山东电网新建风电场并网验收流程(调技[2011]16号).doc

附件2：山东电网新建风电场并网验收流程 2011年3月施行一 工作内容1受理、审查新建风电场并网验收申请2组织实施并网必备条件现场验收3反馈并网验收结果二 工作依据1风电场接入电网技术规定（Q/GDW392-2009）2风电调度运行管理规范(Q/GDW-2009)3山东电力系统调度管理规程（鲁电集团调【2009】471号）4山东电网风电调度管理规定5风电场并网调度协议6山东电网风电场并网验收测试规程（试行）7风电机组并网检测管理暂行办法（国家能源局【2010】433号）三 相关附件1风电场并网验收申请书2风电场并网验收流程3风电场并网验收大纲4风电场并网必备条件验收确认书5风电场并网验收报告6风电场并网验收资料7风电场并网测试方案及协议附件1： 风电场并网验收申请书一 设备名称、启动范围二 预定并网日期、试运计划三 试运工作对电网的要求及可能造成的影响四 有关联系方式姓 名职 务办公电话手 机电子邮箱省调传真调意见（签字盖章）：中心领导批示：附件2： 风电场并网验收流程序号管理程序工作内容时限要求责任岗位1申请提交满足风电场接入电网技术规定、山东电网风电调度管理规定、并网调度协议及山东电网风电场并网验收测试规程（试行）中的相关要求，已列入省调月度投产计划，拟并网风电场按省调要求自查合格，提出并网测试方案并签订测试协议后向所属地调提交并网验收申请书，地调同意后报省调技术处。风电场并网前15个工作日风电场、地调2申请受理对拟并网风电场的验收申请进行审查，对符合条件的予以确认通知。收到申请书后5个工作日内省调新能源管理专工3成立验收专家组通过地调验收后，省调下发通知，组织成立风电场验收专家组，成员至少包括：省调（技术处、自动化处）；研究院新能源专家；相邻地调，本地地调有关人员。省调新能源管理专工4验收准备拟并网风电场在收到确认通知后，与省调协商验收具体事宜，并根据山东电网风电场并网验收资料准备验收资料和现场验收准备。风电场5组织验收组织验收专家组和相关专业技术人员按照风电场并网必备条件验收确认书对拟并网风电场进行并网验收。验收采取会议验收方式，进行资料审查和现场设备核查，根据验收大纲组织验收。风电场首次并网前5个工作日省调新能源管理专工6问题处理向拟并网风电场书面反馈验收意见，对验收中发现的重要问题，要求风电场及时进行整改。整改完成后，重新向调度机构提出验收申请，直到满足并网要求为止。按验收要求省调新能源管理专工7验收确认验收组出具验收报告，经省调领导批准后，由技术处通知拟并网风电场提交启动送电申请时间。按省调调度规程验收专家组8启动送电拟并网风电场向所属地调提交新设备启动申请，地调同意后报省调批复。按省调调度规程风电场、地调注： 如第6个程序不符合条件，从第1个程序重新开始。附件3： 风电场并网验收大纲1. 验收申请流程新建风电场满足风电场接入电网技术规定、山东电网风电调度管理规定、并网调度协议及山东电网风电场并网验收测试规程（试行）中的相关要求，拟并网风电场按省调要求自查合格，提出并网测试方案并签订测试协议后向所属地调提交并网验收申请书，地调同意后于风电场并网前15个工作日向省调技术处提出验收申请。技术处在收到申请书后5个工作日内，对拟并网风电场的验收申请进行审查，对符合条件的予以确认通知。风电场通过地调验收后，首次并网前5个工作日，省调技术处组织验收专家组和相关专业技术人员按照风电场并网必备条件验收确认书对拟并网风电场进行并网验收。2. 并网验收性质新建风电场并网条件现场验收。3. 并网验收依据3.1 风电场接入电网技术规定（Q/GDW392-2009）3.2 风电调度运行管理规范(Q/GDW-2009)3.3 山东电力系统调度管理规程（鲁电集团调【2009】471号）3.4 山东电网风电调度管理规定3.5 风电场并网调度协议3.6 山东电网风电场并网验收测试规程（试行）3.7 风电机组并网检测管理暂行办法（国家能源局【2010】433号）4. 并网验收目的评价参加验收的风电场是否满足风电场并网必备条件验收确认书要求，向拟并网风电场书面反馈验收意见，对验收中发现的重要问题，要求风电场进行整改。整改完成后，重新向调度机构提出验收申请，直到满足并网要求为止，最后做出可否启动送电的结论。5. 并网验收的组织形式5.1 会议验收；5.2 邀请有关专家组成验收专家组；5.3 验收专家组完成上述验收工作。6. 