海上風電場交流并網系統振蕩風險分析及基于短路比的評估計算原則研究

余浩，李雨桐，陳鴻琳，孫海順，龔賢夫，段瑤

(1. 廣東電網公司電網規劃研究中心，廣州510060；2. 華中科技大學電氣與電子工程學院，武漢430000)

0 引言

隨著全球變暖、化石能源枯竭問題的日益嚴峻，新能源發電已成為重中之重[1 - 3]。風能作為一種優質的可再生能源，在近年來得到了大力開發，部分國家的陸上風電開發甚至已經趨于飽和，海上風能成為未來發展的著眼點[4]。我國憑借長距離海岸線而具有豐富的海上風力資源，此時如何實現大容量海上風電的安全穩定輸送已經成為一個極具現實意義的課題[5]。

近十年來，次超同步振蕩問題是風電并網關注的重要問題，國內外均有此類振蕩問題發生[6 - 7]。2015年我國新疆地區發生的風電并網振蕩問題，具有明顯的系統結構特征，大量直驅風電場經多電壓等級遠電氣距離匯聚接入超高壓輸電網絡，導致風電場接入點系統短路比非常低，影響了風電機組控制穩定性，導致次超同步振蕩事故的發生[8]。

海上風電場以直驅風機為主，近海區域風電場通常經交流海纜連接到各自的陸上集控站，各陸上集控站均配置高抗和SVG以補償海纜充電無功和維持集控站電壓水平，多個集控站匯聚通過同一點接入電網，構成多風電場交流并網系統[9]。與新疆地區陸上風電實例相比，這樣的并網方式既有區別也有相似特點，系統是否存在次超同步振蕩風險也是需要關注的重要問題。

目前已有大量針對風電并網振蕩風險的研究工作，包括分析方法、振蕩機理以及抑制措施等。分析方法方面，特征值分析法通過建立全系統狀態空間模型，可以揭示系統在給定運行工況下的固有特征振蕩模式及其關聯控制環節，分析系統運行工況和控制參數變化對系統特征模式的影響，因此該方法是評估風電振蕩風險的有效方法之一[10]。機理分析方面，已有的研究成果表明，直驅型風電機組并網系統次超同步振蕩主要表現為接入較弱的交流系統時，風電機組網側變流器控制回路與交流系統或者其他風電場機組耦合之后出現的振蕩失穩[11]，既有風電場機組控制與電網之間的相互作用導致的振蕩，也有風電場之間的控制相互作用引發的振蕩。另一方面大量采用的靜止無功發生器SVG也會參與其中[12]。并網系統強度、風電機組出力水平、風電機組變流器電流控制和鎖相控制的控制參數都會對振蕩穩定性產生重要影響[13 - 14]。文獻[13 - 14]通過建立弱交流條件下的直驅風機電磁暫態模型，分析了風電機組控制參數、開機臺數以及SVG對系統次同步振蕩特性的影響；文獻[15 - 16]通過分析弱交流電網下直驅風機的阻抗頻率特性，明確了網架強度、風電機組控制參數以及動態無功補償裝置對系統次同步振蕩的影響；文獻[17 - 18]利用特征值分析法研究了網架強度、風電機組出力水平和控制參數對系統穩定性的影響；文獻[19 - 20]采用特征值分析法分析了SVG的控制策略以及控制參數對弱電網下直驅型風電機組并網系統穩定性的影響。

鑒于交流系統電網強度的重要影響，最新發布的電力系統安全穩定導則中提出了根據風電場接入系統短路比確定是否需要開展振蕩風險評估的指導意見[21]。但是該導則并未明確多風電場匯聚并網時短路比如何計算的問題，對于風電并網系統中配置的SVG對短路比是否存在影響也沒有說明。早期為了評估多直流饋入系統的穩定性，提出了等效短路比的概念[22]。針對風電并網系統類似的等效短路比計算也被提出，此外還有試圖更精確地描述系統穩定性的廣義短路比的概念和計算方法也被提出[23]，但是對于工程應用，其有效性和適用性還需深入研究和論證。海上風電并網系統往往由于風電場與接入配套工程建設工期的問題，有制定過渡運行方案的需求[9]，即利用已建成的輸電通道安排更多風電場并網，形成更大規模的風電場匯聚并網系統，如何應用導則意見確定過渡運行方案中各風電場的可接入容量，保證系統安全穩定運行，也是需要研究的問題。

