江海濤 顧 文 梅 睿 顏全椿 陳忠良

（1.中廣核如東海上風(fēng)力發(fā)電有限公司，江蘇 南通 226400； 2.江蘇方天電力技術(shù)有限公司，南京 211102）

0 引言

雙饋及直驅(qū)風(fēng)電機(jī)組是廣泛使用的變速恒頻風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，采用變流器實(shí)現(xiàn)能量交換和控制，偏航系統(tǒng)中使用變頻器來實(shí)現(xiàn)精確調(diào)整。風(fēng)機(jī)變流器和變頻器中的電力電子元件會(huì)產(chǎn)生諧波[1-5]，可能與系統(tǒng)中的電感、電容等元件產(chǎn)生諧波諧振放大問題。

海上風(fēng)能資源豐富，不占用陸地，成為風(fēng)電發(fā)展重要方向。大部分海上風(fēng)電場(chǎng)采用長(zhǎng)距離交流海底電纜傳輸功率到陸上，集電線路也大量采用海底電纜。高電壓長(zhǎng)距離海纜具有較高的對(duì)地電容，當(dāng)海纜與變壓器、架空線路等感性設(shè)備相連，參數(shù)配合時(shí)易發(fā)生并聯(lián)諧振和串聯(lián)諧振。國(guó)內(nèi)外在風(fēng)電場(chǎng)諧波諧振機(jī)理及特性方面已有一定研究，研究方法主要采用時(shí)域暫態(tài)仿真[6]、頻率掃描法[7]、模態(tài)分析方法[8]及結(jié)合模態(tài)分析法和頻率掃描法的頻模分析法[9]等。文獻(xiàn)[10]在頻率掃描基礎(chǔ)上，采用敏感度分析方法計(jì)算風(fēng)電場(chǎng)中各部分參數(shù)對(duì)諧振的敏感度指標(biāo)。對(duì)于諧波抑制，研究主要集中在風(fēng)機(jī)諧波電流抑制和并聯(lián)諧振放大，國(guó)外大多采用設(shè)計(jì)及改進(jìn)濾波器的方法達(dá)到諧波抑制效果[11-12]，國(guó)內(nèi)大多采用改進(jìn)風(fēng)機(jī)變流器控制策略的方法[13-16]。文獻(xiàn)[17]綜合分析比較了負(fù)序、諧波等非理想電網(wǎng)下雙饋風(fēng)機(jī)改善運(yùn)行控制技術(shù)并實(shí)現(xiàn)輸出功率平穩(wěn)和電流正弦的各種方案，同時(shí)指出在微網(wǎng)或電網(wǎng)末端，風(fēng)電機(jī)組可通過補(bǔ)償技術(shù)參與電能質(zhì)量的改善。

上述研究主要關(guān)注風(fēng)機(jī)諧波諧振和風(fēng)電場(chǎng)并聯(lián)諧振問題，對(duì)風(fēng)電場(chǎng)在系統(tǒng)諧波電壓影響下發(fā)生串聯(lián)諧振的研究較少。本文在實(shí)測(cè)基礎(chǔ)上，采用頻率掃描結(jié)合諧波潮流分析的方式，分析某海上風(fēng)電場(chǎng)因同時(shí)發(fā)生5次諧波串聯(lián)和并聯(lián)諧振放大而引起風(fēng)機(jī)大面積故障的原因和影響因素，并對(duì)抑制海上風(fēng)電場(chǎng)串聯(lián)諧振的措施進(jìn)行研究。

1 海上風(fēng)電場(chǎng)諧振實(shí)測(cè)分析

隨著500kV骨干網(wǎng)架的建設(shè)，江蘇220kV電網(wǎng)實(shí)施分層分區(qū)運(yùn)行，地區(qū)220kV電網(wǎng)以500kV變電站、發(fā)電廠為主要電源支撐點(diǎn)，向周邊輻射供電。早期投運(yùn)的風(fēng)電場(chǎng)采用“就近分散”方式接入電網(wǎng)，近幾年則采用“匯流集中接入”結(jié)合“就近相對(duì)集中”的方式接入電網(wǎng)。

