大型光伏电站无功电压控制策略

周 林，邵念彬

（重庆大学 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400030）

0 引言

近年来随着光伏产业迅速发展，系统成本不断降低，光伏并网技术逐渐成熟，建设大型并网光伏电站成为大规模利用太阳能的有效方式［1］。不同于分布式光伏发电，大型光伏电站多建立在荒漠地区，当地负荷水平较低，所接入地区电网的短路容量较小，大量的光伏电力需要高压长距离输电线路外送［2-3］。由于光伏发电受光照影响较大，光照的波动会引起有功输出的波动，从而导致并网点电压波动甚至越限［4］，因此大型光伏电站必须具备无功电压控制能力［5］。

目前针对光伏电站电压控制的研究多集中在分布式发电领域。分布式光伏发电的调压方式主要有利用储能装置［6-7］、无功补偿装置、逆变器无功功率控制［8］。储能装置可以平抑有功波动但会增加系统成本，且控制复杂；无功补偿装置调压忽略了逆变器的无功输出能力；逆变器无功功率控制主要针对本地负载的无功补偿，不能实现光伏电站的无功独立控制。此外，德国电气工程师协会提出了适用于分布式光伏发电的4种无功控制策略：恒无功功率Q控制、恒功率因数cosφ控制、基于光伏有功出力的cosφ（P）控制及基于并网点电压幅值的Q（U）控制策略［9］。但这4种控制策略仅针对单台逆变器，并不适用于大型光伏电站。

不同于分布式光伏发电，大型光伏电站内部无功源包括逆变器和无功补偿装置，因此大型光伏电站的无功电压控制必然涉及逆变器与无功补偿装置以及各逆变器的协调控制。文献［10］提出了以并网点电压以及并网点功率因数为控制目标的控制策略；文献［11］将大型光伏电站内部的无功源分为3层，提出了3层无功控制策略。但以上文献都只针对并网点电压进行控制，未研究电站内部的电压分布情况。

大型光伏电站通常由多组光伏发电单元PVGU（PV Generation Unit）组成，每组PVGU分别通过升压变压器汇入送端配电站，然后以相应的电压等级实现远距离高压交流输电［12］。虽然目前尚无规范对站内PVGU并网电压做出具体规定，但由于站内集电线路的存在，随着有功出力的增加，可能会导致线路末端PVGU电压过高，从而导致保护装置动作，使得逆变器脱网，不利于光伏电站稳定运行。考虑到在正常工况下，无功电压之间呈现近似线性关系，本文基于无功电压灵敏度分析方法，提出了一种考虑站内电压分布的大型光伏电站无功电压控制策略。该控制策略通过优化计算对各台逆变器及无功补偿装置的无功出力进行协调，在并网点电压动态调节的基础上，改善站内电压分布，最后通过相应算例进行了仿真验证。

1 大型光伏电站原理

1.1 大型光伏电站拓扑结构

大型光伏电站多采用逆变器并联集中并网，通过升压站变压器实现高压交流输电［13］。以国电蒙电巴彦淖尔市乌拉特后旗光伏发电项目为例，其拓扑结构如图 1 所示。 图中 Ui（i=1，2，…，n）表示第 i组PVGU升压变压器低压侧电压；UPOI表示主变压器高压侧（并网点）电压；U表示电网电压。无功补偿装置装设在主变压器低压侧。

图1 大型光伏电站拓扑结构示意图Fig.1 Topology of large-scale grid-connected photovoltaic power plant

该光伏电站由多组PVGU并联组成。光伏发电单元将直流电能逆变为270 V交流电，为降低电站内部损耗，每组PVGU配置1台0.27 kV/10 kV升压变压器（Ti）。由于光伏阵列占地面积较大，各组PVGU之间距离较远，需要m回集电线路（每回集电线路串联l组光伏发电单元）将电能汇集，接入主变器（T）低压侧，由主变器将电能集中升压至110 kV，通过送出线路输送至电网。每组PVGU由2台500 kW逆变器并联组成。逆变器采用单级结构，光伏阵列将太阳能转化为直流电能，通过直流侧电容接入逆变器，再经由LCL滤波器接入升压变压器低压侧。每台并网逆变器均采用相同的结构、参数和控制策略，当一台并网逆变器出现故障时，不影响剩余各组的工作。

1.2 并网逆变器控制系统

针对LCL型并网逆变器，可通过控制并网侧电流实现逆变并网［14-16］。为增加系统的稳定性，采用电容电流有源阻尼控制策略［17］。完整控制框图如图2所示［18-20］。

图中，upv和ipv分别表示逆变器直流侧电压、电流；P*和 Q*分别表示有功参考和无功参考；isαβ和usαβ分别表示实际的并网电流和并网电压，isαβref表示电流参考；kd表示电容电流有源阻尼因子。

