风电场对电能质量的影响

【摘要】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。本文分析了风电场对电能质量影响的几点因素。

【关键词】风电场；电能质量；影响因素

风力发电能够顺利并入一个国家或地区电网的电量，主要取决于电力系统对供电波动反应的能力。因为风的随机性，在运行时对无功的需要和无功只能就地平衡等原因导致电网电压造成一定量的影响；风电机组在连续运行或者是在进行切换操作的工程中可能引起的电压波动和闪变问题，因为采用了大功率的电力电子装置，变速风电机组在运行的过程中还将产生更高次的谐波并注入电网。以风力发电作为电源，并具有间歇性和难以调节的特性，是风电场电能质量不稳定的根本原因。

电能质量的定义是：导致用电设备故障或不能正常工作的电压、电流或频率的偏差，其内容包括频率偏差、电压偏差、电压波动与闪变、三相不平衡、暂时或瞬态过电压、波形畸变、电压暂降与短时间中断以及供电连续性等。理想状态的公用电网应该以恒定的频率、正弦波形和标准的电压对用户供电，与此同时，在三相交流系统中，各项电压与电流的幅值应该是大小相等、相位对称并且互差120度。但是由于系统中的发电机、变压器和线路等设备非线性或者不对称，负荷性质多变，加之调控手段不完善及运行操作、外来干扰和各种故障等原因，这种理想状态并不存在，因此产生了电网运行、电力设备和供用电环节中的各种问题。

1.电压偏差

电压偏差问题是普遍关系到全国工业和生活用电利益的问题，并非仅关系某一地域或某一部门。从政策角度来看，则是贯彻节能方针和逐步实现现代化的重要问题。

大型风电场和风电场周围的地区，经常会存在电压变动较大的情况。定速风力发电机组启动的时候，都会产生比较大的冲击电流。一台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对比较小，但是在并网过程中至少能持续一段时间以后（约为几十秒）才消失，如果多台风力发电机组同时直接并网，将会导致电网电压暂降，所以，多台风力发电机组的并网要分组才能进行，并且一定要有一定的时间间隔才可以。当风速超过切出风速或者发生故障时，风力发电机则会从额定出力状态下自动的退出并网状态，大面积风力发电机的脱网将会导致电网电压的突然下降，机组较多的电容补偿会因为抬高了脱网前风电场的运行电压，很可能因袭电网电压的急剧下降。

电压偏差是衡量电力系统正常运行与否的一项主要指标。因为风力发电机组自身的无功电压的特性，不管是定速机组还是变速机组都对其接入的电网特别是接入点的电压有较大的影响。根据我国《风电场接入电力系统技术划定》，当风电场的并网电压为ll0kv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l0%。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%。

风电场参与电压调节的方式主要包括调节风电场的无功功率和调节整个风电场电压变电站主要变压器的变化。风电场在无功率是应当能够在它容量的范围内进行自动的调节，使风电场变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值的和不超过额定的10%，一般应该控制在额定电压的—3%—7%。风电场变电站的主要变压器适宜采用有载调压变压器。分接头切换则可以手动控制或者自动控制，根据电力调节部分的指令进行相应的调制。

风电场的无功电源主要包括风力发电机组以及风电场的无功补偿装置。首先应该合理利用风力发电机组的武功容量和它的调节能力，因为如果仅仅依靠风力发电机组的无功容量是不能满足系统电压调节的需要的，那么就需要考虑到在风电场加装无功补偿装置。风电场无功补偿装置可以采用分组投切的电容器或者是电抗器租，必要是则采用连续调节的静止无功补偿器或者是其他的更为先进的无功补偿装置。

当风电场工作在不同的输出功率时，风电机组的可控制功率的变化范围是—0.95—0.95。风电场无功功率的调节范围以及它的相应速度应当满足风电场并网点电压调节的需要。在某些原则上，风电场升压变电站高压侧功率因数按1.0配置，在运行过程中可以按—0.98—0.98控制。

