海上风电场交流并网系统振荡风险分析及基于短路比的评估计算原则研究

余浩，李雨桐，陈鸿琳，孙海顺，龚贤夫，段瑶

(1. 广东电网公司电网规划研究中心，广州510060；2. 华中科技大学电气与电子工程学院，武汉430000)

0 引言

随着全球变暖、化石能源枯竭问题的日益严峻，新能源发电已成为重中之重[1 - 3]。风能作为一种优质的可再生能源，在近年来得到了大力开发，部分国家的陆上风电开发甚至已经趋于饱和，海上风能成为未来发展的着眼点[4]。我国凭借长距离海岸线而具有丰富的海上风力资源，此时如何实现大容量海上风电的安全稳定输送已经成为一个极具现实意义的课题[5]。

近十年来，次超同步振荡问题是风电并网关注的重要问题，国内外均有此类振荡问题发生[6 - 7]。2015年我国新疆地区发生的风电并网振荡问题，具有明显的系统结构特征，大量直驱风电场经多电压等级远电气距离汇聚接入超高压输电网络，导致风电场接入点系统短路比非常低，影响了风电机组控制稳定性，导致次超同步振荡事故的发生[8]。

海上风电场以直驱风机为主，近海区域风电场通常经交流海缆连接到各自的陆上集控站，各陆上集控站均配置高抗和SVG以补偿海缆充电无功和维持集控站电压水平，多个集控站汇聚通过同一点接入电网，构成多风电场交流并网系统[9]。与新疆地区陆上风电实例相比，这样的并网方式既有区别也有相似特点，系统是否存在次超同步振荡风险也是需要关注的重要问题。

目前已有大量针对风电并网振荡风险的研究工作，包括分析方法、振荡机理以及抑制措施等。分析方法方面，特征值分析法通过建立全系统状态空间模型，可以揭示系统在给定运行工况下的固有特征振荡模式及其关联控制环节，分析系统运行工况和控制参数变化对系统特征模式的影响，因此该方法是评估风电振荡风险的有效方法之一[10]。机理分析方面，已有的研究成果表明，直驱型风电机组并网系统次超同步振荡主要表现为接入较弱的交流系统时，风电机组网侧变流器控制回路与交流系统或者其他风电场机组耦合之后出现的振荡失稳[11]，既有风电场机组控制与电网之间的相互作用导致的振荡，也有风电场之间的控制相互作用引发的振荡。另一方面大量采用的静止无功发生器SVG也会参与其中[12]。并网系统强度、风电机组出力水平、风电机组变流器电流控制和锁相控制的控制参数都会对振荡稳定性产生重要影响[13 - 14]。文献[13 - 14]通过建立弱交流条件下的直驱风机电磁暂态模型，分析了风电机组控制参数、开机台数以及SVG对系统次同步振荡特性的影响；文献[15 - 16]通过分析弱交流电网下直驱风机的阻抗频率特性，明确了网架强度、风电机组控制参数以及动态无功补偿装置对系统次同步振荡的影响；文献[17 - 18]利用特征值分析法研究了网架强度、风电机组出力水平和控制参数对系统稳定性的影响；文献[19 - 20]采用特征值分析法分析了SVG的控制策略以及控制参数对弱电网下直驱型风电机组并网系统稳定性的影响。

鉴于交流系统电网强度的重要影响，最新发布的电力系统安全稳定导则中提出了根据风电场接入系统短路比确定是否需要开展振荡风险评估的指导意见[21]。但是该导则并未明确多风电场汇聚并网时短路比如何计算的问题，对于风电并网系统中配置的SVG对短路比是否存在影响也没有说明。早期为了评估多直流馈入系统的稳定性，提出了等效短路比的概念[22]。针对风电并网系统类似的等效短路比计算也被提出，此外还有试图更精确地描述系统稳定性的广义短路比的概念和计算方法也被提出[23]，但是对于工程应用，其有效性和适用性还需深入研究和论证。海上风电并网系统往往由于风电场与接入配套工程建设工期的问题，有制定过渡运行方案的需求[9]，即利用已建成的输电通道安排更多风电场并网，形成更大规模的风电场汇聚并网系统，如何应用导则意见确定过渡运行方案中各风电场的可接入容量，保证系统安全稳定运行，也是需要研究的问题。

