风电接入电网技术规定培训

风电接入电网技术规定培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01风电接入电网概述02风电接入电网技术标准体系03陆上风电接入技术要求04海上风电接入技术规范CONTENTS目录05分散式风电接入技术要点06风电场并网运行管理07并网测试与验收规范08技术创新与未来发展趋势CONTENTS目录09案例分析与常见问题解答01风电接入电网概述

风电接入电网的定义与意义01风电接入电网技术的定义风电接入电网技术指的是将风能发电装置接入电力系统中，实现风能与传统能源进行协调供电的技术。

02风电接入电网技术规定的定义风电接入电网技术规定，即是指制定相关技术规范和标准，保证风电发电设施安全、稳定的接入电网系统运行。

03制定技术规定的核心目的制定风电接入电网技术规定的最主要目的是为了确保风电设施在安全、稳定、高效的条件下接入电力系统。

04技术规定的行业与社会价值技术规定可促进风能产业的发展，推动清洁能源的应用，降低碳排放和环境污染，为实现“绿色、低碳、可持续”的能源目标做出积极贡献。风电发展现状与面临的挑战风电行业发展现状风能作为清洁能源，已成为我国许多地区的主要电源之一。近年来，我国风电装机容量持续增长，截至2023年底海上风电装机容量已达到3650万千瓦，陆上风电规模更大，风电发电量在能源结构中的占比不断提升。风电接入对电网的影响随着风电的快速普及，其大规模、高比例接入对电力系统的稳定性带来挑战，如对电网电压水平、短路电流水平、电能质量、稳定性及调度运行等产生影响，机组风险、冲击和共振等问题也逐渐显现。现有标准适应性问题早期标准如2011版已难以适应风电大规模接入带来的新挑战，部分标准与国际标准存在差异，且随着风电技术的快速发展，一些新的技术标准和规范尚未完善，影响了风电行业的整体发展水平。

技术规定制定的目的与价值保障风电与电网安全稳定运行确保风电设施在安全、稳定、高效的条件下接入电力系统，防范机组风险、冲击和共振等问题，维护电力系统的整体稳定性。

促进风能产业健康可持续发展为风电项目接入电网提供科学、规范的技术要求和运行管理措施，引导行业有序发展，推动清洁能源的规模化应用。

推动绿色低碳能源目标实现通过规范风电并网，提高清洁能源消纳比例，降低碳排放和环境污染，为达成“绿色、低碳、可持续”的能源战略目标做出积极贡献。

提升风电并网技术水平与质量针对风电与传统能源协调供电等需求，规定技术规范和标准，推动技术创新与进步，进一步提高风电接入电网的技术水平和质量。02风电接入电网技术标准体系国家标准核心内容解析

陆上风电核心标准：GB/T19963.1-2021该标准是陆上风电接入电力系统的基础性标准，针对风电场有功功率控制、无功电压调节、低电压穿越等关键技术提出明确要求，以适应大规模风电并网后对电网安全稳定运行的挑战。海上风电新标准：GB/T19963.2-2024新增海上风电场并网技术要求，包括柔性直流输电系统配合、高电压穿越及连续穿越能力，适用范围从陆上风电场扩展至海上，响应了我国海上风电装机容量快速增长（截至2023年底达3650万千瓦）的需求。有功功率控制要求风电场需具备有功功率调节、一次调频和惯量响应能力。利用风速预测数据提前调整机组运行状态，应对风速波动影响，确保输出功率符合电网调度指令。无功容量与电压控制风电场应具备一定的无功容量，能够吸收或发出无功功率。采用分层分区无功容量配置策略，直接接入公共电网的风电场需配置容性无功补偿装置，补偿场内汇集电缆、主变压器及送出线路的感性无功功率，维持电压稳定。低电压穿越能力风电场需具备低电压穿越能力，当风电场汇集点电压跌至标称电压的20%时，场内设备需不脱网运行至少625ms，保障电网故障期间的稳定。行业标准与地方标准实践分散式风电接入配电网行业标准NB/T11579—2024《分散式风电接入配电网测试规程》于2024年5月24日发布，2024年11月24日实施，适用于接入35kV及以下电压等级线路的分散式风电场，规定了测试总体要求、条件、设备、项目及方法。甘肃省风力发电场并网验收地方规定甘肃省电力公司2025年3月发布的《甘肃省风力发电场并网验收管理规定》，针对大规模风电接入对电网的影响，规定了风电场并入电网验收的原则、技术要求，包括有功功率、无功配置、电压、低电压穿越等涉网部分的验收内容。东北电网风电接入管理地方实践《2025年东北电网风电接入电网工作管理办法》适用于东北地区（含蒙东地区）所有风电场项目，明确了从接入系统申请至并网测试验收的全过程管理职责与分工，建立了风电消纳能力年度滚动分析工作机制。国际标准体系概述国际标准对比与借鉴

