想必大家在写论文的时候都会遇到烦恼，小编特意整理了一些《电厂电能质量改善分析论文(精选3篇)》，仅供参考，希望能够帮助到大家。摘要：为使储能调频系统更安全可靠地辅助火电机组参与电网AGC调节，需对储能调频系统与火电机组厂用电系统的内部联系进行探究。现结合南方某电厂储能调频项目建设的实际问题进行深入分析，说明储能调频系统对厂用电系統短路电流、电能质量、保护配置无影响。
电厂电能质量改善分析论文 篇1：
探讨水力发电厂设备维护与缺陷管理
摘要：随着当今社会和经济的快速发展，电能需求也在不断增长，人们对电能质量的要求也在不断增加，传统发电模式已不能满足人们的需求，因此水力发电得到了进一步发展。随着中国电能质量时代的来临，水力发电厂面临着严峻的挑战，为了满足社会发展对电力的需求，有必要加强对发电厂各个方面的维护，尤其是对发电厂设备的维护。需要不断创新维护方法和管理手段，实现对水电厂设备缺陷的全面优化。基于此，本文着重研究水电厂的设备维护和故障管理，希望促进水电厂进一步发展。
关键词：水力发电厂;设备维修;故障管理
1.引言
随着经济建设水平的不断提高，科学技术水平飞速发展，水力发电厂的建设也在全方位推进，发电厂的设备也在逐步完善。在中国社会基础设施建设中，水力发电厂具有重要的社会地位。另一方面由于其在中国的经济发展和社会建设中起着重要的作用，有必要保持发电厂设备的稳定性，发挥相应地作用。因此，本文重点探讨与水电厂设施的维护和管理有关的事项，为电厂设施的维护和运行提供参考。
2.现状分析和水力发电厂维护的重要性
2.1水电厂设施管理分析
目前我国水电厂设备缺陷维护管理仍然有许多问题需要改进，其中主要的问题是没有完善的缺陷管理系统，导致了在出现缺陷进行管理时，数据不完整、操作不当等现象时有发生。
在缺陷管理过程中，缺乏设备缺陷信息收集的系统，难以全面收集信息，阻碍了设备运行过程中缺陷的清除[1]。为了维护设备操作的稳定性和安全性，相关人员必须密切注意设备操作中的各种问题。如果设备出现故障，则必须全面收集缺陷信息，明确不稳定运行或停机情况原因，在收集设备故障信息、故障时间、故障特征和故障原因时，应针对特定的设备故障类别进行收集。由于发电厂目前在设备故障管理维护方面仍然存在一些缺陷，因此在收集设备故障信息时会出现许多问题，这会使设备维护和水电厂管理实际境况不符合。此外，在进行设备缺陷管理时，某些维护人员无法进行具体而全面的设备维护，导致实际维护过程中出现严重的问题。从设备故障管理的细节来看，大多数设备故障管理问题发生在缺陷消除阶段，这是由于综合维护人员专业素质不足造成的。在维护过程中，如果员工未进行常规工作，则会反复出现设备缺陷，并且如果维护人员出于重复原因确定已彻底消除该缺陷，那么设备内部的问题可能逐渐积累，为设备的安全运行埋下了隐患，最终导致了严重的事故。
2.2分析水力发电厂设备维护和管理的重要性
水力发电厂相关的电气设备是电厂不可或缺的一部分，设备在运行过程中的综合性能，安全性和稳定性提高可以提高电厂的发电效率，并可以有效地确保电厂的健康发展和运行。在正常情况下，水力发电厂规模较大，相关设备的规模也不例外，同时，必须完成多台设备的运行，水力发电厂才能实现电能的产生或传输。由于水力发电厂的设备数量相对较多，且建设结构相对复杂，因此发电厂必须加强对设备各环节的管理，并改善设备维护的范围。只有有效维护电厂的相关设备，才能确保水电电网的连续性和稳定性。但是，有许多因素会影响水力发电厂的实际运行，因此为了使水力发电厂保持正常和稳定的运行，需要加强设备的维护和缺陷管理，以促进设备的高效运行并确保安全。
3.设备维护方法及优化管理的策略
3.1设备维护方式选择