本文結合廣東某地區海上風電并網規劃，對規劃方案中雙風場接入系統進行了振蕩風險評估。首先對雙風場接入系統進行了振蕩特征模式分析，明晰了系統振蕩特性及其穩定性，進而基于風電場高低兩種出力方式的臨界穩定場景，比較了規劃接入方式下風電場海上升壓站、陸上集控站以及接入變電站的短路比，對照導則指導意見[21]，對多風電場并網系統短路比計算原則以及SVG對系統穩定性的影響進行了研究；另一方面針對多海上風電場過渡運行方案，研究了全部風電場同時并網的臨界穩定場景，比較了各風電場海上升壓站、陸上集控站和接入的220 kV變電站母線的短路比，分析了SVG容量對并網穩定的影響，并提出了兩種提高過渡運行方案中風電并網容量的措施。

1 海上風電并網算例系統

1.1 算例系統介紹

圖1所示為廣東某地區海上風電并網規劃方案[9]，8個風電場分別經過單回或者兩回220 kV交流海纜接到對應的陸上集控站，為了補償交流海纜充電無功，每個集控站均配置有相應容量的SVG，同時交流海纜末端配置高抗以補償線路無功功率。按照規劃，圖1中各集控站分成3組分別接入220 kV或500 kV系統，構成3個獨立系統(圖1中3種顏色表示)。其中集控站B和C聯合經220 kV架空線路接入變電站A，集控站D和E聯合升壓至500 kV后經架空線接入電網。風電場1后期規劃將通過柔性直流接入陸上500 kV變電站。

圖1 海上風電并網系統接線圖Fig.1 Wiring diagram of offshore wind power system

由于工程建設周期的差異，用于海上風電場并網的500 kV變電站尚不具備接入條件(圖中虛線表示)，為了充分利用資源，考慮對上述已經建成的海上風電場制定過渡運行方案，臨時將所有集控站互聯經過220 kV架空線路接入變電站A。對于這樣的多風電場并網系統，鑒于風電并網振蕩的風險問題，需要研究過渡運行方式下允許各風電場并網的風電機組容量，以確保風電并網系統過渡運行方式下的安全穩定運行。

1.2 算例系統建模

算例系統包含永磁直驅型風機、SVG、升壓變以及交流海纜，首先建立全系統的狀態空間模型，通過特征值分析開展振蕩風險評估，同時在PSCAD/EMTDC中建立系統的詳細電磁暫態模型用于對比驗證。

1)永磁直驅型風電場等值風電機組

算例中海上風電場采用的是永磁直驅型風電機組，模型采用等值直驅風電機組表示風電場，包含風力機、永磁同步發電機、全功率變流器及其控制環路和濾波電感等。機側變流器(machine side converter，MSC)和網側變流器(grid side converter，GSC)均采用dq解耦控制，其中MSC實現最大功率跟蹤，GSC控制直流電容的電壓穩定，從而向交流網絡輸送有功功率，同時調節網側無功功率，如圖2所示。已有文獻對此進行了詳細建模[20]，故本文不再贅述。風電場等值機組模型共包含22個狀態變量。

圖2 直驅永磁風力發電機原理圖Fig.2 Schematic diagram of direct-drive PMSG

2)SVG

SVG作為能夠動態補償無功功率的補償裝置，其通過調節交流側輸出電壓或電流的大小和相位，從而實現控制SVG輸出無功電流的功能[24]，如圖3所示，控制部分采用dq解耦控制。SVG的詳細建模參見已有文獻[20]，共包含15個狀態變量。

圖3 SVG原理圖Fig.3 Schematic diagram of SVG

3)升壓變壓器和交流電纜

算例系統中的35/220 kV升壓變壓器，均忽略勵磁支路和銅耗，采用等值電抗和理想變壓器等效，包含2個狀態變量。為簡化分析，交流海纜的狀態空間模型采用基于π形等值電路等效，包含6個狀態變量。

4)全系統模型

將上述元件的數學模型進行聯立并在平衡點進行線性化，可得到全系統的小信號模型，如式(1)所示的狀態空間方程。

(1)

式中：Δx為狀態變量；Δu為輸入變量；A和Β分別為狀態矩陣和輸入矩陣。由A矩陣的特征根可確定系統的小信號穩定性。

2 規劃方案算例系統振蕩風險分析

按照圖1所示的規劃方案，風電場2和3共計700 MW裝機，經220 kV交流海纜接入集控站后，通過架空線路接入變電站A。本節對該兩風場并網系統開展振蕩風險評估，并研究確定多風電場并網時是否存在振蕩風險的短路比計算原則。

