大型光伏電站并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略

楊明， 周林， 杜瀟， 韋延方， 李斌

(1.河南理工大學(xué) 電氣工程與自動化學(xué)院，河南 焦作 454000；2.重慶大學(xué) 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點實驗室，重慶 400044)

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大型光伏電站并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略

楊明1， 周林2， 杜瀟2， 韋延方1， 李斌2

(1.河南理工大學(xué) 電氣工程與自動化學(xué)院，河南 焦作 454000；2.重慶大學(xué) 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點實驗室，重慶 400044)

隨著大型光伏電站裝機(jī)容量的不斷增加，光伏發(fā)電單元本身的光照強(qiáng)度、溫度變化等都會引起并網(wǎng)電壓波動甚至越限，大型光伏電站必須參與調(diào)壓控制，必要時給電網(wǎng)提供緊急無功支撐。針對該問題，首先以某40MWp光伏發(fā)電項目為例，對線路阻抗引起的電壓波動和偏差進(jìn)行了量化分析，理論分析表明：隨著有功輸出的進(jìn)一步增加，線路電抗的影響要大于線路電阻的影響，并網(wǎng)電壓的幅值逐漸減小。在此基礎(chǔ)上，通過對并網(wǎng)逆變器在不同控制方式下無功容量及其無功補(bǔ)償局限性的分析，提出了適用于大型光伏電站的并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略，并對具體實現(xiàn)方式、無功分配方案、光伏發(fā)電單元無功優(yōu)化等問題進(jìn)行了深入分析。最后，通過算例仿真驗證了所提無功與電壓控制策略的正確性和可行性。

大型光伏電站；線路阻抗；電壓偏差；并網(wǎng)逆變器；無功與電壓控制

0 引 言

隨著系統(tǒng)成本的持續(xù)降低和發(fā)電效率的不斷提高，建設(shè)大型光伏電站是大規(guī)模利用太陽能的有效方式[1-2]。不同于小容量光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，很多大型光伏電站建立在遠(yuǎn)離負(fù)荷中心、光照資源豐富的荒漠地區(qū)，且光伏電站連接的地區(qū)電網(wǎng)多處于偏遠(yuǎn)地區(qū)，負(fù)荷比較分散，地區(qū)電網(wǎng)輸電線路較長，電網(wǎng)相對薄弱[3-4]。光伏發(fā)電系統(tǒng)本身的光照強(qiáng)度、溫度變化等都會引起并網(wǎng)電壓波動甚至越限，大型光伏電站必須參與調(diào)壓控制，必要時給電網(wǎng)提供緊急無功支撐[5]。

目前解決電網(wǎng)電壓越限的方法主要有：定功率控制、利用儲能系統(tǒng)、無功補(bǔ)償裝置、并網(wǎng)逆變器無功功率控制[6-10]。但國內(nèi)對光伏并網(wǎng)的研究主要集中在單位功率因數(shù)并網(wǎng)[11]。對光伏逆變器的無功控制主要是針對電網(wǎng)末梢負(fù)載的無功補(bǔ)償，通過檢測負(fù)載無功電流作為無功指令值進(jìn)行補(bǔ)償，適用于對負(fù)載的無功補(bǔ)償，并不適合光伏系統(tǒng)的無功獨立控制[12-13]。

對于分布式光伏發(fā)電，由于系統(tǒng)存在多個饋線節(jié)點，當(dāng)光伏系統(tǒng)接入電網(wǎng)時，改變了線路潮流方向，又因為經(jīng)線路輸送功率時，沿線路的電壓分布始端高于末端。對于整個分布式光伏系統(tǒng)，饋線末端電壓變?yōu)槭级穗妷?，因此，饋線末端電壓抬高量最大。針對該問題，文獻(xiàn)[14]在分布式光伏發(fā)電背景下提出了四種逆變器無功控制策略：恒無功功率Q控制、恒功率因數(shù)cosφ控制、基于光伏有功出力的cosφ(P)控制及基于并網(wǎng)點電壓幅值的Q(U)控制策略。此外，文獻(xiàn)[15]提出了一種基于并網(wǎng)點電壓幅值與光伏有功出力的Q(U,P)控制策略，并與文獻(xiàn)[14]提出的幾種無功控制策略進(jìn)行了對比分析。

