《風電場電氣仿真模型建模及驗證規(guī)程》

ICS27.160

F11

備案號：NB

中華人民共和國能源行業(yè)標準

NB/T****—202*

代替NB/T31075-2016

風電場電氣仿真模型建模及驗證規(guī)程

SpecificationforElectricalSimulationModelsandValidationofWindFarm

（征求意見稿）

202*-*-**發(fā)布202*-*-*實施

國家能源局發(fā)布

風電場電氣仿真模型建模及驗證規(guī)程

1范圍

本文件規(guī)定了電力系統(tǒng)仿真分析用的風電場電氣仿真模型的建模及驗證。

本文件適用于通過110（66）kV及以上電壓等級接入電網的風電場電氣仿真模型建模。

對于通過其他電壓等級接入電網的風電場電氣仿真模型建模，可參照執(zhí)行。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文

件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適

用于本文件。

GB/T19963-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定第一部分:陸上風電

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

風電場windfarm;windpowerplant

由一批風電機組或風電機組群（包括機組單元變壓器）、匯集線路、主升壓變壓器及其他設備組成

的發(fā)電站。

3.2

風電場有功功率activepowerofwindfarm

風電場輸入到并網點的有功功率。

3.3

風電場無功功率reactivepowerofwindfarm

風電場輸入到并網點的無功功率。

3.4

風電場功率匯集系統(tǒng)powercollectionsystemofwindfarm

風電場內包括匯集線路、無功補償裝置和升壓主變壓器在內的風電場功率送出系統(tǒng)。

3.5

阻抗特性impedancecharacteristics

在風電機組或風電場并網點注入小信號電壓擾動與產生的對應頻率的電流響應之間的比值，用于

描述風電機組或風電場的小信號動態(tài)特性。

4風電場電氣仿真模型

4.1總則

4.1.1本標準中風電場電氣仿真模型應根據風電場實際電氣結構和參數建立。

4.1.2風電場電氣仿真模型應能正確反映風電場并網點的電氣特性，適用于電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析。

4.1.3風電場機電暫態(tài)仿真模型宜采用標幺值，電磁暫態(tài)仿真模型可采用有名值或標幺值。

4.2風電場電氣仿真模型結構

4.2.1風電場典型組成

風電場電氣仿真模型應包含系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)運行時對風電場并網點電氣特性有明顯影響的設備、

