风电系统的接入对电网电压波动与闪变的影响

风电场引起的电压波动与闪变问题并网型风电场运行过程中可能会引起电网电压波动，进而可能引起闪变现象。其主要的原因是风速的随机变化特性，以及风电机组本身的一些固有特性的影响，如风剪切、塔影效应、叶片重力偏差以及偏航误差等。风电场引起的电压波动和闪变问题是又一个值得关注电能质量问题。本章将首先介绍电压波动和闪变的基本概念，然后详细分析风电机组及风电场产生闪变的原因。一电压波动与闪变的定义电压波动定义为一系列电压变动或者连续的电压偏差。电压波动值为电压均方根值的两个极值U和U•之差AU，常以额定电压U的百分数表示其相对百分值，即maxmin NAV=AUx100%UN(1)U-U

=max ninX100%UN虽然电压波动会引起部分电气设备不能正常工作，但由于实际运行中出现的电压波动值往往小于电气没备对电压敏感度门槛值，可以说由于电压波动使得电器设备运行出现问题甚至损坏的情况并不多见。但对于照明电光源来说，电压波动会引起令人烦恼的灯光闪烁，严重时刺激人的视感神经，使人们难以忍受而情绪烦躁，从而干扰了正常工作和生活。通常，白炽灯对电压波动最为敏感。因此，在研究电压波动带来的影响时，通常选白炽灯光照设备受影响的程度作为判断波动是否能被接受的依据。从而引进了闪变这一概念。闪变一词是闪烁的广义描述，可以理解为白炽灯的电压波动造成灯光照度不稳定对人眼视感的反应。严格地讲，闪变是电压波动引起的有害结果，是指人对照度的波动的主观视觉反映。二电压波动与闪变的限值GB12326——2000给出了电压等级下闪变的限值，如表1所示：表1各级电压下的闪变限值电网电压等级LVMVHVPst1.00.9(1.0)0.8Plt0.80.7(0.8)0.6注：1、GB12326——2000中P和P每次测量周期分别取10min和2h。stlt2、 MV括号内的值仅适用于PCC连接的所有用户为同电压等级的场合。3、 GB12326——2000的电压等级划分：LV(UnW1kV)、MV(1kV<UnW35kV)、HV尺厂W220kV)三电压波动与闪变产生的原因传统电力系统中闪变产生的原因是电弧炉、轧钢机等大容量冲击性功率的装置运行造成的。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，研究电压波动和闪变必须立足于对输出功率波动的研究。图1为风电机组并网示意图，其中E为风电机组出口电压相量，U为电网电压相量，R、X分别为线路电阻和电抗，I为线路上流动的电流相量。IX图1风电机组并网示意图IX图1风电机组并网示意图如果风电机组输出的有功功率和无功功率分别为P和Q，则u=u=e-PR+QX-jPX-QR

