《新能源場站及接入系統(tǒng)短路電流計算 第1部分：風力發(fā)電編制說明》

《新能源場站及接入系統(tǒng)短路電流計算第1部分：風力發(fā)電》

國家標準

編制說明

（征求意見稿）

中國電力科學研究院有限公司

2023年10月10日

一、工作簡況

1任務來源

在“3060碳達峰、碳中和”政策牽引下新能源裝機快速發(fā)展。風電裝機

規(guī)模也同步快速增漲。風電在電力系統(tǒng)占比不斷增大，導致準確的短路電流

獲取困難，嚴重影響繼電保護整定和開關安全遮斷能力校核。風電設備提供

短路電流的原理，與傳統(tǒng)同步機組差異很大，不能照搬傳統(tǒng)同步發(fā)電機的計

算方法，目前廣泛采用的基于IEC60909標準的短路電流計算國標體系尚未

計及風電對交流系統(tǒng)短路電流的貢獻，同時風電場及接入系統(tǒng)的開關選型、

安全校核等方面工作也缺少短路電流計算方法。本部分擬提出風電場及接入

系統(tǒng)實用短路電流計算方法，提高風電場及接入系統(tǒng)短路電流計算精度，為

系統(tǒng)規(guī)劃、運行提供支撐，指導風電場的一體化設計、本體安全校核以及電

器導體選型等工作。

中國電力科學研究院有限公司作為牽頭編寫單位，組織編寫《新能源場

站及接入系統(tǒng)短路電流計算第1部分：風力發(fā)電》。

2工作過程

1、2023年1月，明確標準編制工作總體目標，構建組織機構、確定參

編單位及其人員，召開標準編制工作的啟動會，明確各單位分工。

2、2023年2月-2023年3月，開展集中編研。在廣泛調(diào)研收資、技術

交流和理論研究的基礎上，擬定了標準的編制方式和主要編制內(nèi)容。

3、2023年3月，形成標準編制大綱和整體技術方案，召開標準大綱審

1

查會征求專家意見，依據(jù)委員、專家意見進行了修改完善。

4.2023年3月-2023年5月，開展集中編制，形成標準初稿，在北京/騰

訊會議召開了標準初稿審查會，根據(jù)委員、專家意見進行了修改完善。

5、2023年5月-2023年9月，完成了征求意見稿及主要條文說明。

6、2023年9月21日，標準征求意見稿及編制說明上會征求專家意見，

依據(jù)委員、專家意見進行修改完善。

二、編制原則和主要內(nèi)容

1標準編制原則

本標準遵守現(xiàn)有相關的法律、條例、標準和規(guī)范，編寫格式和規(guī)則符合

GB/T1.1-2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規(guī)

