基于ETAP的光伏電站并網(wǎng)電能質(zhì)量評(píng)估

陳 麗

(河北省電力勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院，石家莊 050031)

基于ETAP的光伏電站并網(wǎng)電能質(zhì)量評(píng)估

陳 麗

(河北省電力勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院，石家莊 050031)

針對(duì)典型50 MWp光伏電站進(jìn)行分析，通過ETAP電力系統(tǒng)仿真平臺(tái)對(duì)區(qū)域電網(wǎng)及光伏電站進(jìn)行建模，以對(duì)其電能質(zhì)量進(jìn)行評(píng)估,結(jié)果表明，該光伏電站接入電網(wǎng)后，其在PCC點(diǎn)產(chǎn)生的諧波電流，引起的電壓波動(dòng)及閃變、電壓偏差、直流電流分量等關(guān)鍵電能質(zhì)量參數(shù)均滿足相關(guān)規(guī)程要求。

光伏電站;電能質(zhì)量;諧波;電壓波動(dòng);電壓閃變

隨著光伏發(fā)電技術(shù)快速發(fā)展，越來越多的光伏電站并入電網(wǎng)，其電能輸出特性成為影響電網(wǎng)電能質(zhì)量的重要因素。以50 MWp光伏電站為例進(jìn)行電能質(zhì)量評(píng)估。

光伏電站場(chǎng)內(nèi)建設(shè)一座110 kV升壓站，主變規(guī)模1×50 MVA，變比115±8×1.25%/37 kV。光伏電站由50個(gè)發(fā)電系統(tǒng)單元組成，每個(gè)單元容量為1.0 MWp，經(jīng)2臺(tái)500 kW并網(wǎng)逆變器和1臺(tái)1 000 kVA箱式升壓變壓器(0.4/0.4/37 kV)升壓至35 kV，而后經(jīng)5回集電線路匯集至35 kV母線，再升壓至110 kV，通過一回線路T接苑水-馬村110 kV線路并網(wǎng)。

正常運(yùn)行方式下，馬村110 kV變電站由玉林-馬村線路主供，苑水-馬村線路斷開做備用，因此光伏電站T接苑水-馬村線路后，光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)為苑水220 kV站110 kV側(cè)，即苑水220 kV站110 kV側(cè)為本項(xiàng)目與電網(wǎng)的公共連接點(diǎn)(簡(jiǎn)稱“PCC點(diǎn)”)，以下主要考察PCC點(diǎn)的電能質(zhì)量是否滿足要求。

1 光伏電站與電網(wǎng)建模

1.1 ETAP仿真系統(tǒng)簡(jiǎn)介

ETAP12.6.0是當(dāng)前廣泛使用的電力系統(tǒng)分析計(jì)算工具，ETAP用戶可以通過可視化界面建立電網(wǎng)系統(tǒng)。它適用于從單座變電站、電廠到大型電網(wǎng)、電力系統(tǒng)的分析計(jì)算。該軟件集合短路計(jì)算、潮流分析、諧波分析、暫態(tài)穩(wěn)定分析、可靠性分析、繼電保護(hù)配合、發(fā)電機(jī)/電動(dòng)機(jī)起動(dòng)分析等數(shù)十個(gè)模塊于一身，能夠較全面、準(zhǔn)確的對(duì)各類型電廠、變電站進(jìn)行建模。

ETAP提供了一整套電力系統(tǒng)設(shè)備數(shù)據(jù)庫，可以針對(duì)各個(gè)類型電氣設(shè)備的屬性進(jìn)行設(shè)定，例如設(shè)備的額定值、電壓、阻抗、諧波等屬性。電網(wǎng)仿真系統(tǒng)建成后，用戶可以通過理論分析、模擬電站運(yùn)行等手段完成相關(guān)計(jì)算。

以下應(yīng)用ETAP進(jìn)行了諧波、潮流和短路計(jì)算，進(jìn)而對(duì)仿真電網(wǎng)的電能質(zhì)量進(jìn)行評(píng)估。

1.2 光伏電站建模

在ETAP軟件的設(shè)備庫中選擇PV陣列、變壓器、斷路器、母線、電纜等元件，對(duì)以上元件進(jìn)行串聯(lián)，并填寫各參數(shù)。圖1中以4個(gè)單元為例建立光伏電站模型(即4 MWp光伏發(fā)電系統(tǒng))。

