.800 6.400[s]

8.000團結風場:

有功(MW)油田廠發(fā)電機:

有功(MW)120.080.0040.000.00-40.00-80.000.00 1.600 3.200 4.800 6.400[s]

8.000團結風場:

無功(MVar)油田廠發(fā)電機:

無功(MVar)1.3201.2401.1601.0801.000.920.00 1.600 3.200 4.800 6.400[s]

8.000團結風場:

轉速(pu)油田廠發(fā)電機:

轉速(pu)1.1000.920.740.560.380.200.00 1.600 3.200 4.800 6.400[s]

8.000團結風場:

電壓(pu)油田廠發(fā)電機:

電壓(pu)團結風場前郭油田廠Date:Annex:

/7DIgSILENT60雙饋風電機組暫穩(wěn)特性要好于同步機風電接入后，白城地區(qū)任一線路發(fā)生三相短路故障，保護在故障后0.12s切除故障線路；白城電網(wǎng)能保證不失去暫態(tài)穩(wěn)定。實際故障清除時間小于極限故障清除時間，穩(wěn)定。風電接入對電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究61吉林電網(wǎng)調峰能力對風電接入的影響吉林省冬季負荷峰谷差相差較大，低谷負荷按峰值的60%考慮；低谷負荷時所有火電機組出力幾乎已經(jīng)降至火電機組下限值；吉林水電調度權屬東北網(wǎng)調，因此,整個吉林電網(wǎng)火電出力的下降空間很?。?50MW）。2007年冬小方式下，當風電出力達到250MW時，吉林省內(nèi)所有火電機組出力都已達下限值。嚴重情況下考慮吉林電網(wǎng)的調峰能力只能接納不超過300MW的風電。3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究62風電場動態(tài)投切過程對電網(wǎng)的影響額定風速時團結風電場在5分鐘內(nèi)從零功率切入至200MW出力運行團結風電場在200MW運行狀態(tài)突然異常切出（風速超出風電機組的切機風速或線路保護動作切出整個風電場等原因）3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電場切入切出引起的頻率變化0255075

100

125

150

175

200時

間(s)49.8549.9049.9550.0050.05頻率(Hz)頻率(Hz)49.98050

100

150

200

250

300

350

400(2)風

電場切出50.0050.0250.0450.0650.08(1)風

電場切入63風電場冬大方式下的切出與冬小方式下的切入是風電場動態(tài)過程中最為嚴重的兩種擾動情況，不會影響吉林電網(wǎng)的安全運行（引起的頻率與電壓變化不越限）風電場動態(tài)投切過程對電網(wǎng)的影響3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電場切入切出引起的省際聯(lián)絡線交換功率變化0501502007508008509009501000(2)風

電場切出100時

間(s)吉林省受入電力(MW)20030040050100150200250吉林省送出電力(MW)64(1)風

電場切入0

冬大方式下切出0 100風電場切入切出導致省間聯(lián)絡線交換功率的變化會違反東北網(wǎng)調下達的聯(lián)絡線交換功率協(xié)議。冬小方式下切入風電場動態(tài)投切過程對電網(wǎng)的影響3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究P～V曲線與火電廠的無功儲備0503504001.121.081.041.000.960.92長山廠220合心220團結220100

150

200

250

300團結風電場有功功率(MW)電壓(pu)150 200鎮(zhèn)賚22065050100250

30035040080120160200240長

山廠

無功儲備單位

MVar較小的風電出力變化及電容器組的投切會導致節(jié)點電壓的劇烈變動，標志本地區(qū)電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性好壞的長山熱電廠的無功儲備水平下降，局部電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性變差。洮南變最大風電接入容量3.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究風電場兩級升壓變及送出線路無功損耗050100300350400100806040200-20-40150 200 250風電場A有功功率(MW)變

壓器

無功損耗-40050100150200250300350400100806040200-20送出線路

無功損耗單位

MVar是由于兩級升壓變壓器及送出線路無功功率損耗較大；風電場無法提供無功支持，導致由主網(wǎng)向風電場方向輸送的無功功率增大，引起電壓下降。洮南變最大風電接入容量電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性變差至07年電網(wǎng)663.4

