如何增强电网强度以减少新能源设备中的谐波？

增强电网强度的核心目标是提升电网的短路容量（或降低电网阻抗），从而减少新能源设备注入谐波后产生的谐波电压降，抑制谐波放大效应（尤其在弱电网中），最终降低谐波对新能源设备（光伏、风电、储能）的影响。电网强度通常用短路比（SCR，Short Circuit Ratio）衡量，SCR = 电网短路容量 / 新能源场站额定容量，SCR≥3 时视为强电网，谐波放大风险显著降低。

具体可通过电网结构优化、短路容量提升、并网规划优化、运行管理强化四大维度实现，每个维度需结合新能源并网特性，针对性解决 “阻抗过高、短路容量不足、局部谐波集中” 等问题：

一、电网结构优化：降低电网阻抗，提升抗扰动能力

电网阻抗是影响谐波放大的关键因素（谐波电压降 = 谐波电流 × 电网阻抗），通过优化电网拓扑和硬件，可直接降低并网点的等效阻抗，增强电网对谐波的 “承载能力”。

1. 升级输电线路：降低线路阻抗

增大导线截面：将新能源场站的并网线路从较小截面（如 120mm²）更换为更大截面（如 240mm² 或 400mm²），根据公式R=ρL/S（ρ 为电阻率，L 为长度，S 为截面积），截面积 S 增大可直接降低线路电阻 R，进而降低线路等效阻抗。

效果：以 10km 长的 10kV 线路为例，导线截面从 120mm² 增至 240mm²，线路电阻从 0.28Ω/km 降至 0.14Ω/km，总阻抗降低 50%，谐波电流在线路上产生的谐波电压降同步降低 50%，THDv（电压总谐波畸变率）可减少 0.5%~1%。

采用多回线路并联：在新能源场站与变电站之间建设 2 回及以上并联输电线路，根据并联电路阻抗公式Zeq=Z1/Z2/(Z1+Z2)，多回线路并联可显著降低总阻抗。

示例：某 100MW 光伏电站原采用 1 回 110kV 线路并网（阻抗 2.5Ω），新增 1 回并联线路后，等效阻抗降至 1.25Ω，短路比从 2.2（弱电网）提升至 4.5（强电网），5 次谐波电压含量从 1.8%（超标）降至 0.9%（合规）。

2. 接入更高电压等级电网：利用高电压等级电网的高短路容量

新能源场站若原接入低电压等级电网（如 10kV），可通过 “升压改造” 接入更高电压等级电网（如 35kV、110kV 或 220kV），更高电压等级的电网短路容量远大于低电压等级，能大幅提升 SCR。

原理：电网短路容量Sk=ZkUn2（Un为额定电压，Zk为电网等效阻抗），高电压等级电网的Un更高，且电网结构更复杂（多电源支撑），Zk更小，因此Sk远大于低电压等级。例如：10kV 配网的短路容量通常为 50~200MVA，而 110kV 电网的短路容量可达 500~2000MVA。

案例：某 50MW 风电场原接入 10kV 电网（短路容量 100MVA，SCR=2.0），谐波放大严重（THDv=3.8%）；经升压改造接入 110kV 电网（短路容量 800MVA，SCR=16.0）后，THDv 降至 1.5%，完全符合国标要求（110kV 电网 THDv≤2%）。

二、提升短路容量：增强电网的 “谐波承载基础”

短路容量是电网强度的核心指标，通过增加电网的电源支撑或无功储备，可直接提升并网点的短路容量，降低谐波放大风险。

1. 建设 / 升级变电站：增加局部电网的短路容量

在新能源集中并网区域，新建或升级变电站（如增加主变容量、新增主变台数），可直接提升该区域的电网短路容量。

措施：

若新能源并网点变电站原主变容量为 100MVA，可新增 1 台 100MVA 主变（并联运行），总容量增至 200MVA，短路容量同步提升约 1 倍；

若变电站主变型号老旧（如损耗高、阻抗大），可更换为低阻抗主变（如将主变短路阻抗从 10% 降至 8%），根据Sk∝1/Zk，阻抗降低 20%，短路容量可提升约 25%。

效果：某新能源基地并网点变电站原主变容量 200MVA（短路容量 600MVA），新增 1 台 200MVA 低阻抗主变后，短路容量升至 800MVA，该区域新能源场站的平均 SCR 从 2.5 提升至 3.3，谐波电压放大率从 1.8 倍降至 1.2 倍（放大率越低，谐波越不易超标）。

2. 加装同步调相机或 STATCOM：提供动态无功支撑

同步调相机、STATCOM（静止同步补偿器）等动态无功设备，虽不直接增加短路容量，但可通过快速提供无功功率（响应时间≤50ms），维持并网点电压稳定，间接增强电网对谐波的 “耐受能力”—— 尤其在新能源出力波动时，避免因电压骤降 / 骤升加剧谐波电流注入。

