原 帥

（內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，呼和浩特 010020）

0 引言

根據(jù)光伏并網(wǎng)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[1-2]，接入電網(wǎng)的光伏電站無功容量配置應(yīng)滿足容性無功容量能夠補(bǔ)償光伏電站滿發(fā)時(shí)站內(nèi)匯集線路、主變壓器的感性無功及光伏發(fā)電站送出線路的全部感性無功之和，感性無功容量能夠補(bǔ)償光伏電站自身的容性充電無功功率及光伏電站送線路的全部充電無功功率之和，因此光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備完全可以消除光伏電站及并網(wǎng)線路對(duì)電網(wǎng)無功、電壓的影響[3-6]。同時(shí)，光伏逆變器按照單位功率因數(shù)設(shè)置和運(yùn)行，最大限度地向電網(wǎng)輸出有功功率，若考慮無功功率輸出需求，就要增加逆變器容量和相應(yīng)投資[7-13]。目前，接入電網(wǎng)的大部分光伏發(fā)電站AVC系統(tǒng)僅通過控制站內(nèi)動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置進(jìn)行并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)，而不考慮光伏逆變器自身無功輸出能力[14-16]。如果這部分無功容量能夠被充分挖掘和利用，不僅可減少發(fā)電企業(yè)動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置的運(yùn)行成本，同時(shí)可為地區(qū)電網(wǎng)提供更多的無功儲(chǔ)備和支撐，增強(qiáng)地區(qū)電網(wǎng)（特別是電網(wǎng)末端）新能源匯集區(qū)的電壓調(diào)節(jié)能力[17-21]。

本文以內(nèi)蒙古電網(wǎng)某光伏匯集區(qū)為研究對(duì)象，對(duì)該地區(qū)電網(wǎng)無功電壓特性進(jìn)行仿真分析，并結(jié)合實(shí)際工況，研究該地區(qū)電網(wǎng)電壓越上限問題解決方案。

1 工程概況

內(nèi)蒙古電網(wǎng)某光伏匯集區(qū)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)見圖1，光伏電站A、B、C、D、E和F總裝機(jī)容量為570 MW，經(jīng)220 kV變電站YX將電能輸送到主網(wǎng)。該地區(qū)場站的負(fù)荷、無功設(shè)備配置情況如表1、表2所示，變電站YX主變壓器低壓側(cè)共配置容性無功54 Mvar，變電站JT配置容性無功30 Mvar，光伏電站A、B、C、D、E和F動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備可調(diào)總?cè)萘考s為±107 Mvar。該光伏匯集區(qū)負(fù)荷較小，架空線路較長，220 kV線路總長度超過200 km，其中變電站YX與主網(wǎng)220 kV線路長度接近120 km，地區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行電壓長期偏高，存在越上限的風(fēng)險(xiǎn)。

圖1 某光伏匯集區(qū)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)示意圖

表1 某光伏匯集區(qū)光伏電站參數(shù)

表2 某光伏匯集區(qū)變電站參數(shù)

2 地區(qū)電網(wǎng)電壓特性分析

該地區(qū)負(fù)荷較小，僅為18 MW+j6 Mvar，光伏逆變器滿足功率因數(shù)在超前0.95至滯后0.95的范圍內(nèi)動(dòng)態(tài)可調(diào)[17-18]，因此光伏電站逆變器動(dòng)態(tài)無功容量可按照實(shí)際容量的30%考慮。

由于該地區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行電壓長期較高，因此以基于地區(qū)電網(wǎng)電壓偏高的運(yùn)行方式進(jìn)行電網(wǎng)電壓特性仿真分析，即地區(qū)小負(fù)荷，光伏電站有功功率輸出為零，光伏逆變器無功功率輸出為零，光伏電站和變電站無功補(bǔ)償設(shè)備不投入。該地區(qū)電網(wǎng)潮流計(jì)算結(jié)果如表3所示。

