风电并网技术标准(word版)
风力发电的并网技术标准分析
风力发电的并网技术标准分析摘要：主要比较了国内外常用风力发电的并网技术标准，分别从并网方式，电能质量的电压偏差、频率、谐波等指标，保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。
指出了国内现有标准存在的不足，在并网技术标准的制定过程中，应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。
关键词：智能电网；风电；并网技术；标准1、前言风力发电、光伏以及燃料电池发电等分布式可再生能源由于其本身的不稳定性，给传统配电网的电压、电能质量、继电保护等方面带来了诸多不利影响。
新能源发电并网标准是推进新能源与智能电网发展的技术基础和先决条件。
本文对现有风力发电并网技术标准分别进行了比较，指出了风力发电并网标准中应该重点考虑的问题。
2、风力发电概述风的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电能，这就是风力发电。
风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再通过发电机将旋转的动能，来促使发电机发电。
依据目前的风电技术，大约是每秒三米的微风速度（微风的程度），便可以开始发电。
风力发电正在世界上形成一股热潮，因为风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或空气污染。
3、风力发电并网技术标准探析许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了风力发电系统并网技术标准，如美国的IEEE，NEC，UL标准等，我国风力标准委员会及国家电网公司也制定了风力发电系统并网标准。
国际电工委员会在1994年率先制定了风力发电机系统IEC61400系列标准，并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用，该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。
此外，IEEE也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范。
中国国家标准是参考IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。
4风力发电并网方式目前，国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。
考虑到不同的风力发电机组工作原理不同，因此其并网方式也有区别。
光伏发电与风力发电的并网技术标准
电能和向电网发送电能的质量都应受控，在电压偏 差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用 要求并至少符合电能质量国家标准。 2.2.1 电压偏差
通常情况下，光伏发电系统并网不允许参与公共 连 接 点 （PCC）电 压 的 调 节 ，不 应 造 成 电 力 系 统 电 压 超过相关标准所规定的范围，不应造成所连接区域电 力系统设备额定值的过电压，也不能干扰电力系统中 接地保护的协调动作。 表 2 是国内标准 GB ／ Z19939— 2005 ［7］、GB ／ T19964—2005 、 ［11］ 国 家 电 网 公 司 《 光 伏 电站接入电网技术规定》［9］ 和国外标准 IEEE929 、 ［10］ IEEE1547［12］对光伏发电系统正常运行电压范围和公 共连接点处电压偏差限值的规定。
我国在制定国家标准时也应当考虑电网的实际情况规定光标准thdiec617272004gbz199642005gbt19939200540201506501005ieee15472003ieee9292000ieee51919924020150603奇次谐波25以内50奇次谐波电流畸变限值11111171723233535偶次谐波电流畸变限值210103434表4光伏发电系统谐波电流畸变限值tab4harmoniccurrentdistortionlimitsofpvpowergenerationsystem标准异常电压范围及响应时间iec617272004gbt199392005国家电网公司光伏电站接入电网技术规定050为01s5085为20s110135为20s135为005sieee15472003ieee9292000050为016s050为6个电网周期5088为200s5088为120个网周期110120为100s110137为120个电网周期120为016s137为2个电网周期表6光伏发电系统对异常电压的响应时间tab6responsetimeofpvpowergenerationsystemtoabnormalvoltage标准ieee15472003ieee9292000iec617272004gbt199392005gbz199642005国家电网公司光伏电站接入电网技术规定直流分??应超过额定输出电流的05?应超过逆变器额定输出电流的1?应超过交流额定值的05表5光伏发电系统输出直流分?限值tab5outputdccomponentlimitsofpvpowergenerationsystem电伏发电系统的耐受系统频率异常的能?234防孤岛保护防孤岛保护是分布式电源特有的保护
风电接入电网技术规定（4篇）
