5.1.1风电场应具备快速控制自身有功功率，提供惯量响应和一次调频的功能，可根据电力系统运行 实际需要启用与停用惯量响应和一次调频功能，启用与停用功能可远程或本地切换。 5.1.2风电场的惯量响应和一次调频功能应配合使用，风电场参与电力系统惯量响应和一次调频时应 能实现有功功率的连续平滑调节。 5.1.3风电场应设置惯量响应和一次调频启用状态信号、动作状态信号，并将信号上传至调度监控 系统。 5.1.4风电场有功功率控制系统及AGC指令应与风电场一次调频相协调

惯量响应的死区可根据电力系统实际情况确定，宜设定为士（0.03～0.1)Hz。当电力系统频率 于死区范围，且风电场有功功率大于20%P~时，风电场应在满足公式（1)条件下提供惯量响应， 电场有功功率变化量△P，应满足公式（2）。

△fX dt >0 Txdf △Pt= XP.

式中： △.f 电力系统频率偏差，单位为赫兹（Hz）； f 风电场并网点频率，单位为赫兹（Hz）； 时间，单位为秒（s）； ? △P.一—风电场有功功率变化量，单位为兆瓦(MW)； T， 风电场等效惯性时间常数，单位为秒（s）； f一一电力系统额定频率，单位为赫兹（Hz）； P 风电场有功功率，单位为兆瓦（MW）。 风电场等效惯性时间常数T，一般设置为8s～12s（该值可根据电力系统实际情况确定）。 .2.3计算风电场并网点频率变化率df/dt的时间窗口宜不大于200ms，不小于100ms。 2.4风电场有功功率变化量上升时间不大于1s钢丝绳标准，允许偏差不大于士1%P。

5.2.2风电场等效惯性时间常数T，一般设置为8s～12s（该值可根据电力系统实际情况确定） 5.2.3计算风电场并网点频率变化率df/dt的时间窗口宜不大于200ms，不小于100ms 5.2.4风电场有功功率变化量上升时间不大于1s，允许偏差不大于土1%Pn。

5.3.1一次调频的死区可根据电力系统实际情况确定，宜设定为士（0.03～0.1)Hz。当电力系统频率偏 差大于死区范围，且风电场有功功率大于20%P时，风电场应具备参与电力系统一次调频能力，并且 风电场有功功率变化量△P，应满足公式（3），风电场一次调频示例曲线见附录C。

△P 风电场有功功率变化量，单位为兆瓦（MW）； K 一一有功调频系数； △f 一 一电力系统频率偏差，单位为赫兹（Hz）； f 电力系统额定频率，单位为赫兹（Hz）； P， 一一风电场有功功率，单位为兆瓦（MW）。 5.3.2有功调频系数K：一般设置为10～50（该值可根据电力系统实际情况确定）。 5.3.3当电力系统频率大于50Hz时，风电场应根据一次调频曲线减少有功输出，减少功率的限幅可 根据实际电力系统要求确定，宜为10%Pt 5.3.4当电力系统频率小于50Hz时，风电场应根据一次调频曲线增加有功输出，增加功率的限幅可 根据实际电力系统要求确定，宜为6%P。 5.3.5一次调频响应滞后时间应不大于2s，一次调频上升时间应不大于9s，一次调频调节时间应不大 于15s.有功功率调节允许偏差应不超过土1%P

风电场应符合DL/T1870、NB/T31046的规定，配置风电功率预测系统。风电功率预测系统 0h～240h中期风电功率预测、0h～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率予 能，预测时间分辨率应不低于15min

GB/T 19963.12021

6.2预测曲线和运行情况上报

6.2.1风电场的风电功率预测系统应每日向电力系统调度机构上报两次中期、短期风电功率预测结 果，应每15min向电力系统调度机构上报一次超短期功率预测结果 6.2.2风电场的风电功率预测系统向电力系统调度机构上报风电功率预测曲线的同时，应上报与预测 曲线相同时段的风电场预计开机容量，上报时间间隔应≤15min， 5.2.3风电场应每15min自动向电力系统调度机构滚动上报当前时刻的开机总容量，风电场应每 min自动向电力系统调度机构滚动上报风电场实时测风数据，

6.3.1风电场中期功率预测结果第十日（第217h～240h）月平均准确率应不低于70%，第十日月平均 合格率应不低于70%，月平均上报率应达到100%。风电场功率预测性能计算方法见附录D。 6.3.2风电场短期风电功率结果日前预测月平均准确率应不低于83%，日前预测月平均合格率应大于 33%，月平均上报率应达到100%。 5.3.3风电场超短期风电功率结果第4h预测月平均准确率应不低于87%，第4h预测月平均合格率 应大于87%，月平均上报率应达到100%。 6.3.4风电场的风电功率预测系统应具备在风电场功率受限、风电机组故障或检修等非正常停机情况 下功率预测的功能。 6.3.5风电场功率受限时刻进行预测精度计算时，应使用可用功率代替实际功率，可用功率计算方法 见NB/T31055

