《新能源場站及接入系統(tǒng)短路電流計算 第1部分：風(fēng)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(fēng)力發(fā)電》

國家標(biāo)準(zhǔn)

編制說明

（征求意見稿）

中國電力科學(xué)研究院有限公司

2023年10月10日

一、工作簡況

1任務(wù)來源

在“3060碳達(dá)峰、碳中和”政策牽引下新能源裝機快速發(fā)展。風(fēng)電裝機

規(guī)模也同步快速增漲。風(fēng)電在電力系統(tǒng)占比不斷增大，導(dǎo)致準(zhǔn)確的短路電流

獲取困難，嚴(yán)重影響繼電保護(hù)整定和開關(guān)安全遮斷能力校核。風(fēng)電設(shè)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(biāo)準(zhǔn)的短路電流計算國標(biāo)體系尚未

計及風(fēng)電對交流系統(tǒng)短路電流的貢獻(xiàn)，同時風(fēng)電場及接入系統(tǒng)的開關(guān)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?jǐn)M提出風(fēng)電場及接入

系統(tǒng)實用短路電流計算方法，提高風(fēng)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(dǎo)風(fēng)電場的一體化設(shè)計、本體安全校核以及電

器導(dǎo)體選型等工作。

中國電力科學(xué)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(fēng)力發(fā)電》。

2工作過程

1、2023年1月，明確標(biāo)準(zhǔn)編制工作總體目標(biāo)，構(gòu)建組織機構(gòu)、確定參

編單位及其人員，召開標(biāo)準(zhǔn)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(shù)

交流和理論研究的基礎(chǔ)上，擬定了標(biāo)準(zhǔn)的編制方式和主要編制內(nèi)容。

3、2023年3月，形成標(biāo)準(zhǔn)編制大綱和整體技術(shù)方案，召開標(biāo)準(zhǔn)大綱審

1

查會征求專家意見，依據(jù)委員、專家意見進(jìn)行了修改完善。

4.2023年3月-2023年5月，開展集中編制，形成標(biāo)準(zhǔn)初稿，在北京/騰

訊會議召開了標(biāo)準(zhǔn)初稿審查會，根據(jù)委員、專家意見進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)行修改完善。

二、編制原則和主要內(nèi)容

1標(biāo)準(zhǔn)編制原則

本標(biāo)準(zhǔn)遵守現(xiàn)有相關(guān)的法律、條例、標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，編寫格式和規(guī)則符合

GB/T1.1-2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)以及相關(guān)國際標(biāo)準(zhǔn)（IEC60909）的有效兼容。

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

電設(shè)備和網(wǎng)絡(luò)兩者及其交互影響共同決定，現(xiàn)有GB/T15544及IEC標(biāo)準(zhǔn)對

短路電流的計算方法基于超導(dǎo)體閉合回路磁鏈?zhǔn)睾阍?，以線性電路理論、

對稱分量法為基礎(chǔ)；風(fēng)電設(shè)備接入系統(tǒng)后，改變了電力系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)參數(shù)相對固

定、系統(tǒng)線性化假設(shè)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(chǔ)，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(fēng)電接入系統(tǒng)的短路電流。以迭代法處

理風(fēng)電設(shè)備端口電流-電壓交互影響、將風(fēng)電設(shè)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(jié)合風(fēng)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(jié)果過于保守的問

題，確保本標(biāo)準(zhǔn)的先進(jìn)性。

2標(biāo)準(zhǔn)主要內(nèi)容

本文件規(guī)定了風(fēng)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(fēng)力發(fā)電及接入系統(tǒng)短路電流，以迭代法計算風(fēng)電設(shè)備輸出電

流，對風(fēng)力發(fā)電及接入系統(tǒng)的短路電流計算結(jié)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(luò)的陸

上風(fēng)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(fēng)電場

可參照執(zhí)行。本文件適用于風(fēng)電機組端口及外部系統(tǒng)發(fā)生的短路故障，風(fēng)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(guān)設(shè)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(biāo)準(zhǔn)包括如下8部分內(nèi)容：