本文结合广东某地区海上风电并网规划，对规划方案中双风场接入系统进行了振荡风险评估。首先对双风场接入系统进行了振荡特征模式分析，明晰了系统振荡特性及其稳定性，进而基于风电场高低两种出力方式的临界稳定场景，比较了规划接入方式下风电场海上升压站、陆上集控站以及接入变电站的短路比，对照导则指导意见[21]，对多风电场并网系统短路比计算原则以及SVG对系统稳定性的影响进行了研究；另一方面针对多海上风电场过渡运行方案，研究了全部风电场同时并网的临界稳定场景，比较了各风电场海上升压站、陆上集控站和接入的220 kV变电站母线的短路比，分析了SVG容量对并网稳定的影响，并提出了两种提高过渡运行方案中风电并网容量的措施。

1 海上风电并网算例系统

1.1 算例系统介绍

图1所示为广东某地区海上风电并网规划方案[9]，8个风电场分别经过单回或者两回220 kV交流海缆接到对应的陆上集控站，为了补偿交流海缆充电无功，每个集控站均配置有相应容量的SVG，同时交流海缆末端配置高抗以补偿线路无功功率。按照规划，图1中各集控站分成3组分别接入220 kV或500 kV系统，构成3个独立系统(图1中3种颜色表示)。其中集控站B和C联合经220 kV架空线路接入变电站A，集控站D和E联合升压至500 kV后经架空线接入电网。风电场1后期规划将通过柔性直流接入陆上500 kV变电站。

图1 海上风电并网系统接线图Fig.1 Wiring diagram of offshore wind power system

由于工程建设周期的差异，用于海上风电场并网的500 kV变电站尚不具备接入条件(图中虚线表示)，为了充分利用资源，考虑对上述已经建成的海上风电场制定过渡运行方案，临时将所有集控站互联经过220 kV架空线路接入变电站A。对于这样的多风电场并网系统，鉴于风电并网振荡的风险问题，需要研究过渡运行方式下允许各风电场并网的风电机组容量，以确保风电并网系统过渡运行方式下的安全稳定运行。

1.2 算例系统建模

算例系统包含永磁直驱型风机、SVG、升压变以及交流海缆，首先建立全系统的状态空间模型，通过特征值分析开展振荡风险评估，同时在PSCAD/EMTDC中建立系统的详细电磁暂态模型用于对比验证。

1)永磁直驱型风电场等值风电机组

算例中海上风电场采用的是永磁直驱型风电机组，模型采用等值直驱风电机组表示风电场，包含风力机、永磁同步发电机、全功率变流器及其控制环路和滤波电感等。机侧变流器(machine side converter，MSC)和网侧变流器(grid side converter，GSC)均采用dq解耦控制，其中MSC实现最大功率跟踪，GSC控制直流电容的电压稳定，从而向交流网络输送有功功率，同时调节网侧无功功率，如图2所示。已有文献对此进行了详细建模[20]，故本文不再赘述。风电场等值机组模型共包含22个状态变量。

图2 直驱永磁风力发电机原理图Fig.2 Schematic diagram of direct-drive PMSG

2)SVG

SVG作为能够动态补偿无功功率的补偿装置，其通过调节交流侧输出电压或电流的大小和相位，从而实现控制SVG输出无功电流的功能[24]，如图3所示，控制部分采用dq解耦控制。SVG的详细建模参见已有文献[20]，共包含15个状态变量。

图3 SVG原理图Fig.3 Schematic diagram of SVG

3)升压变压器和交流电缆

算例系统中的35/220 kV升压变压器，均忽略励磁支路和铜耗，采用等值电抗和理想变压器等效，包含2个状态变量。为简化分析，交流海缆的状态空间模型采用基于π形等值电路等效，包含6个状态变量。

4)全系统模型

将上述元件的数学模型进行联立并在平衡点进行线性化，可得到全系统的小信号模型，如式(1)所示的状态空间方程。

(1)

式中：Δx为状态变量；Δu为输入变量；A和Β分别为状态矩阵和输入矩阵。由A矩阵的特征根可确定系统的小信号稳定性。

2 规划方案算例系统振荡风险分析

按照图1所示的规划方案，风电场2和3共计700 MW装机，经220 kV交流海缆接入集控站后，通过架空线路接入变电站A。本节对该两风场并网系统开展振荡风险评估，并研究确定多风电场并网时是否存在振荡风险的短路比计算原则。