水力发电厂必须放弃旧的维护模式，以实现及时、完整的设备维护。同时，有必要采用先进方式加强设备的维护和修理，以减少设备运行过程故障的发生。进行设备的维护和管理时，有必要掌握科学的维护方法，为此，可以在设备维护过程中根据设备寿命和相关成本定期检查和维修设备。主动维修方法是一种基于设备运行可靠性的维护方法，是设备维护过程中的主要维护方法[2]。为了保证设备各方面的良好性能，有必要科学消除设备故障，以延长设备运行周期。合理使用定期维护可以为设备的运行制定合理的计划，并确保设备在运行期间的稳定性。另外，在水电厂设备的定期维护过程中，基于设备使用寿命和运行成本的维护方法也是设备定期维护的主要方法之一，并且也是有效确保设备能够正常运行的方法。为了实现对相关设备系统的检测和设备系统的维护，需要定期的科学评估，评估在设备维护过程中显示了运行效果、运行模式以及运行稳定性。为设备缺陷的处理作出了重要理论指导。通过采用这种方法，设备维护过程更加彻底，同时安全性得到了保证，但是这种方法在维护过程中成本很高。另外，还有一种基于可靠性的维护方法，可以实现设备缺陷的低成本维护，这种维护方法的主要方向是设备的安全性和可靠性。综上所述，为了有效的设备维护和管理，有必要根据电厂相关设备的实际情况选择合适的维护方法，并加以考虑。同时，为了改善设备的维护和管理，可以将设备的定期维护作为日常维护管理的基础，而其他维护则可以作为日常维护的辅助方法。
3.2水电厂设备维护和管理的优化措施
要提高电厂设备的运行效率，必须在充分实施管理的同时，通过实践优化管理方法。首先，有必要通过配置完整的管理系统，优化设备的维护和管理，同时对相关设备进行清晰分类，制定设备分类标准，对运行设备和故障设备进行分类来进行设备维护管理。对于设备故障管理，故障可以分为三类。第一，如果不能及时控制设备安全缺陷，可能会导致设备安全故障，并危及相关人员的生命;二是设备生产缺陷;第三是可以在设备运行时消除的缺陷。在对设备故障进行明确分类之后，可以根据设备故障的类型采取相应的清除措施。同时，在水电厂管理方面，有必要迅速改变设备维护与管理的理念，在相关人员心中树立正确的维护理念，只有这样才能提高维护人员对设备维护工作的的热情，并且使设备维护的效果更加有效[3]。
其次，有必要系统地改善电厂的设备维护和缺陷管理，同时有必要根据水电厂设施的具体情况构建一套完整的管理体系，以将设备的维护和缺陷管理提高到系统水平。完善的系统是水力发电厂各个方面工作都得到严格实施的保障，同时必须严格遵守发电厂的规章制度，通过加强对相关操作人员的技术要求来修复和消除设备缺陷。在配置系统的过程中，必须对系统的内容进行详细的说明，以使系统与设备维护管理的各个环节更加紧密地联系在一起。另外，加强监督管理工作，不仅可以完成对设备的安全监督，同时有利于实现对设备的全面维护和管理。
最后，在与发电厂相关的设备管理方面，有必要弄清每个岗位的职责，实行岗位责任制，完善个人责任制，同时加强对员工的培训，并通过培训提高员工安全意识、操作安全性和专业素养以及技术能力，并明确了自己在设备缺陷维护中的责任，为改善水力发电厂的设备维护和故障管理打下了良好的基础，这样做有利于全面地应对将来工作中的缺陷。此外，维护人员应在维护之前弄清设备维護的目的，清楚地确定设备故障和维护目标。
结论：总而言之，在水电厂的运行过程中，设备的稳定性直接决定运行效果，因此需要对设备定期进行维护和缺陷管理。水力发电厂对设备进行完善的维护和缺陷修复管理，有利于水力发电厂未来发展。在具体的操作中，水电厂对于设备的维护和缺陷管理应该做到全面而精确，既要有整体把控，也要对细节方面不断改进，切实促进整体设备效率提高，有效保证了发电系统的稳定，促进水电厂可持续发展。
参考文献：
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[2]伍贵雄.水力发电厂设备维护和缺陷管理[J].科技创新与应用，2019（25）：187-188.
