黃永寧，張爽，周建麗，周喜超

（1.寧夏電力公司電力科學研究院，銀川市 750001；2.甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州市 730050）

0 引 言

近2年我國風力發(fā)電建設(shè)勢頭依然強勁［1］，2012年我國風電新增裝機容量14.05GW［2］，占全球新增容量1／3以上，累計風電裝機容量達到76.41GW，繼續(xù)領(lǐng)跑全球風電裝機規(guī)模［3］。由于風力發(fā)電以風作為動力源，受風能隨時變化的自然特性、風電機組機理構(gòu)造以及風速風向的時空分布等影響，風電大規(guī)模并入電網(wǎng)將會對網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量造成嚴重影響，如電壓波動、風電機組風剪切、塔影效應(yīng)導(dǎo)致的電壓波動和閃變以及變速風電機組變流器導(dǎo)致的諧波等問題［4－7］。目前，我國投運的并網(wǎng)風力發(fā)電機組分為定槳定速型和變槳變速型2類［8］，其中后者的容量一般是1MW，是目前風力發(fā)電機的主流產(chǎn)品；前者為早期產(chǎn)品，機組容量多為1MW以下。由于機組結(jié)構(gòu)和工作原理不同，不同類型的風力發(fā)電機對電能質(zhì)量造成的影響特點亦不相同，因此有必要對這2種風力發(fā)電機類型對網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量造成的影響進行系統(tǒng)分析，為有針對性地進行風電場電能質(zhì)量治理提供參考［9－11］。

本文針對變速機組和定速機組，分析不同類型風力發(fā)電機引起網(wǎng)側(cè)電壓偏差、電壓波動和諧波等電能質(zhì)量問題的原理；基于PSCAD／EMTDC分別建立定速風力發(fā)電機和變速風力發(fā)電機電能質(zhì)量特性仿真模型，分別對變速風力發(fā)電機和定速風力發(fā)電機引起的電壓偏差、電壓波動和諧波問題進行仿真分析，得到不同風力發(fā)電機類型對網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量特性影響的結(jié)論。

1 風力發(fā)電機引發(fā)的電能質(zhì)量問題

1.1 風力發(fā)電機引起電壓偏差

電力系統(tǒng)中負荷增減、發(fā)電機出力變化、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)變化等因素均可引起系統(tǒng)功率不平衡，這就意味著系統(tǒng)中會有大量的功率流經(jīng)輸電線路和變壓器。由于線路和變壓器中存在阻抗，因此會在線路和變壓器首、末端電壓出現(xiàn)差值，這是引起系統(tǒng)電壓偏差的根本原因。風電并網(wǎng)造成的電壓偏差的等值電路圖和相量圖如圖1所示。

圖1 風電場接入系統(tǒng)簡化等值電路Fig.1 Simplified equivalent circuit of wind farm integration

圖1中，風電場經(jīng)過輸電線路（等效阻抗Z＝R＋j X）接入電網(wǎng)，和分別為風電場高壓側(cè)端電壓和電網(wǎng)電壓。當風電場運行時，向系統(tǒng)送出有功功率（P＞0），風電場出線上的壓降為

由圖2可知，線路上的壓降可分為縱分量和橫分量，由于線路首末端相角差較小，橫分量可忽略不計，則線路壓降可近似看作縱分量，即

在高壓輸電網(wǎng)中，X?R，因此無功功率對電壓降的影響遠遠大于有功功率。

如果不考慮線路分布電容的影響，對于由定速機組構(gòu)成的風電場，當其輸出有功功率增長時，其吸收無功功率也增長，同時由于線路送出有功功率的增長還會導(dǎo)致線路電抗消耗的無功功率也增長，當PR＋QX＞0時，風電場端電壓就會低于電網(wǎng)電壓。對于由變速機組構(gòu)成的風電場，由于能夠?qū)崿F(xiàn)有功功率和無功功率的解耦控制，風電場與電網(wǎng)之間不交換無功功率（Q＝0），但當變速機組出力較高時，由于傳輸有功功率而在線路上消耗無功功率，也可能會造成電壓降落。若考慮線路分布電容的影響，風電場停發(fā)或者出力較低時，無論是哪種機組構(gòu)成的風電場，線路上的容性充電功率將會使風電場端電壓高于電網(wǎng)電壓［12］。

1.2 風電場引起電壓波動

由式（1）可以看出：當風電機組輸出功率波動時，將會引起風電機組機端電壓和風電場并網(wǎng)點電壓波動，從而引起電網(wǎng)電壓波動；當風電機組輸出功率波動幅度較大時，甚至引起可察覺的閃變現(xiàn)象。另外，由風電機組的機械功率表達式可知

