一起风电场谐波影响导致变压器运行异常分析

张惠铭

（中国华电科工集团有限公司，北京 100160）

0 引 言

海上风电场经交流海缆送出系统在一定条件下可能出现谐波谐振的问题。近些年，某海上风电场经交流海缆送出系统出现谐振问题，产生的谐波导致风电场主变压器在运行时出现异常噪声，但是对于该风电场中谐波的特性、产生机理及初步抑制措施尚不明确[1]。

本文针对此风电场提出了谐波的测试方案，依据测量数据对谐波的特性及谐波的产生机理进行说明。并在测试基础上，测量得到各监测点的电压及电流谐波情况，基于实测的数据进行谐波特性分析并总结谐波谐振的机理，揭示谐波谐振与风电场主变异常运行的关系。最后，提出了修改风机侧电气一次参数以避免谐振的方法来进行抑制。

1 风电场谐波谐振导致运行异常分析

该风电场一期安装10台单机容量5 MW的风力发电机组（以下简称“机组”），装机容量为50 MW，二期安装41台单机容量6 MW的机组，装机容量为246 MW，总装机容量296 MW。1号主变容量为150 MVA，1号SVG容量为±12 Mvar，2号SVG容量为±25 Mvar。目前，一期10台单机容量为5 MW的机组都已投入运行，二期仅两台机组投入运行。近期该风电场主变在某些运行工况下出现异响，并且此时在继保室故障录波屏上可监测到1号主变35 kV侧、A组集电线路、B组集电线路23次谐波电流异常偏大。其中A组集电线路波形畸变严重，在基波电流30 A左右，23次谐波高达10 A，而B组集电线路波形较好，在基波电流30 A左右，23次谐波在1 A左右[2,3]。依据故障现象及异常信息，初步分析可能是由谐波谐振引起的，为查明该现象出现的原因，对其不同运行工况下各相关监测点进行测试分析。

2 测试方案及测试结果

2.1 测试方案

针对出现谐波超标问题的风电场，提出谐波的测试方案，确定测试的内容以及监测装置的施加位置，同时确定相应的谐波测试标准，为测量得到的实际数据提供可供对比的依据。

2.1.1 测试内容及地点

风电场电气一次接线拓扑结构如图1所示，其中标明了测试点的位置，通过在风电场继保室放置故障录波屏，测试了1号主变35 kV侧（监测点1）、A组集电线路（监测点2）、2号SVG（监测点3）的电能质量指标。在风电场1号风机变频器网侧5A1开关柜，测试了1号机组（监测点4）的电能质量指标；在风电场6号风机变频器网侧5B1开关柜，测试了6号机组（监测点5）的电能质量指标。根据测点布局，可以获得风电场内不同电压等级的运行谐波数据，为全面分析故障原因、掌握风电场、风电机组运行状态以及谐波治理方案提供依据[4]。

测试期间，风电场已投入使用的机组正常发电，1号SVG处于停运状态，2号SVG正常运行，并根据需要进行投、退操作。

2.1.2 测试相关标准

根据国标《电能质量公用电网谐波》（GB/T 14549—1993）的要求，公用电网各电压等级母线谐波电压（相电压）限值，35 kV电压等级总谐波畸变率限值为3%，各奇次谐波畸变率限值为2.4%，各偶次谐波畸变率限值为1.2%[5]。110（220）kV电压等级总谐波畸变率限值为2%，各奇次谐波畸变率限值为1.6%，各偶次谐波畸变率限值为0.8%。根据国标《电能质量电压波动和闪变》（GB/T 12326—2008），110 kV电压及以下闪变限值为1%，高于110 kV电压闪变限值为0.8%。根据国标《电能质量三相电压不平衡》（GB/T 15543—2008）的要求，公共连接点的三相电压不平衡度的正常允许值为2%（以95%概率值作为判断依据），短时允许值为4%，任何时刻均不能超过。根据国标《电能质量电力系统频率偏差》（GB/T 15945—2008）的要求，用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过±0.2 Hz。

2.2 测试结果

在给出谐波的测量结果时，给出了最大值以及95%值。其中最大值为在测试时段所测得的最大值；95%值为将该测试时段所有实测值按由大到小次序排列，舍弃前面5%的大值，取剩余实测值中的最大值。国标规定将各相实测值的95%概率大值中最大的一相值作为判断谐波是否超过允许值的依据。根据测试方案，对监测点1～监测点5进行了谐波测量。得出谐波电压测量结果、谐波电流测试结果和母线电压闪变、频率以及三相电压不平衡度的测试结果。