不同于分布式光伏發(fā)電，大型光伏電站通常由多組光伏發(fā)電單元組成，每組光伏發(fā)電單元分別通過升壓變壓器匯入送端配電站，然后以相應(yīng)的電壓等級實現(xiàn)遠(yuǎn)距離高壓交流輸電[16]。大型光伏電站對電網(wǎng)電壓影響程度的大小主要取決于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度和光伏電站容量的大小。目前，大型光伏電站無功與電壓控制研究較少，文獻(xiàn)[17]提出在光伏電站送端配電站低壓側(cè)裝設(shè)靜止無功補(bǔ)償器動態(tài)供給無功功率，提高了光伏電站電壓穩(wěn)定性，但大容量的無功補(bǔ)償裝置會增大系統(tǒng)成本。文獻(xiàn)[18]提出利用光伏逆變器本身的無功輸出能力向電網(wǎng)提供無功功率，但光伏逆變器在滿發(fā)狀態(tài)下無功容量受限。

由上述分析可見，目前無功與電壓控制問題的研究主要集中在分布式光伏發(fā)電等領(lǐng)域，而關(guān)于大型光伏電站無功與電壓控制問題的研究甚少。因此，針對目前國內(nèi)大型光伏電站的無功補(bǔ)償裝置建設(shè)落后或不具備無功補(bǔ)償要求的現(xiàn)狀，研究適用于大型光伏電站的無功與電壓控制策略具有十分重要的現(xiàn)實意義。鑒于此，論文以國電蒙電某40MWp光伏發(fā)電項目為例，提出了適用于大型光伏電站的無功與電壓控制策略，并進(jìn)行了相應(yīng)的仿真驗證。

1 大型光伏電站的基本原理

1.1 大型光伏電站拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

以國電蒙電某40MWp光伏發(fā)電項目為例，大型光伏電站的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。

圖中，ug表示光伏電站中并網(wǎng)逆變器實際的并網(wǎng)點電壓，u1pcc和u2pcc分別表示送端配電站低壓側(cè)和高壓側(cè)并網(wǎng)公共點電壓(point of common coupling,PCC)。u1和u2分別表示受端配電站低壓側(cè)和高壓側(cè)電壓。

從圖中可以看出，光伏電站由多組光伏發(fā)電單元組成，每組光伏發(fā)電單元分別通過各自的0.27 kV/10 kV升壓變壓器匯入10 kV/110 kV升壓配電站，然后以110 kV電壓等級實現(xiàn)遠(yuǎn)距離高壓交流輸電。每組光伏發(fā)電單元由兩臺500 kW并網(wǎng)逆變器組成。同時，每組光伏發(fā)電單元中光伏陣列分別通過直流側(cè)電容連接各自的并網(wǎng)逆變器，然后再通過各自的LCL濾波器接入并網(wǎng)公共點，彼此之間僅共用并網(wǎng)公共點，避免了系統(tǒng)之間產(chǎn)生環(huán)流。此外，每臺并網(wǎng)逆變器分別采用相同的結(jié)構(gòu)、參數(shù)和控制策略，當(dāng)一臺并網(wǎng)逆變器出現(xiàn)故障時，不影響剩余各組的工作，便于對各組進(jìn)行獨立控制。對于一個額定功率P=40MWp的大型光伏電站，當(dāng)單臺并網(wǎng)逆變器的額定功率P1=500 kW時，所需要的并網(wǎng)逆變器總臺數(shù)即為

(1)

圖1 大型光伏電站拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意Fig.1 Block diagram of large-scale photovoltaic power plants

1.2 并網(wǎng)逆變器控制系統(tǒng)

針對三相LCL濾波的并網(wǎng)逆變器，或者通過間接控制逆變器輸出側(cè)電流，或者通過直接控制并網(wǎng)側(cè)電流實現(xiàn)并網(wǎng)控制。由于大型光伏電站中每臺并網(wǎng)逆變器分別采用相同的結(jié)構(gòu)、參數(shù)和控制策略，因此，如果采用并網(wǎng)側(cè)電流直接控制，電容電流有源阻尼策略時，完整的控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 并網(wǎng)逆變器控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意Fig.2 Block diagram of the control system for three-phase grid-connected LCL inverter

圖中，udc和idc分別表示光伏陣列的輸出電壓和電流，udcref表示光伏陣列最大功率點參考電壓，idqref和i2αβref分別表示并網(wǎng)電流直流參考量和交流參考量，i2αβ表示實際的并網(wǎng)側(cè)電流，kd表示電容電流有源阻尼因子，θ表示鎖相環(huán)SRF-PLL(synchronous reference frame phase-locked loop)檢測出的并網(wǎng)電壓相位角。

