哪些技术和方法可以降低新能源设备中的谐波？

降低新能源设备（光伏、风电、储能）中谐波的技术与方法，需围绕 “减少谐波生成、抵消已存谐波、阻断谐波传播、强化系统协同” 四大核心逻辑，覆盖从设备设计到系统运维的全链条。以下按 “源头抑制技术、主动治理技术、被动防护技术、电网协同方法、运维管理手段” 五大维度分类，结合新能源设备特性详细说明，确保措施兼具针对性与可落地性：

一、源头抑制技术：从设备设计出发，减少谐波产生

谐波的核心来源是新能源设备的非线性特性（如逆变器、变流器的开关动作），从源头优化设备设计，是降低谐波最根本、最经济的手段。

1. 优化逆变器 / 变流器拓扑结构

通过升级电力电子拓扑，减少开关动作导致的波形畸变，直接降低低次谐波（3、5、7 次）含量：

多电平拓扑技术：替代传统 “两电平逆变器”（输出电压波形为方波，谐波含量高），采用三电平、五电平或模块化多电平（MMC）拓扑。

原理：通过增加直流侧分压电容和开关器件，使输出电压波形更接近正弦波（如三电平逆变器输出 3 个电压等级，五电平输出 5 个等级），低次谐波含量可降低 50% 以上（例：三电平光伏逆变器 3 次谐波含量从 3% 降至 1.2%）。

适用场景：光伏集中式逆变器（≥100kW）、风电全功率变流器、储能 PCS（≥500kWh），目前华为、阳光电源等主流厂商已实现三电平拓扑规模化应用。

矩阵式变流器技术：无需中间直流环节，直接实现交流 - 交流转换，开关频率高（≥20kHz），输出波形畸变率低（THDi≤1.5%），适合风电双馈变流器的网侧功率调节，可减少转子侧谐波注入。

2. 升级控制算法，主动抑制谐波

通过优化逆变器 / 变流器的控制逻辑，实时调整开关状态，抵消谐波成分：

比例谐振（PR）控制：针对 3、5、7 次等主要谐波设计 “谐振控制器”，在特定谐波频率处提供高增益，精准跟踪基波电流并抑制谐波电流，使电流总谐波畸变率（THDi）从 5% 降至 2% 以下。

优势：对固定频率谐波抑制效果好，适合光伏、储能等负荷相对稳定的场景。

模型预测控制（MPC）：实时预测未来时刻的电流波形，结合设备约束（如 IGBT 开关频率、电流限值），动态优化开关状态，兼顾谐波抑制与开关损耗（例：风电变流器采用 MPC 后，高次谐波含量降低 40%，同时 IGBT 损耗下降 15%）。

优势：响应速度快（≤10μs），适合风电、储能等动态负荷场景。

重复控制：通过 “记忆 - 补偿” 机制，消除周期性谐波（如逆变器开关频率相关的 11、13 次谐波）。原理是将前一周期的谐波误差作为补偿信号，叠加到当前控制指令中，适合光伏组串失配导致的周期性谐波。

3. 优化新能源设备的组件匹配与布局

针对光伏、风电的设备特性，减少因 “参数失配、布局不当” 引发的谐波：

光伏组串一致性管控：

同一组串选用同批次、同型号组件，避免新旧组件混合（减少电流失配率从 10% 降至 2%，降低因失配导致的 3 次谐波）；

安装 “组串级 optimizer（优化器）”，动态调节各串输出电流，消除局部遮挡（如鸟粪、灰尘）引发的谐波累积（例：某光伏电站加装优化器后，组串电流偏差从 0.5A 降至 0.1A，THDv 下降 0.8%）。

风机变流器的谐波抑制设计：

双馈风机：在转子侧加装 “LC 无源滤波器”，直接吸收 5、7 次谐波电流；优化 Crowbar 保护电路触发逻辑（响应时间≤10ms），避免故障时向电网注入大量谐波；

全功率风机：采用 “背靠背变流器 + 正弦波滤波器” 组合，网侧电流 THDi 控制在 1.5% 以内，减少风机启停时的暂态谐波。

二、主动治理技术：配置补偿装置，实时抵消已存谐波

针对新能源设备自身或电网背景产生的谐波，通过主动补偿装置实时吸收 / 抵消，是场站级谐波治理的核心手段。

1. 有源滤波器（APF）：精准补偿动态谐波

工作原理：通过电流互感器（CT）实时检测电网中的谐波电流，由内部 IGBT 变流器生成 “与谐波电流大小相等、方向相反” 的补偿电流，实现谐波 “实时抵消”，响应时间≤200μs，可覆盖 2~50 次谐波。