风电接入电网技术规定是制定风电发电设备与电力系统之间互联互通的技术规范，旨在确保风电的可靠、安全、经济、高效地接入电力系统，并保证电力系统的稳定运行。
本文将重点介绍风电接入电网技术规定的主要内容，包括电网对风电发电设备的接受能力评估、风电发电设备的并网技术要求、风电发电设备的调度控制要求等。
一、电网对风电发电设备的接受能力评估1. 电力系统应根据风电发电设备的装机容量、接入形式、接入区域等因素，对其所能接受的新风电并网容量进行评估，确定合理的接纳能力。
2. 电力系统评估接纳能力时应考虑到风电与其他电力源的配合程度、输变电设备的处理能力、电网保护系统的可靠性等因素，以确保电网的稳定运行。
3. 风电发电设备的接纳能力评估结果应按时更新，并向风电发电设备的建设和运维方提供。
二、风电发电设备的并网技术要求1. 风电发电设备应具备良好的动态响应能力，即能够快速响应电网的调度指令，并保持稳定运行。
2. 风电发电设备应满足电网的频率和电压稳定要求，且在电网故障出现时具备自动脱网保护功能。
3. 风电发电设备应满足电网的无功控制要求，以保持电网的无功平衡。
4. 风电发电设备的接入点应具备与电网的保护、自动化和通信系统的互联互通能力，以实现有效的监控和控制。
5. 风电发电设备的接入点应满足电网的功率质量要求，包括电压波动、谐波、间断等指标。
三、风电发电设备的调度控制要求1. 风电发电设备应按时响应电网的调度指令，包括增减出力、停机、并网等指令。
2. 风电发电设备的调度控制应考虑到电网运行的需求，如平衡负荷、调整电压和频率等。
3. 风电发电设备的调度控制应具备与电网调度系统的互联互通能力，方便电网对其进行调控。
4. 风电发电设备的调度控制应具备远程监控和遥控功能，以便实现对其操作和参数的监测和调整。
5. 风电发电设备的调度控制应满足电力系统的调度运行规程和安全运行要求。
四、风电发电设备的运行维护要求1. 风电发电设备应定期进行巡检和维护，以确保其正常运行和安全性。
大规模风电并网问题-以及并网技术标准
2011年12月30日， GB/T 19963-2011 《风电场接入电力
系统技术规定》发布。
主要内容
Ⅰ 有功功率与频率控制要求 Ⅱ 无功容量配置与电压控制要求 Ⅲ 低电压穿越与动态无功注入要求 Ⅳ 电气仿真模型要求
1.1 有功功率控制系统
❖ 5.1 基本要求 ❖ 5.1.1 风电场应符合DL/T 1040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
干西第二 风电场 干西第三
380.56kV
风电场
109.31MW
380.0kV 桥东变
55.898M0W8.54kV
玉门 130.28MW
张掖电厂 2×300
敦煌378.25kV 128.17MW
728.77MW
酒钢变
714.79MW
热2电×3三01厂018.79MW
10711.嘉149.5峪M1M关WW184.1张9M掖W 183.86MW
3.4 新能源发电的故障穿越能力
➢ 高电压穿越能力 ➢ 低电压穿越能力，零电压 ➢ 连续故障穿越能力
❖ 故障期间的电机及变流器过压和过流 问题，发电机的超速问题；
❖ 目前最常用的低电压穿越实现技术是 采用Crowbar和Chopper硬件电路。
第二部分： 风电并网的技术标准制定
中国风电并网标准情况
265506.4.254MMW1W19.23MW 25.32MW
古浪
2×330
武胜
21.3MW
780.26kV
风机类型
直驱 40%
风电并网技术标准
风电并网技术标准（征求意见稿）编制说明1第一章“范围”的说明第1.0.3 条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及风电机组，在影响电网安全稳定运行情况时，须参照本标准实施改造。
第三章“术语”的说明1、第3.0.3 条本技术标准提出了风电有效容量的概念。
根据统计结果，东北电网已投运风电场出力在40%装机容量以下的概率达到了95%；西北电网中甘肃酒泉地区风电场（总装机为 5160MW）出力在80%装机容量以下的概率达到了95%；内蒙电网的风电出力在60%装机容量以下的概率达到了95%；张家口地区风电场出力在地区风电装机容量75%以下的概率为95%；张家口某一风电场（装机容量为30MW）出力在风电装机容量90%以下的概率为98%。
风电有效容量应根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优来确定。
风电有效容量的确定考虑因素较多，计算复杂，根据对东北、西北、华北地区的研究，暂提出风电场有效容量和风电基地有效容量的选取建议值：对于单个风电场而言，根据风电场出力特性，在某一出力值以下的累积概率达到95％～100％时，建议选择这一出力值为风电场有效容量。
2 对于风电基地而言，根据风电基地出力特性，在某一出力值以下的累积概率达到90％～95％时，建议选择这一出力值为风电基地有效容量。
2、第3.0.4 条和第3.0.8 条关于“并网点”和“公共连接点”的定义。
图1 中以1 个接入220kV 电网的风电场为例进行“并网点”和“公共连接点”的说明。
图１“并网点”和“公共连接点”图例本定义仅用于本技术标准，与产权划分无关。
第四章“风电场技术规定”的说明 1、第4.1 节风电场接入系统66kV 220kV并网点公共连接点3本技术标准提出用风电有效容量来选择风电场送出线路导线截面和升压变容量，使系统达到技术经济最优。
2、第4.2 节风电场有功功率风电场有功功率控制目的：在电网特殊情况下限制风电场输出功率控制风电场最大功率变化率3、第4.2.2 条本技术标准提出了在风电场并网以及风速增长过程中，每分钟有功功率变化率不超过2%～5%的要求。