[3]宋金斗.探讨水力发电厂设备维护和缺陷管理[J].科技视界，2019（36）：301-302.
作者：韩湘秋
电厂电能质量改善分析论文 篇2：
电厂引入储能调频系统对厂用电系统的影响分析
摘 要：为使储能调频系统更安全可靠地辅助火电机组参与电网AGC调节，需对储能调频系统与火电机组厂用电系统的内部联系进行探究。现结合南方某电厂储能调频项目建设的实际问题进行深入分析，说明储能调频系统对厂用电系統短路电流、电能质量、保护配置无影响。
关键词：储能调频;短路电流;保护配置
0 引言
在电力系统运行中，火电机组的AGC调频性能[1]与电网期望相比有较大差距，表现为调节延迟、偏差（超调和欠调）等现象。一台火电机组跟踪电网AGC指令进行功率调节的实际过程如图1所示。
对储能系统而言，在额定功率范围内，可以在1 s内、以99%以上的精度完成指定功率的输出。10 MW的储能系统从+10 MW到-10 MW只需要2 s，即对于一个折返的20 MW AGC指令，储能技术可在2 s内完成。如图2所示，储能调频效果要远好于火电机组。
某电厂机组受制于设备状况和煤种，其综合调频性能指数K值目前只有0.5～0.6，在辅助调频服务市场竞争中毫无竞争力。通过增加储能，联合机组调频能够显著提高机组调节性能、提升K值[2]。
本文将介绍某电厂9 MW储能调频系统的建设和运行实际情况，重点分析增加9 MW储能系统后充放电过程中对机组厂用电系统的影响，研究成果对于后续储能联合火电调频工程建设具有重大的指导意义，有助于推动南方辅助调频市场的发展。
1 拟接入储能的厂侧变压器容量核算
1.1 电厂厂用电现状
目前电厂高厂变配置为：每台机组各配置一台高厂变（分裂变压器），公用一台启备变（分裂变压器），二者的容量相同，保护配置基本相同。本文以#1高厂变为例进行分析，#2高厂变、启备变不再重复分析及计算。
储能调频电气一次回路拟采用两路电力电缆分别连接至电厂#1机组和#2机组的6 kV工作B段，接入电厂厂用电系统1 600 A间隔。储能调频系统通过此开关间隔接入#1、#2机组6 kV工作B段。
1.2 最大负荷核对
1.2.1 实际最大厂用电负荷率核算
1.2.1.1 电厂2018年1月1日—4月8日负荷统计
从统计区间得知，2018-01-05T09：20，电厂两台发电机功率到达同期最大值：#1发电机功率最大323.26 MW，#2发电机功率最大309.4 MW，厂用段电流电压1A1段：1 219.5 A、6.084 kV，1B1段：1 681.5 A、6.012 kV。
1.2.1.2 对应的最大功率计算
总负荷率=（S1+S2）/Se=（12.85+17.51）/50≈60.7%
同理，计算出#2高厂变负荷率为53.6%。
1.2.2 将储能电源接入到高厂变低压B侧容量核算
（1）储能系统按照9 MW配置，额定电流825 A，取1 600 A一次负荷开关。
（2）未接入储能系统前，高厂变低压B侧的最大额定电流=1 681 A（从1 590 A到1 681 A，再返回到1 590 A，持续时间约2 h 45 min），低压A侧的最大额定电流=1 219 A。
（3）接入储能系统后，高厂变低压B侧的最大电流=1 681+
（4）总负荷率=（S1′+S2）/Se=（27.34+12.85）/50=40.19/50≈80.3%。
高厂变一次原有配置满足增加储能系统的要求。
2 储能系统接入后对电厂厂用电系统的短路电流影响
2.1 高厂变低压B侧6.3 kV三相短路时
（1）高厂变低压B侧（6.3 kV）母线三相短路时，原系统供给的短路电流Id=19 361.3 A。该值取自《广州华润热电有限公司继电保护校核计算书》。
（2）储能系统供给的6 kV系统B段最大可能短路电流Icn（不考虑逆变器限流作用）：
Se=4×2 200+1 100=9 900 kVA（9.9 MVA）;Ud%=6;Ue=6.3 kV（按照一般干式变压器参数取值）;系统的其他短路阻抗参数未知，取0。则：
（3）经过短路点的最大可能短路电流：
I=Id+Icn=34 482.83 A<40 000 A（6 kV设备的额定短路开断电流）