控制系統(tǒng)由直流側(cè)最大功率點跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)，電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)三部分組成。并網(wǎng)逆變器通常運(yùn)行在單位功率因數(shù)(iqref=0)，當(dāng)大型光伏電站需要無功功率輸出時，可通過調(diào)節(jié)并網(wǎng)逆變器iqref的大小輸送無功功率。此外，亦可以通過調(diào)節(jié)并網(wǎng)逆變器Qref的大小輸送無功功率，具體實現(xiàn)方式可參考文獻(xiàn)[19]。

2 并網(wǎng)電壓穩(wěn)定性分析

2.1 有功輸出變化對并網(wǎng)電壓影響量化分析

如果對圖1所示的大型光伏電站拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意圖進(jìn)行簡化，那么大型光伏電站中有功和無功功率匯入電網(wǎng)示意圖可簡化為圖3所示。

圖3 有功和無功功率匯入電網(wǎng)簡化示意Fig.3 Simplified flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

圖中，P1+jQ1表示光伏發(fā)電單元1中并網(wǎng)逆變器輸出的有功和無功功率，Pn+jQn表示光伏發(fā)電單元n中并網(wǎng)逆變器輸出的有功和無功功率，I表示光伏電站最終并入電網(wǎng)的電流，P+jQ表示光伏電站最終并入電網(wǎng)的有功和無功功率，R+jX表示電網(wǎng)傳輸線等合成的線路阻抗，

下面分析有功輸出變化對并網(wǎng)電壓穩(wěn)定性的影響，分析過程中可視受端配電站低壓側(cè)電壓u1為一理想電壓源。以電網(wǎng)電壓u1相量為參考，根據(jù)KVL定理，并網(wǎng)公共點電壓upcc和并網(wǎng)電流I、線路阻抗R+jX以及參考電壓u1之間的相量形式為

(2)

當(dāng)光伏電站采用單位功率因數(shù)并網(wǎng)時，并網(wǎng)電流I和并網(wǎng)電壓upcc保持同相位，根據(jù)上述相量關(guān)系可得如圖4所示的相量圖。圖中，upcc1、I1、θ1分別為有功輸出為某一定值時的PCC電壓、并網(wǎng)電流和PCC電壓超前電網(wǎng)電壓u1相位角；upcc2、I2、θ2分別為有功輸出增加時的PCC電壓、并網(wǎng)電流和PCC電壓超前電網(wǎng)電壓u1相位角。

圖4 有功輸出變化對并網(wǎng)電壓影響相量圖Fig.4 Phase diagram of grid voltage when the output active power changes

圖4(a)所示為有功輸出增加時線路電阻R引起的電壓偏差，由圖4(a)可見，當(dāng)線路阻抗僅為電阻R時，并網(wǎng)電壓upcc的幅值隨著有功輸出P的增加而增加，并網(wǎng)電壓upcc的相位和電網(wǎng)電壓u1相位保持一致。圖4(b)所示為有功輸出增加時線路電抗X引起的電壓偏差，由圖4(b)可見，當(dāng)線路阻抗僅為電抗X時，由于系統(tǒng)呈感性，并網(wǎng)電壓upcc的相位總是超前電網(wǎng)電壓u1的相位，并網(wǎng)電壓upcc的幅值隨著有功輸出P的增加而減小，而且隨著有功輸出P的增加，并網(wǎng)電壓的相位進(jìn)一步超前電網(wǎng)電壓u1的相位。此外，當(dāng)線路阻抗為R+jX時，結(jié)合圖4(a)和圖4(b)可以看出，由于線路電抗能夠?qū)е虏⒕W(wǎng)電壓相位逐漸超前電網(wǎng)電壓相位，因此，在一定程度上，隨著有功輸出的增加，線路電抗X的影響要大于線路電阻R的影響。即隨著有功輸出的進(jìn)一步增加，并網(wǎng)電壓的幅值逐漸減小。

依據(jù)上述分析，由于線路阻抗因素存在，有功輸出增加將導(dǎo)致并網(wǎng)電壓幅值降低甚至越限，降低了并網(wǎng)電壓穩(wěn)定性，因此大型光伏電站在輸送有功功率的同時，需要輸送一定的無功功率來抑制有功輸出變化導(dǎo)致的并網(wǎng)電壓幅值波動甚至越限問題。

2.2 并網(wǎng)逆變器無功容量及無功補(bǔ)償局限性

設(shè)每臺并網(wǎng)逆變器的額定功率為Pjmax，每臺并網(wǎng)逆變器輸出的有功功率為Pj，其發(fā)出(感性)或吸收(容性)的無功容量可表示為(以發(fā)出無功功率為正)

(3)

