周金輝，駱宗義，王子凌，馬振宇，張 巖

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司金華供電公司，浙江 金華 321017；3.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

為支撐光伏順利接入電網，國家電網有限公司公開承諾“支持、歡迎、服務”分布式光伏發(fā)電發(fā)展，并積極開展相關問題的研究。為保證安全消納光伏發(fā)電，開展配電網適應高密度光伏并網的規(guī)劃評估研究，保障地區(qū)電網的安全穩(wěn)定和經濟運行，具有十分重要的意義。

目前，大量分布式光伏發(fā)電系統并網后帶來的突出問題之一是電壓越限，即當光伏發(fā)電功率較大或者負荷較低時，光伏并網點或公共連接點電壓可能超出安全運行要求，這已成為該領域研究人員的共識[1-3]。為此，積極開展了電壓調節(jié)控制策略研究，美國能源部、美國國家可再生能源實驗室在高滲透率光伏方面的成果尤為顯著[4-5]。此外，文獻[6-7]研究了高滲透分布式光伏并網后配電網饋線級電壓調節(jié)策略；文獻[8-9]從理論上分析了分布式光伏發(fā)電對配電網電壓的影響，進而提出了電壓越限的解決方案（包括逆變器電壓控制、安裝儲能設備等）；文獻[10]設計了光伏電源接入配電網的數值模擬系統，可實現對配電網電壓影響的逐時模擬；文獻[11-13]提出了光伏發(fā)電參與配電網電壓調節(jié)的思路。文獻[14-15]提出了的含分布式光伏配電網有功功率-無功功率協調控制方法。上述研究雖然取得了一定的成果，但其不足之處在于：一、僅針對某條饋線進行電壓控制策略研究；二、僅從某個時間斷面進行理論或仿真分析，無法獲取到整個系統連續(xù)的運行信息；三、未針對光伏逆變器電壓調節(jié)控制策略進行系統的比較分析。

為此，本文結合工程案例，根據實際電網數據，針對某園區(qū)的110 kV變電站級區(qū)域電網進行完整地精細建模，模型中計及了AVC（自動電壓控制）控制系統、太陽輻照度的波動特性，建立了全天每5 min的系統級仿真模型，并基于OpenDSS仿真平臺建立了光伏逆變器典型電壓控制策略模型。最終通過仿真分析，給出了最佳的光伏逆變器電壓控制策略。

1 仿真平臺

OpenDSS軟件是一個開源的電力系統配電網仿真計算軟件，可處理各類復雜網狀或計算任意數量節(jié)點系統，以及不對稱或多相的配電網。該軟件適用于大多數的配電網規(guī)劃分析。分析求解是基于相頻域，結果主要是以相量的形式給出，適用于潮流分析、諧波潮流分析、動態(tài)分析等。

傳統配電網評估軟件主要用于研究峰荷運方下的電網運行特性，OpenDSS結合了時間和空間優(yōu)勢，可考慮各種分布式電源的位置特性與出力時變特性，尤其適合大量高密度分布式可再生能源接入系統的規(guī)劃評估分析，因此本文的研究采用OpenDSS軟件作為基礎仿真平臺。

2 仿真場景

含分布式光伏配電網的運行場景可能出現如下情況：一、太陽輻照度在短時間內可能發(fā)生劇烈波動，如云暫態(tài)或多云天氣等；二、電網電壓調控措施如主變壓器（以下簡稱“主變”）分接頭調整或電容器組的投切；三、光伏并網后對園區(qū)電網的最大影響主要是光伏發(fā)電功率最大或者光伏倒送功率最大兩個全年關鍵時間斷面，因此有效的電壓控制策略應能經受上述運行場景的考驗，滿足電網運行的電壓安全約束。

綜合上述因素，考慮光伏接入后的極端運行場景，進行電網全天分鐘級電壓控制策略的仿真分析，重點評估在現有AVC系統下光伏逆變器各控制策略的有效性，及其對配網線損的影響。

需要說明：根據當地太陽輻照度歷史數據提取全年中太陽輻照度全天分鐘級波動量最大的前3個模式，以考慮不同日輻照度變化情況的影響；由此確定的太陽輻照度日變化模式作為研究的仿真場景。

3 電壓控制策略

3.1 配電網AVC系統

AVC作為電網無功電壓優(yōu)化系統，可以實現配電網無功補償設備合理投入和無功分層就地平衡與電壓穩(wěn)定。本文研究案例中，110 kV AVC子站系統中相關的控制策略如下：控制目標的優(yōu)先級為主變低壓側母線電壓，優(yōu)化控制范圍為1.01~1.06 p.u.，即當低壓側母線電壓標幺值小于1.01 p.u.時，主變分接頭檔位將上調；當低壓側母線電壓標幺值大于（等于）1.06 p.u.時，主變分接頭檔位將下調。 當主變正向（從高壓側向低壓側）傳輸無功功率大于設定上限時，電容器組將投入；當主變反向（從低壓側向高壓側）傳輸無功功率（即無功倒送）大于設定上限時，電容器將退出。在園區(qū)電網OpenDSS基礎網架仿真模型上，搭建了主變分接頭自動調整和電容器組自動投切的控制仿真模型，并結合歷史運行數據，進行AVC控制模型的仿真校核，驗證模型的有效性，為后續(xù)仿真研究的準確性提供了必要地保證。

