發布時間：2022-03-18所屬分類：電工職稱論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要：為了滿足光伏電站并網對公共連接點(Point of common coupling, PCC)無功電壓控制要求，基于九區圖原理，以 PCC 電壓和功率因數均合格為最優控制目標，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對公共連接點(Point of common coupling, PCC)無功電壓控制要求，基于九區圖原理，以 PCC 電壓和功率因數均合格為最優控制目標，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施流程圖。以典型光伏電站出力和負荷動態變化為基礎，通過搭建一個含大型并網光伏電站的 110 kV 系統，對光伏電站的無功電壓控制進行仿真。仿真結果驗證了所提策略的有效性和實用性。
關鍵詞：公共連接點;電壓;功率因數;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并網對常規電網的潮流大小和分布會產生影響，并使電網各節點電壓發生變化[1-4]。相對于小型并網光伏電站通常只向電網輸送有功功率，不參與電網無功電壓控制，中型和大型并網光伏電站應具備根據 PCC 電壓水平調節無功輸出，參與電網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，國內一些標準文件只給出了簡單規定[5]。文獻[6]研究了不同容量的大型光伏電站對并網母線電壓的影響，指出光伏電站與外部電網間的線路阻抗是影響母線電壓值的重要因素。文獻[7-8]提出利用逆變器有功和無功解耦控制向電網提供無功補償，提高光伏電站低電壓穿越性能。文獻[9]研究光伏電站并網后廣義負載功率波動、功率因數對配電網電壓波動影響，指出穩定并網點功率因數是提高電壓穩定性的根本方法。文獻[10-11]以電力系統有功網損最小為目標函數研究了含光伏電站的配電網無功優化問題。文獻[12]研究了不同類型的分布式電源對電網各節點電壓的影響。以上文獻研究具有如下特點：1)把光伏電站看作一個獨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部線路、變壓器損耗對電網的影響;2)注重研究光伏電站對電網電壓的影響和控制，沒有涉及接入點功率因數的控制;3)沒有給出具體的無功電壓控制策略;4)采用單一的無功補償裝置，沒有考慮多種補償裝置的綜合調節;5)仿真時負荷側均為靜態恒功率負荷模型，不能反映一天內負荷大小的實際變化。
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為控制目標的無功電壓控制策略;通過光伏電站逆變器、無功補償裝置 SVG 和主變壓器的綜合調節實現控制目標;考慮不同時刻光伏電站出力和負荷大小的動態變化，并以算例對所提策略進行了驗證。
1 大型光伏電站建模
1.1 大型光伏電站并網系統結構
并網型光伏電站主要由匯集線路依次連接光伏陣列、逆變器、升壓變壓器至并網點(POI)，再經送出線路連接至 PCC。并網后電壓測量點可選擇 POI 或 PCC[5]，本文選擇 PCC 做為無功電壓控制點。圖 1 為通過二次升壓集中并網方式接入 110 kV 電網的大型光伏電站典型系統結構圖。
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潮流計算的要求，當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對電站交流一次系統不進行等效，具體參數以典型系統參數為準。
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結構
(1)光伏電站無功電壓控制系統的兩種控制方案
1)地區 AVC 給定 PCC 電壓和功率因數值，光伏電站按照 AVC 的給定值投入無功電壓控制系統。
2)光伏電站采集 PCC 電壓和功率因數測量值，根據預先設定的策略進行控制。
(2)光伏電站無功電壓控制系統實現方式
光伏電站無功電壓控制的實現可分為就地控制和遠方控制。就地控制為無功電壓控制系統不經過調度中心，直接通過光伏電站無功電壓控制裝置進行控制。遠方控制為光伏電站無功電壓控制系統按照調度中心下達的指令進行無功電壓控制。大型光伏電站無功電壓控制系統結構主要包括遠動終端(RTU)、主站服務器、無功電壓控制裝置以及連接這些設備的通信網絡[13]。RTU 為調度中心和主站服務器的信息交接點。調度中心應能識別光伏電站類型，下發 PCC 無功電壓控制指令。無功電壓控制系統主站接收調度中心下達的指令，向無功電壓控制裝置(SVG、逆變器、主變壓器)發送調節指令，實現無功電壓控制目標。光伏電站無功電壓遠方控制硬件總體框圖如圖 3。
2.2 PQ 電源型光伏電站站內無功電壓控制策略
2.2.1 控制目標和手段
(1)控制目標
PQ 電源型光伏電站接入電網會影響 PCC 電壓和功率因數，為了控制 PCC 電壓合格和功率因數為 1，同時考慮電壓和功率因數不能同時滿足控制要求的情況，設置最優控制目標和次優控制目標。
1)最優控制目標為U UU L H 且|cos |=1 。其中，UH 、UL 、 H cos 、 L cos 分別表示 PCC 電壓和功率因數上下限值。
2)次優控制目標為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節 SVG 補償量和調節逆變器功率因數。考慮逆變器自身有較大的無功剩余容量，無功補償時優先調節逆變器，其次為 SVG。由于變壓器是通過改變系統無功功率分布來調節各節點電壓，PQ 可控型電源提供的無功在設定后不變，變壓器調壓效果不明顯，PQ 電源型光伏電站不采用變壓器調壓方式。
2.2.2 控制策略
采用九區圖控制策略[14]，通過控制光伏電站無功電壓控制裝置實現上述控制目標。PQ 電源型光伏電站無功電壓控制策略具體如下。
9 區：U、cos 均合格，為不動作區(最優控制目標區)。
3、7 區：U 合格，cos 越限，調節 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，為次優控制目標區。
