某海上風電場諧波諧振實測及仿真分析

江海濤 顧 文 梅 睿 顏全椿 陳忠良

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

0 引言

雙饋及直驅風電機組是廣泛使用的變速恒頻風力發電機組，采用變流器實現能量交換和控制，偏航系統中使用變頻器來實現精確調整。風機變流器和變頻器中的電力電子元件會產生諧波[1-5]，可能與系統中的電感、電容等元件產生諧波諧振放大問題。

海上風能資源豐富，不占用陸地，成為風電發展重要方向。大部分海上風電場采用長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。高電壓長距離海纜具有較高的對地電容，當海纜與變壓器、架空線路等感性設備相連，參數配合時易發生并聯諧振和串聯諧振。國內外在風電場諧波諧振機理及特性方面已有一定研究，研究方法主要采用時域暫態仿真[6]、頻率掃描法[7]、模態分析方法[8]及結合模態分析法和頻率掃描法的頻模分析法[9]等。文獻[10]在頻率掃描基礎上，采用敏感度分析方法計算風電場中各部分參數對諧振的敏感度指標。對于諧波抑制，研究主要集中在風機諧波電流抑制和并聯諧振放大，國外大多采用設計及改進濾波器的方法達到諧波抑制效果[11-12]，國內大多采用改進風機變流器控制策略的方法[13-16]。文獻[17]綜合分析比較了負序、諧波等非理想電網下雙饋風機改善運行控制技術并實現輸出功率平穩和電流正弦的各種方案，同時指出在微網或電網末端，風電機組可通過補償技術參與電能質量的改善。

上述研究主要關注風機諧波諧振和風電場并聯諧振問題，對風電場在系統諧波電壓影響下發生串聯諧振的研究較少。本文在實測基礎上，采用頻率掃描結合諧波潮流分析的方式，分析某海上風電場因同時發生5次諧波串聯和并聯諧振放大而引起風機大面積故障的原因和影響因素，并對抑制海上風電場串聯諧振的措施進行研究。

1 海上風電場諧振實測分析

隨著500kV骨干網架的建設，江蘇220kV電網實施分層分區運行，地區220kV電網以500kV變電站、發電廠為主要電源支撐點，向周邊輻射供電。早期投運的風電場采用“就近分散”方式接入電網，近幾年則采用“匯流集中接入”結合“就近相對集中”的方式接入電網。

江蘇某海上風電場，2015年底投運，以220kV電壓等級采用“就近分散”方式接入電網，共安裝38臺4MW直驅風機，采用3級升壓方式，每臺風機經0.69kV/35kV風機箱變升壓，每5～7臺風機以鏈形拓撲方式通過不同規格和長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，經一臺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（海纜兩側共用一個110kV間隔和開關），升壓至220kV后通過1回6.58km架空線路接入電網變電站；陸上升壓站安裝一臺220kV/110kV/35kV變壓器，35kV側安裝兩臺并聯電抗器、一臺靜止無功發生器（static var generator, SVG）（停運）及場用變壓器。海上風電場一次系統簡圖如圖1所示。

圖1 海上風電場一次系統簡圖

1.1 風機故障情況

2019年風電場發生11次風機大面積故障，故障前無風或小風，曾出現全場風機停機待風，當風力恢復后風機無法偏航對風和并網的情況，運維人員到達風機平臺后發現全部或大部分風機偏航系統斷路器F1跳閘，該斷路器跳閘后無報警也不能自恢復，給風電場發電、運行維護及安全帶來極大困擾。

1.2 故障原因查找

風機偏航系統與發電系統相互獨立，同接入風機箱變690V側，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、偏航變頻器和電動機組成，變頻器網側采用二極管不控整流方式。風機發電及偏航系統簡圖如圖2所示。

圖2 風機發電及偏航系統簡圖

選擇1臺風機測試，確定了故障直接原因為全場風機待風且該風機偏航時，流過F1的電流有效值超過動作電流。在風機箱變低壓側進行測試，不同運行工況下的測試數據見表1。由表1數據發現，某些工況下5次諧波異常。全場發電時5次諧波電壓正常，全場待風時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。判斷全場待風時風機箱變低壓側5次諧波電壓畸變大部分來自于上級電源，有5次諧波諧振放大發生。

