新能源风电并网对配电网运行风险的影响探讨

引言：

全球范围内新能源装机容量快速增长，风电在能源体系中的占比显著提升，中国作为风电发展的重要市场，其并网规模已位居世界前列，风电出力的随机性和反调峰特性使得配电网的潮流分布、电压调节和保护逻辑变得更加复杂。传统配电网的设计与运行方式主要基于确定性负荷和电源，难以适应高比例风电并网带来的不确定性。风电并网还可能引发谐波污染、频率偏差等问题，进一步加剧了配电网的运行风险，深入研究风电并网对配电网的影响机理，对于保障电力系统安全、推动能源转型具有重要意义。

1.研究新能源风电并网对配电网运行风险的必要性

1.1 风电出力波动性导致配电网电压越限风险加剧

研究新能源风电并网对配电网运行风险的必要性尤为突出，尤其是风电出力波动性导致的电压越限风险加剧问题，风电出力具有显著的间歇性和随机性，其功率波动范围可达额定容量的 30% 以上，且短时波动率可能超过 10% /分钟，此特性会通过馈线潮流反向注入配电网，引发电压偏差甚至越限。配电网电压允许偏差通常为标称电压的 15% ，而风电并网点的电压波动可能达到 ±10% ，严重时引发过电压或欠电压问题，威胁设备绝缘安全并导致保护装置误动作，风电渗透率的提高会进一步放大电压调节难度，尤其在弱电网条件下（短路比SCR ^<3 ），系统阻抗较大，风电功率波动引发的电压跌落或骤升现象更为显著[1]。风电场并网可能导致PCC点（Point of Common Coupling）电压波动幅度增加 2%～8% ，且分布式风电的分散接入会引发多节点电压协同越限风险，量化分析风电波动性与配电网电压安全的耦合机理，评估其时空分布特性对电压合格率、电压不平衡度等关键指标的影响，成为保障配电网可靠运行的理论基础和工程亟需。

1.2 高比例风电接入引发配电网继电保护误动作

高比例风电接入对配电网继电保护系统的可靠性构成严峻挑战，风电并网改变了配电网传统的单电源辐射状结构，形成多源协同供电模式，导致短路电流分布特性发生显著变化。风电逆变器的弱馈特性（短路电流贡献通常仅为额定电流的 1.2\~2 倍，远低于同步发电机的6\~8 倍）使得传统过电流保护灵敏度下降，可能导致保护拒动，风电出力波动性（如10 分钟内功率波动超过 30% ）会引发电网潮流方向频繁改变，使方向性保护（如方向过电流保护、纵联保护）因误判功率方向而误动作[2]。风电并网点的故障电流谐波含量可能高达 15%～20% ，且含有大量衰减非周期分量，导致基于工频量的距离保护、差动保护测量误差增大（误差范围可达 10%～30%) ），高比例风电接入对电流保护、方向保护、距离保护等关键继电保护元件动作特性的影响机理，量化评估风电渗透率、接入位置、控制策略等因素对保护正确动作概率的影响，是保障新型电力系统安全稳定运行的重要研究。

1.3 分布式风电并网带来的配电网谐波污染

分布式风电并网带来的谐波污染问题对配电网电能质量构成严峻挑战，现代风力发电系统普遍采用电力电子变流装置，其非线性特性会在并网过程中产生丰富的谐波频谱，包括特征谐波、间谐波和高频谐波分量。这些谐波成分通过配电网络传播，导致电压波形畸变和电流谐波污染，严重影响电网供电质量，风电变流器的调制方式和控制策略会直接影响谐波的频谱分布特性，而多台风电机组的并联运行可能引发谐波叠加或谐振现象，进一步恶化谐波污染程度。谐波电流在配电线路阻抗上产生的谐波压降会导致电压波形失真，影响敏感负荷的正常运行，风电出力的随机波动性使得谐波污染呈现时变特征，传统谐波抑制方法面临新的适应性挑战，谐波污染还会引发电网设备的附加损耗和异常发热，加速绝缘老化过程，降低设备使用寿命。

2.风电并网技术对配电网风险的调控作用

2.1 双馈风机无功补偿能力改善配电网电压稳定性

风电并网技术中双馈感应发电机（DFIG）的无功补偿能力对配电网电压稳定性具有显著的调控作用，双馈风机通过转子侧变流器（RSC）和网侧变流器（GSC）的协同控制，可在不依赖外部无功补偿装置的条件下实现动态无功功率的快速调节，从而有效抑制配电网因风电波动性引发的电压偏差问题。其无功支撑能力主要取决于变流器的容量裕度与控制策略，通常可在额定容量的 ±30% 范围内提供连续可调的无功输出，通过调节励磁电流的相位与幅值，实现功率因数在容性与感性区间的灵活切换，双馈风机的低电压穿越（LVRT）功能可主动注入无功电流以支撑母线电压，抑制电压骤降的传播范围，其响应时间可达毫秒级，显著优于传统同步调相机或SVC等静态补偿设备，基于矢量控制的解耦策略使得双馈风机能够独立调节有功与无功功率，在参与电网电压调节时不影响最大功率点跟踪（MPPT）运行，这种四象限运行特性通过改善系统无功平衡，有效缓解了高比例风电接入导致的电压波动与闪变现象，提升了配电网对间歇性可再生能源的消纳能力。

