风电并网对乌兰察布电网电能质量的影响与分析

邬立新

（内蒙古乌兰察布电业局，内蒙古 乌兰察布 012000）

风力发电在我国已经成为很重要的可再生能源。现阶段我国绝大多数风电场都是接入电网运行，随着风力上网电量的增加，风电的电能质量日益受到关注，风电场的电能必须要满足电力系统的电能质量要求，而衡量电能质量的主要指标通常为电压谐波、三相电压不平衡度、频率偏差等，因此有必要从电压谐波、三相电压不平衡度、频率偏差等 3个方面来测试风电场的电能质量。

风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，可能影响电网的电能质量，如电压偏差、电压波动和闪变、谐波等。电压波动和闪变是风力发电对电网电能质量的主要负面影响之一。另外，风电机组中的电力电子控制装置如果设计不当，就会向电网注入谐波电流，引起电压波形发生不可接受的畸变，并可能引发由谐振带来的潜在问题[1]。

本文通过乌兰察布电网的工程实例对风电场并网的各种电能质量问题进行了分析，并根据国家相关标准，对电能质量的分析方法进行了说明，提出相应的建议和措施。

1 系统概况

以乌兰察布地区风电场为研究对象。乌兰察布位于内蒙古自治区的中部，平均风速5.0～6.5m/s，年平均风能功率密度 150～200W/m2，年平均可利用小时数约 4000～7800h，年最长连续无有效风速小时数小于 100h，风能丰富区和较丰富区面积大，分布范围广，且具有稳定度高，连续性好的风能品味，无破坏性台风和飓风，具备大规模开发风电的自然条件。

目前，共有26座风电场接入乌兰察布电网，总装机容量达243.115MW，经乌兰察布电业局所属10座变电站并网送电。其中，经乌兰察布电业局德胜220kV变并网的风电场共有5座风电场。其风力发电场并网接线图如图1所示。

图1 德胜变风电场并网接线图

其中，京能风场装机100.5MW，华电风场装机121.5MW，北方龙源风电场装机 89.5MW，京能国际察右中风电场装机 99.5MW，汇通能源展成风电场装机48MW。

经乌兰察布电业局高顺220kV变并网的风电场共有两座风电场，其风电场并网接线图如图2所示。

图2 高顺变风电场并网接线图

其中，草垛山风电场装机68.5MW， 大唐风电场装机88MW。

2 测试结果

本次测试测量设备采用国电中科电气有限公司生产的电能质量在线监测装置，测试对象为经德胜变德化线并网的华电风电场及经高顺变高唐线并网的大唐风电场。

综上所知，德华风电场220kV母线谐波电压畸变率最大值为 1.017%，低于国家标准限值 2%；三相电压不平衡度 0.733%，低于国家标准限值 2%；实测频率为 49.97Hz，偏差 0.03Hz，低于国家标准限值0.2Hz;但是电压波动为9.216%，高于国家标准限值7%，超标24.6%；长时闪变值为0.48～0.54均小于《电能质量电压波动和闪变》（GB 12326-2008）标准要求0.8。母线谐波电压畸变率及短时、长时闪变数据见表 1、表 2，母线三相电压/电流实时波形及各次谐波最大值频谱图如图3图4所示。

表1 德华风电场220kV母线谐波电压畸变率

表2 德华风电场220kV母线短时、长时闪变

图3 德华风电场220kV母线三相电压/电流实时波形

图4 德华风电场220kV母线三相电压/电流各次谐波最大值频谱图

综上所知，高唐风电场110kV母线谐波电压畸变率最大值为 1.063%，低于国家标准限值 2%；三相电压不平衡度 0.731%，低于国家标准限值 2%；实测频率为 49.95Hz，偏差 0.05Hz，低于国家标准限值0.2Hz;但是电压波动为7.203%，高于国家标准限值7%，超标20.3%；长时闪变值为0.54～0.60均小于《电能质量电压波动和闪变》（GB 12326-2008）标准要求0.8。母线谐波电压畸变率及短时、长时闪变数据见表 3、表 4，母线三相电压/电流实时波形及各次谐波最大值频谱图如图5图6所示。

表3 高唐风电场110kV母线谐波电压畸变率

表4 高唐风电场110kV母线短时、长时闪变

图6 高唐风电场110kV母线三相电压/电流各次谐波最大值频谱图

3 存在的问题

通过以上实测数据，可以看出谐波含量、三相电压不平衡度及频率偏差、长时闪变均不超标，但是电压波动明显超标。探究其超标原因如下。

1）风电场距离负荷中心较远，如华电风电场到德胜变的距离约16km，大唐风电场到高顺变的距离约25km，大规模的风力发电无法就地消纳，需要通过输电网远距离输送到负荷中心。大量风电功率的远距离输送往往会造成线路压降过大，并网风电场含有的大量的异步电机吸收的无功功率及电网线路的无功损耗增大，同时并联的电容器组的无功功率反而减小。因此，并网风电场的无功不足，使得局部电网的电压稳定性受到影响、稳定裕度降低。

2）风电机组所接入系统的网络结构对其引起的电压波动和闪变也具有较大影响。风电场公共连接点的短路比和电网线路的电源阻抗电感和电阻比（X/R）是影响风电机组引起电压波动和闪变的重要因素。合适的X/R值可以使有功功率引起的电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉，从而使总的平均闪变值有所降低。

3）风力发电机组大多采用软并网方式，但在起动时仍会产生较大的冲击电流。再加上风电机组的一些固有特性，如风剪切、塔影效应、叶片重力偏差以及偏航误差和风速的波动等，也会造成风电场的电压波动，进而引发可察觉的电压闪变。

4 提高电能质量的措施

针对存在的问题及原因探究，故建议采取如下措施来提高电能质量，抑制过大的电压波动。

1）提高风力的可预测性。并网后的电压波动问题是风力的间歇性引起输出功率的波动而造成的。因此，通过预测风力，可以改善电压质量问题。具体手段：①根据风电场的可靠历史数据，综合评估风电场的电量输出，提高风电的保证系数；②利用附近气象站的预报数据，预测风电场出力的变化，提高风力发电的可预见性。

2）并网风电机组引起的电压波动与线路X/R比是非线性关系，当对应的线路阻抗角设定在 60°～70°时，电压波动和闪变最小。

3）采用无功补偿装置。减小电压波动量能有效抑制电压闪变，主要方法：①装设静止无功补偿器（SVC）。风电并网对电网造成的电压波动及闪变，具有冲击性负荷的特点。而SVC可以迅速地按负荷的变化而改变无功功率输出的大小和方向，调节或稳定系统的运行电压；②通过改变系统的供电方式、提高供电电源的电压等级、串联电抗器等措施来提高系统的电抗[3]。

5 结论

为了使电网有效地接纳风电，理解风电与电网之间的相互影响非常重要。本文针对乌兰察布风电并网存在的电压质量问题，提出了采用提高风力预测、改进系统阻抗及设定、装设SVC等措施来改善电压质量问题。但仍需进一步研究和完善合理有效地电能质量控制措施，对进一步改善风电场的电能质量提供依据，以使风电场和电网稳定运行，从而最大限度利用风力资源。

[1]王承煦.风力发电[M].北京:中国电力出版社,2003.

[2]韩鹏.浅谈电能质量[J].科学观察,2008(1):51-53.

[3]孙淑琴.电压波动与闪变[M].北京:中国电力出版社,1998.