风电场并网电能质量分析与实例分析

柳永妍，乐健，高鹏，周武

（1.武汉大学 电气工程学院，武汉430072；2.国家电网北京市电力公司，北京100031）

0 引 言

风力发电凭借其绿色环保、资源丰富、开发周期短等优点成为了绿色能源开发利用的重要方向［1］。风电产业的大力发展，使得风电场装机容量及其在电网中所占的比例急剧增加。由于我国大多数风电场都是直接接入电网运行，并网设备基本由大容量电力电子设备构成［2］，同时风速的随机性和波动性使得风电场并网在给电网带来清洁能源的同时也给电网的电能质量造成了一定的负面影响［3-4］。电能质量的降低将造成电能生产、传输和使用的效率降低，使得电器设备过热、振动和绝缘损坏，引起继电保护和自动装置的误动作［5］。为评估风电场接入对电网电能质量的影响程度，并基于此采取相应的电能质量解决措施，在制定风电场接入规划方案时，进行风电场的电能质量评估是非常关键且必不可少的环节［6］。

文献［7-8］根据各监测地点的电能质量优劣，采用概率统计和模糊数学相结合的方法对风电场电能质量进行模糊综合评估，其评估针对于全部电能质量分析指标，为针对单独指标进行逐一分析。文献［9］利用DSP在监测风电质量的同时，根据风速预测调整功率输出，改善电能质量。文献［10］提出一种电网电压无功协调控制策略根据风电场并网点的电压偏差动态调整风电场无功输出，从而温度接入地区电压，提高电能质量。文献［11］提出一种理想解法构造各电能质量指标的最优解和最劣解，以这两个解作为评估电能质量的基准。该方法更易于区别被评估的分布式发电系统电能质量的优劣。

文章依据国家相关电能质量标准，给出了电压偏差、谐波电压和电流、电压波动和闪变等电能质量问题评估指标及指标计算方法，详细说明了进行风电场电能质量评估时所需要的数据和计算方法。以对某风电场电能质量评估为实例说明了上述计算方法的具体实现步骤，并进行了不同风电场接入方案下的电能质量影响的比较。

1 电压偏差

GB/T 12325-2008《电能质量 供电电压允许偏差》［12］中定义电力系统供电电压允许偏差为供电系统在正常运行条件下，某一节点的实测电压与系统标称电压之差对系统标称电压的百分数。

风电场在启动时，需要从电网吸收大量的无功，在并网的瞬间将产生额定电流2～3倍的冲击电流，造成电网电压降低；风电场在运行过程中会消耗一定的无功功率，导致运行过程中的电压偏低，无功补偿设备来调节风电场并网点的电压水平，但当风电场脱网时，无功补偿手段将引起电网电压的上升［13］。

电压偏差过大对电气设备和电力系统造成危害主要体现在：

（1）对电气设备的危害。

当电压偏离额定电压较大时，供电设备的运行效率降低，可能由于过电压或者过电流而损坏，而风电场通常位于负荷中心较远的地区并且其装机容量远小于传统发电机组，对负荷中心用电设备的影响不大，但会影响风电场自身的电气设备。

（2）对电力系统的危害。

系统运行电压低于额定电压，输电线路的功率极限大幅度较低，造成系统频率不稳定，严重时可能导致电力系统频率崩溃，造成系统解列。同时，电压偏差也会对电力系统的经济性造成影响，当线路的输送功率一定时，电流与运行电压成反比，有功损耗与电流平方成正比。因此，系统电压偏低将造成电网有功损耗以及电压损失增大；系统电压偏低将使得超高压电网的电晕损耗增大。这些都不利于电力系统的经济运行。

国家标准GB/T 19963-2011《风电场接入电网技术规定》［14］中对风电场并网对电压偏差的影响进行了限制。风电场并网连接点电压的正、负偏差的绝对值之和不得超过额定电压的10%，正常运行方式下，电压偏差应在标称电压的-3%～+7%范围内。

电压偏差的计算需要通过对多组连续测量的电压有效值取平均值，对电压有效值的测量时间应为10个周波，并且每个测量的时间窗口应该与紧邻的测量时间窗口接近而不重叠。

电压偏差的计算由下式给出：

式中Ure为多组连续测量的电压有效值的平均值；UN为测量系统的标称电压。

国家标准GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》中提出风电场安装的风电机组应满足在功率因数超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。且应考虑表1中给出的风电机组典型出力情况对风电场电压偏差情况进行评估。