该控制策略包括直流侧最大功率点跟踪（MPPT）和电流控制环两部分。所有控制过程完全在αβ坐标系下进行，省去了锁相环节以及电流环解耦控制。MPPT过程采用扰动观察法，可给出有功参考P*，无功参考Q*由外部给定或者由有功参考P*乘以功率因数cosφ获得；根据瞬时功率理论可由有功参考和无功参考计算出电流参考isαβref。电流环采用准PR控制器［20］，可以实现交流信号的无差调节。在该控制策略下，通过给定Q*或者功率因数cosφ就可以实现逆变器无功功率的独立控制。

图2 并网逆变器控制系统结构示意图Fig.2 Schematic diagram of grid-connected inverter control system

2 光伏电站输出功率与电压关系分析

建立图1的等值模型，如图3所示。为简化分析，忽略PVGU升压变压器激磁导纳。图中，Pi+jQi表示第i组PVGU所发出功率；Zi表示第i组PVGU与第i-1组PVGU之间的线路阻抗；ZTi表示第i组PVGU的升压变压器的等效阻抗；Ui1与Ui2分别表示第i组升压变压器低压侧电压和高压侧电压；U2POI表示主变压器低压侧电压。

图3 大型光伏电站等值模型Fig.3 Equivalent model of large-scale grid-connected photovoltaic power plant

（1）光伏电站并网点电压分析。

以电网电压U为基准，并网点电压UPOI可近似表示为式（1）（以下过程均以标幺值计算）。

其中，Zg=Rg+jXg为送出线路阻抗；ΔP、ΔQ分别为站内集电线路以及变压器阻抗造成的有功损耗和无功损耗；∑Pi、∑Qi分别为光伏电站的有功输出和无功输出；QC为无功补偿装置无功输出。

由式（1）可知，当光伏电站有功输出∑Pi发生波动时，会造成并网点电压波动，对此可以通过调节站内无功输出∑Qi以及无功补偿装置无功输出QC对并网点电压进行调节。

（2）光伏发电单元并网电压分析。

因每回集电线路结构相同，因此取第1回集电线路进行分析。忽略电压降横分量及导纳参数，第i组PVGU并网电压Ui1可表示如下：

其中，Zi=Ri+jXi；ZTi=RTi+jXTi。

由式（2）可知光伏电站内部PVGU并网电压不仅与光伏电站并网点电压有关，而且与自身输出功率和其他发电单元输出功率密切相关。且在集电线路末端的光伏发电单元的电压偏差最大，最易发生越限。同时由式（2）可知，可利用各台逆变器的无功输出Qi，对站内电压进行优化。

3 无功电压控制策略

3.1 不同无功源无功输出对并网点电压影响分析

光伏电站内部无功源包括无功补偿装置和PVGU，为研究不同PVGU以及无功补偿装置无功输出对并网点电压的影响，建立图1的等效电路，如图4所示。第i组光伏发电单元和无功补偿装置分别通过等效阻抗Ri-POI+jXi-POI、RC-POI+jXC-POI连接至并网点。Pi+jQi、QC，Pi′+jQi′、QC′分别为第i组PVGU和无功补偿装置所发功率和输送至并网点的功率。

图4 大型光伏电站简化示意图Fig.4 Simplified diagram of large-scale grid-connected photovoltaic power plant

第i组PVGU输送至并网点功率可表示为：

光伏电站并网点电压为：

则第i组PVGU无功输出对于并网点电压的影响可表示如下（忽略电阻）：

由于并网点额定电压为110 kV，而每个光伏发电单元额定容量为1 MW，且线路阻抗也较小，因此有，所以有：

同理，可得无功补偿装置无功输出对于并网点电压影响：

即站内各光伏发电单元以及无功补偿装置无功输出对于并网点电压的影响近似相等。因此光伏电站并网点电压波动量与站内各无功源无功输出变化量之间的关系可表示为：

其中，SVQ为各无功源对并网点电压的无功电压灵敏度，SVQ=Xg/U；∑Q为站内总的无功输出，包括光伏发电单元和无功补偿装置。

3.2 并网点电压控制

在静态稳定的前提下，可认为光伏电站的无功输出变化量与并网点电压幅值波动量之间近似呈线性关系，因此可以采用PI控制器实现电压幅值的无差控制。将逆变器和SVG等效为惯性环节，并忽略通信延时，根据式（8）可得并网点无功电压控制框图，如图 5 所示。 其中，kp、ki为 PI控制器参数；1/（Ts+1）为逆变器和SVG等效；Qref为将并网点电压维持在规定范围内所需的无功参考；∑Q为逆变器和SVG实际发出无功量；f（P）为扰动量，表示有功输出对并网点电压影响。