风网并网标准
China Electric Power Research Institute (CEPRI) 15 Xiaoying East Road, QingheBeijing 100192, P.R.China北京清河小营东路15号中国电力科学研究院邮编:100192 Tel:Fax:Web:+86 (10) 82812415+86 (10) 82812415前言中丹风能发展项目（英文简称WED）是中国和丹麦两国政府在可再生能源领域开展的为期三年的技术援助项目，通过双边合作介绍丹麦风电技术及风电经验，加强中国风电机构能力建设，提高风电开发和运行管理水平，推动中国风电技术进步，促进中国风电的健康发展。
项目于2006年6月正式启动，项目经费由丹麦政府提供援助，中国政府提供相应配套。
项目主要由四部分组成：风资源评估、风电规划和风电项目评估、风电并网研究以及相关能力建设的培训，项目分别由中国气象局、中国水电工程顾问集团公司、中国电力科学研究院和项目管理办公室负责牵头执行。
项目指导委员会为项目的最高决策机构，项目指导委员会由国家发改委、国家商务部和丹麦驻华大使馆成员组成。
项目管理办公室负责项目的协调、管理及监督等工作，项目管理办公室由国家发改委能源研究所管理。
本技术报告是中丹风能发展项目中国电力科学研究院风电并网子项目C01分项目的研究成果，由中国电力科学研究院新能源所完成，主要内容为中国风电并网标准的研究及其修订。
本报告的编写过程中，得到了国家电网公司、东北电网公司、黑龙江省电力有限公司、吉林省电力有限公司、辽宁省电力有限公司的大力支持，得到了Balslev、Risoe/DTU、CET/DTU、 Energinet.dk、Dong Energy、Aalborg University的积极配合，在此向对本项目做出贡献和提供支持的各界专家领导和同仁们表示诚挚的谢意。
由于时间仓促，本研究报告的疏漏之处，欢迎读者不吝指正。
风电并网技术标准(word版)
风电并网技术标准(word版)ICS备案号:DL 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-200x风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System(征求意见稿)200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-2QQx风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System主编单位:中国电力工程顾问集团公司批准部门:中华人民共和国国家能源局批准文号:前言根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》，编制风电并网技术标准。
《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施，对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。
该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期，风电机组制造产业处于起步阶段，风电在电力系统中所占的比例较小，接入比较分散的实际情况，对风电场的技术要求较低。
根据我国风电发展的实际情况，各地区风电装机规模和建设进度不断加快，风电在电网中的比重不断提高，原有规定已不能适应需要。
为解决大规模风电的并网问题，在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展，特编制本标准。
本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求，由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。
本标准由国家能源局提出并归口。
本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司参编单位:中国电力科学研究院本标准主要起草人：徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平1范围1 0. 1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1 0. 2通过其他电压等级接入电网的风电场，可参照木规定。
10. 3己投运风电场改建参照本规定执行。
风电接入电网技术规定范文（3篇）
风电接入电网技术规定范文1.1基本要求风电场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。
1.2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)3020630-150装机容量/1.5装机容量/515010030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。
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。
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50.5Hz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。
