某海上风电场谐波谐振实测及仿真分析

2021-11-25江海涛颜全椿陈忠良

电气技术 2021年11期

江海涛顾文梅睿颜全椿陈忠良

（1.中广核如东海上风力发电有限公司，江苏南通 226400； 2.江苏方天电力技术有限公司，南京 211102）

0 引言

双馈及直驱风电机组是广泛使用的变速恒频风力发电机组，采用变流器实现能量交换和控制，偏航系统中使用变频器来实现精确调整。风机变流器和变频器中的电力电子元件会产生谐波[1-5]，可能与系统中的电感、电容等元件产生谐波谐振放大问题。

海上风能资源丰富，不占用陆地，成为风电发展重要方向。大部分海上风电场采用长距离交流海底电缆传输功率到陆上，集电线路也大量采用海底电缆。高电压长距离海缆具有较高的对地电容，当海缆与变压器、架空线路等感性设备相连，参数配合时易发生并联谐振和串联谐振。国内外在风电场谐波谐振机理及特性方面已有一定研究，研究方法主要采用时域暂态仿真[6]、频率扫描法[7]、模态分析方法[8]及结合模态分析法和频率扫描法的频模分析法[9]等。文献[10]在频率扫描基础上，采用敏感度分析方法计算风电场中各部分参数对谐振的敏感度指标。对于谐波抑制，研究主要集中在风机谐波电流抑制和并联谐振放大，国外大多采用设计及改进滤波器的方法达到谐波抑制效果[11-12]，国内大多采用改进风机变流器控制策略的方法[13-16]。文献[17]综合分析比较了负序、谐波等非理想电网下双馈风机改善运行控制技术并实现输出功率平稳和电流正弦的各种方案，同时指出在微网或电网末端，风电机组可通过补偿技术参与电能质量的改善。

上述研究主要关注风机谐波谐振和风电场并联谐振问题，对风电场在系统谐波电压影响下发生串联谐振的研究较少。本文在实测基础上，采用频率扫描结合谐波潮流分析的方式，分析某海上风电场因同时发生5次谐波串联和并联谐振放大而引起风机大面积故障的原因和影响因素，并对抑制海上风电场串联谐振的措施进行研究。

1 海上风电场谐振实测分析

随着500kV骨干网架的建设，江苏220kV电网实施分层分区运行，地区220kV电网以500kV变电站、发电厂为主要电源支撑点，向周边辐射供电。早期投运的风电场采用“就近分散”方式接入电网，近几年则采用“汇流集中接入”结合“就近相对集中”的方式接入电网。

江苏某海上风电场，2015年底投运，以220kV电压等级采用“就近分散”方式接入电网，共安装38台4MW直驱风机，采用3级升压方式，每台风机经0.69kV/35kV风机箱变升压，每5～7台风机以链形拓扑方式通过不同规格和长度的短距离海缆组成1回集电线路，共6回35kV集电线路接入海上升压站35kV母线，经一台35kV/110kV变压器升压至110kV，通过2回110kV、27.58km海缆送至陆上升压站（海缆两侧共用一个110kV间隔和开关），升压至220kV后通过1回6.58km架空线路接入电网变电站；陆上升压站安装一台220kV/110kV/35kV变压器，35kV侧安装两台并联电抗器、一台静止无功发生器（static var generator, SVG）（停运）及场用变压器。海上风电场一次系统简图如图1所示。

图1 海上风电场一次系统简图

1.1 风机故障情况

2019年风电场发生11次风机大面积故障，故障前无风或小风，曾出现全场风机停机待风，当风力恢复后风机无法偏航对风和并网的情况，运维人员到达风机平台后发现全部或大部分风机偏航系统断路器F1跳闸，该断路器跳闸后无报警也不能自恢复，给风电场发电、运行维护及安全带来极大困扰。

1.2 故障原因查找

风机偏航系统与发电系统相互独立，同接入风机箱变690V侧，由低压断路器、自耦变压器（690V/460V）、断路器F1（跳闸电流57A）、电抗器、偏航变频器和电动机组成，变频器网侧采用二极管不控整流方式。风机发电及偏航系统简图如图2所示。