江蘇某海上風(fēng)電場(chǎng)，2015年底投運(yùn)，以220kV電壓等級(jí)采用“就近分散”方式接入電網(wǎng)，共安裝38臺(tái)4MW直驅(qū)風(fēng)機(jī)，采用3級(jí)升壓方式，每臺(tái)風(fēng)機(jī)經(jīng)0.69kV/35kV風(fēng)機(jī)箱變升壓，每5～7臺(tái)風(fēng)機(jī)以鏈形拓?fù)浞绞酵ㄟ^不同規(guī)格和長(zhǎng)度的短距離海纜組成1回集電線路，共6回35kV集電線路接入海上升壓站35kV母線，經(jīng)一臺(tái)35kV/110kV變壓器升壓至110kV，通過2回110kV、27.58km海纜送至陸上升壓站（海纜兩側(cè)共用一個(gè)110kV間隔和開關(guān)），升壓至220kV后通過1回6.58km架空線路接入電網(wǎng)變電站；陸上升壓站安裝一臺(tái)220kV/110kV/35kV變壓器，35kV側(cè)安裝兩臺(tái)并聯(lián)電抗器、一臺(tái)靜止無功發(fā)生器（static var generator, SVG）（停運(yùn)）及場(chǎng)用變壓器。海上風(fēng)電場(chǎng)一次系統(tǒng)簡(jiǎn)圖如圖1所示。

圖1 海上風(fēng)電場(chǎng)一次系統(tǒng)簡(jiǎn)圖

1.1 風(fēng)機(jī)故障情況

2019年風(fēng)電場(chǎng)發(fā)生11次風(fēng)機(jī)大面積故障，故障前無風(fēng)或小風(fēng)，曾出現(xiàn)全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)，當(dāng)風(fēng)力恢復(fù)后風(fēng)機(jī)無法偏航對(duì)風(fēng)和并網(wǎng)的情況，運(yùn)維人員到達(dá)風(fēng)機(jī)平臺(tái)后發(fā)現(xiàn)全部或大部分風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)斷路器F1跳閘，該斷路器跳閘后無報(bào)警也不能自恢復(fù)，給風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電、運(yùn)行維護(hù)及安全帶來極大困擾。

1.2 故障原因查找

風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)與發(fā)電系統(tǒng)相互獨(dú)立，同接入風(fēng)機(jī)箱變690V側(cè)，由低壓斷路器、自耦變壓器（690V/460V）、斷路器F1（跳閘電流57A）、電抗器、偏航變頻器和電動(dòng)機(jī)組成，變頻器網(wǎng)側(cè)采用二極管不控整流方式。風(fēng)機(jī)發(fā)電及偏航系統(tǒng)簡(jiǎn)圖如圖2所示。

圖2 風(fēng)機(jī)發(fā)電及偏航系統(tǒng)簡(jiǎn)圖

選擇1臺(tái)風(fēng)機(jī)測(cè)試，確定了故障直接原因?yàn)槿珗?chǎng)風(fēng)機(jī)待風(fēng)且該風(fēng)機(jī)偏航時(shí)，流過F1的電流有效值超過動(dòng)作電流。在風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)進(jìn)行測(cè)試，不同運(yùn)行工況下的測(cè)試數(shù)據(jù)見表1。由表1數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，某些工況下5次諧波異常。全場(chǎng)發(fā)電時(shí)5次諧波電壓正常，全場(chǎng)待風(fēng)時(shí)5次諧波電壓大幅增加；工況1、3，5次諧波電流都為46A左右，但5次諧波電壓含有率相差很大；工況2、3，諧波電流相差很大，但5次諧波電壓含有率基本相同。判斷全場(chǎng)待風(fēng)時(shí)風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)5次諧波電壓畸變大部分來自于上級(jí)電源，有5次諧波諧振放大發(fā)生。