表1 风电场典型出力情况Tab.1 Typical output conditions of wind farm

2 谐波电压和电流

对于风电机组而言，谐波电流主要来源于风电机组中的电力电子装置动作。对于定速风力发电机，连续运行过程中没有电力电子装置的参与，谐波电流很小。而当机组处于投切操作时，软并网装置处于工作状态而产生谐波电流。对于变速风电机组而言，需要采用大容量的电力电子装置，且该装置始终处于工作状态，因此需要着重考虑变速风电机组的谐波注入问题。

风电场的谐波特性具有复杂性和分散性，同一风电场各机组的地理位置上的分布具有分散性，各机组所处位置的风力、风向均有不同，各机组产生脆弱的谐波电流具有随机性和波动性。通常风电机组产生的谐波频谱较宽，但升压变压器对3及3的倍数次谐有较大的衰减，同时当存在有多台机组运行时，各风机出力及其控制方式的不同也会抵消部分偶数次谐波［15］。

谐波将缩短旋转电机和变压器的使用寿命，增加输电线路上不必要的附加损耗，更多的情况下将引起系统中电容电感的谐振，使系统产生过电压并引起继电保护装置的误动作，严重时将影响电力系统的正常运行［16］。

国家标准GB/T 19963-2011《风电场接入电网技术规定》和GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》［17］给出了用户注入的谐波电流和母线谐波电压含油量的限制指标，例如规定标称电压为110 kV的公用电网，谐波电压总谐波畸变率限值为2%；谐波电流测量值不得高于根据国标换算得到的公共连接点的谐波电流允许值。

谐波问题评估计算主要关注各次谐波电流是否超过谐波电流允许值以及并网点电压总谐波畸变率是否超过谐波电压限值。

风电场的谐波电流测量值应根据风电场使用的风电机组谐波测量值计算得出，计算公式为：

式中P∑为风电场的装机容量，MW；Pi为单台风力发电机的装机容量，MW；n为风电场中的风电机组台数；Ii为某一型号风电机组谐波电流测量值，通常以额定电流的百分比给出；UN为公共连接点标称电压，kV。

通过将计算所得的谐波电流测量值与谐波电流允许值相比较进行风电场接入时的谐波电流评估。

国家标准GB/T 14549-1993《电能质量 公共电网谐波》给出了各标准电压、基准短路容量下注入公共连接点的谐波电流允许值，谐波电流允许值得计算应针对公共连接点的最小短路容量，因此需要根据下式进行修正：

式中Sd1为公共连接点的最小短路容量，MVA；Sd2为基准短路容量，MVA；Ihp为按基准短路容量计算的注入公共连接点的h次谐波电流允许值，A；Ih为按公共连接点最小短路容量计算的h次谐波电流允许值，A。

通常情况下，风电场仅为公共连接点上的一个用户，考虑公共连接点包含多个用户时，其各次谐波电流允许注入值为：

式中Si为第i个用户的协议容量（这里指风电场的额定容量），MVA；St为公共连接点的供电设备容量（这里指公共连接点变压器容量），MVA；FHV为公共连接点高压谐波源的同时系数（通常取值为1）；α为相位叠加系数，由表2给出。

表2 谐波相位叠加系数Tab.2 Superposition coefficient of harmonic phase

文章为减少谐波电压的测量，直接通过前面测得的谐波电流值利用下式获得谐波电压含有率：

式中 UN为系统标称电压，kV；Ih为第h次谐波电流，A；Sl为公共连接点的三相短路容量，MVA。总谐波电压畸变率由各次谐波电压含有率计算得到。

3 电压波动和闪变

电压波动是指一系列电压变动或工频电压包络线的周期性变化，闪变是人眼感受到照明灯光亮度波动的主观感觉，定义为电压波动对照度的影响。风电场并网时，由于出口电压一定，输出的功率会随风速等因素的变化和变化，使得有功电流和无功电流也随之发生变化，进而导致电压的波动和闪变。

国家标淮GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》和GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》［18］中给出了不同电压等级公用电网的电压波动和闪变指标限值。对于标称电压为110 kV的公用电网，对电压变动频度较低（100＜r≤1 000次/h）的波动负荷，其在电力系统公共连接点产生的电压波动限值为1%；对于标称电压为110 kV的公用电网，在系统正常运行的较小方式下，电力系统公共连接点长时闪变限值为1；规定标称电压为110 kV和220 kV的公用电网，在系统正常运行的较小方式下，电力系统公共连接点长时闪变限值为0.8。