算例中變電站A系統側采用等值電勢源表示，根據系統不同運行方式下變電站A的短路電流水平確定等值電勢源的內阻抗，已有研究表明風電并網系統穩定性隨電網強度減小而變差[17 - 18]，故主要針對系統小方式運行下開展分析，等值系統參數如表1所示。

表1 系統運行方式Tab.1 System operation mode

2.1 系統特征模式分析

2.1.1 全系統特征模式

以風電場2/3并網系統在小方式運行下，風電機組出力水平較低時的工況為例(0.12 p.u.)進行特征值分析，全系統特征根結果如圖4所示。

根據分析結果可知：風電場2/3并網系統存在頻率從千赫茲至數赫茲的特征振蕩模式。

為方便說明，將圖4劃分為3部分區域。位于藍色區域的特征根對應中高頻段的模式(f>100 Hz)，均與線路諧振特性相關，在當前工況下處于穩定狀態且不隨工況變化而變化；位于紅色區域和黃色區域的特征根對應次超同步頻段以及低頻頻段的模式(f<100 Hz)，但紅色區域內的特征根距離虛軸較遠，對應模式穩定，不需要重點關注，黃色區域內特征根距離虛軸相對較近，對應的4個次超同步振蕩模式在工況變化時可能存在振蕩風險。

圖4 兩風場并網系統的全系統特征根Fig.4 System-wide characteristic roots of the grid-connected system of two wind farms

2.1.2 主導特征模式分析

圖4中黃色區域內的4對特征根距離虛軸較近，考慮其對應模式為主導特征模式，進一步分析其穩定性。計算風電場2/3并網系統在小方式運行下，風電機組出力水平不同時(0.8 p.u.、0.44 p.u.、0.31 p.u.、0.21 p.u.、0.12 p.u.)，4個特征模式的變化情況如圖5所示。

圖5 兩風場并網系統主導特征模式的根軌跡曲線Fig.5 Root locus curves of dominant characteristic mode of grid-connected system of two wind farms

從圖5可以看出，模態λ12頻率位于40～60 Hz之間，風電場出力水平對其穩定性影響很大，隨著出力的降低，特征模式λ12的特征根向右移動，低出力時可能進入正半平面，特征模式λ12發生振蕩失穩。對該模式進行參與因子分析，結果如圖6所示。分析表明，參與該振蕩模式程度較高的是風電機組網側變流器電流內環控制狀態變量以及交流系統電流狀態變量，說明該模式主要表現為兩個風電場網側變流器共同與交流電網之間的相互作用，由風電場電流環控制主導，SVG也參與該模式。

特征模式λ34的頻率為次同步頻率范圍內的較低頻率(0～10 Hz)。參與因子如圖7所示，結果分析表明，該模式表現為兩風電場與交流電網之間的相互作用，主要參與環節為鎖相環控制狀態變量，表明該模式為鎖相控制主導的振蕩模式。該模式隨風電場出力增大略微向右偏移，對應的模式頻率也有所增加。

圖6 特征模式λ12參與因子分析結果Fig.6 Participating factor analysis of characteristic mode λ12

圖7 特征模式λ34參與因子分析結果Fig.7 Participating factor analysis of characteristic mode λ34

特征模式λ56的頻率同樣為次同步頻率范圍內的較低頻率(0～10 Hz)。參與因子如圖8所示，結果分析表明，該模式表現為陸上集控站多臺SVG之間的控制相互作用，主要與SVG直流電壓控制環節的狀態變量相關。由圖5所示的根軌跡圖可以看到，隨著風電場出力水平升高，特征模式λ56具有向左移動的趨勢。

圖8 特征模式λ56參與因子分析結果Fig.8 Participating factor analysis of characteristic mode λ56

特征模式λ78基本不受風電場出力變化影響，分析表明該模式與線路諧振特性相關。

以上通過特征模式分析了風電場2/3并網規劃方案的系統特性，結果表明按照典型系統運行方式該方案所有特征模式均為穩定狀態，但是風電出力變化時，風電場與交流系統之間控制相互作用程度變化較大，對于極端運行情況，需要關注風電場對電網的次超同步振蕩模式的穩定性。

