发布时间：2022-03-18所属分类：电工职称论文浏览：1次
摘 要： 摘要：为了满足光伏电站并网对公共连接点(Point of common coupling, PCC)无功电压控制要求，基于九区图原理，以 PCC 电压和功率因数均合格为最优控制目标，针对 PQ 电源型和 PV 电源型的大型光伏电站提出了的无功电压控制策略。搭建了 PQ 电源型和 PV 电源型大型光伏
摘要：为了满足光伏电站并网对公共连接点(Point of common coupling, PCC)无功电压控制要求，基于九区图原理，以 PCC 电压和功率因数均合格为最优控制目标，针对 PQ 电源型和 PV 电源型的大型光伏电站提出了的无功电压控制策略。搭建了 PQ 电源型和 PV 电源型大型光伏电站的等效模型，给出光伏电站无功电压控制策略实施流程图。以典型光伏电站出力和负荷动态变化为基础，通过搭建一个含大型并网光伏电站的 110 kV 系统，对光伏电站的无功电压控制进行仿真。仿真结果验证了所提策略的有效性和实用性。
关键词：公共连接点;电压;功率因数;大型光伏电站;无功电压控制
0 引言
大型光伏电站在输电侧并网对常规电网的潮流大小和分布会产生影响，并使电网各节点电压发生变化[1-4]。相对于小型并网光伏电站通常只向电网输送有功功率，不参与电网无功电压控制，中型和大型并网光伏电站应具备根据 PCC 电压水平调节无功输出，参与电网无功电压控制的能力[5]。
目前，针对大型光伏电站无功电压控制的研究较少，国内一些标准文件只给出了简单规定[5]。文献[6]研究了不同容量的大型光伏电站对并网母线电压的影响，指出光伏电站与外部电网间的线路阻抗是影响母线电压值的重要因素。文献[7-8]提出利用逆变器有功和无功解耦控制向电网提供无功补偿，提高光伏电站低电压穿越性能。文献[9]研究光伏电站并网后广义负载功率波动、功率因数对配电网电压波动影响，指出稳定并网点功率因数是提高电压稳定性的根本方法。文献[10-11]以电力系统有功网损最小为目标函数研究了含光伏电站的配电网无功优化问题。文献[12]研究了不同类型的分布式电源对电网各节点电压的影响。以上文献研究具有如下特点：1)把光伏电站看作一个独立电源或者只搭建光伏阵列和逆变器模型，没有考虑光伏电站内部线路、变压器损耗对电网的影响;2)注重研究光伏电站对电网电压的影响和控制，没有涉及接入点功率因数的控制;3)没有给出具体的无功电压控制策略;4)采用单一的无功补偿装置，没有考虑多种补偿装置的综合调节;5)仿真时负荷侧均为静态恒功率负荷模型，不能反映一天内负荷大小的实际变化。
本文将光伏阵列和逆变器等效为 PQ(PV)可控等效电源，对包含变压器、汇集线路和送出线路的大型光伏电站进行了建模;针对 PQ 电源型和 PV 电源型光伏电站，提出了以电压和功率因数为控制目标的无功电压控制策略;通过光伏电站逆变器、无功补偿装置 SVG 和主变压器的综合调节实现控制目标;考虑不同时刻光伏电站出力和负荷大小的动态变化，并以算例对所提策略进行了验证。
1 大型光伏电站建模
1.1 大型光伏电站并网系统结构
并网型光伏电站主要由汇集线路依次连接光伏阵列、逆变器、升压变压器至并网点(POI)，再经送出线路连接至 PCC。并网后电压测量点可选择 POI 或 PCC[5]，本文选择 PCC 做为无功电压控制点。图 1 为通过二次升压集中并网方式接入 110 kV 电网的大型光伏电站典型系统结构图。
1.2 光伏电站等效模型
(1)光伏阵列和逆变器等效模型根据潮流计算的要求，当逆变器采用电流源输出方式、恒功率控制策略时，光伏阵列和逆变器等效为 PQ 可控等效电源;当逆变器采用电压源输出方式、恒电压控制策略时，光伏阵列和逆变器等效为 PV 可控等效电源。如图 2 所示。
(2)光伏电站交流一次系统对电站交流一次系统不进行等效，具体参数以典型系统参数为准。
光伏电站等效模型由 PQ(PV)可控等效电源和电站交流一次系统连接组成。
2 大型光伏电站无功电压控制策略
2.1 大型光伏电站无功电压控制系统结构
(1)光伏电站无功电压控制系统的两种控制方案
1)地区 AVC 给定 PCC 电压和功率因数值，光伏电站按照 AVC 的给定值投入无功电压控制系统。
2)光伏电站采集 PCC 电压和功率因数测量值，根据预先设定的策略进行控制。
(2)光伏电站无功电压控制系统实现方式