式中，Qjmax和Qjmin分別為第j臺并網(wǎng)逆變器的感性和容性無功容量。

如果并網(wǎng)逆變器采用恒功率因數(shù)控制，當(dāng)并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)λ在λmin≤λ≤λmax范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)時，結(jié)合式(3)可知，并網(wǎng)逆變器的無功容量為

(4)

如果并網(wǎng)逆變器采用恒無功功率控制，當(dāng)并網(wǎng)逆變器的無功給定為Qdj時，其無功容量應(yīng)滿足如下要求

(5)

對于有n臺并網(wǎng)逆變器組成的大型光伏電站，其總的無功容量為

(6)

式(3)、式(4)和式(5)可控制并網(wǎng)逆變器在采用相應(yīng)的控制方式時無功容量不越限，使并網(wǎng)逆變器的無功輸出限定在允許范圍內(nèi)。

但實際上由于并網(wǎng)逆變器自身額定功率即視在功率的限制，并網(wǎng)逆變器有功輸出的增加必然導(dǎo)致無功容量的降低。此外，由前述分析可知，為了穩(wěn)定并網(wǎng)電壓不越限，在一定程度上，光伏電站所需的無功功率是隨著有功輸出的增加而增加的，當(dāng)光伏電站在光照強(qiáng)度最大輻射條件下，并網(wǎng)逆變器的無功輸出能力受到限制。因此，大型光伏電站的無功補(bǔ)償與電壓調(diào)節(jié)必然是并網(wǎng)逆變器和無功補(bǔ)償裝置之間的協(xié)調(diào)控制。

3 無功與電壓協(xié)調(diào)控制策略的研究

3.1 光伏發(fā)電站無功補(bǔ)償最新規(guī)定

由中國電力科學(xué)研究院、國網(wǎng)電力科學(xué)研究院于2012年12月31日發(fā)布的標(biāo)準(zhǔn)號為GB/T 29321-2012的光伏發(fā)電站無功補(bǔ)償技術(shù)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)中，對光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)等級、允許電壓偏差、無功電源、電壓調(diào)節(jié)方式等進(jìn)行了相應(yīng)規(guī)定。仍以圖1所示的國電蒙電40MWp光伏發(fā)電項目為例，關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)如表1所示。

通過表1可以看出，大型光伏電站應(yīng)根據(jù)接入公共電網(wǎng)的電壓等級使并網(wǎng)點電壓偏差限定在允許范圍內(nèi)。為了便于集中補(bǔ)償，光伏電站中無功補(bǔ)償裝置通常集中配置在送端配電站低壓側(cè)，鑒于靜止無功發(fā)生器SVG在無功補(bǔ)償中的動態(tài)無功調(diào)節(jié)能力，下面僅以SVG代替無功補(bǔ)償裝置進(jìn)行分析與設(shè)計。

表1 光伏發(fā)電站無功補(bǔ)償關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)

3.2 具體實現(xiàn)方式

借鑒電力系統(tǒng)無功補(bǔ)償與電壓控制的基本思想，提出了適用于大型光伏電站的并網(wǎng)逆變器無功與電壓協(xié)調(diào)控制策略。由于并網(wǎng)逆變器和SVG可分別通過調(diào)節(jié)無功功率參考量Qref和無功電流參考量iqref實現(xiàn)無功輸出，因此具體實現(xiàn)方式分別如圖5(a)和5(b)所示。

圖5 無功與電壓協(xié)調(diào)控制策略的具體實現(xiàn)方式Fig.5 Framework of the reactive power and voltage in photovoltaic power plants

圖中，uref和upcc分別表示電壓控制點參考電壓和實時檢測的電壓，Q0和iq0分別表示無功功率和無功電流初始參考量，Qref和iqref分別表示無功功率和無功電流參考量，ki分別表示光伏發(fā)電單元i(i=1, 2, …,n)的無功優(yōu)化系數(shù)，Qsmax和Qsmin分別表示SVG單元的感性和容性無功容量，Qimax和Qimin分別表示光伏發(fā)電單元i的感性和容性無功容量，并且各光伏發(fā)電單元的無功容量可表示為

(7)

式中，Qi1max和Qi1min分別表示光伏發(fā)電單元i中并網(wǎng)逆變器1的感性和容性無功容量，Qi2max和Qi2min分別表示光伏發(fā)電單元i中并網(wǎng)逆變器2的感性和容性無功容量。

