风电场集中并网对电网短路电流影响研究

风电场集中并网对电网短路电流影响研究

郭强

淮安南控新能源有限公司 江苏省 223300

摘要：目前，随着社会经济快速发展，为实现“碳中和”和“碳达峰”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统建设变得尤为迫切。截止2021年底，某些地区已投运的新能源总装机容量达到1369万kW，占电源总装机的比重达到58%，其中风电场装机占新能源装机比重达到53.45%，某些地区新能源装机位居第一。根据政府规划，预计到“十四五”期末，某地区新能源总装机容量将达到2000万kW。大规模风电场集中开发接入地区电网，由此将带来系统调频、调峰、风功率预测、低电压穿越、小干扰稳定、系统短路容量增加等一系列运行控制问题，目前国内外对风电场接入电力系统的影响主要集中在系统功角和电压稳定性、继电保护配置、消纳能力、电压波动和闪变。考察了双馈风机参与系统调频对系统暂态功角稳定性的影响，综合考虑风电场比例、风机并网位置、故障位置、负荷接入位置等四种影响因素，结果表明双馈风力发电机组(DFIG)参与系统调频有利于系统的暂态功角稳定性。

关键词：风电场；集中并网；电网短路；电流影响

引言

风电场电网短路故障传播机理研究是保护控制与故障清除的基础。针对不断涌现的短路电流计算方法，基于其特殊性及技术要求，首先从关键设备建模的角度，分别对比了采用不同换流器模型、不同线路模型、不同故障类型建模、含限流装置的模型、附加控制模型时计算方法的特点。

1风电场运行效能评价体系，评价指标主要包括：

风资源指标、电量指标、能耗指标（综合常用电率、送出线损率）、设备运行水平指标（风电机组可利用率、风电场可利用率）、运行维护费指标（单位容量运行维护费、场内度点运行维护费）等。上述指标虽然涉及了风电场运营的各个环节，但存在关注总量忽略细节、评价方式与角度单一、缺乏对发电效率的评价、无法进行全国范围内风电场对标等不足，主要体现为：现有指标大多以年为时间单位，考察总发电量、利用小时数、总弃风电量，一方面忽略了风况、电网等客观条件对发电量的影响，导致评价结果过于笼统，无法用于多区域内风电场对标；另一方面缺乏对发电过程中细节的评价，无法从评价结果中获得提升运行效能的指导方向。仅从业主角度出发，未能考虑到对机组厂商、调度人员、运维团队等各部门的工作与协作能力，不利于责任到人和精细化管理。虽然给出了有关风资源和设备运行的评价指标，但评价方式较为独立，割裂了这些因素等对发电效率的影响，无法指导未来风电场运营改革。评价角度单一，现有指标仅依据实际运行数据进行计算，缺乏依据风力发电原理从设计可达性、理论可达性等多层次、多角度的效能评价指标。

2我国发展风电面临的挑战

2.1资源禀赋不均衡，补贴退出和成本制约，项目投资经济性较差

多数地区发电能力一般，年均2600～3600h。在当前技术水平下，受补贴退出、造价偏高和非技术成本(储能、额外电网投资等)高企等因素影响，项目投资经济性较差，当前平价存在一定挑战。

2.2电网的可靠性和安全性问题

风电等新能源具有较强的随机性、波动性、间歇性，对系统调节灵活性、常规电源配置提出了更高要求，电力电量不平衡问题突出，对电力可靠供应具有较大挑战；风机等效转动惯量小，机组低抗扰性、弱支撑性，大规模替代常规电源降低电网抗扰动能力，大量电力电子相互作用，存在系统惯量、宽频振荡等问题，对电网安全稳定运行具有较大挑战。

2.3关键核心技术尚未突破

新型电力系统相关的重点关键技术，如风电精准预测技术、大容量机组、漂浮式风机、交/直流并网技术、运行控制优化技术、新型并网技术等关键核心技术瓶颈尚未突破；风电智能化、信息化、数字化技术有待提升；风电与制氢、储能、核电、油气等其他能源协调的技术尚处于研发阶段。这些均对新型电力系统的建设带来一定的挑战。

