《GB-T 19963.1-2021风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电》专题研究报告

《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》

专题研究报告目录目录目录目录目录目录目录目录目录一

、

标准迭代背后的行业逻辑：

从“

并网适配”到“

电网支撑”

，

陆上风电如何破局？

——专家视角GB/T

19963.1-2021修订核心二

、

有功功率控制新范式：

10分钟/1分钟变化限值如何优化？——剖析标准下风电有功调节的精准化路径三

、

惯量响应与一次调频：

风电“从追随者到参与者”

的关键？——标准要求下的风电调频技术突破与应用四

、

功率预测精度再升级：

超短期/短期预测指标如何落地？

——基于标准的风电功率预测体系构建与实践五

、

无功支撑能力新挑战：

短路比与动态无功增量如何匹配？

——标准框架下风电无功补偿的全场景适配策略六

、

电压控制分层施策：

不同电压等级接入如何精准调压？

——标准中风电电压控制的差异化与自动化要求七

、

故障穿越能力进阶：

低电压

、

高电压连续穿越如何实现？

——标准引领下风电故障应对的技术升级与测试八

、

运行适应性扩容：

宽频率范围下风电如何稳定运行？

——基于标准的风电运行边界拓展与安全保障九

、

电能质量闭环管理：

谐波与电压波动如何精准管控？

——标准要求下风电电能质量的监测与治理方案十

、

仿真与测试体系构建：

模型参数与并网测试如何衔接？

——专家标准下风电接入的全流程验证机制、标准迭代背后的行业逻辑：从“并网适配”到“电网支撑”，陆上风电如何破局？——专家视角GB/T19963.1-2021修订核心标准修订的时代背景：风电高比例并网催生技术革新GB/T19963.1-2021于2021年8月20日发布，2022年3月1日实施，替代2011年版标准。此次修订源于我国陆上风电装机量激增，2020年以来年均新增超4000万千瓦，高比例风电接入使电网从“源随网动”转向“源网互动”。旧标准侧重风电并网适配性，无法满足电网对风电提供惯量支撑、调频调压等主动服务的需求，修订后标准首次将风电定位为电网“支撑者”，填补了惯量响应、高电压穿越等技术空白。（二）核心术语更新：界定风电与电网互动的技术边界1标准新增15项关键术语，删除2项旧术语，构建适配新型电力系统的术语体系。新增“风电场惯量响应”明确风电模拟传统电源惯量的技术定义，“一次调频响应滞后时间”等量化术语为性能考核提供依据。“陆上风电场并网点”精准界定电压监测与控制节点，“动态无功电流增量”则规范了故障时风电的电压支撑能力描述，解决旧标准术语模糊导致的执行偏差问题。2（三）修订原则与行业价值：安全优先下的技术引领修订遵循“安全友好并网、支撑电网稳定”核心原则，兼顾科学性与可操作性。与旧标准相比，新增章节覆盖惯量响应、高电压穿越等7大技术领域，修改条款占比超60%。其行业价值体现在三方面：一是为千万千瓦级风电基地并网提供技术依据；二是推动风电从“被动并网”向“主动支撑”转型；三是通过量化指标统一行业技术门槛，促进风电设备制造业升级。与相关标准的协同：构建风电并网标准体系本标准与GB/T36995-2018《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》形成互补，前者规定系统接入要求，后者明确机组测试方法。同时衔接《电能质量管理办法》，将电能质量指标纳入并网强制要求，明确“谁干扰、谁治理”责任原则。与NB/T32004-2018光伏标准协调，统一新能源并网的电压穿越、无功支撑技术指标，为源网协同提供统一技术框架。、有功功率控制新范式：10分钟/1分钟变化限值如何优化？——剖析标准下风电有功调节的精准化路径有功功率控制目标：从“稳定输出”到“跟踪指令”01标准明确风电场有功功率控制需同时满足“自然出力稳定”和“调度指令跟踪”双重目标。与旧标准相比，新增自动发电控制（AGC）要求，规定风电场需接收电网调度的有功功率指令，响应延迟不超过2秒。在新能源高比例并网场景下，该要求使风电成为电网调峰资源，解决传统风电“出力波动大、调度难”的痛点，支撑电网功率平衡。02（二）功率变化限值优化：分级管控适配不同装机规模标准修订了有功功率变化限值表，取消旧标准中“PN>150MW时限值50MW/15MW”的固定规定，改为“30≤PN时按PN/3（10min）、PN/10（1min）计算”，更适配大型风电场发展。例如180MW风电场10min功率变化限值从50MW提升至60MW，既释放风电调节潜力，又通过分级计算避免小容量风电场过载，兼顾灵活性与安全性。（三）推荐控制模式：多目标协同的有功调节策略附录B提出三种有功功率推荐控制模式：模式1“基于风速预测的前馈控制”适用于平稳风况，模式2“基于功率偏差的反馈控制”应对突发波动，模式3“混合控制”结合前馈与反馈优势。标准要求风电场根据接入电压等级选择模式，110kV及以上风电场优先采用混合控制，确保有功调节误差不超过±5%。该分类指导使控制策略更贴合工程实际，提升调节精度。运行监测要求：全流程追溯有功控制性能标准要求风电场实时监测有功功率输出，每15分钟向调度机构上报实际出力与计划出力偏差。每月统计功率调节合格率，要求110kV风电场合格率不低于90%。针对弃风场景，明确风电场需记录有功限制原因，为后续调度优化提供数据支撑。这些要求构建了“指令-执行-监测-改进”的闭环管理，保障有功控制落地实效。、惯量响应与一次调频：风电“从追随者到参与者”的关键？——标准要求下的风电调频技术突破与应用惯量响应：风电模拟传统电源的核心技术要求标准首次明确风电场需具备惯量响应功能，规定电网频率变化时，风电场应通过释放转子动能提供瞬时功率支撑。要求频率偏差±0.5Hz时，惯量响应功率不低于额定功率的10%，响应时间不超过100ms。该要求解决风电“低惯量”问题，以某200MW风电场为例，其惯量响应可等效提供10万kW·s惯量，提升电网频率稳定性。（二）一次调频量化指标：构建可考核的调频性能体系1标准规定一次调频的三大核心指标：响应滞后时间≤2秒，上升时间≤5秒，调节时间≤30秒。附录C给出调频示例曲线，明确频率越限后功率爬坡、稳态维持、恢复的全过程要求。与旧标准相比，新增调频功率允许偏差±10%的规定，既为设备预留调节空间，又避免调频过度导致电网波动。这些量化指标使风电调频从“定性要求”转向“定量考核”。2（三）技术实现路径：虚拟惯量与储能协同发力01从技术层面，风电场可通过两种方式满足要求：一是风机控制策略优化，采用虚拟惯量控制算法，使变流器模拟同步发电机特性；二是配置储能系统，与风电协同调频，储能承担快速响应部分，风电提供持续支撑。标准未限定技术路径，但要求风电场在并网测试中验证调频性能，确保实际应用中满足指标要求。02不同场景适配：差异化调频策略应对电网需求01标准区分“频率跌落”与“频率升高”场景的调频要求：频率跌落时风电场增发功率，升高时减发功率，增发/减发幅度与频率偏差成正比。针对孤立电网与互联电网，分别规定调频死区±0.05Hz和±0.1Hz，避免频繁调节。这种差异化设计使风电调频更贴合电网运行特性，提升调频效率，降低设备损耗。02、功率预测精度再升级：超短期/短期预测指标如何落地？——基于标准的风电功率预测体系构建与实践（五）