验收审查内容6.1 故障录波设备是否符合风电场接入电网技术规定；6.2 保护及重合闸装置能否满足电网要求；6.3 风电机组运行频率是否满足风电场接入电网技术规定要求；6.4 无功补偿设备类型、补偿容量是否符合风电场接入电网技术规定；6.5 主变是否为有载调压，容量、变比是否满足要求；6.6 是否按省调要求配置安全稳定控制装置；6.7 220kV及以上电压等级的风电场变电站是否配置了PMU；6.8 是否提供用于安全稳定计算的机组数学模型和参数；6.9 是否有配置AVC的资金计划，能否根据省调统一安排实现AVC功能；6.10 主接线方式和接入电压等级是否符合公司接入系统批复文件，与并网协议一致，设备命名与省调命名是否一致；6.11 装机明细、风机参数是否与并网调度协议一致；6.12 运行值班人员资质、生产条件、反事故措施、装备等是否完善；6.13 并网验收资料是否齐备；6.14 控制室配置是否符合省调要求；6.15 风电机组机型是否符合风电机组并网检测管理暂行办法要求；6.16 低电压穿越能力是否符合风电场接入电网技术规定；6.17 电能质量监测装置是否符合风电场接入电网技术规定；6.18 有功控制系统能否实现远方单机控制，满足风电场接入电网技术规定要求；6.19 机组自启动条件是否满足省调要求；6.20 有功恢复时功率变化率是否不小于10%额定功率/秒；6.21 配置的无功电压控制系统是否具备根据并网点电压水平调节无功输出的能力，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求，应能自动调整并网点电压在额定电压的97%107%； 6.22 风电机组相关性能检测（并网后）有无计划和测试协议；6.23 风电场运行特性及模型参数检测（并网后）有无测试协议；6.24 是否按省调要求配置风电功率预测系统；6.25 与省地调通信方式、遥测遥信遥调等信息接入是否是双通道接入，能否传输风机、风力、遥调信息；6.26 是否有配置AGC的资金计划，能否根据省调统一安排实现AGC功能。7. 验收会议程序7.1 宣布开会；7.2 宣布对验收申请的批复函；7.3 风电公司领导致欢迎词；7.4 宣布验收专家名单：组长、副组长、成员；7.5 验收组组长主持会议；7.6 风电场汇报；7.7 专家提问；7.8 检查现场设备情况；7.9 验收专家组讨论形成并通过验收意见；7.10 宣布验收意见；7.11 风电公司表态；7.12 会议小结；7.13 宣布会议结束。8. 提供审查的验收资料目录8.1 风电场并网必备条件验收确认书；8.2 风电场设备配置情况、设备的使用及维护说明书（电子版和书面文档）；8.3 批复文件；8.4 并网调度协议；8.5 风电场相关运行管理制度、反事故预案（电子版和书面文档）；8.6 风电场并网验收资料汇编（注：根据风电场并网验收资料要求，针对风电场并网必备条件验收确认书中的每一项内容，提供支持性文件资料，并装订成册，同时提供电子版）。附件4： 风电场并网必备条件验收确认书验收时间： 年 月 日序号负责专业项目验收要求验收结论签字1继电保护故障录波设备在升压站安装故障录波仪，能够记录故障前10到故障后60的情况，110kV及以上系统并网的风电场按省调要求数据传送至省调和所属地调。2继电保护保护及重合闸装置110kV及以下按直配线、220kV及以上按联络线配置。3运行方式风电机组频率保护参数在49.5Hz50.2Hz频率范围内连续运行；在48Hz49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行30min；频率50.2Hz51Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2min，并当频率高于50.2Hz时，不能有其他的风力发电机组启动；频率高于51Hz时，风电场机组逐步退出运行或根据调度部门的指令限出力运行。4运行方式无功补偿设备类型、补偿容量安装具有自动电压调节能力的动态无功补偿装置，每期工程（装机容量不超过50MW）补偿容量应满足-6+12MVar的最低要求；最大单组无功补偿装置的投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。5运行方式主变类型、容量配置有载调压变，变比和容量满足要求。6运行方式安全稳定控制装置按省调要求配置安全稳定控制装置。7运行方式PMU配置情况220kV及以上电压等级配置PMU，满足省调要求。8运行方式模型及计算参数提供用于电网安全稳定计算的机组数学模型和参数9运行方式AVC有资金计划，应根据省调统一安排实现AVC功能。10调度运行调度命名、主接线方式、接入电压等级风电场与电网的连接方式、电气主接线方式、出线电压等级、出线方向(落点)和出线回路数与并网调度协议一致，符合公司接入系统批复文件。设备命名与省、地调调度命名一致。11调度运行装机明细、风机参数风电场提供的技术参数包括：风机型号、风轮直径、切入风速、额定风速、切出风速、发电机型号及模型、变流器型号及性能参数、单机容量、发电机电压、功率调节速率(典型出力下的爬坡、下降速率)、机组有功(无功)特性曲线、功率因数。以上参数与并网调度协议一致。12调度运行运行值班人员要求运行值班人员应通过有关电网安全运行规定的培训并经电网调度机构资格考试合格后，持证上岗。13调度运行并网前的资料准备具备电气运行规程和紧急事故处理预案，并上报电网调度机构；与电网安全相关的运行、检修规程及管理制度满足电网安全管理规定要求；根据调度要求提供有关资料。14调度运行控制室要求控制室装有专线调度电话，具备录音功能，实行24小时值班，可实现远方监视与控制。15新能源风电机组机型符合风电机组并网检测管理暂行办法要求，并提供检测报告。