則》的規(guī)定，并遵循以下原則：

（1）兼容性原則。本標準在編寫時，所提計算方法銜接了現(xiàn)行短路電

流計算國家標準體系（GB/T15544）推薦的等效電壓源法，確保了與現(xiàn)行短

路電流計算國家標準以及相關國際標準（IEC60909）的有效兼容。

（2）先進性原則。風力發(fā)電接入系統(tǒng)后的故障點短路電流大小是由風

電設備和網(wǎng)絡兩者及其交互影響共同決定，現(xiàn)有GB/T15544及IEC標準對

短路電流的計算方法基于超導體閉合回路磁鏈守恒原理，以線性電路理論、

對稱分量法為基礎；風電設備接入系統(tǒng)后，改變了電力系統(tǒng)網(wǎng)絡參數(shù)相對固

定、系統(tǒng)線性化假設基本與事實相符的特點。本文件所提計算方法以等效電

壓源法為基礎，以故障前正常運行分量、恒定激勵故障分量以及受控電源帶

2

來的可變激勵故障分量三者疊加計算風電接入系統(tǒng)的短路電流。以迭代法處

理風電設備端口電流-電壓交互影響、將風電設備輸出電流的非線性過程在

每次迭代過程中處理為線性過程，結合風電單元短路電流計算模型，得到更

為精確的故障點短路電流，能夠明顯改善現(xiàn)有方法計算結果過于保守的問

題，確保本標準的先進性。

2標準主要內(nèi)容

本文件規(guī)定了風力發(fā)電及接入系統(tǒng)中的交流短路電流計算方法，以等效

電壓源法計算風力發(fā)電及接入系統(tǒng)短路電流，以迭代法計算風電設備輸出電

流，對風力發(fā)電及接入系統(tǒng)的短路電流計算結果一般具有足夠的精度，如果

能夠得到相同或更高的計算精度，不排斥采用其他計算方法。

本文件適用于通過交流方式接入10(6)kV及以上電壓等級交流網(wǎng)絡的陸

上風電場及接入系統(tǒng)的平衡與不平衡短路故障的短路電流計算，其他風電場

可參照執(zhí)行。本文件適用于風電機組端口及外部系統(tǒng)發(fā)生的短路故障，風電

機組內(nèi)部故障不在本文件規(guī)定范圍內(nèi)。本文件用于開關設備選型、系統(tǒng)安全

穩(wěn)定校核等，不用于新能源短路比的計算。

本標準包括如下8部分內(nèi)容：

（1）第1章“范圍”規(guī)定了本標準的主要內(nèi)容和適用范圍。

（2）第2章“規(guī)范性引用文件”列出了本標準所引用的標準、技術規(guī)

范和規(guī)程。

（3）第3章“術語和定義”，規(guī)定了本標準所用術語和定義的出處。

GB/T15544.1、GB/T19963.1界定的以及列出的術語和定義適用于本文件。

3

（4）第4章“總體要求”，規(guī)定了風電場及接入電力系統(tǒng)的短路電流

計算方法的總體要求。

（5）第5章“計算模型”，規(guī)定了風電場短路電流計算建模方法和模

型。

（6）第6章“計算方法”，規(guī)定了風力發(fā)電接入系統(tǒng)平衡故障以及不

平衡故障下故障點短路電流計算方法。

（7）附錄A.1“風電場外部故障”為資料性附錄，該部分給出了風電場

接入系統(tǒng)后外部故障短路電流計算方法的應用示例。

（8）附錄A.2“風電場內(nèi)部故障”為資料性附錄，該部分給出了風電場

接入系統(tǒng)后內(nèi)部故障短路電流計算方法的應用示例。

三、主要驗證情況

3.1風電機組短路電流計算模型論證

3.1.1雙饋型風電機組短路電流計算模型驗證

（1）撬棒電路不動作時的正序短路模型驗證

標準《GB/T19963.1-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定第1部分：陸

上風電》中規(guī)定，對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力應滿足下列要求：

a)當電力系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障,并網(wǎng)點電壓正序分量低于標稱電壓的

80%時,風電場應具有動態(tài)無功支撐能力。

b)風電場動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化,并應滿足

It=K1(0.9?Ut)IN,(0.2Ut0.9)(1)

4

式中：ΔIt為風電場注入的動態(tài)無功電流增量，單位為安(A)；K1為風電場動態(tài)

無功電流比例系數(shù)，K1取值范圍應不小于1.5，宜不大于3；Ut為風電場并網(wǎng)

點電壓標幺值,單位為標幺值(pu)；IN為風電場額定電流，單位為安(A)。

c)電壓跌落期間,風電場向電力系統(tǒng)輸出無功電流應為電壓跌落前正常

運行時的輸出無功電流I0與動態(tài)無功電流增量ΔIt之和,風電場無功電流的最

大輸出能力應不低于風電場額定電流的1.05倍。

d)自并網(wǎng)點電壓跌落出現(xiàn)的時刻起,風電場動態(tài)無功電流上升時間不大

于60ms。自并網(wǎng)點電壓恢復至標稱電壓90%以上的時刻起,風電場應在

40ms內(nèi)退出動態(tài)無功電流增量。

即在電網(wǎng)發(fā)生三相對稱短路故障時，當雙饋型風電機組接入點電壓跌落

滿足時，風電場應提供動態(tài)無功電流以支撐電網(wǎng)電壓。且雙饋型

U(1)kWUL

風電機組注入電網(wǎng)的無功電流應該滿足

KL(1)(UL2?U(1)kW)

II=

qref(1)N(2)

UN

其中，UN為雙饋型風電機組額定電壓；U(1)kW為故障后機端正序電壓幅

值，由迭代計算確定；UL2為低電壓穿越無功電流計算的電壓參考值；KL(1)

為低電壓穿越正序無功電流系數(shù)。

22

有功電流一方面由無功電流決定，即idref=?Imaxiqref；同時，又受到故障

Pref

前有功電流控制值限制，即iIdrefN。因此，有功電流可以表示為

SN

Pref222

idref=?minIN,ImaxminIqref(1),Imax(3)