算例中变电站A系统侧采用等值电势源表示，根据系统不同运行方式下变电站A的短路电流水平确定等值电势源的内阻抗，已有研究表明风电并网系统稳定性随电网强度减小而变差[17 - 18]，故主要针对系统小方式运行下开展分析，等值系统参数如表1所示。

表1 系统运行方式Tab.1 System operation mode

2.1 系统特征模式分析

2.1.1 全系统特征模式

以风电场2/3并网系统在小方式运行下，风电机组出力水平较低时的工况为例(0.12 p.u.)进行特征值分析，全系统特征根结果如图4所示。

根据分析结果可知：风电场2/3并网系统存在频率从千赫兹至数赫兹的特征振荡模式。

为方便说明，将图4划分为3部分区域。位于蓝色区域的特征根对应中高频段的模式(f>100 Hz)，均与线路谐振特性相关，在当前工况下处于稳定状态且不随工况变化而变化；位于红色区域和黄色区域的特征根对应次超同步频段以及低频频段的模式(f<100 Hz)，但红色区域内的特征根距离虚轴较远，对应模式稳定，不需要重点关注，黄色区域内特征根距离虚轴相对较近，对应的4个次超同步振荡模式在工况变化时可能存在振荡风险。

图4 两风场并网系统的全系统特征根Fig.4 System-wide characteristic roots of the grid-connected system of two wind farms

2.1.2 主导特征模式分析

图4中黄色区域内的4对特征根距离虚轴较近，考虑其对应模式为主导特征模式，进一步分析其稳定性。计算风电场2/3并网系统在小方式运行下，风电机组出力水平不同时(0.8 p.u.、0.44 p.u.、0.31 p.u.、0.21 p.u.、0.12 p.u.)，4个特征模式的变化情况如图5所示。

图5 两风场并网系统主导特征模式的根轨迹曲线Fig.5 Root locus curves of dominant characteristic mode of grid-connected system of two wind farms

从图5可以看出，模态λ12频率位于40～60 Hz之间，风电场出力水平对其稳定性影响很大，随着出力的降低，特征模式λ12的特征根向右移动，低出力时可能进入正半平面，特征模式λ12发生振荡失稳。对该模式进行参与因子分析，结果如图6所示。分析表明，参与该振荡模式程度较高的是风电机组网侧变流器电流内环控制状态变量以及交流系统电流状态变量，说明该模式主要表现为两个风电场网侧变流器共同与交流电网之间的相互作用，由风电场电流环控制主导，SVG也参与该模式。

特征模式λ34的频率为次同步频率范围内的较低频率(0～10 Hz)。参与因子如图7所示，结果分析表明，该模式表现为两风电场与交流电网之间的相互作用，主要参与环节为锁相环控制状态变量，表明该模式为锁相控制主导的振荡模式。该模式随风电场出力增大略微向右偏移，对应的模式频率也有所增加。

图6 特征模式λ12参与因子分析结果Fig.6 Participating factor analysis of characteristic mode λ12

图7 特征模式λ34参与因子分析结果Fig.7 Participating factor analysis of characteristic mode λ34

特征模式λ56的频率同样为次同步频率范围内的较低频率(0～10 Hz)。参与因子如图8所示，结果分析表明，该模式表现为陆上集控站多台SVG之间的控制相互作用，主要与SVG直流电压控制环节的状态变量相关。由图5所示的根轨迹图可以看到，随着风电场出力水平升高，特征模式λ56具有向左移动的趋势。

图8 特征模式λ56参与因子分析结果Fig.8 Participating factor analysis of characteristic mode λ56

特征模式λ78基本不受风电场出力变化影响，分析表明该模式与线路谐振特性相关。

以上通过特征模式分析了风电场2/3并网规划方案的系统特性，结果表明按照典型系统运行方式该方案所有特征模式均为稳定状态，但是风电出力变化时，风电场与交流系统之间控制相互作用程度变化较大，对于极端运行情况，需要关注风电场对电网的次超同步振荡模式的稳定性。