表1 不同運行工況下風機箱變低壓側測試數據

1.3 陸上升壓站諧波測試分析

查看風電場220kV并網點電能質量在線監測數據，發現故障期間5次諧波電壓和電流異常，其他次諧波正常。開展陸上主變三側測試，圖3～圖5為9月3日～4日發生故障期間有功、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日前諧波正常時的曲線進行對比。

圖3 陸上主變三側A相有功功率變化趨勢

圖5 陸上主變三側A相5次諧波電壓含有率變化趨勢

因分別流出和流入主變，220kV、110kV側有功大小相同，方向相反，35kV側為無功補償和場用變，有功很小。風電場發電時主變三側5次諧波均很小；風電場有功功率接近為零時，5次諧波電壓和電流均大幅增加，110kV側5次諧波電壓含有率最大15%，遠大于國家標準GB/T 14549—93規定的允許值1.6%。110kV側5次諧波電流最大超過120A，220kV側5次諧波電流最大超過60A；35kV側5次諧波電壓與110kV側基本相同，應來自于110kV側的傳遞。

2 仿真分析

測試無法覆蓋全風電場，為全面分析風電場諧波諧振放大原因，并為采取抑制措施提供思路，采用ETAP電力系統分析軟件進行阻抗頻率掃描和諧波潮流分析。

根據圖1建立仿真系統，并搭建由35kV海纜及38臺風機組成的集電系統。在電網變電站進行系統等值，并作為諧波電壓源；220kV架空線和110kV海纜采用現場實測參數，110kV海纜使用PI模型以盡可能準確模擬對地電容對諧波的影響，集電系統中各種規格的35kV海纜采用出廠參數和實際長度，風機箱變取出廠參數。因主要研究風電場傳輸系統諧波，且只考慮全部風機停機和少量風機低功率發電情況，可進行簡化，忽略風力發電機與變流器內部結構，將偏航系統視為負荷并作為諧波電流源。

2.1 風電場阻抗頻率特性

全場風機停機待風，系統正常運行在小方式下，對風電場主要母線進行阻抗頻率特性掃描如圖6所示。

圖6 全場風機待風，風電場阻抗頻率掃描

陸上、海上110kV母線5次諧波阻抗很大，達兩百多歐姆，有并聯諧振放大的可能；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，有串聯諧振的可能，海上35kV母線5次諧波阻抗也較小。

對較易分析的串聯諧振次數進行估算。海上升壓站變壓器及以下部分在風機停機待風時負荷很小，可視為開路，變電站、架空線路、陸上主變、海纜阻抗及對地電容構成回路。

系統參數為：變電站正常運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；主變三側阻抗百分數分別為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，有

式中：CL為海纜電容；XC為海纜容抗；XS為系統感 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總為系統回路總電抗。

在h次諧波發生串聯諧振時，有

諧振次數為4.41次；當系統大方式運行時，變電站短路容量為3 315MV·A，對應的諧振次數為4.61次，均接近5次。由于系統中存在5次諧波電壓，5次諧波阻抗也很小，因此在5次諧波處發生串聯諧振。

2.2 風電場諧波潮流仿真分析

阻抗頻率掃描不能量化風電場各種參數和風機工作狀態對諧振的影響程度，需繼續開展諧波潮流仿真分析。

1）不考慮變電站諧波電壓背景

全場風機停機，設系統變電站諧波電壓背景為零，每臺風機箱變低壓側根據實測以大、小兩種水平輸入2～25次諧波電流。風電場各母線5次諧波電壓含有率見表2，海上風電場各處5次諧波電流見表3。

表2 風電場各母線5次諧波電壓含有率 （不考慮變電站諧波電壓背景）

表3 海上風電場各處5次諧波電流 （不考慮變電站諧波電壓背景）

海上主變35kV側5次諧波電流為38臺風機輸出5次諧波電流之和，經110kV海纜后有約4倍放大；仿真結果與實測相差較大。

2）考慮變電站諧波電壓背景

將2019年風電場正常發電時變電站220kV母線2～25次諧波電壓實測數據的95%概率大值作為系統背景諧波，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%。

