风电场接入电网具体要求

依照国网公司企业标准Q／GDW_392-2009《风电场接入电网技术规定》和《风电功率预测系统功能规范》的要求，对风电场接入电网提出如下要求。

一、风电场接入系统的技术要求

1 风电场有功功率 1.1 基本要求

风电场应具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对有功功率的控制，风电场需配置有功功率控制系统，接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。

1.2 有功功率变化限值

风电场应具有其有功功率变化的能力，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网调度部门的要求。有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。风电场有功功率变化限值的推荐值可参考表1。

表1 风电场有功功率变化限值推荐值 风电场装机容量（兆瓦） <30 30-150 >150 10min最大有功功率变化限值（兆瓦） 10 装机容量/3 50 1min最大有功功率变化限值（兆瓦） 3 装机容量/10 15 以上要求也适用于风电场的正常停机。因风速降低或风速超出切机风速而引起的风电场有功功率变化超出最大有功功率变化限值的情况可以接受。

风电场有功功率变化限值电网调度部门可根据所接入电网的调频能力及其他电源调节特性做相应修改。 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。必要时可通过安全自动装置快速自动切除或降低风电场有功功率。

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50.2赫兹时，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） 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切除。

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 风电场功率预测

风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～48h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。

风电场每15min自动向电网调度部门滚动上报未来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。

风电场每天按照电网调度部门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。

风电场的风电功率预测系统向上级调度机构的风电功率预测系统上报风电功率预测曲

线时，同时上报与预测曲线相同时段的风电场预计开机容量和测风数据。

风电场的风电功率预测系统应能够向上级调度机构的风电功率预测系统实时上传风电场测风塔的测风数据，时间分辨率不大于5分钟。

风电场的风电功率预测系统应与调度机构的风电功率预测系统运行于同一安全区。 3 风电场无功配置 3.1 无功电源

a） 风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。

b）风电场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，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，无功补偿装置应具有自动电压调节能力。 3.2 无功容量

a） 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和运行，并应具有一定的检修备用。 b） 对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量除能够补偿并网点以下风电场汇集系统及主变压器的感性无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路一半的感性无功损耗；其配置的感性无功容量能够补偿风电场送出线路一半的充电无功功率。

c） 对于通过220k伏（或330k伏）风电汇集系统升压至500k伏（或750k伏）电压等级接入公共电网的风电场群，其风电场配置的容性无功容量除能够补偿并网点以下风电场汇集系统及主变压器的感性无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路的全部感性无功损耗；其风电场配置的感性无功容量能够补偿风电场送出线路的全部充电无功功率。 d） 风电场无功容量配置的要求与电网结构、送出线路长度及风电场总装机容量有密切关系，风电场需配置的无功容量范围推荐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。 4 风电场电压 4.1 电压运行范围

当风电场并网点的电压偏差在其额定电压的-10％～＋10％之间时，风电场内的风电机组应能正常运行；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。 4.2 电压控制要求

a） 风电场应配置无功电压控制系统；根据电网调度部门指令，风电场通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。 b） 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额定电压的97％～107％范围内。 c） 风电场变电站的主变压器应采用有载调压变压器。风电场具有通过调整变电站主变压器分接头控制场内电压的能力，确保场内风电机组在条款4.1所规定的条件下能够正常运行。 5 风电场低电压穿越 5.1 基本要求

图1为对风电场的低电压穿越要求。

a） 风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20％额定电压时能够保证不脱网连续运行625m秒的能力；

b） 风电场并网点电压在发生跌落后 2秒 内能够恢复到额定电压的 90％时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。 5.2 不同故障类型的考核要求

对于电网发生不同类型故障的情况，对风电场低电压穿越的要求如下： a） 当电网发生三相短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点各线电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，场内风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意一线电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，场内风电机组允许从电网切出。 b） 当电网发生两相短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点各线电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，场内风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意一线电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，场内风电机组允许从电网切出。 c） 当电网发生单相接地短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点各相电压在图中电压轮廓