满足动稳定要求。
（4）实际当机端发生单相或三相短路故障时，储能系统并网逆变器所能提供的最大短路电流受逆变器功率器件所能承受的最大电流约束，不超过并网逆变装置额定电流的1.5倍。即9 MW储能系统接入后对机端短路电流的最大影响不应超过：
2.2 高厂变低压A侧6.3 kV三相短路时
高厂变低压A侧6.3 kV三相短路，短路计算时，因储能系统接在高厂变低压B侧，短路电流可以忽略不计。
3 储能系统接入电厂对继电保护的影响
3.1 电厂高厂变及6 kV负荷保护配置分析
3.1.1 高厂变高压侧复压过流保护
（1）过流Ⅰ段定值，整定原则：按与低压侧速断保护配合整定（包括定值和时间）;实取：二次电流21 A，一次电流8 400 A，动作时间0.9 s，跳闸。
（2）过流Ⅱ段定值，整定原则：按与低压侧分支过流Ⅱ段保护配合整定（包括定值和时间）;实取：二次电流4.2 A，一次电流1 680 A，动作时间1.2 s，跳闸。
3.1.2 高厂变过负荷保护
整定原则：按变压器额定电流整定;实取：二次电流3.99 A，一次电流1 596 A，动作时间10 s，报警。
3.1.3 高廠变分支复压过流保护
（1）过流Ⅰ段定值，整定原则：按躲过在正常的最大负荷电流下单独一台最大型电动机启动时过流保护安装，即按照厂高变低压侧额定电流来整定，取单侧电流2 887 A。定值实取：二次电流8.5 A，一次电流6 800 A，动作时间0.5 s。
（2）过流Ⅱ段定值，整定原则：同上，定值实取：二次电流7.5 A，一次电流6 000 A，动作时间1.0 s。
3.1.4 高厂变分支过负荷保护配置
按变压器低压侧额定电流能可靠返回整定。取单侧电流1.11×2 887=3 204.57 A，定值实取：二次电流4 A，一次电流3 190 A，动作时间10 s，报警。
3.1.5 6 kV各负荷保护
低厂变、电动机差动保护定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
低厂变、电动机过电流保护因母线短路电流增大，灵敏度增加，动作更可靠。定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
6 kV馈线过电流保护整定以负载电流为基础整定，不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
高厂变一次原有保护配置满足按照按变压器高压侧及低压侧额定电流整定的各保护要求。6 kV母线各负荷保护不受储能系统接入影响。
3.2 发变组保护配置分析
储能调频系统有两种运行工况，分别为充电工况和放电工况，充电过程可将储能系统视为一恒定用电负荷，放电过程可将储能系统视为一受控电流源。当储能调频系统为充电运行工况时，可视为机组高压厂变厂用段上增加了一恒功率负荷，但不参与母线低电压时的自启动，当某处发生短路时，储能系统向短路点输出短路电流，由于储能系统实际提供的短路电流值不大，对发变组和厂用电短路时的电流贡献值有限，影响不大。因此，储能调频系统对发变组、厂用电继电保护配置和定值无影响，原有保护不需要调整[3]。
发电机、主变差动保护定值主要包括最小动作电流、拐点电流、制动系数斜率、差动速断动作电流，上述定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
发电机对称过负荷保护整定与发电机额定电流、机端三相短路时发电机供给的短路电流有关，定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
发电机不对称过负荷保护整定与发电机额定电流、发电机长期连续运行允许的负序电流相对值等参数有关，定值参数的计算不受储能系统接入后增加的短路电流影响。
发电机低频、过频保护定值仅与频率有关，定值参数不受储能系统接入影响。
发电机失步保护整定值与发电机额定二次阻抗值、变压器阻抗相对值、系统最大运行方式下的最小系统阻抗相对值等参数有关，定值计算参数不受储能系统接入后影响。