c)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。
、风电场无功功率2.1无功电源a)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。
风电接入电网技术规定范本
风电接入电网技术规定范本第一章总则第一条为规范风电接入电网的技术要求和管理，保障电网的稳定运行和电力系统的安全、经济高效运行，制定本技术规定。
第二条本技术规定适用于从事风电接入电网的各类主体，包括风电设备制造商、风电场运营商、电力系统运营商等。
第三条风电接入电网应遵循以下原则：1. 风电接入电网应符合国家有关能源发展和电网规划的政策和要求；2. 风电接入电网应符合国家和地方有关电力系统的技术标准和安全规范；3. 风电接入电网应符合国家和地方有关环境保护和能源节约的法律法规；4. 风电接入电网应符合电力市场化运营的要求；5. 风电接入电网应具备良好的对外接入条件和接口技术能力。
第四条风电接入电网应根据电力系统的需求和风电场的特点，制定相应的技术方案和实施计划。
第五条风电接入电网应按照可持续发展的原则，优化发展风电和电力系统，提高电力系统的可靠性、可调度性和可扩展性。
第二章风电接入电网的技术要求第六条风电场应按照国家和地方有关规定的技术标准和安全规范，选取合适的风电设备，确保风电接入电网的安全运行。
第七条风电场应满足以下技术要求：1. 风电设备应具有良好的性能和可靠性，能够适应复杂的气候和地形条件；2. 风电设备应具备远程监控和故障检测功能，方便实时监测和管理；3. 风电设备应具备低电流谐波、无功无功并补和并网保护等技术能力；4. 风电设备的短路电流和过电流能力应符合电网接口要求；5. 风电设备应具备与电网的通信和控制能力，实现电网的调度和管理。
第八条风电场应按照电力系统规划和风电资源开发的需求，合理布局和选址，确保风电的稳定供电。
第九条风电场应按照国家和地方有关环境保护的法律法规，采取有效的环境保护措施，减少对生态环境的影响。
第十条风电场应建立健全风电设备的安全与运维管理体系，确保设备的正常运行和维护。
第十一条风电场应按照有关规定和要求，开展必要的技术研究和应急预案，提高风电接入电网的应对突发事件的能力。
风力发电的并网技术标准分析
风力发电的并网技术标准分析发表时间：2016-11-09T14:41:31.417Z 来源：《电力设备》2016年第16期作者：康睿[导读] 我国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范，而已制定的标准还不够成熟，尚需进一步发展和完善。
（青海黄河上游水电开发有限公司青海省西宁市 810003）摘要：主要比较了国内外常用风力发电的并网技术标准，分别从并网方式，电能质量的电压偏差、频率、谐波等指标，保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。
指出了国内现有标准存在的不足，在并网技术标准的制定过程中，应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。
关键词：智能电网；风电；并网技术；标准1、前言风力发电、光伏以及燃料电池发电等分布式可再生能源由于其本身的不稳定性，给传统配电网的电压、电能质量、继电保护等方面带来了诸多不利影响。
新能源发电并网标准是推进新能源与智能电网发展的技术基础和先决条件。
本文对现有风力发电并网技术标准分别进行了比较，指出了风力发电并网标准中应该重点考虑的问题。
2、风力发电概述风的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电能，这就是风力发电。
风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再通过发电机将旋转的动能，来促使发电机发电。
依据目前的风电技术，大约是每秒三米的微风速度（微风的程度），便可以开始发电。
风力发电正在世界上形成一股热潮，因为风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或空气污染。
3、风力发电并网技术标准探析许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了风力发电系统并网技术标准，如美国的IEEE，NEC，UL标准等，我国风力标准委员会及国家电网公司也制定了风力发电系统并网标准。
国际电工委员会在1994年率先制定了风力发电机系统IEC61400系列标准，并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用，该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。
风电场并网性能测试的标准与规范解析
风电场并网性能测试的标准与规范解析随着新能源的快速发展和应用，风电场成为了一种重要的可再生能源。
在风电场运营期间，必须保证电网与风电场的安全可靠并网，保证风电场发电效率和稳定性。
因此，对风电场并网性能进行测试是非常必要的。
本文将解析风电场并网性能测试的标准与规范。
一、背景知识并网性能是指风电场与电网之间的相互作用。
风电场的发电功率必须要与电网的负荷相等，否则会造成电网频率或电压的不稳定。
因此，风电场在并网过程中的功率控制和功率匹配是非常重要的。