图2 风机发电及偏航系统简图

选择1台风机测试，确定了故障直接原因为全场风机待风且该风机偏航时，流过F1的电流有效值超过动作电流。在风机箱变低压侧进行测试，不同运行工况下的测试数据见表1。由表1数据发现，某些工况下5次谐波异常。全场发电时5次谐波电压正常，全场待风时5次谐波电压大幅增加；工况1、3，5次谐波电流都为46A左右，但5次谐波电压含有率相差很大；工况2、3，谐波电流相差很大，但5次谐波电压含有率基本相同。判断全场待风时风机箱变低压侧5次谐波电压畸变大部分来自于上级电源，有5次谐波谐振放大发生。

表1 不同运行工况下风机箱变低压侧测试数据

1.3 陆上升压站谐波测试分析

查看风电场220kV并网点电能质量在线监测数据，发现故障期间5次谐波电压和电流异常，其他次谐波正常。开展陆上主变三侧测试，图3～图5为9月3日～4日发生故障期间有功、5次谐波电流和5次谐波电压含有率变化曲线（均为单相值），保留9月3日前谐波正常时的曲线进行对比。

图3 陆上主变三侧A相有功功率变化趋势

图5 陆上主变三侧A相5次谐波电压含有率变化趋势

因分别流出和流入主变，220kV、110kV侧有功大小相同，方向相反，35kV侧为无功补偿和场用变，有功很小。风电场发电时主变三侧5次谐波均很小；风电场有功功率接近为零时，5次谐波电压和电流均大幅增加，110kV侧5次谐波电压含有率最大15%，远大于国家标准GB/T 14549—93规定的允许值1.6%。110kV侧5次谐波电流最大超过120A，220kV侧5次谐波电流最大超过60A；35kV侧5次谐波电压与110kV侧基本相同，应来自于110kV侧的传递。

2 仿真分析

测试无法覆盖全风电场，为全面分析风电场谐波谐振放大原因，并为采取抑制措施提供思路，采用ETAP电力系统分析软件进行阻抗频率扫描和谐波潮流分析。

根据图1建立仿真系统，并搭建由35kV海缆及38台风机组成的集电系统。在电网变电站进行系统等值，并作为谐波电压源；220kV架空线和110kV海缆采用现场实测参数，110kV海缆使用PI模型以尽可能准确模拟对地电容对谐波的影响，集电系统中各种规格的35kV海缆采用出厂参数和实际长度，风机箱变取出厂参数。因主要研究风电场传输系统谐波，且只考虑全部风机停机和少量风机低功率发电情况，可进行简化，忽略风力发电机与变流器内部结构，将偏航系统视为负荷并作为谐波电流源。

2.1 风电场阻抗频率特性

全场风机停机待风，系统正常运行在小方式下，对风电场主要母线进行阻抗频率特性扫描如图6所示。

图6 全场风机待风，风电场阻抗频率扫描

陆上、海上110kV母线5次谐波阻抗很大，达两百多欧姆，有并联谐振放大的可能；变电站、陆上220kV母线阻抗在5次谐波附近最低，5次谐波阻抗分别为22.48Ω、33.39Ω，有串联谐振的可能，海上35kV母线5次谐波阻抗也较小。

对较易分析的串联谐振次数进行估算。海上升压站变压器及以下部分在风机停机待风时负荷很小，可视为开路，变电站、架空线路、陆上主变、海缆阻抗及对地电容构成回路。

系统参数为：变电站正常运行在小方式下的短路容量为2 320MV·A，架空线路电阻0.242Ω、电抗1.882Ω；主变三侧阻抗百分数分别为14%、23%、8%；单回海缆每公里电阻0.061 7Ω、电容0.157μF、电感0.445mH。

忽略回路电阻，50Hz基波感抗均折算到110kV侧，有

式中：CL为海缆电容；XC为海缆容抗；XS为系统感抗；X架为架空线路感抗；XT1、XT2为陆上主变高、中绕组感抗；X海缆为海缆感抗；LX总为系统回路总电抗。

在h次谐波发生串联谐振时，有

谐振次数为4.41次；当系统大方式运行时，变电站短路容量为3 315MV·A，对应的谐振次数为4.61次，均接近5次。由于系统中存在5次谐波电压，5次谐波阻抗也很小，因此在5次谐波处发生串联谐振。

