光伏電站并網(wǎng)逆變器與無功補償裝置的協(xié)調控制策略

樊 懋，姚李孝，張 剛

（西安理工大學水利水電學院，陜西西安 710048）

近年來，光伏發(fā)電產業(yè)發(fā)展迅猛，根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，2016年我國光伏發(fā)電新增34.54 GW，累計裝機容量77.42 GW，新增和累計裝機容量均為全球第一。其中，集中式累計裝機容量67.10 GW，分布式累計裝機容量10.32 GW。由此可見，采取集中式光伏電站開發(fā)利用太陽能資源，仍是我國尤其是西北地區(qū)光伏產業(yè)的重要發(fā)展趨勢[1-2]。

但是，由于光照資源豐富地區(qū)大部分地處偏僻，遠離負荷中心，且多采取高壓長距輸電，電網(wǎng)結構相對薄弱[3-5]，所以，因氣候等其他客觀因素引起的光照強度或溫度的變化，均會造成光伏電站出力波動，導致并網(wǎng)點電壓不穩(wěn)定，且影響程度取決于光伏電站的容量和接入電網(wǎng)結構的強弱[6-13]。因此，隨著光伏滲透率的逐漸提高，并網(wǎng)點電壓質量的有效改善及穩(wěn)定控制等方面的課題研究具有愈來愈重要的意義。

針對電壓穩(wěn)定性的相關問題，國內外學者在相關領域展開了廣泛的研究。文獻[14]提出了利用儲能系統(tǒng)支撐電網(wǎng)電壓，實現(xiàn)光伏電站的低電壓穿越；文獻[15]提出了光伏電站配置無功補償裝置提高光伏輸送容量和系統(tǒng)的穩(wěn)定性，并防止電壓崩潰；文獻[16]基于PSASP仿真研究了不同的天氣條件下，不同形式及容量的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)對微電網(wǎng)電壓質量產生的影響；文獻[17]提出了利用分布式光伏逆變器的無功調節(jié)能力，以抑制配電網(wǎng)接入點電壓波動、改善電壓質量的控制策略；文獻[18]提出了光伏并網(wǎng)功率直接控制法，對輸出的有功、無功功率實現(xiàn)直接、統(tǒng)一控制，從而改善配網(wǎng)電壓質量；文獻[19-21]提出了采取功率解耦控制進行無功補償，支撐并網(wǎng)點電壓，維持局部電網(wǎng)電壓穩(wěn)定；文獻[22]提出了基于瞬時電壓—電流控制的動態(tài)電壓調整策略，從而改善PCC電壓升高的問題；文獻[23]以PCC電壓和功率因數(shù)控制目標，針對PV和PQ電源型的大型光伏電站提出了無功電壓控制策略。

綜上所述，現(xiàn)階段主要圍繞分布式并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)電壓質量及穩(wěn)定控制等問題，展開了深入廣泛的研究，而針對集中式光伏電站在此方面的相關研究較少，且提出的控制策略未明確給出站內無功優(yōu)化分配的方案，也未涉及在電網(wǎng)發(fā)生故障或其他突發(fā)情況下，光伏電站如何提供緊急無功支持的控制策略。鑒于此，本文提出了一種光伏電站并網(wǎng)逆變器與無功補償裝置的協(xié)調控制策略，并通過實例仿真進行了驗證。

1 光伏電站的組成結構及控制系統(tǒng)

如圖1所示的西北某20 MW光伏電站的結構框架具有典型的分單元、模塊化布置，中高壓集中并網(wǎng)的特點。

圖1 光伏電站結構圖Fig.1 Structure diagram of the PV power station

圖1中，PV表示光伏陣列；T表示變壓器；P和Q表示光伏電站送出的有功和無功功率；u315pv表示光伏發(fā)電單元交流側315 V母線電壓；u35pv表示光伏電站35 kV母線電壓；u35pcc表示110 kV光伏升壓站35 kV母線電壓；u110pcc表示110 kV光伏升壓站110 kV母線電壓；u110表示330 kV系統(tǒng)匯集站110kV母線電壓；u330表示330kV系統(tǒng)匯集站330kV母線電壓。

由圖1可知，兩套獨立的光伏陣列和并網(wǎng)逆變器構成一組光伏發(fā)電單元，n組光伏發(fā)電單元和配電升壓變壓器組成一個聯(lián)合單元，兩個聯(lián)合單元及相應的集電線路就組建起了整個光伏電站。通過其基本組成結構可知，光伏陣列通過并網(wǎng)逆變器及35 kV配電升壓變將電能送至光伏電站35 kV母線，然后匯入110 kV升壓變電站，經(jīng)過長距離高壓交流輸電網(wǎng)將電能送入大電網(wǎng)中。

2 并網(wǎng)逆變器的控制系統(tǒng)