二、风电场并网性能测试的标准1. 国家标准《风电场并网运行技术规范》（GB/T 19963-2015）是我国目前的风电场并网运行技术规范，规定了风电场的建设、运行、维护等方面的内容。
其中涉及到风电场并网性能测试的要求和方法。
2. 国际标准IEC 61400-21是国际电工委员会（IEC）颁布的风力发电机组与电网相互作用的标准之一。
本标准详细规定了风电场的测试方案、测试过程和测试结果的评估标准。
三、风电场并网性能测试的规范1. 测试场景风电场并网性能测试需要在实际的建设现场进行。
测试场景需要选在具有典型性的风电场中进行，保证测试结果的准确性和可靠性。
2. 测试设备风电场并网性能测试需要使用一些专业测试设备，例如电力质量分析仪、功率分析仪、电压采集器等。
采用专业的测试设备可以保证测试数据的准确性和及时性。
3. 测试流程风电场并网性能测试的流程包括测试前的准备、测试中的数据采集和测试后的结果分析。
测试前需要进行场地勘察、测试设备的调试和校准，测试中需要进行全面的数据采集和记录，测试后需要对测试数据进行分析和评估。
4. 测试指标风电场并网性能测试需要考虑到多个指标，例如发电功率、电网电压、电网频率、电网谐波等。
这些指标需要符合国家和国际标准的要求，以保证风电场与电网之间的稳定性和安全性。
五、结论风电场并网性能测试是保证风电场安全可靠运行的重要手段。
国家和国际标准规范了风电场并网性能测试的要求和方法，测试过程需要遵循相关规范和指南。
重点讲解大型风电场并网设计技术规范
大型风电场并网设计技术规范（NB/T 31003—2011）1总则1.0.1为使风电场接入电力系统设计更好地贯彻国家电力建设方针政策，规范风电场接入电力系统，特制定本标准。
1.0.2本标准适用于以下大型风电项目：1规划容量在200MW及以上的新建风电场或风电场群项目。
2直接或汇集后通过220kV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。
1.0.3风电场设计除应符合本标准的规定外，还应符合国家现行有关标准的规定。
2术语和定义本标准采用下列定义和术语。
2.0.1风电机组wind turbine generator system：WTGS将风的动能转换为电能的系统。
2.0.2风电场wind farm；wind powerlant由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。
2.0.3风电有效容量effective capacity ofwind power根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优的风电晟大出力，为风电有效容量。
2.0.4风电场并网点point ofinterconnection ofwind farm 风电场升压站高压侧母线或节点。
2.0.5风电场有功功率active power ofwind farm风电场输入到并网点的有功功率。
2.0.6风电场无功功率reactive power ofwind farm风电场输入到并网点的无功功率。
2.0.7有功功率变化率active power ramp rate在单位时间内风电场输出有功功率最大值与最小值之间的变化量和装机容量的比值。
2.0.8公共连接点point ofcommon coupling风电场并网点和公共电网连接的第一落点。
2.0.9风电机组低电压穿越low voltage ride through ofwind turbines当电力系统故障或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组能够保证不脱网连续运行。
风力发电机组并网技术
风力发电机组并网技术第一篇：风力发电机组并网技术风力发电机组并网技术20世纪90年代，L.Xu, Bhowink, Machromoum, R.Pena等学者对双馈电机在变速恒频风力发电系统中的应用进行了理论、仿真分析和试验研究，为双馈电机在风力发电系统中的应用打下了理论基础。
同时，电力电子技术和计算机技术的高速发展，使得采用电力电子元件(IGBT等)和脉宽调制(PWM)控制的变流技术在双馈电机控制系统中得到了应用，这大大促进了双馈电机控制技术在风电系统中的应用。
八十年代以后，功率半导体器件发展的主要方向是高频化、大功率、低损耗和良好的可控性，并在交流调速领域内得到广泛应用，使其控制性能可以和直流电机媲美。
九十年代微机控制技术的发展，加速了双馈电机在工业领域的应用步伐。
近十年来是双馈电机最重要的发展阶段，变速恒频双馈风力发电机组已由基本控制技术向优化控制策略方向发展。
其励磁控制系统所用变流装置主要有交交变流器和交直交变流器两种结构形式:(1)交交变流器的特点是容量大，但是输出电压谐波多，输入侧功率因数低，使用功率元件数量较多。
(2)采用全控电力电子器件的交直交变流器可以有效克服交交变流器的缺点，而且易于控制策略的实现和功率双向流动，非常适用于变速恒频双馈风力发电系统的励磁控制。
为了改善发电系统的性能，国内外学者对变速恒频双馈发电机组的励磁控制策略进行了较深入的研究，主要为基于各种定向方式的矢量控制策略和直接转矩控制策略。
我国科研机构从上世纪九十年代开始了对变速恒频双馈风力发电系统控制技术的研究，但大多数研究还仅限于实验室，只有部分研究成果在中，在小型风力发电机的励磁控制系统中得到应用。
因此，加快双馈机组的励磁控制技术的研究进度对提高我国风电机组自主化进程具有重要意义。
