海上风电场并网点谐波治理方法探讨

海上风电场并网点谐波治理方法探讨

李楠

中广核新能源浙江分公司

摘要：近年来，随着国家“3060”战略的逐步落地，各沿海省份大力发展海上风电项目，在海上风电项目并网过程中，电能质量问题逐渐引起属地电网的关注，海上风电项目并网电能质量问题中，谐波问题尤为突出。本文主要分析了风电场产生谐波的原因，并对由于长距离海缆接入引起的地区电网背景谐波放大，从而导致的海上风电项目并网点谐波超标问题的一种治理方法进行了阐述，并以东南沿海某海上风电项目为例，分别对无源滤波和有源滤波两种治理方案进行了分析比较。

关键词：海上风电 谐波 长距离海缆 有源滤波

1. 谐波产生的原因及危害

1.1谐波产生的原因

在电力系统中谐波产生的基本原因是由于非线性负载所致。当电流流经负载时，与所加的电压不呈线性关系，就形成非正弦电流，即电路中有谐波产生。谐波频率是基波频率的整数倍。谐波是正弦波，每个谐波都具有不同的频率，幅度和相角。目前，常用的整流电路几乎都采用晶闸管相控整流电路或二极管整流电路，其中以三相桥式和单相桥式整流电路为最多。带阻感负载的整流电路产生的谐波为人们所熟悉，另外直流侧采用电容滤波的二极管整流电路也是严重的谐波污染源，还有采用相控方式的交流电力调整电路及周边变流器等电力电子装置也会在输入侧产生大量的谐波电流。对于风电机组来说，发电机本身产生的谐波是可以忽略的，谐波电流的真正来源是风电机组中采用的电力电子元件，变风速风电机组采用大容量的电力电子元件，直驱永磁同步风力发电机组的交直交变频器采用可控PWM整流或不控整流后接DC/DC变换，在电网侧采用PWM逆变器输出恒定频率和电压的三相交流电；双馈异步风力发电机组定子绕组直接接入交流电网，转自绕组端接线由三只滑环引出接至一台双向功率变换器，电网侧同样采用PWM逆变器，定子绕组端口并网后始终发出电功率，转子绕组端口电功率的流向取决于转差率。此类原因的谐波治理方式不在本文的讨论范围内。

1.2谐波的危害

理想的公用电网所提供的电压应该是单一而固定的频率以及规定的电压幅值。谐波电流和谐波电压的出现，对公用电网是一种污染，他使用电设备所处的环境恶化，主要体现在以下几个方面：

（1）谐波使公用电网中的元件产生了附加的谐波损耗，降低了发电、输电及用电设备的效率，大量的3次谐波流过中性线时会使线路过热甚至引发火灾。

（2）谐波影响各种电气设备的正常工作，谐波对电机的影响除引起附加损耗外，还会产生机械振动、噪声和过电压，使变压器局部严重过热。谐波使电容器、电缆等设备过热、绝缘老化、寿命缩短，以至损坏。

（3）谐波会引起公用电网中局部的并联谐振和串联谐振，从而使谐波放大，这就使上述（1）和（2）的危害大大增加，甚至引起严重事故。

（4）谐波会导致继电保护和自动装置的误动作，并会使电气测量仪表计量不准确。

（5）谐波会使邻近的通信系统产生干扰，轻者产生噪声，降低通信质量，重者导致数据丢失，使通信系统无法正常工作。

2. 谐波的治理方案

以东南沿海某海上风电场并网点谐波电流超标为例，讨论海上风力发电项目谐波治理的可行方案。

2.1项目概况

该项目一期位于舟山市岱山岛西北侧海域,风电场安装18台4MW的全功率换流器型风力发电机和36台4.5MW的双馈异步风力发电机，装机总容量234MW，采用变桨变速功率调节模式。风电机组具备低电压穿越能力，机组额定功率因数为1，并实现0.95（超前）～0.95（滞后）范围内可调。本项目以220kV电压等级接入舟山电网。