SN

5

其中Pref為故障前有功功率參考值；Qref為故障前無功功率參考值；SN

為風電設備額定容量；UL1為進入低電壓穿越控制狀態(tài)的電壓閾值；Imax為風

電設備最大輸出電流允許值。

綜上，雙饋型風電機組輸出的電流可以表示為

PQref?jref

IN,U(1)kWUL1

SN

I=

ref(1)P(4)

minrefI,I2?minI2,I2?jminI,I,UU

Nmaxqref(1)maxqref(1)max(1)kWL1

SN

上述控制以機端正序電壓相角作為參考，因此其正序短路電流應當表示

為

I(1)kW=Iref(1)(5)

（2）撬棒電路動作時的正序短路模型驗證

1）正序等效電路推導過程

嚴重故障可能導致轉子電流激增，此時變流器直流母線可能過電壓或轉

子電流超過轉子側變流器最大過流能力。對于配置有撬棒電路保護回路的機

組，為了避免轉子側變流器損壞，此時轉子側將投入撬棒電路保護回路，為

轉子過電流提供通路，并且閉鎖轉子側變流器，此時雙饋型風電機組轉子側

相當于直接接入撬棒電路保護回路。

轉子電壓可以表示為

uir=?RCRr(6)

其中，RCR為轉子側撬棒回路電阻，ir為轉子電流。

此時，撬棒電路動作情況下，其物理結構與電氣特性等同于異步電動

6

機。依據(jù)異步電動機模型，并將其轉子側等效為撬棒電路回路阻抗，其正序

等值電路如圖1所示。

RsjXslRsrjXrl

jXmRsCR

圖1撬棒電路動作情況下雙饋型風電機組正序等值電路

圖1所示的電路其入口處看入的等效阻抗可以表示為

RRr+CR

ZCR(1)=jXm//+jXrl+Rs+jXsl+Rt+jXt

s(7)

=+Req(1)jXeq(1)

其中RCR為雙饋型風電機組撬棒電路電阻阻值，Rr為雙饋型風電機組轉子側

電阻阻值；Rs為雙饋型風電機組定子側電阻阻值；Rt為升壓變等值電阻阻

值；s為雙饋型風電機組轉差率；Xm為雙饋型風電機組的激磁感抗；Xrl為歸

算至定子側雙饋型風電機組的轉子側漏抗；Xsl為雙饋型風電機組的定子側漏

抗；Xt為升壓變等值感抗阻值。

2）正序等效方法驗證

詳細的雙饋型風電機組并網(wǎng)后的PSCAD模型如圖2所示。故障前雙饋型

風電機組功率為1.0p.u.，轉子側角速度為1.2ω1該模型基于廠家提供的雙饋

型風電機組參數(shù)。

7

L=3.776p.u.,L=3.873p.u.,L=3.875p.u.

變壓器(Yn/Y)變壓器(/Yn)msr

RR==0.01078p.u.,0.01136p.u.

