风电并网技术规定讲座(1).ppt

,讲座人：李冰寒,风电并网技术规定讲座,年2月,讲 座 内 容,风机主要类型及制造水平概况,全国及陕西风电发展概况,接入系统设计及内容深度规定,风电场接入电网技术规定,全国及陕西风电发展概况,我国风电资源分布,2023/2/22,4,截至2008年底，我国风电机组吊装容量达到1217万kW，居世界第四位，其中并网风电容量894万kW。预计我国2020年风电装机容量将达到或超过1.5亿千瓦，在风能资源丰富地区将建设7个千万千瓦级风电基地。,2023/2/22,5,2023/2/22,6,甘肃技术可开发量4000万kW,宁夏技术可开发量356万kW,新疆风能储量全国第二,技术可开发量2.34亿kW,陕西技术可开发量70万kW,2009年7月底西北电网风电装机水平及发电量情况,2023/2/22,7,西北地区风电开发设想 单位：万kW,陕西平均风速分布色斑图,2023/2/22,8,陕西风电资源分布,风机主要类型及制造水平概况,风力发电机组,目前大型风力发电机组一般有两种类型。一种是采用异步电机的固定转速风电机组，另一种是采用双馈电机或通过变频器并网的变速风电机组。固定转速风电机组发出有功的同时吸收无功功率，不具备调压能力；通过变频器并网的变速风电机组不具备发无功能力，但通过调节变频器补偿设备，可以使并网时功率因数达到很高水平。变速恒频风电机组具备调压能力，在发出有功功率的同时可以发出无功功率，并可根据系统需要在一定范围内调节无功输出，但从目前国内安装的变速恒频风电机组情况来看，大部分没有应用调压功能，运行中保持机端功率因数为1.0。,2023/2/22,11,2023/2/22,12,不同类型的风机,水平轴风机,垂直轴风机,永磁直驱型风机,固定转速风力发电机组,2023/2/22,13,变速双馈风力发电机组,2023/2/22,14,变速直驱风力发电机组,2023/2/22,15,双馈机型的优、缺点优点：气动效率高，机械应力小，功率波动小功率变换设备成本低缺点：电机滑环、齿轮箱等设备维护量大直驱型机组优、缺点优点：不需要齿轮箱，维护量小永磁同步机组效率高缺点：全功率变流器，成本高,2023/2/22,16,我国风机制造水平,我国自主制造的600kW、750kW和1MW、1.5MW、2MW风电机组分别于1997年、2003年、2005年和2006投入运行。1.5MW单机容量的变浆变速风电机组成为近期市场主流机。2007年，国内企业推出2MW的风电机组样机，2008年开始研制3MW及以上的风电机组。我国研制和生产兆瓦级的风电机组企业大约有50多家，其中国有企业27家，民营企业23家，合资企业8家。已具备大批量生产能力的国有整机制造商只有5家厂商的8个机型，除金风公司变桨变速（直驱）1500Kw/70m/77m风电机组是通过消化吸收自主设计生产之外，其他均为购买技术许可证或引进国外技术生产，没有自主知识产权。其他制造商的产品均处于引进、研发、试制样机或小批量生产阶段。,2023/2/22,17,现已大批量生产的国有风电机组制造企业基本情况一览表,2023/2/22,18,风电机组选型建议,考虑到风电场应具有有功输出调节能力等要求，兼顾国际风电技术水平不断提升的状况。建议：风电机组宜选择变桨变速恒频风电机组,推荐选用兆瓦级永磁直驱同步、半直驱或双馈异步机组，从技术方面考虑容量较小的永磁直驱同步、半直驱或双馈异步机组也可以使用；原则上新建项目不允许采用固定转速风电机组。,风电场接入电网技术规定,风 电场技术规定内容,风电场有功功率,风电场无功功率,风电场电压,风电场运行频率,风电场模型和参数,风电场通信和信号,风电场功率预测,风电场电压,风电场低电压穿越,风电场接入电网测试,风电场电能质量,1 范围,本技术规定主要目的是为了弥补大规模风电接入系统技术规范缺失的矛盾，规范我国大规模风电并网的技术管理。我国现有风电容量在电源中的比例达到一定规模，本技术规定主要针对接入110kV（66kV）及以上电压等级的风电场。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，应根据实际情况，在改建工作参照本规定执行。2 规范性引用文件（略）,）本标准适用于通过110（66）千伏及以上电压等级线路接入电网的新建或扩建风电场。2）通过其他电压等级接入电网的风电场，可参照本规定。,3 术语和定义,3.1 风电场并网点 风电场升压站高压侧母线或节点。3.2 公共连接点用户接入公用电网的连接处。行标：风电场并网点和电网连接的第一落点。,3 术语和定义,3.3风电场有功功率 3.4风电场无功功率 3.5风电机组低电压穿越 当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风电机组能够保证不脱网连续运行。,4 风电场有功功率,4.1基本要求 风电场具有功功率调节能力，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有功功率变化限值,行标：宜控制风电场每分钟有功功率变化率不超过2%5%。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。,4 风电场有功功率,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。