线及以上的区域内时，场内风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意一相电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，场内风电机组允许从电网切出。 5.3 有功恢复

对电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。 6 风电场运行频率

风电场可以在表2所示电网频率偏差下运行：

电网频率范围 低于48赫兹 48赫兹49.5赫兹 49.5赫兹50.2赫兹 高于50.2赫兹 7 风电场电能质量

表2 风电场在不同电网频率偏差范围下的允许运行时间

要 求 根据风电场内风电机组允许运行的最低频率而定。 每次频率低于49.5赫兹时要求风电场具有至少运行30min的能力。 连续运行。 每次频率高于50.2赫兹时，要求风电场具有至少运行2min的能力，并执行电网调度部门下达的高周切机策略，不允许停机状态的风电机组并网。 风电场电能质量指标的要求限值应满足国家电能质量标准对于电网公共连接点的要求限值，如果风电场供电区域内存在对电能质量有特殊要求的重要用户，可提高对风电场电能质量的相关要求。

当风电场并网点的闪变值满足国家标准GB/T 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》、谐波值满足国家标准GB/T 14549—1993《电能质量 公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足国家标准GB/T 15543—2008《电能质量 三相电压不平衡》的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。 7.1 电压偏差

风电场接入电力系统后，并网点的电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10％，一般应为额定电压的3％～＋7％。限值也可由电网调度部门和风电场开发运营企业根据电点、风电场位置及规模等共同确定。 7.2 电压变动

风电场在并网点引起的电压变动d（％）应当满足表3的要求。

表3 电压变动限值

r （次/h） d （％） r≤1 1＜r≤10 3 2.5 10＜r≤100 100＜r≤1000 1.5 1 注 d表示电压变动，为电压方均根值曲线上相邻两个极值电压之差，以系统标称电压

的百分数表示；r表示电压变动频度，指单位时间内电压变动的次数（电压由大到小或由小到大各算一次变动）。不同方向的若干次变动，若间隔时间小于30m秒，则算一次变动。

7.3 闪变

风电场所接入的公共连接点的闪变干扰值应满足GB/T 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》的要求，其中风电场引起的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。 7.4 谐波

风电场所接入的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549—1993《电能质量 公用电网谐波》的要求，其中风电场向电网注入的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。 7.5 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。 8 风电场模型和参数 8.1 风电场模型

风电场开发商应提供可用于系统仿真计算的风电机组、电力汇集系统及风电机组/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。 8.2 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网调度部门。

9 风电场通信与信号 9.1 基本要求

风电场的二次设备及系统应符合电力系统二次部分技术规范、电力系统二次部分安全防护要求及相关设计规程。

风电场与电网调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度部门作出规定，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。对于接入220千伏及以上电压等级的风电场应配置PMU系统，保证其自动化专业调度管辖设备和继电保护设备等采用与电网调度部门统一的卫星对时系统。

风电场实时功率数据的采集频率应小于5分钟，风电场端风电功率预测系统的数据应取自风电场升压站计算机监控系统。

风电机组状态数据的采集频率应小于15分钟，其中：电网调度机构的风电功率预测系统的数据应通过电力调度数据网由风电场端风电功率预测系统获取；风电场端风电功率预测系统的数据应取自风电场计算机监控系统。 9.2 正常运行信号

在正常运行情况下，风电场向电网调度部门提供的信号包括但不限于： 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） 风电场的实时风速和风向等实时气象数据，应满足如下要求： 测风塔位置应在风电场5公里范围内且不受风电场尾流效应影响，宜在风电场主导

