苏永强，孔新亮，颜坤奕

（1.中国电建集团福建工程有限公司，福建 福州 350000；2.厦门奕昕科技有限公司，福建 厦门 361000）

0 引言

海上风电产业在国外已经发展了近30 年，成为目前最主要的可再生能源发电形式之一[1-2]。长乐外海海上风电场项目（简称长乐风电）位于福州市长乐海岸线以东29～68 km 的海域，其建设包括三个阶段。第一阶段，长乐风电通过110 kV 降压变及T 接江田变—首祉变线路送出，风电场轮流进行供电，并保证送出的风电不超过100.5 MW。第二阶段，长乐风电改由220 kV 首祉—西皋临时线路送出，但暂保留第一阶段的110 kV 降压变及110 kV T 接线。第三阶段，龙下集控站至东台变线路建成后，长乐风电通过220 kV输电线路将项目所发电量输送至500 kV 东台变。项目第一、第二阶段为过渡供电方案，第三阶段为终期方案，通过龙下集控站至东台变220 kV 线路送出，电气一次接线如图1 所示。风力机组的投运将风能转化为机械能后再转化成电能，在转化过程中利用变流器交—直—交的转化方式获得稳定的50 Hz 电压输出，对电网谐波、电压波动等电能质量指标造成影响[3-4]。

图1 长乐风电终期供电方案电气一次接线

1 生产运行的基本情况

长乐风电设备主要包括变压器、风机和电能质量治理设备等。长乐风电终期有2 台容量为300 MVA 的220 kV 主升压变压器，37 台容量为8.8 MVA 的8 MW风机升压变压器和20 台容量为11.7 MVA 的10 MW风机升压变压器，同时，长乐风电有37 台额定电压为690 V 的8 MW 风机和20 台额定电压为3100 V的10 MW 风机。此外，长乐风电在35 kV 母线配置了2 套容量为52 MVar 的SVG 动态无功补偿装置和2 套容量为75 MVar 的高压电抗器。风力发电机组将风能转化为机械能带动发电机工作产生电能。为满足生产运行要求，发电机的输出电压需经过变流器调节保持在50 Hz、690 V 或3.3 kV。同时，风机发电机组采用变桨调速，通过调整风力受力面积来调整风能吸收，从而调节机组运行功率。此外，变流器还会使电流波形发生畸变，从而产生谐波。需要说明的是，8 MW单台风力发电机特征次谐波为 2、3、4、5、6、7 次，谐波电流含量分别为0.28%、0.14%、0.22%、0.24%、0.24%、0.11%；10 MW 单台风力发电机特征次谐波为 2、4、5、7、9 次，谐波电流含量分别为1.22%、0.51%、0.82%、0.44%、0.93%。

过渡期长乐风电与电网公共连接点“220 kV 江田变110 kV 母线”（简称PCC 点1）最小短路容量为968.355 MVA，“江田变”的主变容量为 2×180 MVA；与电网公共连接点“110 kV 首祉变110 kV 母线”（简称PCC 点2）最小短路容量为736.269 MVA，“首祉变”的主变容量为2×50 MVA。因此，取220 kV 江田变主变容量作为供电设备容量终期长乐风电与电网公共连接点为“500 kV 东台变220 kV 母线”（简称“PCC 点3”）的母线最小短路容量为13345.856 MVA，东台变的主变容量为2×1000 MVA。

2 电能质量影响计算分析

根据项目相关资料，基于电力系统分析与运行软件电力电气分析、电能管理的综合分析软件系统（ETAP）（版本号：V16.1.1）建立长乐风电场谐波、电压波动的计算模型，结合供电系统主接线、PCC 点最小短路容量、供电设备容量等进行仿真计算。

2.1 电网等值

系统侧电源等效为电压源，电压为220 kV、110 kV，频率为50 Hz；系统等效阻抗按最小短路容量归算，电阻电抗比为1:10。

2.2 谐波限值

根据国标规定的公共接入点母线谐波电压（相电压）限值，奇次谐波电压畸变率1.6%，偶次谐波电压畸变率0.8%，电压总谐波畸变率2.0%。当220 kV、110 kV 电压等级公共连接点的最小短路容量为基准短路容量时，公共连接点上的全部用户向该点注入的谐波电流分量不应超过表1 中规定的允许值[5]。220 kV 电压等级基准短路容量取2000 MVA；110 kV电压等级基准短路容量取750 MVA。

表1 注入220 kV、110 kV 公共连接点的谐波电流允许值

当考核点的最小短路容量不同于基准短路容量时，第h 次谐波电流允许值Ih应按式（1）进行换算：

同一公共连接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。在公共连接点处第i 个用户的第h 次谐波电流允许值Ihi按式（2）进行换算：

式中：Si——第 i 个用户的用电协议容量，MVA；St——公共连接点的供电设备容量，MVA；α——相位叠加系数，取值如表2 所示。

表2 相位叠加系数

2.3 电压波动

电网电压波动主要是由无功功率变化引起的，电压变动的限值d 由式3 近似计算[6]：

式中：ΔU——电压差；UN——标称电压；ΔP——负荷有功功率的变化量；ΔQ——负荷无功功率变化量；Ssc——考察点短路容量；Rs——参考点系统电阻；Xs——参考点系统电抗；k——参考点系统电抗电阻之比。