部件及控制系統(tǒng)。風電場典型組成結構如圖1所示，包括風電機組、無功補償裝置、風電場功率匯集

系統(tǒng)、風電場功率控制與保護系統(tǒng)。

圖1風電場典型組成

4.2.2風電場匯集系統(tǒng)模型

4.2.2.1匯集線路模型

風電場匯集線路模型包括電纜線路和架空線路兩種類型，均宜采用π型等值電路模型，模型結構

如圖2所示。模型應準確填寫線路正、負、零序參數，線路參數與長度應能反映風電場實際情況。

說明：

1——R、X為線路電阻和電抗；

2——G、B為線路電導和電納。

圖2匯集線路模型

4.2.2.2升壓變壓器模型

風電機組和風電場的升壓變壓器模型如圖3所示。升壓變壓器模型應準確填寫變壓器正、負、零

序參數。

（a）雙繞組變壓器（b）三繞組變壓器

說明：

1——GT、BT為雙繞組/三繞組變壓器電導和電納；

2——RT、XT為雙繞組變壓器電阻和電抗；

3——R1、X1為三繞組變壓器一次側電阻和電抗；

4——R2、X2為三繞組變壓器二次側電阻和電抗；

5——R3、X3為三繞組變壓器三次側電阻和電抗。

圖3升壓變壓器模型

4.2.2.3對于機電暫態(tài)仿真建模，匯集線路和升壓變壓器模型應采用基波頻率下的電抗和電納。對于

電磁暫態(tài)仿真模型，匯集線路和升壓變壓器模型應采用計算得出的電感和電容。

4.2.3風電場功率控制系統(tǒng)模型

4.2.3.1無功/電壓控制策略

風電場的無功/電壓控制策略包括定功率因數控制模式、定電壓控制模式和定無功功率控制模式。

a）定功率因數控制模式

風電場根據輸出的有功功率和功率因數指令值計算無功功率指令值，并將無功功率指令分配至無

功補償裝置和風電機組。

b）定電壓控制模式

風電場根據并網點電壓測量值和指令值計算無功功率指令值，并將無功功率指令分配至無功補償

裝置和風電機組。

c）定無功功率控制模式

風電場根據無功功率指令值，將無功功率指令分配至無功補償裝置和風電機組。

4.2.3.2有功功率控制系統(tǒng)模型

風電場有功控制系統(tǒng)模型通常應包含風電場有功需求整定模塊和有功功率分配模塊，建模時宜參

考風電場實際有功控制系統(tǒng)。

風電場有功功率控制系統(tǒng)應能自動執(zhí)行調度機構下達的有功功率及有功功率變化的控制指令，確

保風電場有功功率及功率變化率不超過調度指令。風電場有功控制過程可分為兩層實現，即風電場有

功需求整定和有功功率分配，有功控制系統(tǒng)模型可參考圖4并結合實際風電場有功控制策略建模。風

電場有功功率輸出值的確定，應按實際有功控制模式確定。

4.2.3.3無功功率控制系統(tǒng)模型

風電場無功控制系統(tǒng)模型通常應包含風電場無功需求整定模塊和無功功率分配模塊，建模時宜參

考風電場實際無功控制系統(tǒng)。

風電場無功控制系統(tǒng)應能自動執(zhí)行調度機構指令調節(jié)其發(fā)出（或吸收）的無功功率，實現對風電

場并網點無功或電壓的控制。風電場無功控制過程可分為兩層實現，即風電場無功需求整定和無功功

率分配。風電場要充分利用風電機組的無功容量及其調節(jié)能力，將風電場無功功率參考值按一定原則

分配到風電場內風電機組及無功補償裝置，無功控制系統(tǒng)模型可參考圖4并結合實際風電場無功控制

策略建模；當風電機組無功容量無法滿足系統(tǒng)無功調節(jié)需求時，剩余無功調節(jié)量通過風電場無功補償

裝置實現。

說明：

1——Vmea為并網點電壓測量值；

2——Vref為并網點電壓參考值；

3——P，Q為并網點有功和無功測量值。

圖4風電場功率控制系統(tǒng)模型

4.2.4風電場保護模型

風電場的保護模型應根據風電機組、升壓變壓器、無功補償裝置、場內匯集線路等配備的繼電保

護方式建立仿真模型，模型應反映繼電保護特性，包含保護整定值。

4.3風電場電磁暫態(tài)仿真模型

4.3.1風電機組電磁暫態(tài)仿真模型

風電機組模型應采用控制硬件在環(huán)仿真模型，或經與控制硬件在環(huán)仿真校核一致的控制程序封裝

數字仿真模型。

4.3.1.1搭建風電機組控制器在環(huán)仿真模型，控制器的型號及軟件版本應與現場一致，數字模型應包

括變流器及發(fā)電機等電氣部件，主電路拓撲結構及參數需與現場一致。

4.3.1.2搭建風電機組控制程序封裝數字仿真模型，模型應包括風電機組正常運行和故障運行中對并

網性能有明顯影響的部件，包括變流器及發(fā)電機等電氣部件，以及控制、安全及故障保護等模塊。

4.3.2無功補償裝置電磁暫態(tài)仿真模型

靜止無功發(fā)生器（SVG）模型應采用控制硬件在環(huán)仿真模型，或經與控制硬件在環(huán)仿真校核一致的

控制程序封裝數字仿真模型。靜止無功補償器（SVC）、并聯(lián)電容器、同步調相機等其它類型無功補償

裝置可采用能反映其實際電氣回路和參數的數字仿真模型。

4.3.2.1搭建靜止無功發(fā)生器控制硬件在環(huán)仿真模型，控制器的型號及軟件版本應與現場一致，主電

路拓撲結構及參數需與現場一致。

4.3.2.2搭建靜止無功發(fā)生器控制程序封裝數字仿真模型，模型應包括靜止無功發(fā)生器正常運行和故

障運行中對并網性能有明顯影響的部件，包括電氣部件、控制、安全及故障保護等模塊。

4.3.3風電場電磁暫態(tài)仿真詳細模型

風電場電磁暫態(tài)仿真詳細模型應根據風電場實際電氣結構搭建，包括風電機組、風電場功率匯集

系統(tǒng)、風電場功率控制與保護系統(tǒng)模型，其中各設備之間的電氣連接距離及接線方式應與實際情況相

同。

4.3.4風電場電磁暫態(tài)仿真等值模型

風電場電磁暫態(tài)仿真等值模型應正確反映風電場并網點的電磁暫態(tài)特性?？紤]風電機組型號、機

組數量、匯集線路數量、匯集線路長度等因素，可將風電場內所有風電機組等值為1臺至數臺等值機

組。等值后的風電場模型結構如圖5所示。

圖5風電場電磁暫態(tài)仿真等值模型結構

4.4風電場機電暫態(tài)仿真模型

4.4.1風電機組機電暫態(tài)仿真模型

4.4.1.1風電機組機電暫態(tài)仿真模型結構

風電機組可分為四類分別建立機電暫態(tài)仿真模型，包括I型——定速風電機組，II型——滑差控

制變速風電機組，III型——雙饋變速風電機組，IV型——全功率變頻風電機組。風電機組模型結構

如圖6所示，不同類型風電機組，可根據實際風電機組結構對模型進行調整。

說明：

1——IWTT為風電機組機端電流；

2——UWTT為風電機組機端電壓。

圖6風電機組機電暫態(tài)仿真模型結構

4.4.1.2風電機組機電暫態(tài)仿真模型子模塊

風電機組機電暫態(tài)仿真模型各子模塊應包含系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)運行時對風電機組的并網性能有明顯

影響的部件，主要包括：

a）空氣動力學模型

空氣動力學模型應能準確反映風能轉化為機械功率的特性。應用于穩(wěn)定性研究時，宜假設風速恒

定。

b）傳動鏈模型

傳動鏈模型應能準確反映風力機機械功率從低速軸傳遞到高速軸的動態(tài)特性對風電機組并網性能

的影響，宜采用兩質量塊模型。

c）發(fā)電機和變流器系統(tǒng)

I型、II型、III型風電機組的發(fā)電機模型應反映轉子磁鏈暫態(tài)特性，可忽略定子磁鏈暫態(tài)特

性。對于具有chopper保護電路的IV型風電機組，其發(fā)電機模型可簡化。

d）控制系統(tǒng)