风向的上风向；

应至少包括10米、70米及以上高程的风速、风向以及气温、气压等信息，时间分

辨率应不小于5分钟；

风电场风电预测系统应通过GPRS或光纤采集测风塔实时气象信息，时间间隔不大

于5分钟；

风电场应通过电力调度数据网向电网调度机构风电功率预测系统传送风电场实时

气象数据，时间间隔不大于5分钟。

9.3 故障信息记录与传输

在风电场变电站需要安装故障记录装置，记录故障前10秒到故障后60秒的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道，并配备至电网调度部门的数据传输通道。

二、风电场接入系统的资料要求

1 风电场接入系统需向省调提供的资料

并网前 3 个月提供 序号 资料项目 备注 标明方位。提供纸质版。 1. 风电场平面布置图 3 套。 2. 注明设备型号和规范参数的一次电气结线图 3 套。包括低压标明方位。提供纸汇流接线及参数。 质版和电子版。 3. 风电场地形地貌数据（应为CAD文件，包括对风电场区域内10提供电子版本。 公里范围地势变化的描述；地貌数据应通过实地勘测或卫星地 图获取，包括对风电场区域内20公里范围内粗糙度的描述）。4. 带GPS座标的风电场装机位置图（应有每台风机的坐标）。 提供电子版本。 5. 风电场基本情况（应至少包括资产属性、建设地点、占地面积、提供电子版本。 电场经纬度、10米高度年均风速、风功率密度、设计总容量、目前并网容量、设计装机明细、目前装机明细、设计机组台数、目前装机台数、设计年利用小时数、无功补偿容量及设备类型）。 6. 风电机组的参数（应至少包括机组类型、制造商、单机容量、提供电子版本。 轮毂高度、叶轮直径）、详细数学模型（应提供可用于系统仿真数学模型可参考附计算的风电机组、电力汇集系统及风电机组/风电场控制系统模表1格式填写。 型及参数；提供实测参数）、特性和控制系统特性（应至少包括参数、特性和控制系风机额定风速、轮毂高度年平均风速、切入及切出风速；1分钟统不同的应分类统有功功率变化值和10分钟有功功率变化值；是否提供短路电流；计报送，并说明每一是否需要吸收无功；正常运行电压及频率范围；风机所有与电类的台数及容量。压、频率有关的控制系统或保护装置的动作定值、延时定值及“机组电压及频率动作行为等内容，并应满足并网要求定值）。 特性”按照附表2格式进行填写。 7. 每种类型风机的技术说明书，功率曲线。 提供电子版本。 8. 测风塔GPS位置，并提供至少一年的历史测风塔数据（测风塔提供电子版本。 位置应在风电场5公里范围内且不受风电场尾流影响，宜在风电场主导风向的上风向；应至少包括10米、70米及以上高程的风速和风向以及气温、气压等信息；数据的时间分辨率应不小于10分钟）。 9. 变压器出厂试验报告，应包括相关参数，包括： 型号 额定容量 额定电压 接线组别 变比 调压档位总数 空载电流百分数 短路电压百分数 （高-中，中-低，高-低） 短路损耗 （高-中，中-低，高-低） 空载损耗 变压器反时限过激磁特性曲线 制造厂家 10. 省调调度的断路器、隔离开关（刀闸）型号及电 气参数。 11. 互感器和阻波器电气参数。 12. 无功补偿装置的型号及电气参数。 除了升压站变压器外，还应提供低压变压器出厂试验报告。 提供纸质版。 包括铭牌参数。 提供纸质版。 包括铭牌参数。 提供纸质版。 按附表3格式进行填写。 提供电子版本。 13. 发电机、变压器保护屏图及设计图纸。 14. 母线保护屏图及设计图纸。 15. 故障录波装置屏图及设计图纸。 16. 无功补偿装置保护设计图纸及保护屏图。 17. 所有继电保护及安全自动装置的说明书。 电厂端、调度端需要的自动化装置及相应整套工程 18. 