表1 不同運(yùn)行工況下風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)測(cè)試數(shù)據(jù)

1.3 陸上升壓站諧波測(cè)試分析

查看風(fēng)電場(chǎng)220kV并網(wǎng)點(diǎn)電能質(zhì)量在線監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)故障期間5次諧波電壓和電流異常，其他次諧波正常。開展陸上主變?nèi)齻?cè)測(cè)試，圖3～圖5為9月3日～4日發(fā)生故障期間有功、5次諧波電流和5次諧波電壓含有率變化曲線（均為單相值），保留9月3日前諧波正常時(shí)的曲線進(jìn)行對(duì)比。

圖3 陸上主變?nèi)齻?cè)A相有功功率變化趨勢(shì)

圖5 陸上主變?nèi)齻?cè)A相5次諧波電壓含有率變化趨勢(shì)

因分別流出和流入主變，220kV、110kV側(cè)有功大小相同，方向相反，35kV側(cè)為無功補(bǔ)償和場(chǎng)用變，有功很小。風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電時(shí)主變?nèi)齻?cè)5次諧波均很??；風(fēng)電場(chǎng)有功功率接近為零時(shí)，5次諧波電壓和電流均大幅增加，110kV側(cè)5次諧波電壓含有率最大15%，遠(yuǎn)大于國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 14549—93規(guī)定的允許值1.6%。110kV側(cè)5次諧波電流最大超過120A，220kV側(cè)5次諧波電流最大超過60A；35kV側(cè)5次諧波電壓與110kV側(cè)基本相同，應(yīng)來自于110kV側(cè)的傳遞。

2 仿真分析

測(cè)試無法覆蓋全風(fēng)電場(chǎng)，為全面分析風(fēng)電場(chǎng)諧波諧振放大原因，并為采取抑制措施提供思路，采用ETAP電力系統(tǒng)分析軟件進(jìn)行阻抗頻率掃描和諧波潮流分析。

根據(jù)圖1建立仿真系統(tǒng)，并搭建由35kV海纜及38臺(tái)風(fēng)機(jī)組成的集電系統(tǒng)。在電網(wǎng)變電站進(jìn)行系統(tǒng)等值，并作為諧波電壓源；220kV架空線和110kV海纜采用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)參數(shù)，110kV海纜使用PI模型以盡可能準(zhǔn)確模擬對(duì)地電容對(duì)諧波的影響，集電系統(tǒng)中各種規(guī)格的35kV海纜采用出廠參數(shù)和實(shí)際長(zhǎng)度，風(fēng)機(jī)箱變?nèi)〕鰪S參數(shù)。因主要研究風(fēng)電場(chǎng)傳輸系統(tǒng)諧波，且只考慮全部風(fēng)機(jī)停機(jī)和少量風(fēng)機(jī)低功率發(fā)電情況，可進(jìn)行簡(jiǎn)化，忽略風(fēng)力發(fā)電機(jī)與變流器內(nèi)部結(jié)構(gòu)，將偏航系統(tǒng)視為負(fù)荷并作為諧波電流源。

2.1 風(fēng)電場(chǎng)阻抗頻率特性

全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)，系統(tǒng)正常運(yùn)行在小方式下，對(duì)風(fēng)電場(chǎng)主要母線進(jìn)行阻抗頻率特性掃描如圖6所示。

圖6 全場(chǎng)風(fēng)機(jī)待風(fēng)，風(fēng)電場(chǎng)阻抗頻率掃描

陸上、海上110kV母線5次諧波阻抗很大，達(dá)兩百多歐姆，有并聯(lián)諧振放大的可能；變電站、陸上220kV母線阻抗在5次諧波附近最低，5次諧波阻抗分別為22.48Ω、33.39Ω，有串聯(lián)諧振的可能，海上35kV母線5次諧波阻抗也較小。

對(duì)較易分析的串聯(lián)諧振次數(shù)進(jìn)行估算。海上升壓站變壓器及以下部分在風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)時(shí)負(fù)荷很小，可視為開路，變電站、架空線路、陸上主變、海纜阻抗及對(duì)地電容構(gòu)成回路。

