蘇永強，孔新亮，顏坤奕

（1.中國電建集團福建工程有限公司，福建 福州 350000；2.廈門奕昕科技有限公司，福建 廈門 361000）

0 引言

海上風電產(chǎn)業(yè)在國外已經(jīng)發(fā)展了近30 年，成為目前最主要的可再生能源發(fā)電形式之一[1-2]。長樂外海海上風電場項目（簡稱長樂風電）位于福州市長樂海岸線以東29～68 km 的海域，其建設包括三個階段。第一階段，長樂風電通過110 kV 降壓變及T 接江田變—首祉變線路送出，風電場輪流進行供電，并保證送出的風電不超過100.5 MW。第二階段，長樂風電改由220 kV 首祉—西皋臨時線路送出，但暫保留第一階段的110 kV 降壓變及110 kV T 接線。第三階段，龍下集控站至東臺變線路建成后，長樂風電通過220 kV輸電線路將項目所發(fā)電量輸送至500 kV 東臺變。項目第一、第二階段為過渡供電方案，第三階段為終期方案，通過龍下集控站至東臺變220 kV 線路送出，電氣一次接線如圖1 所示。風力機組的投運將風能轉(zhuǎn)化為機械能后再轉(zhuǎn)化成電能，在轉(zhuǎn)化過程中利用變流器交—直—交的轉(zhuǎn)化方式獲得穩(wěn)定的50 Hz 電壓輸出，對電網(wǎng)諧波、電壓波動等電能質(zhì)量指標造成影響[3-4]。

圖1 長樂風電終期供電方案電氣一次接線

1 生產(chǎn)運行的基本情況

長樂風電設備主要包括變壓器、風機和電能質(zhì)量治理設備等。長樂風電終期有2 臺容量為300 MVA 的220 kV 主升壓變壓器，37 臺容量為8.8 MVA 的8 MW風機升壓變壓器和20 臺容量為11.7 MVA 的10 MW風機升壓變壓器，同時，長樂風電有37 臺額定電壓為690 V 的8 MW 風機和20 臺額定電壓為3100 V的10 MW 風機。此外，長樂風電在35 kV 母線配置了2 套容量為52 MVar 的SVG 動態(tài)無功補償裝置和2 套容量為75 MVar 的高壓電抗器。風力發(fā)電機組將風能轉(zhuǎn)化為機械能帶動發(fā)電機工作產(chǎn)生電能。為滿足生產(chǎn)運行要求，發(fā)電機的輸出電壓需經(jīng)過變流器調(diào)節(jié)保持在50 Hz、690 V 或3.3 kV。同時，風機發(fā)電機組采用變槳調(diào)速，通過調(diào)整風力受力面積來調(diào)整風能吸收，從而調(diào)節(jié)機組運行功率。此外，變流器還會使電流波形發(fā)生畸變，從而產(chǎn)生諧波。需要說明的是，8 MW單臺風力發(fā)電機特征次諧波為 2、3、4、5、6、7 次，諧波電流含量分別為0.28%、0.14%、0.22%、0.24%、0.24%、0.11%；10 MW 單臺風力發(fā)電機特征次諧波為 2、4、5、7、9 次，諧波電流含量分別為1.22%、0.51%、0.82%、0.44%、0.93%。

過渡期長樂風電與電網(wǎng)公共連接點“220 kV 江田變110 kV 母線”（簡稱PCC 點1）最小短路容量為968.355 MVA，“江田變”的主變?nèi)萘繛?2×180 MVA；與電網(wǎng)公共連接點“110 kV 首祉變110 kV 母線”（簡稱PCC 點2）最小短路容量為736.269 MVA，“首祉變”的主變?nèi)萘繛?×50 MVA。因此，取220 kV 江田變主變?nèi)萘孔鳛楣╇娫O備容量終期長樂風電與電網(wǎng)公共連接點為“500 kV 東臺變220 kV 母線”（簡稱“PCC 點3”）的母線最小短路容量為13345.856 MVA，東臺變的主變?nèi)萘繛?×1000 MVA。

