1 引言
在公用电网和企业电网中，无功电流是不希望出现的。它会加重发电机、输电线路和变压器的负荷，产生损耗，影响输配电系统的经济性。随着HVDC技术、FACTS技术应用的不断拓展，典型的无功负载除了传统的异步电动机、变压器、放电灯、裸导线以外，还包括调节运行的变流器产生的换向无功功率、控制无功功率和畸变无功功率等。在最佳补偿情况下，电网只输送有功功率，使电网的输电能力得到提高。为了保证电网的输电经济性，我国《全国供用电准则》规定了各级各类电力用户应达到的功率因数值。因为同步电机的使用场合有限，提高功率因数通常采用并联电容器方式。
谐波含量逐渐递增是一共同的明显趋势，这与用电负荷中大量使用非线性负载和设备有着直接的关系。非线性设备主要是晶闸管或二极管整流器等，这些电力电子装置将导致电网中的的电力品质下降。比如变速驱动装置(VSD)、不间断电源(UPS)、变频器等。
2 谐波危害
对变压器而言，谐波电流危害主要体现在以下几方面：①谐波电流导致铜损和杂散损增加，谐波电压则会增加铁损;②谐波导致变压器的温升提高;③导致变压器噪声增加。这些由谐波所引起的额外损失将与电流和频率的平方成比例上升，进而导致变压器的基波负载容量下降。为非线性负载选择变压器额定容量时，应考虑足够的降载因子，以确保变压器温升在允许的范围内。
在线路中，与俱有相同均方根值的纯正弦波电流相比，非正弦波将产生更多的热量和温升。这两种现象取决于频率及导体的尺寸和间隔。这两种效应相当于增大导体交流电阻，进而导致损耗增加。
谐波电流和电压对感应电动机及同步电动机的主要损害在于：谐波频率下铁损和铜损的增加，引起额外温升。这些额外损失将导致电动机效率降低，并影响转矩。当设备负荷对电动机转矩的变动较敏感时，其扭动转矩的输出将影响产品的质量。
对于旋转电机设备，与正弦磁化相比，谐波会增加噪音量。如五次和七次这种谐波源，在发电机或电动机负载系统上，可产生六次谐波频率的机械振动。如果机械谐振频率与电气励磁频率重合，将发生共振并产生很大的机械应力，导致机械故障。
电力电子设备对供电电压的谐波畸变很敏感。
电压谐波畸变可导致电压过零点漂移或改变一个相间电压高于另一个相间电压的位置点。控制系统对这两点(电压过零点与电压位置点)的判断错误可导致控制系统失控。而电力与通讯线路之间的感性或容性耦合亦可能造成对通讯设备的干扰。计算机和一些其它电子设备，如可编程逻辑控制器(PLC)，通常要求总谐波电压畸变率(THD)小于5%，甚至低于3%。
3 电容器补偿中的谐波问题
电容器与其它设备相比较有很大区别，其容性特点在系统共振情况下可显著的改变系统阻抗。电容器组容抗随频率升高而降低，起到吸收高次谐波电流的作用。频繁地切换非线性电磁组件会产生谐波电流，增加电容器的负担。由谐波引起的发热和电压升高意味着电容器使用寿命的缩短。
无功补偿中大量投入电容器组时，必需考虑的因素是系统产生谐振的可能性。系统谐振将导致谐波电压和电流会明显地高于在无谐振情况下出现的谐波电压和电流。
3.1谐波与并联谐振
图1为典型的并联谐振电路。谐波电流经电容器组电容和电网电感形成的并联谐振回路，可被放大到10～15倍。被放大之谐波电流流经电容器可导致其内部组件过热。须注意的是，在相同电流幅值条件下高频谐波电流所造成之损失要高于基波频率电流。
3.2谐波与串联谐振
在上一级电网系统电压发生波形畸变的情况下，由电容器组电容和供电变压器电感形成的串联谐振回路会吸引高次谐波电流流入电容器，串联谐振可导致在变压器的低压侧出现高的波形畸变。图2为典型串联谐振回路。
4 无功补偿中的谐波处理
若有非线性负载连接到母线上，而又需要在母线上连接电容器组作无功功率补偿系统时，一定要避免在系统中产生并联或串联谐振。然而，只要把不带电抗器的电容器组连到此母线上，就会出现一特定的并联和串联谐振频率。如果这一谐振频率与某些谐波频率重合，谐波电流和谐波电压就会被明显放大。这时，可采用滤波或调谐式电容器组。