16新能源低电压穿越能力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 625ms 的能力；风电场并网点电压在发生跌落后 2s 内能够恢复到额定电压的 90时，风电机组能够保证不脱网连续运行。17新能源电能质量监测装置配置电能质量监测设备，实时监测的风电场电能质量（包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等）符合风电场接入电网技术规定，并能够按照调度要求上传有关信息。18新能源有功控制功能配置有功功率控制系统，具备远方单机有功功率控制能力，接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率控制信号，确保风电场有功功率值符合省调给定值；在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场。19新能源机组自启动条件一般不允许机组自动启动，系统发生扰动后，待系统的电压和频率恢复正常，需延时20s5min后才允许并网。20新能源有功恢复时功率变化率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。21新能源无功控制功能风电机组功率因数应在-0.950.95变化范围之间可控；配置的无功电压控制系统具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。电网电压正常时，风电场应能自动调整并网点电压在额定电压的97%107%；具有通过调整有载调压变压器分接头控制场内电压的能力，确保场内风电机组在风电场并网点的电压偏差在其额定电压的-10%+10%之间时能正常运行。22新能源并网后风电机组相关性能检测有检测计划，已签订测试协议。23新能源并网后风电场运行特性及模型参数检测有检测计划，已签订测试协议。24自动化风电功率预测系统按省调要求配置风电功率预测系统，具有048h短期风电功率预测以及15min4h超短期风电功率预测功能，预测值的时间分辨率为15min。25自动化与省地调通信方式、遥测遥信遥调等信息接入双通道接入，传输的信号满足省、地调要求。26自动化AGC有资金计划，根据省调统一安排实现AGC功能。附件5： 风电场并网验收报告验收时间： 年 月 日风电场调度名称风电场全称验收组组长风电场负责人验收组成员验收存在问题：1234整改措施（量质期）：1234验收结论：验收专家组签字：组长：副组长：成员：13附件6： 风电场并网验收资料（模板，装订成册时加目录、时间）一 风电场基本情况1. 主接线以及并网方式、接入电压等级 与并网协议一致，符合公司接入系统批复文件。风电场需提供风电场电气主接线图纸、公司关于风电场接入系统的批复文件。2. 装机明细、风机参数与并网调度协议一致。 风电场需提供的技术参数包括：风机型号、风轮直径、切入风速、额定风速、切出风速、发电机型号及模型、变流器型号及性能参数、单机容量、发电机电压、功率调节速率(典型出力下的爬坡、下降速率)、机组有功(无功)特性曲线、功率因数、变流器等主要设备及材料清册。二 风电场设备配置1. 无功补偿设备类型、补偿容量提供无功补偿装置的配置情况、产品的使用说明书、铭牌参数等。2. 主变类型、容量提供风电场的主变压器铭牌数据及参数。 3. 低电压穿越能力提供风电机组的产品说明书及产品介绍。4. 继电保护及安全稳定控制装置配置的机组涉网保护、并网线路及母线保护、风电场升压站一次和二次设备的继电保护及安全稳定控制装置满足省调及并网协议中关于过流、短路等保护的要求。注：根据以上要求，提供相关证明材料（如产品型号、功能说明、产品说明书等）5. 调度自动化装置 5.1 风电场应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000；5.2 风电场应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719-2000；5.3 风电场应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；采用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入省、地调接入网相应节点；5.4 风电场其它设备按并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范（调自201039号）要求配置；5.5 风电场应按并网发电厂调度自动化信息接入规范（调自201039号）接入和上传常规的自动化基础数据；5.6 风电场风机监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现风机实时信息的上传。注：根据以上要求，提供相关证明材料（如产品型号、功能说明、产品说明书等）6. 