吉林省電網(wǎng)接納風力發(fā)電能力的研究67洮南變最大風電接入容量計算小結：團結風電場的可接入容量很難達到規(guī)劃的400MW。若要增加風電場的最大接入容量，考慮采取以下措施整個風電場采取恒電壓控制方式采取電網(wǎng)網(wǎng)架加強方案加強網(wǎng)架結構采用SVC、STATCOM等無功補償設備代替普通并聯(lián)電容器補償?shù)谒牟糠郑猴L電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定68風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/Z

19963－2005在本標準的編制中，參考了丹麥、德國、英國和愛爾蘭等國家有關風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定的行業(yè)或企業(yè)標準，并考慮了我國風電發(fā)展和電力系統(tǒng)的實際情況。69風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定1.

范圍70本標準規(guī)定了風電場接入電力系統(tǒng)的技術要求。本標準適用于通過110(66)kV及以上輸電線路與輸電網(wǎng)連接的新建或擴建風電場。對于通過配電線路接入配電網(wǎng)的風電場，也可參照本標準。GB/T

2900.53-2001 電工術語 風力發(fā)電機組GB/T

12325-2003 電能質量

供電電壓允許偏差GB

12326-2000 電能質量

電壓波動和閃變GB/T14549-1993

電能質量

公用電網(wǎng)諧波GB/T15945-1995電能質量

電力系統(tǒng)頻率允許偏差SD

325-1989 電力系統(tǒng)電壓和無功技術導則IEC

61400-21

風力發(fā)電機組電能質量測量和評估方法DL755-2001

電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則712.

規(guī)范性引用文件3.

術語和定義72

3.1 風力發(fā)電機組

WTGS3.2 風電場

wind

powerstation；windfarm3.3 風電場有功功率

active

power

of

wind

farm3.4 風電場無功功率

reactive

power

of

wind

farm3.5 功率變化率

power

ramprate3.6 并網(wǎng)點

connectionpoint風電場與電網(wǎng)的連接點3.7 公共連接點

point

of

common

coupling電力系統(tǒng)中一個以上用戶的連接處。4.

風電場有功功率734.1 基本要求：在下列特定情況下，風電場應根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令來控制其輸出的有功功率

電網(wǎng)故障或特殊運行方式要求降低風電場有功功率，以防止輸電線路發(fā)生過載，確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定性；當電力系統(tǒng)調頻能力不足時，需要限制風電場的功率變化率(MW/min)；當電網(wǎng)頻率過高時，如果常規(guī)調頻電廠容量不足，則需要降低風電場有功功率。4.

風電場有功功率744.2最大功率變化率：風電場應限制輸出功率的變化率。最大功率變化率包括1min功率變化率和10min功率變化率，具體限值可參照下表，在風電場啟動過程中以及在風速增長過程中，功率變化率應當滿足此要求。風電場裝機容量(MW)10min最大變化量(MW)1min最大變化量(MW)<3020630-150裝機容量/1.5裝機容量/5>150100304.3

事故解列75

緊急事故情況下，電網(wǎng)調度部門有權臨時將風電場解列。一旦事故處理完畢，應立即恢復風電場的并網(wǎng)運行。4.

風電場有功功率5.

風電場無功功率765.1無功容量風電場無功功率的調節(jié)范圍和響應速度，需要根據(jù)風力發(fā)電機組運行特性、電網(wǎng)結構和特點決定，應滿足風電場并網(wǎng)點電壓調節(jié)的要求。

5.2無功電源風電場無功補償裝置可采用分組投切的電容器或電抗器，必要時采用可以連續(xù)調節(jié)的靜止無功補償器或其他先進的無功補償裝置。6.

風電場電壓776.1運行電壓當并網(wǎng)點電壓在額定電壓的90%~110%范圍內(nèi)，風電場應能正常運行。6.2電壓偏差6.2.1 當風電場的并網(wǎng)電壓為110kV及其以下時，風電場并網(wǎng)點電壓的正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%。6.2.2 當風電場的并網(wǎng)電壓為220kV及其以上時，正常運行時風電場并網(wǎng)點電壓的允許偏差為額定電壓的-3～+7%。7.