根据测试方案，对监测点1～监测点5进行了谐波测量。其中监测点1处的谐波电压测量结果如表1所示（表中带*者为超标值），谐波电流测量结果如表2所示，母线电压闪变、频率测试以及三相电压不平衡度的测试结果如表3所示。

表1 监测点1的母线谐波电压测试统计

表2 监测点1的谐波电流实测统计

表3 监测点1母线电压闪变、频率以及三相电压不平衡度统计

由表1和表2所示的谐波电压和谐波电流测量结果可知，系统中的23次电压和电流谐波明显超标，23次电压和电流谐波的超标也进一步导致了电压和电流总谐波畸变率的超标。高幅值的谐波分量会威胁到设备的安全，因此有必要关注这一问题。

3 测试结果分析

3.1 谐波幅值分析

风电场35 kV Ⅰ段母线的23次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率超标。超标原因为风电场机组发电时会产生23次谐波电流并注入到所在的35 kV Ⅰ段母线，引起其所在的35 kV Ⅰ段母线谐波电压超标。根据实际测量得到，单台机组正常运行时产生的23次谐波电流值是11.5 A，换算到箱变（电压变比为35 kV/3 kV）高压侧的23次谐波电流值是0.986 A。根据国标《电能质量公用电网谐波》（GB/T 14549—1993）的C5式计算得到，1～5号机组注入35 kV母线的23次谐波电流值应该是2.2 A，而在35 kVA组集电线路测试到的23次谐波电流值是7.27 A，说明23次谐波电流存在被放大的现象。

3.2 谐振产生机理分析

根据系统实际参数进行计算分析，当天风电场35 kV Ⅰ段母线2号SVG调节无功功率变化为9 Mvar时，测得35kV Ⅰ段母线电压变动值为1.73%，短路容量为520.23 MVA，估算得到系统工频阻抗为2.355 Ω。根据风电场A、B组集电线路海陆缆参数计算得到，35 kV A组集电线路电缆对地工频容抗为1 211.031 Ω，35 kV B组集电线路电缆对地工频容抗为1 142.371 Ω。根据计算得到，35kV A组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗形成的并联谐振次数为22.68次；35kV B组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗形成的并联谐振次数为22.02次；并联谐振点均位于23次附近，会造成23次谐波电流的放大。

进而根据计算结果可知，由于35kV A组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗、35kV B组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗形成的并联谐振次数与机组发电时产生的23次谐波电流很接近，从而引起23次谐波电流被放大。

3.3 SVG影响分析

测试期间，在1号机组至10号机组全部投运的情况下，投入2号SVG后35 kV A组集电线路的23次谐波电流值明显变小；投入2号SVG后1号主变35 kV侧的23次谐波电流值同样明显变小。23次谐波电流值变小的原因分析如下，投入2号SVG后，相当于改变了系统阻抗，35 kV集电线路电缆充电电容跟系统阻抗形成的并联谐振次数偏离23次谐波电流较远，从而使23次谐波电流没有被放大。

4 初步治理方案建议

对于本海上风电经交流海缆送出系统中存在的23谐波问题，区别于已有存在的3、5、7谐波超标问题，建议从风机源侧与并网系统两个方面开展抑制，具体的抑制措施如下。一是对于源侧的治理方式。通过改变风电机组变流器网侧滤波电容器参数、优化变流器控制策略，减少风电机组23次谐波电流的发射量，从源头上降低注入的23次谐波电流。二是对于网侧的抑制措施。采取有效措施改变系统的谐振频率点，使系统的谐振频率点偏移现有的谐振频率点，可在主变低压侧增加串联固定式电抗器、邻近系统母线装设并联电抗器。

5 结 论

本文针对某实际风电场提出了谐波的实测方案，基于测量得到的实际数据对谐波的产生机理进行了初步解释，并给出初步的抑制措施建议。该风电场中23次谐波电流存在超标，主要是由于35 kV A组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗、35 kV B组集电线路电缆充电电容跟系统阻抗形成的并联谐振次数与机组发电时产生的23次谐波电流很接近，从而引起23次谐波电流被放大。通过调整风电机组变流器滤波电容参数、优化控制策略、改变邻近系统阻抗，可达到抑制谐波、消除谐振的目的。