北京京能新能源有限公司■樊志勇楊銘

華為技術有限公司■劉敏

光伏電站并網點電壓升高原因分析及解決方案

北京京能新能源有限公司■樊志勇*楊銘

華為技術有限公司■劉敏

基于光伏電站的實際調查，對光伏電站并網點電壓升高的原因進行分析，根據分析結果，提出并網點電壓控制措施，并結合光伏電站現場的實驗進行驗證，給出解決方案。

光伏電站；逆變器；并網；電壓升高；解決方案

0 引言

近年來，隨著光伏發(fā)電的廣泛使用，光伏電站接入電力系統(tǒng)越來越多，光伏發(fā)電對電力系統(tǒng)的影響也越來越大。光伏電站如何安全穩(wěn)定并網，成為新形勢下的重要研究課題。大規(guī)模光伏電站并網，引起并網點電壓升高，是目前很多光伏電站面臨的并網問題[1]，僅利用傳統(tǒng)的電壓調節(jié)手段，并不能完全經濟有效地解決問題。本文以京能新能源有限公司下屬某光伏電站為例，分析并網點電壓升高的原因，提出上級電站降檔降壓、綜合利用光伏逆變器和SVG的無功能力進行電壓調節(jié)等措施，在光伏電站進行了實驗驗證，并推薦幾種解決方案。

1 問題概述

光伏電站出現35 kV并網點電壓升高的問題，具體現象表現為：12:00～14:00左右，輻照較強，光伏電站并網功率增加時，并網點電壓升高明顯。根據調度下發(fā)母線電壓限值要求，35 kV并網點電壓范圍為33.5～38.5 kV，若不采取調控措施，電壓可能越過上限。暫時通過AVC系統(tǒng)控制SVG進行電壓調節(jié)。

2 現場情況調查分析

光伏電站平面布置圖見圖1。目前共7個光伏方陣，總裝機容量為10 MWp。

圖1 光伏電站平面布置圖

圖2為光伏電站一次系統(tǒng)圖。其中，1#光伏集電線連接有7個方陣，35 kV I段母線掛接站用變、接地變、SVG等設備，關光(關橋變→光伏電站)I線連接關橋變。

圖2 光伏電站一次主接線圖

圖3 海原變一次系統(tǒng)圖

圖3為海原變一次系統(tǒng)圖。海原變是關橋變的上級電站，圖中35 kVⅡ段母線中，有一條“海關線”連接海原變和關橋變。

測試現場獲取了5月14-18日期間，光伏電站、關橋變、海原變的各數據歷史曲線。本文以17日的數據為例進行介紹。

光伏電站歷史曲線如圖4所示。由圖4可知，在中午時分，輻照較強，光伏電站向系統(tǒng)輸送的有功功率P增加，電壓Uab升高，若不采取調控措施，電壓會超過38.5l V，電站目前通過SVG發(fā)出無功控制電壓在38.5 kV以下，最大無功功率約為-2.5 MVar。

圖4 光伏電站性能參數的歷史曲線

關橋變歷史曲線如圖5所示。關橋變與光伏電站相距約3 km，通過關光I線連接。由圖5可知，關橋變數據與光伏電站基本一致。

圖5 關橋變性能參數的歷史曲線

海原變性能參數的歷史曲線如圖6所示。由圖6可知，海原變母線電壓根據負荷變化而變化：夜間輕負荷，電壓較高，37.5 kV以上；早晚高峰時段電壓較低，約在36.5～37 kV；中午時段電壓中等偏高，在37～37.5 kV之間。

圖6 海原變性能參數的歷史曲線

3 并網點電壓升高原因分析

光伏電站并網結構圖如圖7所示。通過對結構圖簡化，光伏電站并網運行的戴維南等效電路圖[2]如圖8所示。由于關光I線較短，約3 km，將并網點和關橋變母線簡化為同一個點，即公共連接點(PCC)，實際并網點電壓和關橋變母線電壓也基本一致。圖8中，Us為海原變35 kV母線電壓；Z為海原變至并網點PCC線路阻抗，Z=R+jX，其中R為電阻分量，X為電抗分量，架空線路，阻抗偏感性；P、Q分別為并網點PCC至海原變有功功率、無功功率，光伏電站停運或并網功率小于關橋變負載時，潮流方向由海原變→PCC，光伏電站并網功率大于關橋變負載時，潮流方向由PCC→海原變；UPCC為并網點電壓；PL、QL分別為關橋變負載有功功率、無功功率，潮流方向單向；Qc為光伏電站無功功率補償設備，本案例中特指SVG發(fā)出的無功功率；PG、QG分別為光伏區(qū)向系統(tǒng)輸送的有功功率、無功功率。

