0 引言

随着我国风力发电的快速发展和局部地区风电并网发电量的增加，风电机组输出电能的品质越来越受到关注。在风电场的实际运行中，已经出现了因风电电能质量问题对局部电网产生不良影响的情况，因而有必要对此类问题进行分析和研究。

为了保证电能安全经济地输送、分配和使用，理想供电系统的运行应具备以下基本特性：

(1)以单一恒定的电网标称频率、规定的电压等级和以正弦函数波形变化的交流电向用户供电，并且这些参数不受用电负荷特性的影响;

(2)始终保持三相交流电压和负荷电流的平衡;

(3)电能供应充足。

国际电工标准IEC61400—21(该标准第一版出版于2001年12月，2008年8月进行了修订)对并网风电机组的有功、无功、谐波和闪变等电网特性的测试都做了细致的说明。但就我国目前风电场运行情况来看，由于风电机组远程控制的通讯标准不统一，风电场的有功和无功功率输出还不能实现自动化调度，因而现阶段行业内更关心的是风电机组长期运行中输出电能的谐波和闪变，以及机组的低电压穿越能力和对三相电压不平衡的适应能力。

本文中对四款风电机组的电能测试报告进行比较和分析，为便于表述，规定其中A为750kW定桨失速型机组，B为2MW变速恒频全馈机组，C为2.5MW 变速恒频双馈机组，D为运达(WD77—1500A/1500kW)变速恒频双馈机组，以下分别对四款机组输出电能的闪变和谐波进行比较和分析。

l 闪变

并网风电机组引起的电压波动和闪变的根本原因是其输出功率的波动。影响风电机组输出功率的因素有很多，例如空气密度P、叶轮转速∞、桨距角β和风速v的变化，其中风速的自然变化是主要因素。在并网风电机组持续运行过程中，由于受塔影效应、偏航误差和风剪切等因素的影响，风电机组在叶轮旋转过程中会产生转矩不稳定，而转矩不稳定将造成风电机组输出功率的波动。

国际电工标准IEC61400—21要求对闪变进行测量的最终目的是评估风电机组对电网的影响。衡量闪变的指标有短时间闪变值和长时间闪变值。短时间闪变值是反映短时间闪变强弱的量值;长时间闪变值由短时间闪变值推出，是反映长时间闪变强弱的量值。闪变测量分为持续运行和切入过程时两种情况，切入过程又可分为在切入风速时、在额定风速时和大小发电机在最差条件下切换时的三种方式。

持续运行时，闪变是按照IEC61400—21的要求分别在不同的电网阻抗角(=30°、50°、70°、85°)和不同的年平均风速(V：6.0m/s、7.5m/s、8.5m/s、10.0rn/s)测量和计算得出的。

并网风电机组的公共连接点短路比越大，风电机组引起的电压波动和闪变越小;当电路X/R比很小时，并网风电机组引起的电压波动和闪变很大，在线路阻抗角为60°～70°时，并网风电机组引起的电压波动和闪变最小;随着年平均风速的增加，闪变会有所增加。对所测量的四款风电机组的闪变最大、最小值进行比较，得到的数据如表1。

风电机组切人有三种方式：切人风速、额定风速、大小发电机在最坏情况下切换。对四款风电机组给出最大、最小闪变阶跃因子和电压变化因子进行比较，比较结果如表2。通过对四型风电机组闪变测量(闪变系数值、闪变阶跃因子值、电压阶跃因子值)数值的比较，可以发现A型机组与其他风电机组的性能有很大的差距，这些巨大的差异来源于A型风电机组是定桨型风电机组，而其他厂家的风电机组均为变速恒频型机组，它们的功率控制方式和并网的方式都有很大差异。

同样是变速恒频机组，运行中的闪变大小取决于机组选用叶片的气动特性以及机组的控制能力，在满足电能指标要求的情况下，并非闪变越小越好。如果机组单纯以输出电能稳定为原则，那么在时变的风况作用下，必然需要对变桨系统和变频器进行更为频繁的控制，这会大幅度地增加传动系统的疲劳载荷，同时也可能导致传动系统转速波动范围的加大。

对于切入过程中的闪变指标，B型风电机组优于其他变速恒频机组，可见全功率变换的能量传递方式使机组在并网过程中，功率变化更为平稳。

2 谐波

传统的定桨风电机组采用感应发电机直接连接电网的方式，因而不被认为是谐波源。变速恒频机组不同程度地采用了大功率电力电子设备，对电力和信号传输都存在严重影响，所以进行谐波测量是必需的。谐波测量给出了每一次谐波电流10min平均值中的最大值以及在此期间的有功功率值，当单次谐波电流值小于0.1%额电电流，时不必报告，总的最大谐波电流总畸变率(谐波电流占额定电流的百分比，%)是一个衡量谐波大小比较重要而直观的参数，对于B、C、D型风电机组的比较见表3。