深度解析(2026)《GBT 19963.1-2021风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电》

《GB/T19963.1-2021风电场接入电力系统技术规定

第1部分：

陆上风电》(2026年)深度解析目录标准修订背景与行业价值何在?适配新型电力系统的陆上风电接入顶层设计深度剖析有功功率控制如何适配电网调峰需求?新型电力系统下陆上风电有功调节技术要点深度剖析电能质量指标为何这样设定?契合高比例风电接入的电能质量管控要点深度解读风电场涉网保护与安全自动装置有何新要求?保障电网与风电协同安全的保护配置专家解读接入系统设计与试验验证如何落地?确保标准落地执行的陆上风电接入实施指南专家视角接入系统基本要求有哪些核心升级?保障电网安全稳定的陆上风电接入底线准则专家解读无功功率与电压调节有何新规范?支撑电网电压稳定的陆上风电无功控制策略专家视角低电压穿越与高电压穿越能力如何达标?应对电网故障的陆上风电穿越技术规范深度剖析通信与信息交互有哪些关键升级?支撑风光储协同调度的陆上风电通信规范深度剖析标准对未来陆上风电发展有何前瞻指引?适配高比例可再生能源电网的技术演进方向(2026年)深度解标准修订背景与行业价值何在？适配新型电力系统的陆上风电接入顶层设计深度剖析修订背景：为何要更新2011版旧标准？01旧版2011标准已无法适配行业变化：陆上风电装机从2011年的4505万千瓦增至2020年的28193万千瓦，高比例接入使电网对风电涉网性能要求升级。同时新型电力系统建设推动源网荷储协同，旧标准在功率控制、穿越能力等方面规范滞后，需修订以衔接电网发展需求。02（二）修订依据：哪些政策与技术支撑标准制定？A政策层面依据《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》等，技术层面依托近十年风电控制技术、电网调度技术突破。修订过程融合IEC国际标准先进经验，结合我国西北、华北等风电富集地区运行数据，确保规范科学性与适用性。B（三）行业价值：对陆上风电与电网发展有何核心赋能？01对风电行业明确技术升级方向，降低接入电网的技术壁垒与成本；对电网提升高比例风电接纳能力，减少弃风率。长远看为新型电力系统中风电规模化并网提供技术准则，助力“双碳”目标下能源结构转型，强化能源安全保障。02、接入系统基本要求有哪些核心升级？保障电网安全稳定的陆上风电接入底线准则专家解读接入电压等级：如何匹配不同规模风电场？01标准明确不同装机规模对应的接入电压等级：10万千瓦及以下优先接入110千伏或220千伏电网，10-50万千瓦可接入220千伏或500千伏电网，50万千瓦以上需接入500千伏及以上电网。相比旧标准细化中等规模风电场分级，适配规模化开发趋势，避免电压等级错配导致的电网损耗。02（二）接入点选择：有哪些关键考量因素？接入点需满足电网规划、供电可靠性及经济性要求：优先选择电网结构坚强、电压支撑能力强的节点，避开重负荷区域。要求开展接入点潮流计算与稳定性分析，确保接入后不影响电网原有供电质量，对偏远地区风电场允许通过联络线接入，但需评估联络线传输容量。12（三）并网运行范围：何种条件下可全额并网？01风电场需满足有功/无功控制、电能质量等核心要求方可全额并网。对未达标的风电场，电网可要求限制出力或分期并网。标准新增“风电场并网前需完成涉网性能测试”条款，明确测试合格是全额并网的前置条件，杜绝不合格风电项目影响电网稳定。02、有功功率控制如何适配电网调峰需求？新型电力系统下陆上风电有功调节技术要点深度剖析有功功率调节范围：为何扩展至0-100%额定功率？01旧标准仅要求风电场具备50%-100%功率调节能力，新版扩展至0-100%，适配电网深度调峰需求。高比例新能源电网中，风电需承担“填谷”任务，低功率运行时的稳定性是关键。