大规模新能源接入对云南电网短路电流影响分析

郑超铭，陈义宣，李玲芳

（云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，昆明 650011）

0 前言

力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和[1]，是党中央作出的重大战略决策，加快以新能源为主体的新型电力系统[2]建设对推动“双碳”目标发展起着至关重要的作用。

“十四五”期间，云南电网主动融入云南省打造“绿色能源牌”发展战略，积极推动2022年云南省部署新增8GW风电+3GW光伏（以下简称：“8+3”）新能源投产建设。至2022年末，云南省全省电源装机容量达1.11亿kW，其中新能源装机容量占比约达20 %。

大规模新能源机组接入对云南电网的安全稳定运行带来了更大的挑战，场站短路电流水平接近/超过断路器额定遮断电流问题日益突出，这就要求我们结合新能源的投产建设，在规划阶段对短路电流进行全面计算分析，从中发现问题并提出合理的解决措施，为后续大规模新能源接入下的电网规划设计和稳定运行提供技术保障。

1 2022年云南新能源建设情况

在云南“8+3”新能源规划项目中，风电主要分布于曲靖3940 MW、文山1810 MW、红河2150 MW，光伏主要分布于楚雄2280 MW、昭通440 MW、昆明280 MW，具体明细见表1所示。

表1 云南“8+3”新能源风光项目明细

其中，曲靖风电主要接入500 kV曲靖变、喜平变供电区域，文山风电主要接入500 kV天星变供电区域，红河风电主要接入500 kV红河变、圭山变供电区域；楚雄光伏主要接入新建500 kV麦冲汇流站后送至500 kV仁和变。

2 计算条件设置

进行短路电流计算时，采用的计算标准、计算方法、数据模型等不同时，短路电流的计算结论也不同[3-5]。目前，我国电力系统没有统一的短路电流计算标准，且不同计算标准对等效电压源、线路电容、无功补偿等处理存在一定的差异。结合云南电网实际，本文采用的计算条件如下：

1）计算方法：考虑基于网架的计算结果独立于电网运行状态，采用基于网架的计算方法，机端电压系数取1.08，且考虑全开机方式。

2）负荷模型：所有负荷均按静态负荷模型（等值阻抗模型）考虑。计及静态负荷时，短路等值阻抗幅值减小，短路电流增大。

3）并联无功补偿：考虑并联无功补偿对短路电流的影响，包括容性及感性无功补偿。

4）线路充电功率：考虑线路充电功率对短路电流的影响。计及故障侧的线路充电功率时，短路等值阻抗幅值增大，短路电流减小。

5）电解铝负荷：根据相关调研结果，铝负荷中95 %为整流负荷（不提供短路电流），5 %为动力变负荷，考虑一定裕度按总负荷的20 %计入静态负荷。

6）考虑短路电流的理论计算值与实际值存在一定差异，理论计算值应保留一定裕度，按小于断路器遮断电流2 kA选取。

3 短路电流分析

基于云南电网2022年枯大方式基础数据，根据以上计算条件，采用PSD-SCCP软件[6]计算220 kV及以上母线单相、三相短路电流：

3.1 500 kV母线单相、三相短路电流

考虑新能源投产前后对500 kV母线短路电流的影响，对其进行全面计算，部分结果见表2所示。

表2 短路电流超过40 kA的500 kV母线（单位：kA）

由表2可知，“8+3”新能源投产后，500 kV母线短路电流超过40 kA的变电站共有14座，其中七甸、厂口500 kV母线短路电流接近/超过开关的额定遮断电流48 kA，建议更换相应开关，其余场站500 kV母线短路电流离额定遮断电流还有较大裕度；此外，“8+3”新能源投产后，500 kV母线短路电流均有所增加，其中仁和、曲靖、红河变短路电流增幅最大，这是由于该地区新能源增加较多，在故障期间注入了较多的短路电流，从而导致短路点短路电流水平上升。

3.2 220 kV母线单相、三相短路电流

考虑新能源投产前后对220 kV母线短路电流的影响，对其进行全面计算，部分结果见表3所示。

表3 短路电流超过40 kA的220 kV母线（单位：kA）

由表3可知，“8+3”新能源投产后，220 kV母线短路电流超过40 kA的变电站共有17座，其中黄坪、通宝、红河、墨江、砚山220 kV母线单相短路电流超过开关的额定遮断电流48 kA，建议在主变加装中性点小电抗；此外，黄坪220 kV母线三相短路电流超过开关的额定遮断电流48 kA，建议大理-黄坪电磁环网断环运行；再者，“8+3”新能源投产后，220 kV母线短路电流均有所增加，其中曲靖、天星、喜平变短路电流增幅最大。

采取主变加装中性点小电抗限制措施后部分变电站计算结果见表4所示：

表4 加装小电抗后部分220 kV母线短路电流（单位：kA）

此外，由于黄坪变与周边500 kV变电站保持了500/220 kV电磁环网，造成三相短路电流也达到48 kA，需要断开部分电磁环网降低短路电流。

综上，采取上述短路电流限制措施后，所有场站220 kV母线短路电流均小于开关的额定遮断电流48 kA，短路电流水平满足安全运行要求。

3.3 新能源接入对短路电流的影响

新能源在故障情况下向电网注入短路电流，从而导致短路点短路电流水平上升。为进一步研究新能源接入对短路电流的具体影响，下面以文山天马山风电为例进行分析：

文山天马山风电装机容量250 MW，以1回220 kV线路接入500 kV天星变，升压站预置2台150MVA主变（其中一台主变中性点接地），考虑天马山风电不断增加容量对短路电流影响，每次增加125 MW风机与150MVA升压变（保持一台主变中性点接地），则天马山风电不同容量下计算结果见表5所示：

表5 不同容量下天星220 kV母线短路电流（单位：kA）

由上表可知，天马山风电每增容125 MW，天星变220 kV母线单相短路电流对应增加约0.06 kA、三相短路电流对应增加约0.26 kA，单相短路电流与三相短路电流均呈线性增加趋势，且三相短路电流增幅大于单相短路电流增幅。

为进一步研究新能源机组模型对短路电流的影响，考虑将天马山风电等容量替换为光伏，升压站主变采用相同容量和型号以确保接入阻抗相同，则光伏同等容量下计算结果见表6所示：

表6 光伏同等容量下天星220 kV母线短路电流（单位：kA）

由上表可知，将天马山风电依次等容量替换为光伏，光伏每增容125 MW，对应增容1台150MVA主变，天星变220 kV母线单相短路电流对应增加约0.06 kA、三相短路电流对应增加约0.24 kA，单相短路电流与三相短路电流均呈线性增加趋势，且三相短路电流增幅大于单相短路电流增幅。

通过表5与表6对比分析可知，同等容量的风电和光伏接入，对天星变220 kV母线短路电流的助增作用相近。

4 结束语

本文针对云南“8+3”新能源规划项目，结合当前电网短路电流较高的突出问题，开展了“8+3”新能源规划投产前后的短路电流对比分析，研究了新能源机组容量和模型对短路电流的具体影响，得出以下结论：

1）新能源机组接入对所有场站500 kV和220 kV母线单相、三相短路电流均有助增作用，且集中接入的场站短路电流增幅最为明显；

2）短路点短路电流的大小与近区新能源机组的容量近似呈线性关系；

3）同等容量的风电和光伏接入同一并网点，对短路点短路电流的贡献相近；

4）对短路电流接近/超过断路器额定遮断电流的场站提出了合理的限制措施，对保障“8+3”新能源投产后电网安全稳定运行和后续新能源规划接入具有一定指导价值。