风电机组闪变问题分析与解决

1.基于IEC标准的闪变分析方法

图8.34中，u0（t）为等值电网的电压源、Rfic、Lfic为电网的内阻抗，im（t）是电流源用来代表风电机组。ufic（t）为风机电流源的电压，其数值可以表示为

图8.34　风机的电流源形式

闪变的计算方法如图8.35所示。

图8.35　闪变分析模型框图

闪变问题的提出是从电压波动引起白炽灯闪烁对人视觉感官的影响来评估的，最主要是描述电流或电压的幅值变化，造成的用电负荷功率波动的现象。通常幅值波动的频率低于电网频率，从零点几赫兹到十几赫兹。

2.风电机组特征闪变的分类与计算

风电场各台风机所产生的闪变不同于其他工业设备的闪变，看上去大多数闪变的发生及其幅度都是随机性的，其实从风电机组和整个风电场来看，所有的这些随机性基本上都是伪随机。往往具有很强的规律性，掌握了这些规律，就不仅能够准确预估、计算出相应的闪变数据，还可以采用一定的技术手段来减小整个风电场的闪变频次和幅值。按照风电场和机组闪变发生的这些规律，可以分为两种类型。

（1）短时闪变

短时闪变从整个风电场来看，具有一定随机性，但对每台风机都有较为准确的周期性规律。如风机叶片的塔影效应，是叶轮由于上、下风速差和塔影效应引起的周期性功率波动，其频率为叶轮转动频率的3倍，对于大型风电机组这种闪变出现的频率在1 Hz附近。还有变流器的励磁调节过程，变桨机构的动作等由风机本身原因产生的风机转矩和功率的周期性波动。这类闪变通常发生的频度较高，幅度不大，有一定的周期性，便于准确分析计算。

对于这种周期性闪变，可以采取上一节中间谐波的计算方法，采样可变时间窗FFT计算出各个特征闪变的幅值和特征频率。不同的是需要先对电压或电流信号进行周期平方和方式的处理，把幅值的波动和闪变，从原来的电压、电流信号转变成功率信号。风机的闪变功率来源主要有两部分产生，一部分来自定子。变流器的低频可变频率间谐波也可以产生少量的闪变。

短时闪变的计算通常按照图8.35中描述的闪变分析模型来进行计算。采用闪变率来描述：

其中，c（ψk）是在电网阻抗角为ψk情况下的闪变率，Pst是采用闪变模型给出的计算方法得到的闪变值，Sk是图8.34中电网的短路容量，Sn是电网中风机的视在功率。式中的电网络短路阻抗角为

对应的电网短路容量为

特别地，针对这些周期性的闪变，按照风机闪变的特征频率，分别计算0.5 Hz、1.5 Hz、8.8 Hz、20 Hz、25 Hz、33.3 Hz、40 Hz等频率的电流波动率ΔI／I。

还有一些非周期性的短时闪变，是由风机控制和风电场控制的操作引起的操作性闪变。风场调度控制的操作对于每台单机来看是随机出现的，但对于整个风电场有很强的规律性，是每台机组同时发生的闪变问题。通常由风电接入的电网产生变化或风电场补偿调节装置的动作产生的。由于风电场的有功功率随风速大范围变化，变化的范围从0甚至负功率到额定功率，风电场的集中式电压、无功调节装置就需要频繁调节。风场的补偿装置通常有固定电容器（FC）、可控硅开关投切电容器（TSC）、静态无功补偿器（SVC）和静态无功发生器（STATCOM、SVG）等，用于风电场和高压电网连接的主变压器通常都采用有载调压器，在无功补偿装置无法达到电压和无功的统一调配目标时，就需要在风电场风机发电工作状态下调节变压器的分接头。所有这些补偿装置的动作，都会产生系统电压和无功的波动。由此带来的闪变对于整个风电场的内部和外部是一致的，对于风场调度和电力系统调度是可预知的。还有一些是由风电机组的状态切换或一些特殊操作产生的输出功率或输出电流波动。如风机的并网、电容切换、用于限制功率的变桨操作等，这些操作造成的闪变幅值和发生时间对于风机本身是可预知的，也可以通过通信将操作时间和预计影响提前发给风电场的控制系统。风场控制可以通过适当的调度错开各风机和风场控制操作的发生时间，避免发生相互的干扰和闪变的叠加，把操作闪变的幅值和影响减小到最低。对于这种由风机和风场控制进行的操作产生的闪变，相应的评估方法是采用计数的方法，以10 min和2 h为周期，分别统计发生带来闪变的操作最大出现次数N10m和N120m。

（2）长时闪变(www.xing528.com)