2 電能質(zhì)量影響計算分析

根據(jù)項目相關資料，基于電力系統(tǒng)分析與運行軟件電力電氣分析、電能管理的綜合分析軟件系統(tǒng)（ETAP）（版本號：V16.1.1）建立長樂風電場諧波、電壓波動的計算模型，結合供電系統(tǒng)主接線、PCC 點最小短路容量、供電設備容量等進行仿真計算。

2.1 電網(wǎng)等值

系統(tǒng)側(cè)電源等效為電壓源，電壓為220 kV、110 kV，頻率為50 Hz；系統(tǒng)等效阻抗按最小短路容量歸算，電阻電抗比為1:10。

2.2 諧波限值

根據(jù)國標規(guī)定的公共接入點母線諧波電壓（相電壓）限值，奇次諧波電壓畸變率1.6%，偶次諧波電壓畸變率0.8%，電壓總諧波畸變率2.0%。當220 kV、110 kV 電壓等級公共連接點的最小短路容量為基準短路容量時，公共連接點上的全部用戶向該點注入的諧波電流分量不應超過表1 中規(guī)定的允許值[5]。220 kV 電壓等級基準短路容量取2000 MVA；110 kV電壓等級基準短路容量取750 MVA。

表1 注入220 kV、110 kV 公共連接點的諧波電流允許值

當考核點的最小短路容量不同于基準短路容量時，第h 次諧波電流允許值Ih應按式（1）進行換算：

同一公共連接點的每個用戶向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按此用戶在該點的協(xié)議容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配。在公共連接點處第i 個用戶的第h 次諧波電流允許值Ihi按式（2）進行換算：

式中：Si——第 i 個用戶的用電協(xié)議容量，MVA；St——公共連接點的供電設備容量，MVA；α——相位疊加系數(shù)，取值如表2 所示。

表2 相位疊加系數(shù)

2.3 電壓波動

電網(wǎng)電壓波動主要是由無功功率變化引起的，電壓變動的限值d 由式3 近似計算[6]：

式中：ΔU——電壓差；UN——標稱電壓；ΔP——負荷有功功率的變化量；ΔQ——負荷無功功率變化量；Ssc——考察點短路容量；Rs——參考點系統(tǒng)電阻；Xs——參考點系統(tǒng)電抗；k——參考點系統(tǒng)電抗電阻之比。

2.4 電壓偏差

電壓偏差主要由無功功率引起，35 kV 及以上供電電壓正、負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10%。電壓偏差限值δU由式（4）近似計算：

式中：Qmax——負荷最大無功容量；Sscmin——公共連接點的最小短路容量。

2.5 功率因數(shù)

對220 kV 直接接入電網(wǎng)的風電場，其配置的容性無功容量應能夠補償風電場滿發(fā)時廠內(nèi)的感性無功功率及風電場送出線路的全部感性無功功率，其配置的感性無功容量應能夠補償風電場自身的容性充電無功功率及風電場送出線路的全部充電無功功率。對110 kV 直接接入電網(wǎng)的風電場，其配置的容性無功容量能夠補償風電場滿發(fā)時廠內(nèi)的感性無功功率及風電場送出線路感性無功功率的1/2，其配置的感性無功容量能夠補償風電場自身的容性充電無功功率及風電場送出線路充電無功功率的1/2[7]?；诖?，采用如下方法校驗功率因數(shù)：校驗風電場風機滿發(fā)時，其配置的容性無功容量是否能夠補償廠內(nèi)匯集線路、主變壓器的感性無功功率及風電場送出線路的全部感性無功功率之和，其配置的感性無功容量是否能夠完全補償風電場匯集線路充電無功功率及風電場送出線路的全部充電無功功率。

3 長樂風電對電網(wǎng)電能質(zhì)量的影響

根據(jù)國網(wǎng)福州供電公司和福建省福能海峽發(fā)電有限公司提供的數(shù)據(jù)，結合電能質(zhì)量影響計算分析結果，總結長樂風電對電網(wǎng)電能質(zhì)量影響如下。