協(xié)調(diào)控制策略由電壓參考環(huán)節(jié)、無功整定環(huán)節(jié)和無功分配環(huán)節(jié)組成。電壓參考環(huán)節(jié)實時給定電壓控制點參考電壓uref，無功整定環(huán)節(jié)通過比較電壓控制點實際電壓與參考電壓得到電壓偏差，再通過PI控制器自動獲取維持電壓控制點電壓所需的無功參考量Qref或iqref，無功分配環(huán)節(jié)自動在SVG和各光伏發(fā)電單元之間進(jìn)行無功分配。

無功整定環(huán)節(jié)直接決定電壓控制點實際電壓與無功參考量之間的關(guān)系，可近似表示為一線性函數(shù)關(guān)系[20]。其中PI控制器傳遞函數(shù)可采用如下形式

(8)

參數(shù)ω1、ω2的選取僅和系統(tǒng)的相位裕度有關(guān)，參數(shù)kPI的選取要結(jié)合電壓/無功靜態(tài)線性有差調(diào)節(jié)特性以及大型光伏電站接入地區(qū)的電壓無功具體情況整定得到。

(9)

此外，無功整定環(huán)節(jié)亦可以通過基于并網(wǎng)點電壓幅值的Q(U)控制策略來近似獲取維持電壓控制點電壓所需的無功參考量Qref，具體實現(xiàn)方式如式(9)和圖6所示。

式中，u1、u2、u3、u4分別等于0.95uref、0.98uref、1.02uref和1.05uref。

圖6 Q(U)控制策略實現(xiàn)方式示意Fig.6 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

圖中，Qmax主要依據(jù)光伏電站的實際運(yùn)行狀況通過電網(wǎng)調(diào)度中心實時提供，當(dāng)upcc>1.02uref或upcc<0.98uref時，光伏電站開始吸收或發(fā)出無功功率，當(dāng)upcc>1.05uref或upcc<0.95uref時，光伏電站應(yīng)根據(jù)自身容量最大限度的吸收或發(fā)出無功功率以維持電壓在要求的范圍內(nèi)。

3.3 無功分配方案

為了減小光伏發(fā)電單元中并網(wǎng)逆變器的功率損耗，在無功分配中應(yīng)優(yōu)先考慮SVG，進(jìn)而考慮并網(wǎng)逆變器。

如果并網(wǎng)逆變器和SVG采用無功功率參考形式輸出無功，結(jié)合圖5(a)所示，當(dāng)無功整定環(huán)節(jié)自動獲取的無功功率參考量Qsmin

(10)

相當(dāng)于無功補(bǔ)償要求完全由SVG承擔(dān)，各光伏發(fā)電單元以單位功率因數(shù)形式并網(wǎng)發(fā)電。

當(dāng)無功整定環(huán)節(jié)自動獲取的無功功率參考量Qref>Qsmax或者Qref

(11)

相當(dāng)于無功補(bǔ)償要求由SVG和各光伏發(fā)電單元共同承擔(dān)，SVG以最大無功要求輸出無功，各光伏發(fā)電單元分擔(dān)剩余無功。

在確定各光伏發(fā)電單元無功整定量Qiref的基礎(chǔ)上，對于各光伏發(fā)電單元中的并網(wǎng)逆變器采用等比例分配方式即可，相當(dāng)于

(12)

如果并網(wǎng)逆變器和SVG采用無功電流參考輸出無功，那么將其各自的感性和容性無功容量以及各光伏發(fā)電單元的感性和容性無功容量折算成無功電流形式即可，具體分配方案同上，此處不再累述。

此外，考慮到單臺SVG的容量上限，SVG單元可由多臺SVG并聯(lián)組成，對于SVG并聯(lián)情況，采用式(12)所示的等比例分配方式即可。

3.4 光伏發(fā)電單元無功優(yōu)化

由于大型光伏電站額定功率較大，考慮到大型光伏電站所占面積、區(qū)域地形等現(xiàn)實因素，大型光伏電站中每組光伏發(fā)電單元不可能以等距離方式接入送端配電站，圖7所示為一種考慮實際情況時的各光伏發(fā)電單元接入電網(wǎng)示意圖。

圖7中，光伏發(fā)電單元1到光伏發(fā)電單元n分別由遠(yuǎn)到近接入送端配電站。ug1、ugn分別表示光伏發(fā)電單元1和光伏發(fā)電單元n中并網(wǎng)逆變器實際的并網(wǎng)點電壓，R1+jX1表示光伏發(fā)電單元1到光伏發(fā)電單元2節(jié)點之間電網(wǎng)傳輸線等合成的線路阻抗，Rn+jXn表示光伏發(fā)電單元n到送端配電站低壓側(cè)之間電網(wǎng)傳輸線等合成的線路阻抗。