预测周期细分：

三级预测覆盖全调度场景标准将功率预测分为超短期（0-4小时）、短期（

4-72小时）、

中期（

72-168小时）

三级，

填补旧标准中期预测空白

。

超短期预测用于实时调度，

时间分辨率

15分钟；

短期预测支撑日计划编制，

分辨率1小时；中期预测服务周计划安排

。

三级预测体系与电网调度周期精准匹配，

解决传统预测“周期单一

、

适配性差”

的问题。（六）

精度指标量化

：分场景设定预测误差限值标准明确不同预测周期的精度要求：

超短期预测2小时内平均绝对误差（

MAE）

≤10%，

短期预测24小时内MAE≤15%，中期预测72小时内MAE≤20%

。

附录

D给出误差计算方法，

要求风电场采用“滑动窗口”方式实时更新误差

。针对极端天气，

允许误差临时放宽20%，

但需事后提交分析报告，

兼顾精度与实际可行性。（七）

运行情况上报

：构建预测性能追溯机制风电场需按要求上报三类数据：

预测曲线（超短期每15分钟

、短期每小时更新）、

实际出力数据

、风电机组运行状态（如故障

、

维护信息）

。

调度机构每月统

计预测合格率，

对连续三个月不合格的风电场，

要求限期整改并提交优化方案

。

该上报机制使预测偏差可追溯，

倒逼风电场提升预测技术水平。（八）

技术支撑要求

：预测系统与风机数据融合标准要求功率预测系统需接入风电场SCADA

系统，

实时获取每台风机的风速

、

转速

、

桨距角等数据，

结合数值天气预报（

NWP）

进行预测

。

对于装机容量≥100MW

的风电场，

要求配置专用预测服务器，

具备离线分析与模型优化功能

。

这些技术要求推动预测从“单一气象预测”转向“气象-设备状态”融合预测，

提升精

度。、无功支撑能力新挑战：短路比与动态无功增量如何匹配？——标准框架下风电无功补偿的全场景适配策略无功电源配置：多元化支撑电网电压标准修改无功电源要求，除传统的SVG、并联电容器外，明确风电机组自身应具备无功调节能力，其无功输出范围需覆盖-0.9~0.9功率因数。对于接入220kV及以上电网的风电场，要求配置动态无功补偿装置（SVG），容量不低于风电场额定容量的20%。该要求充分利用风机自身无功潜力，降低额外补偿设备投资。（二）短路容量支撑：新要求保障电网故障安全01新增风电场短路容量要求，明确当并网点短路比（SCR）≤2.5时，风电场需通过特殊设计（如采用全功率变流器）提供足够短路电流支撑。标准规定故障时风电场短路电流贡献不低于额定电流的1.5倍，确保继电保护装置可靠动作。这一要求解决了弱电网接入场景下“短路电流不足、保护拒动”的隐患。02（三）动态无功增量：故障时的电压支撑核心指标01标准定义“动态无功电流增量”为故障时风电场额外提供的无功电流，要求电压跌落到0.8pu以下时，动态容性无功电流满足ITC≥1.5×(0.9-UT)In（0.2≤UT≤0.9）。不对称故障时，需同时提供正序和负序动态无功电流。该指标使风电场在故障时从“电压消耗者”变为“电压支撑者”，加速电网电压恢复。02无功补偿装置适应性：全工况匹配风电运行需求1标准要求无功补偿装置具备与风电场一致的运行适应性，不仅能在正常工况下调节无功，还需耐受低电压、高电压等故障场景，实现“同穿越、同支撑”。例如SVG在电压跌落至0.2pu时，需保持运行并持续输出无功，响应时间不超过75ms。这一要求避免了故障时补偿装置退出导致的电压失稳风险。2、电压控制分层施策：不同电压等级接入如何精准调压？——标准中风电电压控制的差异化与自动化要求标准区分不同接入电压等级的控制目标：接入500kV电网的风电场，并网点电压偏差需控制在±5%以内；接入220kV的控制在±7%；接入110kV的控制在电压控制目标：分等级明确调压精度±10%。与旧标准统一±10%的要求相比，高压接入风电场调压精度提升，适配主网对电压稳定性的高要求，低压接入则保留一定灵活性，降低中小风电场改造难度。010203（二）自动电压控制（AVC）：风电调压的智能化升级新增自动电压控制要求，规定风电场需接收调度机构的电压指令，通过AVC系统自动调节风机和无功补偿装置的无功输出。AVC系统应具备“主从控制”功能，主站统一协调全场设备，从站负责单台设备精准执行。