2.频率偏差

在电力系统内，发电机发出的功率和用电设备以及送电宿舍呗消耗的功率时不平衡的，这将引起电力系统频率的变化。系统有功但是功率并不平衡是产生频率偏差的根本原因。当系统负荷超过或者低于发电厂的出力时，系统频率就要降低或者升高，发电厂出力的变化就会同样引起系统频率的变化。在系统有旋转备用容量时，发电厂出力就能通过调节器较快的适应负荷的变化，所以负荷变化引起的频率偏差值较小。如果没有旋转备用的容量，负荷增大引起的频率下降将较大。电力系统的负荷始终随着时间在不断地变化，要随时保证发电厂的有功功率和用户的有功功率的平衡，维持系统的频率恒定，所以，电力系统应该具有一定的旋转备用容量，一般运行的备用容量要求达到1%—3%。

我国发电机发出的正弦交流电每秒钟的交变次数为50Hz，此频率即为我国规定的工业频率，通称为“工频”。电力系统中所有的电气设备都是在50Hz的频率下工作的。在电力系统正常运行情况下，电网装机容量小于3000Mw时，系统频率偏差允许值为土0.5Ks。当电网装机容量达3000MW及以上时，频率偏差则不得超过土0.2Hz。在电力系统非正常工作状况下。供电颇率允许偏差不应超过土1.0Hz。正常运行情况下影响电网频率的主要因素是发电机的转速.其频率的调整要靠发电厂调节发电机转速来实现。

频率变动是指频率变化过程中相邻极值频率之差。根据国标规定，用户冲击负荷引起的系统额变动一般不得超过士0.2Hz，根据冲击负荷性质和大小以及系统的条件也可适当变动限值，但应当保证近区电力网、发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。

冲击负荷即在生产或运行过程中周期性或非周期性地从电网中取用快速变动功率的负荷。工作中要注意的是，用于频率偏差指标评定的测量，须用具有统计功能的数字式自动记录仪表，其绝对误差不大于0.01Hz。

风力发电机组的最大功率变化率包括一分钟的功率变化率和十分钟的功率变化率，也可以根据风电场所接入的系统的电网状况和风力发电机组运行的特性以及技术性能指标等等，由电网运营企业和风电场开放商共同确定。在风电场并网和风速增长的过程中，风电场的功率变化率应当满足这个要求，也适用于风电成的正常停机，可以接受因风速降低而引起的长处最大变化功率的情况。

大型电网具有充足的备用容量和调节能力，风电接入，一般不会考虑到频率稳定性的问题。但是对于孤立运行的小型电网，风电带来的频率偏移和稳定性的问题是不能够忽视的。为了保证电网的安全与稳定，在正常的情况下，电网应该留有2%-3%的机组旋转备用容量。因为风电具有随机的波动性，它的发电出力随风能大小的变化而变化，为了保证正常供电，电网需要根据并网的风电容量增加相应的旋转备用容量，风电上网越多，选装备用容量也就越多。为了满足风电机组并网的运行，必须来降低网内其他电厂和整个电网运行的经济型来作为代价。

为了防止系统低（高）频率的运行，主要应当采取提高日负荷曲线预测精度的对策，使计划开机的发电出力和实际的负荷偏差较少；为了充分发挥ACC的功能，需要严格要求在正常运行方式下系统频率偏差不大于规定值。在发生故障的情况下，系统频率下降时，动用系统旋转备用容量，进行低频率减负荷的方式，自动切除部分次要负荷；当频率升高时，快速减少发电机出力，绅士进行高频率切机，来使系统频率尽可能快的恢复在额定值附近。

日前，多数电力系统高峰容量的不足，很可能出现低频率的运行。在这种情况下，可以选用适当的峰谷电价差，鼓励用户避开高峰用电或者减少用电；对用电大户应当实行计划用电，尽量不超标用电。保证系统频率质量，只有电力部门和用户共同努力才能得以实现。

3.电压波动

电压波动是指电网电压的幅值（或有效值）的快速变动或电压包络线的周期性变动，是由于负荷急剧变动的冲击性负荷及短时重复制工作负荷所引起的。电压波动值D、指电压调幅波中两个极值电压的均方根值之差，以额定电压的百分数表示。

电压波动为一系列电压变动或工频电压包络线的周期性变化。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。电压的波动值为电压方均根值的两个极值Umax和Umin之差?U之差，常以其额定电压UN的百分数表示其对百分值，即