E(2)由上式可以看出，当风电机组输出功率波动时，会引起电网的电压波动。电压波动有可能引起可察觉的闪变现象。P二0.5pAV3C(九,p)P(3)又由公式3可知，影响输出功率的因素有很多，如空气密度P、叶轮转速®、桨距角卩和风速V等。一般较快的风速变化约在0.1Hz数量级，而一般能够被人眼察觉的闪变频率范围在0.1Hz〜35Hz,所以快速风速变化引起可察觉的闪变的可能性很小。叶轮转速①和桨距角p的变化由风电机组类型和控制系统决定，先进的控制系统能够减小风电机组输出功率的波动。并网风电机组输出功率波动的原因主要是受到塔影效应、偏航误差和风剪切等因素的影响造成的。风电机组连续运行的过程中，在叶轮旋转一周的过程中产生的转矩不稳定转矩波动将造成风电机组输出功率的波动。风况对风电机组引起的电压波动和闪变具有直接影响，尤其是平均风速和湍流强度。随着风速的增大，风电机组产生的电压波动和闪变也不断增大。湍流强度对电压波动和闪变的影响也较大，其与电压波动和闪变成正比增长的关系。塔影效应是指风电机组塔筒对空气流动的阻碍作用，当叶片经过塔筒时，产生的转矩减少，远离塔筒时风速是恒定的，接近塔筒时风速开始增加，而更接近时风速开始下降。塔影效应对下风向类型风电机组的影响最严重。塔影效应可用频率为3P倍数（P为叶片的旋转频率）的傅里叶级数表示。由于叶片扫风面积内垂直风速梯度的存在，风剪切同样会引起转矩波动。风剪切可用风电机组轮毂为极点的极坐标下的二项式级数表示。常见的转矩和输出功率的波动频率与叶片经过塔筒的频率相同。对于三叶片风电机组来说，波动的主要频率为3P或3P的整数倍，这种频率下的周期性电压波动引起的闪变水平，有时会达到风电机组总闪变值的90%。一般情况下，3P频率的范围为1〜3Hz，最大波动幅度约为转矩平均值的20％。除了塔影效应和风剪切引起的输出功率波动外，在风电机组输出功率中还可以检测到频率为P的波动分量，其出现的主要原因可能是叶片结构或重力不完全对称。此外，频率为塔筒谐振频率的波动分量也比较明显，它可能是由于轮毂的横向摆动引起的。另外，不同类型的机型引起的闪变问题也不同，定速风电机组引起的闪变问题较为严重。变速风电机组能够平滑功率输出，一般来说，引起的闪变强度只相当于恒速风电机组的四分之一。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它向量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具有较大影响。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。合适的X/R值可以使有功功率引起的电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉，从而使总的平均闪变值有所降低。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，当对应得线路阻抗角为60度至70度时，电压波动和闪变最小。四电压波动与闪变的危害当系统的短路容量较小时，若产生随机地或周期性地大幅度电压波动，将导致电网上其他用户电压以相同的频率波动，危害其他馈电线路上用户的电气设备，严重时会使其他用户无法正常工作。由于一般用电设备对电压波动敏感度低于白炽灯，人们通常选择人对白炽灯的主观实感（即闪变），作为衡量电压波动危害程度的评价指标。电压波动的危害主要表现在以下方面：1） 照明灯光闪烁引起人的视觉不适和疲劳甚至难以忍受，从而降低了工作效率和生活质量。2） 电视机画面亮度变化，图像垂直和水平摆动，从而刺激人们的眼睛和大脑。3） 造成对直接和交流电源相接的电动机转速不均匀，不仅危害电机、电器正常运行及寿命，而且影响产品质量。4） 电子仪器、电子计算机、自动控制设备等工作不正常。5） 影响对电压波动较为敏感的工艺或者实验结果。6） 导致以电压相位角为控制指令的系统控制功能紊乱，致使电力电子换流器换相失败等。五电压波动与闪变的评估IEC61400——21《并网风电机组电能质量测试和评估》标准中给出了闪变计算与评估方法1）风电场连续运行过程闪变的评估为了更好地介绍IEC6140—21,这里将首先分析连续运行过程中风电机组长时间闪变系数和短时间闪变系数的关系作为铺垫。根据IEC61000-3-7,长时间闪变值可以由12个连续短时间闪变值立方平均值的立方根计算出，一般认为，风电机组的闪变是风速的函数，而风的状态一般很可能持续2h,所以12个连续的短时间闪变值可能相等。因此，对风电机组来说，长时间闪变系数等于短时间闪变系数。IEC61400——21首先给出了单台风电机组闪变的评估公式。连续运行期间由单台风电机组并网运行引起的第99分位点闪变值用式（4）估计4)S4)P=P=c(y,v).n