2.1.3 時域仿真驗證

針對系統小方式運行、風電機組出力水平不同時(0.8 p.u.、0.44 p.u.、0.31 p.u.、0.21 p.u.、0.12 p.u.)的系統進行時域仿真分析，結果如圖9所示，系統在風電機組全出力段均可以保持穩定運行，但風電機組出力水平較低時系統的電壓和功率波動明顯增大，穩定性有所下降，風機低出力時(0.12 p.u.)功率存在49.98 Hz的次同步頻段波動，與圖5中風機低出力時的特征根結果(45.65 Hz)相近。時域仿真分析的結果符合特征值分析的結果。

圖9 不同風電機組出力水平下兩風場并網系統的時域仿真結果Fig.9 Time domain simulation results of the grid-connected system of two wind farms under different output levels of wind turbines

2.2 多風電場并網系統的短路比計算原則

對于單風場并網系統而言，短路比是快速篩查振蕩風險的有效方法，按照最新修訂的電力系統安全穩定導則[21]，應計算風電場出口并網點處的短路比。但對于多風電場并網系統振蕩風險的篩查，單獨計算每個風電場各自并網點的短路比顯然存在疑問。

為此本節基于風電場2/3并網系統，首先分別針對風電場高出力(0.8 p.u.)和低出力(0.12 p.u.)兩種出力水平，改變系統等值阻抗(對應變電站A不同的短路電流水平)，利用特征值分析法確定系統臨界穩定的場景。在此基礎上分別計算各風電場出口母線、陸上集控站母線以及變電站A母線的短路容量，分別與風電場、SVG的接入容量比較，計算對應的臨界短路比，分析評估并網系統振蕩風險的短路比計算原則。

圖10給出了風電場兩種出力水平下，隨著交流系統側等值阻抗的增大，風電場2/3并網系統的主導模態變化情況。

圖10 不同風電機組出力水平下兩風場并網系統臨界穩定場景Fig.10 Critical stability scenarios of grid-connected system of two wind farms under different wind turbine output levels

由圖10可知，系統存在兩種臨界穩定場景。風電低出力時，變電站A短路電流水平下降到約9.8 kA時，電流內環控制主導的振蕩模式處于臨界失穩狀態，如圖10(a)所示；風電高出力時，變電站A短路電流水平下降到約2.65 kA時，鎖相環控制主導的振蕩模式處于臨界失穩狀態，如圖10(b)所示，而電流環主導的振蕩模式為穩定狀態。對兩種臨界穩定狀態進行時域仿真，結果如圖11所示，驗證了特征值分析結果的正確性。

針對上述兩種臨界穩定工況，分別計算風電場升壓站高壓側母線、陸上集控站B & C母線以及變電站A 220 kV母線處短路容量以及相應的短路比。陸上集控站B和C之間電氣距離很短，按照一條母線來考慮。

圖11 臨界穩定場景的時域仿真分析Fig.11 Time-domain simulation analysis of critical stable scenarios

風電場2/3升壓站處短路比的計算為升壓站母線處的短路容量除以所連接的風電機組容量[25]，陸上集控站B & C以及變電站A處短路比的計算，分為考慮和不考慮SVG容量的結果，相應為RMRSCR1、RMRSCR2，其中，RMRSCR1為集控站或變電站母線處的短路容量除以所接入的風電機組容量和SVG容量之和，RMRSCR2為集控站或變電站A母線處的短路容量除以所接入的風電機組容量，以上計算結果見表2。

文獻[21]提出按照短路比(SCR)小于3確定需評估風電場并網系統的振蕩風險，并依此確定風電場并網容量以避免風險。由表2針對并網系統兩種臨界穩定工況不同位置的短路比分析，首先討論低出力水平下系統振蕩風險與短路比的關系，前述分析已表明，此場景的振蕩模式由風電機組網側變流器電流控制回路主導，可以發現：

表2 兩風場并網系統臨界穩定工況的短路比計算結果Tab.2 Calculation results of short-circuit ratio in critical stable conditions of grid-connected system of two wind farms

低出力水平時，風電場2升壓側短路比大于3，而風電場3升壓側短路比小于3，考慮到風電場3相對于風電場2到集控站有更長的海上距離，低出力下更易發生振蕩失穩，一旦風電場3發生振蕩，一定會波及風電場2。因此依據風電場升壓站高壓側母線短路比評估多風電場并網系統是否存在振蕩風險時，應按照是否有風電場短路比低于3來考慮。