配置策略：

分散补偿：在单台逆变器 / 变流器出口侧配置 “小容量 APF”（如 50~100kVar），针对性补偿设备自身产生的谐波（例：光伏逆变器出口 APF 可将 3 次谐波含量从 2.5% 降至 0.8%）；

集中补偿：在场站并网点配置 “大容量 APF”（如 500kVar~2MVar），补偿全站总谐波（含逆变器、变压器及电网背景谐波），适合 100MW 以上大型光伏 / 风电场。

2. 静止无功发生器（SVG）：兼顾无功与谐波治理

工作原理：SVG 核心功能是动态补偿无功功率（维持电压稳定），通过扩展控制算法（如 “dq 轴解耦控制 + 谐波电流跟踪”），可同时补偿 2~19 次谐波，尤其适合新能源场站 “无功不足 + 谐波超标” 的复合场景。

优势：相比 APF，SVG 的无功补偿能力更强（可提供 ±100% 额定容量的无功），且能抑制电压波动与闪变（减少因波动引发的谐波叠加）；

应用场景：风电场、光伏电站常采用 “SVG+APF 混合装置”，实现 “无功调节 + 谐波补偿” 一体化，设备投资成本降低 30% 以上（单套混合装置可替代 1 套 SVG+1 套 APF）。

3. 储能系统：平抑波动与辅助谐波治理

协同治理逻辑：储能不仅能平抑新能源出力波动（减少因波动导致的谐波叠加），其 PCS（变流器）还可通过算法优化，在充放电过程中辅助吸收部分谐波电流（如 3、5 次）。

应用方式：

光伏 / 风电场配置 “储能 + APF 协同控制”：储能优先平抑出力波动（如将光伏出力波动幅度从 ±20% 降至 ±5%），APF 精准补偿剩余谐波；

储能电站：通过 PCS 的 “谐波补偿模式”，在电网频率稳定时，主动吸收配网背景谐波（例：某 200MWh 储能电站可将配网 THDv 从 2.5% 降至 1.8%）。

三、被动防护技术：阻断谐波传播，减少设备影响

通过被动元件（滤波器、变压器、电抗器）抑制谐波传播路径，减少谐波对新能源设备的直接作用，是低成本的辅助防护措施。

1. 无源滤波器（LC 滤波）：抑制固定频率谐波

工作原理：由电容、电感串联 / 并联组成，针对特定次谐波（如 3、5、7 次）设计 “谐振频率”，使谐波电流在滤波器中形成低阻抗回路，从而被吸收（类似 “谐波陷阱”）。

适用场景：适合固定频率谐波（如光伏逆变器的 3 次谐波、风机变流器的 5 次谐波），成本仅为 APF 的 1/5；

注意事项：需提前计算电网阻抗，避免滤波器与电网谐振（例：某电站因 LC 滤波器参数不匹配，导致 7 次谐波被放大至 5%，需重新调整电感 / 电容参数）。

2. 隔离变压器与电抗器：阻断谐波传递

隔离变压器：

采用 “Δ/Y” 或 “Y/Δ” 接线，可抑制 3 次及 3 的倍数次谐波（零序谐波无法通过变压器传递），适合光伏组串与逆变器、储能电池与 PCS 之间的隔离；

效果：某储能电站在电池簇与 PCS 之间配置隔离变压器后，3 次谐波含量从 2.5% 降至 0.8%，电池充电均衡性显著提升（单体电压差从 0.3V 降至 0.1V 以内）。

串联电抗器：

在逆变器 / PCS 交流侧串联 “低损耗电抗器”（电抗率 4%~6%），可抑制合闸涌流和谐波电流（尤其是 5 次及以上高次谐波），同时降低电网背景谐波对设备的影响；

应用：风电变流器网侧通常串联 6% 电抗率的电抗器，可将 11、13 次高次谐波含量降低 40% 以上。

3. 谐波抑制型变压器：降低变压器自身谐波放大

特性：采用 “非晶合金铁芯” 或 “低损耗绕组”，附加铁损（谐波导致的铁损）比普通变压器低 30%~50%，且能减少谐波在变压器中的放大；

效果：某风电场将普通 110kV 变压器更换为谐波抑制型变压器后，变压器总损耗降低 25%，温升从超额定 10K 降至 5K 以内（避免因谐波导致的变压器降额运行）。