圖7 各光伏發(fā)電單元接入電網(wǎng)示意圖Fig.7 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

此時，如果以等無功功率分配給各光伏發(fā)電單元，那么，光伏發(fā)電單元1引起的線路損耗要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于光伏發(fā)電單元n引起的線路損耗。因此，考慮到光伏發(fā)電單元接入距離和線路損耗因素，必須考慮大型光伏電站中各光伏發(fā)電單元之間的無功優(yōu)化問題。

1)按光伏發(fā)電單元接入距離由近到遠(yuǎn)逐次分配

如圖7所示，由于光伏發(fā)電單元n距離送端配電站最近，因此，在光伏發(fā)電單元無功分配中，如果優(yōu)先考慮光伏發(fā)電單元n，進(jìn)而考慮光伏發(fā)電單元n-1，最后再將剩余無功分配給光伏發(fā)電單元1，在理想情況下，該方案可以實現(xiàn)整個光伏電站的無功損耗最小。但是光伏發(fā)電單元1中并網(wǎng)逆變器大部分時間需要滿負(fù)荷運(yùn)行，光伏發(fā)電單元2到n中并網(wǎng)逆變器逐漸次之。

2)按光伏發(fā)電單元無功裕度等比例分配

為了保證各光伏發(fā)電單元中并網(wǎng)逆變器留有相同的無功裕度，防止某臺并網(wǎng)逆變器無功出力越限，并引起其它并網(wǎng)逆變器鏈?zhǔn)椒磻?yīng)，其原理為

(13)

相當(dāng)于無功優(yōu)化系數(shù)ki為

(14)

式中，由于Qimax=∣Qimin∣，因此在等比例分配中無需考慮相應(yīng)的正負(fù)號問題。

3)按光伏發(fā)電單元無功線路損耗優(yōu)化分配

由于在無功分配環(huán)節(jié)中增加了無功優(yōu)化系數(shù)ki，因此通過合理的設(shè)定無功優(yōu)化系數(shù)ki，便可實現(xiàn)無功補(bǔ)償在各光伏發(fā)電單元之間的優(yōu)化問題。根據(jù)圖7所示的各光伏發(fā)電單元接入電網(wǎng)示意圖，其無功優(yōu)化系數(shù)應(yīng)滿足如下條件

k1

(15)

即光伏發(fā)電單元接入電網(wǎng)的距離越遠(yuǎn)，其無功優(yōu)化系數(shù)ki應(yīng)越小，下面對無功優(yōu)化系數(shù)ki的設(shè)計依據(jù)做進(jìn)一步分析。

由于線路電抗Xi的存在并不會因為無功輸出而產(chǎn)生有功損耗，因此，線路電阻Ri的存在是光伏電站產(chǎn)生有功損耗的主要因素、令r1、rn表示光伏發(fā)電單元1、光伏發(fā)電單元n到送端配電站低壓側(cè)之間電網(wǎng)傳輸線等合成的線路電阻，那么，r1、rn和圖7中所示的R1、Rn之間存在如下關(guān)系

(16)

此時，整個光伏電站中各光伏發(fā)電單元因無功輸出和線路電阻所產(chǎn)生的有功損耗可表示為

(17)

其中，Qiref存在如下等式約束

∑Qiref=Q。

(18)

根據(jù)拉格朗日函數(shù)法有

C=∑ΔP+λ(∑Qiref-Q)。

(19)

求C最小應(yīng)滿足如下關(guān)系

(20)

根據(jù)式(20)可推導(dǎo)出

Q1refr1=Q2refr2=…=Qnrefrn。

(21)

此外，根據(jù)式(11)可知，當(dāng)各光伏發(fā)電單元通過無功優(yōu)化系數(shù)ki分擔(dān)剩余無功時有

(22)

聯(lián)立式(21)和式(22)可得無功優(yōu)化系數(shù)ki如式(23)所示。利用式(23)所求得的無功優(yōu)化系數(shù)可以優(yōu)化各光伏發(fā)電單元之間的無功分配，降低光伏電站內(nèi)部因無功分配不合理而產(chǎn)生的額外有功損耗。

(23)

但是，由于大型光伏電站中各光伏發(fā)電單元接入方式以及線路參數(shù)的不確定性，其無功優(yōu)化系數(shù)應(yīng)結(jié)合實際情況進(jìn)行具體計算。