3.2 光伏逆變器控制策略

目前，光伏逆變器主要有3種無功控制策略，一、恒功率因數控制；二、變功率因數控制，即根據光伏發(fā)電功率確定合適的功率因數；三、電壓無功控制或動態(tài)電壓自適應控制，根據設定的光伏并網點或公共連接點電壓約束，自動調節(jié)光伏逆變器的無功功率。需要指出：常規(guī)光伏逆變器多數采用單位功率因數（即1.0），以MPPT（最大功率點跟蹤）模式運行，不進行無功調節(jié)。

根據上述控制策略，當光伏發(fā)電功率較大時，若光伏并網點或公共連接點電壓偏高，在光伏逆變器容量允許的前提下，使其快速吸收一定的無功功率，以抑制光伏并網點或公共連接點電壓抬升，使其能夠滿足電網電壓穩(wěn)態(tài)的安全運行要求。

3.2.1 恒功率因數控制

本文恒功率因數控制策略重點分析光伏逆變器的無功調節(jié)作用，故不考慮單位功率因數。這里，光伏逆變器的功率因數均取為0.98（即吸收無功功率）。

3.2.2 變功率因數控制

圖1給出了一組光伏逆變器變功率因數曲線。由此可見，變功率因數控制策略主要由曲線的斜率和功率因數極值來決定。當光伏發(fā)電出力相對較小，逆變器發(fā)出一定無功功率，以提升光伏并網點電壓；當光伏發(fā)電出力相對較大，逆變器吸收一定無功功率，以抑制并網點電壓的抬升。綜合考慮園區(qū)電網電壓運行實際情況以及GB/T 29319-2012《光伏發(fā)電系統接入配電網技術規(guī)定》中對于光伏逆變器功率因數的要求（-0.95~0.95），仿真以4號曲線為基礎進行修正，即光伏發(fā)電功率標幺值位于0~0.5區(qū)間，逆變器功率因數為1.0；當光伏發(fā)電功率位于0.5~1.0區(qū)間，逆變器功率因數對應圖中4號曲線下半部分。

圖1 光伏逆變器變功率因數控制曲線

3.3.3 無功電壓控制

無功電壓控制策略是指光伏發(fā)電系統根據光伏并網點（或公共連接點）的電壓參考值在逆變器容量允許的范圍內自動調節(jié)其無功功率輸出。與逆變器功率因數控制策略（包括恒功率因數和變功率因數）相比較：該控制策略是直接根據光伏并網點（或公共連接點）電壓水平進行無功功率的閉環(huán)自動調節(jié)，以滿足電網電壓的安全約束。

通過OpenDSS可以自定義光伏逆變器V-Q（無功電壓）控制曲線，每一條控制曲線包含一定的無功輸出變化率限制，典型V-Q控制曲線如圖2所示。根據GB/T 12325-2008《電能質量 供電電壓允許偏差》規(guī)定的供電電壓要求（0.93~1.07 p.u.），仿真中控制裕度取為0.01 p.u.，即實際的電壓控制范圍為0.94~1.06 p.u.（即圖2中V2=0.94 p.u.，V3=1.06 p.u.，V1，V4分別取典型值 0.92 p.u.，1.08 p.u.）。由此可知：橫坐標軸下方曲線表示光伏并網點電壓實際值超出了控制上限，逆變器需要吸收一定的無功功率；反之，橫坐標軸上方曲線表示光伏并網點電壓實際值超出了控制下限，逆變器需要發(fā)出一定的無功功率。

圖2 光伏逆變器V-Q控制曲線

4 仿真分析

4.1 工程案例

本案例取自國內某工業(yè)園區(qū)110 kV變電站級區(qū)域電網，該變電站配有AVC子站控制系統、有載調壓主變1臺，共有17檔，容量80 MVA，下轄饋線10條，無功電容器2組，每組6 Mvar（單組不可調），年最大負荷約25 MW。在該區(qū)域電網中，光伏總裝機容量26 MWp，其中低壓接入用戶內部電氣網的光伏裝機容量為16.7 MWp，通過升壓變接入用戶專變高壓側的光伏裝機容量為9.3 MWp。該地區(qū)屬于太陽能資源Ⅲ類地區(qū)，光伏峰值利用小時數約1 000 h。仿真中，變電站主變高壓側采用帶無功約束的電壓源模型，電壓幅值采用歷史運行數據；負荷采用恒功率模型；光伏發(fā)電系統不考慮限功率運行方式，即保證光伏發(fā)電功率全發(fā)；并且不加裝無功補償設備或儲能設備；仿真時間尺度為5 min。

