新闻中心
你的位置:主页 > 新闻中心 >

新能源发电并网技术标准

作者:利来w66 发布时间:2020-08-06 18:57 点击:

  新能源发电并网技术标准_电力/水利_工程科技_专业资料。文档均来自网络,如有侵权请联系我删除文档

  新能源发电并网及运行有关问题 -11 - 风电并网技术标准 风电并网国家技术标准的产生 ? 2005 年 12 月 12 日,我国首个风电场 并网的指导性技术文件《风电场接入 电 力 系 统 技 术 规 定 》GB/Z199632005 颁布实行。 考虑到当时的风电规模、机组制造水 平,适当降低了对风电的要求,仅提 出一些原则性的规定。 ? GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》 2012年6月开始实施。规定了通过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及技术要求。 风电并网技术标准 ? 并网标准修编的需求 ? ? 主要内容 ? 配置风电功率预测系统 ? 配置无功电压调节系统 无功容量及调节速度满足要求 ? 配置有功功率控制系统 ? 具有低电压穿越能力 ? 电能质量和电网适应性符合要求 ? 二次系统及信息上传符合技术规定 ? 风电场的并网检测合格 着重提出了 LVRT 要求和有功 / 无功控制要 求,确保风电场的电网友好接入。 随着近两年来风电发 展速度的增快、风电 规模的扩大,风电场 对电力系统的影响也 越来越突出。、 ? 希望风电成为一种能 预测、能控制、抗干 扰的优质电源,电网 友好型电源。 1 范围 GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》 ? 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 1040-2007 电网运行准则 3 术语和定义 ? 风电场并网点 ? 风电场送出线路 ? 有功功率变化 point of connection of wind farm transmission line of wind farm active power change 风电场升压站高压侧母线或节点。 从风电场并网点至公共电网的输电线路。 一定时间间隔内,风电场有功功率最大值与最小值之差(本标准规 定了1min及10min有功功率变化)。 ? 风电机组/风电场低电压穿越 wind turbine/Wind farm low voltage ride through of 当电力系统事故或扰动引起电压跌落时,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 基本要求 风电场有功功率 - 5.1.1 风电场应符合DL/T 1040电网运行准则的规定,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,场内 所有运行机组应能够实现有功功率的连续平滑调节,并能够 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。 有功功率调节能力 Q/GDW 630-2011《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》 有功功率设定值控制 设定风电场在某一段时间段内的有功功率输出值,具体运行范围由电力系 统调度机构确定,在风电场输出功率大于75%额定功率时测试风电场跟踪 设定值运行的能力并给出测试曲线。下图为设定值变化范围曲线 有功功率设定值(额定功率的百分比,%) 80 60 40 20 0 9 0 4 8 12 16 20 24 28 时间(分钟) 有功功率调节能力 Q/GDW 630-2011《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》 ? 测试条件 ? ? ? 风电场输出功率达到其额定输出功率的75%; 测试前与当地电网调度部门沟通,确定该风电场有功功率设定值变化 曲线; 有功功率设定值测试需取消风电场有功功率变化限制。 ? 测试结果判定 风电场有功功率设定值控制允许的最大偏差为风电场装机容量的5%。 响应时间不超过120s,其为风电场有功功率从一个设定值最后一次进入 下一个设定值允许偏差范围之内的时间。 5 风电场有功功率 ? 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下表,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 风电场有功功率 ? 5.2 正常运行情况下有功功率变化 风电场装机容量 10min有功功率变化最大限 1min有功功率变化最大限 (MW) 值(MW) 值(MW) 30 30~150 150 10 装机容量/3 50 正常运行情况下风电场有功功率变化最大限值 3 装机容量/10 15 5 风电场有功功率 ? 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 ? 6.1 基本要求 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0~72h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min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 ? 7.1 无功电源 风电场无功容量 - 7.1.1 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。 沽源风机脱网事件的警示 2011年11月16日22时22分44秒,500kV沽太一线发生相间故障,选B、C 相直接跳三相。 故障引起沽源地区15座风电场发生风机脱网,脱网风电机组共计790台、 损失风电电力共计1016MW。 事故结束后沽源地区剩余运行风机144台,占故障前运行风机总数的 15.4%。 录波数据显示500kV沽源站的220kV母线kV察北站、义缘站及其所带一些风电场的三相电压均跌落至额定电压 的20%以下,其中华锦、韩家庄两个风场B相电压瞬间跌落至额定电压的 1.3%左右。 由于大批不具备低电压穿越能力的机组在故障过程中吸收无功,造成义 缘站和察北站及所接入的风电场故障期间电压低于故障点电压。 P16 汗海 故障前运行方式 沽源风机脱网事故分析 华北电网风电装机情况 太平 沽源500kV母线kV母线pu) 九龙泉 莲花滩 80 MW 100.5MW 100 MW 199.5MW 82.3MW 冰峰 98.25MW 上海电气:LVRT已改造 金风定速:LVRT未改造 822MW+j0 Mvar 察北220kV母线MW 华锐双馈: LVRT未改造 100.5MW 86 MW 华锐双馈: LVRT已改造 100.5MW 华锐双馈:LVRT未改造 东汽双馈:部分LVRT改造 217kV(0.99pu) 白龙山 435MW- j65 Mvar 宏达 友谊 77 MW 100.5MW 67 MW 100.5MW 牧场 鹿原 金风直驱:LVRT已改造 东汽双馈:LVRT未改造 东汽双馈:LVRT未改造 华锐双馈:LVRT未改造 东汽双馈: 36.5MW LVRT已改造 49.5MW 中宝 投运电容器组 4*12Mvar 坝头 65MW 99 MW 义缘220kV母线pu) 乌登山 韩家庄 投运电容器组 2*10Mvar 48MW 99 MW 三一双馈: LVRT未改造 佳鑫 141.1MW 199.5MW GE双馈: LVRT未改造 华锐双馈:LVRT已改造 麒麟山 华锦 0.5MW 49.5MW 海装双馈: LVRT已改造 金阳风光储 20.3MW 45.5MW 金风直驱: LVRT已改造 99 MW 99 MW 华锐双馈:2台LVRT已改造, 31台LVRT未改造; 明阳双馈:LVRT已改造 103MW 150 MW 华锐双馈: LVRT未改造 P17 7 风电场无功容量 ? 