圖7 光伏電站并網結構圖

圖8 戴維南等效電路圖

據了解，關橋變負載較穩(wěn)定，PL約為2 MW，在中午輻照較好時，光伏區(qū)向系統(tǒng)輸送的有功功率約為9.8 MW，潮流方向為PCC→海原變。以下計算和分析均只針對這種潮流方向，以UPCC為參考電壓。

PCC流向海原變方向的電流為：

式中，S為視在功率。

定義ΔU為UPCC和Us之間的電壓差，其計算式為：

將式(1)代入式(2)可得：

由等效電路圖和潮流方向可知：

式中，P=PG-PL，Q=QG-QL±Qc。

則式（4）可寫為：

由于關橋變負載PL、QL基本穩(wěn)定，為排除其影響，假定PL、QL為零，則式(5)可簡化為：

式(6)中，線路阻抗參數R和X可認為是恒定的，可變參數有：U?s、PG、QG、Qc。

由此可見，光伏電站35 kV并網點電壓UPCC升高取決于以下可變參數與系統(tǒng)運行狀態(tài)：1)海原變35 kV母線電壓U?s；2)光伏區(qū)向系統(tǒng)輸送的功率PG、QG；3)SVG發(fā)出的無功Qc。

4 并網點電壓控制措施

通過分析并網點電壓升高的原因，對并網點電壓的控制措施，可以基于各個影響因素進行控制[3]。

4.1 控制海原變35 kV母線電壓Us

海原變Us越高，并網點UPCC越高。對海原變35 kV母線電壓的控制措施主要有：1)調節(jié)海原變主變檔位，降檔降壓；2)海原變無功功率設備調壓，如電抗器、電容器、SVG等，可按以下措施進行調壓：投入電抗器，切除電容器，SVG發(fā)出感性無功等。

4.2 控制光伏區(qū)向系統(tǒng)輸送的功率PG、QG

輸送的有功功率PG越多，UPCC越高；無功功率QG越多，UPCC越低。對光伏區(qū)輸送的有功功率和無功功率控制措施主要有：

1)控制部分逆變器停機，降低向電網輸送的有功功率PG，然而這種措施會損失光伏電站的發(fā)電量。

2)利用逆變器無功能力，增加向電網輸送的無功功率QG：可手動設置逆變器固定功率因數進行無功補償，也可將各方陣數據采集器和逆變器也接入現有AVC系統(tǒng)，通過AVC系統(tǒng)→數據采集器→逆變器，自動進行電壓調節(jié)。

4.3 控制SVG發(fā)出的無功Qc

Qc越多，UPCC越低?？刂拼胧和ㄟ^AVC系統(tǒng)手動或自動進行電壓無功綜合調節(jié)。

當然，如果能降低線路阻抗Z=R+jX，也能在一定程度上降低并網點電壓，但要改造架空線路，施工難度大，成本較高。

5 現場實驗和分析

按照以上的電壓控制措施，在光伏電站現場進行以下兩種實驗驗證。

5.1 實驗一

實驗名稱：通過AVC系統(tǒng)控制SVG進行電壓無功綜合調節(jié)。

實驗數據：數據見圖9，電壓能控制在38.5 kV以下。

實驗結果：能達到電壓控制的目的，但對SVG依賴程度較高。

5.2 實驗二

實驗名稱：利用逆變器無功能力，手動設置各方陣逆變器功率因數0.95(容性)。

實驗數據：如圖10所示，1#光伏集電線逆變器發(fā)容性無功，在輻照中等的情況下(當天天氣陰轉多云，P=8.89 MW，未達到峰值9.8 MW)，電壓能控制在37.46 kV左右。

圖9 SVG進行電壓無功調節(jié)

圖10 利用逆變器無功能力進行調節(jié)

實驗結果：能達到電壓控制的目的，逆變器按固定功率因數輸出無功功率。

5.3 標準條件下逆變器發(fā)出無功對發(fā)電量的影響評估

逆變器無功能力與直流配比、輻照條件、溫度、逆變器型號等有關，光伏電站采用華為SUN2000 40KTL機型，視在功率為40 kVA，額定功率為36 kW，最大效率98.8%。