系統(tǒng)參數(shù)為：變電站正常運(yùn)行在小方式下的短路容量為2 320MV·A，架空線路電阻0.242Ω、電抗1.882Ω；主變?nèi)齻?cè)阻抗百分?jǐn)?shù)分別為14%、23%、8%；單回海纜每公里電阻0.061 7Ω、電容0.157μF、電感0.445mH。

忽略回路電阻，50Hz基波感抗均折算到110kV側(cè)，有

式中：CL為海纜電容；XC為海纜容抗；XS為系統(tǒng)感 抗；X架為架空線路感抗；XT1、XT2為陸上主變高、 中繞組感抗；X海纜為海纜感抗；LX總為系統(tǒng)回路總電抗。

在h次諧波發(fā)生串聯(lián)諧振時(shí)，有

諧振次數(shù)為4.41次；當(dāng)系統(tǒng)大方式運(yùn)行時(shí)，變電站短路容量為3 315MV·A，對(duì)應(yīng)的諧振次數(shù)為4.61次，均接近5次。由于系統(tǒng)中存在5次諧波電壓，5次諧波阻抗也很小，因此在5次諧波處發(fā)生串聯(lián)諧振。

2.2 風(fēng)電場(chǎng)諧波潮流仿真分析

阻抗頻率掃描不能量化風(fēng)電場(chǎng)各種參數(shù)和風(fēng)機(jī)工作狀態(tài)對(duì)諧振的影響程度，需繼續(xù)開展諧波潮流仿真分析。

1）不考慮變電站諧波電壓背景

全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)，設(shè)系統(tǒng)變電站諧波電壓背景為零，每臺(tái)風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)根據(jù)實(shí)測(cè)以大、小兩種水平輸入2～25次諧波電流。風(fēng)電場(chǎng)各母線5次諧波電壓含有率見表2，海上風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流見表3。

表2 風(fēng)電場(chǎng)各母線5次諧波電壓含有率 （不考慮變電站諧波電壓背景）

表3 海上風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流 （不考慮變電站諧波電壓背景）

海上主變35kV側(cè)5次諧波電流為38臺(tái)風(fēng)機(jī)輸出5次諧波電流之和，經(jīng)110kV海纜后有約4倍放大；仿真結(jié)果與實(shí)測(cè)相差較大。

2）考慮變電站諧波電壓背景

將2019年風(fēng)電場(chǎng)正常發(fā)電時(shí)變電站220kV母線2～25次諧波電壓實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的95%概率大值作為系統(tǒng)背景諧波，其中5次諧波電壓含有率為0.75%，電壓總諧波畸變率為0.88%。

全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)，每臺(tái)風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)無諧波電流、輸入2～25次諧波電流（5次諧波電流取6.77A），風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波水平分別見表4和表5，表明背景諧波電壓影響下的串聯(lián)諧振是主要影響因素，5次諧波電流取6.77A時(shí)的仿真結(jié)果與圖4、圖5實(shí)測(cè)大值很接近，海上35kV的5次諧波電壓含有率與風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)測(cè)試值接近；因諧波電壓源的鉗制作用，220kV的5次諧波電壓含有率仿真值偏小。如5次諧波電流取46.68A，仿真得到的諧波水平遠(yuǎn)大于實(shí)測(cè)值，此情況下風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)會(huì)很快退出，因此后續(xù)仿真中5次諧波電流均取6.77A。

圖4 陸上主變?nèi)齻?cè)A相5次諧波電流變化趨勢(shì)

表4 風(fēng)電場(chǎng)各母線5次諧波電壓含有率 （考慮變電站諧波電壓背景）

表5 海上風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流 （考慮變電站諧波電壓背景）

2019年前未發(fā)生此類故障。分析2016～2019年風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)點(diǎn)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)每當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)有功出力很小時(shí)并網(wǎng)點(diǎn)5次諧波電壓電流都明顯增加，說明諧振早已存在，只是幅值較小，未引起風(fēng)機(jī)故障；而風(fēng)電場(chǎng)正常發(fā)電時(shí)并網(wǎng)點(diǎn)5次諧波電壓含有率逐年增加，由2016年0.3%左右逐步增長(zhǎng)至2019年的0.7%左右，推測(cè)與該地區(qū)大量風(fēng)電接入有關(guān)。