（1）第1章“范圍”規(guī)定了本標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)所引用的標(biāo)準(zhǔn)、技術(shù)規(guī)

范和規(guī)程。

（3）第3章“術(shù)語和定義”，規(guī)定了本標(biāo)準(zhǔn)所用術(shù)語和定義的出處。

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

3

（4）第4章“總體要求”，規(guī)定了風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)電場外部故障”為資料性附錄，該部分給出了風(fēng)電場

接入系統(tǒng)后外部故障短路電流計算方法的應(yīng)用示例。

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

接入系統(tǒng)后內(nèi)部故障短路電流計算方法的應(yīng)用示例。

三、主要驗證情況

3.1風(fēng)電機組短路電流計算模型論證

3.1.1雙饋型風(fēng)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(biāo)準(zhǔn)《GB/T19963.1-2021風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定第1部分：陸

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

a)當(dāng)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(biāo)稱電壓的

80%時,風(fēng)電場應(yīng)具有動態(tài)無功支撐能力。

b)風(fēng)電場動態(tài)無功電流增量應(yīng)響應(yīng)并網(wǎng)點電壓變化,并應(yīng)滿足

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

4

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

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

點電壓標(biāo)幺值,單位為標(biāo)幺值(pu)；IN為風(fēng)電場額定電流，單位為安(A)。

c)電壓跌落期間,風(fēng)電場向電力系統(tǒng)輸出無功電流應(yīng)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(fēng)電場無功電流的最

大輸出能力應(yīng)不低于風(fēng)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(fēng)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(fù)至標(biāo)稱電壓90%以上的時刻起,風(fēng)電場應(yīng)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(dāng)雙饋型風(fēng)電機組接入點電壓跌落

滿足時，風(fēng)電場應(yīng)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(fēng)電機組注入電網(wǎng)的無功電流應(yīng)該滿足

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

II=

qref(1)N(2)

UN

其中，UN為雙饋型風(fēng)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(fēng)電設(shè)備額定容量；UL1為進(jìn)入低電壓穿越控制狀態(tài)的電壓閾值；Imax為風(fēng)

電設(shè)備最大輸出電流允許值。

綜上，雙饋型風(fēng)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(yīng)當(dāng)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(dǎo)過程

嚴(yán)重故障可能導(dǎo)致轉(zhuǎn)子電流激增，此時變流器直流母線可能過電壓或轉(zhuǎn)

子電流超過轉(zhuǎn)子側(cè)變流器最大過流能力。對于配置有撬棒電路保護(hù)回路的機

組，為了避免轉(zhuǎn)子側(cè)變流器損壞，此時轉(zhuǎn)子側(cè)將投入撬棒電路保護(hù)回路，為

轉(zhuǎn)子過電流提供通路，并且閉鎖轉(zhuǎn)子側(cè)變流器，此時雙饋型風(fēng)電機組轉(zhuǎn)子側(cè)

相當(dāng)于直接接入撬棒電路保護(hù)回路。

轉(zhuǎn)子電壓可以表示為

uir=?RCRr(6)

其中，RCR為轉(zhuǎn)子側(cè)撬棒回路電阻，ir為轉(zhuǎn)子電流。

此時，撬棒電路動作情況下，其物理結(jié)構(gòu)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(zhuǎn)子側(cè)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(fēng)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(fēng)電機組撬棒電路電阻阻值，Rr為雙饋型風(fēng)電機組轉(zhuǎn)子側(cè)

