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摘 要： 摘要：為了滿足光伏電站并網(wǎng)對公共連接點(diǎn)(Point of common coupling, PCC)無功電壓控制要求，基于九區(qū)圖原理，以 PCC 電壓和功率因數(shù)均合格為最優(yōu)控制目標(biāo)，針對 PQ 電源型和 PV 電源型的大型光伏電站提出了的無功電壓控制策略。搭建了 PQ 電源型和 PV 電源型大型光伏
摘要：為了滿足光伏電站并網(wǎng)對公共連接點(diǎn)(Point of common coupling, PCC)無功電壓控制要求，基于九區(qū)圖原理，以 PCC 電壓和功率因數(shù)均合格為最優(yōu)控制目標(biāo)，針對 PQ 電源型和 PV 電源型的大型光伏電站提出了的無功電壓控制策略。搭建了 PQ 電源型和 PV 電源型大型光伏電站的等效模型，給出光伏電站無功電壓控制策略實(shí)施流程圖。以典型光伏電站出力和負(fù)荷動態(tài)變化為基礎(chǔ)，通過搭建一個含大型并網(wǎng)光伏電站的 110 kV 系統(tǒng)，對光伏電站的無功電壓控制進(jìn)行仿真。仿真結(jié)果驗(yàn)證了所提策略的有效性和實(shí)用性。
關(guān)鍵詞：公共連接點(diǎn);電壓;功率因數(shù);大型光伏電站;無功電壓控制
0 引言
大型光伏電站在輸電側(cè)并網(wǎng)對常規(guī)電網(wǎng)的潮流大小和分布會產(chǎn)生影響，并使電網(wǎng)各節(jié)點(diǎn)電壓發(fā)生變化[1-4]。相對于小型并網(wǎng)光伏電站通常只向電網(wǎng)輸送有功功率，不參與電網(wǎng)無功電壓控制，中型和大型并網(wǎng)光伏電站應(yīng)具備根據(jù) PCC 電壓水平調(diào)節(jié)無功輸出，參與電網(wǎng)無功電壓控制的能力[5]。
目前，針對大型光伏電站無功電壓控制的研究較少，國內(nèi)一些標(biāo)準(zhǔn)文件只給出了簡單規(guī)定[5]。文獻(xiàn)[6]研究了不同容量的大型光伏電站對并網(wǎng)母線電壓的影響，指出光伏電站與外部電網(wǎng)間的線路阻抗是影響母線電壓值的重要因素。文獻(xiàn)[7-8]提出利用逆變器有功和無功解耦控制向電網(wǎng)提供無功補(bǔ)償，提高光伏電站低電壓穿越性能。文獻(xiàn)[9]研究光伏電站并網(wǎng)后廣義負(fù)載功率波動、功率因數(shù)對配電網(wǎng)電壓波動影響，指出穩(wěn)定并網(wǎng)點(diǎn)功率因數(shù)是提高電壓穩(wěn)定性的根本方法。文獻(xiàn)[10-11]以電力系統(tǒng)有功網(wǎng)損最小為目標(biāo)函數(shù)研究了含光伏電站的配電網(wǎng)無功優(yōu)化問題。文獻(xiàn)[12]研究了不同類型的分布式電源對電網(wǎng)各節(jié)點(diǎn)電壓的影響。以上文獻(xiàn)研究具有如下特點(diǎn)：1)把光伏電站看作一個獨(dú)立電源或者只搭建光伏陣列和逆變器模型，沒有考慮光伏電站內(nèi)部線路、變壓器損耗對電網(wǎng)的影響;2)注重研究光伏電站對電網(wǎng)電壓的影響和控制，沒有涉及接入點(diǎn)功率因數(shù)的控制;3)沒有給出具體的無功電壓控制策略;4)采用單一的無功補(bǔ)償裝置，沒有考慮多種補(bǔ)償裝置的綜合調(diào)節(jié);5)仿真時負(fù)荷側(cè)均為靜態(tài)恒功率負(fù)荷模型，不能反映一天內(nèi)負(fù)荷大小的實(shí)際變化。
本文將光伏陣列和逆變器等效為 PQ(PV)可控等效電源，對包含變壓器、匯集線路和送出線路的大型光伏電站進(jìn)行了建模;針對 PQ 電源型和 PV 電源型光伏電站，提出了以電壓和功率因數(shù)為控制目標(biāo)的無功電壓控制策略;通過光伏電站逆變器、無功補(bǔ)償裝置 SVG 和主變壓器的綜合調(diào)節(jié)實(shí)現(xiàn)控制目標(biāo);考慮不同時刻光伏電站出力和負(fù)荷大小的動態(tài)變化，并以算例對所提策略進(jìn)行了驗(yàn)證。
1 大型光伏電站建模
1.1 大型光伏電站并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)