发电机定子接地保护中的发电机机端零序过电压取自机端三相电压互感器开口三角形绕组，定值计算参数不受储能系统接入后影响。
发电机逆功率保护、程序逆功率保护取自机端三相电压和三相电流，逆功率定值计算参数不受储能系统接入后影响。
发电机过励磁能力由发电机自身制造情况决定，其整定计算参数过励磁倍数与发电机机端电压和频率相关，与储能系统的接入无关，不受影响。
发电机失磁保护有关的电量为机端三相电压、发电机三相电流、主变高压侧三相电压、励磁直流电压，其整定计算参数与储能系统的接入无关，不受影响。
发电机启停机保护反映发电机低转速运行时，发变组的定子绕组、高厂变高压绕组、主变低压绕组、励磁变高压侧绕组的接地故障及发电机、主变压器、高厂变、励磁变的相间短路故障，发电机并网后保护自动退出。储能系统是在发电机正常运行且投入AGC功能时投运，与储能系统的接入无关，不受影响。发电机突加电压保护主要用于保护发电机在盘车和减速过程中发生的误合闸，出现某种原因突然合上并网断路器的情况，此种工况储能系统未投入，不考虑受储能系统接入的影响。
发电机过电压保护取自发电机机端电压，与储能系统的接入无关，不受影响。
主变高压侧零序电流取自主变高压侧接地零序电流互感器，其保护定值整定计算仅与高压侧及其与之配合的高压出线零序电流有关，不受储能系统接入厂用电的影响。
主变高压侧复压过流保护整定计算与发电机额定电流、机端电压等参数有关，上述电气量不受储能系统接入厂用电的影响。
高厂变差动保护定值计算取值参数与储能系统接入后的短路电流增加值无关，不受影响。
综上所述，储能辅助调频系统接入机组厂用电电源后，不会对机组原有继电保护的配置造成影响。由于储能辅助调频系统在机组正常运行时参与AGC调节，可在发变组保护中增加对储能系统的联跳接口，当发变组保护跳闸动作时，联跳储能辅助调频系统退出运行。
4 储能系统接入电厂对厂用6 kV用电质量的影响
储能系统主功率回路接入电厂6 kV原有母线段，储能系统并网功率因数>0.99。
储能系统接入后，对厂用6 kV母线段电能质量主要表现为谐波和电压波动影响两个方面，具体分析如下。
4.1 对接入点谐波的影响
储能系统并网采用高频功率变换装置，并网谐波总量符合IEEE 519标准。标准要求电流谐波总量<5%，分次谐波要求如表1所示。
4.1.1 最严重情况下储能系统对接入点电压谐波的影响
最严重情况下，储能系统产生的谐波电流全部进入高厂变6 kV母线，在该母线上产生谐波电压，该谐波电压的有效值（标幺值）约为谐波电流（标幺值）与6 kV母线短路阻抗（标幺值）的乘积。按照10%短路阻抗计算，则高厂变的短路容量不低于300 MVA，从而计算得到的6 kV总谐波电压约为：
ΔUh=ΔIhXg<5%×9/300=0.15%
即机端储能调频装置产生的最大谐波电流注入6 kV母线，在该母线上产生的谐波电压THD不会超过0.15%。
4.1.2 最严重情况下储能系统对电网电流谐波的影响
最严重情况下，储能系统产生的谐波电流全部进入发电机，谐波电流的总有效值不超过：
而对应地进入到高厂变低压侧（6 kV）的谐波电流的总有效值不超过：
考虑到谐波电流还会分流到高厂变负载和电网，实际注入发电机/高厂变低压侧的谐波电流要比上面计算得到的值小。
总体来说，机端储能调频装置产生的谐波电压、电流量值很小，不会对发电机、变压器和电网的运行带来不利影响。
4.2 对接入点电压的影响
储能系统并网功率因数>0.99，基本不向机组6 kV段注入或吸收无功功率，因此对6 kV段内电压偏差影响极小。
根据储能调频投产电厂使用经验，全充向全放转换过程中6 kV母线电压波动在100 V左右，不影响厂用电负荷运行。
5 结语
由此可见，当适当容量的储能调频系统连接至电厂厂用电系统后，对电厂原电气系统的保护配置、电能质量、短路电流等因素均无影响。作为能快速响应电网负荷需求的系统，可以预见储能调频系统将对电网稳定运行产生良好的推动作用。
[參考文献]
[1] 牟春华，兀鹏越，孙钢虎，等.火电机组与储能系统联合自动发电控制调频技术及应用[J].热力发电，2018，47（5）：29-34.