主要包括最大功率追蹤、變槳控制、功率控制以及故障穿越控制等模塊。

e）保護模塊

風電機組的過/欠壓、過/欠頻、低/超速保護等模型應能正確反映風電機組保護特性。III型風電

機組配置轉子側Crowbar保護電路時，應準確模擬Crowbar保護電路的動作特性。IV型風電機組配

置chopper保護電路時，應準確模擬chopper保護電路的動作特性。

f)電氣設備

與風電機組機端連接的電氣設備模型，一般包括并網開關和箱式變壓器，對于I型和II型風電

機組，還包括在風電機組機端配置的無功補償設備等。

4.4.2無功補償裝置機電暫態(tài)仿真模型

靜止無功發(fā)生器機電暫態(tài)仿真模型應包含系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)運行時對其并網性能有明顯影響的部

件，包括：控制單元、變壓器、逆變器、儲能電容等。

靜止無功補償器（SVC）、并聯(lián)電容器、同步調相機等其它類型無功補償裝置可采用能反映其實際

電氣回路和參數的仿真模型。

4.4.2.1靜止無功發(fā)生器（SVG）機電暫態(tài)仿真模型結構

靜止無功發(fā)生器（SVG）并網等效原理圖如圖7所示

說明：

1——uC為SVG設備儲能電容的電壓值；

2——LT為SVG設備逆變器與電網之間的等值串聯(lián)電感；

3——us為電網電壓值。

圖7SVG并網等效原理圖

靜止無功發(fā)生器（SVG）機電控制系統(tǒng)模型如圖8所示，當簡化模型不考慮SVG與系統(tǒng)之間等值

電抗LT時，控制系統(tǒng)模型不考慮圖8中虛線框圖部分。

說明：

1——T1為濾波器和測量回路的時間常數；

2——VREF為參考電壓；

3——VSVG為SVG設備端電壓；

4——Vmax為電壓限幅環(huán)節(jié)的上限；

5——T2為濾波器和測量回路的時間常數；

6——T3為濾波器和測量回路的時間常數；

7——Vmin為電壓限幅環(huán)節(jié)的下限；

8——T4為第二級超前時間常數；

9——T5為第二級滯后時間常數；

10——kp為比例環(huán)節(jié)放大倍數；

11——Tp為比例環(huán)節(jié)時間常數；

12——Vsmax為積分環(huán)節(jié)幅值的上限；

13——kI為積分環(huán)節(jié)放大倍數；

14——Vsmin為積分環(huán)節(jié)幅值的下限；

15——VT為等值電感LT電壓；

16——Icmax為最大容性電流（pu）；

——為最大容性電流（）；

17XLTpu

18——Ts為SVG響應延遲時間；

19——ILmax為最大感性電流（pu）；

20——Is為與并網點連線電流；

21——kD為SVG的V-I特性曲線的斜率，必須大于或等于0。

圖8SVG機電暫態(tài)控制系統(tǒng)模型

4.4.3風電場機電暫態(tài)仿真模型

風電場機電暫態(tài)仿真模型應正確反應風電場并網點的機電暫態(tài)特性?？紤]風電機組型號、機組數

量、匯集線路數量、匯集線路長度等因素，可將風電場內所有風電機組等值為1臺至數臺等值機組。

等值后的風電場模型結構如圖5所示。

5風電場電氣仿真模型驗證

5.1基本原則

5.1.1風電場電氣仿真模型驗證主要包括：風電場電磁暫態(tài)等值仿真模型驗證和風電場機電暫態(tài)等值

仿真模型驗證。

5.1.2風電場電磁暫態(tài)仿真模型驗證內容及步驟包括：首先進行風電機組和靜止無功補償器封裝數字

模型的寬頻帶阻抗特性和故障穿越特性驗證，再進行風電場電磁暫態(tài)等值模型的寬頻帶阻抗特性和故

障穿越特性驗證。

5.1.3風電場機電暫態(tài)仿真模型驗證內容包括：首先進行風電機組和靜止無功補償器的功率控制特性

和故障穿越特性驗證，再進行風電場機電暫態(tài)等值模型的功率控制特性和故障穿越特性驗證。

5.2風電機組電氣仿真模型驗證

5.2.1風電機組電磁暫態(tài)仿真模型驗證

5.2.1.1寬頻帶阻抗特性驗證

a）基本要求：

1）模型驗證考核量為2.5Hz~1000Hz頻率范圍的阻抗特性；

2）宜采用風電機組升壓變壓器低壓側的測試或控制硬件在環(huán)仿真數據開展模型驗證；

3）阻抗特性的仿真掃描方法見資料性附錄A。

b）驗證工況：風電機組寬頻帶阻抗特性驗證工況如表1所示。

表1風電機組寬頻帶阻抗特性驗證工況表

有功出力無功出力

對應有功出力下的最大容性無功出力

10%、20%、30%、40%、50%、60%、

功率因數1.0

70%、80%、90%、100%

對應有功出力下的最大感性無功出力

c）模型驗證數據要求：

1）用于阻抗特性計算和驗證的測試或控制硬件在環(huán)仿真數據應包括風電機組端口的三相電

壓、電流瞬時量，時間步長≤50μs，時間窗長≥1s；

2）阻抗特性的測試和仿真掃描頻率間隔要求：2.5-100Hz范圍內，頻率間隔≤1Hz；100-

1000Hz范圍內，頻率間隔≤10Hz；

3）各頻率點的阻抗特性為2×2的矩陣，矩陣4個元素為復數形式，以頻率點fp為例，

Z[f]Z[f]R[f]jX[f]R[f]jX[f]