表3 某光伏匯集區(qū)基礎(chǔ)網(wǎng)架潮流計(jì)算結(jié)果

2.1 光伏電站有功功率對(duì)地區(qū)電網(wǎng)電壓的影響

根據(jù)該地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，首先分析光伏電站有功功率輸出對(duì)地區(qū)電網(wǎng)電壓的影響。在上述運(yùn)行方式基礎(chǔ)上，保持該地區(qū)光伏逆變器無功功率輸出為零、光伏電站和變電站無功補(bǔ)償設(shè)備不投入，研究光伏電站不同有功功率輸出條件下各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓。地區(qū)電網(wǎng)電壓隨光伏電站有功功率變化曲線如圖2所示。由圖可知，隨著光伏電站有功功率的增加，該地區(qū)各電壓等級(jí)電網(wǎng)電壓開始略微增加，當(dāng)有功功率達(dá)到0.2（p.u.）左右時(shí)，電網(wǎng)電壓最高；隨著光伏電站有功功率繼續(xù)增加，電網(wǎng)電壓逐漸降低，且降速逐漸增加。

圖2 地區(qū)電網(wǎng)電壓隨光伏電站有功功率變化曲線

2.2 光伏逆變器無功功率對(duì)電網(wǎng)電壓的影響

保持光伏電站和變電站無功補(bǔ)償設(shè)備不投入，研究光伏逆變器不同無功功率輸出條件下，各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓，地區(qū)電網(wǎng)電壓隨逆變器無功功率變化曲線如圖3所示。由圖可知，隨著光伏逆變器無功功率的增加，該地區(qū)各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓基本呈線性下降，其中220 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.080 kV/Mvar，110 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.051 kV/Mvar，35 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.018 kV/Mvar。

圖3 地區(qū)電網(wǎng)電壓隨逆變器無功功率變化曲線

2.3 動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備對(duì)電網(wǎng)電壓的影響

保持該地區(qū)變電站無功補(bǔ)償設(shè)備不投入，光伏逆變器無功功率輸出為零，研究光伏場站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備不同無功功率條件下，各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓，地區(qū)電網(wǎng)電壓隨動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備無功功率變化曲線如圖4所示。由圖可知，隨著動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備無功功率的增加，該地區(qū)各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓基本呈線性下降，其中220 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.078 kV/Mvar，110 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.048 kV/Mvar，35 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.017 kV/Mvar。

圖4 地區(qū)電網(wǎng)電壓隨動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備無功功率變化曲線

2.4 變電站無功補(bǔ)償設(shè)備對(duì)電網(wǎng)電壓的影響

保持該地區(qū)變電站無功補(bǔ)償設(shè)備不投入，光伏逆變器無功功率輸出為零，研究變電站投入無功補(bǔ)償設(shè)備條件下，各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓，地區(qū)電網(wǎng)電壓如表4所示。由表4可知，當(dāng)變電站YX和JT共投入84 Mvar感性無功補(bǔ)償設(shè)備時(shí)，該地區(qū)各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓均下降，其中220 kV變電站YX電壓下降速率較大，約0.081 kV/Mvar，其他220 kV場站電壓下降速率約0.067 kV/Mvar，110 kV系統(tǒng)電壓平均下降速率約0.061 kV/Mvar，35 kV系統(tǒng)光伏電站A電壓下降速率較大，約0.024 kV/Mvar，其他電壓平均下降速率約為0.018 kV/Mvar。

表4 變電站投入無功補(bǔ)償設(shè)備前后各場站電壓對(duì)比 kV

由以上分析結(jié)果可知，采用光伏逆變器輸出無功功率、投入光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備及投入變電站無功補(bǔ)償設(shè)備等方案均可有效降低該地區(qū)電網(wǎng)電壓，不同無功補(bǔ)償方案條件下地區(qū)電網(wǎng)電壓下降速率對(duì)比曲線如圖5所示。采用光伏逆變器無功補(bǔ)償或投入光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備的方式進(jìn)行地區(qū)無功功率補(bǔ)償時(shí)，該地區(qū)各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓下降速率較均勻，且地區(qū)電網(wǎng)電壓下降速率較大；采用變電站投入無功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行補(bǔ)償時(shí)，由于補(bǔ)償具有集中性（僅在變電站YX和變電站JT補(bǔ)償），因此各電壓等級(jí)電網(wǎng)電壓的下降速率差別較明顯，部分與變電站YX或變電站JT電氣距離較近的場站，例如變電站JT、光伏電站A和光伏電站E等，電壓下降速率較大，而電氣距離較遠(yuǎn)的場站電壓下降速率較小，特別是光伏電站D，其容量較大（200 MW），低壓線路和匯集線充電功率較大，但由于通過光伏電站C接入變電站YX，與變電站YX之間電氣距離較遠(yuǎn)，因此在變電站投入無功補(bǔ)償設(shè)備時(shí)，其電壓下降率僅為0.01 kV/Mvar。