115kV/35kV38.5kV/690Vsr

Uk%=14%Uk%=7%2.65MW

3MW3MWui

ss傳動

電網(wǎng)雙饋

風機裝置

(2+j62.8)igGSCRSC

故障點

ir撬棒電路

ug

ur

圖2雙饋型風電機組故障示意圖

系統(tǒng)故障點如圖2所示，故障類型為兩相接地故障，故障時刻為t=2s，并

且故障時立刻將撬棒回路投入。圖3給出了公式計算及PSCAD仿真兩種方式

下的同步旋轉坐標系下的轉子、定子電流，以及靜止坐標系下定子電流結果。

本標準提出的撬棒電路動作下正序等效方法，能夠準確描述故障后雙饋

型風電機組短路電流變化特性。

8

圖3三相短路故障下，撬棒電路動作時短路電流仿真結果與計算結果

通過FFT分析，可以獲得圖3所示短路電流各頻率分量的動態(tài)特性（見

圖4）。三相故障后，同步旋轉坐標系中的定轉子電流包含兩類分量：一類

是衰減的交流基頻分量，對應于靜止坐標系中的直流分量；另一種是衰減直

流分量，它對應于靜止坐標系中的基頻分量?？梢钥闯?，本標準提出的等效

電路方法能夠準確描述短路電流不同頻率分量的特性，包括峰值、衰減常

數(shù)、穩(wěn)態(tài)值等。

9

圖4三相短路故障下，撬棒電路動作時短路電流FFT分析結果

3）正序等效電路計算精度驗證

系統(tǒng)故障點如圖2所示，故障類型為兩相接地故障。圖5給出了不同令

Rcrpu=RCR/ZB，其中ZB是以雙饋型風電機組容量SB=2.65MW，和額定電壓

UB=0.69kV為基準的基準阻抗。Rcrpu下采用公式計算與PSCAD仿真兩種方法

得到的正負序電流分量對比情況?？梢钥吹剑擱crpu增加時，雙饋型風電機

組貢獻的正短路電流均降低，其中當Rcrpu足夠大時，正序電流將基本保持不

變。正序電流分量計算最大誤差為5.6%，因此撬棒電路投入下，雙饋型風電

機組可以采用等效阻抗模型。

10

0.25

公式計算

PSCAD仿真

0.2

.

u

.

p

/

)

1

(

k0.15

I

0.1

12345

Rcrpu/p.u.

圖5不同Rcrpu下正序電流結果對比

（3）撬棒電路不動作、含負序控制時的負序短路模型驗證

在標準《GB/T19963.1-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定第1部分：陸

上風電》中，不對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力應滿足下列要求：

a)當電力系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路故障時,風電場在低電壓穿越過程中應具

有動態(tài)無功支撐能力；

b)當并網(wǎng)點電壓正序分量在標稱電壓的60%~80%之間時,風電場應能向

電網(wǎng)注入正序動態(tài)無功電流支撐正序電壓恢復,從電網(wǎng)吸收負序動態(tài)無功電

流抑制負序電壓升高。風電場動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化,并

滿足

+++

It=K2(0.9?Ut)IN,(0.6Ut0.9)

(8)

???

It=K2UtIN

I+I?

式中：t為風電場注入的正序動態(tài)無功電流增量,單位為安(A)；t為風電

K+

場吸收的負序動態(tài)無功電流增量,單位為安(A)；2為風電場動態(tài)正序無功

11

K+K?

電流比例系數(shù)，2取值范圍應不小于1.0；2為風電場動態(tài)負序無功電流比

K?U+

例系數(shù)，2取值范圍應不小于1.0；t為風電場并網(wǎng)點電壓正序分量標幺值，

U?

單位為標幺值(pu)；t為風電場并網(wǎng)點電壓負序分量標幺值，單位為標幺值

(pu)；IN為風電場額定電流，單位為安(A)。

若并網(wǎng)點電壓正序分量小于標稱電壓的60%時，風電場應根據(jù)風電機組

的實際控制能力以及風電場所接入電網(wǎng)的實際條件，在不助增并網(wǎng)點電壓不

平衡度的前提下，向電網(wǎng)注入合適的正序動態(tài)無功電流及從電網(wǎng)吸收合適的

負序動態(tài)無功電流。

c)電壓跌落期間,風電場向電力系統(tǒng)輸出正序無功電流應為電壓跌落前

I+

輸出無功電流I0與正序動態(tài)無功電流增量t之和,風電場無功電流的最大

I?

輸出能力應不低于風電場額定電流的1.05倍,宜通過減少和t來滿足無

功電流最大輸出能力的限制。

因此當電力系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路故障時，風電場在低電壓穿越過程中應

具有動態(tài)無功支撐能力。風電場向電網(wǎng)注入正序動態(tài)無功電流支撐正序電壓

恢復的同時，也應從電網(wǎng)吸收負序動態(tài)無功電流抑制負序電壓升高。風電場

動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化，表示為

0,UU

(1)kwL

Iref(2)=(9)

?j,KUUU

L(2)(2)kw(1)kwL

其中為故障后機端負序電壓；為負序無功電流系數(shù)。

U(2)kwKL(2)

即此時風電機組為等效阻抗形式，輸出負序短路電流為

12

U

II==(2)kW

(2)kWref(2)(10)

Z(2)kW

式中

U2

Z=jN

(2)kW(11)

