大規(guī)模新能源接入對云南電網短路電流影響分析

鄭超銘，陳義宣，李玲芳

（云南電網有限責任公司電網規(guī)劃建設研究中心，昆明 650011）

0 前言

力爭2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和[1]，是黨中央作出的重大戰(zhàn)略決策，加快以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[2]建設對推動“雙碳”目標發(fā)展起著至關重要的作用。

“十四五”期間，云南電網主動融入云南省打造“綠色能源牌”發(fā)展戰(zhàn)略，積極推動2022年云南省部署新增8GW風電+3GW光伏（以下簡稱：“8+3”）新能源投產建設。至2022年末，云南省全省電源裝機容量達1.11億kW，其中新能源裝機容量占比約達20 %。

大規(guī)模新能源機組接入對云南電網的安全穩(wěn)定運行帶來了更大的挑戰(zhàn)，場站短路電流水平接近/超過斷路器額定遮斷電流問題日益突出，這就要求我們結合新能源的投產建設，在規(guī)劃階段對短路電流進行全面計算分析，從中發(fā)現(xiàn)問題并提出合理的解決措施，為后續(xù)大規(guī)模新能源接入下的電網規(guī)劃設計和穩(wěn)定運行提供技術保障。

1 2022年云南新能源建設情況

在云南“8+3”新能源規(guī)劃項目中，風電主要分布于曲靖3940 MW、文山1810 MW、紅河2150 MW，光伏主要分布于楚雄2280 MW、昭通440 MW、昆明280 MW，具體明細見表1所示。

表1 云南“8+3”新能源風光項目明細

其中，曲靖風電主要接入500 kV曲靖變、喜平變供電區(qū)域，文山風電主要接入500 kV天星變供電區(qū)域，紅河風電主要接入500 kV紅河變、圭山變供電區(qū)域；楚雄光伏主要接入新建500 kV麥沖匯流站后送至500 kV仁和變。

2 計算條件設置

進行短路電流計算時，采用的計算標準、計算方法、數(shù)據(jù)模型等不同時，短路電流的計算結論也不同[3-5]。目前，我國電力系統(tǒng)沒有統(tǒng)一的短路電流計算標準，且不同計算標準對等效電壓源、線路電容、無功補償?shù)忍幚泶嬖谝欢ǖ牟町悺＝Y合云南電網實際，本文采用的計算條件如下：

1）計算方法：考慮基于網架的計算結果獨立于電網運行狀態(tài)，采用基于網架的計算方法，機端電壓系數(shù)取1.08，且考慮全開機方式。

2）負荷模型：所有負荷均按靜態(tài)負荷模型（等值阻抗模型）考慮。計及靜態(tài)負荷時，短路等值阻抗幅值減小，短路電流增大。

3）并聯(lián)無功補償：考慮并聯(lián)無功補償對短路電流的影響，包括容性及感性無功補償。

4）線路充電功率：考慮線路充電功率對短路電流的影響。計及故障側的線路充電功率時，短路等值阻抗幅值增大，短路電流減小。

5）電解鋁負荷：根據(jù)相關調研結果，鋁負荷中95 %為整流負荷（不提供短路電流），5 %為動力變負荷，考慮一定裕度按總負荷的20 %計入靜態(tài)負荷。

6）考慮短路電流的理論計算值與實際值存在一定差異，理論計算值應保留一定裕度，按小于斷路器遮斷電流2 kA選取。

3 短路電流分析

基于云南電網2022年枯大方式基礎數(shù)據(jù)，根據(jù)以上計算條件，采用PSD-SCCP軟件[6]計算220 kV及以上母線單相、三相短路電流：

3.1 500 kV母線單相、三相短路電流

考慮新能源投產前后對500 kV母線短路電流的影響，對其進行全面計算，部分結果見表2所示。

表2 短路電流超過40 kA的500 kV母線（單位：kA）

由表2可知，“8+3”新能源投產后，500 kV母線短路電流超過40 kA的變電站共有14座，其中七甸、廠口500 kV母線短路電流接近/超過開關的額定遮斷電流48 kA，建議更換相應開關，其余場站500 kV母線短路電流離額定遮斷電流還有較大裕度；此外，“8+3”新能源投產后，500 kV母線短路電流均有所增加，其中仁和、曲靖、紅河變短路電流增幅最大，這是由于該地區(qū)新能源增加較多，在故障期間注入了較多的短路電流，從而導致短路點短路電流水平上升。