1、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。2、当电网频率高于50.5（50.2）Hz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。3、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。,5 风电场功率预测（新）,1）风电场应建立风电功率预报系统，系统具有2448小时短期风功率预测和15分钟4小时超短期风功率预测功能。2）风电场预报系统建设要求如下：向电网调度部门滚动上报未来15分钟4小时风电场发电功率预测曲线（15分钟分辨率）。按规定时间上报次日024小时发电功率预测曲线（15分钟分辨率）。,行标：建立风电出力预测曲线，包含风电场出力、风电场出力变化的速率（分钟级）；并提出 预测误差不大于30，以及准确率的要求。,6 风电场无功功率,行标：1）风电场应具备协调控制机组无功和无功补偿装置的能力，配置无功电压控制系统，能够自动快速调整无功总功率，在公共电网电压处于正常范围内时，能控制并网点电压在额定电压的37。必要时，可集中加装动态无功补偿。2）风电场无功容量应按照分层分区基本平衡的原则进行配置，风电场需配置的无功容量范围在满足上述要求下，通过风电场接入电网专题研究来确定。,6.1 无功电源 1、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。2、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，在风电场集中加装无功补偿装置。6.2 无功容量（新）1、风电场的无功容量应按照分层分区基本平衡的原则进行配置和运行，并具有自动、灵活的无功调节能力与检修备用。2、对于直接接入公共电网的风电场，其配置的无功容量能够补偿并网点以下汇集系统及主变压器的无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路一半的无功损耗；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功率。,6 风电场无功功率,6.2 无功容量（新）3、对于通过220kV（或330kV）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，其风电场配置的容性无功容量除能够并网点以下风电场汇集系统及主变无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路的全部无功损耗；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功率。4、风电场无功配置与电网强度、送出线路长度和装机规模密切相关，风电场的无功配置宜结合每个风电场的实际接入情况专题研究确定。,7 风电场电压,7.1 电压运行范围（新）当风电场并网点的电压偏差在其额定电压的1010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。7.2 电压控制要求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，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，其调节速度应能满足电网电压调节的要求。2、当公共电网电压处于正常范围时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97107范围内。3、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分接头控制场内电压的能力，确保场内风电机组在条款7.1所规定的条件下能够正常运行。,依据：GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差，提出当风电场并网点的电压偏差在1010之间时，风电场内的风电机组应能正常运行。,8 风电场（机组）低电压穿越,提出的原因 如果并网的风电机组不具备低电压穿越能力，电网故障时风电机组的大规模脱网将导致系统频率的大幅波动。在事故状态下，电网需要强有力的电源支撑，但是目前的风电机组出于保护自身的需要会提前退出运行，使电网承受第二次冲击，导致事故扩大。比如：吉林电网曾经发生过在相邻线路故障时，风电机组由于并网点电压瞬时降低后大规模脱网，造成系统频率大幅度波动的情况。2008年4月9日，吉林省白城地区为大风、小雨天气，5：07白城变66kV相间故障，开关三相跳闸且重合成功。此次线路故障导致同发风电场（出力223MW）及大唐洮南风电场（出力55MW）风机全部脱网。省调联络线ACE越限，由-100MW越变为-300MW。洮南变、同发升压站电压越限（洮南变244Kv、同发249Kv）。,8 风电场（机组）低电压穿越,提出的原因 2009年3月13日17：30左右，吉林省同发风电场出力的波动较大，在出力为350MW时，由于风场的无功补偿容量不能满足如此大容量的有功传输，导致220kV母线电压下降到209kV，风电场风机低电压保护动作，风电机组全部脱网（见图），对系统造成圈套的冲击。,8 风电场（机组）低电压穿越,8.1 基本要求 下图为对风电场的低电压穿越要求。