该项目及其输电海缆构成的整个风电送出系统，主要由六部分组成，包括风力发电机组、中压海缆集电线路、海上升压站、动态无功补偿装置（SVG）、高压送出海缆、陆上集控中心及交流出线等，如图1.1所示。

图1.1 风电场接入系统示意图

2.2 现场谐波问题情况

2.2.1谐波测量结果

目前现场存在的问题为二期风电场投入运行后，电网电压和电网电流中5、7次谐波含量超标明显，现场测量值为5次谐波电压畸变率达到3.6%（国标1.6%），同时电网电流中5次谐波电流分别达到92A、超过国标限值，同时系统出现了明显的5次谐波谐振放大现象。针对这一问题进行以下分析。

2.2.2谐波原因分析

根据舟山220kV电网的实际参数和海上风电场海缆的参数，以及对舟山电网背景谐波所掌握的情况，可将系统的5次谐波电路简单地等效为图1.8所示（注意：实际系统和该简单的等效电路存在一定的误差）。图2.1中，Uh和Ih分别代表舟山电网220kV系统中的5次背景谐波电压和谐波电流；XL代表海上风电接入点（鱼东变220kV母线）的系统侧5次谐波阻抗；XC代表风电场海缆的5次谐波容抗。当风电场没有接入时（图2.1），鱼东变220kV母线上的5次谐波电压为：（457+35*12）*1.732=1519V，约为0.7%。

风电场接入系统后，5次谐波电流:

Ish=[(-j50)/(-j50+j35)]*j12+457/(j35-j50)=j70A。此时鱼东变220kV母线上的5次谐波电压为：（457+35*70）*1.732=5035V，约为2.3% 出现了明显的放大现象。而如果220kV海缆长度进一步增加，使得总海缆的5次谐波容抗降低到接近35欧姆，则会出现谐波谐振的情况，谐振产生的过电压会严重危害海缆、主变压器等设备。

图2.1系统5次谐波简单等效电路（海缆接入）

2.3治理方案

2.3.1无源治理方案

2.3.1.1 系统建模接线方式

为了设计谐波谐振放大的治理方案，需要对风电场电网、高压海缆以及受端电网进行详细的谐波建模。经过详细建模后的整个系统可以用图2.2来表示。

图2.2 岱山、嵊泗风电场接入舟山电网的谐波等效电路和无源治理装置

2.3.1.2串联阻塞滤波器治理方案

如图2.2所示，加装的串联阻塞滤波器为一个串联电抗器Lblock，当该串联电抗器在基波下分别取10Ω、15Ω和20Ω时，从鱼东变向全系统看的阻抗ZPCCh的幅频特性和相频特性比较可以看出，串联10Ω的电抗器时，ZPCCh的谐振频率在约235 Hz和约350 Hz处；串联15Ω的电抗器时，ZPCCh的谐振频率在约225 Hz和约335Hz处；串联20Ω的电抗器时，ZPCCh的谐振频率在约210Hz和约330 Hz处。串联电抗器电抗变大时，ZPCCh的谐振频率向低频方向移动。考虑到计算所用的谐波模型与舟山电网实际一定存在差别，并且舟山电网本身的运行方式变化也会对谐振频率产生影响，因此采用串联电抗器的方案来消除ZPCCh在5次谐波附近的谐振点不是一种可靠的方案。

2.3.1.3并联单调谐滤波器治理方案

在图2.2所示位置，首先考虑加装的并联调谐滤波器为一个5次单调谐滤波器，当该5次单调谐滤波器的容量分别取30 Mvar、60Mvar和90Mvar时，从鱼东变向全系统看的阻抗ZPCCh的幅频特性和相频特性比较可以看出，加装5次并联单调谐滤波器后，不管容量多大，ZPCCh在约250 Hz处取到最小值；且加装的容量越大，ZPCCh在250 Hz频率左右上升得越慢，即适应电网运行方式改变的能力越强；显然，加装5次并联单调谐滤波器来消除ZPCCh在5次谐波频率处的谐振是有效的。另外，加装5次并联单调谐滤波器后，不管容量多大，ZPCCh在约7次谐波频率处数值也比较小，引起7次谐波放大的可能性不大。