式中：ρ為空氣密度，kg／m3；A 為葉片掃風面積，m2；v為風速，m／s；CP為風能利用系數(shù)，根據(jù)Betz理論，其理論最大值為0.593，CP是葉尖速比λ和槳距角β的函數(shù)。λ的表達式為

式中：ω是葉輪轉(zhuǎn)速，rad／s；r是葉輪半徑，m［13］。

由式（3）可知，風電機組的輸出功率與風速、空氣密度有關(guān)，其值隨風況在零功率和額定功率之間不斷波動。定速風電機組吸收的無功功率隨輸出有功功率的變化而變化，引起電網(wǎng)電壓的變化較大；而變速風電機組一般采用恒功率因數(shù)控制方式，因此其無功功率波動相對較小。

另外，引起風力發(fā)電機輸出機械功率波動的因素還有：受塔影效應(yīng)、偏航誤差和風剪切等因素的影響，葉輪在旋轉(zhuǎn)過程中的轉(zhuǎn)矩不穩(wěn)定，從而使風電機組的輸出功率發(fā)生波動；典型的切換操作包括風電機組啟動、停止和發(fā)電機切換，這些切換操作引起功率波動，并進一步引起風電機組端點及其他向量節(jié)點的電壓波動和閃變。

1.3 風電場引起諧波

對于風電機組來說，發(fā)電機本身產(chǎn)生的諧波是可以忽略的，諧波主要來源于風電機組中采用的電力電子元件。對于直接和電網(wǎng)相連的定速風力發(fā)電機，在連續(xù)運行過程中沒有電力電子器件參與，因而也基本沒有諧波產(chǎn)生，當機組軟并網(wǎng)裝置處于工作狀態(tài)時，將產(chǎn)生諧波電流，但由于投入的過程較短，發(fā)生的次數(shù)也不多，這時的諧波注入通?？梢院雎裕虼酥苯硬捎卯惒桨l(fā)電機與電網(wǎng)連接的風力發(fā)電機諧波分量不大。

對于采用變速技術(shù)的雙饋異步發(fā)電機和同步發(fā)電機而言，機組采用大容量的電力電子元件，直驅(qū)永磁同步風力發(fā)電機組的交直交變頻器采用可控脈寬調(diào)制（pulse－width modulation，PWM）整流或不控整流后接DC／DC變換，在電網(wǎng)側(cè)采用PWM逆變器輸出恒定頻率和電壓的三相交流電［14］；雙饋式異步風力發(fā)電機組定子繞組直接接入交流電網(wǎng)，轉(zhuǎn)子繞組端接線由3只滑環(huán)引出接至1臺雙向功率變換器，電網(wǎng)側(cè)同樣采用PWM逆變器，定子繞組端口并網(wǎng)后始終發(fā)出電功率。變速風電機組并網(wǎng)后變流器將始終處于工作狀態(tài)，由于變流器的開關(guān)頻率是不固定的，采用強制換流變流器的變速風電機組不但會產(chǎn)生諧波而且還會產(chǎn)生間諧波，而運用PWM開關(guān)變流器和合理設(shè)計的濾波器能夠使諧波畸變最小化，甚至可以使諧波的影響忽略。諧波電流大小與輸出功率基本呈線性關(guān)系，也就是與風速大小有關(guān)。在正常狀態(tài)下，諧波干擾的程度取決于變流器裝置的設(shè)計結(jié)構(gòu)及其安裝的濾波裝置狀況，同時與電網(wǎng)的短路容量有關(guān)。除此之外，如果風力發(fā)電機的并聯(lián)補償電容器與線路電抗發(fā)生諧振，對諧波會起到嚴重的放大作用［5］。

2 風電場仿真模型

風電場的電能質(zhì)量特性受風力發(fā)電機類型、風力發(fā)電機結(jié)構(gòu)及風速等多方面的影響，并且還受到所接入電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)參數(shù)影響。為了進一步研究不同風力發(fā)電機類型對網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量特性的具體影響，基于PSCAD／EMTDC，分別建立了用于分析定速風力發(fā)電機和變速風力發(fā)電機電能質(zhì)量特性的仿真模型，對風電場并網(wǎng)產(chǎn)生的電能質(zhì)量問題進行仿真分析。

定速風力發(fā)電機仿真系統(tǒng)模型如圖2所示，設(shè)風電場容量為105MVA，等效了140臺0.75MVA定速風力發(fā)電機。風力發(fā)電機額定電壓690V，經(jīng)0.69kV／11kV升壓變接入風電場11kV／115kV主升壓變。由于定速風力發(fā)電機均配備補償電容，因此本仿真還加入了可根據(jù)所需無功功率進行投切的補償電容器。該定速風力發(fā)電機的轉(zhuǎn)矩可控，并且該轉(zhuǎn)矩受風速變化的影響，可對陣風（gust wind）、干擾風（noise wind）以及漸變風（ramp wind）3種風速變化下風力發(fā)電機的電能質(zhì)量特性進行仿真分析。