标准明确低功率运行时的功率波动限值，要求风电场配备储能或协同控制技术，保障0.3倍额定功率以下稳定运行。02（二）有功功率调节速率：不同场景下有何具体要求？分场景设定调节速率：正常运行时不低于2%额定功率/秒，电网频率偏差超过±0.2Hz时需提升至5%额定功率/秒。针对新能源大发时段的弃风场景，要求调节速率可灵活设定，避免频繁调节导致的设备损耗。标准配套测试方法，通过频率响应试验验证调节速率达标性。12（三）有功功率预测：短期与超短期预测精度有何新规范？1短期预测（0-72小时）月平均准确率：10万千瓦以下风电场不低于85%，10万千瓦以上不低于88%；超短期预测（0-4小时）15分钟滚动准确率不低于90%。新增“预测误差考核机制”，要求风电场向电网调度机构实时上传预测数据，误差超标将影响并网优先级，倒逼预测技术升级。2、无功功率与电压调节有何新规范？支撑电网电压稳定的陆上风电无功控制策略专家视角无功功率调节范围：如何覆盖不同运行工况？1标准明确风电场在额定有功功率下，无功调节范围不小于±0.3倍额定功率；有功功率降至0.5倍额定功率时，仍需具备±0.2倍额定功率调节能力。相比旧标准强化低有功工况下的无功支撑，适配风电出力波动场景。要求风电场配置SVG等动态无功补偿装置，提升调节响应速度。2（二）电压调节方式：恒电压、恒功率因数如何灵活切换？风电场需具备恒电压、恒功率因数、恒无功功率三种调节方式，可根据电网指令无缝切换。接入弱电网时优先采用恒电压控制，维持接入点电压稳定；接入强电网时可采用恒功率因数控制，降低调节损耗。标准明确切换时间不超过1秒，避免切换过程中电压波动。（三）电压偏差控制：不同电压等级下的限值有何要求？接入110千伏电网时，电压偏差限值为±7%；接入220千伏及以上电网时，限值为±5%。新增“电压暂降应对要求”，当接入点电压暂降至0.8倍额定电压时，风电场需保持无功输出不低于额定值的50%，支撑电网电压恢复。标准要求通过电压耐受试验验证控制效果。、电能质量指标为何这样设定？契合高比例风电接入的电能质量管控要点深度解读谐波限值：针对风电特性有何细化规定？分奇次、偶次谐波设定限值：3次谐波电流允许值为10%额定电流，5次为6%，7次为4%，偶次谐波为奇次的50%。相比旧标准新增23次及以上高次谐波限值，因大型风电场采用变流器数量增加，高次谐波污染风险上升。要求风电场配置谐波监测装置，实时上传数据至电网。（二）电压波动与闪变：如何适配风电出力波动特性？01电压波动限值：接入110千伏电网时为2.5%，220千伏及以上为2%；短时闪变值（Pst）不超过1.0，长时闪变值（Plt）不超过0.8。针对风电出力波动周期性，标准明确“在风速突变±5m/s时，波动值不得超过限值的1.2倍”，要求风电场采用平滑控制技术，降低出力波动对电网的影响。02（三）频率偏差：风电场频率响应有何新要求？01风电场需具备频率一次调节能力，当电网频率低于49.5Hz时，自动增加有功出力；高于50.5Hz时，自动降低出力。调节量与频率偏差成正比，频率每偏差±0.1Hz，出力调节量不低于额定功率的2%。新增“频率紧急控制”条款，频率低于47Hz时可切机保障电网安全，高于51.5Hz时快速减出力。02、低电压穿越与高电压穿越能力如何达标？应对电网故障的陆上风电穿越技术规范深度剖析低电压穿越：电压跌至多少仍需保持并网？标准明确低电压穿越曲线：当接入点电压跌至0.2倍额定电压时，需持续穿越625毫秒；电压跌至0时，需持续穿越150毫秒。相比旧标准延长低电压持续时间，适配电网故障清除时间延长的场景。要求风电场采用crowbar电路等技术，在低电压时释放转子能量，避免脱网。12（二）高电压穿越：新增要求背后有何电网考量？旧标准未明确高电压穿越要求，新版规定：当电压升至1.3倍额定电压时，需持续穿越2秒；升至1.1倍额定电压时，需持续运行。