谐波要求

4.8 风电电能质量要求

4.8.1 风电场电能质量问题

电能质量描述的是通过公用电网供给用户端的交流电能的品质。理想状态的公用电网应以恒定的频率、正弦波形和标准电压对用户供电。电能质量的定义应理解为：导致用户电力设备不能正常工作的电压、电流或频率偏差，造成用电设备故障或误动作的任何电力问题都是电能质量问题。风电场电能质量问题一般指电压偏差、电压波动和闪变以及谐波三个主要方面。lEC 61400-21是风电机组特殊标准系列中的一个，主要针对电能质量。 4.8.2 电压偏差

供电系统在正常运行方式下，某一节点的实际电压与系统额定电压之差对系统标称电压的百分数称为该节点的电压偏差。

电压偏差是衡量电力系统正常运行与否的一项主要指标。由于风力发电机组本身的无功电压特性，无论是定速机组还是变速机组对其接入的电网尤其是接入点的电压都有较大影响。根据我国《风电场接入电力系统技术规定》，当风电场的并网电压为110 kV及其以下时，风电场并网点电压的正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。当风电场的并网电压为220kV及其以上时，正常运行时风电场并网点电压的允许偏差为额定电压的-3%～7%。 4.8.3 谐波

当电网中的电压或电流波形为非理想的正弦波时，说明其中含有频率高于50 Hz的电压或电流成分，这些成分称之为谐波。当谐波频率为工频频率的整数倍时，称之为整数次谐波。

对于风电机组来说，发电机本身产生的谐波是可以忽略的，谐波电流的真正来源是风电机组中采用的电力电子元件。对于定速风电机组来说，在连续运行过程中没有电力电子器件参与，因而也基本没有谐波产生；当机组进行投入操作时，软并网装置处于工作状态，将产生谐波电流，但由于投入的过程较短，这时的谐波注入可以忽略。变速风电机组则采用大容量的电力电子元件，直驱永磁同步风力发电机组的交直交变频器采用可控PWM整流或不控整流后接DC/DC变换，在电网侧采用PWM逆变器输出恒定频率和电压的三相交流电；双馈式异步风力发电机组定子绕组直接接入交流电网；转子绕组端接线由三只滑环引出接至一台双向功率变换器，电网侧同样采用PWM逆变器，定子绕组端口并网后始终发出电功率。不论是哪种变速风电机组，并网后变流器将始终处于工作状态。因此，变速风电机组的谐波注入问题需要考虑。对风力发电机组产生的谐波需要采用实测的方式来确定。

根据我国《风电场接人电力系统技术规定》，“当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组时，需要对风电场注入系统的谐波电流作出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549的要求，其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐彼源的发电、供电设备总容量之比进行分配，或者按照与电网公司协商的方法进行分配。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算，应根据IEC 61400-21有关规定进行”。

谐波主要出现在含有反向器的系统，另外整数阶数与非整数阶数出现在PWM控制变流器情况下。IEC61000-3-2中定义了谐波电流的许可等级。电网运营

商已经建立了自己的许用标准。在A/MVA中给出了谐波电流的允许值，其与普通连接处的视在短路功率有关。在德国，对于私人馈入电网系统，电网运营商分别规定了低压、中压和高压情况的相关标准。

表4-4分别给出了发电系统馈入低压、中压和高压电网的谐波电流上限值。 低压A/MVA 中压10kV 高压220kV 阶数， A/MVA A/GVA 3 4 - - 5/7 2.5/2 0.115/0.082 1.3/1.9 9 0.7 - - 11/13 1.3/1 0.052/0.038 1.2/0.8 17/19 0.55/0.45 0.022/0.018 0.46/0.35 23/25 0.3/.025 0.012/0.010 0.23/0.16 v>25 0.2525/ 0.06/ 2.6/ 1.5/ 0.06/ 2.6/ =恒值 <40 1.5/ 4.5/ 0.06/ 0.06/ 2.6/ 8/ >40 200Hz带宽下整数及非整数情况。

THD为整体谐波扭曲值的一个基本特征参数，根据电流，考虑直到40阶的

谐波分量如下：

THD=

式中，I1为基波电流。

I2402nI1 (4-31)