长时闪变主要是由风速变化而产生，包括风机的输出功率随风速风向的变化而产生的各种功率波动。这种闪变的特点是，通常变化幅度较大，变化速度缓慢，不具有周期性。从单机和风场来看似乎都没有任何规律性，其实对于风场微观选址信息非常详细的风电场，在风场附件测风塔的实时气象数据下，这些闪变发生的时间、幅度、频次都是可以准确计算的。

这类闪变的计算首先要获得风场一个特征点的风速信息，最好是不受风机影响的测风塔的风速、风向数据。在获得完整的风电场各风机坐标和地形、地表粗糙度、障碍物、尾流效应等信息后，按照风玫瑰图所分风向扇区和风速Bin，以测风塔瞬时风速为基准，考虑计算出对应基准风速、风向处于每一个扇区、Bin时的各台风机位置的风速风向。再计算到风速阶跃从测风塔每台风机的时间差（可为负），同时考虑风机的风向为平均风向，有效风速为瞬时风速在风机迎风向上的投影，即风向偏离角的余弦，在风机现有功率的基础上，按照风机的惯性时间常数，根据每台风机所获得的风功率计算每台风机的输出功率。由此获得每台风机的实时预估功率表，与实测功率对比修正，最终获得风场每台风机的预估功率表。这个表对于降低风电场的闪变和功率波动，进行有功功率调度有很强的实用性。

对于风电机组闪变实测过程，需要调节线路中的串联电抗器使ψk为30°、50°、70°和85°，分别测量相应的电网状态下的闪变值。

3.闪变与低频间谐波的区别和联系

闪变测量中也出现了0.5 Hz到40 Hz的频率的概率，但与谐波中的低频间谐波有本质的区别。

由于低频间谐波在由火电、水电为主的电力系统中很少见，通常只有在故障状态或开关设备操作的暂态出现，正常情况下，很少有持续的低频间谐波。所以在概念上经常混淆，认为低于电网频率的都属于闪变，其实两者对电网的作用有很大差别。

图8.36中的两个波形非常相似，都是50 Hz基波叠加了20%的10 Hz低频波动，其中左图为包含低频间谐波的基波信号，右图为包含闪变的基波信号，两者的含量占基波的比例都是20%。左图的表达式为u（t）＝sin（100πt）＋0.2sin（20πt），其中低频间谐波分量为0.2sin（20πt）；右图表达式为u（t）＝［1＋0.2sin（20πt）］sin（100πt），其中闪变分量为0.2sin（20πt）sin（100πt）。若对两个波形都进行平方操作，可以看出低频间谐波中也包含了少量的闪变成分。

图8.36　低频间谐波与闪变的区别

从图8.37中无法分辨出各自的闪变情况，按照前面闪变分析模型给出的方法，若要进行闪变含量的比较还需要通过一个0.5～35 Hz的带通滤波器。由于上面两图的信号中带通滤波器之外的频率主要为50 Hz的基波分量及其倍频的谐波分量，故只要进行周期平均即可滤除基波及其倍频。每周期的采样点数为N，可以计算出相应的周期平方均值，或功率信号标幺值，即

图8.37　低频间谐波幅值平方与闪变幅值平方

从图8.38的结果对比中可以看出，低频间谐波所含的闪变分量远小于标准闪变信号，在相同信号幅值情况下，功率波动仅为后者的十分之一，且波动的主要频率为没有滤除的50 Hz和100 Hz信号，不属于闪变的范围。虽然其中也包含有低频波动的趋势，但其幅值非常小。由此可以确定低频间谐波几乎不会引起闪变。

图8.38　低频间谐波与闪变幅值周期平方均值

稳定的周期性闪变信号是标准的幅度调制信号，载波为f0＝50 Hz的电网基波信号，通常调制信号的频率fs低于f0，调制后的频率包含上、下两个频率。对公式中闪变信号三角函数积化和差后得到，两个间谐波频率分别为f0＋fs和f0－fs。由此得出，周期性的闪变可以产生以工频的中心频率的一对低频间谐波。

图8.39为双馈风机机组的运行电流，其中上图为风机总输出电流，下图为转子励磁电流，从上图中可以看到幅度的波动，放大后可以看出调制信号的作用是低频间谐波信号，不是闪变类的信号。变速风机变流器的恒转矩控制可以很好的抑制塔影效应等闪变的发生。

图8.39　双馈风机转子励磁频率引起的低频间谐波

图8.40是定速风机的工作电流波形图，从2分35秒风机开始软启动并网。上图为补偿电容电流波形，下图为风机总输出电流，从中可以明显看到塔影效应等电流闪变波动，电流的幅值同时在正负两个方向增减。从两种风机的电流比较可以看出，变速风机功率波动小，闪变指标优于定速风机。

图8.40　定速风机塔影效应产生的闪变