Z[f]11p12p11p11p12p12p

Wp

Z21[fp]Z22[fp]R21[fp]jX21[fp]R22[fp]jX22[fp]

4）各頻率點的阻抗特性應進行標幺化，并轉換為幅值和相角形式，以Z11[fp]為例，

標幺化計算：

Z11[fp]

Z11,pu[fp]R11,pu[fp]jX11,pu[fp]

Zbase

其中，為風電機組額定容量下的基準阻抗，2，為風電機組

ZbaseZbaseUN/SNUN

機端額定電壓，為風電機組額定容量

SN

轉換為幅值（dB）和相角（deg）形式：

magZ[f]20logR2[f]X2[f]

11p1011,pup11,pup

X[f]

11,pup

angZ11[fp]arcsin

R2[f]X2[f]

11,pup11,pup

d）驗證步驟：

1）基于風電機組測試或控制硬件在環(huán)仿真模型，進行風電機組阻抗特性掃描，獲取驗證工況

下的阻抗特性數據；

2）基于風電機組控制程序封裝數字仿真模型，進行風電機組阻抗掃描，獲取驗證工況下的阻

抗特性數據；

3）以測試數據的阻抗特性為依據，對控制硬件在環(huán)仿真阻抗特性掃描結果和控制程序封裝數

字仿真模型阻抗特性準確性進行校核，驗證偏差最大允許值如表2所示。

表2風電機組寬頻帶阻抗特性驗證偏差最大允許值

機組類型偏差指標頻段I頻段II頻段III

雙饋變速風電幅值（dB）0.850.850.8

機組相角（deg）151530

全功率變頻風幅值（dB）0.90.850.8

電機組相角（deg）101530

注1：雙饋變速風電機組的頻段I為2.5Hz≤f＜20Hz，頻段II為20Hz≤f＜100Hz，頻段III為

100Hz≤f≤1000Hz；

注2：全功率變頻風電機組的頻段I為2.5Hz≤f＜100Hz，頻段II為100Hz≤f＜300Hz，頻段

III為300Hz≤f≤1000Hz。

5.3.1.2故障穿越特性驗證

a）驗證工況：

1）功率范圍：大功率輸出狀態(tài)，P≥0.9Pn；小功率輸出狀態(tài)，0.1Pn≤P≤0.3Pn。；

2）故障類型：三相對稱故障和兩相不對稱故障工況；

3）電壓跌落：模型驗證的電壓跌落幅值應包括但不限于GB/T36995中規(guī)定的三相故障和兩

相故障情況下電壓幅值標幺值為0.90-0.05、0.75±0.05、0.50±0.05、0.35±0.05、

0.20±0.05五種電壓跌落規(guī)格和持續(xù)時間；

4）電壓升高：模型驗證的電壓升高幅值應包括但不限于GB/T36995中規(guī)定的三相故障和兩

相故障情況下電壓幅值標幺值為1.20±0.03、1.25±0.03、1.30±0.03三種電壓升高規(guī)格和持續(xù)

時間；

5）電壓連續(xù)跌落升高：模型驗證的電壓連續(xù)跌落升高幅值為0.75±0.03—1.2±0.03、0.5

±0.03—1.25±0.03、0.2±0.03—1.3±0.03，低穿高穿的持續(xù)時間見GB/T36995規(guī)定。

b）模型驗證數據要求：

1）用于故障特性驗證的測試和仿真數據應包括風電機組端口的三相電壓、電流瞬時量，時間

步長≤50μs；

2）三相電壓、電流瞬時量經過計算得到電壓模值、有功功率瞬時值、無功功率瞬時值、有功

電流瞬時值、無功電流瞬時值；

c）驗證步驟：

1）基于風電機組控制硬件在環(huán)仿真模型，按照5.3.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障試驗，得

到風電機組端口三相電壓、電流瞬時量數據；

2）基于風電機組控制程序封裝數字仿真模型，按照5.3.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障試