并網(wǎng)逆變器作為光伏電站的核心部件，其控制系統(tǒng)的優(yōu)劣至關重要[24]，本文采取LCL濾波并網(wǎng)逆變器，其拓撲結構如圖2所示。

圖2中，ugabc表示電網(wǎng)的三相電壓；i2abc表示并網(wǎng)側的三相電流；udcref表示光伏陣列最大功率點的直流參考電壓；udc和idc分別表示光伏陣列輸出電壓和電流的直流實際值；表示無功功率的參考值；idref和iqref分別表示并網(wǎng)側電流的直流參考值；i2d和i2q分別表示并網(wǎng)側電流的直流實際值；ugd和ugq分別表示電網(wǎng)電壓的直流實際值；θ表示鎖相環(huán)PLL檢測出的電網(wǎng)電壓的相位角。

由圖2可建立三相靜止坐標系下的狀態(tài)方程[25]：

圖2 dq坐標系下三相LCL型并網(wǎng)逆變器控制系統(tǒng)原理圖Fig.2 Schematic diagram of the three-phase grid-connected LCL inverter under the dq coordinate system

將式（1）轉換為dq同步旋轉坐標系下的狀態(tài)方程：

由式（2）可知，如果選取并網(wǎng)側電流i2d、i2q反饋控制，則其控制系統(tǒng)如圖2所示，主要包括電流內環(huán)和電壓外環(huán)。由于光伏電站并網(wǎng)逆變器普遍采取單位功率因數(shù)的運行方式，即若采取恒無功功率的運行方式，可通過調節(jié)的大小實現(xiàn)并網(wǎng)逆變器輸送無功功率。

3 光伏電站無功與電壓調節(jié)能力分析

3.1 并網(wǎng)點電壓穩(wěn)定性分析

根據(jù)戴維南定理，可將圖1所示的光伏電站結構圖進行簡化以便分析，如圖3所示。

圖3 光伏電站的結構簡化圖Fig.3 Simplified flow diagram of the PV power station

圖3中，P1+jQ1、P2+jQ2分別表示聯(lián)合單元1、2發(fā)出的有功和無功功率；S=P+jQ表示光伏電站并入電網(wǎng)的有功和無功功率；Qs表示光伏電站無功補償裝置發(fā)出或吸收的無功功率；I表示光伏電站的并網(wǎng)電流；Z表示電網(wǎng)輸電線路等合成的等值阻抗。

若忽略對地導納，圖3可進一步簡化得到等效電路圖，如圖4所示。

圖4中，upcc表示并網(wǎng)點電壓；u1表示電網(wǎng)電壓。

以電網(wǎng)電壓u1為參考，且視其為一理想電壓源，取u1與實軸重合，則有：

圖4 等效電路圖Fig.4 Equivalent diagram of the circuit

將S=P+jQ，Z=R+jX代入式（3）可得

將式（4）改寫為

則又可得

由上述推導可知，當光伏電站采取單位功率因數(shù)運行，且不采取任何無功補償措施，即Q1=Q2=Qs=0時，則需要由電力系統(tǒng)提供無功功率以補償光伏電站、變壓器及輸電線路的無功損耗，即Q＜0。由于高壓輸電線路R＜X，所以當光伏電站有功出力較小時，Δu＜0，δu＞0，且Δu的影響程度大于δu，則，造成并網(wǎng)點電壓低于電網(wǎng)額定電壓；當光伏電站有功出力逐漸增加，逐漸變小，逐漸變大，即Δu的影響程度小于δu，則，并網(wǎng)點電壓逐漸升高，若有功出力繼續(xù)增加到一定程度時，甚至可能超過電網(wǎng)電壓要求的最大限度。電壓相量變化過程如圖5所示。

綜上所述，光伏電站在不采取任何無功補償措施的情況下，并網(wǎng)點電壓將受到其有功出力變化的直接影響，造成電能質量惡化甚至越限，加大了電壓失穩(wěn)的風險。所以，在電網(wǎng)正常運行和突發(fā)事故等情況下，需要利用無功補償裝置和并網(wǎng)逆變器提供充足的無功功率，以維持并網(wǎng)點電壓的穩(wěn)定。

圖5 電壓相量圖Fig.5 Phase diagram of the grid voltage

3.2 光伏電站的無功容量

設第j臺并網(wǎng)逆變器的額定容量為Sjmax，Pj是通過采集光伏發(fā)電單元交流母線電壓和并網(wǎng)逆變器的輸出電流實時計算得到的瞬時有功功率，則剩余可支配的無功容量為：

同時由式（9）可知，并網(wǎng)逆變器的無功容量是受其額定容量限制的，當有功出力增大時，無功容量會不可避免地降低，所以光伏電站應加裝一定容量的無功補償裝置，以保證在全站有功出力最大的情況下，滿足并網(wǎng)點電壓的穩(wěn)定性要求。