风电场并网点三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；并网点电压只要有一相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。,与国外风电关键技术要求的比较,德国低电压穿越标准,表4 英国可再生能源义务发电的比例,德国：系统在故障时发生三相短路故障，超出界线1以上的区域，风电场不能脱网，且需要保持稳定运行。超出界线2以上的区域，风电场需要与电网运营商协商来决定。同时，在电压发生跌落时，风电场必须具备一定的无功支撑能力。,丹麦低电压穿越标准,表4 英国可再生能源义务发电的比例,丹麦：双重电压降落特性是丹麦并网要求的一部分，它要求两相短路100ms后间隔300ms再发生一次新的100ms短路时不发生切机。单相短路100ms后间隔1s再发生一次新的100ms电压降落时要求也不发生切机。在电压恢复到0.9pu后，应在不迟于10s内满足与电网的无功功率交换要求。,与国外风电关键技术要求的比较,表4 英国可再生能源义务发电的比例,美国：电网电压跌落深度为15%额定电压时，风机能够保持625ms不脱网，电压恢复至90%额定电压的时间要求是在3s以内。,英国：在电网发生故障期间，处于曲线上方时，风电场不能有机组跳闸。,与国外风电关键技术要求的比较,美英低电压穿越标准,8 风电场（机组）低电压穿越,8.2 有功恢复 对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后快速恢复，以至少10额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。8.3 低电压穿越改造 对于目前尚不具备低电压穿越能力且已投运的风电场，应根据电网实际情况，按调度要求在规定时间内积极开展改造工作，以具备低电压穿越能力。,9 风电场运行频率,风电场可以在下表所示电网频率偏差下运行：,行标：1、系统频率变化在49.5Hz到50.5Hz范围内时，所有风电机组必须能够连续运行。2、频率低于47.5Hz时，根据风电场内风电机组允许运行的最低频率而定。3、系统频率变化在到47.5Hz到49.5范围内时，要求至少能运行10分钟。4、系统频率变化在到50.5Hz到51Hz范围内时，可限功率运行。,风电机组频率要求与国外对比,企标：频率范围要求48Hz50.2Hz。行标：频率范围要求47.5Hz51Hz。德国标准频率范围要求47.5Hz51.5Hz。丹麦标准频率范围要求47Hz52Hz。英国标准频率范围要求47.5Hz55Hz。,10 风电场电能质量,风电场并网点的电能质量指标的要求限值，参考了国家电能质量标准对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。10.1 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37。限值也可由电网运营企业和风电场开发运营企业根据电网特点、风电场位置及规模等共同确定。10.2 电压变动 风电场在并网点（原为公共连接点）引起的电压变动d（）应满足下表要求,10 风电场电能质量,10.3 闪变 风电场所接入的并网点（原为公共连接点）的闪变干扰值应满足GB 123262008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并网点（原为公共连接点）上的干扰源总容量之比进行分配10.4 谐波 风电场所在的并网点（原为公共连接点）的谐波注入电流应满足GB/T 145491993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并网点（原为公共连接点）上具有谐波源的发供电设备总容量之比进行分配。10.5 监测与治理（新）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质量设备以确保风电场合格的电能质量。,11 风电场模型和参数,11.1 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。11.2 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。,12 风电场通信与信号,12.1 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、遥信、遥控、遥调信号以及其他安全自动装置的种类，提供信号的方式和实时性要求等。风电场应配置PMU系统，保证其自动化专业调度管辖设备与继电保护设备采用与电网调度部门统一的GPS时钟系统。（新）12.2 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至少应当包括：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。12.3 正常运行信号 在风电场变电站需要安装故障记录装置，记录故障前10s到故障后60s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。