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 风电场无功容量 ? 7.2 无功容量配置 - 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 ? 8.1 基本要求 风电场电压控制 - 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。 风电场无功容量与电压调节 国家电网调[2011] 974号《风电并网运行反事故措施要点》 5. 风电场应综合考虑各种发电出力水平和接入系统各种运行工况下的稳 态、暂态、动态过程,配置足够的动态无功补偿容量,且动态调节的响 应时间不大于30ms。风电场应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调 节,确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能快速正确投切。 6. 风电机组的无功功率和风电场无功补偿装置的投入容量,应在各种运 行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整。电力系统发 生故障、并网点电压出现跌落时,风电场应动态调整机组无功功率和场内 无功补偿容量,配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。 风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿越能力相匹配, 确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。 21 9 ? 9.1 基本要求 风电场低电压穿越 - 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下图 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。 9 风电场低电压穿越 ? 9.2 故障类型及考核电压 故障类型 三相短路故障 两相短路故障 单相接地短路故障 考核电压 风电场并网点线电压 风电场并网点线电压 风电场并网点相电压 9 风电场低电压穿越 ? 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 - 总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群,当电力系统发生三相 短路故障引起电压跌落时,每个风电场在低电压穿越过程中应具有以下 动态无功支撑能力: a)当风电场并网点电压处于标称电压的20%~90%区间内时,风电场应能 够通过注入无功电流支撑电压恢复;自并网点电压跌落出现的时刻起, 动态无功电流控制的响应时间不大于75ms,持续时间应不少于550ms。 b)风电场注入电力系统的动态无功电流 IT≥ 1.5×(0.9- UT )IN ,(0.2≤ UT ≤0.9), 式中:UT—风电场并网点电压标幺值; IN—风电场额定电流。 24 风电场故障穿越能力 Q/GDW 风电场无功配置及电压控制技术规定(报批稿) 电压控制 - 风电机组应具有多种控制模式,包括恒无功功率控制、恒功率因数 控制和恒电压控制等,具备根据运行需要自动切换控制模式的能力。 - 风电机组应具有表1所要求的高电压穿越能力。 并网点工频电压值(pu) 运行时间 1.10 UT ≦ 1.15 1.15 UT ≦ 1.20 1.20 UT 具有每次运行2 s能力 具有每次运行200 ms能力 退出运行 25 风电场故障穿越能力 Q/GDW 风电场无功配置及电压控制技术规定(报批稿) 对无功补偿装置运行要求 风电场内动态无功补偿装置应按照表2中的要求运行。 并网点工频电压值(pu) 0.2 ≦ UT ≦ 0.9 0.9 UT ≦ 1.10 1.10 UT ≦ 1.15 1.15 UT ≦ 1.20 运行时间 不少于低电压持续时间 连续 具有每次运行5min能力 具有每次运行1min能力 1.20 UT 退出运行 26 10 ? 10.1 电压范围 风电场运行适应性 - 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 风电场应在下表所示电力系统频率范围内按规定运行: 电力系统频率范围 低于48Hz 48Hz~49.5Hz 49.5Hz~50.2Hz 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49.5Hz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50.2Hz时,要求风电场具有至少运行5min的能力, 并执行电力系统调度机构下达的降低出力或高周切机策略,不允 许停机状态的风电机组并网。 27 高于50.2Hz Plt 11 ? 11.1 电压偏差 风电场电能质量 - 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。 28 12 风电场仿线 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。 29 13 ? 13.1 基本要求 风电场二次系统 - 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。 30 13 风电场二次系统 ? 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: ? 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; ? 风电场测风塔的实时风速和风向。 Q/GDW 风电场调度运行信息交换规范(报批稿) 该标准规范了并网风电场(包括升压站)调度运行信息交换的 内容、方式和技术要求,规定了相关术语和定义。 31 13 风电场二次系统 ? 13.3 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 。 32 13 风电场二次系统 ? 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 风电场二次系统 ? 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。 NB/T 31002.1-2010/IEC61400-25-1:2006 风力机 第25-1部分:风力发电场监控系统通信-原则与模式 风电场二次系统及信息上传 国家电网调[2011] 974号《风电并网运行反事故措施要点》 14. 风电场二次系统及设备,均应满足《电力二次系统安全防护规定》 要求,禁止通过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。 15. 风电场应在升压站内配置故障录波装置,起动判据应至少包括电压 越限和电压突变量,记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电 气量数据(详见附表2),波形记录应满足相关技术标准。 16. 风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备,对场内 各种系统和设备的时钟进行统一校正。 35 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 风电场接入系统测试 ? 14.2 测试内容 - 风电场有功/无功控制能力测试。 - 风电场电能质量测试,包含闪变与谐波。 - 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。 - 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。 谢 谢!

利来w66