并網(wǎng)型光伏電站主要由匯集線路依次連接光伏陣列、逆變器、升壓變壓器至并網(wǎng)點(diǎn)(POI)，再經(jīng)送出線路連接至 PCC。并網(wǎng)后電壓測量點(diǎn)可選擇 POI 或 PCC[5]，本文選擇 PCC 做為無功電壓控制點(diǎn)。圖 1 為通過二次升壓集中并網(wǎng)方式接入 110 kV 電網(wǎng)的大型光伏電站典型系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖。
1.2 光伏電站等效模型
(1)光伏陣列和逆變器等效模型根據(jù)潮流計(jì)算的要求，當(dāng)逆變器采用電流源輸出方式、恒功率控制策略時，光伏陣列和逆變器等效為 PQ 可控等效電源;當(dāng)逆變器采用電壓源輸出方式、恒電壓控制策略時，光伏陣列和逆變器等效為 PV 可控等效電源。如圖 2 所示。
(2)光伏電站交流一次系統(tǒng)對電站交流一次系統(tǒng)不進(jìn)行等效，具體參數(shù)以典型系統(tǒng)參數(shù)為準(zhǔn)。
光伏電站等效模型由 PQ(PV)可控等效電源和電站交流一次系統(tǒng)連接組成。
2 大型光伏電站無功電壓控制策略
2.1 大型光伏電站無功電壓控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)
(1)光伏電站無功電壓控制系統(tǒng)的兩種控制方案
1)地區(qū) AVC 給定 PCC 電壓和功率因數(shù)值，光伏電站按照 AVC 的給定值投入無功電壓控制系統(tǒng)。
2)光伏電站采集 PCC 電壓和功率因數(shù)測量值，根據(jù)預(yù)先設(shè)定的策略進(jìn)行控制。
(2)光伏電站無功電壓控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)方式
光伏電站無功電壓控制的實(shí)現(xiàn)可分為就地控制和遠(yuǎn)方控制。就地控制為無功電壓控制系統(tǒng)不經(jīng)過調(diào)度中心，直接通過光伏電站無功電壓控制裝置進(jìn)行控制。遠(yuǎn)方控制為光伏電站無功電壓控制系統(tǒng)按照調(diào)度中心下達(dá)的指令進(jìn)行無功電壓控制。大型光伏電站無功電壓控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)主要包括遠(yuǎn)動終端(RTU)、主站服務(wù)器、無功電壓控制裝置以及連接這些設(shè)備的通信網(wǎng)絡(luò)[13]。RTU 為調(diào)度中心和主站服務(wù)器的信息交接點(diǎn)。調(diào)度中心應(yīng)能識別光伏電站類型，下發(fā) PCC 無功電壓控制指令。無功電壓控制系統(tǒng)主站接收調(diào)度中心下達(dá)的指令，向無功電壓控制裝置(SVG、逆變器、主變壓器)發(fā)送調(diào)節(jié)指令，實(shí)現(xiàn)無功電壓控制目標(biāo)。光伏電站無功電壓遠(yuǎn)方控制硬件總體框圖如圖 3。
2.2 PQ 電源型光伏電站站內(nèi)無功電壓控制策略
2.2.1 控制目標(biāo)和手段
(1)控制目標(biāo)
PQ 電源型光伏電站接入電網(wǎng)會影響 PCC 電壓和功率因數(shù)，為了控制 PCC 電壓合格和功率因數(shù)為 1，同時考慮電壓和功率因數(shù)不能同時滿足控制要求的情況，設(shè)置最優(yōu)控制目標(biāo)和次優(yōu)控制目標(biāo)。
1)最優(yōu)控制目標(biāo)為U UU L H 且|cos |=1 。其中，UH 、UL 、 H cos 、 L cos 分別表示 PCC 電壓和功率因數(shù)上下限值。
2)次優(yōu)控制目標(biāo)為U UU L H 。
(2)控制手段
PQ 電源型光伏電站無功電壓控制手段主要包括調(diào)節(jié) SVG 補(bǔ)償量和調(diào)節(jié)逆變器功率因數(shù)。考慮逆變器自身有較大的無功剩余容量，無功補(bǔ)償時優(yōu)先調(diào)節(jié)逆變器，其次為 SVG。由于變壓器是通過改變系統(tǒng)無功功率分布來調(diào)節(jié)各節(jié)點(diǎn)電壓，PQ 可控型電源提供的無功在設(shè)定后不變，變壓器調(diào)壓效果不明顯，PQ 電源型光伏電站不采用變壓器調(diào)壓方式。
2.2.2 控制策略