將變電站諧波電壓背景值減半，再進(jìn)行全場(chǎng)風(fēng)機(jī)待風(fēng)情況下的仿真，諧振放大情況大幅減小，220kV線路5次諧波電流26.8A，與歷史監(jiān)測(cè)值相近，因此系統(tǒng)側(cè)5次諧波電壓水平是發(fā)生風(fēng)電場(chǎng)串聯(lián)諧振的重要因素。

2.3 模擬部分風(fēng)機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行

風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電時(shí)諧波正常，且統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，小風(fēng)情況下如仍有幾臺(tái)風(fēng)機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行，也不會(huì)出現(xiàn)風(fēng)機(jī)大面積故障。仿真模擬部分風(fēng)機(jī)以10%額定容量并網(wǎng)發(fā)電，偏航系統(tǒng)作為負(fù)荷接入。風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波水平分別見表6和表7。

表6 各母線5次諧波電壓含有率（仿真結(jié)果）

表7 風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流（仿真結(jié)果）

以4臺(tái)風(fēng)機(jī)運(yùn)行為例，變電站、陸上220kV母線阻抗頻率曲線（見圖7）最低點(diǎn)由5次移至6次諧波附近，5次諧波阻抗較風(fēng)機(jī)全停時(shí)增加很多，并網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)機(jī)數(shù)量對(duì)于改變風(fēng)電場(chǎng)阻抗頻率特性、減小諧振作用效果明顯。

圖7 4臺(tái)風(fēng)機(jī)運(yùn)行，風(fēng)電場(chǎng)阻抗頻率掃描

上述仿真時(shí)并網(wǎng)風(fēng)機(jī)位于不同集電線路末端，實(shí)際小風(fēng)情況下的風(fēng)機(jī)并網(wǎng)情況比較隨機(jī)，出現(xiàn)在集電線路首、末端的概率較大，主要與風(fēng)機(jī)位置和風(fēng)力、風(fēng)向相關(guān)。研究發(fā)現(xiàn)，集電線路有無并網(wǎng)風(fēng)機(jī)、集電線路并網(wǎng)風(fēng)機(jī)多少、并網(wǎng)風(fēng)機(jī)離集電線路 首端遠(yuǎn)近均會(huì)影響該集電線路5次諧波電流的大小，但對(duì)110kV、220kV系統(tǒng)的5次諧波影響很小，并網(wǎng)風(fēng)機(jī)數(shù)量是諧波諧振的主要因素。

2.4 風(fēng)電場(chǎng)諧振及故障原因分析

通過實(shí)測(cè)和仿真分析，確定風(fēng)電場(chǎng)5次諧波異常且風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)大量故障的原因是：當(dāng)出現(xiàn)全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)時(shí)，在系統(tǒng)側(cè)5次諧波電壓作用下，風(fēng)電場(chǎng)發(fā)生嚴(yán)重的5次諧波串聯(lián)諧振；風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)產(chǎn)生的5次諧波電流，在110kV系統(tǒng)也發(fā)生并聯(lián)諧振放大，兩者共同且相互作用下，風(fēng)電場(chǎng)5次諧波異常；風(fēng)機(jī)箱變低壓側(cè)受35kV系統(tǒng)影響電壓嚴(yán)重畸變，如風(fēng)機(jī)偏航，因偏航變頻器網(wǎng)側(cè)采用二極管不控整流方式，電流畸變更大，流過偏航系統(tǒng)斷路器F1包括諧波電流在內(nèi)的總電流超過動(dòng)作值后跳閘；故障風(fēng)機(jī)的退出并未破壞諧振，仍停機(jī)待風(fēng)的風(fēng)機(jī)只要發(fā)生偏航就會(huì)陸續(xù)發(fā)生斷路器F1跳閘。