變速風力發(fā)電機仿真系統(tǒng)模型如圖3所示。由于直驅(qū)式永磁同步風力發(fā)電機組的電壓無功外特性與采用相同控制目標的雙饋式異步風力發(fā)電機組相同，因此本文僅將雙饋型風力發(fā)電機作為分析對象。

設(shè)定風電場容量為140MVA，等效了70臺2MVA的雙饋風力發(fā)電機。該仿真模型既可以實現(xiàn)定無功功率控制，也可實現(xiàn)定功率因數(shù)控制，但未采用變槳距控制。同時，也可對陣風、干擾風以及漸變風3種風速變化下風力發(fā)電機的電能質(zhì)量特性進行分析。這2類風電場所接入的系統(tǒng)條件相同，均為110kV系統(tǒng)母線，并且該母線接有60MW＋j7MVar的負荷，為了排除系統(tǒng)參數(shù)對風電機組電能質(zhì)量特性的影響，本仿真所設(shè)定的系統(tǒng)短路容量較大，等效為理想電源。

3 風電場網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量特性仿真分析

3.1 風電場電壓偏差特性仿真分析

3.1.1 定速風力發(fā)電機風電場電壓偏差特性分析

在基本風影響下，定速機組風電場在不同出力下與電網(wǎng)無功交換情況及110kV側(cè)電壓變化情況如圖4所示，圖中U為風電場出口電壓。

圖4 定速風力發(fā)電機風電場的電壓偏差Fig.4 Voltage deviation of wind farm with fixed－speed wind turbine

由圖4（a）可看出，當風電場輸出功率在最大出力的30%以內(nèi)時，無功交換量隨風場出力的變化不大，基本維持在31Mvar左右；當風電場出力介于30%60%時，隨著輸出有功功率的增加風電場從電網(wǎng)汲取的無功功率量增至40Mvar；而當出力超過60%時，風電場汲取無功功率隨有功輸出功率的增加迅速增至70Mvar；網(wǎng)側(cè)110kV側(cè)電壓標幺值由0.96pu降至0.95pu，繼而驟降為0.91pu。風力發(fā)電機出力60%以下時投入30Mvar補償電容，而高于80%時投入40Mvar補償電容。

由圖4（b）可看出：定速風場加裝補償裝置后，當出力超過60%時，風電場與電網(wǎng)的無功交換量已明顯減小，對應(yīng)的110kV側(cè)電壓標幺值可維持在0.97pu左右。

3.1.2 變速風力發(fā)電機風電場的電壓偏差特性分析

雙饋變速風力發(fā)電機可實現(xiàn)定無功功率控制或定功率因數(shù)控制，因此在理想情況下無需加裝任何無功補償裝置。采用定功率因數(shù)（110kV側(cè)功率因數(shù)恒為0.98）控制和定無功控制（110kV側(cè)無功功率恒為20Mvar）時，風電場出力變化情況下升壓變110 kV側(cè)的有功、無功和電壓變化曲線如圖5所示。

圖5 變速風力發(fā)電機風電場的電壓偏差Fig.5 Voltage deviation of wind farm with variable－speed wind turbine

由圖5（a）可看出，當風電機組采取定功率因數(shù)控制時，風電場吸收的無功功率隨輸出有功功率的增加而增大，但由于設(shè)定的功率因數(shù)較大，風電場升壓變壓器110kV高壓側(cè)母線電壓及經(jīng)過7km傳輸線后的系統(tǒng)母線電壓均能保持在1.0pu左右。

由圖5（b）可看出，當風電機組采取定無功功率控制時，無功功率能夠在風力發(fā)電機輸出有功功率變化的情況下保持不變，從而保證系統(tǒng)側(cè)母線電壓也能基本恒定在1.0pu左右?？梢姡p饋變速風力發(fā)電機可靈活的實現(xiàn)定無功功率（超前和滯后）和定功率因數(shù)控制，因此其對電網(wǎng)的電壓偏差影響較小。

3.2 風電場電壓波動特性仿真分析

3.2.1 定速風力發(fā)電機風電場的電壓波動特性

由定速風力發(fā)電機組成的風電場在陣風、漸變風、干擾風和混合風這4種風速干擾情況下輸出有功功率、無功功率及110kV網(wǎng)側(cè)母線電壓的變化情況如圖6所示。