3.2 220 kV母線單相、三相短路電流

考慮新能源投產前后對220 kV母線短路電流的影響，對其進行全面計算，部分結果見表3所示。

表3 短路電流超過40 kA的220 kV母線（單位：kA）

由表3可知，“8+3”新能源投產后，220 kV母線短路電流超過40 kA的變電站共有17座，其中黃坪、通寶、紅河、墨江、硯山220 kV母線單相短路電流超過開關的額定遮斷電流48 kA，建議在主變加裝中性點小電抗；此外，黃坪220 kV母線三相短路電流超過開關的額定遮斷電流48 kA，建議大理-黃坪電磁環(huán)網斷環(huán)運行；再者，“8+3”新能源投產后，220 kV母線短路電流均有所增加，其中曲靖、天星、喜平變短路電流增幅最大。

采取主變加裝中性點小電抗限制措施后部分變電站計算結果見表4所示：

表4 加裝小電抗后部分220 kV母線短路電流（單位：kA）

此外，由于黃坪變與周邊500 kV變電站保持了500/220 kV電磁環(huán)網，造成三相短路電流也達到48 kA，需要斷開部分電磁環(huán)網降低短路電流。

綜上，采取上述短路電流限制措施后，所有場站220 kV母線短路電流均小于開關的額定遮斷電流48 kA，短路電流水平滿足安全運行要求。

3.3 新能源接入對短路電流的影響

新能源在故障情況下向電網注入短路電流，從而導致短路點短路電流水平上升。為進一步研究新能源接入對短路電流的具體影響，下面以文山天馬山風電為例進行分析：

文山天馬山風電裝機容量250 MW，以1回220 kV線路接入500 kV天星變，升壓站預置2臺150MVA主變（其中一臺主變中性點接地），考慮天馬山風電不斷增加容量對短路電流影響，每次增加125 MW風機與150MVA升壓變（保持一臺主變中性點接地），則天馬山風電不同容量下計算結果見表5所示：

表5 不同容量下天星220 kV母線短路電流（單位：kA）

由上表可知，天馬山風電每增容125 MW，天星變220 kV母線單相短路電流對應增加約0.06 kA、三相短路電流對應增加約0.26 kA，單相短路電流與三相短路電流均呈線性增加趨勢，且三相短路電流增幅大于單相短路電流增幅。

為進一步研究新能源機組模型對短路電流的影響，考慮將天馬山風電等容量替換為光伏，升壓站主變采用相同容量和型號以確保接入阻抗相同，則光伏同等容量下計算結果見表6所示：

表6 光伏同等容量下天星220 kV母線短路電流（單位：kA）

由上表可知，將天馬山風電依次等容量替換為光伏，光伏每增容125 MW，對應增容1臺150MVA主變，天星變220 kV母線單相短路電流對應增加約0.06 kA、三相短路電流對應增加約0.24 kA，單相短路電流與三相短路電流均呈線性增加趨勢，且三相短路電流增幅大于單相短路電流增幅。

通過表5與表6對比分析可知，同等容量的風電和光伏接入，對天星變220 kV母線短路電流的助增作用相近。

4 結束語

本文針對云南“8+3”新能源規(guī)劃項目，結合當前電網短路電流較高的突出問題，開展了“8+3”新能源規(guī)劃投產前后的短路電流對比分析，研究了新能源機組容量和模型對短路電流的具體影響，得出以下結論：

1）新能源機組接入對所有場站500 kV和220 kV母線單相、三相短路電流均有助增作用，且集中接入的場站短路電流增幅最為明顯；

2）短路點短路電流的大小與近區(qū)新能源機組的容量近似呈線性關系；

3）同等容量的風電和光伏接入同一并網點，對短路點短路電流的貢獻相近；

4）對短路電流接近/超過斷路器額定遮斷電流的場站提出了合理的限制措施，對保障“8+3”新能源投產后電網安全穩(wěn)定運行和后續(xù)新能源規(guī)劃接入具有一定指導價值。