現場直流輸入≤34 kW(按34 kW計算)，則輸出有功P=34×98.8%=33.592 kW。

不損失發(fā)電量的情況下，最大無功功率Q=(S2-P2)1/2=21.7 kVar。

不損失發(fā)電量的情況下，最小功率因數cosΦ=P/S=0.8398；即標準條件下，功率因數在0.8398＜cosΦ≤1的范圍內，不損失發(fā)電量。

綜上所述，在標準條件下，光伏電站的逆變器設置功率因數0.95(容性)，不會損失發(fā)電量。

6 結論及解決方案

本文從電力系統(tǒng)功率傳輸的角度進行分析，光伏電站并網點電壓升高是電力系統(tǒng)運行狀態(tài)決定的，與光伏逆變器無關。

6.1 解決方案一

協(xié)調上級電站(海原變)考慮對35 kV母線電壓進行人工或自動調壓，如降低主變檔位，降低海原變35 kV母線電壓，緩解光伏電站電壓調控壓力。也可僅在12:00～14:00時段進行人工或自動調壓，使海原變35 kV母線電壓在相對較低的合理電壓水平。

實時數據舉例：5月24日中午時分，海原變35 kV母線電壓高達37.5 kV以上。光伏電站并網點電壓接近38.5 kV，不得不用SVG發(fā)出感性無功進行電壓控制，或停用部分逆變器控制并網功率。若海原變能通過人工或自動控制設備，使35 kV母線電壓保持在相對較低的合理電壓水平，光伏電站就不用發(fā)出無功，也不必因停用逆變器而損失發(fā)電量。

6.2 解決方案二

在光伏電站內利用光伏逆變器和SVG的無功能力綜合進行電壓調節(jié)。

現有AVC系統(tǒng)僅將SVG接入進行電壓無功調節(jié)，在SVG故障或停運時，可能出現電壓突然升高的情況。建議將各方陣數據采集器和逆變器也接入現有AVC系統(tǒng)，通過AVC系統(tǒng)→數據采集器→逆變器，利用逆變器的無功能力參與電壓調節(jié)。

在AVC電壓無功控制策略方面，可考慮在逆變器不損失發(fā)電量的情況下，自動優(yōu)先使用逆變器的無功能力；在逆變器無功容量不足等特殊情況下，SVG作為后備電壓無功調節(jié)手段。這樣可有效降低SVG停運帶來的電壓突然升高的風險。

該方案還需考慮關光I線過流定值。關光I線過流III段定值為170 A(折算為一次值)，一般中午輻照較好時，電流能達到160 A，若通過調節(jié)無功進行電壓控制，電流值有可能超過過流III段定值，光伏電站存在跳閘脫網的風險。

6.3 解決方案三

綜合利用上級電站降檔、光伏電站電壓無功調節(jié)措施。

首先對海原變主變降檔降壓，若海原變35 kV母線電壓在早晚高峰時段出現偏低的情況，此時電站早晚發(fā)電能力較弱(光照強度不足)，可由光伏電站投入SVG容性無功用以支撐海原變35 kV母線電壓，光伏電站配有9 MVar的SVG動態(tài)補償裝置，滿足支撐電網的無功功率要求，有功輸出電流較小，可避免在發(fā)電高峰時段有功、無功電流疊加而導致送出電流過流的情況發(fā)生，從而避免電站跳閘脫網的風險；在電站發(fā)電的高峰時段，也不必停用逆變器而損失發(fā)電量。

[1]黃欣科,王環(huán),王一波,等.光伏發(fā)電系統(tǒng)并網點電壓升高調整原理及策略[J].電力系統(tǒng)自動化,2014,38(3):112－117.

[2]李斌,劉天琪,李興源.分布式電源接入對系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性的影響[J].電網技術,2009,33(3):84－88.

[3]許曉艷,黃越輝,劉純,等.分布式光伏發(fā)電對配電網電壓的影響及電壓越限的解決方案[J].電網技術,2010,(10):140－146.

2016-06-12

樊志勇(1982—)，男，管理學學士，主要從事風電及光伏的運行檢修管理方面的工作。fanzhiyong@bjnewenergy.com