圖5 不同無功補(bǔ)償方案條件下地區(qū)電網(wǎng)電壓下降率對(duì)比曲線

3 地區(qū)電網(wǎng)電壓越上限問題分析

由2.1節(jié)仿真結(jié)果可知，當(dāng)光伏電站有功功率為0.2（p.u.）時(shí)，該地區(qū)各電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓基本達(dá)到最大，因此設(shè)置光伏電站有功功率為0.2（p.u.），并以該工況為基礎(chǔ)研究解決該地區(qū)電壓越上限問題的無功補(bǔ)償方案。光伏逆變器輸出無功功率、投入光伏電站或變電站無功補(bǔ)償設(shè)備及其組合方式如表5所示。

根據(jù)光伏并網(wǎng)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，35~110 kV電壓等級(jí)并網(wǎng)點(diǎn)電壓偏差為相應(yīng)系統(tǒng)標(biāo)稱電壓的-3%~7%；220 kV系統(tǒng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓偏差為相應(yīng)系統(tǒng)標(biāo)稱電壓的0~10%。在表5中的5種不同工況下，該地區(qū)各電壓等級(jí)的系統(tǒng)電壓如圖6所示，單獨(dú)投入變電站或光伏電站無功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行電壓調(diào)節(jié)時(shí)（工況2和工況3），均不能完全滿足系統(tǒng)調(diào)壓的要求，各工況條件下，不同電壓等級(jí)系統(tǒng)電壓超標(biāo)最大值見表5。

圖6 不同工況下地區(qū)電網(wǎng)電壓變化情況

表5 不同無功補(bǔ)償方案條件下該地區(qū)電網(wǎng)電壓超標(biāo)情況統(tǒng)計(jì)

由于該地區(qū)光伏匯集區(qū)，逆變器容量大，并且其功率因數(shù)在±0.95范圍可調(diào)，所以無功調(diào)節(jié)容量充足（約±170 Mvar）。與其他方案相比，采用逆變器無功功率輸出補(bǔ)償方案（工況4）時(shí)，地區(qū)電網(wǎng)電壓下降最大，調(diào)節(jié)能力最大。采用光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置和變電站無功補(bǔ)償設(shè)備相結(jié)合的無功補(bǔ)償方案（工況5）時(shí)，也可將系統(tǒng)電壓降低至合格范圍。

此外，變電站無功補(bǔ)償設(shè)備投切是通過人工操作進(jìn)行的，對(duì)電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的速率較小，對(duì)于新能源匯集區(qū)，受天氣因素影響，功率變化快，這種方法難以滿足快速調(diào)節(jié)無功的需求[18]。因此，對(duì)于該地區(qū)長期存在的電壓越限問題，可以通過AVC控制系統(tǒng)優(yōu)先采用光伏逆變器無功功率進(jìn)行無功補(bǔ)償[19-21]。

對(duì)于光伏滿發(fā)的工況，該地區(qū)電網(wǎng)電壓和越限情況如表6所示，光伏電站A、E和F電壓略微超標(biāo)，最大超標(biāo)值為1.7%，可通過AVC控制系統(tǒng)控制站內(nèi)逆變器或動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備將電壓調(diào)節(jié)至合理范圍。

表6 光伏滿發(fā)工況下該地區(qū)電網(wǎng)電壓超標(biāo)情況統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論

本文以某光伏匯集區(qū)為研究對(duì)象，對(duì)該地區(qū)電壓特性進(jìn)行了仿真分析，并針對(duì)該地區(qū)長期存在的電壓越上限問題進(jìn)行了研究，主要結(jié)論如下：

（1）采用光伏逆變器輸出無功功率或光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備的方式進(jìn)行感性無功補(bǔ)償時(shí)，該地區(qū)各場站電壓下降速率比較均勻，并且采用逆變器輸出無功功率補(bǔ)償時(shí)該地區(qū)電網(wǎng)電壓下降速率較大。與此相比，采用變電站投入感性無功補(bǔ)償裝置進(jìn)行無功補(bǔ)償時(shí)，各變電站和光伏電站電壓下降速率差別較明顯。

（2）通過控制光伏逆變器輸出無功功率，或采用光伏電站動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置與變電站無功補(bǔ)償設(shè)備相結(jié)合的方案均可以滿足該地區(qū)電壓調(diào)節(jié)需求，解決該地區(qū)電壓越上限問題。