[2] 邵忠卫，李国良，刘文伟.火电联合储能调频技术的研究与应用[J].山西电力，2017（6）：62-66.
[3] 陈丽娟，姜宇轩，汪春.改善电厂调频性能的储能策略研究和容量配置[J].电力自动化设备，2017，37（8）：52-59.
收稿日期：2021-06-02
作者简介：苏晓亮（1991—），男，四川眉山人，工程师，主要从事电力电气专业相关工作。
曾瑶文（1994—），男，湖南浏阳人，主要从事电力电气专业相关工作。
作者：苏晓亮 曾瑶文
电厂电能质量改善分析论文 篇3：
浅析智能电网与电能质量
摘 要：当前，世界各国都已经推出了新能源的发展规划，发展新能源、加强环境保护是世界各国的首要发展战略。将可再生资源如风能、太阳能等能源转化成电能或清洁燃料，再应用一些相关电力技术将一次能源转换为运输使用便利、高效清洁的二次能源。同时，通过对新能源的不断改进来控制环境污染的现象。
关键词：智能电网；监测装置；新能源；电能质量；控制措施
1 智能电网概述
1.1 智能电网应具备的特征分析：一是高效：输送电的走廊有更好的单位输电水平、有更加高的能源利用效率、可以减少输配电耗；二是智能：要具备自我分析方法、自我感知的能力和控制自动化，构成利用广域通信网络相联的巨大的智能化机器；三是自愈：能够靠自己检测到故障，然后自己判断并做出相应的控制行动，在客户发现问题之前自行解决问题；四是可靠：电网承受扰动与冲击的能力更强、运行更加安全；五是经济：非常高的电网资产利用效率、可以让电力工业和公众的利益达到一种平衡；六是绿色：这种可再生能源发电的方式，电力传输的损耗相当的小，发电的比率相当高、并且实现了电力工作环保化。
1.2 以下因素成为智能电网发展的几方面的动力：（1）社会对电力的需求量日益增大；（2）可再生能源發电大力并网的主要形势，分布型与集中型的共存发展，可再生能源的区域散布不是很平均；（3）相对较高的可靠性、相对高电能质量的供电需求在不断增长；（4）潜在的市场推动力；（5）与智能电网相关的高新技术产业将快速发展，以此来带动经济发展。
1.3 智能电网，基于新能源技术、分布式发电技术、大规模储能技术、信息网络水平、远程极大规模输电水平和智能控制水平的飞速发展，智能电网的发展是推动能源变革和第三次工业革命的必由之路。
2 智能电网建设的必要性
以微电子技术为核心的大量新技术、新产业的发展以及用电智能化对供电可靠性和电能质量提出很高的要求。要“加强智能电网建设”。国家电网公司提出建设“坚强智能电网”的理念。当前，我国新能源发展面临着四个方面的问题：一是中国目前对于整个新能源发展缺乏详细的规划；二是有关新能源的关键技术掌握不够，自主创新太少；三是新能源成本普遍较高；四是发展新能源缺乏冷静地思考，过分炒作。而发展智能电网能够很好的解决这些问题。十二五期间，国家将会加大对电网基础设施建设和改造的力度，加快电网系统的发展，电力系统扩张与联网逐步形成，系统运行的安全稳定性和可靠性要求不断提高。研制一套完善的电能质量监测系统，提高整个电力系统及设备安全、稳定、可靠运行的关键保证，对其所进行的探索和研究可以显著提高电网的智能水平，配合我国统一坚强智能电网建设的总体部署，能有效地为电网的检测、分析、事故排查提供有力的技术支持，进而起到改善电气环境，减少事故频率的作用。
3 新能源发电的电能质量难题