7.1.1风电场的无功电源包括风电场中的风电机组、并联电容器、并联电抗器、静止无功补偿器、静止 无功发生器、同步调相机等。 .1.2风电场安装的风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。风电场要 充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。当风电机组的无功容量不能满足电力系统电压调节需要 时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。 7.1.3在风电并网发电比重较高的地区，风电场应提供短路容量支撑，必要时可加装同步调相机等装 置，其容量范围应结合风电场实际接入情况通过专题研究确定

7.2.1风电场的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用 要求。 7.2.2对于直接接人公共电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线 路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电 自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率。 7.2.3对于通过220（330)kV风电汇集系统升压至500（750)kV电压等级接入公共电网的风电场群中 的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场 送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风 电场送出线路的全部充电无功功率。

7.3无功补偿装置适应性

7.3.1在电网正常运行情况下，风电场无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和运行控制策略的 要求。 7.3.2风电场内动态无功补偿装置应按照表2中的要求运行

不同电压水平下动态无功补偿装置运行时间要

8.1.1风电场应符合GB/T31464、DL/T1870的规定，应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节 及电压控制能力。 3.1.2风电场应能根据电力系统调度机构指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点 无功/电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。 3.1.3风电场应有多种无功控制模式，包括电压控制、功率因数控制和无功功率控制等，具备根据运行 需要在线切换控制模式的能力

当公共电网电压处于正常范围内时，对于接人220（330)kV及以下电压等级公共电网的风电场，风 电场应能够控制并网点电压在标称电压的97%～107%范围内；对于通过220（330)kV风电汇集系统升 压至500（750)kV电压等级接人公共电网的风电场群中的风电场，风电场应能够控制并网点电压在标 称电压的100%~110%范围内

风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节风电场内电压，确 场内风电机组正常运行

风电场应能自动接收电力系统调度机构下发的并网点电压值或风电场无功功率值，通过协调 电机组的无功输出、风电场无功补偿装置的无功输出以及风电场变电站的主变压器分接头位置实 电场的无功功率与电压调节

围内，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。风电场内无功补偿等其他设备在故障期间不恶化 电网故障水平

a 风电场并网点电压跌至标称电压的20%时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行 625ms。 b 风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组 应保证不脱网连续运行

9.2.2故障类型及考核电压

图1风电场低电压穿越要求

电力系统发生不同类型故障时，若风电场并网点考核电压全部在图1中电压轮廓线及以上的区 风电机组应保证不脱网连续运行；否则，允许风电机组切出。 针对不同故障类型的考核电压如表3所示，

表3风电场低电压穿越考核电压

并网点电压跌落至标称电压的80%及以上时的

当电力系统发生短路故障，并网点电压正序分量一直高于标称电压的80%时，风电场应保持正 时的有功和无功电流控制模式

9.2.4对称故障时的动态无功支撑能力

9.2.5不对称故障时的动态无功支撑能力

不对称故障时的动态无功支撑能力应满足下列要求： ）当电力系统发生不对称短路故障时，风电场在低电压穿越过程中应具有动态无功支撑能力。 当并网点电压正序分量在标称电压的60%～80%之间时，风电场应能向电网注入正序动态无 功电流支撑正序电压恢复，从电网吸收负序动态无功电流抑制负序电压升高。风电场动态无 功电流增量应响应并网点电压变化，并满足公式（5）：

风电场注人的正序动态无功电流增量，单位为安（A）； I 风电场吸收的负序动态无功电流增量，单位为安（A）； K 风电场动态正序无功电流比例系数，K取值范围应不小于1.0； K2 风电场动态负序无功电流比例系数，K2取值范围应不小于1.0； U+ 风电场并网点电压正序分量标幺值，单位为标么值（pu）； 风电场并网点电压负序分量标么值，单位为标么值（pu）； I 风电场额定电流，单位为安（A）。 若并网点电压正序分量小于标称电压的60%时，风电场应根据风电机组的实际控制能力以及 风电场所接人电网的实际条件，在不助增并网点电压不平衡度的前提下，向电网注入合适的正 序动态无功电流及从电网吸收合适的负序动态无功电流。 电压跌落期间，风电场向电力系统输出正序无功电流应为电压跌落前输出无功电流1。与正序 动态无功电流增量△I+之和，风电场无功电流的最大输出能力应不低于风电场额定电流的 1.05倍，宜通过减少△I和△I来满足无功电流最大输出能力的限制

