投产运行风电场电能质量检测分析及控制措施研究

杨耀武

（中国大唐集团有限公司 重庆分公司新能源事业部，重庆 408500）

0 引 言

近年来，新能源发电高速发展，风电装机成为电力能源中不可或缺的部分。风电的快速发展虽然为能源安全和环境安全做出了巨大贡献，但也给电网稳定运行带来了严峻的挑战。风能资源具有较强的波动性和间歇性。目前，风电场功率中长期预测准确率较高，但难以控制风速突变情况下的预测偏差，超短时预测存在较大误差，导致系统应对波动和实施负荷调整处于被动局面，严重影响了电力可靠性[1]。系统通过参数优化、功率跟踪、并网控制、无功补充以及储能技术等手段，提高了变速风力发电机组的可控性，但如何有效吸收大规模的间歇性能量仍然是一项紧迫的任务[2]。风能的波动与间歇性特征给风电场并网带来的不确定性会随着电网结构的改变而变化，尤其是风场设备老旧且电网容量变小时，风场电能质量差将导致风机拖网。如何在不更换风机及其控制系统的前提下保证风场安全可靠运行是本文研究的重点[1]。

1 电量质量指标

电压波动指电压有效值的快速变动或连续改变的现象。电压波动大小可由相对电压变动特性d来描述：

式（1）中，ΔU为线路首末端电压差，UN为线路额定电压。当风力发电机机组并网运行发电时，出线上的压降为：

式（2）中，P为线路有功功率损耗，Q为线路无功功率损耗，R为线路电阻，X为线路电抗，U1为线路首端电压。由式（2）可以看出，当风力发电机组并网运行时过程中无功功率波动时，出线电压会产生波动，从而引起系统电压波动。

闪变现象在风力发电机机组功率波动较大时产生，功率计算公式为：

式（3）中：P为有功功率；ρ为空气密度；A为风轮扫风面积；v为风速；Cp(λ,β)为风能利用系数，是叶尖速比λ和桨距角β的函数。

根据式（3）可知，风机机组有功功率与风速和空气密度有关，其中风速对风机有功功率影响最大。此外，塔影效应、尾流效应以及偏航误差等因素也会引起风机输出功率的波动。根据式（2）和式（3）可知，风电场功率变化会引起电压波动，并导致系统电压的波动。

2 风电场并网后对电能质量的影响

大规模风力发电对系统的影响非常复杂。大规模风力发电机组并网后，对系统无功功率的需求是造成电网电压稳定性下降的主要原因。当前技术下，风力发电机组采取的是直驱风机或双馈风机，其中双馈风机为异步发电机，并网发电过程在发出有功功率的同时需从系统吸收大量无功功率。如果在并网过程中风电场功率发生突变，将可能导致系统电压暂降，从而引发电能质量畸变和电压崩溃。当电网系统无穷大或电网无功功率充足时，小规模风电场并网运行对电网的冲击有限。但是，系统较为薄弱或大规模风电场发生功率突变时，小规模风电场并网运行将对电网的冲击较大。正常运行下，风电场并网提高了系统的静态电压稳定性，在系统结构或运行方式发生变化时，如电网强度、风力发电机组并网规模、风机类型、风机电压穿透能力以及系统无功补偿等因素变化时，都会引发系统电压暂降。其中，风力发电机组并网规模和系统无功补偿装置对并网电压稳定性影响最大。对于双馈风机发电机组而言，风能间歇性波动的不确定性和风电机组的运行特性使风电机组的输出功率发生波动，从而影响电网的电能质量，如电压偏差、波动、闪变以及谐波等[3]。

如果风电容量占电网总装机容量的比例很小，那么风电场并网运行对电网系统电能质量的影响较小。当前部分区域风电场并网接入的系统强度不足，尤其是西南电网与华中电网通过直流背靠背异步联网后，西南电网系统抵御扰动的能力变弱，使得风电场需要具备比以往更高的电能质量才能保证稳定并网[4]。

3 某风电场电能质量的检测分析研究

西南区域某50 MW级山地风电场的接入系统为110 kV，属于早期投产风电场，且其风机不具备低电压穿越功能。在风能间歇性波动时，系统电压常发生超过10%的暂降，造成风电场内风机的大面积脱网。为查明风机并网运行中引发系统电压波动的原因，指导后续防范措施，本文开展了风电场电能质量测试。