,13 风电场接入电网测试,13.1 基本要求a）当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需要向电网调度部门提供正式检测报告；累计新增装机容量超过40MW，则需要重新提交正式检测报告。b）风电场在申请接入电网检测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检测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，并在检测前30日将测试方案报所接入电网调度部门备案。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。13.2 测试内容在正常运行情况下，风电场向电网调度部门提供的信号至少应当包括：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。,风电场接入系统设计内容深度规定,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,在开展风电场接入系统设计之前应完成的工作,省级风电发展规划或百万千瓦级风电基地应开展风电并网规划设计，经评审后纳入电网总体规划，以指导开展风电场接入系统工作。提出风电并网规划的原因：目前，我国风电发展规划主要考虑充分利用风能资源的规划，未做到与电网接纳能力和电网规划有效衔接。因此，有必要进行统筹考虑，实现科学有序发展。,风电群（基地）并网规划设计,风电并网规划的内容包含：研究风电消纳方向明确电网接纳风电能力提出风电并网设想 对风电开发规模和进度提出建议,风电并网规划须在省级风电发展规划的前提下开展工作，风电发展规划中的风电场出力特性、风电场出力与电网负荷特性相关性等技术参数将作为风电并网规划的重要基础数据,总 则 风电场开发项目必须符合“中华人民共和国可再生能源法”,须在列入省级以上风电发展（并网）规划的前提下开展接入系统设计工作。风电场接入系统设计一般在风电场项目核准前进行，是风电场送出工程可行性研究的基础。对于风能资源丰富、风电场开发规模和容量比重较大的地区，应在完成电网接纳风电能力研究和大型风电场输电系统规划设计及相应评审意见的基础上，开展风电场接入系统设计工作。接入系统方案应与电网总体规划相协调，应满足国家电网公司风电场接入电网技术规定要求。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,总 则 风电场接入系统设计的主要内容包括系统一次部分和系统二次部分。一次部分明确风电场在电力系统中的地位和作用，研究接入系统方案（包括出线电压等级、出线方向、回路数和导线截面等），确定风电场接入系统无功补偿方案，提出并网点升压站电气主结线及有关电气设备参数要求。二次部分提出系统继电保护、安全稳定控制装置、调度自动化子站设备、电能计量装置及电能量远方终端、通信系统的接入系统方案。风电场接入系统设计应注意远近结合、由近及远地进行多方案技术经济论证，并提出推荐方案。当负荷预测、电源和电网规划的不确定性对风电场并网方案影响较大时，作敏感性分析。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,风电场接入系统设计（一次部分）任务依据和主要原则1.1 任务依据。1.2 设计范围。1.3 设计水平年、过渡水平年及远景年。1.4 设计的主要内容及委托方对设计重大原则问题的意见、设计内容的特殊要求。1.5 主管部门对该风电场建设的有关意见。1.6电网接纳风电能力研究和大型风电场输电系统规划设计及相应评审意见。1.7 本次设计思路和研究重点。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,2 电力系统现况及风电场概述2.1 与设计风电场有关的电力系统现况，包括：（1）系统装机规模及电源结构、负荷水平及负荷特性等。（2）相关电压等级的电网情况。（3）相关地区电网与周边电网的送、受电情况。（4）电网主要运行指标，如发电利用小时、调峰状况等。2.2 设计风电场概述,包括:设计风电场的主要特征，包括所在位置、本期规模、规划容量、年发电量、年利用小时、风电机组运行特性、风电场同时率、与负荷相关性、测风情况等。对于扩建风电场，还应说明现有风电场概况、扩建条件等。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,3 电网发展规划3.1 介绍相关地区电网发展规划的负荷预测结果和情况。根据经济发展形势和用电负荷增长情况，提出本次接入系统设计的负荷水平。3.2 概述相关地区电力资源的分布与特点、电源建设规划、电源结构及发展变化趋势等，列出规划研究期内新增电源的建设进度和机组退役计划。3.3 阐述和分析设计水平年、远景年电网发展规划情况。3.4 介绍已完成的电网接纳风电能力研究和大型风电场输电系统规划设计的主要结论。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,4 风电场在系统中的地位和作用4.1 电力电量平衡计算应包含以下内容：（1）列出相关地区各水平年的平衡结果表。必要时列出逐年的电力电量平衡表,并根据风电场的运行特性，按季或月进行电力电量平衡分析。（2）在电量平衡计算中需考虑风电场的发电量；在电力平衡计算中应按典型方式考虑风电场的出力。（最大负荷时的风电保证出力，一定高概率的统计值）（3）分析电源建设空间，当需要计入风电场的出力时宜按可用（有效）容量计算。