光伏电站无功电压控制的实现可分为就地控制和远方控制。就地控制为无功电压控制系统不经过调度中心，直接通过光伏电站无功电压控制装置进行控制。远方控制为光伏电站无功电压控制系统按照调度中心下达的指令进行无功电压控制。大型光伏电站无功电压控制系统结构主要包括远动终端(RTU)、主站服务器、无功电压控制装置以及连接这些设备的通信网络[13]。RTU 为调度中心和主站服务器的信息交接点。调度中心应能识别光伏电站类型，下发 PCC 无功电压控制指令。无功电压控制系统主站接收调度中心下达的指令，向无功电压控制装置(SVG、逆变器、主变压器)发送调节指令，实现无功电压控制目标。光伏电站无功电压远方控制硬件总体框图如图 3。
2.2 PQ 电源型光伏电站站内无功电压控制策略
2.2.1 控制目标和手段
(1)控制目标
PQ 电源型光伏电站接入电网会影响 PCC 电压和功率因数，为了控制 PCC 电压合格和功率因数为 1，同时考虑电压和功率因数不能同时满足控制要求的情况，设置最优控制目标和次优控制目标。
1)最优控制目标为U UU L H 且|cos |=1 。其中，UH 、UL 、 H cos 、 L cos 分别表示 PCC 电压和功率因数上下限值。
2)次优控制目标为U UU L H 。
(2)控制手段
PQ 电源型光伏电站无功电压控制手段主要包括调节 SVG 补偿量和调节逆变器功率因数。考虑逆变器自身有较大的无功剩余容量，无功补偿时优先调节逆变器，其次为 SVG。由于变压器是通过改变系统无功功率分布来调节各节点电压，PQ 可控型电源提供的无功在设定后不变，变压器调压效果不明显，PQ 电源型光伏电站不采用变压器调压方式。
2.2.2 控制策略
采用九区图控制策略[14]，通过控制光伏电站无功电压控制装置实现上述控制目标。PQ 电源型光伏电站无功电压控制策略具体如下。
9 区：U、cos 均合格，为不动作区(最优控制目标区)。
3、7 区：U 合格，cos 越限，调节 PQ 电源型光伏电站无功电压控制装置使 U 和 cos 均合格;若不能，为次优控制目标区。
1、5 区：cos 合格，U 越限，调节 PQ 电源型光伏电站无功电压控制装置适当降低 cos ，确保 U 合格(3、7 区)。
2、4、6、8 区： cos 、U 均越限，首先调节 PQ 电源型光伏电站无功电压控制装置使 cos 合格(1、5、9 区);若 U 仍越限，按 1、5 区控制策略确保 U 合格。
图 4 为 9 区图示意图
2.3 PV 电源型光伏电站站内无功电压控制策略
2.3.1 控制目标和手段
(1)控制目标
PV 电源型光伏电站接入电网会影响 PCC 电压，导致 PCC 功率因数一般较低。因此功率因数目标值可略微降低。
1 )最优控制目标为 U UU L H 且 0.99 | cos | 1 。 2)次优控制目标为U UU L H 。(2)控制手段 PV 电源型光伏电站无功电压控制手段主要包括调节 SVG 补偿量、调节逆变器交流侧电压和调节主变压器分接头，调节顺序为逆变器优先、其次 SVG、最后变压器。
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2.3.2 控制策略
同图 4，PV 电源型光伏电站无功电压控制策略具体如下。
9 区：U、 cos 均合格，为不动作区(最优控制目标区)。
3、7 区：U 合格，cos 越限，调节 PV 电源型光伏电站无功电压控制装置使 U 和 cos 均合格;若不能，为次优控制目标区。
1、5 区：cos 合格，U 越限，调节 PV 电源型光伏电站无功电压控制装置适当降低 cos ，确保 U 合格(3、7 区)。
2、4、6、8 区：cos 、U 均越限，调节 PV 电源型光伏电站无功电压控制装置使 cos 合格;若 U 仍越限，按 1、5 区控制策略确保 U 合格。
PV 电源型光伏电站无功电压控制策略实施流程图如图 6。
2.4 实施光伏电站无功电压控制策略需注意的问题
1)PQ 电源型光伏电站，若改变逆变器功率因数，使逆变器发出的无功抵消光伏电站内部系统无功损耗，则不需要再投入 SVG 进行无功补偿;PV 电源型光伏电站控制前 PCC 功率因数一般较低，初始测量值主要在 2、3、4、6、7、8 区。
2)PQ 电源型光伏电站调节各逆变器功率因数时采用等功率因数原则，即每个逆变器的功率因数都相等。PV 电源型光伏电站调节各逆变器电压时采用等电压原则，以此减少系统内部环流。
