風電場并網電能質量分析與實例分析

柳永妍，樂健，高鵬，周武

（1.武漢大學 電氣工程學院，武漢430072；2.國家電網北京市電力公司，北京100031）

0 引 言

風力發(fā)電憑借其綠色環(huán)保、資源豐富、開發(fā)周期短等優(yōu)點成為了綠色能源開發(fā)利用的重要方向［1］。風電產業(yè)的大力發(fā)展，使得風電場裝機容量及其在電網中所占的比例急劇增加。由于我國大多數風電場都是直接接入電網運行，并網設備基本由大容量電力電子設備構成［2］，同時風速的隨機性和波動性使得風電場并網在給電網帶來清潔能源的同時也給電網的電能質量造成了一定的負面影響［3-4］。電能質量的降低將造成電能生產、傳輸和使用的效率降低，使得電器設備過熱、振動和絕緣損壞，引起繼電保護和自動裝置的誤動作［5］。為評估風電場接入對電網電能質量的影響程度，并基于此采取相應的電能質量解決措施，在制定風電場接入規(guī)劃方案時，進行風電場的電能質量評估是非常關鍵且必不可少的環(huán)節(jié)［6］。

文獻［7-8］根據各監(jiān)測地點的電能質量優(yōu)劣，采用概率統(tǒng)計和模糊數學相結合的方法對風電場電能質量進行模糊綜合評估，其評估針對于全部電能質量分析指標，為針對單獨指標進行逐一分析。文獻［9］利用DSP在監(jiān)測風電質量的同時，根據風速預測調整功率輸出，改善電能質量。文獻［10］提出一種電網電壓無功協(xié)調控制策略根據風電場并網點的電壓偏差動態(tài)調整風電場無功輸出，從而溫度接入地區(qū)電壓，提高電能質量。文獻［11］提出一種理想解法構造各電能質量指標的最優(yōu)解和最劣解，以這兩個解作為評估電能質量的基準。該方法更易于區(qū)別被評估的分布式發(fā)電系統(tǒng)電能質量的優(yōu)劣。

文章依據國家相關電能質量標準，給出了電壓偏差、諧波電壓和電流、電壓波動和閃變等電能質量問題評估指標及指標計算方法，詳細說明了進行風電場電能質量評估時所需要的數據和計算方法。以對某風電場電能質量評估為實例說明了上述計算方法的具體實現步驟，并進行了不同風電場接入方案下的電能質量影響的比較。

1 電壓偏差

GB/T 12325-2008《電能質量 供電電壓允許偏差》［12］中定義電力系統(tǒng)供電電壓允許偏差為供電系統(tǒng)在正常運行條件下，某一節(jié)點的實測電壓與系統(tǒng)標稱電壓之差對系統(tǒng)標稱電壓的百分數。

風電場在啟動時，需要從電網吸收大量的無功，在并網的瞬間將產生額定電流2～3倍的沖擊電流，造成電網電壓降低；風電場在運行過程中會消耗一定的無功功率，導致運行過程中的電壓偏低，無功補償設備來調節(jié)風電場并網點的電壓水平，但當風電場脫網時，無功補償手段將引起電網電壓的上升［13］。

電壓偏差過大對電氣設備和電力系統(tǒng)造成危害主要體現在：

（1）對電氣設備的危害。

當電壓偏離額定電壓較大時，供電設備的運行效率降低，可能由于過電壓或者過電流而損壞，而風電場通常位于負荷中心較遠的地區(qū)并且其裝機容量遠小于傳統(tǒng)發(fā)電機組，對負荷中心用電設備的影響不大，但會影響風電場自身的電氣設備。

（2）對電力系統(tǒng)的危害。

系統(tǒng)運行電壓低于額定電壓，輸電線路的功率極限大幅度較低，造成系統(tǒng)頻率不穩(wěn)定，嚴重時可能導致電力系統(tǒng)頻率崩潰，造成系統(tǒng)解列。同時，電壓偏差也會對電力系統(tǒng)的經濟性造成影響，當線路的輸送功率一定時，電流與運行電壓成反比，有功損耗與電流平方成正比。因此，系統(tǒng)電壓偏低將造成電網有功損耗以及電壓損失增大；系統(tǒng)電壓偏低將使得超高壓電網的電暈損耗增大。這些都不利于電力系統(tǒng)的經濟運行。

國家標準GB/T 19963-2011《風電場接入電網技術規(guī)定》［14］中對風電場并網對電壓偏差的影響進行了限制。風電場并網連接點電壓的正、負偏差的絕對值之和不得超過額定電壓的10%，正常運行方式下，電壓偏差應在標稱電壓的-3%～+7%范圍內。

電壓偏差的計算需要通過對多組連續(xù)測量的電壓有效值取平均值，對電壓有效值的測量時間應為10個周波，并且每個測量的時間窗口應該與緊鄰的測量時間窗口接近而不重疊。

