并網風電機組輸出電能閃變和諧波指標的比較與分析

0 引言

隨著我國風力發電的快速發展和局部地區風電并網發電量的增加，風電機組輸出電能的品質越來越受到關注。在風電場的實際運行中，已經出現了因風電電能質量問題對局部電網產生不良影響的情況，因而有必要對此類問題進行分析和研究。

為了保證電能安全經濟地輸送、分配和使用，理想供電系統的運行應具備以下基本特性：

(1)以單一恒定的電網標稱頻率、規定的電壓等級和以正弦函數波形變化的交流電向用戶供電，并且這些參數不受用電負荷特性的影響；

(2)始終保持三相交流電壓和負荷電流的平衡；

(3)電能供應充足。

國際電工標準IEC61400—21(該標準第一版出版于2001年12月，2008年8月進行了修訂)對并網風電機組的有功、無功、諧波和閃變等電網特性的測試都做了細致的說明。但就我國目前風電場運行情況來看，由于風電機組遠程控制的通訊標準不統一，風電場的有功和無功功率輸出還不能實現自動化調度，因而現階段行業內更關心的是風電機組長期運行中輸出電能的諧波和閃變，以及機組的低電壓穿越能力和對三相電壓不平衡的適應能力。

本文中對四款風電機組的電能測試報告進行比較和分析，為便于表述，規定其中A為750kW定槳失速型機組，B為2MW變速恒頻全饋機組，C為2．5MW變速恒頻雙饋機組，D為運達(WD77—1500A／1500kW)變速恒頻雙饋機組，以下分別對四款機組輸出電能的閃變和諧波進行比較和分析。

l 閃變

并網風電機組引起的電壓波動和閃變的根本原因是其輸出功率的波動。影響風電機組輸出功率的因素有很多，例如空氣密度P、葉輪轉速∞、槳距角β和風速v的變化，其中風速的自然變化是主要因素。在并網風電機組持續運行過程中，由于受塔影效應、偏航誤差和風剪切等因素的影響，風電機組在葉輪旋轉過程中會產生轉矩不穩定，而轉矩不穩定將造成風電機組輸出功率的波動。

國際電工標準IEC61400—21要求對閃變進行測量的最終目的是評估風電機組對電網的影響。衡量閃變的指標有短時間閃變值和長時間閃變值。短時間閃變值是反映短時間閃變強弱的量值；長時間閃變值由短時間閃變值推出，是反映長時間閃變強弱的量值。閃變測量分為持續運行和切入過程時兩種情況，切入過程又可分為在切入風速時、在額定風速時和大小發電機在最差條件下切換時的三種方式。

持續運行時，閃變是按照IEC61400—21的要求分別在不同的電網阻抗角(=30°、50°、70°、85°)和不同的年平均風速(V：6.0m／s、7.5m／s、8.5m／s、10.0rn／s)測量和計算得出的。

并網風電機組的公共連接點短路比越大，風電機組引起的電壓波動和閃變越小；當電路X／R比很小時，并網風電機組引起的電壓波動和閃變很大，在線路阻抗角為60°～70°時，并網風電機組引起的電壓波動和閃變最小；隨著年平均風速的增加，閃變會有所增加。對所測量的四款風電機組的閃變最大、最小值進行比較，得到的數據如表1。

風電機組切人有三種方式：切人風速、額定風速、大小發電機在最壞情況下切換。對四款風電機組給出最大、最小閃變階躍因子和電壓變化因子進行比較，比較結果如表2。通過對四型風電機組閃變測量(閃變系數值、閃變階躍因子值、電壓階躍因子值)數值的比較，可以發現A型機組與其他風電機組的性能有很大的差距，這些巨大的差異來源于A型風電機組是定槳型風電機組，而其他廠家的風電機組均為變速恒頻型機組，它們的功率控制方式和并網的方式都有很大差異。

同樣是變速恒頻機組，運行中的閃變大小取決于機組選用葉片的氣動特性以及機組的控制能力，在滿足電能指標要求的情況下，并非閃變越小越好。如果機組單純以輸出電能穩定為原則，那么在時變的風況作用下，必然需要對變槳系統和變頻器進行更為頻繁的控制，這會大幅度地增加傳動系統的疲勞載荷，同時也可能導致傳動系統轉速波動范圍的加大。

對于切入過程中的閃變指標，B型風電機組優于其他變速恒頻機組，可見全功率變換的能量傳遞方式使機組在并網過程中，功率變化更為平穩。

2 諧波

傳統的定槳風電機組采用感應發電機直接連接電網的方式，因而不被認為是諧波源。變速恒頻機組不同程度地采用了大功率電力電子設備，對電力和信號傳輸都存在嚴重影響，所以進行諧波測量是必需的。諧波測量給出了每一次諧波電流10min平均值中的最大值以及在此期間的有功功率值，當單次諧波電流值小于0.1％額電電流，時不必報告，總的最大諧波電流總畸變率(諧波電流占額定電流的百分比，％)是一個衡量諧波大小比較重要而直觀的參數，對于B、C、D型風電機組的比較見表3。

圖1～圖3分別給出B、C、D所測量的各次諧波電流值。

從上述比較可見，全饋或雙饋并非對風電機組輸出諧波指標有決定性的影響，比之更加重要的是機組選用的變流器與發電機的特性。和閃變指標不同，在任何情況下諧波都應被降低到最低限度，因為諧波除了使電能的產生、傳輸和利用的效率降低，對通信產生干擾外，對傳動系統的振動也有很大的不利影響。

3 展望

隨著風電事業的發展，現代電網與負荷構成出現了新的變化趨勢，由此帶來的電能質量問題越來越引起電力部門和電力用戶的高度重視。因此，國際電工委員會(IEC)于2008年8月對IEC61400—21標準進行了技術修訂，新增加了如下項目：

(1)間諧波和高次諧波電流的失真(9kHz)；

(2)電壓下降的反應；

(3)有功斜率的限制和控制點的設置；

(4)無功容量和控制點的設置；

(5)電網保護和電網故障后重接時間。

以上新增加的測量項目對風電機組并入電網有了更加嚴格的要求，在以后的測量和評估中，應該盡可能地涉及到這些項目，只有這樣才能使風電機組所提供的電能質量最大限度地滿足電氣設備的正常工作，保證電能安全經濟地輸送、分配和使用。

在測風數據插補和修正中，錯誤數據必須更正，但是異常數據是否正確，這要視具體情況確定。例如：國家標準《風電場風能資源評估方法》對于風速標準偏差這一參數沒做出合理的范圍規定，技術人員在遇到風速標準偏差為零的情況就沒有參考標準，而要根據具體情況和積累的經驗來確定數據的正確與否。

在利用《風電場風能資源評估方法》推薦的參數范圍對風場所測原始數據進行檢驗的過程中，應根據同塔各高度層的數據特點，結合自然規律對符合國家標準的數據認真分析，從而判斷其合理性。對不在國標推薦的合理范圍內的異常數據，判斷時應根據風場地形、氣象條件、風場風況變化及周圍測風塔的資料變化趨勢來綜合分析數據是否合理。