圖1 ETAP中光伏電站的模型

光伏電站模型中逆變器可作為諧波電流源參與諧波潮流計(jì)算分析，打開“PV陣列”的屬性頁，在“逆變器編輯器”的“諧波設(shè)備庫”中選擇相應(yīng)的設(shè)備，采用特變電工500 kW光伏逆變器，根據(jù)廠家提供的諧波檢測(cè)報(bào)告，已將其諧波特性加入到了諧波設(shè)備庫。光伏電站周邊電網(wǎng)情況已在ETAP軟件中建模，將光伏電站接入苑水220 kV站模塊。

2 光伏電站諧波計(jì)算

2.1 諧波限值計(jì)算

2.1.1 計(jì)算依據(jù)

GB/T 1459-1993《電能質(zhì)量：公用電網(wǎng)諧波》[1]規(guī)定了基準(zhǔn)短路容量下的諧波電流允許值，而PCC點(diǎn)的實(shí)際短路容量與假定的基準(zhǔn)短路容量會(huì)有所不同，需要利用公式Ih=(Sk/Sj)Ihp進(jìn)行轉(zhuǎn)換。另外，PCC點(diǎn)的單個(gè)用戶向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值應(yīng)按此用戶在該點(diǎn)的協(xié)議容量與其PCC點(diǎn)的供電設(shè)備容量之比進(jìn)行分配。根據(jù)上述方法可以計(jì)算出光伏電站在PCC點(diǎn)的諧波電流限值，見表1。

2.1.2 諧波電流限值

光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)苑水110 kV側(cè)最小短路容量Sk為1 460 MVA，PCC點(diǎn)的主變?nèi)萘颗c用戶的主變?nèi)萘恐蚐t為1 030.5 MVA，光伏電站協(xié)議容量50 MVA。根據(jù)上述方法進(jìn)行折算后，PCC點(diǎn)諧波電流限值和允許本項(xiàng)目注入PCC點(diǎn)的諧波電流值見表1。

表1 光伏電站注入PCC點(diǎn)的諧波電流及允許值 A

諧波次數(shù)換算后PCC點(diǎn)諧波電流限值允許此用戶注入PCC點(diǎn)諧波電流限值實(shí)際注入PCC點(diǎn)諧波電流限值2次23.365.150.43次18.691.190.74次11.682.570.15次18.691.500.56次7.791.720.27次13.241.520.68次5.841.290.19次6.231.370.110次4.671.030.011次8.371.560.112次3.890.860.013次7.201.470.514次3.310.730.115次3.700.810.116次2.920.640.117次5.451.200.318次2.530.560.019次4.871.070.220次2.340.510.3

2.2 諧波仿真結(jié)果

基于ETAP軟件平臺(tái)，以系統(tǒng)正常運(yùn)行小方式(即系統(tǒng)具有最大等值阻抗，在發(fā)生短路時(shí)產(chǎn)生的短路電流最小的一種運(yùn)行方式)進(jìn)行電氣計(jì)算。

計(jì)算中，背景諧波采用電網(wǎng)已有的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，并網(wǎng)點(diǎn)諧波畸變率0.85%，奇次諧波電壓含有率0.76%，偶次諧波電壓含有率0.38%。

本光伏電站升壓變聯(lián)接組別為Yn/D11，實(shí)際上PV陣列產(chǎn)生的3的倍數(shù)次諧波被升壓變低壓側(cè)△形接線隔離，在PCC點(diǎn)不會(huì)有PV陣列注入的3的倍數(shù)次諧波，但為了顯示出3的倍數(shù)次諧波情況，便于后續(xù)工程參考，該次計(jì)算中變壓器均采用星形接線。

經(jīng)計(jì)算，光伏電站注入PCC點(diǎn)諧波電流及PCC點(diǎn)諧波電壓分別見表1、表2，結(jié)果均未超限值。

表2 PCC點(diǎn)諧波電壓情況

電網(wǎng)標(biāo)稱電壓/kV電壓總諧波畸變率/%各次諧波電壓含有率/%奇次偶次1100.860.770.38

3 PCC點(diǎn)電壓波動(dòng)

3.1 電壓波動(dòng)限值

任何一個(gè)波動(dòng)負(fù)荷用戶在電力系統(tǒng)PCC點(diǎn)產(chǎn)生的電壓變動(dòng)，其限值和電壓變動(dòng)頻度、電壓等級(jí)有關(guān)，由GB/T 12326-2008《電能質(zhì)量電壓波動(dòng)和閃變》[2]可知本光伏電站引起公共連接點(diǎn)電壓波動(dòng)的限值為2.5%。