在IEC标准中描述了电磁兼容问题，其中IEC61000-4-7为谐波、间谐波测量的指导准则。对于低电压系统，IEC61000-3-2规定了谐波电流耗散极限。 4.8.4 电压波动和闪变

电压波动为一系列电压变动或连续的电压偏差。判断电压波动值是否被接受的依据是其对白炽灯工况的影响程度，即引起白炽灯闪变的大小。电压闪变的主要影响因素是电压波动的幅值和频率，并和照明装置特性及人对闪变的主观视感有关。

风电机组引起电压波动和闪变的根本原因是风电机组输出功率的波动。并网风电机组不仅在连续运行过程中产生电压波动和闪变，而且在机组切换操作过程中也会产生电压波动和闪变。典型的切换操作包括风电机组启动、停止和发电机切换，其中发电机切换仅适用于多台发电机或多绕组发电机的风电机组。这些切换操作引起功率波动，并进一步引起风电机组端点及其节点的电压波动和闪变。 除去风的自身形态和风电机组的特性，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的电压波动和闪变的重要因素。并网风电机组引起的电压波动和闪变与线路X/R比呈非线性关系，当对应的线路

阻抗角为600～700时，电压波动和闪变最小。

我国2000年颁布的国家标准GB 12326-2000《电压波动和闪变指标限值》，对电压波动和闪变的允许值做了明确的规定。风电场在公共连接点引起的电压闪变变动应当满足GB 12326-2000的要求，其中35～220 kV(含)电压等级的短时闪变限值Pst和长时闪变限值P1t分别为0.8和0.6。

必须限制WES引起的电网反应，其不能干扰其他电动机设备和系统设备的运行。这通常为视在功率比SkV/SrA500的情况，其中SrA为风场的额定功率。 闪变为对白炽灯灯光密度改变的主观感觉。从本质来说，电压波动的最大允许值，是一个其视在频率的函数。根据每分钟的波动次数，定义了参照标准对应于电压波动频率8-10Hz，人眼睛最不适宜值约为1000次/min。 dU/UN。

IEC61000-3给出了闪变及其极限的评估值，分别根据平均时间间隔10min和2h，定义了短时闪变长度Pst与长时闪变长度代P图4-6引自IEC61000-3-3,1t。给出了对于矩形等距电压闪变的Pst=1的曲线，其对应于极限dlim。其他不同的曲线适应于其他电压波动开关波形。

闪变扰动因子Ast和A1t与闪变长度Pst和P1t相关，其定义为

A1t=(P1t)3 Ast=(Pst)3

图4-6 每分钟电压波动限制曲线

实际上Pst的值可以通过经验公式确定，应用闪变感觉时间tf，（单位s)度量其变动为

tf=2.3（100dF）3.2

式中，d为额定电压百分比形式的最大相对电压改变；F1，其为电压变动波形 的形状因子。

闪变长度Pst为一定时间间隔Tp内闪变感知次数的总和。当F取1、Tp取lOmin (600s)时，计算短时闪变长度为

tfPst=Tp1/3.2 (4-32)

根据EN50160的规定，Pst=1不允许超过一星期可视间隔的95%。 如IEC61000-4-15中描述的那样，电压闪烁计用于记录闪变，如图4-7所示，框图包含输入部分(1)、一个二次解调器(2),带权重的带通滤波器(3)、方差估计器(4)和统计模块(5)。

图4-7 电压闪烁计框图

图4-8给出了灯-眼-脑反应模拟过程中的一些典型波形。

图4-8 电压闪烁计的典型信号波形

这些测量设备应用一套精密的计算算法，该算法通过权衡因子ai点乘功率

谱累积频率值Pi%来表征短时闪变强度，即 Pst其结果见表4-5

表4-5 算法结果

aP （4-33）

ii15

以10min的检测序列记录波谱值，其由相关累积值的测定量决定，如P10%。对于12x10min，N=12时的长时闪烁强度为

1123 P1t3Pst,i （4-34）121 图4-9给出了取自电弧炉(闪烁的主要来源)的一个累积功率曲线实例。功率电平Pi可由F( P)曲线读出，并且加人了确定P1t的运算法则。

电网条例要求低电压端长期闪烁强度不能超过P1t=0.65。中压水平准则要求一个更严格的上限值P1t=0.46，对应于A1t0.1。

为对与闪烁相关电压变量的一个或多个发电机组质量进行评估，定义了无量

纲闪烁系数c。其可在实际运行条件下测量确定，也可由制造商或某家测试研究所声明。如果c已知，那么长时闪烁强度为

P1tcSnG （4-35） SkV 因此，由长时闪烁强度P1t以及发电机组额定视在功率SnG与短路功率SkV计算得出。更进一步讲，相对电压变量的确定需要考虑相关相角，这时短路阻抗的