全場風機停機，每臺風機箱變低壓側無諧波電流、輸入2～25次諧波電流（5次諧波電流取6.77A），風電場各處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諧振是主要影響因素，5次諧波電流取6.77A時的仿真結果與圖4、圖5實測大值很接近，海上35kV的5次諧波電壓含有率與風機箱變低壓側測試值接近；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大于實測值，此情況下風機偏航系統會很快退出，因此后續仿真中5次諧波電流均取6.77A。

圖4 陸上主變三側A相5次諧波電流變化趨勢

表4 風電場各母線5次諧波電壓含有率 （考慮變電站諧波電壓背景）

表5 海上風電場各處5次諧波電流 （考慮變電站諧波電壓背景）

2019年前未發生此類故障。分析2016～2019年風電場并網點監測數據，發現每當風電場有功出力很小時并網點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，未引起風機故障；而風電場正常發電時并網點5次諧波電壓含有率逐年增加，由2016年0.3%左右逐步增長至2019年的0.7%左右，推測與該地區大量風電接入有關。

將變電站諧波電壓背景值減半，再進行全場風機待風情況下的仿真，諧振放大情況大幅減小，220kV線路5次諧波電流26.8A，與歷史監測值相近，因此系統側5次諧波電壓水平是發生風電場串聯諧振的重要因素。

2.3 模擬部分風機并網運行

風電場發電時諧波正常，且統計發現，小風情況下如仍有幾臺風機并網運行，也不會出現風機大面積故障。仿真模擬部分風機以10%額定容量并網發電，偏航系統作為負荷接入。風電場各處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（仿真結果）

表7 風電場各處5次諧波電流（仿真結果）

以4臺風機運行為例，變電站、陸上220kV母線阻抗頻率曲線（見圖7）最低點由5次移至6次諧波附近，5次諧波阻抗較風機全停時增加很多，并網運行風機數量對于改變風電場阻抗頻率特性、減小諧振作用效果明顯。

圖7 4臺風機運行，風電場阻抗頻率掃描

上述仿真時并網風機位于不同集電線路末端，實際小風情況下的風機并網情況比較隨機，出現在集電線路首、末端的概率較大，主要與風機位置和風力、風向相關。研究發現，集電線路有無并網風機、集電線路并網風機多少、并網風機離集電線路 首端遠近均會影響該集電線路5次諧波電流的大小，但對110kV、220kV系統的5次諧波影響很小，并網風機數量是諧波諧振的主要因素。

2.4 風電場諧振及故障原因分析

通過實測和仿真分析，確定風電場5次諧波異常且風機偏航系統大量故障的原因是：當出現全場風機停機待風時，在系統側5次諧波電壓作用下，風電場發生嚴重的5次諧波串聯諧振；風機偏航系統產生的5次諧波電流，在110kV系統也發生并聯諧振放大，兩者共同且相互作用下，風電場5次諧波異常；風機箱變低壓側受35kV系統影響電壓嚴重畸變，如風機偏航，因偏航變頻器網側采用二極管不控整流方式，電流畸變更大，流過偏航系統斷路器F1包括諧波電流在內的總電流超過動作值后跳閘；故障風機的退出并未破壞諧振，仍停機待風的風機只要發生偏航就會陸續發生斷路器F1跳閘。

實測諧波異常時風電場各點5次諧波電壓和電流也在變化，原因可能是期間部分風機并網或停機、風機偏航、偏航系統跳閘和系統側諧波電壓變化等。

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。受海上升壓站及風機平臺空間及質量限制，海上部分增加大型設備可行性不大。