電阻阻值；Rs為雙饋型風(fēng)電機組定子側(cè)電阻阻值；Rt為升壓變等值電阻阻

值；s為雙饋型風(fēng)電機組轉(zhuǎn)差率；Xm為雙饋型風(fēng)電機組的激磁感抗；Xrl為歸

算至定子側(cè)雙饋型風(fēng)電機組的轉(zhuǎn)子側(cè)漏抗；Xsl為雙饋型風(fēng)電機組的定子側(cè)漏

抗；Xt為升壓變等值感抗阻值。

2）正序等效方法驗證

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

風(fēng)電機組功率為1.0p.u.，轉(zhuǎn)子側(cè)角速度為1.2ω1該模型基于廠家提供的雙饋

型風(fēng)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(fēng)機裝置

(2+j62.8)igGSCRSC

故障點

ir撬棒電路

ug

ur

圖2雙饋型風(fēng)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(zhuǎn)坐標(biāo)系下的轉(zhuǎn)子、定子電流，以及靜止坐標(biāo)系下定子電流結(jié)果。

本標(biāo)準(zhǔn)提出的撬棒電路動作下正序等效方法，能夠準(zhǔn)確描述故障后雙饋

型風(fēng)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(jié)果與計算結(jié)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(zhuǎn)坐標(biāo)系中的定轉(zhuǎn)子電流包含兩類分量：一類

是衰減的交流基頻分量，對應(yīng)于靜止坐標(biāo)系中的直流分量；另一種是衰減直

流分量，它對應(yīng)于靜止坐標(biāo)系中的基頻分量?？梢钥闯?，本標(biāo)準(zhǔn)提出的等效

電路方法能夠準(zhǔn)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(jié)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(fēng)電機組容量SB=2.65MW，和額定電壓

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

得到的正負(fù)序電流分量對比情況?？梢钥吹?，當(dāng)Rcrpu增加時，雙饋型風(fēng)電機

組貢獻(xiàn)的正短路電流均降低，其中當(dāng)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(fēng)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(jié)果對比

（3）撬棒電路不動作、含負(fù)序控制時的負(fù)序短路模型驗證

在標(biāo)準(zhǔn)《GB/T19963.1-2021風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定第1部分：陸

上風(fēng)電》中，不對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力應(yīng)滿足下列要求：

a)當(dāng)電力系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路故障時,風(fēng)電場在低電壓穿越過程中應(yīng)具

有動態(tài)無功支撐能力；

b)當(dāng)并網(wǎng)點電壓正序分量在標(biāo)稱電壓的60%~80%之間時,風(fēng)電場應(yīng)能向

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

流抑制負(fù)序電壓升高。風(fēng)電場動態(tài)無功電流增量應(yīng)響應(yīng)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(fēng)電場注入的正序動態(tài)無功電流增量,單位為安(A)；t為風(fēng)電

K+

場吸收的負(fù)序動態(tài)無功電流增量,單位為安(A)；2為風(fēng)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(yīng)不小于1.0；2為風(fēng)電場動態(tài)負(fù)序無功電流比

K?U+

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

U?

單位為標(biāo)幺值(pu)；t為風(fēng)電場并網(wǎng)點電壓負(fù)序分量標(biāo)幺值，單位為標(biāo)幺值

(pu)；IN為風(fēng)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(biāo)稱電壓的60%時，風(fēng)電場應(yīng)根據(jù)風(fēng)電機組

的實際控制能力以及風(fēng)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(fù)序動態(tài)無功電流。

c)電壓跌落期間,風(fēng)電場向電力系統(tǒng)輸出正序無功電流應(yīng)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(fēng)電場無功電流的最大

I?

輸出能力應(yīng)不低于風(fēng)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(dāng)電力系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路故障時，風(fēng)電場在低電壓穿越過程中應(yīng)

具有動態(tài)無功支撐能力。風(fēng)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(fù)的同時，也應(yīng)從電網(wǎng)吸收負(fù)序動態(tài)無功電流抑制負(fù)序電壓升高。風(fēng)電場

動態(tài)無功電流增量應(yīng)響應(yīng)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(fù)序電壓；為負(fù)序無功電流系數(shù)。

U(2)kwKL(2)

即此時風(fēng)電機組為等效阻抗形式，輸出負(fù)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(fù)序控制時的負(fù)序短路模型驗證

對于未依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GBT19963.1采用負(fù)序無功控制的機組，圖6給出了雙