3.2 電壓波動(dòng)計(jì)算

3.2.1 電壓波動(dòng)計(jì)算依據(jù)[2]

在高壓電網(wǎng)中，一般XL?RL(RL、XL分別為電網(wǎng)阻抗的電阻、電抗分量)，電壓波動(dòng)d表達(dá)式為：

(1)

式中：ΔQi為無功功率的變化量；Ssc為PCC點(diǎn)在正常較小方式下的短路容量。

3.2.2 電壓波動(dòng)計(jì)算結(jié)果

正常運(yùn)行情況下，光伏電站有功功率變化速率應(yīng)不超過10%裝機(jī)容量/min，允許出現(xiàn)因太陽能輻照度降低而引起的電站有功功率變化速率超出限值的情況；并且，光伏電站安裝的并網(wǎng)逆變器應(yīng)滿足額定有功出力下功率因數(shù)在超前0.95～滯后0.95的范圍內(nèi)動(dòng)態(tài)可調(diào)[3]。

運(yùn)用公式(1)，按照正常10%裝機(jī)容量(取5.0 MW)變動(dòng)，無功出力按最大范圍變動(dòng)(P：1 MW，Q：±0.31 MVar，Q變動(dòng)范圍0.62 MVar)進(jìn)行計(jì)算，同時(shí)進(jìn)行特殊情況下50%出力變動(dòng)計(jì)算；不考慮主變壓器下動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置的無功出力；電站出力波動(dòng)情況下PCC點(diǎn)電壓波動(dòng)計(jì)算結(jié)果如表3所示，可見電站出力波動(dòng)造成的PCC點(diǎn)電壓波動(dòng)小于限值。

表3 功率變化對(duì)苑水站110 kV側(cè)電壓波動(dòng)的影響

小方式短路容量/MVA有功功率變化/MW無功功率變化/MVar功率波動(dòng)引起PCC點(diǎn)電壓波動(dòng)/%電壓變動(dòng)限值d/%146053.10.212.514602515.51.062.5

4 PCC點(diǎn)電壓閃變

4.1 電壓閃變限值計(jì)算

4.1.1 計(jì)算依據(jù)

根據(jù)用戶的負(fù)荷大小、協(xié)議容量與總供電容量之比、電力系統(tǒng)PCC點(diǎn)的狀況等，波動(dòng)負(fù)荷單獨(dú)引起的閃變值分別按三級(jí)作不同的規(guī)定和處理。其中，第二級(jí)規(guī)定符合本光伏電站的情況。對(duì)于第二級(jí)規(guī)定，波動(dòng)負(fù)荷單獨(dú)引起的長(zhǎng)時(shí)間閃變值須小于該負(fù)荷用戶的閃變限值[2]。

單個(gè)用戶的閃變限值按其協(xié)議用電容量Si(Si=Pi/cosψi)和總供電容量St之比，并考慮上一級(jí)對(duì)下一級(jí)閃變傳遞的影響等因素來確定。單個(gè)用戶閃變限值的計(jì)算方法如下：

先求出接于PCC點(diǎn)的全部負(fù)荷產(chǎn)生閃變的總限值G：

(2)

式中：LP為PCC點(diǎn)對(duì)應(yīng)電壓等級(jí)的長(zhǎng)時(shí)間閃變值Plt限值；LH為上一電壓等級(jí)的長(zhǎng)時(shí)間閃變值Plt限值；T為上一電壓等級(jí)對(duì)下一電壓等級(jí)的閃變傳遞函數(shù)，推薦為0.8。

再求出單個(gè)用戶閃變限值Ei：

(3)

式中：F為波動(dòng)負(fù)荷的同時(shí)系數(shù)，其典型值F=0.2～0.3(但必須滿足Si/F≤St)。

4.1.2 電壓閃變限值

苑水站110 kV側(cè)為PCC點(diǎn)；由式(2)可計(jì)算出接于PCC點(diǎn)的全部負(fù)荷產(chǎn)生長(zhǎng)時(shí)間閃變的總限值G為0.90；由式(3)可計(jì)算出單個(gè)用戶長(zhǎng)時(shí)間閃變限值Ei為0.52。因此，光伏電站在PCC點(diǎn)引起的電壓長(zhǎng)時(shí)間閃變限值應(yīng)為0.52。

4.2 電壓閃變計(jì)算

4.2.1 計(jì)算依據(jù)