3.1 电量质量检测情况

该风电场风机单机容量为0.85 MW，风机出口电压为690 V，经整流逆变为620 V后由风机升压变接入35 kV集电线。风电场升压站为110 kV单母线结构，母线基准短路容量为750 MVA、最小短路容量为448 MVA。为查明电压波动原因，了解该风电场电能质量情况，根据风电场实际运行情况，测量110 kV母线三相电压谐波含有率，测量结果如图1所示。测量用的电压信号取自母线或机端PT二次侧，测量结果取95%概率值。

检测表明，该风场三相电压不平衡度、电压偏差、闪变以及频率偏差分析结果均满足国标要求，如表1～表4所示。110 kV母线谐波电流最小短路容量为488 MVA。但谐波电压测量结果表明，110 kV母线相邻奇次谐波大于偶次谐波，其中5次电压谐波存在超标现象，最大值为1.851 1%。95%概率大值为1.735 9%，超出规定限值1.6%，主要以B、C相谐波电压较为突出。其余各次谐波电压和电压总谐波畸变率均满足国标要求。

表1 三相电压不平衡度

表2 电压偏差

表3 闪 变

表4 频率偏差

3.2 测试结论

图1 110 kV母线三相电压谐波含有率

通过测试，该风电场110 kV母线谐波电压和谐波电流主要集中在5次谐波上，相邻的奇次谐波大于偶次谐波，各测点三相电压不平衡度均满足相关标准。考虑到电压闪变是电压波动的一种特殊反映，其严重程度与负荷变化引起的电压变化有关，与电网无功负荷和短路容量的变化有关。当电网短路容量一定时，电压闪变主要是由无功负荷的剧烈变化引起的。该风电场属典型的山地风电场，在风能激烈变化时，风电场有功负荷及无功负荷均有大幅度的变化，加之接入系统为相对较小的电网末端电源点，相对薄弱，在系统同时有较大耗能设备投入或无功设备启动时，叠加造成电网系统电压闪变超过规定值，容易引发电压暂降。因此，判断该风电场虽电能质量合格，但风力发电机应对风能间歇性波动能力不足，是引发系统电压暂降的原因之一。

4 提高电能质量措施

通过分析该风电场电能质量测试，认为提高风电场运行电能质量，抑制电压波动和闪变是风场应解决的主要问题。目前，行业上常用的方法是考虑安装无功补偿装置SVC或SVG。新建风电场中SVC或SVG装置的投入，可以快速且平稳地调节无功功率补偿，提供动态电压支持，改善系统的运行性能，达到改善风电场并网运行电能质量的作用。

对于已经投运的早期风场，风电机组控制措施相对落后，加之风场所处山地风能间歇性波动大，因此要提高风场运行稳定性就需要采用更加有效的措施，为此提出安装动态电压恢复器（DVR）的解决方案。电网与风电机组之间安装动态电压恢复器后，在电网电压正常情况下，系统处于旁路状态，在电网电压下降时迅速分开切换开关，链式换流器投入运行，控制稳定风机侧的电压，确保风电机组侧电压维持正常水平，避免发生电压暂降。为了集中解决风电场的电压暂降问题，采用中压35 kV集中治理方案，功率部分采用链式结构，如图2所示。

图2 DVR运行原理

该装置在电网电压正常情况下，可起到无功补偿的作用，补偿35 kV侧功率因数，稳定35 kV母线电压，减少对电网的影响以及电网电压的波动。在电压暂降时，能够在1～2 ms内产生补偿电压，抵消系统电压所受的干扰，使风机侧电压感受不到扰动，保证了风力发电机稳定运行，以确保电源侧不发生大面积的电源消失加剧电能质量的畸变。抑制电压闪变，借助DVR的无功补偿功能控制电网系统中形成的异常电流，防止因受闪变现象的干扰而降低电能质量。同时，还可依靠DVR装置消除变流器的过载负荷，起到补偿无功功率作用。增强电压稳定性，保证风电场电压处于稳定变化状态下，调节电网系统中生成的无功功率，由此避免电压骤然变化造成电能质量无法达到预期目标的现象。实现谐波治理，利用设置谐波变化范围的方式确保谐波不会对电能质量带来严重影响，保证风电场并网项目中的电能质量与风能保持协调运行的关系。

5 结 论

本文总结和分析了风电场并网运行对电力系统电能质量的影响因素，通过分析某已并网发电的风电场电能质量检测结果，阐述了风电场对系统的影响和受系统波动的影响。基于已投产并网风电场的运行特点，提出了提高电能质量的措施。本文研究结果对改善电力系统结构，提高风电场稳定运行具有指导性作用。