采用九區(qū)圖控制策略[14]，通過控制光伏電站無功電壓控制裝置實(shí)現(xiàn)上述控制目標(biāo)。PQ 電源型光伏電站無功電壓控制策略具體如下。
9 區(qū)：U、cos 均合格，為不動作區(qū)(最優(yōu)控制目標(biāo)區(qū))。
3、7 區(qū)：U 合格，cos 越限，調(diào)節(jié) PQ 電源型光伏電站無功電壓控制裝置使 U 和 cos 均合格;若不能，為次優(yōu)控制目標(biāo)區(qū)。
1、5 區(qū)：cos 合格，U 越限，調(diào)節(jié) PQ 電源型光伏電站無功電壓控制裝置適當(dāng)降低 cos ，確保 U 合格(3、7 區(qū))。
2、4、6、8 區(qū)： cos 、U 均越限，首先調(diào)節(jié) PQ 電源型光伏電站無功電壓控制裝置使 cos 合格(1、5、9 區(qū));若 U 仍越限，按 1、5 區(qū)控制策略確保 U 合格。
圖 4 為 9 區(qū)圖示意圖
2.3 PV 電源型光伏電站站內(nèi)無功電壓控制策略
2.3.1 控制目標(biāo)和手段
(1)控制目標(biāo)
PV 電源型光伏電站接入電網(wǎng)會影響 PCC 電壓，導(dǎo)致 PCC 功率因數(shù)一般較低。因此功率因數(shù)目標(biāo)值可略微降低。
1 )最優(yōu)控制目標(biāo)為 U UU L H 且 0.99 | cos | 1 。 2)次優(yōu)控制目標(biāo)為U UU L H 。(2)控制手段 PV 電源型光伏電站無功電壓控制手段主要包括調(diào)節(jié) SVG 補(bǔ)償量、調(diào)節(jié)逆變器交流側(cè)電壓和調(diào)節(jié)主變壓器分接頭，調(diào)節(jié)順序?yàn)槟孀兤鲀?yōu)先、其次 SVG、最后變壓器。
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2.3.2 控制策略
同圖 4，PV 電源型光伏電站無功電壓控制策略具體如下。
9 區(qū)：U、 cos 均合格，為不動作區(qū)(最優(yōu)控制目標(biāo)區(qū))。
3、7 區(qū)：U 合格，cos 越限，調(diào)節(jié) PV 電源型光伏電站無功電壓控制裝置使 U 和 cos 均合格;若不能，為次優(yōu)控制目標(biāo)區(qū)。
1、5 區(qū)：cos 合格，U 越限，調(diào)節(jié) PV 電源型光伏電站無功電壓控制裝置適當(dāng)降低 cos ，確保 U 合格(3、7 區(qū))。
2、4、6、8 區(qū)：cos 、U 均越限，調(diào)節(jié) PV 電源型光伏電站無功電壓控制裝置使 cos 合格;若 U 仍越限，按 1、5 區(qū)控制策略確保 U 合格。
PV 電源型光伏電站無功電壓控制策略實(shí)施流程圖如圖 6。
2.4 實(shí)施光伏電站無功電壓控制策略需注意的問題
1)PQ 電源型光伏電站，若改變逆變器功率因數(shù)，使逆變器發(fā)出的無功抵消光伏電站內(nèi)部系統(tǒng)無功損耗，則不需要再投入 SVG 進(jìn)行無功補(bǔ)償;PV 電源型光伏電站控制前 PCC 功率因數(shù)一般較低，初始測量值主要在 2、3、4、6、7、8 區(qū)。
2)PQ 電源型光伏電站調(diào)節(jié)各逆變器功率因數(shù)時采用等功率因數(shù)原則，即每個逆變器的功率因數(shù)都相等。PV 電源型光伏電站調(diào)節(jié)各逆變器電壓時采用等電壓原則，以此減少系統(tǒng)內(nèi)部環(huán)流。
3)PCC 電壓和功率因數(shù)不能同時滿足要求時，適當(dāng)降低功率因數(shù)保證電壓合格。該場景一般發(fā)生在傍晚用戶負(fù)荷比較大、光伏電站有功出力又很小的時候。
3 算例分析
3.1 仿真系統(tǒng)
以圖 7 三機(jī)-十節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)為例，使用 PSASP 軟件搭建光伏電站并網(wǎng)模型。該仿真系統(tǒng)說明如下。