KSL(2)N

（4）撬棒電路不動作、無負序控制時的負序短路模型驗證

對于未依據(jù)標準GBT19963.1采用負序無功控制的機組，圖6給出了雙

饋型風電機組負序電壓與負序電流之間的關系曲線，可以看到，二者呈現(xiàn)明

顯的線性關系，即雙饋型風電機組負序等效電路為阻抗特性。

圖6雙饋型風電機組負序電壓與負序電流之間的關系曲線

圖7給出了雙饋型風電機組機端等效阻抗幅值隨負序電壓的變化，圖8

給出了雙饋型風電機組機端等效阻抗角度隨負序電壓的變化。可以看到不同

負序電壓下阻抗為定值，即撬棒電路不動作情況下，雙饋型風電機組負序等

值可以采用阻抗表示，其值由廠家實測給出。

13

圖7雙饋型風電機組阻抗幅值與負序電壓之間的關系曲線

圖8雙饋型風電機組阻抗角度與負序電壓之間的關系曲線

（5）撬棒電路動作時的負序短路模型驗證

1）負序等效電路推導過程

撬棒電路動作情況下，其物理結構與電氣特性等同于異步電動機。依據(jù)

異步電動機模型，并將其轉子側等效為撬棒電路回路阻抗，其負序等值電路

如圖9所示。

14

Rs?jXslRsr(2?)?jXrl

?jXmRsCR(2?)

圖9撬棒電路動作情況下雙饋型風電機組負序等值電路

圖9所示的電路其入口處看入的等效阻抗可以表示為

RRr+CR

ZCR(2)=?jXm//?jXrl+Rs?jXsl+Rt+jXt(12)

2?s

2）負序等效方法驗證

系統(tǒng)故障點如圖2所示，故障類型為兩相相間故障，故障時刻為t=2s，并

且故障時立刻將撬棒回路投入，撬棒電阻為0.005Ω。圖10給出了公式計算及

PSCAD仿真兩種方式下的同步旋轉坐標系下的轉子、定子電流，以及靜止坐

標系下定子電流結果。本標準提出的撬棒電路動作下負序等效方法，能夠準確

描述故障后雙饋型風電機組短路電流變化特性。

15

圖10兩相接地短路故障下，撬棒電路動作時短路電流仿真結果與計算結果

通過FFT分析，可以獲得圖10所示短路電流各頻率分量的動態(tài)特性

（見圖11）。兩相接地故障后，同步旋轉坐標系中的定轉子電流包含三類分

量：一類是衰減的交流基頻分量，對應于靜止坐標系中的直流分量；另一種

是衰減直流分量以及穩(wěn)態(tài)二倍頻分量，它對應于靜止坐標系中的基頻分量。

可以看出，本標準提出的等效電路方法能夠準確描述短路電流不同頻率分量

的特性，包括峰值、衰減常數(shù)、穩(wěn)態(tài)值等。

16

圖11兩相接地短路故障下，撬棒電路動作時短路電流FFT分析結果

3）負序等效電路計算精度驗證

系統(tǒng)故障點如圖2所示，故障類型為兩相接地故障。圖12給出了不同令

Rcrpu=RCR/ZB，其中ZB是以雙饋型風電機組容量SB=2.65MW，和額定電壓

UB=0.69kV為基準的基準阻抗。Rcrpu下采用公式計算與PSCAD仿真兩種方法

得到的負序電流分量對比情況?？梢钥吹?，當Rcrpu增加時，雙饋型風電機組

貢獻的負序短路電流降低。負序電流分量計算最大誤差為7.2%。因此撬棒電

路投入下，雙饋型風電機組負序等效電路可以采用等效阻抗模型。

17

1.2

公式計算

1PSCAD仿真

.

u

.

p0.8

/

)

2

(

k

I0.6

0.4

0.2

12345

Rcrpu/p.u.

圖12不同Rcr下負序電流結果對比（Crowbar投入下）

（6）撬棒電路動作判定依據(jù)說明

嚴重故障可能導致轉子電流激增，此時變流器直流母線可能過電壓或轉

子電流超過轉子側變流器最大過流能力。對于配置有撬棒電路保護回路的機

組，為了避免轉子側變流器損壞，此時轉子側將投入撬棒電路保護回路，為轉

子過電流提供通路，并且閉鎖轉子側變流器。撬棒電路動作依據(jù)以廠家提供為

準，常用的撬棒電路投入條件為：轉子側暫態(tài)電流滿足大于k倍的額定電流幅

值。一般情況下，k取值為2，即

IIrp2rA(13)