国际电工委员会（IEC）发布IEC61400系列标准，涵盖风电场电气接口（IEC61400-21）、并网运行（IEC61400-27）及机组性能（IEC61400-12）等核心领域，形成覆盖风电场全生命周期的技术规范体系。国内外标准技术差异

国际标准对风电场低电压穿越、惯量响应等电网支撑能力要求更严格，如电压跌落至0%时需保持并网至少150ms；我国GB/T19963.1-2021对陆上风电场低电压穿越要求为电压跌至20%时持续625ms，部分指标结合国内电网特性进行了适应性调整。国际标准借鉴方向

建议参考国际标准动态无功补偿配置、分层分区电压控制策略，以及风电场与电网协同调频技术，同时结合我国能源结构特点，推动柔性直流输电系统接入标准（如GB/T37015）与国际标准（如IEC62751）的兼容对接。03陆上风电接入技术要求有功功率控制技术规范有功功率输出基本要求风电场输出的有功功率是衡量其发电能力的重要指标，应能根据电网调度指令和风速变化，在额定容量范围内稳定输出。有功功率调度控制模式风电场需具备多种有功功率调度控制模式，可利用风速预测数据提前调整风电机组运行状态，以应对风速波动对有功功率输出的影响，保障电网供需平衡。一次调频定义与技术要求风电场一次调频是指风电场响应电网频率变化而进行的有功功率快速调整。根据相关标准，风电机组需具备动态调节能力，参与电网频率稳定控制。惯量响应技术实现风电场应具备惯量响应技术，在电网频率发生波动时，通过释放或吸收旋转惯量来提供短时有功支撑，增强电网频率稳定性，具体实现需符合相关技术规范。无功容量配置原则无功功率与电压调节要求风电场需配置足够的无功容量以补偿场内汇集线路、主变压器及送出线路的感性无功功率。根据相关标准，直接接入公共电网的风电场应配置容性无功补偿装置，其容性无功容量应能补偿风电场满发时上述设备的感性无功功率之和，感性无功容量应能补偿风电场自身的容性充电无功功率。电压控制范围标准对于接入220（330）kV及以下电压等级公共电网的风电场，当公共电网电压处于正常范围内时，风电场并网点电压应控制在标称电压的97%～107%范围内；特殊情况下，电压控制范围可扩大至标称电压的90%～110%范围内。动态无功调节能力风电场应具备快速的动态无功调节能力，以应对电网电压的波动。风电机组和无功补偿装置应能根据电网调度指令或并网点电压变化，快速响应并调整无功输出，确保电压稳定。相关标准对无功响应时间有明确要求，通常需在数百毫秒内完成响应。分层分区无功平衡风电场无功电压控制应遵循分层分区平衡的原则。对于大型风电场或风电场群，应根据场内布局和接入电网结构，合理划分无功控制区域，配置相应的无功补偿设备，实现各区域内的无功功率平衡，避免无功长距离流动，提高电压控制的经济性和有效性。01低电压穿越能力技术指标电压跌落范围要求根据GB/T19963.1-2021标准，风电场汇集点电压跌至标称电压的20%时，场内设备需不脱网运行至少625ms，确保电网故障期间的稳定连接。02电压恢复响应时间当电网电压从故障跌落状态恢复时，风电场应在电压恢复至标称电压90%后的2秒内，恢复至故障前有功功率的90%以上，保障电力输出快速恢复。03电流限制与无功支撑低电压穿越期间，风电场应具备向电网提供动态无功支撑的能力，注入的无功电流应不小于额定电流的1.5倍，且电流总畸变率不超过5%，维持电网电压稳定。04连续穿越能力要求GB/T19963.2-2024新增连续穿越要求，风电场在1分钟内可承受2次电压跌落事件，两次事件间隔不小于10秒，提升复杂故障下的电网适应性。