電壓偏差的計算由下式給出：

式中Ure為多組連續(xù)測量的電壓有效值的平均值；UN為測量系統(tǒng)的標稱電壓。

國家標準GB/T 19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中提出風電場安裝的風電機組應滿足在功率因數超前0.95～滯后0.95的范圍內動態(tài)可調。且應考慮表1中給出的風電機組典型出力情況對風電場電壓偏差情況進行評估。

表1 風電場典型出力情況Tab.1 Typical output conditions of wind farm

2 諧波電壓和電流

對于風電機組而言，諧波電流主要來源于風電機組中的電力電子裝置動作。對于定速風力發(fā)電機，連續(xù)運行過程中沒有電力電子裝置的參與，諧波電流很小。而當機組處于投切操作時，軟并網裝置處于工作狀態(tài)而產生諧波電流。對于變速風電機組而言，需要采用大容量的電力電子裝置，且該裝置始終處于工作狀態(tài)，因此需要著重考慮變速風電機組的諧波注入問題。

風電場的諧波特性具有復雜性和分散性，同一風電場各機組的地理位置上的分布具有分散性，各機組所處位置的風力、風向均有不同，各機組產生脆弱的諧波電流具有隨機性和波動性。通常風電機組產生的諧波頻譜較寬，但升壓變壓器對3及3的倍數次諧有較大的衰減，同時當存在有多臺機組運行時，各風機出力及其控制方式的不同也會抵消部分偶數次諧波［15］。

諧波將縮短旋轉電機和變壓器的使用壽命，增加輸電線路上不必要的附加損耗，更多的情況下將引起系統(tǒng)中電容電感的諧振，使系統(tǒng)產生過電壓并引起繼電保護裝置的誤動作，嚴重時將影響電力系統(tǒng)的正常運行［16］。

國家標準GB/T 19963-2011《風電場接入電網技術規(guī)定》和GB/T 14549-1993《電能質量 公用電網諧波》［17］給出了用戶注入的諧波電流和母線諧波電壓含油量的限制指標，例如規(guī)定標稱電壓為110 kV的公用電網，諧波電壓總諧波畸變率限值為2%；諧波電流測量值不得高于根據國標換算得到的公共連接點的諧波電流允許值。

諧波問題評估計算主要關注各次諧波電流是否超過諧波電流允許值以及并網點電壓總諧波畸變率是否超過諧波電壓限值。

風電場的諧波電流測量值應根據風電場使用的風電機組諧波測量值計算得出，計算公式為：

式中P∑為風電場的裝機容量，MW；Pi為單臺風力發(fā)電機的裝機容量，MW；n為風電場中的風電機組臺數；Ii為某一型號風電機組諧波電流測量值，通常以額定電流的百分比給出；UN為公共連接點標稱電壓，kV。

通過將計算所得的諧波電流測量值與諧波電流允許值相比較進行風電場接入時的諧波電流評估。

國家標準GB/T 14549-1993《電能質量 公共電網諧波》給出了各標準電壓、基準短路容量下注入公共連接點的諧波電流允許值，諧波電流允許值得計算應針對公共連接點的最小短路容量，因此需要根據下式進行修正：

式中Sd1為公共連接點的最小短路容量，MVA；Sd2為基準短路容量，MVA；Ihp為按基準短路容量計算的注入公共連接點的h次諧波電流允許值，A；Ih為按公共連接點最小短路容量計算的h次諧波電流允許值，A。

通常情況下，風電場僅為公共連接點上的一個用戶，考慮公共連接點包含多個用戶時，其各次諧波電流允許注入值為：

式中Si為第i個用戶的協(xié)議容量（這里指風電場的額定容量），MVA；St為公共連接點的供電設備容量（這里指公共連接點變壓器容量），MVA；FHV為公共連接點高壓諧波源的同時系數（通常取值為1）；α為相位疊加系數，由表2給出。

表2 諧波相位疊加系數Tab.2 Superposition coefficient of harmonic phase

文章為減少諧波電壓的測量，直接通過前面測得的諧波電流值利用下式獲得諧波電壓含有率：

式中 UN為系統(tǒng)標稱電壓，kV；Ih為第h次諧波電流，A；Sl為公共連接點的三相短路容量，MVA?？傊C波電壓畸變率由各次諧波電壓含有率計算得到。

3 電壓波動和閃變

電壓波動是指一系列電壓變動或工頻電壓包絡線的周期性變化，閃變是人眼感受到照明燈光亮度波動的主觀感覺，定義為電壓波動對照度的影響。風電場并網時，由于出口電壓一定，輸出的功率會隨風速等因素的變化和變化，使得有功電流和無功電流也隨之發(fā)生變化，進而導致電壓的波動和閃變。

