随着新能源并网规模快速增长，储能电站在电网调峰、频率调节以及新能源消纳中的作用日益突出。然而，在储能系统大量采用PCS变流器、高频开关装置以及复杂控制策略的背景下，谐波问题也逐渐成为储能项目运行中的重点风险之一。特别是在多台PCS并联运行工况下，谐波叠加、系统谐振以及无功波动等问题，容易影响储能电站稳定并网运行。

某地区大型电化学储能电站在并网投运后，连续出现并网点谐波超限告警、SVG运行异常以及主变温升偏高的问题。由于电网侧已多次下发整改通知，项目业主决定开展专项谐波分析，对储能电站运行状态进行系统排查。

项目背景

该储能电站总装机容量达到200MW/400MWh，采用集中式储能架构，配置：

• 储能电池舱
• PCS变流升压系统
• SVG动态无功补偿系统
• EMS能量管理平台
• 220kV升压站

项目共配置80台PCS变流器，每台容量2.5MW，通过35kV汇集后接入220kV电网。

在运行过程中，现场陆续出现以下问题：

异常现象	具体表现
并网点谐波告警	电压畸变率波动明显
SVG频繁调节	无功波动持续存在
主变压器发热	温升高于正常水平
PCS降额运行	高频保护动作
电容器异常	投切次数明显增加

由于项目已进入正式运行阶段，电站运营方要求尽快查明谐波来源并完成整改。

现场检测部署

针对储能电站运行特点，项目组采用在线连续监测与暂态录波结合的方式开展专项分析。

检测范围

本次检测覆盖：

• 220kV并网点
• 35kV汇集母线
• PCS输出侧
• SVG接入点
• 主变低压侧
• 电容补偿回路

检测项目

重点监测内容包括：

检测内容	监测目的
电压总谐波畸变率	并网电能质量分析
电流总谐波畸变率	谐波源识别
高次谐波频谱	谐波类型分析
电压波动	系统稳定性评估
无功功率变化	SVG运行分析
瞬态录波	PCS切换过程分析

项目组连续监测周期为168小时，覆盖：

• 白天充电阶段
• 夜间放电阶段
• AGC调频运行阶段
• 低负荷待机阶段

谐波检测结果

经过连续监测，项目组发现储能电站谐波问题主要集中在PCS输出侧与并网点。

并网点电压谐波超限

220kV并网点数据显示：

指标	实测值	国家标准限值
电压总谐波畸变率THDu	5.7%	≤5%
5次谐波电压	超限	超标
7次谐波电压	超限	超标
电压波动值	偏高	存在波动

其中，晚间集中放电阶段THDu最高达到6.1%。

PCS输出谐波明显

PCS低压输出侧监测发现：

指标	实测值
THDi	31.8%
5次谐波电流	286A
7次谐波电流	193A
11次谐波电流	84A

多个PCS并联运行后，谐波叠加效应明显。

SVG频繁波动

SVG运行记录显示：

• 无功输出波动频繁；
• 调节响应次数明显偏高；
• 部分时段接近额定容量运行。

进一步分析发现，SVG在谐波干扰下存在误判现象。

谐波源定位分析

项目组通过频谱分析与运行工况比对，对谐波来源进行逐步定位。

PCS开关频率叠加

储能PCS采用PWM调制方式。

在高功率运行阶段：

• 高频开关产生大量谐波；
• 多台PCS同步运行形成叠加；
• 部分频率段出现共振风险。

特别是在夜间大功率放电期间，谐波电流明显增加。

系统阻抗匹配问题

检测发现35kV汇集系统阻抗配置存在局部不匹配。

导致：

• 特定频率谐波放大；
• 电压畸变增加；
• SVG运行不稳定。

滤波配置能力不足

原有滤波系统容量偏小。

在PCS高负荷运行阶段：

• 滤波能力接近上限；
• 谐波抑制效果下降；
• 高频谐波持续累积。

设备运行风险评估

结合检测结果，项目组对储能系统运行风险进行评估。

主变压器损耗增加

谐波会导致：

• 铁损增加；
• 铜耗提升；
• 绕组局部温升升高。

现场主变热点温度最高达到89℃。

电容器运行压力增大

谐波环境下：

• 电容器容易过流；
• 绝缘老化速度加快；
• 电抗器发热明显。

PCS运行稳定性下降

高次谐波长期存在可能导致：

• 控制系统误动作；
• 保护频繁启动；
• PCS降额运行。

检测期间已有多次PCS限功率记录。

整改优化方案

针对现场问题，项目组提出综合治理措施。

增加有源滤波系统

在35kV汇集侧增加APF有源滤波装置。

新增滤波容量：

区域	配置容量
PCS汇集段	800A
SVG邻近回路	300A
并网点侧	400A

整改后谐波电流明显下降。

优化PCS运行策略

通过调整PCS控制参数：

• 错峰切换运行；
• 降低同步冲击；
• 优化PWM调制频率。

整改后谐波叠加效应减弱。

完善滤波回路配置

项目组重新校核：

• 电抗器参数；
• 滤波器容量；
• 系统谐振频点。

避免系统进入谐波放大区间。

整改后复测结果

完成整改后，项目组开展连续复测。

数据显示：

指标	整改前	整改后
THDu	5.7%	2.9%
THDi	31.8%	10.4%
SVG波动次数	明显偏高	大幅降低
主变温升	89℃	67℃

同时：

• PCS降额问题消失；
• 并网告警明显减少；
• 无功调节恢复稳定；
• 电站运行效率提升。

项目业主反馈，整改后储能系统运行稳定性显著提高。

储能电站开展谐波分析的重要性

储能系统属于典型电力电子型负荷。

随着PCS容量不断增加：

• 谐波问题更加复杂；
• 并网要求持续提高；
• 电网侧考核更加严格。

如果缺少专业分析：

• 谐波风险容易累积；
• 并网稳定性下降；
• 设备寿命缩短；
• 电网考核压力增加。

通过系统性谐波检测，可以及时发现：

• PCS运行异常；
• 系统谐振风险；
• 滤波能力不足；
• 并网电能质量问题。

从而提前制定优化方案，保障储能电站长期稳定运行。

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• 储能电站谐波检测
• PCS并网性能测试
• 电能质量评估分析
• SVG无功性能检测
• 光伏与风电涉网试验
• 并网验收与整改复测
• 电网适应性分析
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项目团队能够结合储能电站运行特点，制定针对性检测与治理方案，帮助用户提升并网稳定性与设备运行安全性。

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常见问题

储能PCS为什么容易产生谐波？

因为PCS采用高频PWM调制与电力电子变换技术，运行过程中会产生高次谐波。

储能电站谐波超标会影响并网吗？

会。严重时可能导致并网考核不通过，甚至被要求限功率运行。

SVG与谐波之间有什么关系？

谐波可能影响SVG控制稳定性，导致无功调节异常。

储能电站多久应开展一次谐波检测？

建议投运后及时开展专项检测，运行期间至少每年复测一次。