由圖6可看出，由定速風力發(fā)電機組成的風電場在4種風速擾動下均會產(chǎn)生不同程度的電壓波動情況，其波動特性與風速的波動特性直接相關(guān)。

3.2.2 變速風力發(fā)電機風電場的電壓波動特性

鑒于目前絕大多數(shù)雙饋變速風力發(fā)電機均采用定功率因數(shù)控制方式，因此本節(jié)變速風力發(fā)電機風電場電壓波動特性仿真以定功率因數(shù)方式控制。圖7為由變速風力發(fā)電機組成的風電場在陣風、漸變風、干擾風和混合風這4種風速干擾情況下的輸出有功功率、無功功率及110kV網(wǎng)側(cè)電壓的變化情況。

由圖7可知，由于變速風力發(fā)電機可采取定功率因數(shù)方式運行，因此風速的變化對由變速風力發(fā)電機組成的風電場網(wǎng)側(cè)電壓影響不大，在4種風速擾動下，110kV網(wǎng)側(cè)電壓值能夠維持在1.0pu左右。

3.3 風電場諧波特性仿真分析

直接和電網(wǎng)相連的定速風力發(fā)電機，在連續(xù)運行過程中沒有電力電子器件參與，因而也基本沒有諧波產(chǎn)生。根據(jù)IEC相關(guān)標準，不考慮采用定速機組的風電場諧波影響，本節(jié)主要對變速機組組成的風電場諧波特性進行仿真分析。

風電場處于連續(xù)運行狀態(tài)時，網(wǎng)側(cè)并網(wǎng)點上多臺風力發(fā)電機引起的諧波電流計算公式為

式中：Nwt為連接到并網(wǎng)點的風力發(fā)電機數(shù)目；Ih為并網(wǎng)點上的h階諧波電流畸變；ni為第i個風力發(fā)電機變壓器變比；Ihi為第i個風力發(fā)電機h次諧波電流畸變；β為標準中給出的指數(shù)。

圖6 定速風力發(fā)電機風電場在4種風速干擾下的電壓波動Fig.6 Voltage fluctuation of wind farm with fixed－speed wind turbine under four kinds of wind interference

由于雙饋變速風力發(fā)電機存在大功率交直交變流器，因此變流器所采用的控制方法直接決定了風力發(fā)電機的諧波特性。仿真雙饋風力發(fā)電機整流側(cè)采用CRPWM控制方法，逆變側(cè)采用SPWM控制方法，且未加裝任何濾波裝置。變速風力發(fā)電機風電場出力70%情況下，網(wǎng)側(cè)110kV母線各次諧波電流值及含有率情況如表1所示。

圖7 變速風力發(fā)電機風電場4種風速干擾下的電壓波動Fig.7 Voltage fluctuation of wind farm with variable－speed wind turbine under four kinds of wind interference

表1 變速風力發(fā)電機風電場網(wǎng)側(cè)各次諧波電流Tab.1 Grid－side harmonic currents of wind farm with variable－speed wind turbine

由表1可看出，在本文選取的整流側(cè)和逆變側(cè)控制方式下，變速風力發(fā)電機風電場網(wǎng)側(cè)母線各次電流諧波含量均較高，其中3、5、7次諧波含量最大，并且存在豐富的偶次諧波。實際中，可進一步采用加裝輸入輸出電抗器、LC濾波器、低通濾波器等措施減小風力發(fā)電機注入電網(wǎng)的諧波。

4 結(jié) 語

（1）在不加補償裝置情況下，定速風力發(fā)電機構(gòu)成的風電場網(wǎng)側(cè)電壓偏差受風電出力的影響較大，尤其當風電出力超過60%以后，風電場吸收無功隨風電出力增長迅速，相應(yīng)的網(wǎng)側(cè)電壓的下降幅度也非常明顯；加裝無功補償裝置后，可在一定程度上減輕電壓的跌落，并將網(wǎng)側(cè)電壓穩(wěn)定在國標水平。變速風力發(fā)電機構(gòu)成的風電場由于可以采取定功率因素控制及定無功功率控制，因此網(wǎng)側(cè)電壓偏差受風電出力的影響不大。

（2）在陣風、漸變風、干擾風和混合風這4種風速干擾下，定速風力發(fā)電機構(gòu)成的風電場會產(chǎn)生不同程度的電壓波動情況，其波動特性與風速的波動特性直接相關(guān)；而變速風力發(fā)電機由于多采取定功率因素方式運行，因此風速的變化對由變速風力發(fā)電機組成的風電場網(wǎng)側(cè)電壓波動情況影響不大，110 kV網(wǎng)側(cè)電壓值能夠保持在1.0 pu左右。

（3）由于定速風力發(fā)電機在連續(xù)運行過程中沒有電力電子器件參與，因而基本不產(chǎn)生諧波；而變速風力發(fā)電機風電場由于在整流側(cè)和逆變側(cè)采用了大量電力電子元件，故網(wǎng)側(cè)母線各次電流諧波含量均較高，其中3、5、7次諧波含量最大，并且存在豐富的偶次諧波。

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