四、电网协同方法：优化系统环境，减少谐波放大

新能源设备的谐波问题与电网结构密切相关，需通过电网侧优化，增强抗谐波能力，避免谐波在弱电网中放大。

1. 增强电网强度，降低谐波放大效应

措施：通过 “升级并网线路”（增大导线截面、缩短距离）或 “接入更高电压等级电网”（如从 10kV 升至 35kV），提高电网短路比（SCR≥3）；

原理：强电网（SCR≥3）阻抗小，新能源谐波注入对电网电压的影响更小（例：10MW 光伏接入 SCR=5 的强电网，谐波导致的 THDv 仅为接入 SCR=2 弱电网的 1/3）。

2. 合理规划并网容量与布局

控制新能源占比：避免单一区域新能源并网容量占比过高（建议≤50%），减少因 “电网惯量不足” 导致的谐波叠加（新能源占比过高时，电网对谐波的阻尼能力下降）；

分散并网：将大型新能源场站拆分为多个小型场站（如 100MW 拆分为 2 个 50MW），分散接入不同电网节点，避免谐波在单一节点集中放大。

3. 治理电网背景谐波

协同机制：新能源场站与电网公司建立 “谐波数据共享机制”，通过电能质量在线监测装置追溯谐波来源（区分场站内部与电网背景谐波）；

电网侧治理：电网公司对配网侧的工业负荷（如变频器、电弧炉）、充电桩等谐波源加装 APF，降低背景谐波含量（例：将配网背景 THDv 从 2.5% 降至 1.5%，减少对新能源设备的谐波干扰）。

五、运维管理手段：保障技术措施长期有效

通过运维手段确保谐波治理措施稳定运行，避免因设备老化、参数漂移导致谐波反弹。

1. 安装电能质量在线监测装置

配置要求：在逆变器出口、场站并网点等关键节点安装A 级精度监测装置（符合 GB/T 19862-2016），实时监测 THDv、THDi、各次谐波含量（2~50 次），触发告警（如 THDv＞2% 时红灯提示）；

数据应用：通过监测平台分析谐波变化趋势（如某台逆变器谐波突然升高，判断为 IGBT 老化），为运维提供精准依据。

2. 定期维护与校准治理设备

APF/SVG 维护：每季度检查 IGBT 模块温度、电容容量、冷却系统，每年校准补偿参数（确保补偿精度不低于 95%）；

无源滤波器维护：每半年检测电感、电容参数（避免因元件老化导致谐振频率偏移），更换老化电容（电容寿命通常 5~8 年）；

变压器 / 电抗器维护：每年检测绕组直流电阻、绝缘油介损，避免谐波导致的绝缘老化。

3. 人员培训与规范制定

培训内容：开展 “谐波识别与治理” 培训，使运维人员掌握监测数据解读（如区分偶次 / 奇次谐波）、APF/SVG 操作（如手动切换补偿模式）；

制定规程：明确谐波超标处理流程（如 THDv＞2.5% 时启动 APF 增强补偿模式）、定期检测周期（每月 1 次谐波专项检测）。

总结：不同场景的技术组合建议

降低新能源设备谐波需避免 “单一技术依赖”，需根据场站规模、电网条件、设备类型选择组合方案：

小型分布式光伏（≤10MW）：组串级 optimizer + 逆变器三电平拓扑 + 出口 LC 滤波，低成本满足基础需求；

中型风电场（50~200MW）：全功率变流器（MMC 拓扑）+SVG+APF 混合装置 + 串联电抗器，兼顾动态与稳态谐波治理；

大型新能源基地（≥200MW）：多电平变流器 + SVG+APF + 储能协同控制 + 谐波抑制型变压器，实现深度治理（THDv≤1.5%）；

弱电网接入场景：增强电网强度（升级线路）+ 分散并网 + 高精度监测 + APF 集中补偿，避免谐波放大。

通过上述技术与方法的组合应用，可将新能源设备的谐波含量控制在国标范围内，减少谐波导致的设备损耗（如 IGBT 损耗降低 20%、变压器损耗降低 15%），保障设备高效、安全运行。

审核编辑 黄宇