故障录波设备风电场应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10到故障后60的情况，可提供故障简报，风电场故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为按省调要求配备至省调和所属地调的数据传输通道。注：根据以上要求，提供相关证明材料（如产品型号、功能说明、产品说明书等）7. 通信与信号风电场具备与电网调度机构之间的数据通信能力，与省调地调通信方式、遥测遥信遥调等信息双通道接入，传输信号包括但不限于遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号、其他安全装置的信号以及风电场正常运行信号。注：根据以上要求，提供相关证明材料。8. 电能质量监测装置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。电能质量应包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等指标。8.1 电压偏差风电场接入电力系统后，并网点电压的正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%，一般为 -3%+7 %。8.2 电压变动风电场在公共连接点引起的电压变动应当满足GB12326-2008电能质量 供电允许偏差的要求。风电场单独引起公共连接点处的电压变动限值d(%)应满足表1的要求。表1: 电压变动限值r(次/h)d(%)r131r102.510r1001.5100r100018.3 闪变风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值应满足GB12326-2008电能质量 供电电允许偏差的要求，其中风电场引起长时间闪变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。8.4 谐波风电接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T 145491993电能质量 公用电网谐波的规定，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。注：根据以上要求，提供相关证明材料（如产品型号、功能说明、产品说明书等）9、PMU配置情况对于接入220kV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。注：根据以上要求，提供相关证明材料（如产品型号、功能说明、产品说明书等）。10、设备标示调度管辖范围内的设备已按相关调度部门下发的编号命名进行编制且齐全、醒目和可靠固定；安全标示应标明“警告”等提示性文字和符号，标示的形状、颜色、尺寸和高度参照GB2894、GB16179执行。注：根据以上要求，提供相关说明材料。三 基本功能要求1. 有功功率控制能力1.1 风电场需配置有功功率控制系统，具备单机有功功率控制能力，接收并自动执行电网调度部门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符合电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统稳定性；1.2 风电场应能限制输出功率的变化率，在风电场并网以及风速增长的过程中，风电场有功功率的变化应满足电网调度部门的要求。最大功率变化率包括1 min 功率变化率和10min功率变化率。风电场有功功率限值的推荐值可参考表2；表2: 风电场有功功率变化限值推荐值风电场装机容量（MW）10min最大有功功率变化限值（MW）1min最大有功功率变化限值（MW）15050151.3风电场启动过程以及风速增长过程中，功率变化率应当满足表2所列要求。表2也适用于风电场正常停机，但可以接受风速降低而引起的超出最大变化率的情况；1.4在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场；1.5风电场有功功率控制应根据省调统一安排逐步实现AGC功能。注：根据以上要求，提供相关证明材料。2. 无功功率、电压控制能力2.1 风电场参与电网电压调节的方式包括调节风电场的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整风电场升压变压器的变比等；2.2 风电机组运行在不同输出功率时，其功率因数应在0.950.95变化范围之间可控；2.3 风电场须安装具有自动电压调节能力的动态无功补偿装置，补偿容量应满足Q/GDW 392-2009风电场接入电网技术规定。接入系统批复文件中未明确时，无功补偿容量（包括容性和感性）不得低于风电装机容量的25%；2.4 风电场无功功率的调节范围和响应速度，应满足风电场并网点电压调节的要求。公共电网电压正常时，风电场应能自动调整并网点电压在额定电压的97%107%；2.5 风电场应配置无功电压控制系统，在无功输出范围内具备根据并网点电压