實(shí)測(cè)諧波異常時(shí)風(fēng)電場(chǎng)各點(diǎn)5次諧波電壓和電流也在變化，原因可能是期間部分風(fēng)機(jī)并網(wǎng)或停機(jī)、風(fēng)機(jī)偏航、偏航系統(tǒng)跳閘和系統(tǒng)側(cè)諧波電壓變化等。

3 諧振抑制措施研究

抑制諧波諧振放大，可從諧波源及諧振條件兩方面考慮。受海上升壓站及風(fēng)機(jī)平臺(tái)空間及質(zhì)量限制，海上部分增加大型設(shè)備可行性不大。

風(fēng)機(jī)自身諧波及諧振的抑制方案較成熟，對(duì)于本文風(fēng)機(jī)偏航系統(tǒng)，現(xiàn)暫通過增加電抗器阻值和F1跳閘電流定值解決，可采用的方案為偏航回路中增加濾波器（可選，實(shí)際未配置），偏航變頻器改用可控整流方式也可減小諧波。

上述分析表明，系統(tǒng)側(cè)諧波電壓背景值和風(fēng)機(jī)運(yùn)行數(shù)量對(duì)諧振有很大影響，但諧波電壓難以控制，在規(guī)劃接入階段考慮為好，無風(fēng)和低于切入風(fēng)速下風(fēng)機(jī)并網(wǎng)數(shù)量也無法控制；仿真分析了風(fēng)電場(chǎng)各部分參數(shù)對(duì)諧振的影響程度，系統(tǒng)短路容量、220kV架空線路阻抗、海上主變阻抗等對(duì)串聯(lián)諧振的影響較小；而陸上主變和海纜的阻抗，或在陸上主變中、低壓側(cè)并聯(lián)電抗、電容和投入SVG改變無功對(duì)諧振的影響較大；其中并聯(lián)無源濾波器適合吸收非線性設(shè)備產(chǎn)生的諧波電流，且存在調(diào)諧特性易隨系統(tǒng)阻抗、電容和電抗參數(shù)的變化而變化的缺點(diǎn)，大容量高電壓有源濾波器尚難應(yīng)用，因此不考慮并聯(lián)濾波器。為破壞諧振條件，提出4個(gè)方案進(jìn)行討論。

方案1：110kV海纜串聯(lián)電抗。仿真在兩回110kV海纜上岸并接后串5Ω 電抗，可在諧振時(shí)將風(fēng)電場(chǎng)海上35kV及110kV系統(tǒng)5次諧波電壓含量降到3%左右?？紤]損耗和壓降不宜長(zhǎng)期接入，如進(jìn)行投切需增加設(shè)備且操作麻煩，統(tǒng)一潮流控制器（unified power flow controller, UPFC）可調(diào)節(jié)線路阻抗，但在此應(yīng)用不經(jīng)濟(jì)。

方案2：諧振期間改變SVG無功輸出。SVG為風(fēng)電場(chǎng)既有設(shè)備但因故障停運(yùn)，考慮修復(fù)SVG并恢復(fù)運(yùn)行。諧振期間SVG發(fā)感性無功，同容量下與陸上主變110kV側(cè)并聯(lián)高抗、35kV側(cè)增加低抗容量的效果基本相同；隨著感性無功增加，諧波水平逐漸降低，當(dāng)輸出感性20Mvar時(shí)，海上110kV系統(tǒng)5次諧波含有率10%左右，仍遠(yuǎn)超國(guó)標(biāo)允許值。如SVG發(fā)容性無功，10Mvar時(shí)海上110kV系統(tǒng)5次諧波含有率大幅降低到4%左右，主要原因是風(fēng)電場(chǎng)110kV母線阻抗頻率特性發(fā)生較大變化，5次諧波阻抗大幅降低至110Ω 左右，220kV母線5次諧波阻抗增加；但全場(chǎng)風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)期間，風(fēng)電場(chǎng)無功過剩電壓偏高，增加容性無功需考慮風(fēng)電場(chǎng)各級(jí)電壓水平，特別是調(diào)度部門對(duì)風(fēng)電場(chǎng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓的限制。