图5 并网点电压控制框图Fig.5 Block diagram of PCC voltage control

该控制框图通过实时检测并网点电压UPOI，与参考点电压Uref比较通过PI控制器获取维持并网点电压所需的无功参考量Qref，通过调节逆变器和无功补偿装置的无功输出∑Q实现并网点电压的调节。

由图5可知，Uref到Qref的闭环传递函数为：

分子、分母都为2阶，为使得无功参考较快跟随电压变化，可将系统校正为比例环节：

可得：

此时，电压参考Uref到并网点电压UPOI的开环传递函数为：

这是一个积分环节，此时系统稳定且具有良好的动态性能。

3.3 站内无功源无功分配

3.3.1 分配策略

由PI控制器获取的无功参考Qref需由光伏电站内部逆变器和无功补偿装置提供。因此大型光伏电站的无功电压控制必然涉及逆变器与无功补偿装置以及各逆变器的协调控制。鉴于静止无功发生器SVG在无功补偿中的动态无功调节能力，这里仅以SVG代替无功补偿装置进行分析与设计。由于SVG和逆变器都可以通过调节无功功率参考Qref实现无功输出，基于此本文提出如图5所示的分配策略。

图6 无功分配策略示意图Fig.6 Schematic diagram of reactive-power distribution strategy

该分配策略包括PVGU和无功补偿装置之间的分配以及各组PVGU之间的分配。为减少网损，优先利用SVG进行无功输出，缺额部分由PVGU提供。SVG和各组PVGU总的无功参考量QCref、Qpv按以下原则分配。

当总的无功功率参考量Qsmin≤Qref≤Qsmax时，有：

当总的无功功率参考量Qref>Qsmax或者Qref

其中，Qsmin、Qsmax分别为SVG的容性无功容量和感性无功容量。

由于站内各组PVGU的并网电压可能出现越限的情况，本文拟利用逆变器的无功输出改善站内节点电压，因此各组PVGU无功参考Qiref通过优化计算程序获取。

3.3.2 优化计算

在正常工况下随着光照增强，集电线路末梢的PVGU可能出现电压过高的情况，当电网电压出现波动会导致继电保护装置动作，恶劣情况下可能引起连锁反应，导致逆变器大规模脱网。因此本文对各组PVGU的无功参考量Qiref进行优化，根据站内电压情况，实时调节各组PVGU的无功输出，在保证光伏电站总无功需求的同时，实现站内各PVGU并网电压差异最小，从而改善站内电压分布。

各PVGU之间通过线路阻抗相互影响，而等效阻抗不易计算，本文应用无功电压灵敏度系数来表示各组PVGU无功输出与并网电压之间的关系。为避免无功率注入节点的影响，本文根据文献［21］所提出的“降阶雅可比矩阵算法”求得只包含所研究节点功率/电压灵敏度信息的雅可比矩阵JS：

第j组PVGU对于第i组PVGU的无功电压灵敏度为 Sji=A2n+2+j，2n+2+i（i

忽略有功波动对于电压的影响，第i组PVGU并网电压可近似表示为：

其中，n为站内PVGU组数；Ui为调节后第i组PVGU并网电压；Qjref为第j组PVGU的无功参考量；UI为实际电压。以站内各组PVGU电压的方差最小为目标，则目标函数为：

等式约束：

其中，Qiref为第 i组 PVGU的无功参考；Qpv为所有PVGU 总的无功参考量，具体取值见式（13）、（14）。

不等式约束：

其中，Qimin、Qimax分别为第i组PVGU的容性无功容量和感性无功容量，其值受到逆变器额定容量的约束。

采用全局序列二次规划法（SQP）对以上带约束条件的非线性规划问题进行求解，便可求得维持并网点电压恒定且站内电压均匀分布时各PVGU的无功参考值。具体优化算法参见文献［22］。

3.4 无功电压控制策略完整框图

结合图5、图6，可得无功电压控制策略的完整框图，如图7所示。

图7 无功电压控制策略示意图Fig.7 Schematic diagram of reactive-power and voltage control strategy

4 算例仿真

4.1 算例说明

本文利用MATLAB/Simulink建立如图8所示的光伏电站并网运行仿真模型。光伏电站总装机容量60 MW，共有4回集电线路，每回集电线路串联10组PVGU，每组PVGU容量1.5MW（为便于仿真验证，采用1台1.5 MW逆变器），通过0.29 kV/10 kV升压变压器升压至10 kV接入集电线路。相邻2组PVGU之间距离为 1.2 km，选用 YJV23-8.7/10、3×150 mm2电缆连接。主变压器容量60MW，送出线路长度80km，采用LGJ185型号导线。SVG容量为-4～6 Mvar。

图8 仿真电路图Fig.8 Simulation circuit

仿真过程分为3个阶段，仿真开始时光照强度Sref=200 W/m2，各光伏发电单元开始工作，在1.5 s时光照强度突增至Sref=600 W/m2，到2.5 s时光照强度又由 Sref=600 W/m2突增至 Sref=900 W /m2。