驗，得到風電機組端口三相電壓、電流瞬時量數據；

3）以測試數據為依據，對故障過程進行分區(qū)，故障分區(qū)過程詳見附錄B；

4）以測試數據為誤差對比標準，計算控制硬件在環(huán)仿真模型數據、控制程序封裝數字仿真模

型數據與測試數據之間的偏差，偏差計算的電氣量包括：

——電壓模值U；

——有功功率瞬時值P；

——無功功率瞬時值Q；

——有功電流瞬時值IP；

——無功電流瞬時值IQ。

偏差類型包括平均偏差、平均絕對偏差、最大偏差以及加權平均絕對偏差。故障穿越特性驗

證偏差計算窗口見表3。

表3風電機組故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型偏差計算窗口

時段最大偏差平均偏差平均絕對偏差

故障前穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

暫態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間

故障期間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

暫態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間

故障后穩(wěn)態(tài)區(qū)間

穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

d）驗證結果評價：

風電機組電磁暫態(tài)仿真模型的有功功率、無功功率、有功電流和無功電流平均偏差、平均絕

對偏差、最大偏差和加權平均絕對偏差應不大于表4中的偏差最大允許值。

表4風電機組故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

電氣參數

XME1XME2XMAE1XMAE2XMXE1XG

有功功率0.070.200.100.250.150.10

無功功率0.070.200.100.250.150.10

有功電流0.100.200.150.300.150.10

無功電流0.070.200.100.300.150.10

注：——穩(wěn)態(tài)區(qū)間平均偏差最大允許值；——暫態(tài)區(qū)間平均偏差最大允許值；

XME1XME2

——穩(wěn)態(tài)區(qū)間平均絕對偏差最大允許值；——暫態(tài)區(qū)間平均絕對偏差最大允許值；

XMAE1XMAE2

——穩(wěn)態(tài)區(qū)間最大偏差最大允許值；——加權平均絕對偏差最大允許值。

XMXE1XG

5.2.2風電機組機電暫態(tài)仿真模型驗證

5.2.2.1功率控制特性驗證

a）驗證工況：功率控制特性驗證工況應至少包括GB/T20320規(guī)定的有功功率控制、無功功率控

制（控制指令根據無功控制模式可為：無功功率、電壓、功率因數控制）測試工況。

b）測試數據要求：用于有功功率控制特性驗證的測試和仿真數據應包括風電機組輸出端有功功率

設定指令值和測量值；用于無功功率控制特性驗證的測試和仿真數據應包括風電機組輸出端無功功率

設定指令值和測量值。

c）驗證步驟：

1）依據實際測試情況，設置模型的驗證工況進行仿真計算，得到風電機組變壓器低壓側電

壓、電流和功率仿真結果；

2）依據GB/T20320計算測試與仿真數據的有功功率、無功功率0.2s平均值；

3）偏差計算：功率控制模型驗證的偏差包括有功功率和無功功率的測試與仿真偏差以及功率

控制響應特性指標偏差。響應特性指標包括響應時間、調節(jié)時間和超調量，計算方法如圖9所

示。其中：

——響應時間：功率指令變化時刻至實際功率值第一次達到指令變化值的90%的持續(xù)時間；

——調節(jié)時間：功率指令值變化時刻至實際功率值維持在公差帶內開始時刻的持續(xù)時間，該

公差帶根據風電機組功率控制準確性確定，可為±5%Pn；

——超調量：功率控制過程中響應功率最大值超出與功率指令值的差值。

圖9風電機組功率控制特性指標計算示意圖

3）驗證結果評價：

風電機組電氣仿真模型所有驗證工況下功率控制特性的偏差應不大于表5中的偏差最大允許

值。

表5風電機組功率控制特性機電暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

（s）

XMAE3XMAE4Tresp1Xtresp11

0.100.052.00.20.05

注：——有功功率或無功功率控制調節(jié)時間內的平均絕對偏差最大允許值；

XMAE3

——有功功率或無功功率控制調節(jié)時間結束后穩(wěn)定運行至下一控制指令發(fā)生前（或穩(wěn)定運行

XMAE4120

秒）的時間內平均絕對偏差最大允許值；

——功率控制響應時間絕對偏差最大允許值；

Tresp1(tresp_m10s)

——功率控制響應時間相對偏差最大允許值；

Xtresp1(tresp_m10s)

——超調量偏差最大允許值。

1

5.2.2.2故障穿越特性驗證

a）基本要求：

1）模型驗證的主要內容為驗證工況下的機電暫態(tài)仿真數據與測試數據對比；。

2）模型驗證考核量應包括電壓、有功功率、無功功率、有功電流和無功電流的基波正序分

量。

b）驗證工況：機電暫態(tài)仿真模型的驗證工況與5.2.1.2a）節(jié)電磁暫態(tài)仿真模型驗證工況相同。

c）測試數據要求：計算機電暫態(tài)仿真數據與測試數據的線電壓、有功功率、無功功率和無功電流

的基波正序分量。為保證機電數據與測試數據對比的有效性，所有數據應采用相同的量綱、時標、分

辨率格式。機電數據與測試數據的時間序列應同步。故障過程分段以測試數據為依據進行。

d）驗證步驟：

1）基于風電機組機電暫態(tài)仿真模型，按照5.2.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障仿真，得到風