其中，Irp為轉子側暫態(tài)電流，IrA為轉子側額定電流幅值。

圖13給出了某雙饋型風電機組當PI參數(shù)變化時，在接入系統(tǒng)發(fā)生三相

接地故障、兩相接地故障時，撬棒電路動作的跌落電壓臨界值的統(tǒng)計結果?？?/p>

以看到，不同參數(shù)變化的情況下，撬棒電路動作范圍位于電壓跌落至0.3p.u.及

以下。因此標準中，當廠家無法提供撬棒電路動作判定曲線時，按照電壓缺省

值0.3p.u.計算。

18

圖13當PI參數(shù)隨機變化時，在接入系統(tǒng)發(fā)生故障時，撬棒電路動作的跌落電壓臨界值

的統(tǒng)計結果

3.1.2全功率變流型風電機組短路電流計算模型驗證

（1）正序短路模型驗證

直驅(qū)風機同樣采用標準《GB/T19963.1-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)

定第1部分：陸上風電》的規(guī)定，正序短路計算采用壓控電流源模型，同式

（4）。

全功率變流型風電機組平衡故障下典型輸出電流波形如圖14所示，為由

幅值恒定的工頻正弦分量。

19

圖14全功率變流型風電機組平衡故障下典型輸出電流波形

（2）負序短路模型驗證

1）采取主動負序控制的風機

直驅(qū)風機同樣采用標準《GB/T19963.1-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)

定第1部分：陸上風電》的規(guī)定，因此，直驅(qū)風機的負序短路計算采用等效

阻抗同式（10）。

2）未采取主動負序控制的風機

這里在不同系統(tǒng)阻抗取值下仿真了不對稱故障，并對比在產(chǎn)生不同負序電

壓的條件下風機的負序等效阻抗，如圖15所示，結果表明了在常見的

0.3~0.6pu負序電壓范圍內(nèi)，風機負序等效阻抗相角偏差在5度以內(nèi)，幅值偏

差在0.17pu以內(nèi)，由于偏差較小，可近似將直驅(qū)風機的負序特性描述為線性

阻抗，以提高負序短路電流計算的便捷度。

20

圖15負序電壓幅值對雙饋型風電機組負序阻抗的影響

實際上，在僅考慮直驅(qū)風機網(wǎng)側變流器的內(nèi)環(huán)電流控制及濾波電感動態(tài)時，

也可通過推導得到其降階線性化阻抗模型，下面簡要介紹。在dq同步坐標系

下進行全功率變流器各電路元件及控制環(huán)節(jié)的建模。其中，變流器濾波電感的

動態(tài)方程為

(sL+j0)ti=vt?v(14)

其中，v為變流器并網(wǎng)點電壓，vt為變流器端口電壓，i為變流器輸出電流，Lt

為濾波電感值，w0為工頻角頻率。變流器內(nèi)環(huán)電流控制的動態(tài)方程為

ccc

vt=Hi(s)(iref?i)+j0Lti+V0(15)

c

其中，vt為脈寬調(diào)制（Pulse-WidthModulation，PWM）的參考電壓，若忽略

cc

PWM及變流元件的動態(tài)特性，則近似滿足vvtt=；iref為電流參考值；i為測

量電流，由實際電流i通過鎖相角進行坐標變換而來；V0為常數(shù)，其標幺值

21

為1+j0；Hi(s)為電流環(huán)比例積分控制器的傳遞函數(shù)，其表達式為

K

H(s)=K+i(16)

ips

其中Kp為比例增益，Ki為積分增益。

將式聯(lián)立，得到僅考慮內(nèi)環(huán)電流控制的簡化模型，消去部分變量，得到dq

坐標下的傳遞函數(shù)方程

1

Ydq(s)=(17)

sLti+H(s)

對于αβ域的工頻負序分量，其最終表達式為

1

Y(2)=(18)

j2w0Lt+Hi(j2w0)

