孟 濤， 薛志偉， 郭偉東

（國網(wǎng)山西省電力公司電力調(diào)度控制中心，山西 太原 030001）

0 引言

電力系統(tǒng)的無功配置及無功控制遵循分層分區(qū)、就地平衡的原則。理想狀態(tài)下電力系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)拓?fù)涞母鞴?jié)點(diǎn)間應(yīng)盡量減少無功功率流動。大功率無功傳輸會帶來較高網(wǎng)損，造成電網(wǎng)及發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟(jì)損失。新能源電站在無功補(bǔ)償裝置配置設(shè)計上普遍執(zhí)行冗余配置原則，如控制性能或策略不當(dāng)，運(yùn)行中易出現(xiàn)多發(fā)無功功率的問題。本文針對一類并網(wǎng)風(fēng)光互補(bǔ)新能源發(fā)電系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線無功功率過剩問題進(jìn)行分析，明確問題產(chǎn)生的原因，并提出相關(guān)運(yùn)行控制建議。

1 一類風(fēng)光互補(bǔ)新能源發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)無功過剩問題

某光伏電站（裝機(jī)容量30 MWp，以下簡稱A站） 通過14.2 km 的110 kV 架空線接入某風(fēng)電場（裝機(jī)容量79.5 MW，以下簡稱B 站）。A 站與B站構(gòu)成風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，共同通過4.95 km 的110 kV 架空線接入山西110 kV 電網(wǎng)。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

圖1 風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)示意圖

A 站無功補(bǔ)償裝置為1 臺±12 Mvar 的SVG；B站無功補(bǔ)償裝置為1 臺±8 Mvar 的SVG、1 臺±6 Mvar的SVG 及1 組5 Mvar 的固定電容器。

選取典型日A 站并網(wǎng)線有功功率曲線（見圖2）、無功功率曲線（見圖3） 進(jìn)行分析。由圖2 和圖3 可以看出，AB 線輸送有功功率曲線呈現(xiàn)典型的光照日曲線正相關(guān)特性，而無功功率曲線表現(xiàn)為全天各時段均由A 站向B 站輸出（B 站流向A站為正）。在夜間時段，AB 線傳輸無功功率更是在10 Mvar 以上，違背無功功率就地平衡的技術(shù)原則，造成顯著的電能損耗。

圖2 典型日A 站并網(wǎng)線有功功率曲線

圖3 典型日A 站并網(wǎng)線無功功率曲線

2 基于無功功率傳輸原理的初步分析

即線路上無功功率的流向取決于線路兩側(cè)電壓差和線路傳輸有功功率的大小。若電壓差偏大而傳輸有功功率偏小，則無功功率由高壓側(cè)流向低壓側(cè)；若電壓差偏小而傳輸有功功率偏大，則無功功率從低壓側(cè)流向高壓側(cè)。由此原理分析可得，AB 線無功功率過剩的本質(zhì)原因是A 站運(yùn)行電壓偏高，B 站運(yùn)行電壓偏低，且系統(tǒng)內(nèi)有功功率流動較運(yùn)行電壓差偏小。為提出解決措施，需進(jìn)一步從無功補(bǔ)償裝置容量、性能及無功控制策略三方面分析原因。

圖4 線路無功功率傳輸?shù)刃щ娐?/p>

3 風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)無功功率補(bǔ)償冗余度校核

為分析AB 線傳輸無功功率過剩原因，首先需要計算風(fēng)光互補(bǔ)系統(tǒng)內(nèi)A、B 站各自的無功補(bǔ)償裝置配置是否滿足其無功需求。分析結(jié)果如表1 所示。

表1 A 站、B 站無功需求分析

A 站的無功配置是-12～12 Mvar，A 站的無功（感性） 需求是-0.612～5.95 Mvar；B 站的無功配置為-14～19 Mvar，其無功需求為-0.26～18.12 Mvar。通過比較兩站的無功補(bǔ)償裝置容量與無功需求可知，風(fēng)光互補(bǔ)系統(tǒng)內(nèi)兩站的無功補(bǔ)償容量配置均能夠滿足各自的感性和容性無功需求，系統(tǒng)內(nèi)相關(guān)無功電壓控制策略實(shí)現(xiàn)不受制約。