考慮SVG容量時，集控站B處計算的臨界短路比小于3，不考慮SVG容量時大于3，可見SVG容量對分析確定系統的振蕩特性存在影響，對于多海上風電場并網系統，按照并網匯集點短路比確定是否需要評估系統振蕩風險時，應考慮SVG的容量。

變電站A母線短路比計算結果均偏高，這是由短路容量的計算中未考慮交流海纜和陸上架空輸電線路導致的，不能適用于導則。

考慮風電場高出力水平的場景由圖10可見，風電場高出力水平下，隨著短路比的降低網側變流器電流控制回路主導的振蕩模式能夠保持穩定，但是鎖相環控制主導的振蕩模式趨于失穩。相比風電場低出力的失穩場景，此時對應的短路比要小很多，相當于風電場接入極弱交流電網。因此，按照導則意見當短路比低于3時應評估系統振蕩風險已經能夠涵蓋上述場景。但是從表2所示結果，當風電場或陸上集控站計算的短路比低于2.0時應特別針對高出力水平場景開展風險分析。

2.3 SVG對系統振蕩風險的影響分析

以上短路比分析表明SVG接入容量對系統振蕩風險有明顯影響，為此對該影響作進一步分析。將規劃方案中的SVG全部替換為并聯高壓電抗器，為使替換前后系統的運行點相同，替換的電抗器容量與原方案中對應的SVG實際無功輸出保持一致。

針對2.2節中風電機組低出力時的臨界穩定工況，計算采用電抗器替換SVG前后的系統主導特征模式，結果如表3所示。

表3 替換SVG前后系統的特征根結果Tab.3 Characteristic root results of the system before and after replacing SVG

結合本文2.1節中對風電場2/3并網算例的主導振蕩模態參與因子分析結果，如圖6所示，對比替換SVG前后，系統的主導模態特征根向遠離虛軸方向移動，系統穩定性明顯變強，表明SVG的影響不能忽略。

3 過渡運行方案振蕩風險分析與應對措施研究

基于上述臨界短路比分析可以知道，對于兩風場并網系統規劃方案的振蕩風險問題，按照考慮了SVG容量的集控站B處的短路比(RMRSCR1)來初步判斷系統是否存在振蕩風險較為合理，此原則也可為確定過渡運行方案中風電機組的可并網容量提供參考。

3.1 過渡運行方案最大并網容量分析

過渡運行方案考慮將其他風電場同時與風電場2/3一起經架空線路接入變電站A，需要研究過渡運行方案可接入的最大風電機組容量，合理安排各風電場并網方式。

首先考慮所有風電場同時接入的情況。相比風電場2/3規劃方案，此時接入的電纜顯著增加，存在大量的充電無功功率，為了保證系統電壓水平正常，風場運行期間并聯高抗全部接入，SVG的投入情況見表4，其根據PCC點的無功變化進行動態補償。

考慮系統小方式運行，如果按照陸上集控站母線短路比為3的原則確定風電場并網容量，最大并網容量應為約800 MW。為此并網容量從400 MW開始逐步增加，在風電低出力水平(0.12 p.u.)的場景下，計算不同并網容量時系統主導振蕩模態的特征根變化情況，結果如圖12所示。

表4 過渡運行方案風電機組最大并網容量配置表Tab.4 Configuration table of maximum grid-connected capacity of wind turbines for transition plan

圖12 過渡運行方案風電機組低出力水平的根軌跡曲線Fig.12 Root locus curve of low output level of fan in transition scheme

由圖12可以看出，隨著并網風電容量的增加，系統主導次同步振蕩模式的特征根向右移動，當系統接入的風電機組容量超過600 MW時，振蕩模式趨于不穩定，明顯低于800 MW。表4根據600 MW的極限容量給出了各風場并網容量的分配，以及SVG接入容量。電磁暫態仿真也驗證了以上分析的準確性。

計算過渡運行方案中風電機組并網600 MW時的短路比，同時計算風場升壓站母線、集控站B母線的短路比，結果如表5所示。

表5 過渡運行方案短路比計算結果(風電機組并網600 MW)Tab.5 Calculation results of short-circuit ratio of transition scheme (600 MW wind turbine connected to the grid)

