姚蘇建, 胡海安

(1.上海電力大學, 上海 200090; 2.蘇州供電公司, 江蘇 蘇州 215004)

關(guān)于分布式光伏并網(wǎng)利用的相關(guān)政策出臺以來[1-2],許多用戶建設(shè)的分布式光伏電站(含早期建設(shè)的金太陽項目)都已經(jīng)順利通過供電公司驗收并網(wǎng)發(fā)電。在此過程中,為了保障電網(wǎng)運行安全、服務用戶并網(wǎng)利用,電力公司在方案制定、設(shè)計施工圖審查及驗收等環(huán)節(jié)嚴格把關(guān),力爭將分布式電源對電網(wǎng)的影響降到最低[3-4]。

在諧波治理和無功調(diào)節(jié)方面,用戶能夠與電網(wǎng)保持一致,根據(jù)新增并網(wǎng)設(shè)備的無功負荷,配置無功補償設(shè)備,滿足國標對用戶功率因數(shù)的要求。但是在工程實際中,并網(wǎng)運行時還是出現(xiàn)了用戶計量點處功率因數(shù)嚴重不符合要求的案例,即另外一種形式的無功補償問題。

1 計量點平均功率因數(shù)嚴重超標問題的產(chǎn)生

電力用戶申請用電開戶后安裝電表(即關(guān)口電能計量表),用來記錄用戶使用的電量、用電負荷的功率因數(shù)等參數(shù)。計量出的電力數(shù)值可用于結(jié)算電費,計量出的功率因數(shù)(一般結(jié)算值采用月平均功率因數(shù),下同)可用于用戶力調(diào)費結(jié)算的計算依據(jù),特別對于大用戶,功率因數(shù)超過國家標準[5]后將會產(chǎn)生正的力調(diào)費(如果達標則會獎勵一定費用)。

近年來由于用戶側(cè)分布式電站項目的陸續(xù)接入,在現(xiàn)行的計量方法下產(chǎn)生了許多問題,導致很多用戶為此支付了高額的力調(diào)費。計量方法具體如圖1所示。

圖1 計量點功率因數(shù)計算方法示意

在圖1中,關(guān)口計量點是用戶和供電公司的計量分界點。設(shè)光伏電站并網(wǎng)運行前后計量點的功率因數(shù)分別為cosφ1和cosφ2,則

(1)

(2)

式中:P1,Q1——計量點處的有功輸入功率和無功輸入功率;

P2,Q2——逆變器輸出的有功功率和無功功率。

由式(1)和式(2)可知,按照圖1的接線方式并網(wǎng)的光伏電站發(fā)電運行后,計量點處的有功輸入功率從P1變成P1-P2,無功輸入功率從Q1變成Q1-Q2。由于光伏電站輸出功率接近1,即Q2≈0,因此計算出的功率因數(shù)會發(fā)生明顯變化。

例如,蘇州某工業(yè)用戶一般日用負荷為1 850 kW,功率因數(shù)為0.92,電能表顯示無功負荷總量為788.1 kW。光伏電站以圖1方式投入運行后(廠內(nèi)并網(wǎng)光伏電站裝機總?cè)萘繛? 600 kW),某天氣晴好時測得其出力為1 285 kW,功率因數(shù)為0.99,此時無功負荷為183.1 kW。關(guān)口計量點處顯示功率因數(shù)為0.68,嚴重偏離了工業(yè)用戶0.9的要求值。當月電費結(jié)算時產(chǎn)生了力調(diào)費(即功率因數(shù)罰款)。通過電站業(yè)主與房東的協(xié)商,最終力調(diào)費由電站業(yè)主承擔。此類問題的發(fā)生對分布式光伏并網(wǎng)的發(fā)展造成了一定的負面效應。

2 解決方案

通過以上分析可知,功率因數(shù)不達標,甚至嚴重偏離標準值時,必須補充容性無功功率。目前主要有以下兩種方法。

2.1 負荷母線上安裝容性無功設(shè)備

在指定光伏電站的并網(wǎng)方案時,一般會根據(jù)光伏電站新增的無功負荷(主要是并網(wǎng)電纜、升壓變壓器的無功損耗等)來考慮原廠的無功配置[6]。這種方法沒有考慮到關(guān)口計量點在圖1接線時產(chǎn)生的無功計算缺額。若要彌補缺額,需要在負荷母線上新增靜態(tài)無功發(fā)生器(Static Var Generator,SVG)或電容器組。補償?shù)娜鳖~將遠比未裝光伏電站時所需的無功功率大,同時還需考慮SVG或電容器組設(shè)備的合理性和建設(shè)成本的經(jīng)濟性問題。