4 新能源互補(bǔ)系統(tǒng)內(nèi)無功控制策略及補(bǔ)償裝置性能響應(yīng)分析

在典型日A、B 站自動電壓控制系統(tǒng)AVC（auto voltage control） 控制子站記錄中，均勻選取12 個時刻，摘錄入表2。

由表2 可知，在全天各個時刻，A 站與B 站的AVC 目標(biāo)控制電壓差為0?？紤]夜間方式，光伏電站全站有功出力為0，根據(jù)無功功率傳輸原理分析，應(yīng)不會產(chǎn)生聯(lián)絡(luò)線的無功功率流動，與實(shí)際現(xiàn)象不同；考慮日間方式，光伏電站發(fā)出有功功率，根據(jù)無功傳輸原理分析，若存在有功流動但電壓差為0，應(yīng)存在無功功率反方向流動的現(xiàn)象（由B 站流向A 站），與實(shí)際現(xiàn)象不同。

根據(jù)上述分析可知，AVC 控制策略（電壓差為0） 并非導(dǎo)致無功功率由A 站流向B 站的原因。進(jìn)一步分析A 站和B 站的電壓跟蹤情況。AVC 子站判斷實(shí)際母線電壓是否跟蹤目標(biāo)電壓成功的條件是控制后電壓和目標(biāo)電壓的差小于0.5 kV。選取的12個時刻中A 站共有4 個時刻未跟蹤成功，8 個時刻跟蹤成功；B 站共有7 個時刻未跟蹤成功，5 個時刻跟蹤成功。A、B 站的實(shí)際運(yùn)行電壓差在0.167～0.94 kV 之間，且多個時段A 站電壓遠(yuǎn)高于B 站電壓。這與無功功率由A 站向B 站流動的現(xiàn)象相符。

經(jīng)分析可知，A 站與B 站的AVC 響應(yīng)狀況不良應(yīng)是導(dǎo)致聯(lián)絡(luò)線傳輸無功較大的主要原因。

表2 AVC 控制子站記錄——電壓跟蹤情況

5 不同電壓差下問題復(fù)現(xiàn)仿真

下面通過仿真建模復(fù)現(xiàn)A、B 站不同電壓差下無功功率流動情況。仿真中2 站設(shè)定電壓差、光伏發(fā)電有功功率同實(shí)際一致，其余設(shè)定變量均為隨機(jī)選取。仿真程序采用中國電科院PSD-BPA 程序，潮流計算模塊版本號為4.3.4B。

仿真數(shù)據(jù)基于山西調(diào)度運(yùn)行方式數(shù)據(jù)；電源、負(fù)荷及網(wǎng)絡(luò)模型選用靜態(tài)模型；仿真中采用電壓遠(yuǎn)控節(jié)點(diǎn)（BG 卡） 及電壓受控節(jié)點(diǎn)（BC 卡） 實(shí)現(xiàn)AVC 控制系統(tǒng)對站內(nèi)高壓母線節(jié)點(diǎn)電壓的控制。

5.1 夜間斷面潮流分析

選取夜間0 點(diǎn)40 分時刻進(jìn)行仿真，A、B 站母線電壓差為0.393 kV，根據(jù)典型日有功無功日曲線，0 點(diǎn)40 分，A 站流向B 站的有功功率為0 MW，無功功率為10.03 Mvar。圖5 為此時刻系統(tǒng)潮流分布圖，A 站光伏元件發(fā)出有功功率為0，A、B 站電壓差為0.5 kV，由A 站流向B 站的無功功率為10 Mvar，同實(shí)際曲線中AB 線輸送無功功率值接近。

圖5 夜間某時刻光伏電站送出系統(tǒng)潮流圖

5.2 早間斷面潮流分析

選取早間7 點(diǎn)40 分時刻進(jìn)行仿真，A、B 站母線電壓差為0.715 kV，根據(jù)典型日有功無功日曲線，7 點(diǎn)40 分，A 站流向B 站的有功功率為0.25 MW，無功功率為16.75 Mvar。圖6 為此時刻系統(tǒng)潮流分布圖。A 站光伏元件發(fā)出有功功率為0.3 MW，A、B 站電壓差為0.7 kV，由A 站流向B 站的無功功率為14.3 Mvar，同實(shí)際曲線中AB 線輸送無功功功率值接近。