风电场模型与参数要求

模型类型与适用范围风电场需提供符合GB/T19963.1-2021要求的详细模型，包括风电机组模型、汇集系统模型及无功补偿装置模型，适用于电力系统规划、仿真及稳定分析。

关键参数提交要求需提交的核心参数包括：风电机组额定功率、电压等级、控制策略（如一次调频死区、惯量响应时间）、无功补偿装置容量及响应时间等，确保数据准确完整。

模型验证与更新机制风电场模型需通过第三方机构仿真验证，验证内容包括静态响应指标、暂态特性等；投运后若设备或控制策略发生变更，应在30个工作日内提交更新参数。

数据格式与提交规范参数应以标准格式（如XML或CSV）提交，包含参数名称、数值、单位、测试依据及有效期，符合DL/T5258-2014《风电场接入电力系统技术规定》的数据交互要求。04海上风电接入技术规范

海上风电并网特性分析并网技术标准的演进随着海上风电装机容量增长（截至2023年底达3650万千瓦），GB/T19963.2—2024标准在2011版基础上新增海上风电并网要求，涵盖柔性直流系统接入、高电压穿越和连续穿越能力等内容。

无功容量配置原则根据GB/T19963.2—2024第7.2.2条款，直接接入公共电网的海上风电场需配置容性无功补偿装置，以补偿场内汇集电缆、主变压器及送出线路的感性无功功率。

故障穿越能力要求新版标准强化低电压穿越要求，当风电场汇集点电压跌至标称电压的20%时，场内设备需不脱网运行至少625ms；同时新增高电压穿越和连续穿越能力要求。

柔性直流系统性能规范采用柔性直流输电的海上风电场需符合GB/T37015.1和GB/T37015.2标准，满足稳态和暂态性能要求，确保与电网的协调稳定运行。柔性直流输电系统接入要求

总体性能标准遵循柔性直流系统需符合GB/T37015.1和GB/T37015.2关于稳态和暂态性能的要求，确保与电力系统安全稳定控制能力相匹配。

海上风电并网特性适配针对海上风电场特有的并网特性，标准新增了柔性直流输电系统的接入要求，需满足高电压穿越和连续穿越能力等技术指标。

系统协同运行规范风电场需具备参与电力系统安全稳定控制的能力，通过工频交流输电的场站还需同时满足GB/T31464、GB38755和GB/T40594等相关标准。

高电压穿越与连续穿越能力高电压穿越能力的定义与技术要求高电压穿越能力指风电场在电网电压升高时保持并网运行的能力。根据GB/T19963.2—2024标准，当风电场汇集点电压升至标称电压的110%时，需具备不脱网连续运行能力，保障电网故障期间的稳定性。

连续穿越能力的技术内涵连续穿越能力要求风电场在电网电压多次波动（如连续低电压或高低电压交替）情况下，仍能维持并网运行。新版标准强调动态无功补偿装置与柔性直流系统配合，实现电压异常时的快速响应与持续支撑。

技术实现路径与设备配置通过配置动态无功补偿装置（如STATCOM）、优化风电机组变流器控制策略，结合柔性直流输电系统的暂态性能调节（符合GB/T37015.1/2标准），提升高电压穿越期间的无功支撑与电压恢复能力。

测试与验证标准风电场需通过高电压穿越专项测试，模拟电压升至110%~130%标称电压的工况，验证机组在规定时间内（如625ms）的持续运行能力及无功功率输出特性，测试方法需符合NB/T11579—2024等行业标准。05分散式风电接入技术要点