電機組變壓器低壓側電壓、電流和功率仿真數據；

2）以測試數據為依據，對故障過程進行分區(qū)，故障分區(qū)過程詳見附錄B；

4）以測試數據為誤差對比標準，計算機電暫態(tài)仿真模型數據與測試數據之間的偏差，偏差計

算的電氣量包括：

——電壓U；

——有功功率P；

——無功功率Q；

——有功電流IP；

——無功電流IQ。

偏差類型包括平均偏差、平均絕對偏差、最大偏差以及加權平均絕對偏差。風電機組故障穿

越特性機電暫態(tài)仿真模型驗證的偏差計算窗口見表6。

表6風電機組故障穿越特性機電暫態(tài)仿真模型偏差計算窗口

時段最大偏差平均偏差平均絕對偏差

故障前穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

故障期間穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

故障后穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間

e）驗證結果評價：

風電機組機電暫態(tài)仿真模型的有功功率、無功功率、有功電流和無功電流平均偏差、平均絕

對偏差、最大偏差和加權平均絕對偏差應不大于表7中的偏差最大允許值。

表7風電機組故障穿越特性機電暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

有功功率

有功電流無功電流

無功功率

參數

XMXEXMEXMAEXGXMXEXMEXMAEXGXMXEXMEXMAEXG

故障前0.150.100.120.150.100.120.150.100.12

故障期

0.200.150.170.150.500.300.400.150.200.150.170.15

間

故障后0.200.150.170.200.150.170.200.150.17

注：平均偏差最大允許值；平均絕對偏差最大允許值；

XME——XMAE——

——最大偏差最大允許值。

XMXE

5.3靜止無功發(fā)生器（SVG）電氣仿真模型驗證

5.3.1靜止無功發(fā)生器（SVG）電磁暫態(tài)仿真模型驗證

5.3.1.1寬頻帶阻抗特性驗證

a）基本要求：

1）模型驗證考核量為2.5Hz-1000Hz頻率范圍的阻抗特性；

2）靜止無功發(fā)生器如有升壓變壓器，宜采用變壓器低壓側測試數據開展模型驗證；

3）阻抗特性的仿真掃描方法見資料性附錄A。

b）驗證工況：靜止無功發(fā)生器滿發(fā)感性無功功率、零出力、滿發(fā)容性無功功率。

c）測試數據要求：

1）用于阻抗特性計算和驗證的測試和仿真數據應包括靜止無功發(fā)生器端口的三相電壓、電流

瞬時量，時間步長≤50μs，時間窗長≥1s；

2）阻抗特性的測試和仿真掃描頻率間隔要求：2.5-100Hz范圍內，頻率間隔≤1Hz；100-

1000Hz范圍內，頻率間隔≤10Hz；

3）各頻率點的阻抗特性為2×2的矩陣，矩陣4個元素為復數形式，應進行標幺化，并轉換

為幅值和相角形式，計算方法與5.2.1.1c）中風電機組阻抗特性計算方法相同。

d）驗證步驟：

1）基于靜止無功發(fā)生器實測或控制硬件在環(huán)仿真模型，進行靜止無功發(fā)生器阻抗特性掃描，

獲取驗證工況下的阻抗特性數據；

2）基于靜止無功發(fā)生器控制程序封裝數字仿真模型，進行靜止無功發(fā)生器阻抗掃描，獲取驗

證工況下的阻抗特性數據；

3）以實測或控制硬件在環(huán)仿真阻抗特性掃描結果為依據，對控制程序封裝數字仿真模型阻抗

特性準確性進行校核，驗證偏差最大允許值如表7所示。

表7靜止無功發(fā)生器（SVG）寬頻帶阻抗特性驗證偏差最大允許值

誤差指標1-100Hz100-300Hz300-1000Hz

幅值（dB）0.850.80.8

相角（deg）101530

5.3.1.2故障穿越特性驗證

a）驗證工況：

驗證工況參照GB/T36995的規(guī)定，詳見附錄C。

b）測試數據要求：

1）用于故障特性驗證的測試和仿真數據應包括靜止無功發(fā)生器端口的三相電壓、電流瞬時

量，時間步長≤50μs；

2）三相電壓、電流瞬時量經過計算得到電壓模值、有功功率瞬時值、無功功率瞬時值、有功

電流瞬時值、無功電流瞬時值；

c）驗證步驟：

1）基于靜止無功發(fā)生器控制硬件在環(huán)仿真模型，按照5.3.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障試

驗，得到靜止無功發(fā)生器端口三相電壓、電流瞬時量數據；

2）基于靜止無功發(fā)生器控制程序封裝數字仿真模型，按照5.3.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故