2.2 虚拟同步机技术抑制风电并网引起的频率波动

虚拟同步机技术（Virtual Synchronous Generator, VSG）通过模拟同步发电机的机电暂态特性，有效缓解了风电并网对配电网频率稳定性的冲击，风力发电的间歇性和电力电子变流器的快速响应特性，传统风电机组缺乏同步发电机的自然惯量支撑，导致系统在功率突变时频率调节能力下降，易引发频率越限或振荡问题。VSG的核心控制策略在于通过虚拟转子运动方程重构惯量响应机制，其控制环路通常包含虚拟惯量环节、阻尼环节以及功率同步环节，其中虚拟惯量参数决定了系统对频率变化的惯性支撑强度，而阻尼系数则影响动态过程的收敛速度[3]。当电网频率发生偏差时，VSG通过调节变流器的有功输出，模拟同步发电机的功角特性，从而提供快速的频率支撑，抑制频率的初始跌落并减缓后续振荡过程，VSG的功频下垂控制特性使其能够参与系统的初级频率调节，其调节能力取决于设定的下垂系数和运行点的动态范围，在弱电网或高风电渗透率场景下，VSG的电压源型控制模式还可通过调节无功功率输出辅助电压稳定，进一步降低频率与电压的耦合风险。VSG的引入不仅改善了风电机组自身的频率响应能力，还通过虚拟同步转矩抑制了系统机电振荡模式，提升了配电网在风电波动下的整体鲁棒性，借助电力电子控制算法的创新，在无需附加硬件的情况下实现了与传统同步发电机类似的动态行为。

2.3 风电集群聚合建模提升配电网调度控制精度

先进的电力电子装置、柔性交流输电系统（FACTS）以及动态无功补偿装置（SVG/SVC）等，有效缓解了配电网因风电随机性和波动性导致的电压波动、频率偏差及谐波污染等问题。基于双馈感应发电机（DFIG）和永磁直驱风机（PMSG）的并网逆变器采用矢量控制与虚拟同步机（VSG）技术，能够实现有功-无功解耦调节，从而提升系统的暂态稳定性，低电压穿越（LVRT）和高电压穿越（HVRT）能力的增强，显著降低了风电脱网风险，确保了配电网在极端工况下的连续供电可靠性，通过引入基于模型预测控制（MPC）和自适应鲁棒控制的并网策略，风电场的动态响应特性得以优化，进一步抑制了因功率突变引发的母线电压闪变与潮流反向问题。

在风电集群聚合建模方面，基于等效惯量中心（COI）的多机聚合方法结合动态等值算法将分散的风电机组表征为具有统一外特性的虚拟电厂（VPP），大幅提升了配电网调度端的状态估计精度。此类模型通过考虑尾流效应、风速时空相关性及机组故障耦合等因素，构建了涵盖机电暂态与电磁暂态的多时间尺度仿真框架，使得调度系统能够更精准地预测集群出力区间并优化备用容量分配。进一步地，基于分布式模型预测控制（DMPC）的协同调度策略，通过解耦集群内各子系统的动态约束，实现了配电网有功-无功的协同优化，有效降低了网损并改善了节点电压合格率，结合宽频域阻抗重塑技术，聚合模型还能准确反映风电集群与配电网间的谐波交互作用，为抑制次同步振荡（SSO）和高频谐振提供了理论依据，风电并网技术与集群聚合建模的协同应用，从源端特性优化与系统级调控两个维度提升了配电网对不确定性风险的抵御能力。

3.风电并网风险防控的具体工程措施

3.1 配置 10kV/380V电压分层协调控制装置

在风电并网风险防控体系中，配置 10kV/380V电压分层协调控制装置是保障电网安全稳定运行的关键技术措施，该装置采用分层分布式控制架构，实现高压配电网与低压配电网络的协同优化运行，通过自适应电压无功协调控制策略，动态平抑风电功率波动引起的电压偏差。在10kV电压等级侧，装置与静止无功补偿装置、有载调压变压器构成闭环控制系统，基于实时采集的并网点电气参数，自动识别电网运行状态，智能切换电压调节模式，当系统检测到电压越限风险时，可快速触发多级无功补偿与变压器分接头联动调节机制[4]。

在380V低压配电层面，装置与分布式电源逆变器、智能断路器等设备组成协同保护体系，采用先进的孤岛检测算法，通过多特征量融合判断技术确保在电网异常工况下准确执行反孤岛保护动作，控制系统硬件采用高性能多核处理器架构，支持标准化通信协议，实现与上级调度系统的实时数据交互，并协调自动电压控制系统与风电场有功无功调节系统的控制指令。针对风电出力不确定性带来的电压波动问题，装置内置智能预测控制模块，结合风电功率预测与负荷特性分析，动态优化无功补偿策略，同时基于电网实时运行状态进行电压灵敏度计算，自动调整电容器组投切方案，在系统保护方面，装置集成零序电压保护功能，配合中性点接地装置实现单相接地故障的快速隔离，并配置过电压抑制单元，有效防范操作过电压和谐振过电压风险，装置具备多目标优化控制能力，兼顾电压质量、网络损耗和设备运行寿命等指标，其控制参数具备在线自适应调整功能，能够适应不同电网结构变化和风电渗透率水平，确保系统电压稳定在国家标准规定的范围内，整套系统通过分层协调控制策略。