除了上面提到的双馈风力发电系统励磁控制技术研究以外，变速恒频双馈风力发电系统还有许多研究热点包括:(I)风力发电系统的软并网软解列研究软并网和软解列是目前风力发电系统的一个重要部分。
风电并网标准
风电场输入到并网点的有功功率。
风电场无功功率reactive power of wind farm
风电场输入到并网点的无功功率。
有功功率变化active power change
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）。
b)接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保风电场有功功率及有功功率变化按照调度部门的给定值运行。
有功功率变化
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，由电力系统调度部门确定。风电场有功功率变化限值的推荐值可参考表1，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。
b)当电力系统发生两相短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点线电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意线电压低于或部分低于图1中电压轮廓线时，允许风电机组切出。
c)当电力系统发生单相接地短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点相电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意相电压低于或部分低于图1中电压轮廓线时，允许风电机组切出。
表1风电场有功功率变化最大限值
风电场装机容量（MW）
10min有功功率变化最大限值（MW）
1min有功功率变化最大限值（MW）
<30
10
区域风力发电机组并网安全性评价标准word资料28页
华北区域风力发电机组并网安全性评价标准(试行)国家电力监管委员会华北监管局二○○八年十月目录一、华北区域风力发电机组并网安全性评价标准(试行)说明 (1)二、必备项目 (4)三、评分项目 (8)1、电气一次设备 (8)1.1、发电机组 (8)1.3、主变压器和高压并联电抗器 (8)1.4、外绝缘和构架 (9)1.5、过电压保护和接地 (10)1.6、高压电器设备 (10)1.7、场（站）用配电系统 (12)1.8、防误操作技术措施 (13)2、二次设备 (14)2.1、并网继电保护及安全自动装置 (14)2.2、调度自动化 (16)2.3、通信 (19)2.4、直流系统 (22)2.5、二次系统安全防护 (23)2.6、风力发电机组控制系统 (23)3、调度运行 (25)4、安全生产管理 (26)华北区域风力发电机组并网安全性评价标准(试行)说明一、根据电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》要求，风力发电机组并网安全性评价主要内容包括：风力发电机组的电气一次、二次设备、调度运行和安全生产管理。
其中电气一次设备包括：发电机组、变压器和高压并联电抗器、电容器（包括无功动态补偿装置）、外绝缘和构架、过电压保护和接地、高压电器设备、站用配电系统和防误操作技术措施。
电气二次设备包括：继电保护及安全自动装置、调度自动化、通信、直流操作系统、二次系统安全防护及风力发电机组控制系统。
二、根据对电网安全、稳定、可靠运行的影响程度，风力发电机组并网安全性评价内容分成“必备项目”和“评分项目”两部分。
“必备项目”是指那些如果不满足本评价标准的要求，则可能对电网的安全、稳定运行造成严重后果的项目。
“评分项目”是指除了必备项目之外，对电网安全稳定运行也会造成不良影响，应当满足本评价标准的其他项目。
第 1 页三、本评价标准中，“必备项目”18条；“评分项目”包括四个评价单元，各单元应得分为：电气一次设备925分、二次设备1075分、调度运行100分、安全生产管理450分，共计2550分。
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ICS备案号:DL 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-200x风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System(征求意见稿)200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准P DL/Txxxx-2QQx风电并网技术标准Regulations for Wind Power Connecting to the System主编单位:中国电力工程顾问集团公司批准部门:中华人民共和国国家能源局批准文号:前言根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》，编制风电并网技术标准。
《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施，对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。
该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期，风电机组制造产业处于起步阶段，风电在电力系统中所占的比例较小，接入比较分散的实际情况，对风电场的技术要求较低。