4.2 仿真分析

仿真結果表明：光伏逆變器在不同控制策略下主變主變分接頭檔位影響相對較小，1、2號電容器的運行情況見表1。由此可見，與功率因數控制仿真結果相比（表中第2個數字代表變功率因數控制，第3個數字代表恒功率因數控制），V-Q控制策略下電容器組動作次數均為0（未投入），尤其是1號電容器動作次數顯著減少，其中2號電容器未投入且沒有變化，主要是此仿真場景下負荷水平較低。

表1 不同輻照度變化模式電容器全天動作次數

結合圖3和圖4可見，基于V-Q控制策略不同輻照度變化模式下主變高壓側無功功率的波動量在AVC允許的運行范圍。然而，基于恒功率因數和變功率因數控制策略的仿真結果，其主變無功功率最大值均接近于AVC控制允許范圍的上限（5 Mvar）和下限（-2 Mvar）， 而且主變高壓側無功功率波動幅度更大，也相對更頻繁。

圖3 V-Q控制策略下主變高壓側無功功率

圖4 不同控制策略下主變高壓側無功功率

通過仿真結果分析發(fā)現，光伏采用低壓（0.4 kV）接入用戶內部電氣網方式，特別是光伏發(fā)電功率大于負荷功率情況下，光伏并網點電壓抬升較為突出。其中，較為嚴重是某低壓接入用戶，該用戶配變2臺1 MVA，光伏裝機容量為2.8 MWp，故下文將以該用戶為例進行分析。

由圖5可見，在不同輻照度模式下，該用戶光伏并網點電壓均在設定的控制目標范圍內，滿足國標規(guī)定的要求。

圖5 V-Q控制策略低壓接入用戶光伏并網點電壓

由圖6可知，與功率因數控制策略的仿真結果相比，基于V-Q控制策略，用戶光伏并網點電壓相對略高，這是由于光伏吸收的無功功率相對較少。因為通過圖7可知，V-Q控制策略下用戶吸收的無功功率顯著減少，且無功調節(jié)時段范圍也明顯縮小。

圖6 不同控制策略下低壓接入用戶光伏并網點電壓（基于輻照度變化模式2）

表2給出了不同控制策略下光伏發(fā)電系統無功調節(jié)的時段數和調節(jié)無功的用戶數。由此可見，相較于功率因數控制策略，無功電壓控制策略下，無論是無功調節(jié)的時段數還是調節(jié)無功的用戶數，都明顯減少。

圖8給出了不同控制策略下該區(qū)域電網線損比較圖。由此可見，恒功率因數控制策略下該變電站區(qū)域電網的線損較大，無功電壓控制策略與變功率因數控制策略下的電網線損比較接近，其中變功率因數控制策略下多數時段線損相對略大，無功電壓控制策略下線損最小。

表2 不同控制策略下光伏無功調節(jié)的時段數和用戶數比較（基于輻照度模式2）

圖7 不同控制策略下用戶光伏發(fā)電系統吸收的無功功率比較（基于輻照度變化模式2）

圖8 不同控制策略該變電站區(qū)域電網線損比較（基于輻照度模式2）

綜上，通過仿真分析可知：恒功率因數控制策略下，只要光伏發(fā)電功率大于0，所有光伏逆變器都要按照設定的功率因數進行無功調節(jié)，其中無功調節(jié)量取決于功率因數值；變功率因數控制策略下，根據光伏發(fā)電功率自動調整相應的功率因數，但也是調節(jié)所有光伏逆變器的無功功率。然而，無功電壓控制策略是各光伏逆變器根據其自身并網點電壓控制目標值調節(jié)其無功功率，并非所有光伏逆變器均進行統一的無功調節(jié)[16-17]。

5 結語

針對含高密度分布式光伏的區(qū)域配電網，基于現有AVC控制系統，考慮光伏逆變器的恒功率因數、變功率因數和無功電壓控制策略，進行了極端場景下全天時間尺度5 min的系統級連續(xù)控制仿真，獲得如下結論：

恒功率因數控制策略的不足在于：一、主變高壓側無功功率可能會超出實際允許運行上限；二、區(qū)域電網的線損會較高，提高了供電公司的運行成本；三、合適的恒功率因數數值難以確定。變功率因數控制策略的不足在于：合適的變功率因數曲線很難確定，在一些情況下光伏并網點電壓和主變無功會發(fā)生越限。相較而言，無功電壓控制策略優(yōu)勢在于：一、對現有AVC控制系統的運行影響較?。欢?、通過光伏發(fā)電系統本地的電壓直接控制，可保證光伏并網點電壓控制在預先設定的目標范圍；三、區(qū)域電網線損相對較小，具有經濟性優(yōu)勢[18-19]。

考慮到未來電網新增的光伏裝機容量以及為在本級電網層面解決無功電壓問題，避免上級電網進行無功調節(jié)，有利于其安全運行，可在變電站安裝一定容量的連續(xù)動態(tài)無功補償設備，以動態(tài)跟蹤光伏發(fā)電系統吸收的無功功率[20]。