由表5可見，此時按各風電場并網容量及其升壓站母線短路容量計算得到的短路比已經不能合理評估系統的振蕩風險。集控站B母線處考慮SVG容量的短路比計算結果接近導則標準值3，即集控站B處RMRSCR1更能綜合反映系統的整體穩定水平，但其數值仍然偏大。分析其原因應該是與SVG工作于吸收無功功率的狀態有關，已有文獻表明SVG處于發出無功功率狀態時的穩定性高于吸收無功功率狀態，此方面研究有待進一步深入[26]。由此可見，SVG占用了風電機組的可并網容量，導致過渡運行方案中風電場的可并網容量偏低。

3.2 提升過渡運行方案風電接入容量的應對措施研究

以上針對全部風電場同時接入的最大容量進行了分析，在風電場保持低出力水平(0.12 p.u.)運行時，過渡運行方案中風電機組最大可并網容量約為600 MW，對應系統短路比為3.91?？紤]到海上電纜和SVG的影響，以下研究兩種可以提升風電機組并網容量的技術措施。

3.2.1 雙回海纜單回運行

由表4可見，過渡方案中每個風電場能夠接入的機組容量均較低，送出海纜利用率很低，考慮具有雙回海纜的風場可安排海纜單回運行，減小所需的SVG運行容量，從210 Mvar減小為120 Mvar。算例特征值分析結果如圖13所示，過渡運行方案采取單回海纜運行時，可接入的最大風電機組容量為1 000 MW，此時考慮SVG容量計算集控站B的短路比為2.88，這種情況下，按照短路比為3確定的接入容量為800 MW，系統能夠保持穩定運行。

圖13 過渡運行方案單海纜運行系統根軌跡圖Fig.13 Root locus diagram of single submarine cable operation system in transitional operation scheme

3.2.2 風電場組合分時段并網運行

根據第2節對風電場2/3并網的規劃方案分析，風電場2/3并網時，兩風場風電機組可全部接入(共700 MW)，因此過渡運行方案可考慮安排不同的風電場組合分時段并網運行，避免眾多風電場送出海纜輕載投入和大量SVG投入的影響，從而按照陸上集控站母線短路比不小于3確定允許接入的風電場容量，保證運行風電場全容量有效接入。從各風電場運行發電量均衡方面安排各風電場并網運行時間，可以兼顧公平。

4 結論

本文研究了廣東某地區海上風電場并網規劃方案和過渡運行方案的振蕩風險問題，重點針對初步評估多海上風電場交流并網系統振蕩風險的短路比計算原則進行了研究，得出如下結論。

1)以風電場2/3為例的規劃方案分析表明，按照電力系統安全穩定導則意見開展多海上風電場交流并網系統的風險初步評估時，應綜合考慮各風電場升壓站母線和陸上集控站母線的短路比，建議以陸上集控站短路比為主要分析依據，同時按導則意見考察各風電場升壓站母線短路比；

2)海上風電場由于交流海纜充電無功功率較大，通常在陸上集控站配置SVG，計算陸上集控站短路比時，應考慮SVG的容量；

3)短路比低于2.0的情況下，應特別關注風電場高出力時鎖相控制主導的振蕩問題，系統小方式運行和風電高出力時可能出現這樣的場景，尤其系統故障后或有近區機組檢修時；

4)考慮工程建設周期的過渡運行方式，多個風電場同時接入時最大允許并網風電容量受限，需要通過分析確定合理的運行方式，按照短路比小于3分析可接入容量可能帶來較大偏差。合理安排海纜和無功補償的運行方式可以提升并網容量，包括單回海纜運行以及風電場分時段并網運行，推薦優先采用風電場分時段并網運行的方式。

本文主要針對多海上風電場陸上匯聚單點接入電網的振蕩風險及用于風險評估的短路比計算原則并結合實例進行了分析，提出了短路比計算的建議。相比于等效短路比而言，本文提出的同時關注陸上集控站和風電場海上升壓站母線短路比的原則更為簡單易行，適合規劃分析。

另一方面，海上風電場多分布在沿海負荷中心省份，存在近電氣距離大容量多點并網的場景，針對多風電場近電氣距離多點接入的場景開展風險評估，需要進一步的研究。

此外，海上風電并網區別于陸地風電并網的一個重要特征是交流海纜的充電無功功率非常大，因此陸上集控站配置的SVG更多地運行于吸收無功功率狀態，其對于海上風電并網系統穩定性的影響與陸上風電不同，準確地分析該影響，得出具有工程意義的指導意見是需要進一步開展研究的工作。