風電場電壓調節(jié)787.1調節(jié)方式風電場參與系統(tǒng)電壓調節(jié)的方式包括調節(jié)風電場的無功功率和調整風電場中心變電站主變壓器的變比。

7.2無功調節(jié)風電場無功功率應當盡可能在一定容量范圍內(nèi)進行自動調節(jié)，使風電場并網(wǎng)點電壓保持在電壓允許偏差或電網(wǎng)調度部門給定的限值范圍內(nèi)。7.3分接頭切換風電場變電站的主變壓器宜采用有載調壓變壓器，分接頭切換可手動控制或自動控制，根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令進行調整。8.

風電場運行頻率79風電場可以在下表所示頻率偏離下運行頻率范圍要求低于49Hz根據(jù)風電場中風力發(fā)電機組允許運行的最低頻率而定。49Hz－49.5Hz每次頻率低于49.5Hz時要求至少能運行10min。49.5Hz－50.2Hz連續(xù)運行。50.2Hz－51Hz每次頻率高于50.2Hz時要求至少能運行2min，并且當頻率高于50.2Hz時，沒有其他的風力發(fā)電機組啟動。高于51Hz風電場機組逐步退出運行或根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令限功率運行。9.

風電場電能質量809.1電壓偏差風電場接入電力系統(tǒng)后，應使并網(wǎng)點的電壓偏差不超過6.2所規(guī)定的限值。9.2電壓變動風電場在公共連接點引起的電壓變動應當滿足GB

12326的要求。9.3閃變風電場所在的公共連接點的閃變干擾允許值應滿足GB

12326的要求，其中風電場引起的長時間閃變值Plt和短時間閃變值Pst按照風電場裝機容量與公共連接點上的干擾源總容量之比進行分配，或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的閃變測試與多臺風力發(fā)電機組的閃變疊加計算，

應根據(jù)IEC61400-21有關規(guī)定進行。9.4諧波當風電場采用帶電力電子變換器的風力發(fā)電機組時，需要對風電場注入系統(tǒng)的諧波電流作出限制。風電場所在的公共連接點的諧波注入電流應滿足GB/T

14549的要求，其中風電場向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按照風電場裝機容量與公共連接點上具有諧波源的發(fā)/供電設備總容量之比進行分配，或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的諧波測試與多臺風力發(fā)電機組的諧波疊加計算，應根據(jù)IEC61400-21有關規(guī)定進行。819.

風電場電能質量10.

模型信息8210.1

風電場開發(fā)商應提供風力發(fā)電機組、電力匯集系統(tǒng)及控制系統(tǒng)的有關模型及參數(shù)，用于風電場接入電力系統(tǒng)的規(guī)劃與設計。10.2

風電場應當跟蹤風電場各個元件模型和參數(shù)的變化情況，并隨時將最新情況反饋給電網(wǎng)管理部門。11.

風電場測試8311.1基本要求風電場測試必須由具備相應資質的單位或部門進行，并在測試前將測試方案報所接入電網(wǎng)管理部門備案；當風電場裝機容量超過50MW時，需要提供測試報告。如果新增裝機容量超過50MW，則需要重新提交測試報告；風電場應當在并網(wǎng)運行后6個月內(nèi)向電網(wǎng)調度部門提供有關風電場運行特性的測試報告。11.

風電場測試8411.2

測試內(nèi)容：測試應按照國家或有關行業(yè)對風力發(fā)電機組運行制定的相關標準或規(guī)定進行，并必須包含以下內(nèi)容最大功率變化率電壓偏差電壓變動閃變諧波12.

通信與信號8512.1

基本要求風電場與電網(wǎng)調度部門之間的通信方式和信息傳輸由雙方協(xié)商一致后作出規(guī)定，包括提供遙測和遙信信號的種類，提供信號的方式和實時性要求等。12.2

正常運行信號在正常運行情況下，風電場向電網(wǎng)調度部門提供的信號至少應當包括：風電場高壓側母線電壓，每條出線的有功功率、無功功率、電流和高壓斷路器的位置信號。12.3

故障信息記錄與傳輸在風電場變電站需要安裝故障錄波儀，記錄故障前10s到故障后60s的情況。該記錄裝置應該包括必要數(shù)量的通道，并配備至電網(wǎng)調度部門的數(shù)據(jù)傳輸通道。4.