3)PCC 电压和功率因数不能同时满足要求时，适当降低功率因数保证电压合格。该场景一般发生在傍晚用户负荷比较大、光伏电站有功出力又很小的时候。
3 算例分析
3.1 仿真系统
以图 7 三机-十节点系统为例，使用 PSASP 软件搭建光伏电站并网模型。该仿真系统说明如下。
1) Bus11 为光伏电站 POI 母线，Bus3 为光伏电站 PCC 母线。母线 Bus3 以上部分为外部电网接线， Z3 为变电站负荷端，外部电网各元件参数主要参见文献[14]。Bus3 以下部分为并网光伏电站内部系统结构。g1～g20 为光伏电站 20 个相同的发电单元，光伏电站有功出力随时间变化特性参见文献[15]。 t1～t20 为逆变器交流出口侧无励磁调压变压器， l1～l20 为光伏电站内部系统汇集线路，T4 为有载调压主变压器，L7 为送出线路，各元件参数参考国内某个大型光伏电站系统元件参数。C2～C5 代表无功值可调的 SVG 装置，容量为 5 Mvar。
2)仿真时间为 7:00 到 18:00，光伏电站有功出力和负荷大小每小时改变一次。
3) 通过 35～110 kV 电压等级接入公共电网的光伏电站，其 PCC 电压偏差为相应系统标称电压的 -3%～+7%。
3.2 仿真结果分析光伏电站并网对 PCC 电压的影响如图 8。按照本文提出的的光伏电站无功电压控制策略，PCC 无功电压控制前后电压和功率因数曲线分别如图 9 和图 10。
从图 8 可以看出，PQ 电源型光伏电站并网对 PCC 电压有小幅度的提升作用。PV 电源型光伏电站并网对 PCC 电压可以有较大幅度的提升作用。
从图 9 可以看出，对于 PQ 电源型光伏电站，采用无功电压控制策略前，PCC 电压在 9、10、16、 17 和 18 时刻偏低;通过 SVG 补偿或者降低逆变器功率因数大部分时刻为 0.99(17 和 18 时刻除外)进行无功电压控制后，PCC 电压在白天时刻均合格。对于 PV 电源型光伏电站，采用无功电压控制策略前后，白天各时刻 PCC 电压均在正常范围内，采用无功电压控制策略后由于提高了 PCC 功率因数导致其电压有明显的下降但均合格。
从图 10 可以看出，对于 PQ 电源型光伏电站，采用无功电压控制策略前，PCC 功率因数在 10、11、 12、13 和 14 时刻均为-0.99;进行无功电压控制后， PCC 功率因数只有在 17 和 18 时刻偏低，其余时刻功率因数全为 1，原因为 17 时刻光伏有功出力很小且变电站负荷功率又较大，PCC 电压和功率因数不能同时满足控制目标要求时，选择降低 PCC 功率因数使其电压满足目标值。图 10 中选择改变逆变器功率因数(由 1 变为 0.85)，PCC 电压值为 106.7 kV。若选择改变 SVG 补偿容量(容性 3 Mvar)，电压也可变为 106.7 kV。18 时刻由于光伏电站有功出力太小(1 MW)，功率因数控制没有实际意义。对于 PV 电源型光伏电站，采用无功电压控制策略前，PCC 功率因数在白天各时刻均较低，进行无功电压控制后，PCC 功率因数同样只有在 17 和 18 时刻偏低，其余时刻功率因数均满足0.99 | cos | 1 。图 10 中选择调节逆变器电压(全部由 0.4 kV 变为 0.43 kV)， 17 时刻电压值为 106.8 kV。若选择减少 SVG 补偿量(投入 4 组，每组 4.5 Mvar)或调节主变分接头(由 0 档调为-1 档)，17 时刻电压分别为 106.8 kV 或 106.7 kV 均合格。
4 结论
本文根据 PCC 无功电压控制目标，针对 PQ 电源型和 PV 电源型光伏电站提出了不同的无功电压控制策略，搭建了光伏电站有功出力和负荷均变化的动态光伏电站并网仿真模型。算例表明：1)光伏电站内部线路、变压器损耗会影响 PCC 处电压和功率因数，在进行光伏电站无功电压控制分析时不能忽略;2)从装置充分利用的角度考虑，SVG、逆变器、主变压器应综合投入使用，其中优先调节逆变器;3)本文所提策略可以控制 PCC 电压合格、功率因数接近 1，在大型并网光伏电站无功电压控制研究中具有可行性和参考意义。——论文作者：葛 虎1 ，毕 锐1 ，徐志成1 ，丁 明1 ，任轲轲2
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