设计文件，包括： 完整的远动施工 设计图和相关二次接线图 完整的电能量计费 系统施工设计图 计量回路变比 自动化设备清单 及说明书 测试记录 自动化设备型号 、数量、功能技术要求 通信规约 19. 关口电能表的设置位置， 电能计量装置的各相关图纸及参数， 包括： 电能表的通信号 测量值的地址 测量值向省调传输的顺序 电能表检定结果通知单 电能表窗口值的单位及小数位数 20. 通 信部分接入系 统的方 案及设 计。 21. 载 波通信线路设 计图包 括： 设 备说明书 通 道组织图 设 备、电路测试 记录 通 信运行方式安 排 22. 微 波或光纤电路 设计图 ，包括 ： 设 备说明书 设 备电路指标测 试记录 路 由走向图 话 路方式分配表 23. 电 厂接入系统新 建或改 建线路 参数， 包括： 线 路总长度 导 线、地线型号 分 裂导线间 距 π 接点增加及去 掉的线 路长度 线 路使用的杆塔 明细表、路径 图及杆 塔图 24. 电 厂 接 入 系 统 线 路 与 其 他 线 路 同 塔 或 平 行 距 离 在 100 米以内情 况，包 括： 同 塔段或平行段 线路长 度 平 行线间距离 导 （地）线型号 主 要杆塔型号及 杆塔图 与 其同塔或平行 的另一 回线的 导、地 线型号 主 要杆塔型号及 杆塔图 （请画 出示意 图） 25. 线 路保护设计图 纸。 机 组 并网 前 10天提供接 入系统线路 的实测 参数。 提供纸质版。 包 括 线 路 保 护及 远 跳 装 置 26. 线 路保护屏图。 27. 线 路保护说明书。 28. 线 路 失 灵 、 三 相 不 一 致、 重 合 闸 及 充 电 保 护 说明 书。 包 括 辅 助 屏 、远 跳 装 置屏 正 规版本 29. 与 电 网 运 行 有 关 的 所 有 新 上 保 护 装 置 现 场 打 印的 保护定值 清单。 30. 提供接入系统处含电厂、不含电厂的大小方式等值 阻抗；电厂母线大小方式等值阻抗（不含系统）。 31. 现场运行规程或规定。 并网前 1 个月提供 资料项目提供纸质版和电子版。 序备注 填写“风电场接入电网技术要求表”号 1.。应满足国网公司企业标按附表4和附表5格准Q／GDW_392-2009《风电场接入电网技术规定》要求。 2. 发电厂相关通信部分建设情况，包括： 工程范围 建设情况 投运时间 3. 与省调电力通信网互联或有关的通信工程设备 竣工验收（或初验）报告。 式进行填写。 提供电子版本。 报告应有工程监施工理、建设单位、单位、运行维护单位签章 4. 通信机房（或通信设备安装所在地）通信设备的安 装资料，包括： 开关电源 通信蓄电池 调度机 光端机及 PCM 设备 微波收发信机及 PCM 设备 载波机 综合配线架（含音频、数字、光纤配线架） 5. 户外设备安装资料。包括： 结合滤波器（含接地刀闸） 高频电缆。 6. 通信设备主要技术参数测试记录，包括： 开关电源 通信蓄电池 调度机 光端机及 PCM 设备 微波收发信机及 PCM 设备 载波机 综合配线架 阻波器 结合滤波器 7. 通信电源专用两路交流接入电路的说明及自动 切换试验；两组蓄电池充放电试验记录。 8. 通信机房或通信设备安装所在机房的防雷接地 网安装资料、接地电阻测试记录。 9. 复用保护、稳控通道（含纤芯使用、K通道）的 详细资料。 10. 设备运行维护移交资料，包括： 施工单位应向运行维护单位办理移交手续 备品备件及仪器仪表移交运行维护单位 11. 与省调调度有关的电厂自动化系统设备验收报告。 机 房 接 地 电 阻 要 求 小 于 5Ω 12. 上传信息量的信息表。 13. 电能计量装置包括电能量计费系统相关部分的验收报告、检验 记录及施工图。 14. 电能计量装置采集通道为拨号方式时的拨号号码。 15. 风电场调度值班人员和联系方式，风电场调度值班人员的上岗 资格证。