9.2.6有功恢复能力

始，以至少20%P/s的功率变化率恢复至故障前的值

风电场的高电压穿越要求如下（见图2）： a）风电场并网点电压升高至标称电压的125%～130%之间时，风电场内的风电机组应保证不脱 网连续运行500ms； 风电场并网点电压升高至标称电压的120%～125%之间时，风电场内的风电机组应保证不脱 网连续运行1S； 风电场并网点电压升高至标称电压的110%～120%之间时，风电场内的风电机组应保证不脱 网连续运行105。

风电场的高电压穿越要求如下（见图2）： 风电场并网点电压升高至标称电压的125%～130%之间时，风电场内的风电机组应保证不 网连续运行500ms； 风电场并网点电压升高至标称电压的120%～125%之间时，风电场内的风电机组应保证不 网连续运行1S； 风电场并网点电压升高至标称电压的110%120%之间时，风电场内的风电机组应保证不 网连续运行10S。

9.3.2动态无功支撑能力

图2风电场高电压穿越要求

当风电场并网点三相电压同时升高时，风电场在高电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力 当并网点电压正序分量在标称电压的110%～130%之间时，风电场应能够通过从电力系统 动吸收动态无功电流支撑电压恢复。风电场吸收的动态无功电流增量应响应并网点电压 化，并应满足公式（6）：

9.3.3有功控制能力

风电场并网点电压升高美 下，风电场应具备有功控制能 可。风电场输出有功功率应结合当 统调度机构指令，若无调度指令，输出 实际风况对应的有功功率。

0.1.1当并网点电压在标称电压的90%～110%之间时，风电机组应能正常运行；当并网点电压低于 标称电压的90%或超过标称电压的110%时，风电场应能按照本文件规定的低电压和高电压穿越的要 求运行。 10.1.2当风电场并网点的闪变值满足GB/T12326、谐波值满足GB/T14549、三相电压不平衡度满足 GB/T15543的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。

风电场应在表4所示电力系统频率范围内按规定运行：

风电场在不同电力系统频率范围内的运行规定

10.3次/超同步振荡

10.3.1风电场内的风电机组在低短路比时应能保持正常连续运行。 10.3.2风电场近区交流电网中装设有串联补偿装置、直流换流站，或者风电场短路比较低的情况下 应按照GB38755、DL/T1870要求，开展风电场并网次/超同步振荡分析及防控措施专题研究

风电场并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%，正常运行方式下：对于接人 220（330)kV及以下电压等级公共电网的风电场，其电压偏差应在标称电压的一3%～7%范围内；对于 通过220（330)kV风电汇集系统升压至500（750)kV电压等级接入公共电网的风电场群中的风电场， 其电压偏差应在标称电压的0%～十10%范围内

风电场所接入公共连接点的闪变于扰值应满足GB/T12326的要求

11.3.1风电场所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求

风电场应配置满足GB/T19862要求的电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否 满足要求，并具备信息上传功能；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场电能质 量合格。

12风电场仿真模型和参数

12.1风电场仿真模型

风电场应提供可用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场集电系统、风电场无功补偿装置及厂 控制系统的机电暂态和电磁暂态仿真计算模型及参数，用于风电场接入电力系统的规划设计及训 行；应提供风电场短路电流计算模型，用于电力系统继电保护整定。模型应通过评价，评价其准确

13.1.1风电场的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范及相关技术规程。 3.1.2风电场与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输内容由电力系统调度机构 故出规定，包括提供远动信息、系统继电保护及安全自动装置信息、提供信息的方式和实时性要求等。 3.1.3风电场二次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，在交流供 电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于60min。 13.1.4风电场网络安全防护应满足GB/T22239、GB/T36572以及电力监控系统安全防护规定及配 套防护方案的要求，

13.2继电保护及安全自动装置

13.2.1风电场继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事敌 借施的要求。 13.2.2风电场继电保护应按照GB/T14285进行配置。继电保护应适应风电场接人及电力系统安全 急定运行需要，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求， 3.2.3风电场集电系统故障应能快速切除，汇集线路保护快速段定值应对线路未端故障有灵敏度 集电系统母线应配置母线差动保护， 3.2.4风电场升压站应配置故障录波设备，该设备接入的模拟量及开关量应满足调度机构的要求，并 应具有足够的记录通道，能够记录故障前10s到故障后60s的情况；应配置继电保护在线监视与智能 诊断设备，汇集风电场保护及故障录波信息，通过电力调度数据网与电力系统调度机构通信。 13.2.5风电场应根据送出方案的安全稳定计算结果.按需配置安全自动装置