因高比例风电接入后，电网故障可能导致电压升高，风电脱网将加剧电压失稳。要求风电场配置过电压保护装置，在高电压时通过卸荷等方式维持并网。（三）穿越试验：如何验证风电场穿越能力达标？穿越试验需采用真机现场试验或硬件在环仿真试验，试验场景覆盖电压骤降、骤升不同幅度与持续时间。试验数据需包含电压、电流、功率等关键参数，由具备资质的第三方机构出具报告。标准明确试验不合格的风电场需限期整改，整改后仍不达标不得并网。、风电场涉网保护与安全自动装置有何新要求？保障电网与风电协同安全的保护配置专家解读纵联保护配置：为何强调与电网保护协同？风电场出线需配置纵联差动保护，保护范围覆盖风电场至接入点线路。要求纵联保护与电网侧保护配合，避免保护误动或拒动。新增“保护定值协同整定”条款，风电场保护定值需经电网调度机构审核，确保故障时风电场与电网保护动作协调，缩小故障影响范围。12（二）频率保护：如何避免频率异常时大规模脱网？01频率保护分三段式：47-49Hz时延时减出力，45-47Hz时延时切部分机组，低于45Hz时全切机组；高于51.5Hz时快速减出力，高于52Hz时全切机组。相比旧标准细化保护分级，避免单一保护动作导致大规模脱网。要求保护动作后具备自动恢复并网功能，减少人工干预时间。02（三）安全自动装置：哪些装置成为必配？01必配装置包括低频减载装置、高频切机装置、电压紧急控制装置。低频减载装置在电网频率偏低时自动切除部分负荷，高频切机装置在频率偏高时切除部分风电机组，电压紧急控制装置在电压异常时快速调节无功。标准明确装置动作阈值与延时，要求定期开展装置校验，确保动作可靠。02、通信与信息交互有哪些关键升级？支撑风光储协同调度的陆上风电通信规范深度剖析通信网络架构：如何适配调度层级需求？01采用“风电场本地通信+区域通信+骨干通信”三级架构：本地通信实现风电机组与集控中心互联，区域通信连接集控中心与区域调度，骨干通信接入国家级调度。要求通信网络具备冗余能力，主备链路切换时间不超过50毫秒。新增“5G通信适配要求”，支持偏远风电场采用5G专网通信。02（二）信息交互内容：调度机构需获取哪些关键数据？风电场需向调度机构上传实时数据（有功/无功功率、电压、频率等）、预测数据（短期/超短期出力预测）、设备状态数据（风电机组、变流器运行状态）。新增“储能协同数据”，若风电场配置储能，需上传储能荷电状态、充放电功率等数据。要求数据传输周期不超过2秒，准确率不低于99.5%。（三）通信可靠性：如何保障极端条件下通信畅通？标准要求通信系统具备抗干扰、抗恶劣天气能力，在风速30m/s、温度-40℃~60℃环境下正常运行。采用加密传输技术，防止数据被篡改或泄露。新增“通信中断应急处理”条款，通信中断时风电场自动切换至本地控制模式，按照预设曲线运行，恢复通信后同步数据。12、接入系统设计与试验验证如何落地？确保标准落地执行的陆上风电接入实施指南专家视角接入系统设计：需完成哪些核心内容？1设计需包含接入方案论证、潮流计算、稳定性分析、电能质量评估、保护配置设计、通信方案设计等。要求采用电力系统分析软件（如BPA、PSASP）进行仿真计算，仿真场景覆盖正常运行、故障运行、检修运行等。新增“全生命周期设计”理念，考虑风电场20年运行期内电网规划变化。2（二）出厂试验：风电机组需通过哪些涉网测试？风电机组出厂前需完成有功/无功调节试验、低电压/高电压穿越试验、谐波测试、频率响应试验。试验报告需包含测试数据、曲线及合格证明，由厂家提交至电网企业备案。标准明确试验不合格的机组不得出厂，杜绝不合格设备流入市场。12（三）并网验收试验：哪些是必做的关键试验？1并网验收必做试验包括涉网性能综合测试、保护装置联动试验、通信与信息交互测试、电能质量连续监测（不少于72小时）。试验需由电网企业、第三方机构、建设单位三方见