2.4 电压偏差

电压偏差主要由无功功率引起，35 kV 及以上供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%。电压偏差限值δU由式（4）近似计算：

式中：Qmax——负荷最大无功容量；Sscmin——公共连接点的最小短路容量。

2.5 功率因数

对220 kV 直接接入电网的风电场，其配置的容性无功容量应能够补偿风电场满发时厂内的感性无功功率及风电场送出线路的全部感性无功功率，其配置的感性无功容量应能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。对110 kV 直接接入电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时厂内的感性无功功率及风电场送出线路感性无功功率的1/2，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路充电无功功率的1/2[7]。基于此，采用如下方法校验功率因数：校验风电场风机满发时，其配置的容性无功容量是否能够补偿厂内汇集线路、主变压器的感性无功功率及风电场送出线路的全部感性无功功率之和，其配置的感性无功容量是否能够完全补偿风电场汇集线路充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。

3 长乐风电对电网电能质量的影响

根据国网福州供电公司和福建省福能海峡发电有限公司提供的数据，结合电能质量影响计算分析结果，总结长乐风电对电网电能质量影响如下。

（1）过渡期 PCC 点 1 和 PCC 点 2 的 110 kV 母线和终期供PCC 点3 的220 kV 母线注入的各次谐波电流、各次谐波电压畸变率和谐波电压总畸变率均满足国标要求。在考虑各公共连接点背景谐波影响时，过渡期供电方案长乐风电并网运行时在220 kV江田变110 kV 母线、110 kV 首祉变110 kV 母线上产生的各次谐波电压畸变率和谐波电压总畸变率均满足国标要求；终期供电方案在500 kV 东台变220 kV 母线上产生的各次谐波电压畸变率和谐波电压总畸变率均满足国标要求。

（2）在未考虑电能质量治理措施前，过渡期供电方案长乐风电接入220 kV 江田变110 kV 母线和110 kV 首祉变110 kV 母线时，在功率因数超前0.95变化到滞后0.95 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动满足国标要求；风机在功率因数为1 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动满足国标要求。终期供电方案长乐风电接入500 kV 东台变220 kV 母线时，在功率因数超前0.95 变化到滞后0.95 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动不满足国标要求；风机在功率因数为1 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动满足国标要求。考虑电能质量措施后，终期供电方案长乐风电接入500 kV 东台变220 kV 母线时，在功率因数超前0.95变化到滞后0.95 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动满足国标要求；风机在功率因数为1 的运行场景下，有功从0～100%变化时引起的电网电压波动满足国标要求。

（3）根据用户提供的数据，过渡期供电方案长乐风电场在220 kV 江田变110 kV 母线上产生的电压最大正偏差为0.67%，绝对值最大负偏差为0.41%，正、负偏差绝对值之和为1.08%，满足国标要求；在110 kV 首祉变110 kV 母线上产生的电压最大正偏差为0.90%，绝对值最大负偏差为0.53%，正、负偏差绝对值之和为1.43%，满足国标要求。终期供电方案长乐风电场在500 kV 东台变220 kV 母线上产生的电压最大正偏差为0.98%，绝对值最大负偏差为1.46%，正、负偏差绝对值之和为2.4%，满足国标要求。

（4）根据用户提供的数据，过渡期供电方案220 kV 江田变，试验风机为10 MVA 时，长乐风电满发时，合计感性无功功率为1.47 MVar，合计容性无功功率为3.39 MVar；试验风机为16 MVA 时，长乐风电满发时，合计感性无功功率为2.25 MVar，合计容性无功功率为3.51 MVar；110 kV 首祉变，试验风机为10 MVA 时，长乐风电满发时，合计感性无功功率为1.40 MVar，合计容性无功功率为3.39 MVar；试验风机为16 MVA 时，长乐风电满发时，合计感性无功功率为2.06 MVar，合计容性无功功率为3.41 MVar。终期供电方案500 kV 东台变长乐风电满发时，合计感性无功功率为98.77 MVar，合计容性无功功率为120.02 MVar。长乐风电风电场配置的SVG和高压电抗器的总补偿容量为-254～+104 MVar，能够补偿风电场的容性、感性无功功率。

根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施要求，并入电网的发电机组功率因数应具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）～0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95 运行的能力。综合上述分析，建议风电场按相关规定执行。

4 结语

相比传统的发电方式，海上风电容易产生谐波、电压波动、电压偏差和功率因数等问题，长乐风电项目并网前采用电能质量影响计算分析方法，对项目并网运行后的运行工况进行评估，可得出并网后的相关电能质量参数。若电能质量指标超出允许值，可通过合理设计避免项目运行后因项目自身质量问题而停工整改、周边用户及电网索赔等事件发生，提高供电的安全性与供电可靠性，也为后续类似项目提供重要参考价值。