圖16給出了未采取主動負序控制時，全功率變流型風電機組不平衡故

障下典型輸出電流波形，可以看到電流存在明顯的三相不平衡。

圖16全功率變流型風電機組不平衡故障下典型輸出電流波形（未采取主動負序控制）

22

3.1.3風電場等值模型驗證

（1）正序短路模型驗證

1）機組故障特性分析

故障期間各風機特性的主要影響因素包括風速（功率）和電氣距離，這里

以典型50MW、33機風電場為例，考慮機組間線路長度為0.48km和1km兩

種情況，對比分析了各機組在低電壓期間的端口電壓及功率。結果如圖17所

示，可見，不同機組的端口電壓間相差在0.004pu以內(nèi)，無功功率在兩種條件

下的差別在0.001MVar以內(nèi)，而有功功率無明顯差別。因此在短路計算時，可

近似認為各機組直接并聯(lián)于匯流母線，采用匯流母線正序電壓代替各機組端

正序電壓。

23

圖17機組間線路長度為0.48km和1km時各機組低電壓期間潮流對比

2）單機等值模型—無功特性等效

將由M臺同一型號機群構成的風電場，用1臺等值機進行等值，該單機

等值模型在故障前有功為各機組故障前有功之和，故障下其輸出的正序電流

為各機組正序電流之和，而故障下機組正序電流為其端口電壓及故障前有功

功率的函數(shù)，即：

MM

(1)(1)(1)

IG==IGkf(VGk,P0k)(19)

kk==11

根據(jù)上述分析，若各機組端口電壓差異足夠小時，可近似認為各機組直接并聯(lián)

于匯流母線，采用匯流母線正序電壓代替各機組端正序電壓，即

24

M

(11)()

IG=f(VG,P0k)(20)

k=1

由于機組的穿越控制策略決定了其無功電流直接與機端電壓有關，因此可近

似認為故障后各機組的無功電流相等。

3）單機等值模型—有功特性等效

單機等值模型是依據(jù)故障前穩(wěn)態(tài)功率進行等效的，實際上采用等效風速

作為等值機的輸入?yún)?shù)，其缺陷在于難以完全反映各機組的功率差異帶來的

影響。對于高功率運行的機組，在低穿期間由于風機容量限制，將限制有功電

流參考值，因此風電場等值過程中，應計及該因素的影響。圖18給出了故障

后各機組的正序有功電流—正序電壓特性曲線，圖中機端電壓在0.2~1.0間變

化，各機組的有功電流分別如藍色實線所示，場站整體輸出有功電流（標幺值）

如黑色虛線所示，而紅色虛線為單機等值模型的有功電流，可見紅色虛線與黑

色虛線總體吻合較好，僅在少數(shù)深度故障下存在一定誤差。

25

圖18風機與場站在不同電壓水平下的有功電流曲線

（2）負序短路模型驗證

將由M臺同一型號機群構成的風電場，用1臺等值機進行等值，近似認

為各機組的負序?qū)Ъ{相等，故風電場的等效負序?qū)Ъ{可視為多個單機負序?qū)?/p>

納的并聯(lián)值，即：

(22)()

YYG=MGk(21)

該風電場等效負序?qū)Ъ{滿足

(2)(2)(2)

iG=YGvG(22)