4.2 并网点电压分析

图9（a）（b）（c）分别为并网点电压变化情况、SVG无功输出以及光伏发电单元总的无功参考量（其中，电压为标幺值，下同）。 由图 9（a）可知，未采用无功补偿策略时，在0～1.5 s，光伏出力较弱，并网点电压近似等于额定值；在1.5～2.5 s，由于光照增强，光伏出力增加，引起并网点电压上升至1.018 p.u.；在2.5～3.5 s，由于光照进一步增强，光伏电站出力达到最大，此时站内无功消耗也达到最大，有功的影响小于逆向无功的影响，导致并网点电压下降至0.962 p.u.。采用无功控制策略后，可以将并网点电压稳定在参考值1 p.u.，且具有良好的动态性能。

由图 9（b）和（c）可知，在 0～1.5 s和 1.5～2.5 s，由于并网点电压偏离参考值较小，所需无功量分别为-0.6 Mvar和-3 Mvar，小于SVG的容性无功补偿容量，此时由SVG承担所有的无功需求，光伏发电单元总的无功参考为0 Mvar；在2.5～4.5 s，由于并网点电压大幅跌落，需大量的无功支撑，此时SVG以最大感性无功容量（6 Mvar）输出，剩余0.96 Mvar的无功由PVGU提供。

图9 光照变化时仿真结果Fig.9 Simulative results for illumination change

4.3 各光伏发电单元并网电压分析

由于各集电线路参数相同，所串联PVGU数也相同，因此取其中一回路进行分析。

图10所示为一回集电线路中各发电单元在不同光照下的并网电压情况，其中光伏发电单元组号按照到升压站距离由小到大依次排列，1号距升压站最近，10号距升压站最远。由图10（a）可知，当光照强度为200 W/m2时，各发电单元之间电压都在参考值附近。当光照强度升为600 W/m2时，由于有功出力的增加，各PVGU并网电压明显上升，其中第10组电压达到 1.08 p.u.，波动幅度为 0.07 p.u.，当电网电压发生波动时，可能导致该组保护装置动作，甚至引起连锁反应，导致多台逆变器脱网。当光照强度继续上升至900W/m2时，由于并网点电压下降，使得各PVGU出口电压降低，其中第1组PVGU出口电压降至0.97 p.u.，可能会导致欠压保护动作；另外此时线路首尾两端的电压差达到最大，约为0.08 p.u.，不利于保护装置的整定。

图10 各光伏发电单元并网电压Fig.10 Grid-connecting voltage of each photovoltaic unit

采用本文提出的控制策略后，各PVGU并网电压明显改善，结果如图10（b）所示。优化后的各PVGU的无功出力如表1所示。在Sref=200 W/m2及Sref=600 W/m2时，并网点所需无功仅由SVG提供，各PVGU总的无功参考为0 Mvar，PVGU之间相互支撑。在Sref=200 W/m2时，由于有功出力较弱，控制前后各组PVGU电压变化不明显。当Sref=600 W/m2时，经优化计算，前4组PVGU发出感性无功，线路中后6组PVGU吸收感性无功，使得线路电压1.05 p.u.附近平均分布。当Sref=900 W/m2时，SVG无功容量不足以支撑并网点电压，此时需要PVGU提供额外的感性无功；经过优化计算，前5组电压较低的PVGU发出感性无功，后5组吸收感性无功，无功总和为240 kvar，4回集电线路共提供无功960 kvar。此时线路首端PVGU电压被抬升至0.99 p.u.，末端电压降至1.028 p.u.左右，线路中最大电压差降至0.04 p.u.。可见，采用无功控制策略后，可以明显改善电站内部各PVGU并网电压，保证光伏电站的稳定运行。

采用无功控制策略前后站内有功损耗情况如图11所示，可知采用该控制策略后，站内有功网损并未明显增加。

表1 各PVGU不同光照下无功出力Table 1 Reactive-power output of each photovoltaic unit

图11 采用控制策略前后站内网损比较Fig.11 Comparison of in-station power loss between with and without control strategy

5 结论

通过对无功电压控制策略的研究得出以下结论。

a.由于集电线路阻抗的存在，站内各PVGU并网电压会随着到升压站的距离的增加而升高，可能导致保护装置动作，使逆变器脱网。且随着光照的增强，集电线路两端的电压差逐渐增大，不利于保护装置的整定。

b.随着线路阻抗或有功出力无功出力的变化，系统的灵敏度系数矩阵会发生改变，但变化不大。

c.利用本文所提出的控制策略可以实现并网点电压的动态调节，并能改善光伏电站内部的电压分布情况，从而保证光伏电站的稳定运行。

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