要求电压调节上升时间≤10秒，控制误差≤±2%，实现风电调压的自动化与精准化。（三）调压策略优化：结合运行工况动态调整标准推荐两种调压策略：“恒功率因数控制”适用于风电场出力稳定场景，功率因数设定值由调度机构下发；“恒电压控制”适用于电压波动频繁区域，风电场自主调节无功维持电压稳定。对于双馈风机风电场，优先采用“恒电压控制”；对于直驱风机风电场，可灵活切换两种模式，提升调压适应性。电压控制协调：风电场与电网的协同机制01标准明确风电场电压控制需与电网调压措施协同，避免“反向调节”。例如电网无功补偿装置动作时，风电场AVC系统应暂停调节或跟随调整；当并网点电压超出风电场调节能力时，需立即向调度机构上报，由电网采取措施。这种协同机制确保全网电压调节的一致性，提升整体调压效果。02、故障穿越能力进阶：低电压、高电压连续穿越如何实现？——标准引领下风电故障应对的技术升级与测试低电压穿越（LVRT）：性能指标再升级标准修改LVRT要求，对称故障时并网点电压0.8-0.9pu保持正常控制模式，低于0.8pu提供动态无功增量；不对称故障时需注入负序无功电流。有功恢复速度从旧标准“无明确要求”提升至“≥10%PN/秒”。以2MW风机为例，故障清除后20秒内即可恢复满功率输出，减少故障对电网功率平衡的影响。12（二）高电压穿越（HVRT）：填补技术空白的新要求新增HVRT要求，规定并网点电压1.1-1.3pu时，风电场需保持并网运行，注入感性无功电流支撑电压恢复，满足ITL≥1.5×(UT-1.1)In。电压升高时，有功功率波动幅值控制在±50%PN以内，波动时间≤80ms。该要求解决了风电并网中“高电压脱网”问题，尤其适用于西部地区电网电压易升高的场景。（三）连续穿越能力：应对复杂故障的新挑战标准要求风电场具备“低电压-高电压”连续穿越能力，以及两次连续故障穿越能力（间隔不超过60秒）。例如风电场在完成一次电压跌落至0.3pu的穿越后，60秒内需能应对电压升至1.2pu的故障。这一要求针对电网故障连锁反应场景，提升风电在复杂故障下的生存能力，保障电网供电可靠性。12穿越测试规范：确保技术要求落地的关键01标准明确LVRT和HVRT需通过并网测试验证，测试采用“硬件在环”方式模拟不同故障类型。测试包括无功电流响应时间、有功恢复速度、连续穿越性能等。要求测试报告需包含故障类型、电压曲线、功率曲线等完整数据，作为并网验收的必备条件，确保风电场实际性能符合标准要求。02、运行适应性扩容：宽频率范围下风电如何稳定运行？——基于标准的风电运行边界拓展与安全保障频率运行范围拓宽：适配电网频率波动场景标准修改风电场频率运行范围，从旧标准“49.5-50.5Hz”拓宽至“48.5-51.5Hz”。其中48.5-49.0Hz和51.0-51.5Hz频段可运行30秒，48.0-48.5Hz和51.5-52.0Hz频段可运行5秒。该拓宽设计适应了高比例新能源电网频率波动增大的趋势，以某区域电网为例，风电宽频率运行使频率越限导致的切机量减少40%。（二）电压适应性优化：覆盖极端电压运行场景1标准规定风电场在并网点电压0.8-1.2pu时需连续运行，0.6-0.8pu和1.2-1.3pu时可运行10秒。与旧标准相比，低电压运行下限从0.7pu降至0.6pu，高电压上限从1.1pu升至1.3pu。这一调整使风电能适应偏远地区电网电压波动大的问题，减少因电压异常导致的脱网损失。2（三）环境适应性要求：全气候条件下的稳定运行标准明确风电场需适应不同环境条件，低温地区（-30℃以下）风机需配置加热装置，高温地区（40℃以上）需优化散热系统。高海拔地区（海拔≥2000m）风机需进行绝缘加强设计，确保功率输出不受气压影响。这些要求使风电运行边界从传统温带地区拓展至极端气候区域，助力风电开发向全域延伸。设备保护配合：运行边界内的安全保障机制01标准要求风电场保护装置与运行适应性匹配，例如频率保护定值需与宽频率运行范围协调，避免在48.5Hz时误动。保护装置应具备“反时限”特性，频率越限越严重，动作时间越短。同时规定保护动作后需记录故障信息，为运行分析提供依据，构建“边界拓展-保护适配-信息追溯”的安全保障体系。02、电能质量闭环管理：谐波与电压波动如何精准管控？——标准要求下风电电能质量的监测与治理方案（五）