根据我国风电发展的实际情况，各地区风电装机规模和建设进度不断加快，风电在电网中的比重不断提高，原有规定已不能适应需要。
为解决大规模风电的并网问题，在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展，特编制本标准。
本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求，由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。
本标准由国家能源局提出并归口。
本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司参编单位:中国电力科学研究院本标准主要起草人：徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平1范围1 0. 1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1 0. 2通过其他电压等级接入电网的风电场，可参照木规定。
10. 3己投运风电场改建参照本规定执行。
2引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版木。
DL/755-2001电力系统安全稳定导则SD131—1984电力系统技术导则SDJ161—1985电力系统设计技术规程SD325-1989电力系统电压和无功电力技术导则GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差GB 12326-2008电能质量电压波动和闪变GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波GB/T 15945-2008电能质量电力系统频率偏差GB/T 15543-2008电能质量二相电压不平衡GB/T 20320-2006风力发电机组电能质量测量和评估方法DL/T 1040-2007电网运行准则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》国家电力监管委员会电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》3术语和定义本标准采用下列定义和术语。
3. 0. 1风电机组wind turbine generator system, WTGS将风的动能转换为电能的系统。
3.0.2风电场wind farm; wind power plant;由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。
3.0.3风电有效容量effective capacity of wind power根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优的风电最大出力，为风电有效容量。
风电有效容量分为风电场有效容量和风电基地有效容量。
3. 0. 4风电场并网点point of interconnection of wind farm风电场升压站高压侧母线或节点。
3.0.5风电场有功功率active power of wind farm风电场输入到并网点的有功功率。
3. 0. 6风电场无功功率reactive power of wind farm风电场输入到并网点的无功功率。
3.0.7功率变化率power ramp rate在单位时一间内风电场输出功率最大值与最小值之间的变化量和装机容量的比值。
3. 0. 8公共连接点point of common coupling风电场并网点和电网连接的第一落点。
3. 0. 9风电机组低电压穿越low voltage ride through of wind turbines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，风电机组能够不间断并网运行。
4风电场技术规定4. 1风电场接入系统4. 1 1风电场送出线路导线截面按照风电场有效容量选择。
风电基地送出线路导线截面按照风电基地有效容量选择。
4.1.2风电场升压站主变压器应采用有载调压变压器，主变容量按照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基地有效容量选择。
4. 2风电场有功功率4. 2. 1风电场应具有有功功率调节能力，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。
4.2.2在风电场并网以及风速增长过程中，宜控制风电场每分钟有功功率变化率不超过2%~5%;在风速降低过程中或超出切机风速情况下，允许有功功率变化率超过该范围(在超出切机风速情况下，宜分步切除风电机组)。
4.2.3当电网频率高于50.2Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率。
4. 3风电场无功功率4. 3. 1风电场应具备无功功率控制能力，配置无功电压控制系统，能够快速调节无功功率。
4. 3. 2在公共电网电压处于正常范围内时，风电场应能控制并网点电压偏差在额定电压的-3%~+7%范围内。
必要时，在风电场集中加装无功补偿装置。
4.3.3风电场变电站应采用有载调压变压器，具有调整主变压器分接头控制风电场电压的能力。