圖6 早間某時刻光伏電站送出系統(tǒng)潮流圖

5.3 午間斷面潮流分析

選取午間11 點(diǎn)20 分時刻進(jìn)行仿真，A、B 站母線電壓差為0.94 kV。根據(jù)典型日有功無功日曲線，11 點(diǎn)20 分，A 站流向B 站的有功功率約23.81 MW，無功功率為15.43 MW。潮流計算中A 站光伏組件發(fā)出有功功率24 MW，A、B 站110 kV 母線電壓差為1 kV。圖7 為此時刻系統(tǒng)潮流分布圖。由A站流向B 站的無功功率為15 Mvar，同實(shí)際曲線中AB 線輸送無功功率值接近。

由仿真復(fù)現(xiàn)結(jié)果可知，不同有功發(fā)電工況下的站間電壓差不合理確實(shí)是光伏電站輸送無功功率過剩的主要原因。

圖7 午間某時刻光伏電站送出系統(tǒng)潮流圖

6 改進(jìn)措施建議及驗(yàn)證

針對上述分析原因，建議采取以下改進(jìn)措施。

a） 改進(jìn)和提高光伏電站及風(fēng)電場的動態(tài)無功補(bǔ)償裝置的響應(yīng)性能，使其能夠快速響應(yīng)跟蹤AVC 子站所下達(dá)的目標(biāo)電壓曲線。

b） 改進(jìn)風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)的無功控制策略。新能源場站的并網(wǎng)無功功率主要取決于其發(fā)出的有功功率與相鄰場站的電壓差。A、B 場站AVC 子站目標(biāo)電壓差為0，在光伏大發(fā)方式下，會造成與有功功率反向的無功功率交換，違背無功就地平衡原則。

若以光伏電站并網(wǎng)線無功功率交換最小為控制目標(biāo)，此新能源系統(tǒng)中A 站和B 站的AVC 裝置下達(dá)的目標(biāo)電壓差應(yīng)合理考慮光伏電站的有功出力。根據(jù)典型日光伏電站有功功率曲線和仿真計算，本文試給出合理的站間電壓階梯如表3 所示。

表3 A 站和B 站電壓差曲線建議值

依據(jù)表3 對11 點(diǎn)20 分時刻仿真數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)整，設(shè)定A 站和B 站目標(biāo)電壓階梯為0.3 kV，其他電源、負(fù)荷邊界條件保持不變，重新進(jìn)行潮流計算，潮流分布情況如圖8 所示，AB 線傳送無功功率為0.4 Mvar，達(dá)到兩站無功就地平衡的目的。

經(jīng)過仿真計算，表3 給出的電壓階梯建議值在各時段均滿足光伏電站并網(wǎng)線交換無功功率較小的要求。

圖8 調(diào)整控制目標(biāo)電壓后午間光伏電站送出系統(tǒng)潮流圖

7 總結(jié)與展望

本文研究了一類風(fēng)光互補(bǔ)新能源發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)聯(lián)絡(luò)線無功傳輸問題。通過無功功率輸送本質(zhì)原理分析、場站無功配置冗余度校核、無功控制策略、無功補(bǔ)償響應(yīng)特性分析及建模仿真復(fù)現(xiàn)，明確了新能源發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)聯(lián)絡(luò)線無功功率過剩的主要原因：一是新能源場站的無功電壓跟蹤性能不良；二是場站的控制電壓目標(biāo)策略不合理。本文給出了基于光伏電站有功功率曲線的AVC 控制目標(biāo)電壓差建議值，通過仿真驗(yàn)證，各種工況下光伏電站并網(wǎng)線傳輸無功功率均接近于零，有效地解決了無功功率過剩的問題。相關(guān)分析方法及控制策略調(diào)整方法不僅適用于多級新能源系統(tǒng)，同樣適用于單一新能源場站的無功輸出異常問題，具有較廣泛的參考意義。