stltkaSk这里，c（y,v）为对于给定在公共连接点电网阻抗角屮，给定的现场风电机组轮毂高kak度的年平均风速v的风电机组的闪变系数；S为风电机组的额定视在功率；S为公共连接a n k点的短路容量；P为短时间闪变值；P为长时间闪变值。stlt对于现场实际的屮和v对应的风电机组的闪变系数，可对测量结果得到的各种数据ka表，应用线性插值求出。多台风电机组连在公共连接点，IEC61400——21给出了式（5）用以估计。1IP=P= (c(屮,v).S)2st It S ikanik'i=1式中c(y,v)中为单台风电机组的闪变系数；S为单台风电机组的额定视在功率；Nikani为连接到公共连接点的风电机组的数目。2)切换操作风电机组的切换操作可分为在切入风速时启动、在额定风速时启动和在最差条件下切换，IEC61400——21给出切换操作过程中，单台风电机组引起的闪变可用式(6)和式(7)估计：STOC\o"1-5"\h\zP二18.No.3i.k(y).-n (6)st 10fkSk-P二8.No.3i.k(y).f (7)lt 120fk-k式中k(y)是对于在公共连接点给定的y的闪变阶跃系数。对于在现场实际y对应fk k k的风电机组的闪变阶跃系数，可对测量结果得到的各种数据表，应用线性插值求出。假如更多的风电机组连在公共连接点，总的闪变可根据公式(8)(9)求得P二兰.(迓N.(k(y).S)3.2)o.3i (8)st- 10ifikniki=1P=—.{Ln.(k(y)•-)3.2)0.31 (9)st- 120ifikniki=1式中N和N分别为在10min和120min内第i台风电机组切换操作的次数；10i 120ik(y)为第i台风电机组的闪变阶跃系数；-为第i台风电机组的额定功率。fik ni我国风电场的装机容量越来越大，位置也较为偏远，一般通过较长的输电线路将电力送往输电网。由于风电场并网点附近并没有负荷，因此，计算风电场产生的闪变对电网其它公共连接点的影响很有意义。GB12326——2000给出了电力系统不同母线节点上闪变的传递可按式(10)简化计算，图2为闪变传递示意图。PstAAA-/PstAAA-/scB-/scAPstB图2闪变传递计算示意图P=TPstABAstBS/式中，T= -scA 为节点B短时间闪变值传递到节点A的传递系数；P为节点BBA-—-/ stAscAscB短时间闪变值传递到节点A，在节点A引起的短时间闪变值；P为节点B上的短时间闪变stB值；-/为节点B短路时节点A流向节点B的短路容量；-为节点A的短路容量；-/为scA scA scB节点A短路时节点B流向节点A的短路容量。六实例分析本文将研究在一个负荷总容量为259MW电网中，并入一个30MW的风电场所引起的电压波动与闪变问题。接入点的短路容量经计算为432.5MW，阻抗角为67.065度。风电场由15台容量为2MW的风电机组组成，风电机组的具体参数如下表所示表2风电机组参数额定功率2000KW额定风速12m/s额定视在功率2002KVA额定无功100Kvar额定电流2890A额定电压400V1)风电场连续运行过程闪变的评估根据表3并应用二元插值法可以计算出单台风电机组的闪变系数c(y,v)为1.7989。ka表3风电机组连续运行时的认变系数电网阻抗角(度)30507085年平均风速(m/s)闪变系数6.02.62.11.51.17.52.92.41.71.28.53.02.51.71.310.03.22.61.71.4根据公式（5）可求得P二P二2八15x1.7989二0.032小于GB12326——2000规定值stlt432.50.8和0.6。根据公式（10）计算节点14传递到节点13和节点9的闪变值对节点9而言，-/、- 、-/分别为181.12MVA、880.77MVA和124.54MVA，则scAscAscBT= -cA 二18112 二0.24ba-—-/ 88077—12454scAscBP二P二0.24x0.032二0.008stlt

对节点13而言，S/、S八S/分别为198.3MVA、980MVA和123.17MVA,则scAscAscB1983980-12317二0-23TS/1983980-12317二0-23T二 scA——BAS-S/scAscBP二P二0.23x0.032二0.007stlt均小于小于GB12326——2000规定值。2）切换操作风电机组的切换操作可分为在切入风速时启动、在额定风速时启动和在最差条件下切换，本文只研究前两种情况下引起的闪变问题，表4和表5分别为该风力发电机组在切入风速时启动和在额定风速时启动的闪变系数。表4风电机组在切入风速启动时的闪变系数切换操作情况在切入风速启动10min时段切换操作的最大数目3120min时段切换操作的最大数目35网络阻抗相位角30507085闪变阶跃系数0.040.030.020.02表5风电机组在额定风速