2 签订《并网调度协议》需要提供的资料

2.1 电厂全称、登记注册的部门全称、发电业务许可证编号、税务登记号、详细地址、法定代表人姓名。

2.2 电厂并入电网的并网线路

包括线路名称、电压等级；电厂上网的电能量关口计量点位置。 2.3 接到调度指令后所有机组出力减至零负荷的最短停机时间。 2.4 电厂认可的电能计量系统检测机构名称。

2.5 电厂认可的解决并网调度协议发生争议事宜的机构名称。

2.6 电厂指定的通知与送达收件人姓名、联系电话、传真、邮政编码、通信地址。

三、 风电场接入系统的电网测试要求

1 基本要求

a）当接入同一并网点的风电场装机容量超过40兆瓦时，需要向电网调度部门提供风

电场接入电网测试报告；累计新增装机容量超过40兆瓦，需要重新提交测试报告。 b）风电场在申请接入电网测试前需已具备并提供土地、质检和环保等部门出具的审批

证明；并确保风电场功率预测系统已投入运行。

c）风电场在申请接入电网测试前需向电网调度部门提供风电机组及风电场的模型、参

数、特性和控制系统特性等资料。 d）风电场接入电网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

接入地区的电网调度部门备案。

e）风电场应当在全部机组并网调试运行后6个月内向电网调度部门提供有关风电场运

行特性的测试报告。

2 测试内容

a）有功/无功控制能力测试。

b）电能质量测试，包含电压变动、闪变与谐波。 c）单个风电机组低电压穿越能力的测试，及基于仿真的风电场低电压穿越能力的验证。 d）调度运行部门要求的其它并网调试项目。

附表1：风机数学模型参数（提供电子版本） 异步风电机组需提供的基本参数： 1转子电阻： 2转子电抗： 3定子电阻： 4 激磁电抗 5定子电抗： 6时间常数Td0： 7时间常数Tj： 8传动系统时间常数Th： 9电机额定转速g：

双馈或直驱风电机组需提供的基本参数： 一、电机参数 有功功率PG ： 电机转速g： 时间常数Tj：

二、无功控制

恒电压控制还是恒功率因数控制？ 三、风轮叶片参数 半径： 时间常数： 转速：

四、传动轴系模型

轴系模型：双质块还是单质块？ K: D:

三、变流器参数列表

电机转速

V1 [v] f1 [Hz] V2 [v] f2 [Hz] 附表2：机组电压及频率特性参数表（提供电子版本） 风机型号 单机容量（兆瓦） 机组数量（台） 是否需要吸收无功 是否提供短路电流 额定电压（伏） 长期运行电压范围 过电压定值1（伏） 过电压定值1延时（秒） 过电压定值2（伏） 过电压定值2延时（秒） 。。。。。。 低电压定值1（伏） 低电压定值1延时（秒） 低电压定值2（伏） 低电压定值2延时（秒） 。。。。。。 长期运行频率范围 过频率定值1延时（秒） 过频率定值2延时（秒） 。。。。。。 低频率定值1延时（秒） 低频率定值2延时（秒） 。。。。。。 过频率定值1（赫兹） 过频率定值2（赫兹） 低频率定值1（赫兹） 低频率定值2（赫兹） 注：只填写机组跳闸的动作定值，若有更多定值请按顺序填写。