計量點功率因數(shù)補償示意圖如圖2所示。

圖2 計量點功率因數(shù)補償示意

以上述蘇州某工業(yè)用戶為例,當光伏電站以圖2方式投入運行后,關(guān)口計量點的有功功率為565 kW,功率因數(shù)為0.68。若要將功率因數(shù)提高到0.9,則在用戶10 kV母線上新投入的容性無功功率應為253.52 kW。

2.2 調(diào)節(jié)逆變器無功功率的輸出

逆變器作為光伏電站直流輸入、交流輸出的核心設(shè)備,對于并網(wǎng)側(cè)交流負荷和電網(wǎng)而言,可以等效為一個輸出功率的電源。

根據(jù)式(1)和式(2)可知,調(diào)節(jié)逆變器功率因數(shù)就能調(diào)節(jié)逆變器輸出的有功功率P2和無功功率Q2,電網(wǎng)提供的功率P1和Q1也會隨之發(fā)生相應的變化。當計量點功率因數(shù)cosφ1和cosφ2相等,或cosφ2略大于cosφ1時,停止調(diào)節(jié),此時的光伏電站在并網(wǎng)運行的同時保證了計量點功率因數(shù)滿足要求。

為了實現(xiàn)功率調(diào)節(jié)的功能,可以在關(guān)口計量點處安裝一套功率聯(lián)調(diào)裝置,通過軟件計算來實現(xiàn)。其安裝示意圖如圖3所示。

圖3 逆變器功率因數(shù)聯(lián)調(diào)示意

比較上述兩類解決方案,如果能通過逆變器調(diào)節(jié),就能補償無功的缺額,節(jié)省投資并且高效,無疑是一種更優(yōu)的方案。下面采用逆變器功率調(diào)節(jié)策略對計量點處功率因數(shù)進行詳細分析。

3 采用10 kV接入時的逆變器調(diào)節(jié)策略

根據(jù)相關(guān)規(guī)定[7],逆變器類型的分布式電源接入10 kV及以下配電網(wǎng)時,其功率因數(shù)應在0.95(超前)～0.95(滯后)范圍內(nèi)可調(diào),這就為無功輸出調(diào)節(jié)提供了可行的技術(shù)條件。當功率因數(shù)為正(超前)時,式(2)中Q2前的符號為負;當功率因數(shù)為負(滯后)時,式(2)中Q2為正?？梢猿醪脚卸ǖ氖?當逆變器功率因數(shù)為正(超前)時,計量點的功率因數(shù)更加符合要求。

逆變器的功率因數(shù)為正表示光伏電站向并網(wǎng)點輸送功率。光伏電站并網(wǎng)后,功率因數(shù)調(diào)節(jié)方法如圖4所示。

圖4 逆變器功率因數(shù)為正時的功率因數(shù)調(diào)節(jié)

在圖4中,∠AOC為光伏電站并網(wǎng)前的功率因數(shù)角,要使得功率因數(shù)符合要求,則∠AOC應小于25.8°。光伏電站并網(wǎng)后,逆變器功率因數(shù)角變?yōu)椤螧OC。若

∠BOC≤∠AOC

(3)

則光伏電站并網(wǎng)后所發(fā)出的有功功率和無功功率可以繼續(xù)保持計量點功率因數(shù)的要求。

要滿足式(3),即

tan ∠BOC≤tan ∠AOC

(4)

也即

(5)

得

(6)

式(6)表明,光伏逆變器的功率因數(shù)角應大于并網(wǎng)前用戶的用電負荷功率因數(shù)角。即,如果光伏電站并網(wǎng)前,用戶的功率因數(shù)為0.9時,需要將光伏逆變器的功率因數(shù)調(diào)節(jié)為小于0.9的值,進而實現(xiàn)光伏逆變器的功率輸出滿足計量點功率因數(shù)的要求。尤其是有些逆變器可以做到在調(diào)節(jié)功率因數(shù)時,保持有功輸出不變,將更有利于調(diào)節(jié)效果的顯現(xiàn)。