2.1.3 时域仿真验证

针对系统小方式运行、风电机组出力水平不同时(0.8 p.u.、0.44 p.u.、0.31 p.u.、0.21 p.u.、0.12 p.u.)的系统进行时域仿真分析，结果如图9所示，系统在风电机组全出力段均可以保持稳定运行，但风电机组出力水平较低时系统的电压和功率波动明显增大，稳定性有所下降，风机低出力时(0.12 p.u.)功率存在49.98 Hz的次同步频段波动，与图5中风机低出力时的特征根结果(45.65 Hz)相近。时域仿真分析的结果符合特征值分析的结果。

图9 不同风电机组出力水平下两风场并网系统的时域仿真结果Fig.9 Time domain simulation results of the grid-connected system of two wind farms under different output levels of wind turbines

2.2 多风电场并网系统的短路比计算原则

对于单风场并网系统而言，短路比是快速筛查振荡风险的有效方法，按照最新修订的电力系统安全稳定导则[21]，应计算风电场出口并网点处的短路比。但对于多风电场并网系统振荡风险的筛查，单独计算每个风电场各自并网点的短路比显然存在疑问。

为此本节基于风电场2/3并网系统，首先分别针对风电场高出力(0.8 p.u.)和低出力(0.12 p.u.)两种出力水平，改变系统等值阻抗(对应变电站A不同的短路电流水平)，利用特征值分析法确定系统临界稳定的场景。在此基础上分别计算各风电场出口母线、陆上集控站母线以及变电站A母线的短路容量，分别与风电场、SVG的接入容量比较，计算对应的临界短路比，分析评估并网系统振荡风险的短路比计算原则。

图10给出了风电场两种出力水平下，随着交流系统侧等值阻抗的增大，风电场2/3并网系统的主导模态变化情况。

图10 不同风电机组出力水平下两风场并网系统临界稳定场景Fig.10 Critical stability scenarios of grid-connected system of two wind farms under different wind turbine output levels

由图10可知，系统存在两种临界稳定场景。风电低出力时，变电站A短路电流水平下降到约9.8 kA时，电流内环控制主导的振荡模式处于临界失稳状态，如图10(a)所示；风电高出力时，变电站A短路电流水平下降到约2.65 kA时，锁相环控制主导的振荡模式处于临界失稳状态，如图10(b)所示，而电流环主导的振荡模式为稳定状态。对两种临界稳定状态进行时域仿真，结果如图11所示，验证了特征值分析结果的正确性。

针对上述两种临界稳定工况，分别计算风电场升压站高压侧母线、陆上集控站B & C母线以及变电站A 220 kV母线处短路容量以及相应的短路比。陆上集控站B和C之间电气距离很短，按照一条母线来考虑。

图11 临界稳定场景的时域仿真分析Fig.11 Time-domain simulation analysis of critical stable scenarios

风电场2/3升压站处短路比的计算为升压站母线处的短路容量除以所连接的风电机组容量[25]，陆上集控站B & C以及变电站A处短路比的计算，分为考虑和不考虑SVG容量的结果，相应为RMRSCR1、RMRSCR2，其中，RMRSCR1为集控站或变电站母线处的短路容量除以所接入的风电机组容量和SVG容量之和，RMRSCR2为集控站或变电站A母线处的短路容量除以所接入的风电机组容量，以上计算结果见表2。

文献[21]提出按照短路比(SCR)小于3确定需评估风电场并网系统的振荡风险，并依此确定风电场并网容量以避免风险。由表2针对并网系统两种临界稳定工况不同位置的短路比分析，首先讨论低出力水平下系统振荡风险与短路比的关系，前述分析已表明，此场景的振荡模式由风电机组网侧变流器电流控制回路主导，可以发现：

表2 两风场并网系统临界稳定工况的短路比计算结果Tab.2 Calculation results of short-circuit ratio in critical stable conditions of grid-connected system of two wind farms

低出力水平时，风电场2升压侧短路比大于3，而风电场3升压侧短路比小于3，考虑到风电场3相对于风电场2到集控站有更长的海上距离，低出力下更易发生振荡失稳，一旦风电场3发生振荡，一定会波及风电场2。因此依据风电场升压站高压侧母线短路比评估多风电场并网系统是否存在振荡风险时，应按照是否有风电场短路比低于3来考虑。