（1）過渡期 PCC 點 1 和 PCC 點 2 的 110 kV 母線和終期供PCC 點3 的220 kV 母線注入的各次諧波電流、各次諧波電壓畸變率和諧波電壓總畸變率均滿足國標要求。在考慮各公共連接點背景諧波影響時，過渡期供電方案長樂風電并網(wǎng)運行時在220 kV江田變110 kV 母線、110 kV 首祉變110 kV 母線上產(chǎn)生的各次諧波電壓畸變率和諧波電壓總畸變率均滿足國標要求；終期供電方案在500 kV 東臺變220 kV 母線上產(chǎn)生的各次諧波電壓畸變率和諧波電壓總畸變率均滿足國標要求。

（2）在未考慮電能質(zhì)量治理措施前，過渡期供電方案長樂風電接入220 kV 江田變110 kV 母線和110 kV 首祉變110 kV 母線時，在功率因數(shù)超前0.95變化到滯后0.95 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動滿足國標要求；風機在功率因數(shù)為1 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動滿足國標要求。終期供電方案長樂風電接入500 kV 東臺變220 kV 母線時，在功率因數(shù)超前0.95 變化到滯后0.95 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動不滿足國標要求；風機在功率因數(shù)為1 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動滿足國標要求?？紤]電能質(zhì)量措施后，終期供電方案長樂風電接入500 kV 東臺變220 kV 母線時，在功率因數(shù)超前0.95變化到滯后0.95 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動滿足國標要求；風機在功率因數(shù)為1 的運行場景下，有功從0～100%變化時引起的電網(wǎng)電壓波動滿足國標要求。

（3）根據(jù)用戶提供的數(shù)據(jù)，過渡期供電方案長樂風電場在220 kV 江田變110 kV 母線上產(chǎn)生的電壓最大正偏差為0.67%，絕對值最大負偏差為0.41%，正、負偏差絕對值之和為1.08%，滿足國標要求；在110 kV 首祉變110 kV 母線上產(chǎn)生的電壓最大正偏差為0.90%，絕對值最大負偏差為0.53%，正、負偏差絕對值之和為1.43%，滿足國標要求。終期供電方案長樂風電場在500 kV 東臺變220 kV 母線上產(chǎn)生的電壓最大正偏差為0.98%，絕對值最大負偏差為1.46%，正、負偏差絕對值之和為2.4%，滿足國標要求。

（4）根據(jù)用戶提供的數(shù)據(jù)，過渡期供電方案220 kV 江田變，試驗風機為10 MVA 時，長樂風電滿發(fā)時，合計感性無功功率為1.47 MVar，合計容性無功功率為3.39 MVar；試驗風機為16 MVA 時，長樂風電滿發(fā)時，合計感性無功功率為2.25 MVar，合計容性無功功率為3.51 MVar；110 kV 首祉變，試驗風機為10 MVA 時，長樂風電滿發(fā)時，合計感性無功功率為1.40 MVar，合計容性無功功率為3.39 MVar；試驗風機為16 MVA 時，長樂風電滿發(fā)時，合計感性無功功率為2.06 MVar，合計容性無功功率為3.41 MVar。終期供電方案500 kV 東臺變長樂風電滿發(fā)時，合計感性無功功率為98.77 MVar，合計容性無功功率為120.02 MVar。長樂風電風電場配置的SVG和高壓電抗器的總補償容量為-254～+104 MVar，能夠補償風電場的容性、感性無功功率。

根據(jù)國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施要求，并入電網(wǎng)的發(fā)電機組功率因數(shù)應具備滿負荷時功率因數(shù)在0.9（滯相）～0.97（進相）運行的能力，新建機組應滿足進相0.95 運行的能力。綜合上述分析，建議風電場按相關規(guī)定執(zhí)行。

4 結語

相比傳統(tǒng)的發(fā)電方式，海上風電容易產(chǎn)生諧波、電壓波動、電壓偏差和功率因數(shù)等問題，長樂風電項目并網(wǎng)前采用電能質(zhì)量影響計算分析方法，對項目并網(wǎng)運行后的運行工況進行評估，可得出并網(wǎng)后的相關電能質(zhì)量參數(shù)。若電能質(zhì)量指標超出允許值，可通過合理設計避免項目運行后因項目自身質(zhì)量問題而停工整改、周邊用戶及電網(wǎng)索賠等事件發(fā)生，提高供電的安全性與供電可靠性，也為后續(xù)類似項目提供重要參考價值。