4.2 说明电厂在系统中的地位和作用。提出设计风电场规划容量、本期建设规模、装机方案与建设进度分析意见。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,5 接入系统方案5.1 说明设计风电场本期工程投产前有关系统的电网概况。5.2 根据电力平衡分析结果，确定设计风电场至送电地区的功率交换情况。5.3 根据各运行方式下功率交换分析结果、系统电压系列情况、原有电网特点、负荷分布情况和风电场规模、分期投产容量，阐述方案拟定的思路。5.4 提出设计风电场接入系统的电压等级和接入系统比较方案。进行必要的电气计算和技术经济综合比较，提出推荐方案，包括出线电压等级、出线方向、回路数、导线截面及线路长度。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,1、风电场并网点到公共连接点的送出线路可不满足N-1要求，送出线路导线截面按照风电场有效容量选择。公共电网内的风电送出专用线路参考风电的有效容量选择导线截面。2、风电场升压站主变压器采用有载调压变压器，主变容量应按风电场有效容量选择。汇集风电场群的升压变压器容量参考风电有效容量选择。（以上两点为行标中的内容，主要针对风电基地和风电群）,行标：风电有效容量概念提出依据,张家口地区风电场（30万千瓦）出力在地区风电装机容量75%以下的概率为95%。,张家口风电场出力概率分布图（纵坐标为出力的概率，横坐标为出力的区段）,张家口风电场出力由小到大累积概率图（纵坐标为出力的累积概率，横坐标为出力的区段）,行标：风电有效容量概念提出依据,东北电网（290万千瓦）风电出力在40%装机容量以下的概率达到了95%。,东北电网风电场出力概率分布图（纵坐标为出力的概率，横坐标为出力的区段）,东北电网风电场出力由小到大累积概率图（纵坐标为出力的累积概率，横坐标为出力的区段）,行标：风电有效容量概念提出依据,内蒙（240万千瓦）风电出力在60%装机容量以下的概率达到了95%。,酒泉（一期516万千瓦）风电出力在80%装机容量以下的概率达到了95%。,5 接入系统方案5.5 对于推荐方案进行必要的电气计算：（1）潮流计算。当风电场的容量较大时，还应分析典型方式风电场出力变化引起的线路功率和节点电压的波动，避免出现线路功率或节点电压越限。（2）调相调压计算。确定风电场并网点升压站无功补偿方案和风电场并网点升压变压器调压方式。计算风电场投产年电网的短路电流水平，提出无功补偿分组容量，在系统需要时，宜选用无功控制更为灵活的补偿装置。（3）稳定计算。校验相关运行方式的电网稳定水平。（4）提出风电场投产后有关电网10年左右的短路电流水平，对新建及更换的断路器提出要求。（5）必要时进行工频过电压计算，提出高压电抗器和中性点小电抗器的配置意见。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,6 并网点升压站电气主结线及有关电气设备参数要求6.1 根据风电场规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、出线电压等级和出线回路数、电网安全运行对风电场的要求，通过技术经济分析比较，对并网点升压站电气主结线提出要求。6.2 提出并网点升压站主要电气设备参数和风电机组电气性能要求。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,7 专题研究7.1 对风电场接入系统可能引起的电压稳定问题，同步完成专题研究。7.2 根据需要，开展风电场接入系统无功补偿专题研究。7.3 根据需要，开展风电场接入系统过电压专题研究。7.4 根据需要，对风电场接入系统可能引起的电能质量问题开展专题研究。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,8 送出工程投资估算（漏）8.1风电送出线路投资估算8.2风电送出变电投资估算8.3其它设备投资估算9 结论及建议9.1 主要结论及推荐意见。9.2 存在问题及下一步工作的建议。,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,风电场接入系统设计（二次部分）1 任务依据和主要原则2 系统继电保护3 安全稳定控制装置4 调度自动化子站设备5 电能计量装置及电能量远方终端6 系统通信7 投资估算8 结论及建议,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,主要附图（1）现有电网地理接线图。（2）风电场建成后的电网地理接线图（应标示与风电场相关地区电网的连接方式，主干线走向与长度）。（3）风电场接入系统方案图。（4）推荐方案典型运行方式潮流图。（5）稳定计算摇摆曲线图。（6）与设计风电场相关的微波、光纤通信现况图。（说明路由、规模及主设备配置）（7）风电场至各级调度端调度通道组织图及通道配置图（表）（主用及备用通道）,国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（修订版）2009年2月,谢谢,请大家批评指正！,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,