上述蘇州某工業(yè)用戶的案例通過本方案技改后,成功解決了功率因數(shù)超標問題,至今已通過3年多的實際運行,未再出現(xiàn)此類問題。

4 采用380 V接入時逆變器調(diào)節(jié)策略

逆變器接入380 V配電網(wǎng)時,為充分利用用戶原無功治理設(shè)備,光伏發(fā)電項目接入點(即逆變器的接入點)應設(shè)置在用戶無功治理設(shè)備的無功采用點后靠近負荷的一側(cè)。具體如圖5所示。

圖5 采用380 V接入的系統(tǒng)示意

由于逆變器接入點在無功補償采樣點之后,在以下兩種情況下功率因數(shù)將無法滿足考核指標。

(1) 原無功投切裝置已處于滿投,仍不能滿足功率因數(shù)考核的標準要求。

(2) 用戶負荷小于光伏發(fā)電出力,系統(tǒng)工作在逆潮流狀態(tài),且原無功補償裝置使用的無功補償控制器不具備四象限采集功能。

針對第1種情況,采用前文所述的調(diào)解方案即可滿足調(diào)節(jié)要求。

針對第2種情況,由于用戶原無功補償控制器不具備四象限采集能力,故其采集的數(shù)值為負值,即系統(tǒng)被誤判定為容性系統(tǒng)。此時,需要通過圖3中無功聯(lián)調(diào)裝置將原無功補償控制器設(shè)置為手動投切模式,由聯(lián)調(diào)裝置發(fā)送電容投切指令,一般情況下可滿足無功調(diào)節(jié)需求;若電容滿投仍達不到設(shè)定的功率因數(shù)要求,可再通過調(diào)節(jié)逆變器增加無功輸出的方法來滿足標準規(guī)定的功率因數(shù)要求。具體如圖6所示。

圖6 逆潮流狀態(tài)下的無功補償調(diào)節(jié)示意

圖6中,原用戶無功補償裝置提供的無功功率為Q3,∠AOC為光伏電站并網(wǎng)前的功率因數(shù)角。由于系統(tǒng)無功裝置控制失效,此時功率因數(shù)角很大,要使得功率因數(shù)符合要求,則∠AOC應小于25.8°。光伏電站并網(wǎng)后,逆變器功率因數(shù)變換為圖6中的∠BOC′需滿足

∠BOC′≤∠AOC

(7)

即

tan ∠BOC′≤tan ∠AOC

(8)

也即

(9)

可得

(10)

式(10)表明,光伏逆變器與原用戶電容器組共同作用的功率因數(shù)角應大于并網(wǎng)前用戶的用電負荷功率因數(shù)角。也就是說,如果光伏電站并網(wǎng)前用戶的功率因數(shù)遠低于0.9,首先需要使原用戶無功補償裝置復活并且正確動作(即投入無功Q3);若Q3已達最大值,功率因數(shù)仍不達標,則應將光伏逆變器的功率因數(shù)調(diào)節(jié)為小于0.9的某值(可用爬山法逐漸逼近調(diào)節(jié),也可通過計算直接給出無功Q2的值),進而調(diào)節(jié)光伏逆變器的功率輸出,滿足計量點功率因數(shù)的要求。

5 結(jié) 論

(1) 分布式光伏電站并網(wǎng)運行后,在大工業(yè)用戶的關(guān)口計量點處有可能出現(xiàn)嚴重偏低的功率因數(shù)超標現(xiàn)象。若不予以治理,將會對用戶造成一定數(shù)額的經(jīng)濟損失。

(2) 當用戶的功率因數(shù)接近標準的下限(即cosφ1=0.9)時,應調(diào)節(jié)逆變器的功率因數(shù)為正運行,并將逆變器功率因數(shù)調(diào)節(jié)為小于并網(wǎng)前的功率因數(shù),才能保證關(guān)口計量點處的功率因數(shù)符合標準和協(xié)議要求。

(3) 當用戶的功率因數(shù)接近標準的上限值(即cosφ1=1)時,應調(diào)節(jié)逆變器的功率因數(shù)為負運行。在滿足一定條件的前提下,接入分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)后用戶吸收較少的電網(wǎng)無功功率,就能保證關(guān)口計量點的功率因數(shù)在標準和協(xié)議的要求范圍內(nèi)。

(4) 為了更好地發(fā)揮逆變器的調(diào)節(jié)作用,需要通過對逆變器并網(wǎng)的分布式新能源功率因數(shù)作出調(diào)整。