1) Bus11 為光伏電站 POI 母線，Bus3 為光伏電站 PCC 母線。母線 Bus3 以上部分為外部電網(wǎng)接線， Z3 為變電站負(fù)荷端，外部電網(wǎng)各元件參數(shù)主要參見文獻(xiàn)[14]。Bus3 以下部分為并網(wǎng)光伏電站內(nèi)部系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。g1～g20 為光伏電站 20 個相同的發(fā)電單元，光伏電站有功出力隨時間變化特性參見文獻(xiàn)[15]。 t1～t20 為逆變器交流出口側(cè)無勵磁調(diào)壓變壓器， l1～l20 為光伏電站內(nèi)部系統(tǒng)匯集線路，T4 為有載調(diào)壓主變壓器，L7 為送出線路，各元件參數(shù)參考國內(nèi)某個大型光伏電站系統(tǒng)元件參數(shù)。C2～C5 代表無功值可調(diào)的 SVG 裝置，容量為 5 Mvar。
2)仿真時間為 7:00 到 18:00，光伏電站有功出力和負(fù)荷大小每小時改變一次。
3) 通過 35～110 kV 電壓等級接入公共電網(wǎng)的光伏電站，其 PCC 電壓偏差為相應(yīng)系統(tǒng)標(biāo)稱電壓的 -3%～+7%。
3.2 仿真結(jié)果分析光伏電站并網(wǎng)對 PCC 電壓的影響如圖 8。按照本文提出的的光伏電站無功電壓控制策略，PCC 無功電壓控制前后電壓和功率因數(shù)曲線分別如圖 9 和圖 10。
從圖 8 可以看出，PQ 電源型光伏電站并網(wǎng)對 PCC 電壓有小幅度的提升作用。PV 電源型光伏電站并網(wǎng)對 PCC 電壓可以有較大幅度的提升作用。
從圖 9 可以看出，對于 PQ 電源型光伏電站，采用無功電壓控制策略前，PCC 電壓在 9、10、16、 17 和 18 時刻偏低;通過 SVG 補(bǔ)償或者降低逆變器功率因數(shù)大部分時刻為 0.99(17 和 18 時刻除外)進(jìn)行無功電壓控制后，PCC 電壓在白天時刻均合格。對于 PV 電源型光伏電站，采用無功電壓控制策略前后，白天各時刻 PCC 電壓均在正常范圍內(nèi)，采用無功電壓控制策略后由于提高了 PCC 功率因數(shù)導(dǎo)致其電壓有明顯的下降但均合格。
從圖 10 可以看出，對于 PQ 電源型光伏電站，采用無功電壓控制策略前，PCC 功率因數(shù)在 10、11、 12、13 和 14 時刻均為-0.99;進(jìn)行無功電壓控制后， PCC 功率因數(shù)只有在 17 和 18 時刻偏低，其余時刻功率因數(shù)全為 1，原因?yàn)?17 時刻光伏有功出力很小且變電站負(fù)荷功率又較大，PCC 電壓和功率因數(shù)不能同時滿足控制目標(biāo)要求時，選擇降低 PCC 功率因數(shù)使其電壓滿足目標(biāo)值。圖 10 中選擇改變逆變器功率因數(shù)(由 1 變?yōu)?0.85)，PCC 電壓值為 106.7 kV。若選擇改變 SVG 補(bǔ)償容量(容性 3 Mvar)，電壓也可變?yōu)?106.7 kV。18 時刻由于光伏電站有功出力太小(1 MW)，功率因數(shù)控制沒有實(shí)際意義。對于 PV 電源型光伏電站，采用無功電壓控制策略前，PCC 功率因數(shù)在白天各時刻均較低，進(jìn)行無功電壓控制后，PCC 功率因數(shù)同樣只有在 17 和 18 時刻偏低，其余時刻功率因數(shù)均滿足0.99 | cos | 1 。圖 10 中選擇調(diào)節(jié)逆變器電壓(全部由 0.4 kV 變?yōu)?0.43 kV)， 17 時刻電壓值為 106.8 kV。若選擇減少 SVG 補(bǔ)償量(投入 4 組，每組 4.5 Mvar)或調(diào)節(jié)主變分接頭(由 0 檔調(diào)為-1 檔)，17 時刻電壓分別為 106.8 kV 或 106.7 kV 均合格。
4 結(jié)論
本文根據(jù) PCC 無功電壓控制目標(biāo)，針對 PQ 電源型和 PV 電源型光伏電站提出了不同的無功電壓控制策略，搭建了光伏電站有功出力和負(fù)荷均變化的動態(tài)光伏電站并網(wǎng)仿真模型。算例表明：1)光伏電站內(nèi)部線路、變壓器損耗會影響 PCC 處電壓和功率因數(shù)，在進(jìn)行光伏電站無功電壓控制分析時不能忽略;2)從裝置充分利用的角度考慮，SVG、逆變器、主變壓器應(yīng)綜合投入使用，其中優(yōu)先調(diào)節(jié)逆變器;3)本文所提策略可以控制 PCC 電壓合格、功率因數(shù)接近 1，在大型并網(wǎng)光伏電站無功電壓控制研究中具有可行性和參考意義。——論文作者：葛 虎1 ，畢 銳1 ，徐志成1 ，丁 明1 ，任軻軻2
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