風電場有功功率864.1 基本要求：在下列特定情況下，風電場應根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令來控制其輸出的有功功率

電網(wǎng)故障或特殊運行方式要求降低風電場有功功率，以防止輸電線路發(fā)生過載，確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定性；當電力系統(tǒng)調頻能力不足時，需要限制風電場的功率變化率(MW/min)；當電網(wǎng)頻率過高時，如果常規(guī)調頻電廠容量不足，則需要降低風電場有功功率。4.

風電場有功功率874.2最大功率變化率：風電場應限制輸出功率的變化率。最大功率變化率包括1min功率變化率和10min功率變化率，具體限值可參照下表，在風電場啟動過程中以及在風速增長過程中，功率變化率應當滿足此要求。風電場裝機容量(MW)10min最大變化量(MW)1min最大變化量(MW)<3020630-150裝機容量/1.5裝機容量/5>150100304.3

事故解列88

緊急事故情況下，電網(wǎng)調度部門有權臨時將風電場解列。一旦事故處理完畢，應立即恢復風電場的并網(wǎng)運行。4.

風電場有功功率5.

風電場無功功率895.1無功容量風電場無功功率的調節(jié)范圍和響應速度，需要根據(jù)風力發(fā)電機組運行特性、電網(wǎng)結構和特點決定，應滿足風電場并網(wǎng)點電壓調節(jié)的要求。

5.2無功電源風電場無功補償裝置可采用分組投切的電容器或電抗器，必要時采用可以連續(xù)調節(jié)的靜止無功補償器或其他先進的無功補償裝置。6.

風電場電壓906.1運行電壓當并網(wǎng)點電壓在額定電壓的90%~110%范圍內(nèi)，風電場應能正常運行。6.2電壓偏差6.2.1 當風電場的并網(wǎng)電壓為110kV及其以下時，風電場并網(wǎng)點電壓的正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%。6.2.2 當風電場的并網(wǎng)電壓為220kV及其以上時，正常運行時風電場并網(wǎng)點電壓的允許偏差為額定電壓的-3～+7%。7.

風電場電壓調節(jié)917.1調節(jié)方式風電場參與系統(tǒng)電壓調節(jié)的方式包括調節(jié)風電場的無功功率和調整風電場中心變電站主變壓器的變比。

7.2無功調節(jié)風電場無功功率應當盡可能在一定容量范圍內(nèi)進行自動調節(jié)，使風電場并網(wǎng)點電壓保持在電壓允許偏差或電網(wǎng)調度部門給定的限值范圍內(nèi)。7.3分接頭切換風電場變電站的主變壓器宜采用有載調壓變壓器，分接頭切換可手動控制或自動控制，根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令進行調整。8.

風電場運行頻率92風電場可以在下表所示頻率偏離下運行頻率范圍要求低于49Hz根據(jù)風電場中風力發(fā)電機組允許運行的最低頻率而定。49Hz－49.5Hz每次頻率低于49.5Hz時要求至少能運行10min。49.5Hz－50.2Hz連續(xù)運行。50.2Hz－51Hz每次頻率高于50.2Hz時要求至少能運行2min，并且當頻率高于50.2Hz時，沒有其他的風力發(fā)電機組啟動。高于51Hz風電場機組逐步退出運行或根據(jù)電網(wǎng)調度部門的指令限功率運行。9.

風電場電能質量939.1電壓偏差風電場接入電力系統(tǒng)后，應使并網(wǎng)點的電壓偏差不超過6.2所規(guī)定的限值。9.2電壓變動風電場在公共連接點引起的電壓變動應當滿足GB

12326的要求。9.3閃變風電場所在的公共連接點的閃變干擾允許值應滿足GB

12326的要求，其中風電場引起的長時間閃變值Plt和短時間閃變值Pst按照風電場裝機容量與公共連接點上的干擾源總容量之比進行分配，或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的閃變測試與多臺風力發(fā)電機組的閃變疊加計算，

應根據(jù)IEC61400-21有關規(guī)定進行。9.4諧波當風電場采用帶電力電子變換器的風力發(fā)電機組時，需要對風電場注入系統(tǒng)的諧波電流作出限制。風電場所在的公共連接點的諧波注入電流應滿足GB/T

14549的要求，其中風電場向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按照風電場裝機容量與公共連接點上具有諧波源的發(fā)/供電設備總容量之比進行分配，或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的諧波測試與多臺風力發(fā)電機組的諧波疊加計算，應根據(jù)IEC61400-21有關規(guī)定進行。949.