附表3：风电机组无功补偿装置表（提供电子版本） 风电场名称 风机型号 单机容量（兆瓦） 风机自带无功补偿组数及单组容量 风机自带无功补偿每组切入值 风机自带无功补偿每组切出值 风电场集中无功补偿接入电压等级 风电场静态补偿电容器型号 风电场静态补偿电容器制造厂家 风电场静态补偿电容器组数及单组容量 风电场静态补偿电容器低电压延时（秒） 风电场静态补偿电容器过电压延时（秒） 风电场静态补偿电抗器型号 风电场静态补偿电抗器制造厂家 风电场静态补偿电抗器组数及单组容量 风电场静态补偿电抗器低电压延时（秒） 风电场静态补偿电抗器过电压延时（秒） 风电场动态补偿装置型号 风电场动态补偿装置制造厂家 风电场动态补偿装置组数及单组容量 风电场动态补偿装置可调范围（兆乏） 风电场动态补偿装置内电容器组数及容量 风电场动态补偿装置内电抗器组数及容量 风电场动态补偿装置低电压定值（千伏） 风电场动态补偿装置低电压延时（秒） 风电场动态补偿装置过电压定值（千伏） 风电场动态补偿装置过电压延时（秒）

风电场静态补偿电容器低电压定值（千伏） 风电场静态补偿电容器过电压定值（千伏） 风电场静态补偿电抗器低电压定值（千伏） 风电场静态补偿电抗器过电压定值（千伏） 附表4：风电场接入电网技术要求表（提供电子版本）

风电场接入电网技术要求表 序号 技术 要求 具体内容 是否 满足 原因 是否通过 （省调填） 1 配置有功功率控制系统 接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。 风电场应具有其有功功率变化的能力。 风电场有功功率变化限值推荐值 风电场装机容量（兆瓦） <30 30-150 >150 10min最大有功功率变化限值（兆瓦） 1min最大有功功率变化限值（兆瓦） 10 装机容量/3 50 3 装机容量/10 15 可通过安全自动装置快速自动切除或降低风电场有功功 率。当电网频率高于50.2赫兹时，能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。 2 配置风电功率预测系统 系统具有0～48h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。 风电场每15min自动向电网调度部门滚动上报未来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。 风电场每天按照电网调度部门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。 风电场的风电功率预测系统向上级调度机构的风电功率预测系统上报风电功率预测曲线时，同时上报与预测曲线相同时段的风电场预计开机容量和测风数据。 风电场的风电功率预测系统应能够向上级调度机构的风电功率预测系统实时上传风电场测风塔的测风数据，时间分辨率不大于5分钟。 风电场的风电功率预测系统应与调度机构的风电功率预测系统运行于同一安全区。 3 加适容的装应具有自动电压调节能力。 当 量应具有一定的检修备用。 无对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量 功补除能够补偿并网点以下风电场汇集系统及主变压器的感性偿装无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路一半的置 感性无功损耗；其配置的感性无功容量能够补偿风电场送出线路一半的充电无功功率。 对于通过220k伏（或330k伏）风电汇集系统升压至500k伏（或750k伏）电压等级接入公共电网的风电场群，其风电场配置的容性无功容量除能够补偿并网点以下风电场汇集系统及主变压器的感性无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路的全部感性无功损耗；其风电场配置的感性无功容量能够补偿风电场送出线路的全部充电无功功率。 4 配置无功电压控制系统 应采用有载调压变压器 具低压越力 备电穿能根据电网调度部门指令，风电场通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。 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额定电压的97％～107％范围内。 风电场具有通过调整变电站主变压器分接头控制场内电压的能力，确保场内风电机组满足：当风电场并网点的电压偏差在其额定电压的-10％～＋10％之间时，风电场内的风电机组应能正常运行。 