设加装的并联调谐滤波器为一个7次单调谐滤波器，当该7次单调谐滤波器的容量分别取30Mvar、60Mvar和90Mvar时，从鱼东变向全系统看的阻抗ZPCCh的幅频特性和相频特性比较。可以看出，加装7次并联单调谐滤波器后，不管容量多大，ZPCCh在约350 Hz处取到最小值；且加装的容量越大，ZPCCh在350 Hz频率左右上升得越慢，即适应电网运行方式改变的能力越强；显然，加装7次并联单调谐滤波器来消除ZPCCh在7次谐波频率处的谐振是有效的。另外，从图2.6可以看出，加装7次并联单调谐滤波器后，不管容量多大，ZPCCh在约5次谐波频率处的数值比较大，有可能引起5次谐波放大。因此，采用加装7次谐波并联滤波器来消除ZPCCh在5次谐波附近的谐振点的方案是不合理的。

2.3.1.4加装5、7次单调谐滤波器及治理效果

综合以上分析结果，加装单调谐滤波器可以对特征次的谐波问题进行治理，但单独加装5次或7次单调谐滤波器均不能完全治理岱山4#风电场与嵊泗5#、6#风电场接入舟山电网引起的谐波谐振放大。因此，提出加装5次及7次单调谐滤波器作为该谐波谐振放大问题的推荐方案。

2.3.2有源治理方案

2.3.2.1 HAPF拓扑结构及接入方式

为解决现场谐波问题，提出了适用于该应用场景的高压有源电力滤波器（High-voltage Active Power Filter, HAPF），电压等级为35kV，容量为35MVA，功率阀组采用级联H桥拓扑，其拓扑结构如图2.3所示。高压有源电力滤波器及配套的220kV/35kV降压变接入现场集控中心220kV母线。

图2.3HAPF拓扑结构

2.3.2.2 HAPF控制策略

考虑系统侧、HAPF支路、负荷支路建立简化谐波等效电路，如图2.4所示。系统侧等效为诺顿支路，由谐波源ih、谐波阻抗Zsh构成；APF支路被控制为一个受控电流源支路，负荷阻抗为ZLh；风电场接入点的谐波电压为upcch，谐波电流为ipcch。HAPF输出谐波电流iapf与负荷谐波电流iLh大小相等，方向相反，从风电场接入点看向风电场，谐波电流相当于开路，所以接入点谐波电流ipcch接近于0，谐波电压upcch为风电场接入前的背景电压。

图2.4简化谐波等效电路

为解决现场谐波问题，根据不同的谐波治理需求，提出了谐波电流治理、谐波电压治理以及谐波电压电流综合治理三种谐波治理模式。

（1）谐波电流治理

HAPF的谐波电流治理控制策略如图2.5所示。

图2.5HAPF的谐波电流治理控制策略框图

图2.9中：

ipcc  ——风电场接入点的电流。

iapf  ——HAPF的实际输出电流。

iapf* ——HAPF的输出电流指令值；

uapf* ——HAPF的电压调制波；

该控制策略具体为：采集PCC点的电流与HAPF的输出电流，求差计算得到负荷电流的取反值，再提取其谐波分量得到HAPF的输出电流指令，与HAPF的实际输出电流做差得到谐波电流误差信号，通过谐波电流控制器得到调制波，经过PWM调制后得到驱动脉冲，从而控制换流阀，输出与负荷电流大小相等，方向相反的谐波电流。