方案3：改變陸上主變高-中繞組短路阻抗。標(biāo)準(zhǔn)[18]推薦220kV油浸式三繞組降壓變壓器高-中繞組阻抗百分?jǐn)?shù)為12%～14%，陸上主變現(xiàn)為14%，減小為13%、12%，諧振抑制效果明顯，220kV母線阻抗頻率曲線最低點(diǎn)移到4次諧波附近，5次諧波阻抗大幅增加。風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波水平分別見表8和表9。

表8 風(fēng)電場(chǎng)各母線5次諧波電壓含有率（方案3）

表9 風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流（方案3）

更換主變可行但費(fèi)用高，并涉及其他設(shè)備更換，在規(guī)劃設(shè)計(jì)階段合理選擇主變參數(shù)較好。

方案4：風(fēng)電場(chǎng)陸上、海上各增加1個(gè)110kV間隔和開關(guān)，兩回110kV海纜可獨(dú)立投切，諧振發(fā)生時(shí)切除一回110kV海纜。風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波水平分別見表10和表11。

表10 風(fēng)電場(chǎng)各母線5次諧波電壓含有率（方案4）

表11 風(fēng)電場(chǎng)各處5次諧波電流（方案4）

切除一回110kV海纜，諧振抑制效果明顯，220kV母線阻抗頻率曲線最低點(diǎn)移至7次諧波左右，5次諧波阻抗大幅增加；本文所述風(fēng)電場(chǎng)在風(fēng)機(jī)停機(jī)待風(fēng)時(shí)發(fā)生諧振，切除一回海纜不會(huì)引起其他問題，可作為破壞串聯(lián)諧振的應(yīng)急處理措施。江蘇已投運(yùn)的交流接入海上風(fēng)電場(chǎng)中，大多數(shù)采用雙回獨(dú)立海纜接入，少數(shù)采用單回海纜，為提高海上風(fēng)電場(chǎng)運(yùn)行可靠性，建議設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)采用雙回獨(dú)立海纜。

4 結(jié)論

本文針對(duì)經(jīng)長(zhǎng)距離交流海纜接入電網(wǎng)的海上風(fēng)電場(chǎng)，在各種電氣設(shè)備參數(shù)配合下容易發(fā)生諧波串并聯(lián)諧振的問題，以某海上風(fēng)電場(chǎng)發(fā)生諧振時(shí)的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，進(jìn)行了阻抗頻率掃描、諧波潮流仿真分析和諧振抑制措施研究。

通過研究確定該風(fēng)電場(chǎng)在風(fēng)機(jī)全停待風(fēng)時(shí)因發(fā)生5次諧波串并聯(lián)諧振引起大量風(fēng)機(jī)偏航斷路器跳閘，提出在海上風(fēng)電場(chǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)階段合理選擇接入點(diǎn)和設(shè)備參數(shù)可有效預(yù)防諧波諧振放大，風(fēng)電場(chǎng)在諧振時(shí)改變SVG無功輸出、雙回獨(dú)立海纜情況下切除一回海纜可作為抑制諧振的應(yīng)急處理措施。

建議采用長(zhǎng)距離交流海纜接入的海上風(fēng)電場(chǎng)應(yīng)采用雙回獨(dú)立海纜；風(fēng)電場(chǎng)開展初步設(shè)計(jì)進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估時(shí)需進(jìn)行諧波諧振的校核或?qū)ｎ}研究，避免在5、7、11次等風(fēng)電場(chǎng)常見諧波頻率下發(fā)生諧振放大；海上升壓站也應(yīng)安裝電能質(zhì)量在線監(jiān)測(cè)裝置，便于及時(shí)發(fā)現(xiàn)問題。