0 引言

国家“十四五”规划以来，随着“碳达峰”“碳中和”目标的逐步推进，以风电、光伏为代表的新能源在新型电力系统中的主体地位得以提升^[1-4]。储能可以很好地解决新能源的波动性与不确定性问题，有效提高风能、光能的消纳水平，降低弃电率，同时也可以提供调峰、调频、电压支持等辅助服务^[5-8]。在此背景下，风储联合系统成为产业发展趋势之一，对构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统具有重要意义^[9]。

目前，多数储能系统采用电化学储能方式，通过储能变流器实现能量存储、释放，而储能变流器是典型的非线性电力电子装置，会向电网引入各次谐波^[10-14]。因此，风储联合系统并网产生的电能质量问题会更加明显，亟需预测风储联合系统并网是否会引起公共连接点电能质量超标，并根据评估结果提出针对性治理要求。目前对风储联合系统接入电网电能质量评估的研究较少，多为风电、光伏等单一干扰源接入电网的电能质量评估分析。本文以某电网风储联合系统为例，将风机和储能变流器作为干扰源，利用电力系统分析综合程序ETAP对风储联合系统中的风电机组、箱式变压器、集电线路、静止无功发生器（Static Var Generator，SVG）、储能系统、升压站、送出线路以及所接电网等进行建模仿真，并结合背景谐波测试数据，对谐波电流及电压、电压偏差、电压波动、闪变等电能质量指标进行评估，分析风储联合系统接入某电网是否存在电能质量超标的问题，不仅对提升电网电能质量、保障电网安全稳定运行具有重要意义，同时对风储联合系统电能质量治理具有指导意义。

1 工程概况

该风储联合系统安装75台单机容量为4 MW的风电机组，配置55 MW/165 MWh储能系统，新建1座220 kV升压站及相关配套设施。75台风电机组通过13回集电线路接入升压站主变压器35 kV侧，每回集电线路连接6—7台风力发电机组。20套箱式储能系统采用磷酸铁锂电池，其中12套为35 kV/ 3150 kW储能升压一体机和8.386 kWh电池集装箱，8套为35 kV/2750 kW储能升压一体机和8064 kWh电池集装箱。3150 kW储能升压一体机配置2台1575 kW储能变流器、1台35 kV/3150 kVA双绕组干式变压器及配套的高压环网柜、通信动力柜、集装箱壳体及相关配套设备等。2.75 MW储能升压一体机配置2台1375 kW储能变流器、1台35 kV/2750 kVA双绕组干式变压器及配套的高压环网柜、通信动力柜、集装箱壳体及相关配套设备等。

2 仿真评估 2.1 仿真模型搭建

该项目谐波指标的评估采用美国OTI软件公司研发的电力系统分析综合程序ETAP，谐波指标评估使用的模块有潮流计算模块和谐波分析模块。谐波分析模块主要用于计算风储联合系统注入公共连接点的谐波电流^[15-16]。ETAP仿真模型如图 1所示。

以500 kV变电站220 kV侧母线作为系统等值点，与系统的连接采用等效电网进行等值。考虑最严重工况下，等效电网的短路容量取最小值5 835.642 MVA。37台风机通过7条集电线路接入1号主变压器低压侧，38台风机通过6条集电线路接入2号主变压器低压侧，12套额定容量3150 kW/ 8386 kWh箱式储能系统汇流至35 kV母线，以1回35 kV线路接入储能变压器低压侧母线，8套额定容量2750 kW/8064 kWh箱式储能系统汇流至35 kV母线，以1回35 kV线路接入储能变压器低压侧，1号主变压器和2号主变压器低压侧母线分别配置1套±52 Mvar的SVG无功补偿装置。模型中主要干扰源为风机和储能系统中的储能变流器，风机和储能变流器谐波发生特性根据用户提供的风力发电机组电能质量试验报告中谐波分量和储能变流器在整流运行及逆变进行时的谐波分量进行设置。