相对电压波动应在最小运行方式下按下式进行计算：

式中Sn为风电机组的额定视在功率，MVA；Sk为电网公共连接点短路视在功率，MVA；ku（ψk）为电压变换系数，其值通过对切换运行工况下的闪变系数表进行线性差值获得。

针对风电场多台风电机组并网运行的情况，对电压闪变进行计算。在连续运行工况下，短时间闪变值与长时间闪变值相等：

式中 Pst∑和Plt∑分别为短时间闪变值和长时间闪变值；Sk为公共连接点短路视在功率，MVA；c（ψk，va）为给定公共连接点电网阻抗角ψk和给定现场风电机组轮毂高度的年平均风速va对应的风电机组的闪变系数；Sn，i为单台风电机组的额定视在功率，MW；Nwt为连接到公共连接点的风电机组台数。

由于风机组的出力存在随机性、间歇性和不可控性，在闪变分析当中，风电场的投入与切除运行对电网的影响更大［19］，因此在切换运行工况下，短时间闪变值和长时间闪变值需分别按下式进行计算：

式中 kf，i（ψk）为单台机组的闪变阶跃系数；N10，i为各台机组在10 min内切换运行的次数；N120，i为各台机组在120 min内的切换运行次数。

4 算例计算

4.1 风电场情况及接入系统方案

风电场70 m高度年平均风速为5.77 m/s，拟安装50台2 000 kW的WTG99型风力发电机组，总装机容量100 MW，年运行小时按1 819小时计，建成后，年发电量约18 191.1万千瓦时。

方案一：接入公共连接点220 kV线路，导线型号LGJ-240型钢芯铝绞线，长度为15公里。220 kV公共连接点母线年平均电网阻抗角为75.7°。

方案二：接入公共连接点110 kV线路，导线型号为LGJ-300型钢芯铝绞线，长度为15公里。110 kV公共连接点母线的年平均电网阻抗角为68.8°。

图1 风电场线路拓扑图Fig.1 Topological diagram of wind farm

4.2 电能质量评估

根据该风电场的实际数据对谐波、电压波形和闪变进行了计算分析，所得结果如表3所示。

表3 两种接入方案的谐波电流允许值和测量值Tab.3 Allowed values and measured values of harmonic current of two types of access

表3给出了两种不同电压等级的接入方式下谐波电流的允许值和计算值，结果表明110 kV接入方案中7、18、20、21、22、23、24、25次谐波电流值超标，而220 kV接入方案的谐波电流均达标。

表4给出了两种电压等级接入方案的谐波电压含有率和谐波电压总畸变率，由于国标规定标称电压为110 kV的公用电网，谐波电压总谐波畸变率限值为2%，由表中数据可以直观看出110 kV的接入方式不达标。

根据表5，可以看到，在切入风速时启动下110 kV母线接入方式超过了国标限值1.0%；在额定风速时启动，两种接入方式都超过国标限值1.0%。两种方案均不达标。

表6、表7分别给出了110 kV和220 kV接入方案下连续和切换运行工况下升压变母线和公共连接点母线的电压闪变。已知国标限制为1.0，两种方案都达到国家标准。

表4 两种接入方案的谐波电压含有率和谐波总畸变率Tab.4 HRU and THDU of two types of access

表5 两种接入方案下的电压波动Tab.5 Voltage fluctuation of two types of access

表6 110 kV接入方案下的电压闪变Tab.6 Voltage flicker of 110 kV access scheme

综合考虑各项指标，220 kV的接入方案明显优于110 kV的接入方案。但220 kV接入方案在额定风速时启动的电压波动超过国标限制。

表7 220 kV接入方案下的电压闪变Tab.7 Voltage flicker of 220 kV access scheme

5 结束语

文章就风电场接入电网运行引起的电能质量问题的评估方法进行了研究。依据国家标准给出了各项电能质量指标的限值和具体计算方法。结合某风电场的实际数据和两种接入系统方案，开展了电压波动与闪变，电流和电压谐波以及电压偏差的评估计算公式。结果显示110 kV接入方式在谐波电流、谐波电压总畸变率和电压波动上都超出国标限值，220 kV接入方案优于110 kV接入方案，但其在额定风速时启动的电压波动未能达标。