國家標淮GB/T 19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》和GB/T 12326-2008《電能質量 電壓波動和閃變》［18］中給出了不同電壓等級公用電網的電壓波動和閃變指標限值。對于標稱電壓為110 kV的公用電網，對電壓變動頻度較低（100＜r≤1 000次/h）的波動負荷，其在電力系統(tǒng)公共連接點產生的電壓波動限值為1%；對于標稱電壓為110 kV的公用電網，在系統(tǒng)正常運行的較小方式下，電力系統(tǒng)公共連接點長時閃變限值為1；規(guī)定標稱電壓為110 kV和220 kV的公用電網，在系統(tǒng)正常運行的較小方式下，電力系統(tǒng)公共連接點長時閃變限值為0.8。

相對電壓波動應在最小運行方式下按下式進行計算：

式中Sn為風電機組的額定視在功率，MVA；Sk為電網公共連接點短路視在功率，MVA；ku（ψk）為電壓變換系數，其值通過對切換運行工況下的閃變系數表進行線性差值獲得。

針對風電場多臺風電機組并網運行的情況，對電壓閃變進行計算。在連續(xù)運行工況下，短時間閃變值與長時間閃變值相等：

式中 Pst∑和Plt∑分別為短時間閃變值和長時間閃變值；Sk為公共連接點短路視在功率，MVA；c（ψk，va）為給定公共連接點電網阻抗角ψk和給定現場風電機組輪轂高度的年平均風速va對應的風電機組的閃變系數；Sn，i為單臺風電機組的額定視在功率，MW；Nwt為連接到公共連接點的風電機組臺數。

由于風機組的出力存在隨機性、間歇性和不可控性，在閃變分析當中，風電場的投入與切除運行對電網的影響更大［19］，因此在切換運行工況下，短時間閃變值和長時間閃變值需分別按下式進行計算：

式中 kf，i（ψk）為單臺機組的閃變階躍系數；N10，i為各臺機組在10 min內切換運行的次數；N120，i為各臺機組在120 min內的切換運行次數。

4 算例計算

4.1 風電場情況及接入系統(tǒng)方案

風電場70 m高度年平均風速為5.77 m/s，擬安裝50臺2 000 kW的WTG99型風力發(fā)電機組，總裝機容量100 MW，年運行小時按1 819小時計，建成后，年發(fā)電量約18 191.1萬千瓦時。

方案一：接入公共連接點220 kV線路，導線型號LGJ-240型鋼芯鋁絞線，長度為15公里。220 kV公共連接點母線年平均電網阻抗角為75.7°。

方案二：接入公共連接點110 kV線路，導線型號為LGJ-300型鋼芯鋁絞線，長度為15公里。110 kV公共連接點母線的年平均電網阻抗角為68.8°。

圖1 風電場線路拓撲圖Fig.1 Topological diagram of wind farm

4.2 電能質量評估

根據該風電場的實際數據對諧波、電壓波形和閃變進行了計算分析，所得結果如表3所示。

表3 兩種接入方案的諧波電流允許值和測量值Tab.3 Allowed values and measured values of harmonic current of two types of access

表3給出了兩種不同電壓等級的接入方式下諧波電流的允許值和計算值，結果表明110 kV接入方案中7、18、20、21、22、23、24、25次諧波電流值超標，而220 kV接入方案的諧波電流均達標。

表4給出了兩種電壓等級接入方案的諧波電壓含有率和諧波電壓總畸變率，由于國標規(guī)定標稱電壓為110 kV的公用電網，諧波電壓總諧波畸變率限值為2%，由表中數據可以直觀看出110 kV的接入方式不達標。

根據表5，可以看到，在切入風速時啟動下110 kV母線接入方式超過了國標限值1.0%；在額定風速時啟動，兩種接入方式都超過國標限值1.0%。兩種方案均不達標。

表6、表7分別給出了110 kV和220 kV接入方案下連續(xù)和切換運行工況下升壓變母線和公共連接點母線的電壓閃變。已知國標限制為1.0，兩種方案都達到國家標準。

表4 兩種接入方案的諧波電壓含有率和諧波總畸變率Tab.4 HRU and THDU of two types of access

表5 兩種接入方案下的電壓波動Tab.5 Voltage fluctuation of two types of access

表6 110 kV接入方案下的電壓閃變Tab.6 Voltage flicker of 110 kV access scheme

綜合考慮各項指標，220 kV的接入方案明顯優(yōu)于110 kV的接入方案。但220 kV接入方案在額定風速時啟動的電壓波動超過國標限制。

表7 220 kV接入方案下的電壓閃變Tab.7 Voltage flicker of 220 kV access scheme

5 結束語

文章就風電場接入電網運行引起的電能質量問題的評估方法進行了研究。依據國家標準給出了各項電能質量指標的限值和具體計算方法。結合某風電場的實際數據和兩種接入系統(tǒng)方案，開展了電壓波動與閃變，電流和電壓諧波以及電壓偏差的評估計算公式。結果顯示110 kV接入方式在諧波電流、諧波電壓總畸變率和電壓波動上都超出國標限值，220 kV接入方案優(yōu)于110 kV接入方案，但其在額定風速時啟動的電壓波動未能達標。