2.2 谐波电流

风储联合系统发电运行方式包括风储联合、风机单独运行、储能系统单独运行3种方式。风机单独运行时，风机处于发电状态，储能系统停运；储能系统单独运行时，储能系统处于充电或放电运行状态；风储联合运行时，风机处于发电状态，储能系统处于充电或放电运行状态。储能系统处于充电状态时，储能变流器整流运行，储能系统作为负载吸收能量；储能系统处于放电状态时，储能变流器逆变运行，储能系统作为电源释放能量。充电和放电两种不同的运行工况，在风储联合系统电能质量预测评估中需要分别进行考虑。

风储联合系统中风机和储能变流器作为谐波源，考虑谐波发生最严重工况时，对风电大出力、储能系统充电和风电大出力、储能系统放电两种运行工况下接入公共连接点的谐波电流值进行仿真计算，计算结果见表 1。风储联合系统通过专线接入系统侧500 kV变电站的220 kV母线，供电设备容量S_t取500 kV变电站单台主变压器容量750 MVA，用户协议容量S_i为300 MVA，500 kV变电站220 kV母线（即公共连接点）最小短路容量为5 835.642 MVA，根据GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定进行限值折算，得到的风储联合系统接入公共连接点的谐波电流限值如表 1所示。评估结果表明，风储联合系统接入公共连接点的各次谐波电流值均小于相应谐波电流限值。

2.3 谐波电压

由于风储联合系统在运行时会对系统侧变电站产生影响，同时系统侧变电站的谐波变化也会对风储联合系统产生影响，二者相当于两个谐波源同时作用在电网中，因此在评估中将风储联合系统和变电站的背景谐波值视为两个谐波源，公共连接点的谐波电压计算结果为二者谐波值的叠加。背景谐波电压测试结果如表 2所示。

由GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》可知，第h次谐波电压含有率H_h与第h次谐波电流分量I_h的关系为公式（1）：

(1)

式中：U_N —电网标称电压，kV；

S_k —公共连接点的三相短路容量，MVA。

根据公式（1）和表 1中风储联合系统注入公共连接点的谐波电流数值，得到谐波电流在公共连接点引起的谐波电压，如表 3所示。

由GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》可知，两个谐波源的同次谐波电压在一条线路的同一相上叠加，当相位角不确定时，可按公式（2）进行计算：

(2)

式中：U_h1 —谐波源1的第h次谐波电压，%；

U_h2 —谐波源2的第h次谐波电压，%；

K_h—系数，按照表 4选取。

将表 2和表 3的谐波电压值按照公式（2）进行叠加计算，得到风储联合系统接入电网公共连接点的总谐波电压和限值，如表 5所示。评估结果表明，风储联合系统接入电网公共连接点总谐波电压的各次谐波电压含有率均小于相应限值，风电大出力储能充电和放电谐波电压总畸变率分别为1.352%、1.323%，均小于2%的限值。

2.4 电压偏差

风储联合系统中，储能系统可以根据调度指令进行有功、无功控制，SVG在无功电压综合模式下工作，当电压波动控制在死区范围内，SVG响应自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）下发的无功指令；当电压波动超过死区范围后，SVG切换到恒电压模式，快速实现动态无功补偿。由于储能系统和SVG均可通过无功控制抑制电压偏差超标，当风储联合系统接入电网公共连接点电压偏差较严重时，仅考虑风电机组在不同运行方式及出力下的电压偏差。

风储联合系统接入电网后，在最大运行方式和最小运行方式下，风电场出力从0到100%的过程中系统侧变电站220 kV母线电压变化情况如表 6所示。评估结果表明，风电场出力变化引起变电站220 kV母线电压偏差最大为2.98%，满足GB/T 12325—2008《电能质量供电电压偏差》规定的电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压10%的要求。

2.5 电压波动

因储能系统可抑制新能源的电压波动，所以当风储联合系统接入电网时，如出现公共连接点电压波动较严重的情况，则造成波动的主要因素为风电机组切换。

依据GB/T 20320—2013《风力发电机组电能质量测量和评估方法》对电压波动和闪变进行预测评估分析。对于多台风力发电机组接入公共连接点的情况，由于同一时刻一般不会有两台风力发电机组同时进行切换操作，因此评估多台风力发电机组引起的相对电压波动时不必考虑求和影响。单台风力发电机组切换操作引起的相对电压波动按公式（3）进行评估：

(3)