4 算例仿真

4.1 算例說明

為驗證提出的大型光伏電站無功與電壓控制策略的正確性和可行性，采用Matlab/SIMULINK仿真軟件搭建了如圖8所示的光伏電站仿真模型。

圖8 光伏電站仿真模型Fig.8 Simulation model of the photovoltaic power plant

光伏電站仿真模型由兩組1 MW光伏發(fā)電單元和SVG組成，并網(wǎng)逆變器采用圖2所示的控制方案，電壓控制點選取為升壓變壓器低壓側(cè)10 kV母線電壓。變壓器(T1～T5)模型參數(shù)以及線路(L1、L2、L3)阻抗參數(shù)分別如表2和3所示。

表2 線路參數(shù)

表3 變壓器參數(shù)

根據(jù)上述給定的升降壓變壓器模型參數(shù)以及輸電線路參數(shù)，通過近似計算并通過仿真驗證，在光伏并網(wǎng)逆變器額定功率運(yùn)行條件下，整個光伏電站維持低壓側(cè)10kV母線電壓恒定所需的感性無功容量Qtotalmax≈850 kVar?？紤]到并網(wǎng)逆變器的無功裕量，SVG無功容量給定為Qsmax=500 kVar。此外，光伏發(fā)電單元無功優(yōu)化系數(shù)給定為k1=0.4，k2=0.6。下面分別從光照強(qiáng)度漸變和光照強(qiáng)度突變兩個角度進(jìn)行驗證。

4.2 光照強(qiáng)度漸變時

為了更好地驗證圖8所示的光伏電站仿真模型中無功與電壓變化情況，圖9(a)依據(jù)實際測試數(shù)據(jù)繪制了某晴天中光照強(qiáng)度從9：30～17:30的漸變曲線(對應(yīng)圖9(a)中5～50s)，圖9(b)所示為對應(yīng)的單臺500 kW并網(wǎng)逆變器輸出功率實測曲線。

圖9 光照強(qiáng)度漸變曲線及對應(yīng)的逆變器輸出功率曲線Fig.9 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

從圖9中可以看出，光照強(qiáng)度在13:00～14:00之間達(dá)到峰值，而并網(wǎng)逆變器的輸出功率亦在這一時間段達(dá)到峰值。光伏電站仿真模型中無功與電壓控制相關(guān)仿真結(jié)果如圖10所示。

圖10 光照強(qiáng)度漸變時相關(guān)仿真結(jié)果Fig.10 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

圖10(a)為B10母線電壓波動曲線，圖10(b)為無功參考Qref變化曲線，圖10(c)為按光伏發(fā)電單元無功裕度采用等比例分配時各光伏發(fā)電單元以及SVG的無功給定曲線，圖10(d)為按光伏發(fā)電單元無功線路損耗優(yōu)化分配時各光伏發(fā)電單元以及SVG的無功給定曲線。從圖中可以看出，當(dāng)采用無功與電壓控制策略時，B10母線能夠很好地穩(wěn)定在1.0 pu附近，而未采用無功與電壓控制時，B10母線在13：00附近跌落達(dá)到0.87 pu左右。此外，根據(jù)無功參考Qref變化曲線可以看出，無功參考Qref隨著有功輸出的變化而正向改變，無功參考Qref亦在13：00附近達(dá)到最大值740 kVar，同時，對比圖10(c)和10(d)可以看出，由于光伏發(fā)電單元1到送端配電站的距離遠(yuǎn)于光伏發(fā)電單元2，按光伏發(fā)電單元無功線路損耗優(yōu)化分配時，整個光伏電站能夠盡可能的降低因無功分配不合理而導(dǎo)致的有功損耗。

4.3 光照強(qiáng)度突變時

為了進(jìn)一步驗證提出的并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略的正確性和可行性，圖11和圖12給出了光照強(qiáng)度突變時的無功與電壓變化情況。

圖11(a)和(b)分別為光照強(qiáng)度突變曲線及對應(yīng)的并網(wǎng)逆變器輸出功率曲線。光伏電站仿真模型中無功與電壓控制相關(guān)仿真結(jié)果如圖12所示。

圖11 光照強(qiáng)度突變曲線及對應(yīng)的逆變器輸出功率曲線Fig.11 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

圖12(a)為B10母線電壓波動曲線，圖12(b)為無功參考Qref變化曲線，圖12(c)為按光伏發(fā)電單元無功裕度采用等比例分配時各光伏發(fā)電單元以及SVG的無功給定曲線，圖12(d)為按光伏發(fā)電單元無功線路損耗優(yōu)化分配時各光伏發(fā)電單元以及SVG的無功給定曲線。

圖12 光照強(qiáng)度突變時相關(guān)仿真結(jié)果Fig.12 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