2.2 风电场谐波潮流仿真分析

阻抗频率扫描不能量化风电场各种参数和风机工作状态对谐振的影响程度，需继续开展谐波潮流仿真分析。

1）不考虑变电站谐波电压背景

全场风机停机，设系统变电站谐波电压背景为零，每台风机箱变低压侧根据实测以大、小两种水平输入2～25次谐波电流。风电场各母线5次谐波电压含有率见表2，海上风电场各处5次谐波电流见表3。

表2 风电场各母线5次谐波电压含有率（不考虑变电站谐波电压背景）

表3 海上风电场各处5次谐波电流（不考虑变电站谐波电压背景）

海上主变35kV侧5次谐波电流为38台风机输出5次谐波电流之和，经110kV海缆后有约4倍放大；仿真结果与实测相差较大。

2）考虑变电站谐波电压背景

将2019年风电场正常发电时变电站220kV母线2～25次谐波电压实测数据的95%概率大值作为系统背景谐波，其中5次谐波电压含有率为0.75%，电压总谐波畸变率为0.88%。

全场风机停机，每台风机箱变低压侧无谐波电流、输入2～25次谐波电流（5次谐波电流取6.77A），风电场各处5次谐波水平分别见表4和表5，表明背景谐波电压影响下的串联谐振是主要影响因素，5次谐波电流取6.77A时的仿真结果与图4、图5实测大值很接近，海上35kV的5次谐波电压含有率与风机箱变低压侧测试值接近；因谐波电压源的钳制作用，220kV的5次谐波电压含有率仿真值偏小。如5次谐波电流取46.68A，仿真得到的谐波水平远大于实测值，此情况下风机偏航系统会很快退出，因此后续仿真中5次谐波电流均取6.77A。

图4 陆上主变三侧A相5次谐波电流变化趋势

表4 风电场各母线5次谐波电压含有率（考虑变电站谐波电压背景）

表5 海上风电场各处5次谐波电流（考虑变电站谐波电压背景）

2019年前未发生此类故障。分析2016～2019年风电场并网点监测数据，发现每当风电场有功出力很小时并网点5次谐波电压电流都明显增加，说明谐振早已存在，只是幅值较小，未引起风机故障；而风电场正常发电时并网点5次谐波电压含有率逐年增加，由2016年0.3%左右逐步增长至2019年的0.7%左右，推测与该地区大量风电接入有关。

将变电站谐波电压背景值减半，再进行全场风机待风情况下的仿真，谐振放大情况大幅减小，220kV线路5次谐波电流26.8A，与历史监测值相近，因此系统侧5次谐波电压水平是发生风电场串联谐振的重要因素。

2.3 模拟部分风机并网运行

风电场发电时谐波正常，且统计发现，小风情况下如仍有几台风机并网运行，也不会出现风机大面积故障。仿真模拟部分风机以10%额定容量并网发电，偏航系统作为负荷接入。风电场各处5次谐波水平分别见表6和表7。

表6 各母线5次谐波电压含有率（仿真结果）

表7 风电场各处5次谐波电流（仿真结果）

以4台风机运行为例，变电站、陆上220kV母线阻抗频率曲线（见图7）最低点由5次移至6次谐波附近，5次谐波阻抗较风机全停时增加很多，并网运行风机数量对于改变风电场阻抗频率特性、减小谐振作用效果明显。

图7 4台风机运行，风电场阻抗频率扫描

上述仿真时并网风机位于不同集电线路末端，实际小风情况下的风机并网情况比较随机，出现在集电线路首、末端的概率较大，主要与风机位置和风力、风向相关。研究发现，集电线路有无并网风机、集电线路并网风机多少、并网风机离集电线路首端远近均会影响该集电线路5次谐波电流的大小，但对110kV、220kV系统的5次谐波影响很小，并网风机数量是谐波谐振的主要因素。

2.4 风电场谐振及故障原因分析

通过实测和仿真分析，确定风电场5次谐波异常且风机偏航系统大量故障的原因是：当出现全场风机停机待风时，在系统侧5次谐波电压作用下，风电场发生严重的5次谐波串联谐振；风机偏航系统产生的5次谐波电流，在110kV系统也发生并联谐振放大，两者共同且相互作用下，风电场5次谐波异常；风机箱变低压侧受35kV系统影响电压严重畸变，如风机偏航，因偏航变频器网侧采用二极管不控整流方式，电流畸变更大，流过偏航系统断路器F1包括谐波电流在内的总电流超过动作值后跳闸；故障风机的退出并未破坏谐振，仍停机待风的风机只要发生偏航就会陆续发生断路器F1跳闸。