什么是电能质量？它是指电力系统里面电能的质量。最完美的电能的波形是理想的对称正弦波形。但是由于其他因素的干扰会导致波形发生偏离，所以就带来了电能质量难题。在智能电网建设中，不能再有“先污染，后治理”的观念，我们必须要充分考虑电能的质量问题，同时，应当把保障电能质量作为智能电网建设中的重要组成部分。
3.1 谐波的问题：当前，在我国电力系统中，电压暂降、暂升和短时中断，谐波产生的电压波形畸变，已经成为影响电能质量的最重要的问题。用新能源进行发电的程序里，谐波出现的最关键的原因是：线路电抗和发电机并联补偿电容器产生的谐波电流和发电机自己的设施，谐波电流很大程度决定了电能的质量好坏，严重的会导致电能事故的发生。谐波是随着用电环境变化的，不是固定不变的，再者，配电网系统相当复杂，非常容易把谐波电流放大从而发生谐振，这会对电力系统产生极大的损害。
3.2 闪变的问题。如今我们了解的我国的风力发电设备里，很多都是用的软并网方式的发电机组，在运行的时候会产生很多的冲击电流，因此产生闪变问题。在真正风速大于最高限定的风速的时候，发电机就会自己启动，当所有的风力发电机一起运行时，就会对配电网产生较大的冲击，从而使电网产生闪变问题。
4 新能源发电电能质量问题的控制方法
4.1 对谐波的抑制策略。产生谐波的最关键的原因是负载的非线性。在电流经过负载的时候，和负载上的电压不是线性关系，这样就会有非正弦电流产生，因此谐波也随之产生。谐波污染对电力系统的危害是非常严重的。在工厂用电力电子转换器大电机组的时候，一定要做好对应的系统谐波电流控制布置，谐波加入的电流要符合公共电网谐波的规定。在工厂把谐波电流加入配电网里的时候，要以供电公共连接点的谐波源发电和发电厂装机的容量为参考，并且考虑供电设施的总的容量比值，再对谐波电流进行分配，只有做到这些，才可以更好的抑制发电产生的谐波问题。另外，在用新能源发电时，尽量不要用单一的发电机，由于它会导致部分谐波电压变高，这会对系统产生损害。所以，运用各种不同类型的发电机相互配合，控制谐波电流，保证新能源发电的运行过程更加的安全、可靠。
4.2 解决闪变问题的措施：风力发电时，对电网产生损害最大的因素就是闪变问题。接入风力发电厂的连接点的闪变干扰值一定要符合电能质量、电压规定的波动以及闪变的规定，并且，风力发电厂因为发电过程中产生的长、短时间的闪变值，一定要要以供电公共连接点的谐波源发电和发电厂装机的容量为参考，并且考虑供电设施的总的容量比值，再对谐波电流进行分配，只有做到这些，才可以更好的抑制发电产生的闪变问题。
5 电能质量的6个显著特点对监测的要求
电能质量指标的动态性：概率统计方法（通常取95%概率大值）。电能质量扰动的潜在性和传播性：监测记录时间长短、监测设点等。电能质量影响的相关性：设立同步监测点，综合评估。电能质量责任的特殊性：功率方向、谐波潮流等，对特定用户及发生源等的重点监测记录。电能质量评估的复杂性：质量评估方法、兼容性评价、CBEMA曲线与智能化分析。电能质量控制的整体性：事故诊断、监测预警、指导缓和抑制补偿措施，监测→监控。
结语
在利用新能源发电的过程中，改善电能质量是智能电网建设的重要工作之一，对电力系统运行状态的管理和分析起到关键作用。在改善电能质量问题上，对电力系统的不间断分析与监测方式已经越来越受到人们的重视。
参考文献
[1]肖湘宁，徐永海.电能质量问题剖析[J].电网技术，2001（03）.
作者：韩佃礼