4.3.4风电场无功调节速度应能满足电网电压调节需要。
必要时，在风电场加装快速无功补偿装置。
4.3.5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。
在满足上述要求下，风电场需配置的无功容量范围可结合风电场实际接入系统情况，通过风电场接入系统无功专题研究来确定。
4. 4风电场电能质量当风电场并网点的闪变值满足国家标准GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足国家标准GB/T14549-1993 ((电能质量公用电网谐波》、三相不平衡度满足国家标准GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》的规定时，风电场应能正常运行。
4. 4. 1电压变动风电场在并网点引起的电压变动d(%)应当满足表1的要求。
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不；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次变动)。
不同方向的若干次变动，如间隔时间小于30ms，则算一次变动。
4.4.2闪变风电场并网点的闪变干扰值应满足GB 12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的要求。
风电场引起的公共连接点上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。
4. 4. 3谐波风电场并网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。
风电场向公共连接点注入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。
4.5风电场模型和参数风电场应提供风电机组、风电场电力汇集系统及控制系统可用于系统仿真计算的等值模型和参数。
当模型和参数发生变化时，应及时反馈给电网调度部门。
4. 6风电场二次部分4. 6. 1基本要求1风电场的二次设备及系统应符合电力二次部分技术规范、电力二次部分安全防护要求及相关设计规程。
2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。
4.6.2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:1单个风电机组运行状态;2风电场实际运行机组数量和型号;3风电场并网点电压;4风电场高压侧出线的有功功率、无功功率、电流;5高压断路器和隔离开关的位置;6风电场的实时风速和风向。
4.6.3故障信息记录与传输在风电场升压站需要安装故障记录装置，记录故障前l0s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。
4. 6. 4风电场继电保护1风电场相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电网有关规定和反事故措施的要求。
2为有利于配合风电场低电压穿越功能，快速切除故障减少并网点电压跌落时间，宜配置全线速动的线路保护。
3风电场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满足故障记录的技术规定。
故障录波设备应具备接入数据传输通道传至电网调度部门的功能。
4.6.5风电场调度自动化1风电场应配备计算机监控系统(或R丁U)、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，并满足电网公司《电网二次系统设备配置原则与系统设计技术规范》要求。
2风电场调度自动化系统远动信息采集范围按电网公司《调度自动化EMS系统远动信息接入规定》的要求接入信息量。
3风电场电能计量点(关口)应设在电场与电网的产权分界处，计量装置配置应按电网公司《关口电能计量装置配置原则》执行。
4风电场电能量信息采集范围:各路出线的正向有功电度、负向有功电度、正向无功电度、负向无功电度、带时标的单点信息等。
5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，直送电网调度部门及地区电网调度部门。
6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，UPS电源在交流供电电源消失后，其带负荷运行时间应大于40分钟。
7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。
8风电场二次系统安全防护应符合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》和国家电力监管委员会电监安全「2006] 34号《电力二次系统安全防护总体方案》。
4.6.6风电场通信1风电场接入系统时应具备两条路由通道，其中至少有一条光缆通道。
2风电场与系统直接连接的通信设备如光纤传输设备、PCM终端设备、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等设备需与系统接入端设备相一致。
3风电场内的通信设备配置按相关的设计规程执行。
4. 7风电场测试4. 7 1基本要求1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电网调度部门备案。