kV和发电机组的相关闪烁角f需进行考虑。这时系数c由P1t测得值与发电机

的

f决定，即

cP1t式中

SkV （4-36）

SnGcos(kVf）farctanQ Q注意相角由电流向电压计算，因此电感阻抗的相角值>0。图4-9所示为异步发电机通过短路阻抗Zk接入无限母线。发电机模式下的电流向量IG落在异步发电机的根轨迹圆上。工作点处的切线用于线性化，因此小电流偏离△I(图4-9中显示增大了长度)的相角为f。例中，角度和约为（kVf）800,因此表示电压波动的ZkI在UV上的映射非常小。注意c随着角度和的余弦减小而减小，并且可以理论上达到0。然而条例规定如果cos(< 0.1，则设定余弦值kVf）

为0.1。

图4-9 通过电弧炉的积累电压向变能量曲线表计算P1t

闪烁系数随着额定功率改变而改变，并且失速控制的值一般比间距控制的大。对于c已知的系统，由式（4-36）长时闪烁强度可计算为

P1tcSn cos(kVf）Sk注意对于给定的WES，闪烁系数为短路阻抗相角的函数，要求制造商对于选定短路阻抗相角值进行c声明，即

c(k)P1t(k)Sk （4-37） Sn进一步讲，为描述系统电流对电压波动的影响，定义了电网相关开关电流因数如下：

ki(k)USk （4-38） USn表4-6对比了选定系统的特征值，其与闪烁特性及开关特性相关，同时也给出了部分载荷功率因数及允许峰值功率值。 表4-6 由测试得到的选定系统的特征值

4.8.5 风电场引起电能质量问题具体研究

内蒙古赤峰地区赛罕坝风电场发生过大面积非正常跳机事件。对该风电场的电能质量进行了全面测试，结论是：风电机组在非正常跳机事件发生的过程中出现了谐波电压和间谐波电压，导致风电机组机端电压升高；谐彼电压和间谐波电压值在跳机前逐渐增大，到跳机时达到最大，跳闸结束后很快恢复到风电场正常运行的值。另外，风电场公共连接点的短路容量偏小，是风电场频繁发生跳机的原因之一，增大短路容量会对风电场的非正常跳机事件有所改善。这次实际跳机事故的研究表明，风电场电能质量问题关系到风电场自身及电网的安全稳定运行，有必要研究风电场的电能质量问题。

以下是对吉林白城地区风电场电能质量问题的研究内容。

2010年年初白城地区电网规划如图4-9所示，其中向阳风电场(400MW)以过渡方案接入洮南一次变，计算时同时考虑了新立风电场(99 MW)和通榆特许权风电场(400 MW)的影响。下面对此运行方式下风电场引起的谐波问题进行分析。

表4-7给出了接入洮南变的向阳、新立和通榆风电场同时并网运行时，在洮南变220 kV母线处产生的谐波电流叠加值以及各次谐波电流允许值。

表4-7 风电场运行过程中产生的最大谐波电流以及谐波电流允许值

单位：A 谐波次数 2 3 4 5 6 7 8 11 最大谐波电流 谐波电流允许值 谐波次数 12 13 14 17 19 20 21 23 最大谐波电流 谐波电流允许值

由表4-7可以看出，接入洮南变的3个风电场并网运行所产生的4次谐波电流超出国标允许值。在考虑并网风电场产生的谐波电流注入后，洮南变66 kV母线的电压总谐波畸变率为1.02%。其电压波形以及各次谐波电压含有率如图4-10所示，均小于国家标准规定的限值。

图4-10 洮南66kV母线的电压波形和谐波电压含有率

从以上分析可以看出，实际风电场接入会引起电网电能质量问题，因此，需要在风电场并网技术规定中根据相应的国标给出明确的规定。当由于风电场而引起电网电能质量超出规定时，风电场应该采取措施治理风电场接入电网带来的电能质量问题。