障試驗，得到靜止無功發(fā)生器端口三相電壓、電流瞬時量數據；

3）以測試數據為依據，對故障過程進行分區(qū)，故障分區(qū)過程詳見附錄B；

4）以測試數據為誤差對比標準，計算控制硬件在環(huán)仿真模型數據、控制程序封裝數字仿真模

型數據與測試數據之間的偏差，偏差計算的電氣量包括：

——無功功率瞬時值Q；

——無功電流瞬時值IQ。

偏差類型包括平均偏差、平均絕對偏差、最大偏差以及加權平均絕對偏差。故障穿越特性驗

證偏差計算窗口見表8。

表8靜止無功發(fā)生器（SVG）故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型偏差計算窗口

時段最大偏差平均偏差平均絕對偏差

故障前穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

暫態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間

故障期間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

暫態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間

故障后穩(wěn)態(tài)區(qū)間

穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

d）驗證結果評價：

靜止無功發(fā)生器電磁暫態(tài)仿真模型的無功功率和無功電流平均偏差、平均絕對偏差、最大偏

差和加權平均絕對偏差應不大于表9中的偏差最大允許值。

表9靜止無功發(fā)生器（SVG）故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

電氣參數

XME1XME2XMAE1XMAE2XMXE1XG

無功功率0.070.200.100.250.150.10

無功電流0.070.200.100.300.150.10

注：——穩(wěn)態(tài)區(qū)間平均偏差最大允許值；——暫態(tài)區(qū)間平均偏差最大允許值；

XME1XME2

——穩(wěn)態(tài)區(qū)間平均絕對偏差最大允許值；——暫態(tài)區(qū)間平均絕對偏差最大允許值；

XMAE1XMAE2

——穩(wěn)態(tài)區(qū)間最大偏差最大允許值；——加權平均絕對偏差最大允許值。

XMXE1XG

5.3.2靜止無功補償器（SVG）機電暫態(tài)仿真模型驗證

5.3.2.1功率控制特性驗證

a）驗證工況：功率控制特性驗證工況應至少包括NB/T10316-2019規(guī)定的無功功率控制（控制指

令根據無功控制模式可為：無功功率、電壓、功率因數控制）測試工況。

b）測試數據要求：用于功率控制特性驗證的測試和仿真數據應包括靜止無功發(fā)生器輸出端無功功

率設定指令值和測量值。

c）驗證步驟：

1）依據實際測試情況，設置模型的驗證工況進行仿真計算，得到靜止無功發(fā)生器輸出電壓、

電流和功率仿真結果；

2）計算測試與仿真數據的無功功率0.2s平均值；

3）偏差計算：功率控制模型驗證的偏差包括無功功率的測試與仿真偏差以及功率控制響應特

性指標偏差。響應特性指標包括響應時間、調節(jié)時間和超調量，計算方法如圖10所示。其中：

——響應時間：功率指令變化時刻至實際功率值第一次達到指令變化值的90%的持續(xù)時間；

——調節(jié)時間：功率指令值變化時刻至實際功率值維持在公差帶內開始時刻的持續(xù)時間，該

公差帶根據靜止無功發(fā)生器功率控制準確性確定，可為±5%Sn；

——超調量：功率控制過程中響應功率最大值超出與功率指令值的差值。

圖10靜止無功發(fā)生器功率控制特性指標計算示意圖

3）驗證結果評價：

靜止無功發(fā)生器機電暫態(tài)仿真模型所有驗證工況下功率控制特性的偏差應不大于表10中的偏

差最大允許值。

表10靜止無功發(fā)生器功率控制特性機電暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

（s）

XMAE3XMAE4Tresp1Xtresp11

0.100.052.00.20.05

注：——無功功率控制調節(jié)時間內的平均絕對偏差最大允許值；

XMAE3

——無功功率控制調節(jié)時間結束后穩(wěn)定運行至下一控制指令發(fā)生前（或穩(wěn)定運行秒）的時間內

XMAE4120

平均絕對偏差最大允許值；

——功率控制響應時間絕對偏差最大允許值；

Tresp1(tresp_m10s)

——功率控制響應時間相對偏差最大允許值；

Xtresp1(tresp_m10s)

——超調量偏差最大允許值。

1

5.3.2.2故障穿越特性驗證

a）基本要求

1）模型驗證的主要內容為驗證工況下的機電暫態(tài)仿真數據與測試數據對比驗證；。

2）模型驗證考核量應包括電壓、無功功率和無功電流的基波正序分量。

b）驗證工況

驗證工況參照GB/T36995的規(guī)定，詳見附錄C。

c）測試數據要求：計算機電數據與測試數據的線電壓、無功功率和無功電流的基波正序分量。為

保證機電數據與測試數據對比的有效性，所有數據應采用相同的量綱、時標、分辨率格式。機電數據

與測試數據的時間序列應同步。故障過程分段以測試數據為依據進行。

d）驗證步驟：

1）基于靜止無功發(fā)生器機電暫態(tài)仿真模型，按照5.3.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障仿真，

得到靜止無功發(fā)生器輸出電壓、電流和功率仿真數據；

2）以測試數據為依據，對故障過程進行分區(qū)，故障分區(qū)過程詳見附錄B；

4）以測試數據為誤差對比標準，計算機電暫態(tài)仿真模型數據與測試數據之間的偏差，偏差計

算的電氣量包括：

——無功功率Q；

——無功電流IQ。

偏差類型包括平均偏差、平均絕對偏差、最大偏差以及加權平均絕對偏差。靜止無功發(fā)生器

故障穿越特性機電暫態(tài)仿真模型驗證的偏差計算窗口見表11。

表11靜止無功發(fā)生器故障穿越特性機電暫態(tài)仿真模型偏差計算窗口

時段最大偏差平均偏差平均絕對偏差

故障前穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

故障期間穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間

故障后穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間暫態(tài)區(qū)間+穩(wěn)態(tài)區(qū)間