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

顯的線性關(guān)系，即雙饋型風(fēng)電機組負(fù)序等效電路為阻抗特性。

圖6雙饋型風(fēng)電機組負(fù)序電壓與負(fù)序電流之間的關(guān)系曲線

圖7給出了雙饋型風(fēng)電機組機端等效阻抗幅值隨負(fù)序電壓的變化，圖8

給出了雙饋型風(fēng)電機組機端等效阻抗角度隨負(fù)序電壓的變化。可以看到不同

負(fù)序電壓下阻抗為定值，即撬棒電路不動作情況下，雙饋型風(fēng)電機組負(fù)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(fēng)電機組阻抗幅值與負(fù)序電壓之間的關(guān)系曲線

圖8雙饋型風(fēng)電機組阻抗角度與負(fù)序電壓之間的關(guān)系曲線

（5）撬棒電路動作時的負(fù)序短路模型驗證

1）負(fù)序等效電路推導(dǎo)過程

撬棒電路動作情況下，其物理結(jié)構(gòu)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(zhuǎn)子側(cè)等效為撬棒電路回路阻抗，其負(fù)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(fēng)電機組負(fù)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(fù)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(zhuǎn)坐標(biāo)系下的轉(zhuǎn)子、定子電流，以及靜止坐

標(biāo)系下定子電流結(jié)果。本標(biāo)準(zhǔn)提出的撬棒電路動作下負(fù)序等效方法，能夠準(zhǔn)確

描述故障后雙饋型風(fēng)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(jié)果與計算結(jié)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(zhuǎn)坐標(biāo)系中的定轉(zhuǎn)子電流包含三類分

量：一類是衰減的交流基頻分量，對應(yīng)于靜止坐標(biāo)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(yīng)于靜止坐標(biāo)系中的基頻分量。

可以看出，本標(biāo)準(zhǔn)提出的等效電路方法能夠準(zhǔn)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(jié)果

3）負(fù)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(fēng)電機組容量SB=2.65MW，和額定電壓

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

得到的負(fù)序電流分量對比情況?？梢钥吹剑?dāng)Rcrpu增加時，雙饋型風(fēng)電機組

貢獻(xiàn)的負(fù)序短路電流降低。負(fù)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(fēng)電機組負(fù)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(fù)序電流結(jié)果對比（Crowbar投入下）

（6）撬棒電路動作判定依據(jù)說明

嚴(yán)重故障可能導(dǎo)致轉(zhuǎn)子電流激增，此時變流器直流母線可能過電壓或轉(zhuǎn)

子電流超過轉(zhuǎn)子側(cè)變流器最大過流能力。對于配置有撬棒電路保護(hù)回路的機

組，為了避免轉(zhuǎn)子側(cè)變流器損壞，此時轉(zhuǎn)子側(cè)將投入撬棒電路保護(hù)回路，為轉(zhuǎn)

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

準(zhǔn)，常用的撬棒電路投入條件為：轉(zhuǎn)子側(cè)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(zhuǎn)子側(cè)暫態(tài)電流，IrA為轉(zhuǎn)子側(cè)額定電流幅值。

圖13給出了某雙饋型風(fēng)電機組當(dāng)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(jié)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(biāo)準(zhǔn)中，當(dāng)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(dāng)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(jié)果

3.1.2全功率變流型風(fēng)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(fēng)機同樣采用標(biāo)準(zhǔn)《GB/T19963.1-2021風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)

定第1部分：陸上風(fēng)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(fēng)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(fēng)電機組平衡故障下典型輸出電流波形

（2）負(fù)序短路模型驗證

1）采取主動負(fù)序控制的風(fēng)機

直驅(qū)風(fēng)機同樣采用標(biāo)準(zhǔn)《GB/T19963.1-2021風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)

定第1部分：陸上風(fēng)電》的規(guī)定，因此，直驅(qū)風(fēng)機的負(fù)序短路計算采用等效

阻抗同式（10）。

2）未采取主動負(fù)序控制的風(fēng)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(fù)序電