分散式风电接入配电网要求适用范围与电压等级根据NB/T11579—2024，本要求适用于接入35kV及以下电压等级线路与电力系统连接的分散式风电场接入配电网测试及相关技术要求。

有功功率与调度响应分散式风电场需具备响应电网调度指令的能力，包括启动、停机及频率调整，利用风速预测数据提前调整机组运行状态，应对出力波动，确保配电网有功平衡。

无功配置与电压控制应满足GB/T19963.1等标准，具备无功功率调节能力，根据配电网电压水平动态调整。直接接入公共电网的需配置容性无功补偿装置，补偿场内汇集线路、主变及送出线路感性无功。

电能质量与故障穿越需符合电压波动和闪变（如11.4条款）、谐波等电能质量要求，具备低电压穿越能力，当电压跌至标称电压20%时，应不脱网运行至少625ms，保障配电网故障时的稳定性。

测试与评估要求应按照《分散式风电接入配电网测试规程》进行测试，包括总体要求、测试条件、设备、项目及评估方法，确保接入后配电网安全、稳定、高效运行。测试规程与并网流程并网测试总体要求风电场并网测试需遵循国家及行业标准，如NB/T11579—2024适用于接入35kV及以下电压等级的分散式风电场，规定了测试条件、设备、项目及评估方法，确保测试的规范性和准确性。关键测试项目与技术指标测试项目包括有功功率控制、无功电压调节、低电压穿越能力等。以低电压穿越为例，GB/T19963.1-2021要求当风电场汇集点电压跌至标称电压的20%时，场内设备需不脱网运行至少625ms，保障电网故障时的稳定性。并网验收管理流程风电场并网验收需按规定流程进行，如甘肃省规定包括验收组织、范围、内容及工作流程，依据风电场接入电网技术规定及相关标准，对涉网部分进行严格审查，验收合格后方可正式并网运行。区域并网管理机制不同区域电网有明确的并网管理分工，如东北电网规定跨省及百万千瓦风电基地项目由东北电网企业负责接入系统前期工作，220千伏及以下电压等级项目由地方电力企业管理，确保并网工作有序开展。06风电场并网运行管理运行维护技术标准

运行数据采集与监测要求风电场应建立完善的运行数据采集系统，实时监测风电机组、汇集线路、主变压器等设备的运行状态参数，包括电压、电流、功率、温度等，并按DL/T5142-2005等标准要求进行数据存储与上传，数据保存周期不应少于3年。

设备维护保养规范应制定详细的设备维护保养计划，遵循GB/T19963.4-2015《风电场设备运行规程》要求，对风力发电机组、无功补偿装置等关键设备进行定期巡检、预防性维护和故障检修，例如齿轮箱润滑油更换周期不超过1.5年或2000运行小时。

故障诊断与处理流程风电场需具备快速故障诊断能力，配置远程监控与故障诊断系统，参照GB/T19963.5-2015《风电场运行管理规程》建立故障分级处理机制，一般性故障响应时间不超过2小时，重大故障应立即启动应急预案并上报电网调度部门。

人员资质与培训要求运行维护人员应具备相应的电力专业资质，熟悉GB/T19963.1-2021等标准内容，每年接受不少于40学时的专业技术培训，包括设备操作、安全规程、应急处理等，考核合格后方可上岗。

调度控制与数据交互要求调度指令响应能力风电场需具备快速、准确响应电网调度指令的能力，涵盖机组启动、停机、有功/无功功率调整及频率调整等操作，确保电网调度指令的有效执行。

远程监控与控制功能风电场应配置完善的远程监控系统，支持电网运营人员对风电场运行状态进行实时监测，包括发电量、电压、电流、设备状态等，并能实现远程启停等控制操作。

数据交互与通信规范风电场需与电网调度中心建立稳定、可靠的数据通信链路，按规定格式和频率上传运行数据、状态信息及故障告警等，并能接收调度下发的指令信息，确保信息交互的实时性与准确性。