?U=[（Umax-Umin）/UN]×100%

电压波动的波形是以电压均方根值或峰值电压的包络线作为时间函数的波形。在分析时抽象地将工额电压U看做载波，将波动电压U’看做调幅波。在单一频率的正弦调幅波U’加在工频载波电压U的稳态情况下，Um’为调幅波的峰值，?U’为调幅波的峰值，?U’为调幅波U’的峰峰值，即?U’=2U’，如图1所示。

大容量设备启动或停止会引起母线电源电压的波动，产生瞬态的低电压或高电压。国标GB/T12326-1990规定了我国电力系统公告并网点允许的电压波动：10kv及以下为2.5%；35-110kv为2%；220kv及以上为1.6%。

4.电压闪变

电压波动造成灯光照度不稳定的人眼视感反应称为闪变，严格地讲，闪变是电压波动引起的有害结果，是指人对照度波动的主观视觉反应，不属于电磁现象。电压波动和闪变会引起许多电气设备不能正常工作，闪变的主要影响因素是电压波动的幅值和频率，和照明装置特性及人对闪变的主观视感有关。通过对闪变实验的研究发现，闪变的最大觉察频率范围是0.05—35Hz，闪变敏感的频率范围为6—12Hz，正弦调幅被在8.8Hz的照度波动最为敏感。

4.1影响风力发电机组闪变的因素

风况对风电机组引起的电压波动和闪变具有直接的影响，风速变化、塔影效应、风剪切、偏航误差等因素均会引起风电机组输出功率的波动，尤其是平均风速和湍流强度。由于风率的增加与风速的三次方成正比，在额定风速以上的区域，风速波动引起的功率波动也比较大。

由于塔影效应和风剪切偏以及航误差等因素所引起的功率波动频率和风力机的转速有关，对于现代三叶片的风电机组来说，它的功率波动的频率为三倍的风力机叶片旋转频率，也就是人们常说的3p频率。3p频率范围一般情况下为1.2Hz，该频率下的风电机组所输出的功率波动幅度有的时候或许可以达到瞬时平均功率的20%。

抛开风状况的影响和风电机组的特性外，风电机组抛开风状况的影响还有风电机组的特性外，风电机组接入系统的电网结构后，也对电压波动和闪变有较大的影响。代表电网强度的参数主要有：带公共连接点的电源阻抗、电网线路的阻抗和感抗之比、传统发电系统的容量和风电机组容量的比等等。影响风电机组引起电压波动和闪变的主要因素是风电场公共连接点的短路比和电网线路的风力，公共连接点处节点短路的容量越大，风电机组引起的电压波动和闪变就越小，适当的风力可以有效的使有功功率引起电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉，进而使总的平均闪变值有所降低。

4.2风力发电机组闪变的测量计算

依据并网风电机组电能质量的国际电工标准规定，并网型风力发电机组的电压波动测量分为连续运行过程和切换运行过程；分开测量能反映出在连续运行过程中风力发电机组的闪变具有随机噪声的特征，在切换运行状态下的闪变和电压变化则有许多时间上的限制。

5.结论

某地区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：风电机组机端电压升高；谐波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。

（1）风电场并网后可能引起电网电能质量问题。风电场并网技术规定按照国内已经颁布的有关标准而制定。风电机组和风电场电能质量测试与评估方面按照IEC61400-21标准执行。

（2）风电场在公共连接点处引起的电压变动d（%）应当满足表1的要求。

（3）风电场所接入的公共连接点的闪变干扰值GB12326-2000《电能质量、电压波动和闪变》的要求，其中风电场多引起的长时间的闪变值和短时间闪变值按照风电场装机容量和公共连接点上的干扰源总容量之比进行合理分配。

（4）风电场采用带电力电子变换器的风电机组或者无功补偿设备时则需要对风电场注入系统的谐波电流做出的限制。风电场躲在的公共连接点的谐波注入电流用该满足GB/T14549-1993《电能质量、公用电网谐波》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床装机容量和公共连接点上的具有谐波的发电，供电设备总容量之比进行分配。