电能质量指标体系

：覆盖全维度扰动类型标准明确风电场需满足的电能质量指标包括：

频率偏差±0.5Hz

、

电压偏差±10%（

110kV

接入）、

谐波总畸变率（

THD）

≤5%

、

电压闪变（

Pst）

≤1.0

。

与旧标准相比，

新增间谐波和电压暂升/暂降指标，

间谐波含有率≤0.5%，电压暂降持续时间≤1秒时需保持并网

。

这些指标与《电能质量管理办法》

完全衔接，

构建全维度管控体系。（六）

在线监测要求：

实时捕捉电能质量扰动标准要求风电场在并网点配置电能质量在线监测装置，

监测数据包括电压

、

电流

、

谐波

、

闪变等，

采样频率不低于2560Hz

。

监测数据需实时上传至电网电能质量监测平台，

每小时生成监测报告

。

对于装机≥100MW

的风电场，

要求配置本地数据分析系统，

具备扰动溯源功能，

快速定位谐波源。（七）

治理措施差异化：

针对扰动类型精准施策标准推荐差异化治理方案：

谐波治理采用“

主动滤波+被动滤波”混合模式，

2次-5次谐波用无源滤波器，

6次以上用有源滤波器；

电压闪变治理通过优化风机桨距角控制，

减少出力波动；电压暂降治理则依托低电压穿越技术，

避免扰动扩散

。

要求治理设备与风电场同步设计

、

施工

、

投运，

确保“投产即达标”。（八）

责任划分与考核

：推动