類似的，該等效是否可行的關鍵在于是否反映了不同機組的差異性，這里

分析了故障前穩(wěn)態(tài)功率水平即穩(wěn)態(tài)工作點對于風機負序等效阻抗的影響，如

圖19所示，結果表明了穩(wěn)態(tài)工作點對風機負序等效阻抗影響較小，故不同風

機負序等效阻抗的可視為相等。因此，在負序短路特性的分析中，可采用單機

等值模型。

26

圖19穩(wěn)態(tài)有功功率對直驅(qū)風機負序阻抗的影響

（3）算例驗證

考慮風電場典型拓撲結構及相關設備參數(shù)進行仿真分析。該風電場為

50MW直驅(qū)風電場，單機容量2.0MW，共25臺機，2條饋線分別接入風機臺

數(shù)16臺和9臺；采用兩饋線結構，各風機間連接線長度均為0.48km，導線型

號采用LGJ-240/30。機組風速及位置信息見表1。

表1機組風速及位置信息

機組序號饋線序號機組在饋線的位置序號風速

1A17.1

2A26.8

3A33.9

4A47.6

27

5A58.3

6A66.4

7A78.6

8A88.2

9A95.2

10A109.1

11A119.4

12A129.3

13A139

14A148.4

15A159.5

16A169.2

17B19

18B28.3

19B37.5

20B49.8

21B57.6

22B68.3

23B76.4

24B88.6

25B98.2

28

基于如圖20所示的簡單并網(wǎng)系統(tǒng)，考慮電網(wǎng)三相故障、單相故障進行仿

真，并對比故障穿越期間單機等值模型與詳細模型的仿真結果。

饋線A

115kV

風機A1風機A2風機A3風機An35kV

ΔY

饋線B

風機B1風機B2風機Bn

If

并網(wǎng)母線

圖20簡單并網(wǎng)系統(tǒng)示意圖

兩類故障下風電場升壓變35kV側有功、無功、電壓曲線如圖21和22所

示，單相故障下升壓變35kV側部分序電流、序電壓曲線如圖23所示，可見

風電場等值模型在故障期間的輸出特性與詳細模型較為吻合，驗證了等值模

型對于短路計算的有效性。

圖21三相故障下風電場升壓變35kV側有功、無功、電壓曲線

29

圖22單相故障下風電場升壓變35kV側有功、無功、電壓曲線

圖23單相故障下風電場升壓變35kV側部分序電流、序電壓曲線

3.2風電場接入系統(tǒng)短路電流計算方法論證

3.2.1故障電流的分解論證

考慮如圖24所示含有可變電流源的電力系統(tǒng)。該系統(tǒng)中含有同步發(fā)電機、

30

感應電動機、異步發(fā)電機以及可變電流源的電源。在正常運行時，故障點i點

的電壓為初始正常水平U0，故障電流為0。

同步發(fā)電機

GS

感應電動機

M

異步發(fā)電機N

MG

F

電流源電源

圖24含有可變電流源電源的電力系統(tǒng)示意圖

在點F發(fā)生短路故障時，系統(tǒng)狀態(tài)如圖25所示。i點的電壓發(fā)生突變，

''

故障電流為Ik。同步發(fā)電機、感應電動機、異步發(fā)電機均用內(nèi)阻抗后的超瞬態(tài)

電勢模擬。而可變電流源輸出的電流，可表示為機端電壓的函數(shù)IUkw()kw。故

障電流由各電勢源和可變電流源共同激勵產(chǎn)生。

EG

EM

''

Ik

N

EMG

F

kw

IUkw()kw

31

圖25短路故障時的等效電路示意圖

根據(jù)疊加原理，可將圖25所示激勵源分為兩部分，如圖26所示。第一

部分為恒定激勵源，包括各恒定電勢源和故障前正常運行時可變電流源的輸

''

出電流，在恒定激勵源作用下產(chǎn)生故障電流Ik1。第二部分為變化激勵源，為可

''

變電流源在故障前后的變化量，如式（23）所示，在其作用下產(chǎn)生故障電流Ik2；

總故障電流為兩部分故障電流之和，即式（24）。

Ikw=Ikw(Ukw)?Ikw00(Ukw)(23)

''''''

Ik=+Ik12Ik(24)

其中IUkw00()kw為故障前風電場輸出電流。

EG

EM

''

Ik1

N

EMG

F

kw

IUkw00()kw

（a）恒定電源分量激勵產(chǎn)生的故障電流

32

''

Ik2

N

F

kw

Ikw

（b）變化電源分量激勵產(chǎn)生的故障電流

圖26將故障電流分為恒定激勵分量和變化激勵分量

對于恒定激勵分量產(chǎn)生的短路電流的計算，仍可沿用傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的疊

加法，即正常分量與故障分量疊加，如圖27（a）所示。正常分量，即為短路

故障前的狀態(tài)，故障點的短路電流為0，相當于在故障點連接一個與故障前電

壓等同的電壓源（圖27（b））。故障分量，相當于電勢源短路、電流源開路，

并在故障點連接一個等效電壓源Ui，該等效電壓源為故障前后電壓的差值

（圖27（c））。對于金屬性三相短路，該等效電壓源即為?U0。對于僅計算

故障點處短路電流的情況，只需要計算故障分量即可（式（28）），若要計算

故障點之外的節(jié)點電壓、支路電流，則需要正常分量疊加故障分量。

''''''''

Ik1=Ik11+Ik12=0+Ik12(25)

33

EG

EM

''

Ik1

N

Uii=U?U0

EMG

U

kw0

IUkw()kwF

（a）恒定激勵分量產(chǎn)生的故障電流等效電路（總電路）

EG

EM

''

Ik11=0

N

E

MGU0

F

kw

IUkw()kw

（b）系統(tǒng)恒定激勵下的正常分量（分解一）

''''''

Ik1=+Ik12Ik22

N

Uii=U?U0

F

kw

（c）故障點等效恒定激勵下的故障分量（分解二）

圖27恒定激勵下的故障電流計算分解

34

綜上所述，含有可變電流源