1、5 區：cos 合格，U 越限，調節 PQ 電源型光伏電站無功電壓控制裝置適當降低 cos ，確保 U 合格(3、7 區)。
2、4、6、8 區： cos 、U 均越限，首先調節 PQ 電源型光伏電站無功電壓控制裝置使 cos 合格(1、5、9 區);若 U 仍越限，按 1、5 區控制策略確保 U 合格。
圖 4 為 9 區圖示意圖
2.3 PV 電源型光伏電站站內無功電壓控制策略
2.3.1 控制目標和手段
(1)控制目標
PV 電源型光伏電站接入電網會影響 PCC 電壓，導致 PCC 功率因數一般較低。因此功率因數目標值可略微降低。
1 )最優控制目標為 U UU L H 且 0.99 | cos | 1 。 2)次優控制目標為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節 SVG 補償量、調節逆變器交流側電壓和調節主變壓器分接頭，調節順序為逆變器優先、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：U、 cos 均合格，為不動作區(最優控制目標區)。
3、7 區：U 合格，cos 越限，調節 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，為次優控制目標區。
1、5 區：cos 合格，U 越限，調節 PV 電源型光伏電站無功電壓控制裝置適當降低 cos ，確保 U 合格(3、7 區)。
2、4、6、8 區：cos 、U 均越限，調節 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施流程圖如圖 6。
2.4 實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，使逆變器發出的無功抵消光伏電站內部系統無功損耗，則不需要再投入 SVG 進行無功補償;PV 電源型光伏電站控制前 PCC 功率因數一般較低，初始測量值主要在 2、3、4、6、7、8 區。
2)PQ 電源型光伏電站調節各逆變器功率因數時采用等功率因數原則，即每個逆變器的功率因數都相等。PV 電源型光伏電站調節各逆變器電壓時采用等電壓原則，以此減少系統內部環流。
3)PCC 電壓和功率因數不能同時滿足要求時，適當降低功率因數保證電壓合格。該場景一般發生在傍晚用戶負荷比較大、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
以圖 7 三機-十節點系統為例，使用 PSASP 軟件搭建光伏電站并網模型。該仿真系統說明如下。
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接線， Z3 為變電站負荷端，外部電網各元件參數主要參見文獻[14]。Bus3 以下部分為并網光伏電站內部系統結構。g1～g20 為光伏電站 20 個相同的發電單元，光伏電站有功出力隨時間變化特性參見文獻[15]。 t1～t20 為逆變器交流出口側無勵磁調壓變壓器， l1～l20 為光伏電站內部系統匯集線路，T4 為有載調壓主變壓器，L7 為送出線路，各元件參數參考國內某個大型光伏電站系統元件參數。C2～C5 代表無功值可調的 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的光伏電站，其 PCC 電壓偏差為相應系統標稱電壓的 -3%～+7%。
3.2 仿真結果分析光伏電站并網對 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對 PCC 電壓有小幅度的提升作用。PV 電源型光伏電站并網對 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 補償或者降低逆變器功率因數大部分時刻為 0.99(17 和 18 時刻除外)進行無功電壓控制后，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，采用無功電壓控制策略后由于提高了 PCC 功率因數導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 功率因數在 10、11、 12、13 和 14 時刻均為-0.99;進行無功電壓控制后， PCC 功率因數只有在 17 和 18 時刻偏低，其余時刻功率因數全為 1，原因為 17 時刻光伏有功出力很小且變電站負荷功率又較大，PCC 電壓和功率因數不能同時滿足控制目標要求時，選擇降低 PCC 功率因數使其電壓滿足目標值。圖 10 中選擇改變逆變器功率因數(由 1 變為 0.85)，PCC 電壓值為 106.7 kV。若選擇改變 SVG 補償容量(容性 3 Mvar)，電壓也可變為 106.7 kV。18 時刻由于光伏電站有功出力太小(1 MW)，功率因數控制沒有實際意義。對于 PV 電源型光伏電站，采用無功電壓控制策略前，PCC 功率因數在白天各時刻均較低，進行無功電壓控制后，PCC 功率因數同樣只有在 17 和 18 時刻偏低，其余時刻功率因數均滿足0.99 | cos | 1 。圖 10 中選擇調節逆變器電壓(全部由 0.4 kV 變為 0.43 kV)， 17 時刻電壓值為 106.8 kV。若選擇減少 SVG 補償量(投入 4 組，每組 4.5 Mvar)或調節主變分接頭(由 0 檔調為-1 檔)，17 時刻電壓分別為 106.8 kV 或 106.7 kV 均合格。
4 結論
本文根據 PCC 無功電壓控制目標，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荷均變化的動態光伏電站并網仿真模型。算例表明：1)光伏電站內部線路、變壓器損耗會影響 PCC 處電壓和功率因數，在進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、主變壓器應綜合投入使用，其中優先調節逆變器;3)本文所提策略可以控制 PCC 電壓合格、功率因數接近 1，在大型并網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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