13.3系统调度自动化

包要求。 13.3.2风电场调度自动化系统远动信息采集范围按电力系统调度自动化能量管理系统（EMS)远动信 息接人规定的要求接人信息量。风电场向电力调度机构提供的信号至少应包括以下方面： 单台风电机组运行状态、有功功率、无功功率； b） 风电场并网点电压、电流、频率、有功功率、无功功率； 风电场主升压变压器高压侧电流、有功功率、无功功率； d） 风电场高压断路器和隔离开关的位置； 正常发电、功率受控、待机、自身原因停运等各状态下风电机组的台数及其有功容量总和、无功 容量总和； 风电场实际运行机组数量和型号； 风电场理论发电功率、可用发电功率； h） 有功控制、无功控制信息； 1 同步相量测量信息； 继电保护及安全自动装置信息； k） 测风塔的实时风速和风向，短期、超短期功率预测信息； 发电计划信息。 13.3.3风电场关口计量点（贸易结算）应设在风电场与电网、不同风电场企业的产权分界处，计量装置 配置应符合GB/T50063、DL/T448的要求。 13.3.4风电场调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道通信方式，直送电力系统调度机构。 13.3.5对于接人220kV及以上电压等级的风电场应配置相角测量系统（PMU），对于接入110（66)kV 电压等级的风电场可根据实际需求配置相角测量系统。必要时应根据电力系统实际需求在风电汇集站 加装宽频测量系统。 13.3.6风电场应配置全站统一的时钟同步系统，对场内各二次系统和设备的时钟进行统一授时。 3.3.7风电场应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”要求，各自动化系统通过安全加固满 足本体安全要求，宜采用安全可控的自动化设备。应部署网络安全信息采集设备，并将信息接入电力系 统调控机构。 13.3.8风电场应通过由具备相应资质的机构进行网络安全等级测评和安全评估

13.4.1220kV及以上电压等级并网风电场应具备两条独立的光缆通信通道，110（66)kV并网风电场 应至少具备一条独立的光缆通信通道 13.4.2风电场与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调度程 控交换机、数据通信网、通信监测等）需具有与系统接人端设备一致的接口与协议。 13.4.3风电场内的通信设备配置按相关的设计规程执行

14风电场接入系统测试和评价

.1风电场应向电力系统调度机构提供风电场接入电力系统测试与评价报告。当风电场改（扩 应重新提交测试与评价报告。 .2风电场在申请接人电力系统测试前需向电力系统调度机构提供风电机组及风电场的模型 口控制系统特性等资料，

GB/T19963.1202

1.1.3风电场接人电力系统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 区的电力系统调度机构备案。 .1.4风电场应在全部机组并网调试运行后6个月内向电力系统调度机构提供有关风电场运行特 测试和评价报告

4.1.3风电场接人电力系统测试由具 备相应资质的机构进行，并在测试前30目将测试方案报所接入 地区的电力系统调度机构备案。 14.1.4风电场应在全部机组并网调试运行后6个月内向电力系统调度机构提供有关风电场运行特性 的测试和评价报告

14.2测试和评价内容

测试和评价内容如下： a) 风电场电能质量测试； b) 风电场有功功率控制能力测试； 风电场无功/电压控制能力测试； d) 风电场无功补偿装置并网性能测试； 5Z1C e) 风电场惯量响应和一次调频测试/评价； f) 风电场电气仿真模型评价； g) 风电场故障穿越能力仿真评价； h) 风电场电压、频率适应能力评价

测试和评价内容如下： a）风电场电能质量测试； b）风电场有功功率控制能力测试； c）风电场无功/电压控制能力测试； d）风电场无功补偿装置并网性能测试； e）风电场惯量响应和一次调频测试/评价； 风电场电气仿真模型评价； g） 风电场故障穿越能力仿真评价； 风电场电压、频率适应能力评价

控制系统响应性能指标则图A.1

附录A （资料性） 控制系统响应性能指标说明

说明： 阶跃起始时间，单位为秒（s）； 响应滞后时间，单位为秒（s）； 上升时间，单位为秒（s)； 调节时间，单位为秒（s)； 超调量： 一允许偏差

图A.1控制系统响应性能指标说明

风电场有功功率推荐控制模式见表B.1

附录B （资料性） 风电场有功功率推荐控制模式

表B.1有功功率控制系统控制模式及功能

旅游标准附录C （资料性） 风电场一次调频示例曲线

例如，当有功调频系数K：为20，死区为士0.03Hz，增加有功功率输出时最大有功调节量设定值 Pt，减少有功功率输出时最大有功调节量设定值为10%P，时，风电场一次调频示例曲线见图C.1

说明： P——风电场有功功率，单位为兆瓦（MW） PN——风电场装机容量，单位为兆瓦（MW）。

风电场一次调频示例曲

准确率计算见式（D.1）

式中： CR——准确率，用百分数表示（%）； PMi——i时刻的实际功率，单位为兆瓦（MW）； Pp;——i时刻的预测功率，单位为兆瓦（MW）； P。p—风电场的开机总容量，单位为兆瓦（MW） n 一所有样本个数

合格率计算见式（D.2）

漆包线标准附录D （资料性） 风电场功率预测性能计算方法