壓的條件下風(fēng)機的負(fù)序等效阻抗，如圖15所示，結(jié)果表明了在常見的

0.3~0.6pu負(fù)序電壓范圍內(nèi)，風(fēng)機負(fù)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(fēng)機的負(fù)序特性描述為線性

阻抗，以提高負(fù)序短路電流計算的便捷度。

20

圖15負(fù)序電壓幅值對雙饋型風(fēng)電機組負(fù)序阻抗的影響

實際上，在僅考慮直驅(qū)風(fēng)機網(wǎng)側(cè)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(dǎo)得到其降階線性化阻抗模型，下面簡要介紹。在dq同步坐標(biāo)系

下進(jìn)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(jìn)行坐標(biāo)變換而來；V0為常數(shù)，其標(biāo)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(dá)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(biāo)下的傳遞函數(shù)方程

1

Ydq(s)=(17)

sLti+H(s)

對于αβ域的工頻負(fù)序分量，其最終表達(dá)式為

1

Y(2)=(18)

j2w0Lt+Hi(j2w0)

圖16給出了未采取主動負(fù)序控制時，全功率變流型風(fēng)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(fēng)電機組不平衡故障下典型輸出電流波形（未采取主動負(fù)序控制）

22

3.1.3風(fēng)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(fēng)機特性的主要影響因素包括風(fēng)速（功率）和電氣距離，這里

以典型50MW、33機風(fēng)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(jié)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(rèn)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(gòu)成的風(fēng)電場，用1臺等值機進(jìn)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(rèn)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(guān)，因此可近

似認(rèn)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(jìn)行等效的，實際上采用等效風(fēng)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(fēng)機容量限制，將限制有功電

流參考值，因此風(fēng)電場等值過程中，應(yīng)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(lán)色實線所示，場站整體輸出有功電流（標(biāo)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(fēng)機與場站在不同電壓水平下的有功電流曲線

（2）負(fù)序短路模型驗證

將由M臺同一型號機群構(gòu)成的風(fēng)電場，用1臺等值機進(jìn)行等值，近似認(rèn)

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

納的并聯(lián)值，即：

(22)()

YYG=MGk(21)

該風(fēng)電場等效負(fù)序?qū)Ъ{滿足

(2)(2)(2)

iG=YGvG(22)

類似的，該等效是否可行的關(guān)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(fēng)機負(fù)序等效阻抗的影響，如

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

機負(fù)序等效阻抗的可視為相等。因此，在負(fù)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(fēng)機負(fù)序阻抗的影響

（3）算例驗證

考慮風(fēng)電場典型拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)及相關(guān)設(shè)備參數(shù)進(jìn)行仿真分析。該風(fēng)電場為

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

數(shù)16臺和9臺；采用兩饋線結(jié)構(gòu)，各風(fēng)機間連接線長度均為0.48km，導(dǎo)線型

號采用LGJ-240/30。機組風(fēng)速及位置信息見表1。

表1機組風(fēng)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(fēng)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(jìn)行仿

真，并對比故障穿越期間單機等值模型與詳細(xì)模型的仿真結(jié)果。

饋線A

115kV

風(fēng)機A1風(fēng)機A2風(fēng)機A3風(fēng)機An35kV

ΔY

饋線B

風(fēng)機B1風(fēng)機B2風(fēng)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(fēng)電場升壓變35kV側(cè)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(cè)部分序電流、序電壓曲線如圖23所示，可見

風(fēng)電場等值模型在故障期間的輸出特性與詳細(xì)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(fēng)電場升壓變35kV側(cè)有功、無功、電壓曲線

29

圖22單相故障下風(fēng)電場升壓變35kV側(cè)有功、無功、電壓曲線

圖23單相故障下風(fēng)電場升壓變35kV側(cè)部分序電流、序電壓曲線

3.2風(fēng)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(yīng)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(yīng)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(yīng)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(fēng)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(dāng)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(dāng)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