风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20％额定电压时能够保证不脱网连续运行625m秒的能力； 风电场并网点电压在发生跌落后 2秒 内能够恢复到额定电压的 90％时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。 对电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。 7 频率 风电场在不同电网频率偏差范围下的允许运行时间： 电网频率范围 低于48赫兹 要 求 根据风电场内风电机组允许运行的最低频率而定。 每次频率低于49.5赫兹时要求风电场具有至少运行30min的能力。 连续运行。 每次频率高于50.2赫兹时，要求风电场具有 5 6 48赫兹49.5赫兹 49.5赫兹50.2赫兹 高于50.2赫兹 至少运行2min的能力，并执行电网调度部门下达的高周切机策略，不允许停机状态的风电机组并网。 8 电压风电场接入电力系统后，并网点的电压正、负偏差的绝对偏差 值之和不超过额定电压的10％，一般应为额定电压的3％～＋7％。 电压风电场在并网点引起的电压变动d（％）应当满足表3变动 的要求。 表3 电压变动限值 r （次/h） d （％） r≤1 1＜r≤10 9 10＜r≤100 100＜r≤1000 1.5 1 3 2.5 10 闪变 风电场所接入的公共连接点的闪变干扰值应满足GB/T 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》的要求，其中风电场引起的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。 风电场所接入的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549—1993《电能质量 公用电网谐波》的要求，其中风电场向电网注入的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。 11 谐波 12 应置能量测备 配以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不电满足要求，风电场需安装电能质量治理设备以确保风电场质合格的电能质量。 监设 13 二次应符合电力系统二次部分技术规范、电力系统二次部设备分安全防护要求及相关设计规程。 及系 统 14 应配保证其自动化专业调度管辖设备和继电保护设备等采置用与电网调度部门统一的卫星对时系统。 PMUPMU采集量应提前和省调沟通，满足省调要系统 求。 15 应置时率集 配风电场实时功率数据的采集频率应小于5分钟，风电 实场端风电功率预测系统的数据应取自风电场升压站计算机功监控系统。 采 系风电机组状态数据的采集频率应小于15分钟，其中： 统 电网调度机构的风电功率预测系统的数据应通过电力调度数据网由风电场端风电功率预测系统获取；风电场端风电功率预测系统的数据应取自风电场计算机监控系统。 单个风电机组运行状态； 风电场实际运行机组数量和型号； 风电场并网点电压； 风电场高压侧出线的有功功率、无功功率、电流； 高压断路器和隔离开关的位置； 风电场的实时风速和风向等实时气象数据，应满足如下要求： 测风塔位置应在风电场5公里范围内且不受风电场尾流效应影响，宜在风电场主导风向的上风向； 应至少包括10米、70米及以上高程的风速、风向以及气温、气压等信息，时间分辨率应不小于5分钟； 风电场风电预测系统应通过GPR秒或光纤采集测风塔实时气象信息，时间间隔不大于5分钟； 风电场应通过电力调度数据网向电网调度机构风电功率预测系统传送风电场实时气象数据，时间间隔不大于5分钟。 16 实时信号 17 应装障录置

安记录故障前10秒到故障后60秒的情况。该记录装置故应该包括必要数量的通道，并配备至电网调度部门的数据记传输通道。 装 附表5：国网要求填报的风电场基本情况调查表（提供电子版本）

**风电场基本情况调查表 风电场名称 所属公司 接入电压等级 总装机（MW）及定速 感应、双馈变速、永磁直驱型风电机组容量 （MW）及台数 无功补偿设备 集电线路接线方式 风电机组维护方式 基本功能 1、基本情况 2、运行控制 变化限值 10min最大有功功率变化限值（MW） 1min最大有功功率变化限值（MW） 3、功率预测 是否有预测系统，若没有， 计划何时配置 风电机组频率保护参数 能否满足国网要求 能否实施改造 安全稳定控制装置 重合闸整定情况 基本功能 5、低电压穿越 低电压保护参数 4、保护及安控装置 有功恢复时功率变化率 机组自启动条件 能否满足国网要求 能否实施改造 监控系统配置情况 说明与调度部门间的通信方式 PMU配置情况 6、监控及通信 正常遥信遥测量 故障信息记录与传输 7、并网检测 风电机组检测 风电场运行特性检测 8、模型及参数 模型及参数