e）驗證結果評價：

靜止無功發(fā)生器機電暫態(tài)仿真模型的無功功率和無功電流平均偏差、平均絕對偏差、最大偏

差和加權平均絕對偏差應不大于表12中的偏差最大允許值。

表12靜止無功發(fā)生器故障穿越特性機電暫態(tài)仿真模型驗證偏差最大允許值

無功功率無功電流

參數

XMXEXMEXMAEXGXMXEXMEXMAEXG

故障前0.150.100.120.150.100.12

故障期

0.200.150.170.150.200.150.170.15

間

故障后0.200.150.170.200.150.17

注：平均偏差最大允許值；平均絕對偏差最大允許值；

XME——XMAE——

——最大偏差最大允許值。

XMXE

5.4風電場電氣仿真模型驗證

5.4.1風電場電磁暫態(tài)仿真模型驗證

5.4.1.1寬頻帶阻抗特性驗證

a）基本要求：

1）模型驗證考核量為2.5Hz-1000Hz頻率范圍的阻抗特性；

2）宜采用風電場并網點數據開展模型驗證；

3）阻抗特性的仿真掃描方法見資料性附錄A。

b）驗證工況：風電場寬頻帶阻抗特性驗證工況如表13所示。

表13風電場寬頻帶阻抗特性驗證工況表

有功出力無功出力

風電機組無功補償裝置

滿發(fā)容性無功

對應有功出力下的

最大容性無功出力零出力

退出運行

滿發(fā)容性無功

10%、20%、30%、零出力

40%、50%、60%、1.0

70%、80%、90%、退出運行

100%滿發(fā)感性無功

滿發(fā)感性無功

對應有功出力下的

最大感性無功出力零出力

退出運行

靜止無功發(fā)生器定電壓控制模式，風電機組定功率因數1.0

注：有功出力采取風電機組全開機、相同出力方式。

c）測試數據要求：

1）用于阻抗特性計算和驗證的仿真數據應包括風電場升壓變高壓側的三相電壓、電流瞬時

量，時間步長≤50μs，時間窗長≥1s；

2）阻抗特性的仿真掃描頻率間隔要求：2.5-100Hz范圍內，頻率間隔≤1Hz；100-1000Hz范

圍內，頻率間隔≤10Hz；

3）各頻率點的阻抗特性為2×2的矩陣，矩陣4個元素為復數形式，，應進行標幺化，并轉換

為幅值和相角形式，計算方法與5.2.1.1c）中風電機組阻抗特性計算方法相同。

d）驗證步驟：

1）基于風電場電磁暫態(tài)詳細仿真模型，進行風電場阻抗特性掃描，獲取驗證工況下的阻抗特

性數據；

2）基于風電場電磁暫態(tài)等值仿真模型，進行風電場阻抗特性掃描，獲取驗證工況下的阻抗特

性數據；

3）以風電場電磁暫態(tài)詳細仿真模型阻抗特性掃描結果為依據，對電磁暫態(tài)等值仿真模型阻抗

特性準確性進行校核，驗證偏差最大允許值如表13所示。

表13風電場寬頻帶阻抗特性驗證偏差最大允許值

誤差指標頻段I頻段II頻段III

幅值（dB）≤0.95≤0.9≤0.85

相角（deg）≤0.95≤0.9≤0.85

注1：對于雙饋變速風電機組組成的風電場，頻段I為2.5Hz≤f＜20Hz，頻段II為

20Hz≤f＜100Hz，頻段III為100Hz≤f≤1000Hz；

注2：對于全功率變頻風電機組組成的風電場，頻段I為2.5Hz≤f＜100Hz，頻段II為

100Hz≤f＜300Hz，頻段III為300Hz≤f≤1000Hz。

5.4.1.2故障穿越特性驗證

a）驗證工況：

1）功率范圍：風電場故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型驗證的功率范圍如表14所示；

表14風電場故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型驗證的功率范圍

無功出力

有功出力

靜止無功發(fā)生器

100%發(fā)出100%容性無功

60%發(fā)出60%容性無功

30%發(fā)出30%容性無功

2）故障類型：三相對稱故障和兩相不對稱故障工況；

3）電壓跌落：模型驗證的電壓跌落幅值應包括但不限于GB/T36995中規(guī)定的三相故障和兩

相故障情況下電壓幅值標幺值為0.90-0.05、0.75±0.05、0.50±0.05、0.35±0.05、

0.20±0.05五種電壓跌落規(guī)格和持續(xù)時間；

4）電壓升高：模型驗證的電壓升高幅值應包括但不限于GB/T36995中規(guī)定的三相故障和兩

相故障情況下電壓幅值標幺值為1.20±0.03、1.25±0.03、1.30±0.03三種電壓升高規(guī)格和持續(xù)

時間；

5）電壓連續(xù)跌落升高：模型驗證的電壓連續(xù)跌落升高幅值為0.75±0.03—1.2±0.03、0.5

±0.03—1.25±0.03、0.2±0.03—1.3±0.03，低穿高穿的持續(xù)時間見GB/T36995規(guī)定。

b）測試數據要求：

1）用于故障特性驗證的仿真數據應包括風電場升壓變高壓側三相電壓、電流瞬時量，時間步

長≤50μs；

2）三相電壓、電流瞬時量經過計算得到電壓模值、有功功率瞬時值、無功功率瞬時值、有功

電流瞬時值、無功電流瞬時值；

c）驗證步驟：

1）基于風電場電磁暫態(tài)仿真詳細模型，按照5.4.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障試驗，得到

風電機組端口三相電壓、電流瞬時量數據；

2）基于風電場電磁暫態(tài)仿真等值模型，按照5.4.1.2a）節(jié)規(guī)定的工況進行故障試驗，得到

風電機組端口三相電壓、電流瞬時量數據；

3）以風電場電磁暫態(tài)仿真詳細模型數據為依據，對故障過程進行分區(qū)，故障分區(qū)過程詳見附

錄B；

4）以風電場電磁暫態(tài)仿真詳細模型數據為誤差對比標準，計算等值模型數據與詳細模型數據

之間的偏差，偏差計算的電氣量包括：

——電壓模值U；

——有功功率瞬時值P；

——無功功率瞬時值Q；

——有功電流瞬時值IP；

——無功電流瞬時值IQ。

偏差類型包括平均偏差、平均絕對偏差、最大偏差以及加權平均絕對偏差。故障穿越特性驗

證偏差計算窗口見表3。

表14風電場故障穿越特性電磁暫態(tài)仿真模型偏差計算窗口

時段最大偏差平均偏差平均絕對偏差

故障前穩(wěn)態(tài)區(qū)間穩(wěn)態(tài)區(qū)間