3.2 加装并网点电能质量在线监测终端

加装并网点电能质量在线监测终端采用模块化设计架构，集成高速采样、实时分析及智能诊断功能，对并网接口处的关键电能质量指标进行全方位监测，监测系统基于IEC标准构建评估体系，持续采集电压偏差、频率波动、谐波含量、三相不平衡度、电压暂降与闪变等核心参数，通过数字信号处理技术实现工频量与非工频量的同步测量。终端配备高精度同步采样单元，采用锁相环技术确保采样时钟与电网频率严格同步，结合快速傅里叶变换算法实现谐波与间谐波的频谱分析，能够准确识别次同步振荡特征分量，系统应用滑动窗口统计方法和趋势预测算法，对监测数据进行实时特征提取与异常检测，当识别到波形畸变或暂态扰动时，自动触发高速录波功能，完整记录事件发生前后的电气量变化过程。

终端硬件采用工业级嵌入式处理器，配置多通道隔离采集模块，支持电压电流信号的高阻抗输入与光电隔离，确保强电磁环境下测量精度不受影响，通信接口遵循智能电网通信规约，实现与风电场监控系统及调度主站的双向数据交互，通过标准化通信协议上传实时监测数据与事件报告，系统软件平台集成电能质量综合评估模块，依据国家标准对各项指标进行分级预警，并生成符合电能质量监测导则要求的统计报表，针对风电并网特有的电能质量问题，终端特别强化了对宽频域振荡的监测能力，采用改进的Prony算法进行模态分析，有效识别由电力电子设备相互作用引发的谐振风险，终端具备数据本地存储与远程召测功能，支持历史数据回溯与典型事件分析。

3.3 改造配电网馈线自动化FA系统逻辑判据

改造配电网馈线自动化（FA）系统逻辑判据通过优化FA系统的故障定位、隔离与恢复（FLISR）逻辑，结合风电出力波动特性与配电网拓扑结构，采用自适应重合闸策略与多源信息融合技术，确保在风电渗透率较高场景下快速准确识别故障区段。引入基于时序电流差动保护与电压暂态特征的综合判据，结合分布式电源（DG）反孤岛保护协同机制，避免因风电间歇性导致误动或拒动，采用动态阈值调整技术，根据风电出力实时变化调整过电流保护定值，并嵌入暂态稳定裕度评估模块，确保故障切除时间与系统暂态过程相匹配[5]。

在馈线分段策略上，依据风电接入点的短路容量贡献度优化分段开关布置，采用方向性过流保护与阻抗保护复合判据，解决风电馈入导致的潮流双向化问题，升级FA系统的通信架构，依托IEC 61850 标准实现保护装置与风电场站PMC（功率管理控制器）的快速信息交互，借助GOOSE报文传输故障信号与控制指令，缩短故障隔离时间至百毫秒级。针对高比例风电接入引发的电压波动，在FA逻辑中集成动态电压恢复（DVR）触发条件，当监测到并网点电压跌落超过0.3pu时自动启动馈线重构。为应对风电爬坡事件对保护选择性的影响，在逻辑判据中引入du/dt与df/dt联合检测算法，区分故障暂态与风机功率骤变，同时嵌入神经网络预测模块，基于历史风速与出力数据预判引发的保护冲突。

结语：

新能源风电的大规模并网是能源低碳化发展的必然趋势，但其对配电网运行风险的影响不容忽视，本文通过分析风电并网对配电网电压、保护、电能质量等方面的潜在影响，揭示了其中存在的技术挑战，随着风电渗透率的进一步提高，配电网需要在规划、运行和控制策略上不断创新，以应对新能源并网带来的不确定性，加强技术研究、优化电网结构、完善标准体系，可以有效降低运行风险，推动风电与配电网的协调发展，为实现“双碳”目标提供有力支撑。

参考文献：

[1]刘聪. 新能源发电并网对配电网电能质量的影响及控制研究 [J]. 电力设备管理, 2024,(23): 98-100.

[2]潘美君,朱红梅. 新能源风电并网对配电网运行风险的影响研究 [J]. 微型电脑应用,2024, 40 (01): 213-216.

[3]冯磊,郑劲松. 计及新能源风电波动性的配电网损耗计算研究 [J]. 微型电脑应用, 2023,39 (11): 134-137.

[4]张旺,吴雪,徐佳琪,等. 含新能源风电接入的配电网电能质量研究 [J]. 微型电脑应用,2023, 39 (03): 91-95.

[5]宋昌军. 新能源发电并网对配电网运行的影响及