原理：新能源设备（如逆变器）在电压波动时，为维持输出功率，可能产生额外的谐波电流；动态无功设备稳定电压后，逆变器的谐波电流输出可减少 15%~30%。

应用场景：风电场、光伏电站集中的 “新能源富集区”，如某 200MW 光伏基地并网点加装 200Mvar STATCOM 后，电压波动范围从 ±5% 缩小至 ±2%，因电压波动导致的 3 次谐波电流增量减少 25%，THDv 降低 0.6%。

三、新能源并网规划优化：避免局部电网 “过载”，降低谐波集中风险

新能源集中接入单一电网节点，易导致局部电网短路比过低（“新能源主导电网”），谐波放大效应显著。通过合理规划并网布局，可分散谐波注入点，避免局部电网强度不足。

1. 分散并网：避免新能源集中接入同一节点

将大型新能源场站（如 200MW）拆分为多个小型场站（如 4 个 50MW），分散接入不同的电网节点（如不同变电站、同一变电站的不同母线），避免单一节点谐波注入过量。

示例：某地区原规划 1 个 200MW 光伏电站接入 A 变电站（短路容量 500MVA，SCR=2.5），THDv=3.6%；拆分为 4 个 50MW 电站，分别接入 A、B、C、D 四个变电站（每个变电站短路容量均为 500MVA，单站 SCR=10.0）后，各并网点 THDv 均降至 1.4%~1.6%，无超标现象。

2. 控制单一场站并网容量：确保 SCR 达标

新能源单一场站的额定容量，需与并网点电网短路容量匹配，通常要求单场站容量≤并网点短路容量的 15%（即 SCR≥6.7），最低不低于 SCR≥3（避免弱电网）。

规划方法：并网前先计算并网点的短路容量（通过电网公司获取），再确定场站最大允许容量。例如：并网点短路容量为 600MVA，则单一场站最大容量≤90MW（600×15%），若超 90MW 需分拆或接入更高电压等级电网。

风险规避：若单场站容量过大（如 100MW 接入短路容量 500MVA 的电网，SCR=5.0），虽 SCR≥3，但在新能源满发时，谐波电流占电网短路电流的比例仍较高，易引发电压畸变，需配合 APF 等谐波治理设备。

四、运行管理强化：动态监控与协同控制，维持电网强度稳定

电网强度会随新能源出力、负荷变化、电网拓扑调整而动态变化（如负荷低谷时，电网短路容量可能降低），需通过运行管理手段，实时监控并维持电网强度，避免谐波风险反弹。

1. 电网阻抗实时监测：掌握并网点强度变化

在新能源并网点安装 “电网阻抗监测装置”，通过注入小信号（如特定频率的测试电流）或基于运行数据计算，实时获取并网点的等效阻抗和短路比，当 SCR＜3 时触发告警。

应用：某风电场并网点监测显示，负荷低谷时（夜间）电网短路容量从 800MVA 降至 600MVA，SCR 从 8.0 降至 6.0（仍达标）；但当某条输电线路检修时，短路容量降至 250MVA，SCR=2.5（弱电网），此时运维人员可临时限制风电场出力（从 100MW 降至 80MW），使 SCR 回升至 3.1，避免谐波超标。

2. 新能源与电网协同控制：避免谐波叠加

建立 “新能源场站 - 电网调度” 协同机制，当电网强度降低（如 SCR 接近 3）时，调度中心可指令新能源场站：

降低出力（减少谐波注入总量）；

启用场站侧 APF/SVG 的 “增强补偿模式”（提高谐波抵消精度）；

调整逆变器控制参数（如增大阻尼系数），减少谐波电流输出。

案例：某电网在迎峰度夏期间，因多条线路重载，新能源并网点 SCR 从 5.0 降至 3.2，调度指令场站 APF 补偿容量从 50% 提升至 100%，同时限制光伏出力从 150MW 降至 120MW，最终 THDv 稳定在 1.8%（未超标）。

五、关键逻辑：增强电网强度与谐波治理的协同关系

需明确：增强电网强度并非直接 “消除” 谐波，而是通过降低电网阻抗、提升短路容量，减少谐波的 “放大效应” 和 “电压畸变”，其与主动谐波治理（如 APF、SVG）是 “系统基础” 与 “精准治理” 的互补关系：

强电网环境下，新能源注入的谐波电流在电网阻抗上产生的谐波电压降小，APF/SVG 只需较小补偿容量即可使 THDv 达标；

弱电网环境下，即使 APF 补偿部分谐波，剩余谐波仍可能因电网阻抗高而产生超标电压畸变，需先增强电网强度，再配合谐波治理设备。

审核编辑 黄宇