風電場電能質量10.

模型信息9510.1

風電場開發(fā)商應提供風力發(fā)電機組、電力匯集系統(tǒng)及控制系統(tǒng)的有關模型及參數(shù)，用于風電場接入電力系統(tǒng)的規(guī)劃與設計。10.2

風電場應當跟蹤風電場各個元件模型和參數(shù)的變化情況，并隨時將最新情況反饋給電網(wǎng)管理部門。11.

風電場測試9611.1基本要求風電場測試必須由具備相應資質的單位或部門進行，并在測試前將測試方案報所接入電網(wǎng)管理部門備案；當風電場裝機容量超過50MW時，需要提供測試報告。如果新增裝機容量超過50MW，則需要重新提交測試報告；風電場應當在并網(wǎng)運行后6個月內(nèi)向電網(wǎng)調度部門提供有關風電場運行特性的測試報告。11.

風電場測試9711.2

測試內(nèi)容：測試應按照國家或有關行業(yè)對風力發(fā)電機組運行制定的相關標準或規(guī)定進行，并必須包含以下內(nèi)容最大功率變化率電壓偏差電壓變動閃變諧波12.

通信與信號9812.1

基本要求風電場與電網(wǎng)調度部門之間的通信方式和信息傳輸由雙方協(xié)商一致后作出規(guī)定，包括提供遙測和遙信信號的種類，提供信號的方式和實時性要求等。12.2

正常運行信號在正常運行情況下，風電場向電網(wǎng)調度部門提供的信號至少應當包括：風電場高壓側母線電壓，每條出線的有功功率、無功功率、電流和高壓斷路器的位置信號。12.3

故障信息記錄與傳輸在風電場變電站需要安裝故障錄波儀，記錄故障前10s到故障后60s的情況。該記錄裝置應該包括必要數(shù)量的通道，并配備至電網(wǎng)調度部門的數(shù)據(jù)傳輸通道。謝 謝！992007年規(guī)劃電網(wǎng)結構及風場接入情況農(nóng)安白城變洮南變長嶺至通遼電廠長山熱電廠至新華廠扶余前郭LGJQ-400-34.5LGJQ-240*2-100.8LGJQ-400-58.4LGJQ-300-52.0大安變LGJQ-400-110.7LGJQ-300-149.6LGJQ-400-168.6LGJ-400×2-100洮北風場（49.8MW）大安風場(49.5MW)LGJQ-300-120.3團結風電場200MWLGJ-240-32.3鎮(zhèn)賚變LGJ-240-30至五棵樹至長春西郊變

合心LGJQ-300-82.3LGJQ-400、300-83.2LGJQ-400-123.5火電廠風電場2007年白城地區(qū)電網(wǎng)結構圖德惠至五棵樹至九臺LGJQ-400-66.2LGJQ-400-148.2500kV變電站220kV交流線66kV交流線220kV變電站66kV變電站查干浩特風場(20MW)富裕風場(30MW)油田廠LGJ-240-14通榆變通榆更生風場（30.06MW）烏蘭變洮南風場(49.5MW)LGJ－150-81.9LGJ－150-5.0LGJ-240-38

LGJ-150-2.7長嶺風電場（49.3MW）LGJ-240-13LGJ－185-64.4白城長春斷面長嶺174風電場（10.2MW）太平川白洮電網(wǎng)白電網(wǎng)LGJQ-300-46.前2返回水平年返回07年N-1返回07年暫穩(wěn)返回07年最大風電接入容量返回短路容量1002008年規(guī)劃電網(wǎng)結構及風場接入情況烏蘭變 洮南風場 洮北風場(49.8MW) 大安風場(49.5MW) LGJQ-240*2-100.8(4