考虑SVG容量时，集控站B处计算的临界短路比小于3，不考虑SVG容量时大于3，可见SVG容量对分析确定系统的振荡特性存在影响，对于多海上风电场并网系统，按照并网汇集点短路比确定是否需要评估系统振荡风险时，应考虑SVG的容量。

变电站A母线短路比计算结果均偏高，这是由短路容量的计算中未考虑交流海缆和陆上架空输电线路导致的，不能适用于导则。

考虑风电场高出力水平的场景由图10可见，风电场高出力水平下，随着短路比的降低网侧变流器电流控制回路主导的振荡模式能够保持稳定，但是锁相环控制主导的振荡模式趋于失稳。相比风电场低出力的失稳场景，此时对应的短路比要小很多，相当于风电场接入极弱交流电网。因此，按照导则意见当短路比低于3时应评估系统振荡风险已经能够涵盖上述场景。但是从表2所示结果，当风电场或陆上集控站计算的短路比低于2.0时应特别针对高出力水平场景开展风险分析。

2.3 SVG对系统振荡风险的影响分析

以上短路比分析表明SVG接入容量对系统振荡风险有明显影响，为此对该影响作进一步分析。将规划方案中的SVG全部替换为并联高压电抗器，为使替换前后系统的运行点相同，替换的电抗器容量与原方案中对应的SVG实际无功输出保持一致。

针对2.2节中风电机组低出力时的临界稳定工况，计算采用电抗器替换SVG前后的系统主导特征模式，结果如表3所示。

表3 替换SVG前后系统的特征根结果Tab.3 Characteristic root results of the system before and after replacing SVG

结合本文2.1节中对风电场2/3并网算例的主导振荡模态参与因子分析结果，如图6所示，对比替换SVG前后，系统的主导模态特征根向远离虚轴方向移动，系统稳定性明显变强，表明SVG的影响不能忽略。

3 过渡运行方案振荡风险分析与应对措施研究

基于上述临界短路比分析可以知道，对于两风场并网系统规划方案的振荡风险问题，按照考虑了SVG容量的集控站B处的短路比(RMRSCR1)来初步判断系统是否存在振荡风险较为合理，此原则也可为确定过渡运行方案中风电机组的可并网容量提供参考。

3.1 过渡运行方案最大并网容量分析

过渡运行方案考虑将其他风电场同时与风电场2/3一起经架空线路接入变电站A，需要研究过渡运行方案可接入的最大风电机组容量，合理安排各风电场并网方式。

首先考虑所有风电场同时接入的情况。相比风电场2/3规划方案，此时接入的电缆显著增加，存在大量的充电无功功率，为了保证系统电压水平正常，风场运行期间并联高抗全部接入，SVG的投入情况见表4，其根据PCC点的无功变化进行动态补偿。

考虑系统小方式运行，如果按照陆上集控站母线短路比为3的原则确定风电场并网容量，最大并网容量应为约800 MW。为此并网容量从400 MW开始逐步增加，在风电低出力水平(0.12 p.u.)的场景下，计算不同并网容量时系统主导振荡模态的特征根变化情况，结果如图12所示。

表4 过渡运行方案风电机组最大并网容量配置表Tab.4 Configuration table of maximum grid-connected capacity of wind turbines for transition plan

图12 过渡运行方案风电机组低出力水平的根轨迹曲线Fig.12 Root locus curve of low output level of fan in transition scheme

由图12可以看出，随着并网风电容量的增加，系统主导次同步振荡模式的特征根向右移动，当系统接入的风电机组容量超过600 MW时，振荡模式趋于不稳定，明显低于800 MW。表4根据600 MW的极限容量给出了各风场并网容量的分配，以及SVG接入容量。电磁暂态仿真也验证了以上分析的准确性。

计算过渡运行方案中风电机组并网600 MW时的短路比，同时计算风场升压站母线、集控站B母线的短路比，结果如表5所示。

表5 过渡运行方案短路比计算结果(风电机组并网600 MW)Tab.5 Calculation results of short-circuit ratio of transition scheme (600 MW wind turbine connected to the grid)