典型的滤波电容器组设置五次、七次、十一次谐波等3个滤波分支路。滤波分支路的数量取决于要吸收的谐波量和要补偿的无功量。在某些情况下，甚至一个滤波分支路就可满足电压畸变限制和目标功率因数。根据IEEE519-1992标准，单次谐波电压畸变率允许值为基波电压的3%。
在没有谐波量限制的地方，可以使用调谐式电容器组。但此时，谐波的主要成份都注入到上级电网。所需组数取决于负载功率因数和目标功率因数。设计调谐式电容器组时，通常须给出电压畸变限制值。设计中，还要考虑电抗器铁芯的线性度，使其涌流时以及在额定电压畸变情况下不会出现饱和状态。如果不知道负载状况，通常采用额定电压高于系统电压的电容器组。使用较高额定电压的电容器则在将来负载会产生谐波时，仅须增设电抗器而不须更换电容器组。
当电容器组周围温度可能会超出其允许的最高温度上限值时，在电容器配电盘内加设冷却风扇。在采用调谐式或滤波电抗器的地方，则使用强迫冷却方式。与电容器组相比，电抗器会产生更大的热量。
5 无功谐波补偿举例
在某大型写字楼内，许多连接在不断电电源设备(UPS)变压器自动功率因数控制电容器组因过热而损坏。结构如图3所示。
表1中是测得的供电变压器基波和谐波电流以及电压的总谐波畸变率(THD)。从表1可知，当两段50kvar投入后出现严重的并联谐振，将30A的十一次谐波电流放大到183A，同时电压的THD值也增加到19.6%。
表2为电容器组电流的测量结果。当2段50kvar电容器组投入，电容器上电流的有效值(RMS)是364A，相当于2.5倍的额定电流流经电容器，而电容器的容许电流是额定电流的1.3倍。
因为从谐波测量结果中可确认在供电系统中存有谐振现象，因此重新设计了无功补偿系统，并决定使用带7%电抗器的调谐式电容器组。
表3为投入带7%电抗的新电容器组后，供电系统电流和电压THD的测量结果。装上调谐电容器组后，无论投入几段皆可避免谐振，而且也不会放大任何谐波电流。
6 结论
在配电系统无功补偿中，若使用不串接电抗器的电容器组，导致谐振问题，则在装有电容器组母线上将产生高电压畸变，并对用户设备形成损害。因此进行补偿系统设计时，必须随之而来的谐波问题，并将畸变限制在允许的范围内。
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。
从上述比较可见，全馈或双馈并非对风电机组输出谐波指标有决定性的影响，比之更加重要的是机组选用的变流器与发电机的特性。和闪变指标不同，在任何情况下谐波都应被降低到最低限度，因为谐波除了使电能的产生、传输和利用的效率降低，对通信产生干扰外，对传动系统的振动也有很大的不利影响。
3 展望
随着风电事业的发展，现代电网与负荷构成出现了新的变化趋势，由此带来的电能质量问题越来越引起电力部门和电力用户的高度重视。因此，国际电工委员会(IEC)于2008年8月对IEC61400—21标准进行了技术修订，新增加了如下项目：
(1)间谐波和高次谐波电流的失真(<9kHz);
(2)电压下降的反应;
(3)有功斜率的限制和控制点的设置;
(4)无功容量和控制点的设置;
(5)电网保护和电网故障后重接时间。
以上新增加的测量项目对风电机组并入电网有了更加严格的要求，在以后的测量和评估中，应该尽可能地涉及到这些项目，只有这样才能使风电机组所提供的电能质量最大限度地满足电气设备的正常工作，保证电能安全经济地输送、分配和使用。
在测风数据插补和修正中，错误数据必须更正，但是异常数据是否正确，这要视具体情况确定。例如：国家标准《风电场风能资源评估方法》对于风速标准偏差这一参数没做出合理的范围规定，技术人员在遇到风速标准偏差为零的情况就没有参考标准，而要根据具体情况和积累的经验来确定数据的正确与否。
在利用《风电场风能资源评估方法》推荐的参数范围对风场所测原始数据进行检验的过程中，应根据同塔各高度层的数据特点，结合自然规律对符合国家标准的数据认真分析，从而判断其合理性。对不在国标推荐的合理范围内的异常数据，判断时应根据风场地形、气象条件、风场风况变化及周围测风塔的资料变化趋势来综合分析数据是否合理。