風機自身諧波及諧振的抑制方案較成熟，對于本文風機偏航系統，現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，系統側諧波電壓背景值和風機運行數量對諧振有很大影響，但諧波電壓難以控制，在規劃接入階段考慮為好，無風和低于切入風速下風機并網數量也無法控制；仿真分析了風電場各部分參數對諧振的影響程度，系統短路容量、220kV架空線路阻抗、海上主變阻抗等對串聯諧振的影響較小；而陸上主變和海纜的阻抗，或在陸上主變中、低壓側并聯電抗、電容和投入SVG改變無功對諧振的影響較大；其中并聯無源濾波器適合吸收非線性設備產生的諧波電流，且存在調諧特性易隨系統阻抗、電容和電抗參數的變化而變化的缺點，大容量高電壓有源濾波器尚難應用，因此不考慮并聯濾波器。為破壞諧振條件，提出4個方案進行討論。

方案1：110kV海纜串聯電抗。仿真在兩回110kV海纜上岸并接后串5Ω 電抗，可在諧振時將風電場海上35kV及110kV系統5次諧波電壓含量降到3%左右。考慮損耗和壓降不宜長期接入，如進行投切需增加設備且操作麻煩，統一潮流控制器（unified power flow controller, UPFC）可調節線路阻抗，但在此應用不經濟。

方案2：諧振期間改變SVG無功輸出。SVG為風電場既有設備但因故障停運，考慮修復SVG并恢復運行。諧振期間SVG發感性無功，同容量下與陸上主變110kV側并聯高抗、35kV側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，當輸出感性20Mvar時，海上110kV系統5次諧波含有率10%左右，仍遠超國標允許值。如SVG發容性無功，10Mvar時海上110kV系統5次諧波含有率大幅降低到4%左右，主要原因是風電場110kV母線阻抗頻率特性發生較大變化，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；但全場風機停機待風期間，風電場無功過剩電壓偏高，增加容性無功需考慮風電場各級電壓水平，特別是調度部門對風電場并網點電壓的限制。

方案3：改變陸上主變高-中繞組短路阻抗。標準[18]推薦220kV油浸式三繞組降壓變壓器高-中繞組阻抗百分數為12%～14%，陸上主變現為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移到4次諧波附近，5次諧波阻抗大幅增加。風電場各處5次諧波水平分別見表8和表9。

表8 風電場各母線5次諧波電壓含有率（方案3）

表9 風電場各處5次諧波電流（方案3）

更換主變可行但費用高，并涉及其他設備更換，在規劃設計階段合理選擇主變參數較好。

方案4：風電場陸上、海上各增加1個110kV間隔和開關，兩回110kV海纜可獨立投切，諧振發生時切除一回110kV海纜。風電場各處5次諧波水平分別見表10和表11。

表10 風電場各母線5次諧波電壓含有率（方案4）

表11 風電場各處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移至7次諧波左右，5次諧波阻抗大幅增加；本文所述風電場在風機停機待風時發生諧振，切除一回海纜不會引起其他問題，可作為破壞串聯諧振的應急處理措施。江蘇已投運的交流接入海上風電場中，大多數采用雙回獨立海纜接入，少數采用單回海纜，為提高海上風電場運行可靠性，建議設計時應采用雙回獨立海纜。

4 結論

本文針對經長距離交流海纜接入電網的海上風電場，在各種電氣設備參數配合下容易發生諧波串并聯諧振的問題，以某海上風電場發生諧振時的實測數據為基礎，進行了阻抗頻率掃描、諧波潮流仿真分析和諧振抑制措施研究。

通過研究確定該風電場在風機全停待風時因發生5次諧波串并聯諧振引起大量風機偏航斷路器跳閘，提出在海上風電場規劃設計階段合理選擇接入點和設備參數可有效預防諧波諧振放大，風電場在諧振時改變SVG無功輸出、雙回獨立海纜情況下切除一回海纜可作為抑制諧振的應急處理措施。

建議采用長距離交流海纜接入的海上風電場應采用雙回獨立海纜；風電場開展初步設計進行電能質量評估時需進行諧波諧振的校核或專題研究，避免在5、7、11次等風電場常見諧波頻率下發生諧振放大；海上升壓站也應安裝電能質量在線監測裝置，便于及時發現問題。