從圖中可以看出，當(dāng)采用無功與電壓控制策略時，B10母線經(jīng)過短暫的過沖能夠很好地穩(wěn)定在1.0 pu附近，而未采用無功與電壓控制時，B10母線跌落達(dá)到0.87 pu左右。此外，根據(jù)無功參考Qref變化曲線可以看出，無功參考Qref在光照突增后急劇增加，無功參考Qref在4 s后達(dá)到穩(wěn)定值，同時，對比圖12(c)和12(d)亦可以看出，由于光伏發(fā)電單元1到送端配電站的距離遠(yuǎn)于光伏發(fā)電單元2，按光伏發(fā)電單元無功線路損耗優(yōu)化分配時，整個光伏電站能夠盡可能的降低因無功分配不合理而導(dǎo)致的有功損耗。

上述仿真結(jié)果很好驗證了所提大型光伏并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略的正確性和可行性。

5 結(jié) 論

通過對大型光伏電站并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略的研究，得出如下結(jié)論：

1)在一定程度上，線路電抗的影響要大于線路電阻的影響，即隨著有功輸出的進(jìn)一步增加，并網(wǎng)電壓的幅值逐漸減小。大型光伏電站在輸送有功功率的同時需要輸送相應(yīng)的無功功率來抑制由于有功輸出變化導(dǎo)致的并網(wǎng)電壓波動甚至越限問題。

2)由于并網(wǎng)逆變器自身額定功率即視在功率的限制，大型光伏電站的無功與電壓控制必然是并網(wǎng)逆變器和無功補(bǔ)償裝置之間的協(xié)調(diào)控制。為了降低線路損耗，在無功分配中應(yīng)優(yōu)先考慮無功補(bǔ)償裝置，進(jìn)而考慮并網(wǎng)逆變器。

3)所提大型光伏電站并網(wǎng)逆變器無功與電壓控制策略，能夠很好的協(xié)調(diào)SVG單元和各光伏發(fā)電單元之間的無功輸出。

下一步工作：

1)為降低線路損耗，進(jìn)一步研究各光伏發(fā)電單元接入方式，給出無功優(yōu)化系數(shù)的具體計算方式。

2)電壓參考優(yōu)化設(shè)計，防止電網(wǎng)故障恢復(fù)時由于無功輸出不能突降引起的并網(wǎng)電壓過沖問題。

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(編輯：劉素菊)

Reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plants

YANG Ming1, ZHOU Lin2, DU Xiao2, WEI Yan-fang1， LI Bin2

(1.School of Electrical Engineering & Automation, Henan Polytechnic University, Jiaozuo 454000, China;2.State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology,Chongqing University, Chongqing 400044, China)

To solve the problem of reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plant,the influence of active output changes on the grid voltage stability was firstly analyzed.Then the voltage fluctuation and the deviation caused by line impedance were analyzed in detail. Taking an example of the standard of GB/T 29321-2012 of the photovoltaic power plants reactive compensation technology specification, the voltage deviation, reactive power,control mode of grid-connected inverter, voltage regulation and the voltage regulation priority were regulated. In addition, reactive power capacity of grid-connected inverter under different control modes was determired,and the reactive power capacity relationship between large scale photovoltaic power plants and SVG was analyzed. On this basis,a reactive power and voltage control strategy for the large scale photovoltaic power plants was proposed.At last,this study is validated by simulation.

large-scale photovoltaic plants; line impedance; voltage deviation; grid-connected inverters; reactive power and voltage control

2014-05-25

國家高技術(shù)研究發(fā)展計劃(863計劃)(2011AA05A301)；河南省高等學(xué)?？刂乒こ讨攸c學(xué)科開放實驗室課題(KG2014-04)；河南省高校基本科研業(yè)務(wù)專項資金(NSFRF140117)；河南理工大學(xué)博士基金(B2016-19)

楊 明(1982—)，男，博士，研究方向為光伏并網(wǎng)發(fā)電技術(shù)、微電網(wǎng)及電能質(zhì)量控制等；

周 林(1961—)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向為新能源發(fā)電理論及應(yīng)用、電能質(zhì)量控制等；

楊 明

10.15938/j.emc.2016.10.010

TM 46

A

1007-449X(2016)10-0070-12

杜 瀟(1992—)，男，碩士研究生，研究方向為新能源并網(wǎng)發(fā)電；

韋延方(1982—)，男，博士，研究方向為大型風(fēng)電場及其新型輸電分析與控制；

李 斌(1987—)，男，博士研究生，研究方向為新能源并網(wǎng)發(fā)電。