采用特變電工500 kW光伏逆變器出口產(chǎn)生的電壓閃變值見表4。

表4 逆變器出口電壓閃變值

項(xiàng)目TBEA-GC-500kTL型逆變器電壓閃變短期(Pst)0.85長(zhǎng)期(Plt)0.55

N個(gè)波動(dòng)負(fù)荷各自引起的閃變?cè)谕唤Y(jié)點(diǎn)的疊加公式如下[2]：

(4)

電力系統(tǒng)不同母線結(jié)點(diǎn)上閃變的傳遞。

圖2 閃變傳遞計(jì)算示意

其閃變傳遞可按下式簡(jiǎn)化計(jì)算[2]：

PltA=TBA·PltB

(5)

4.2.2 計(jì)算結(jié)果

5 PCC點(diǎn)電壓偏差

5.1 電壓偏差限值

35 kV及以上供電電壓正、負(fù)偏差絕對(duì)值之和不超過額定電壓的10%[4]。

5.2 電壓偏差仿真結(jié)果

電力系統(tǒng)正常運(yùn)行的電壓偏差計(jì)算公式：

(6)

利用ETAP軟件進(jìn)行潮流計(jì)算，光伏電站在滿發(fā)、零發(fā)，系統(tǒng)大負(fù)荷、小負(fù)荷條件下，苑水110 kV側(cè)實(shí)際電壓在114.9～115.5 kV波動(dòng)，苑水站最大電壓偏差5.0%，滿足規(guī)程要求。

6 光伏電站的直流分量

6.1 直流分量限值

電站并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，向電網(wǎng)饋送的直流電流分量不應(yīng)超過其交流電流額定值的0.5%[5]。

電站容量50 MWp，PCC點(diǎn)電壓等級(jí)110 kV，其110 kV側(cè)額定電流值為262.4 A，則電站直流分量限值為1.31 A。

6.2 直流分量計(jì)算結(jié)果

依據(jù)特變電工500 kW光伏逆變器檢測(cè)報(bào)告，單臺(tái)逆變器0.27 kV側(cè)三相輸出直流分量含量最大為0.22%，即單臺(tái)逆變器輸出直流分量為2.35 A，則有100臺(tái)逆變器0.27 kV側(cè)總輸出直流分量為235 A，折算到110 kV側(cè)直流分量為0.58 A。

光伏電站在PCC點(diǎn)輸出直流分量為0.58 A，小于直流分量限值1.31 A。

7 結(jié)論

通過上述軟件仿真計(jì)算，得出以下結(jié)論：

a. 該光伏電站以110 kV電壓等級(jí)T接苑水-馬村線路時(shí)，光伏電站運(yùn)行過程中產(chǎn)生的諧波電流以及PCC點(diǎn)的諧波電壓含有率小于《電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波》[1]要求。

b. 光伏電站出力變動(dòng)引起PCC點(diǎn)的電壓波動(dòng)及閃變滿足《電能質(zhì)量 電壓波動(dòng)和閃變》[2]要求。

c. 光伏電站引起PCC點(diǎn)的電壓偏差滿足《電能質(zhì)量 供電電壓允許偏差》[4]要求。

d. 光伏電站向電網(wǎng)饋送的直流電流分量滿足《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》[5]要求。

[1] GB/T 14549-1993,電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波[S].

[2] GB/T 12326-2008,電能質(zhì)量 電壓波動(dòng)和閃變[S].

[3] GB/T 19964-2012，光伏電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定[S].

[4] GB/T 12325-2008,電能質(zhì)量 供電電壓偏差[S].

[5] Q/GDW 617-2011，光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定[S].

本文責(zé)任編輯：靳書海

Impacts of Photovoltaic Power Station on Grid's Power Quality Based on ETAP

Chen Li

(Hebei Electric Power Design&Research Institute,Shijiazhuang 050031,China)

This paper analyzes the power quality of a typical 50 MWp PV power station using ETAP software and evaluates its impacts when the station is connected to the grid.Judging from the views of harmonic current,voltage deviation of PCC pointetc.,the power quality of the grid can meet the requirements of relevant regulations.

photovoltaic power station;power quality;harmonic;voltage fluctuation;voltage flicker

TM615

：B

：1001-9898(2017)04-0059-04

2016-12-05

陳 麗(1985-)，女，工程師，主要從事電力系統(tǒng)規(guī)劃與設(shè)計(jì)、電網(wǎng)分析工作。