（2）谐波电压治理

谐波电压治理控制，通过控制HAPF支路的等效谐波阻抗，进而通过阻抗的分流来改变并网点的电压谐波。HAPF的谐波电压治理控制策略如图2.6所示。

图2.6HAPF的谐波电压治理控制策略框图

图2.6中：

upcc   ——风电场接入点电压。

uhref  ——风电场谐波电压控制目标值。

iapf    ——高压有源滤波器的输出电流。

iapf_u* ——谐波电压治理高压有源滤波器的输出电流的指令值。

uapf*  ——高压有源滤波器的电压调制波。

该控制策略具体为：采集PCC点电压，再提取其谐波分量得到谐波电压幅值；谐波电压的幅值和目标谐波电压值的差通过阻抗控制得到HAPF等效谐波阻抗，进而得到对应的谐波电流指令。通过谐波电流控制器得到调制波，经过调制后得到驱动脉冲，从而控制换流阀，控制HAPF等效谐波阻抗来治理并网点谐波电压。

（3）谐波电压电流综合治理

由于系统阻抗特性区别，HAPF在谐波电压治理模式下在治理了谐波电压的同时可能会使得并网点谐波电流幅值增大；谐波电流治理模式下在治理谐波电流的同时可能会使得并网点谐波电压幅值增大。谐波电压电流综合治理模式，可以在控制并网点谐波电流不超过限值的同时，做到部分治理谐波电压。HAPF的谐波电压电流综合治理控制策略如图2.7所示。

图2.7HAPF的谐波电压电流综合治理控制策略框图

该控制策略具体为：叠加谐波电流、谐波电流两种模式的电流指令，通过一定的电流限幅环节，使得HAPF在并网点谐波电流不超过设定限值的同时去治理并网点谐波电压。

2.3.2.3 主要参数设计

基于目前所掌握的舟山电网及岱山风电场背景资料，对高HAPF的补偿容量进行选择，确保现场安装治理装置后，在各种电网环境下均能满足国标规定的电能质量指标。在补偿容量确定后，方可对装置内部进行具体参数设计。

根据实际电网参数搭建的电网模型仿真结果，并考虑一定的裕度后，得出的220kV侧5次谐波电流设计值62A，7次谐波电流设计值56A，5次和7次谐波电流的均方根值为83.55A，即，高压有源滤波器的额定电流选为83.55A

HAPF的功率阀组主要技术指标如下：

（1）星接拓扑；

（2）每相串联功率单元级数56级，功率单元冗余数量为5个；

（3）额定电压35kV，工频耐压95kV/1min，雷电冲击BIL200kV；

（4）额定电流577A；

HAPF的功率单元基于H桥拓扑结构，主要技术指标如下：

（1）直流侧额定电压900V；

（2）交流侧额定输出电流577A；

（3）IGBT型号为1700V/600A并联；

（4）直流电容选用薄膜电容，额定电压1100V，容值为8.64mF；

HAPF经过配套变压器接入陆上集控中心220kV母线，因变压器高低压侧的绝大部分电流为谐波电流，低压侧的谐波电压含量较高，为保证运行过程中的发热及振动符合要求，该应用场景的变压器应在铁芯、杂散损耗、漏磁等方面特殊设计。

2.3.2.4仿真验证

（1）仿真模型搭建

为验证上述HAPF及控制策略对于谐波抑制的有效性，在RTDS平台上搭建仿真模型，其结构如图2.8所示。

图2.8RTDS仿真模型结构

根据所搭建的仿真模型，进行HAPF投入后的仿真，图2.9所示为HAPF投入后的接入点电压、电流、风电场海缆总电流、HAPF输出电流。

图2.9HAPF投入后的接入点电压、电流、风电场海缆总电流、HAPF输出电流

在HAPF投入后，风电场接入点的5次和7次谐波电压降低至背景水平，5次和7次电流谐波下降至接近于0A，HAPF的输出电流和风电场海缆谐波总电流大小相等。根据仿真分析结果，HAPF投入后打破了系统谐振状态，风电场海缆总谐波电流减小，验证了HAPF及控制策略的有效性。

3.结论

结论：综合无源方案、有源方案的各项优劣势，建议优先采用有源方案开展该风电场谐波治理。

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