設全站共有n臺并網(wǎng)逆變器，無功補償裝置可最大限度吸收和放出的無功功率分別為Qsmin、Qsmax，所以全站的容性和感性無功容量分別為：

4 光伏電站并網(wǎng)逆變器與無功補償裝置的協(xié)調控制策略

4.1 國標技術要求

根據(jù)GB/T 29321-2012《光伏發(fā)電站無功補償技術規(guī)范》[26]的要求，以接入110 kV系統(tǒng)的西北某20 MWp光伏電站為例，著重考慮以下關鍵技術指標。

由于SVG（靜止無功發(fā)生器）比SVC（靜止無功補償器）擁有更強的無功調節(jié)能力，更優(yōu)越的運行特性以及更靈活的適用范圍，目前在電力系統(tǒng)中廣泛應用。所以西北某20 MW光伏電站采取了在其升壓站35 kV母線上裝設SVG的配置方式，本文將以SVG為例進行相關協(xié)調控制策略的分析。

表1 光伏發(fā)電站部分關鍵技術指標Table 1 Technical indicators in the PV power station

4.2 協(xié)調控制系統(tǒng)的設計

協(xié)調控制系統(tǒng)主要包括無功計算、無功分配、容量限制3個模塊。

4.2.1 無功計算模塊

實時監(jiān)測并網(wǎng)點電壓upcc，并將監(jiān)測值傳回系統(tǒng)與電壓參考值uref進行比較后，將差值Δupcc傳輸給無功計算模塊，完成無功參考值Qref的整定計算，如圖6所示。

圖6 無功計算示意框圖Fig.6 Block diagram of the reactive power calculation

無功計算可應用文獻[27]中的推導公式：

式（11）中，X表示輸電線路和升壓變壓器等的等值電抗值。

但上述理論計算方法不適用于工程應用，本文采用PI調節(jié)器計算無功參考值，具體形式如下：

4.2.2 無功分配模塊

為保證光伏逆變器最大限度地輸出有功功率，本文進行如圖7所示的無功分配時，優(yōu)先考慮SVG，即將無功計算模塊得到的無功參考值先與SVG的無功容量進行比較。

1）若Qsmin≤Qsvg≤Qsmax，則所需的無功功率全部由SVG承擔；

2）若Qsvg≤Qsmin或Qsvg≥Qsmax，則SVG以最大無功出力運行，剩余無功缺額采取線損最小法由并網(wǎng)逆變器分擔。

如圖1所示，以無功傳輸造成的線損為控制目標函數(shù)，可表示為

式中：ΔPij表示第i個聯(lián)合單元中第j個光伏發(fā)電單元傳輸無功造成的線損；Qijref表示第i個聯(lián)合單元中第j個光伏發(fā)電單元的無功參考值；u315pvij表示第i個聯(lián)合單元中第j個光伏發(fā)電單元的交流母線電壓；rij表示第i個聯(lián)合單元中第j個光伏發(fā)電單元到接入變電站低壓側的等值阻抗。

圖7 無功分配與容量限制示意圖Fig.7 Block diagram of the reactive power distribution and capacity limitation

約束條件為

式中，Qshortage表示剩余無功缺額參考值。

則由式（13）、（14）可以構造一個拉格朗日函數(shù)：

由F分別對Qijref和λ求偏導，則可得到下式：

正常運行時，可認為u315pv11=…=u315pv21=…=u315pvnn，則由式（16）可得：

即當式（17）成立時，線損最小。

如圖7所示，設光伏發(fā)電單元的無功分配系數(shù)為kij，則有

聯(lián)立式（14）、（17）及（18），可得

由式（19）可解得：

4.2.3 容量限制模塊

由3.2節(jié)可知，并網(wǎng)逆變器的吸收和發(fā)出的最大無功功率分別為Qijrefmin、Qijrefmax。

1）當Qijrefmin≤Qijref≤Qijrefmax時，光伏逆變器按照分配的無功參考值進行調節(jié)控制；

2）當Qijref≤Qijrefmin或Qijref≥Qijrefmax時，則應優(yōu)先考慮電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，降低所有逆變器有功出力，留出足夠的“通道”，保證逆變器能提供充足的無功支撐，穩(wěn)定并網(wǎng)點電壓。

綜上所述，當并網(wǎng)逆變器按照分配的無功參考值運行工作時，若分配值超出限制條件，則在保證總功率不超過容量限制的前提條件下，由式（21）重新計算給定并網(wǎng)逆變器合適的有功功率參考值，控制框圖如圖7所示。