有功功率调度控制模式风电场应具备多种有功功率调度控制模式，可根据电网需求及风速预测数据，提前调整风电机组运行状态，实现有功功率的平滑控制，参与电网调峰，提高风电消纳率。

故障处理与应急预案故障处理基本原则风电场故障处理应遵循"安全第一、快速响应、先主后次、恢复优先"原则，确保故障发生时能迅速隔离故障源，最大限度减少对电网的影响，并保障人员设备安全。

常见故障类型及响应流程常见故障包括低电压穿越失败、风机脱网、无功补偿装置异常等。响应流程需明确故障检测、信息上报、调度协调、现场处理、恢复并网等关键环节的责任主体和时间要求。

应急预案体系构建应急预案应涵盖电网侧故障、设备故障、自然灾害等场景，明确应急组织架构、预警机制、应急处置措施及后期恢复方案，并定期组织演练，如甘肃风电场并网验收规定中要求的故障穿越测试验证。

故障恢复与电网协同机制风电场应具备与电网调度的协同恢复能力，在电网故障清除后，按照调度指令逐步恢复出力，避免对电网造成二次冲击。同时需建立故障信息共享机制，协助电网分析故障原因。07并网测试与验收规范测试内容与评估方法有功功率控制测试测试风电场对电网调度指令的响应能力，包括有功功率调节速率、精度及稳定时间。评估一次调频和惯量响应功能，确保风电场能参与电网频率稳定控制。无功与电压控制测试验证风电场无功容量配置是否满足分层分区平衡要求，测试动态无功补偿装置的响应时间和调节范围。评估电压控制策略的有效性，确保并网点电压在正常范围内波动。故障穿越能力测试进行低电压穿越和高电压穿越测试，模拟不同电压跌落和骤升场景，检查风电场是否能保持并网运行。对于海上风电，还需测试连续穿越能力及与柔性直流系统的配合性能。电能质量测试测量风电场并网后的电压波动、闪变、谐波等电能质量指标，确保符合GB/T14549等相关标准要求。重点关注风电场满发、启停等工况下的电能质量变化。系统仿真与模型验证基于风电场实际运行数据和气象数据，构建物理模型进行仿真分析。验证模型参数的准确性，评估风电场对电网稳定性的影响，为电网规划和调度提供依据。

验收流程与技术指标并网验收基本流程风电场并网验收需遵循提出申请、资料审查、现场测试、综合评估、出具报告的流程，确保各环节符合《风电场接入电网技术规定》及地方细则要求，如甘肃省规定明确验收范围涵盖涉网部分的安全、稳定和性能指标。

关键技术指标要求验收技术指标包括有功功率控制精度（如一次调频响应时间）、无功容量配置（需满足分层分区补偿原则）、低电压穿越能力（电压跌至20%额定值时保持并网至少625ms）、电压波动与闪变（符合GB/T19963.1-2021标准）及频率响应（适应±0.2Hz偏差范围）。

测试项目与评估标准测试项目涵盖功率控制、电压调节、故障穿越、电能质量等，评估需依据DL/T5142-2005等标准，如分散式风电接入35kV及以下配电网测试应符合NB/T11579—2024规程，测试结果需经专业机构认证并满足电网安全运行要求。08技术创新与未来发展趋势

智能化风电场技术应用01远程监控与故障诊断技术通过远程监控系统实时监测风电场设备状态，实现故障的快速诊断和排除，提升运维响应效率。

02预测性维护技术推广对设备运行数据进行分析，预测潜在故障并提前维护，减少停机时间，保障风电场连续稳定运行。

03智能化运维工具研发应用无人机巡检、机器人维护等智能化运维工具，提高运维工作的效率和安全性。

04智能安全监测系统配备智能安全监测系统与紧急停机装置，完善安全管理制度，增强风电场安全风险预防能力。

05大数据与AI调度优化利用风速预测数据及AI算法，提前调整风电机组运行状态，应对风速波动，优化有功功率输出与电网调度。

混合能源系统协同运行01混合