2.4体制机制不健全

一刀切、限定时限予以补偿的机制，造成某些地区风电片面追求规模、忽视质量的“抢装潮”现象；随着中央补贴的退出，当前技术水平和投资水平下，风电还未能完全平价上网，“双碳”目标下大力发展风电相关技术和配套的政策体系、市场机制、保障机制、消纳机制等均存在较大不确定性，增加了投资建设的难度；当前缺乏兼顾各方正当要求、合理利益分配下的可持续发展的市场体制机制。

3短路电流限制措施

随着规模化大机组和新能源集中并网，电网规模不断扩大，电气联系更加紧密，电网短路电流也不断攀升，使系统短路容量超过断路器的额定遮断容量，严重威胁电力系统的安全稳定运行，因此限制短路电流成为调控运行和电气设计人员需亟待解决的问题。短路电流限制措施的本质是增加故障点的电气距离，提高短路点的系统等值阻抗，因此可采取的短路电流限制措施有合理安排运行方式、中性点加装小电抗、设备改造、限流电抗器和中性点接地方式等。

3.1合理安排运行方式

目前正常运行方式下电网750kV朔方变与榆横变电磁环网运行，750kV榆横变、夏州变之间电磁解环运行，330kV电压等级电磁环网运行，330kV供电区间110kV电压等级开环运行。电磁环网运行可提高电网输送能力、地区供电能力，同时可导致电网动热稳定、暂态稳定性和短路电流超标等一系列影响电力系统安全稳定的问题。针对电网短路电流严重超标问题，110kV电压等级可采用母线分列运行，如锦界Ⅰ变和锦界Ⅱ变，尽量避免电磁环网运行，考虑到110kV的电压等级的短路电流限制幅度毕竟有限，适时采取高电压等级的电磁环网解环运行方案，实现分层分区供电。

3.2中性点加装小电抗

随着电源装机规模的增加，电网单相接地短路电流逐年攀升。相比三相对称短路电流，某地区单相短路电流超标问题更为突出，如330kV大保当变的三相短路电流35.79kA，单相接地短路电流41.77kA，采取330kV大保当变中性点加装10Ω小电抗，可将单相接地短路电流限制至36.23kA，使短路电流保持在断路器的遮断容量之内。

3.3设备改造

配电网规划设计技术导则规定110kV电压等级短路电流限定值为31.5kA和40kA，当前富兴开关站和怀远开关站的110kV短路电流逼近31.5kA，可采取将110kV断路器更换为额定开断电流40kA。此外新建的变电站尽量采用高阻抗变压器。

3.4限流电抗器

在电力系统中加装限流电抗器是应用广泛且技术最为成熟的短路电流限制措施，采取的限流电抗器有串联电抗器、出线电抗器、母线分段电抗器等，但电网限流电抗器目前应用较少。限流电抗器通过增加系统等值阻抗来降低系统短路电流，对三相和单相接地短路均有很好的限制效果，限流电抗器的阻抗值越大，限流效果越显著，同时损耗增大，影响系统无功功率的平衡，因此加装限流电抗器同时适时进行无功补偿。

3.5中性点接地方式

电网330kV主变均为自耦变压器，且中性点均采取直接接地方式，中性点直接接地使本厂站和相邻厂站的零序等值阻抗急剧下降，导致地区多座变电站110kV母线单相接地短路电流大于三相短路电流。建议合理确定主变中性点接地方式，主变中性点直接接地点不宜过分集中，短路电流超标的供电分区适时考虑新能源升压变中性点采用不接地方式，将单相接地短路电流控制在合理的范围内。

结语

综上所述，现阶段风电场于并网技术运行较为良好，但是仍然存在诸多限制，由此，我国需加大力度创新研发，注重综合素质人才的培养，立足于电网实际之特点，综合电网建设相关需求，针对性选取将风力电网运行负荷降至最低的方案，从而显著降低功率损耗，创造更大的经济价值，提高社会整体收益。

参考文献

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