式中：d —相对电压波动，%；

k_u(ψ_k) —在公共连接点处给定的ψ_k条件下风力发电机组的电压变动系数，其中ψ_k为电网阻抗相角，（°）；

S_n —单台风力发电机组的额定视在功率，MVA。

风储联合系统中单台风力发电机组的额定视在功率S_n为4.211 MVA，公共连接点短路容量S_k为5 835.642 MVA。风电机组有切入风速启动和额定风速启动两种机组切换操作方式，根据厂家提供的《风能产品认证试验报告》中风电机组在切入风速启动和额定风速启动时的电压变动系数（见表 7）可知，随着电网阻抗角的变化，电压变动系数也随之变化，当电压变动系数最大时，计算单台风力发电机组切换操作引起的相对电压波动。切入风速启动操作方式下相对电压波动为0.009 4%，额定风速启动操作方式下相对电压波动为0.044%。

评估结果表明，通过电压波动公式得到切入风速和额定风速下对风电机组进行切换操作的电压波动值均满足GB/T 12326—2008《电能质量电压波动和闪变》中规定的电压波动应不超过2.5%的限值要求。

2.6 闪变

依据GB/T 20320—2013《风力发电机组电能质量测量和评估方法》进行闪变的预测评估分析。对于多台风力发电机组在连续运行状态下接入公共连接点的情况，所有风力发电机组的闪变发射值P_lt∑按公式（4）进行评估：

(4)

式中：c_i(ψ_k, v_a) —在给定公共连接点处电网阻抗相角ψ_k及现场风力发电机组轮毂高度年平均风速v_a的情况下，第i台风力发电机组的闪变系数；

S_{n, i} —第i台风力发电机组的额定视在功率，MVA；

N_wt —接入公共连接点的风力发电机组数，台。

对于多台风力发电机组在切换操作状态下接入公共连接点的情况，所有风力发电机组的闪变发射值按公式（5）进行评估：

(5)

式中：N_2h —第i台风力发电机组在2 h内切换操作的次数；

k_{f, i}(ψ_k) —在公共连接点给定的ψ_k条件下第i台风力发电机组的闪变阶跃系数。

单台风力发电机组额定视在功率S_n为4.211 MVA，公共连接点短路容量S_k为5 835.642 MVA。考虑多台风力发电机组在连续运行状态下接入公共连接点的情况和在切换操作状态下接入公共连接点的情况，根据厂家提供的《风能产品认证试验报告》中风电机组连续运行闪变系数及在切入风速启动和额定风速启动时的闪变阶跃系数（见表 7、表 8），计算多台风力发电机组连续运行、切入风速启动和额定风速启动时的闪变值。

随着电网阻抗角的变化，闪变阶跃系数也随之变化，考虑最严重工况，连续运行闪变系数取0.8，切换操作时在切入风速启动和额定风速启动时闪变阶跃系数取0.03。经计算，多台风力发电机组连续运行、切入风速启动和额定风速启动的闪变值分别为0.005，0.003、0.001 5。

根据GB/T 12326—2008《电能质量电压波动与闪变》的规定，波动负荷在电力系统公共连接点单独引起的长时间闪变值须小于该负荷用户的闪变限值，该风储联合系统闪变限值E_i计算如下：

(6)

式中：L_P —公共连接点对应电压等级的长时间闪变值P_lt限值，取0.8；

L_H —上一电压等级的长时间闪变值P_lt限值，取0.8；

T —上一电压等级对下一电压等级的闪变传递系数，取0.8；

F—波动负荷的同时系数，取0.4；

S_i —用户协议容量，取300 MVA；

S_t —供电设备容量，取750 MVA。

评估结果表明，通过闪变计算公式得到的多台风力发电机组连续运行、切入风速启动和额定风速启动的闪变值均不超过0.63的限值要求。

3 结束语

本文提出了一种风储联合系统接入电网的电能质量评估分析方法，介绍了风储联合系统接入电网的谐波电流、谐波电压、电压偏差、电压波动和闪变等电能质量指标的评估方法，该方法可分析风储联合系统接入电网的电能质量影响，预测评估潜在的电能质量超标问题，在风储联合系统接入系统审查、电能质量治理、保障电网安全稳定运行方面均具有重要指导意义。