由表5可见，此时按各风电场并网容量及其升压站母线短路容量计算得到的短路比已经不能合理评估系统的振荡风险。集控站B母线处考虑SVG容量的短路比计算结果接近导则标准值3，即集控站B处RMRSCR1更能综合反映系统的整体稳定水平，但其数值仍然偏大。分析其原因应该是与SVG工作于吸收无功功率的状态有关，已有文献表明SVG处于发出无功功率状态时的稳定性高于吸收无功功率状态，此方面研究有待进一步深入[26]。由此可见，SVG占用了风电机组的可并网容量，导致过渡运行方案中风电场的可并网容量偏低。

3.2 提升过渡运行方案风电接入容量的应对措施研究

以上针对全部风电场同时接入的最大容量进行了分析，在风电场保持低出力水平(0.12 p.u.)运行时，过渡运行方案中风电机组最大可并网容量约为600 MW，对应系统短路比为3.91。考虑到海上电缆和SVG的影响，以下研究两种可以提升风电机组并网容量的技术措施。

3.2.1 双回海缆单回运行

由表4可见，过渡方案中每个风电场能够接入的机组容量均较低，送出海缆利用率很低，考虑具有双回海缆的风场可安排海缆单回运行，减小所需的SVG运行容量，从210 Mvar减小为120 Mvar。算例特征值分析结果如图13所示，过渡运行方案采取单回海缆运行时，可接入的最大风电机组容量为1 000 MW，此时考虑SVG容量计算集控站B的短路比为2.88，这种情况下，按照短路比为3确定的接入容量为800 MW，系统能够保持稳定运行。

图13 过渡运行方案单海缆运行系统根轨迹图Fig.13 Root locus diagram of single submarine cable operation system in transitional operation scheme

3.2.2 风电场组合分时段并网运行

根据第2节对风电场2/3并网的规划方案分析，风电场2/3并网时，两风场风电机组可全部接入(共700 MW)，因此过渡运行方案可考虑安排不同的风电场组合分时段并网运行，避免众多风电场送出海缆轻载投入和大量SVG投入的影响，从而按照陆上集控站母线短路比不小于3确定允许接入的风电场容量，保证运行风电场全容量有效接入。从各风电场运行发电量均衡方面安排各风电场并网运行时间，可以兼顾公平。

4 结论

本文研究了广东某地区海上风电场并网规划方案和过渡运行方案的振荡风险问题，重点针对初步评估多海上风电场交流并网系统振荡风险的短路比计算原则进行了研究，得出如下结论。

1)以风电场2/3为例的规划方案分析表明，按照电力系统安全稳定导则意见开展多海上风电场交流并网系统的风险初步评估时，应综合考虑各风电场升压站母线和陆上集控站母线的短路比，建议以陆上集控站短路比为主要分析依据，同时按导则意见考察各风电场升压站母线短路比；

2)海上风电场由于交流海缆充电无功功率较大，通常在陆上集控站配置SVG，计算陆上集控站短路比时，应考虑SVG的容量；

3)短路比低于2.0的情况下，应特别关注风电场高出力时锁相控制主导的振荡问题，系统小方式运行和风电高出力时可能出现这样的场景，尤其系统故障后或有近区机组检修时；

4)考虑工程建设周期的过渡运行方式，多个风电场同时接入时最大允许并网风电容量受限，需要通过分析确定合理的运行方式，按照短路比小于3分析可接入容量可能带来较大偏差。合理安排海缆和无功补偿的运行方式可以提升并网容量，包括单回海缆运行以及风电场分时段并网运行，推荐优先采用风电场分时段并网运行的方式。

本文主要针对多海上风电场陆上汇聚单点接入电网的振荡风险及用于风险评估的短路比计算原则并结合实例进行了分析，提出了短路比计算的建议。相比于等效短路比而言，本文提出的同时关注陆上集控站和风电场海上升压站母线短路比的原则更为简单易行，适合规划分析。

另一方面，海上风电场多分布在沿海负荷中心省份，存在近电气距离大容量多点并网的场景，针对多风电场近电气距离多点接入的场景开展风险评估，需要进一步的研究。

此外，海上风电并网区别于陆地风电并网的一个重要特征是交流海缆的充电无功功率非常大，因此陆上集控站配置的SVG更多地运行于吸收无功功率状态，其对于海上风电并网系统稳定性的影响与陆上风电不同，准确地分析该影响，得出具有工程意义的指导意见是需要进一步开展研究的工作。