5 實例仿真

圖8 光伏電站仿真模型Fig.8 Simulated model of the PV power station

本文搭建了如圖8所示的光伏電站Simulink仿真模型，主要包括了兩組500 kW的光伏聯(lián)合單元和SVG，并選取升壓變110 kV高壓側母線為光伏電站的并網(wǎng)點。根據(jù)表2中的設備型號參數(shù)，可近似計算光伏電站在不采取任何無功補償措施的運行條件下，維持并網(wǎng)點電壓基本恒定所需的感性無功容量QLmax≈800 kV·A。將SVG的無功容量設定為Qsmax=500 kV·A，光伏發(fā)電單元無功優(yōu)化系數(shù)給定為k1=0.4，k2=0.6。

表2 設備型號參數(shù)Table.2 Models and parameters of the devices

5.1 無功容量充足

假設并網(wǎng)逆變器無功容量充足，即可以提供足夠的無功功率以抑制并網(wǎng)點電波動。當光照強度由200 W/m2變?yōu)? 000 W/m2，仿真結果如下所示。

由圖9仿真結果可知，在假設條件成立的情況下，且未采取任何無功補償措施時，當光伏逆變器均處于額定功率的運行狀態(tài)時，并網(wǎng)點電壓最終穩(wěn)定在0.92 pu左右；采取無功補償措施后，并網(wǎng)點電壓經(jīng)過短暫的緩沖穩(wěn)定在1.0 pu左右，控制效果良好。同時，也驗證了最小線損法的無功分配方案，光伏聯(lián)合單元1由于集電線路較長，所分配的無功較少。相反，光伏聯(lián)合單元2分配的無功較多，達到了總線損最小的預期目標。

但是以上分析均是在并網(wǎng)逆變器無功容量充足的假設前提條件下進行的，當光照強度達到1 000 W/m2時，若不采取4.2節(jié)所提出的容量限制調節(jié)策略，所分配的無功持續(xù)增大，則會造成總出力超過逆變器額定容量的現(xiàn)象。如圖9（b）可知，此時并網(wǎng)逆變器的有功出力P已經(jīng)接近250 kW，如果無功分配模塊仍繼續(xù)向逆變器分配更多的無功功率，則顯然有功和無功的總出力就會超出并網(wǎng)逆變器的額定容量，故在上述假設條件下的控制策略是不夠完整的。

5.2 無功容量受限

圖9 無功容量充足時的仿真結果Fig.9 Simulated results of the sufficient reactive capacity

依據(jù)4.2節(jié)容量限制的調節(jié)策略，模擬光伏電站的實際運行情況，即并網(wǎng)逆變器的無功容量是受限的。仿真過程中，固定向其中一臺并網(wǎng)逆變器分配200 kV·A的無功功率，在光照強度由200 W/m2變?yōu)? 000 W/m2時，仿真結果如圖10所示。

圖10 采取容量限制后的仿真結果Fig.10 Simulated results of the limited capacity

由圖10（b）的仿真結果可見，當光照強度為200 W/m2時，并網(wǎng)逆變器的有功出力較少，僅為30 kW左右，此時采取MPPT最大限度地輸出有功功率，完全可以滿足200 kV·A的無功功率分配要求。而當光照強度變?yōu)? 000 W/m2時，如果仍采取MPPT維持有功功率最大限度的輸出，則并網(wǎng)逆變器因其自身的容量限制而無法承擔200 kV·A的無功補償任務。

所以在考慮容量限制條件的情況下，由圖10可以看出，當光照強度變化時，并網(wǎng)逆變器直流母線電壓由680 V左右降低到380 V左右，有功出力也由250 kW左右降低為150 kW左右，從而有效限制了有功功率的輸出，留出了足夠的無功傳輸“通道”，為并網(wǎng)點電壓的穩(wěn)定控制提供了可靠的無功支撐。

6 結論

本文針對光伏電站并網(wǎng)點電壓的穩(wěn)定性問題，以并網(wǎng)逆變器與無功補償裝置為研究對象，探討分析了二者的協(xié)調控制策略，總結如下。

1）建立了光伏電站的等效電路模型，分析得出在光伏電站在未配置無功補償裝置，且并網(wǎng)逆變器無功輸出為零的情況下，當有功出力逐漸增大時，并網(wǎng)點電壓也隨之升高甚至可能越限。因此需要在輸送有功功率的同時補償一定的無功功率，以抑制并網(wǎng)點電壓波動。

2）根據(jù)GB/T 29321-2012對無功補償?shù)募夹g要求，提出了一種協(xié)調控制策略，即在優(yōu)先保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，考慮線損最小和并網(wǎng)逆變器的容量限制，對所需的無功補償量進行分配，從而使得光伏電站既能高效經(jīng)濟運行，又能提供緊急無功支撐，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

3）針對本文所提出的協(xié)調控制策略，搭建了光伏電站的Simulink仿真模型，通過分析對比不同無功容量限制條件下的協(xié)調控制結果，驗證了該策略的正確性和有效性。

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