实测谐波异常时风电场各点5次谐波电压和电流也在变化，原因可能是期间部分风机并网或停机、风机偏航、偏航系统跳闸和系统侧谐波电压变化等。

3 谐振抑制措施研究

抑制谐波谐振放大，可从谐波源及谐振条件两方面考虑。受海上升压站及风机平台空间及质量限制，海上部分增加大型设备可行性不大。

风机自身谐波及谐振的抑制方案较成熟，对于本文风机偏航系统，现暂通过增加电抗器阻值和F1跳闸电流定值解决，可采用的方案为偏航回路中增加滤波器（可选，实际未配置），偏航变频器改用可控整流方式也可减小谐波。

上述分析表明，系统侧谐波电压背景值和风机运行数量对谐振有很大影响，但谐波电压难以控制，在规划接入阶段考虑为好，无风和低于切入风速下风机并网数量也无法控制；仿真分析了风电场各部分参数对谐振的影响程度，系统短路容量、220kV架空线路阻抗、海上主变阻抗等对串联谐振的影响较小；而陆上主变和海缆的阻抗，或在陆上主变中、低压侧并联电抗、电容和投入SVG改变无功对谐振的影响较大；其中并联无源滤波器适合吸收非线性设备产生的谐波电流，且存在调谐特性易随系统阻抗、电容和电抗参数的变化而变化的缺点，大容量高电压有源滤波器尚难应用，因此不考虑并联滤波器。为破坏谐振条件，提出4个方案进行讨论。

方案1：110kV海缆串联电抗。仿真在两回110kV海缆上岸并接后串5Ω 电抗，可在谐振时将风电场海上35kV及110kV系统5次谐波电压含量降到3%左右。考虑损耗和压降不宜长期接入，如进行投切需增加设备且操作麻烦，统一潮流控制器（unified power flow controller, UPFC）可调节线路阻抗，但在此应用不经济。

方案2：谐振期间改变SVG无功输出。SVG为风电场既有设备但因故障停运，考虑修复SVG并恢复运行。谐振期间SVG发感性无功，同容量下与陆上主变110kV侧并联高抗、35kV侧增加低抗容量的效果基本相同；随着感性无功增加，谐波水平逐渐降低，当输出感性20Mvar时，海上110kV系统5次谐波含有率10%左右，仍远超国标允许值。如SVG发容性无功，10Mvar时海上110kV系统5次谐波含有率大幅降低到4%左右，主要原因是风电场110kV母线阻抗频率特性发生较大变化，5次谐波阻抗大幅降低至110Ω 左右，220kV母线5次谐波阻抗增加；但全场风机停机待风期间，风电场无功过剩电压偏高，增加容性无功需考虑风电场各级电压水平，特别是调度部门对风电场并网点电压的限制。

方案3：改变陆上主变高-中绕组短路阻抗。标准[18]推荐220kV油浸式三绕组降压变压器高-中绕组阻抗百分数为12%～14%，陆上主变现为14%，减小为13%、12%，谐振抑制效果明显，220kV母线阻抗频率曲线最低点移到4次谐波附近，5次谐波阻抗大幅增加。风电场各处5次谐波水平分别见表8和表9。

表8 风电场各母线5次谐波电压含有率（方案3）

表9 风电场各处5次谐波电流（方案3）

更换主变可行但费用高，并涉及其他设备更换，在规划设计阶段合理选择主变参数较好。

方案4：风电场陆上、海上各增加1个110kV间隔和开关，两回110kV海缆可独立投切，谐振发生时切除一回110kV海缆。风电场各处5次谐波水平分别见表10和表11。

表10 风电场各母线5次谐波电压含有率（方案4）

表11 风电场各处5次谐波电流（方案4）

切除一回110kV海缆，谐振抑制效果明显，220kV母线阻抗频率曲线最低点移至7次谐波左右，5次谐波阻抗大幅增加；本文所述风电场在风机停机待风时发生谐振，切除一回海缆不会引起其他问题，可作为破坏串联谐振的应急处理措施。江苏已投运的交流接入海上风电场中，大多数采用双回独立海缆接入，少数采用单回海缆，为提高海上风电场运行可靠性，建议设计时应采用双回独立海缆。