考虑光伏逆变器无功补偿能力的地区电网电压越上限问题分析

原 帅

（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特 010020）

0 引言

根据光伏并网相关标准[1-2]，接入电网的光伏电站无功容量配置应满足容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，感性无功容量能够补偿光伏电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送线路的全部充电无功功率之和，因此光伏电站动态无功补偿设备完全可以消除光伏电站及并网线路对电网无功、电压的影响[3-6]。同时，光伏逆变器按照单位功率因数设置和运行，最大限度地向电网输出有功功率，若考虑无功功率输出需求，就要增加逆变器容量和相应投资[7-13]。目前，接入电网的大部分光伏发电站AVC系统仅通过控制站内动态无功补偿装置进行并网点电压调节，而不考虑光伏逆变器自身无功输出能力[14-16]。如果这部分无功容量能够被充分挖掘和利用，不仅可减少发电企业动态无功补偿装置的运行成本，同时可为地区电网提供更多的无功储备和支撑，增强地区电网（特别是电网末端）新能源汇集区的电压调节能力[17-21]。

本文以内蒙古电网某光伏汇集区为研究对象，对该地区电网无功电压特性进行仿真分析，并结合实际工况，研究该地区电网电压越上限问题解决方案。

1 工程概况

内蒙古电网某光伏汇集区网架结构见图1，光伏电站A、B、C、D、E和F总装机容量为570 MW，经220 kV变电站YX将电能输送到主网。该地区场站的负荷、无功设备配置情况如表1、表2所示，变电站YX主变压器低压侧共配置容性无功54 Mvar，变电站JT配置容性无功30 Mvar，光伏电站A、B、C、D、E和F动态无功补偿设备可调总容量约为±107 Mvar。该光伏汇集区负荷较小，架空线路较长，220 kV线路总长度超过200 km，其中变电站YX与主网220 kV线路长度接近120 km，地区电网运行电压长期偏高，存在越上限的风险。

图1 某光伏汇集区网架结构示意图

表1 某光伏汇集区光伏电站参数

表2 某光伏汇集区变电站参数

2 地区电网电压特性分析

该地区负荷较小，仅为18 MW+j6 Mvar，光伏逆变器满足功率因数在超前0.95至滞后0.95的范围内动态可调[17-18]，因此光伏电站逆变器动态无功容量可按照实际容量的30%考虑。

由于该地区电网运行电压长期较高，因此以基于地区电网电压偏高的运行方式进行电网电压特性仿真分析，即地区小负荷，光伏电站有功功率输出为零，光伏逆变器无功功率输出为零，光伏电站和变电站无功补偿设备不投入。该地区电网潮流计算结果如表3所示。

表3 某光伏汇集区基础网架潮流计算结果

2.1 光伏电站有功功率对地区电网电压的影响

根据该地区电网结构特点，首先分析光伏电站有功功率输出对地区电网电压的影响。在上述运行方式基础上，保持该地区光伏逆变器无功功率输出为零、光伏电站和变电站无功补偿设备不投入，研究光伏电站不同有功功率输出条件下各电压等级系统电压。地区电网电压随光伏电站有功功率变化曲线如图2所示。由图可知，随着光伏电站有功功率的增加，该地区各电压等级电网电压开始略微增加，当有功功率达到0.2（p.u.）左右时，电网电压最高；随着光伏电站有功功率继续增加，电网电压逐渐降低，且降速逐渐增加。

图2 地区电网电压随光伏电站有功功率变化曲线

2.2 光伏逆变器无功功率对电网电压的影响

保持光伏电站和变电站无功补偿设备不投入，研究光伏逆变器不同无功功率输出条件下，各电压等级系统电压，地区电网电压随逆变器无功功率变化曲线如图3所示。由图可知，随着光伏逆变器无功功率的增加，该地区各电压等级系统电压基本呈线性下降，其中220 kV系统电压平均下降速率约0.080 kV/Mvar，110 kV系统电压平均下降速率约0.051 kV/Mvar，35 kV系统电压平均下降速率约0.018 kV/Mvar。

图3 地区电网电压随逆变器无功功率变化曲线

2.3 动态无功补偿设备对电网电压的影响

保持该地区变电站无功补偿设备不投入，光伏逆变器无功功率输出为零，研究光伏场站动态无功补偿设备不同无功功率条件下，各电压等级系统电压，地区电网电压随动态无功补偿设备无功功率变化曲线如图4所示。由图可知，随着动态无功补偿设备无功功率的增加，该地区各电压等级系统电压基本呈线性下降，其中220 kV系统电压平均下降速率约0.078 kV/Mvar，110 kV系统电压平均下降速率约0.048 kV/Mvar，35 kV系统电压平均下降速率约0.017 kV/Mvar。

图4 地区电网电压随动态无功补偿设备无功功率变化曲线

2.4 变电站无功补偿设备对电网电压的影响

保持该地区变电站无功补偿设备不投入，光伏逆变器无功功率输出为零，研究变电站投入无功补偿设备条件下，各电压等级系统电压，地区电网电压如表4所示。由表4可知，当变电站YX和JT共投入84 Mvar感性无功补偿设备时，该地区各电压等级系统电压均下降，其中220 kV变电站YX电压下降速率较大，约0.081 kV/Mvar，其他220 kV场站电压下降速率约0.067 kV/Mvar，110 kV系统电压平均下降速率约0.061 kV/Mvar，35 kV系统光伏电站A电压下降速率较大，约0.024 kV/Mvar，其他电压平均下降速率约为0.018 kV/Mvar。

表4 变电站投入无功补偿设备前后各场站电压对比 kV

由以上分析结果可知，采用光伏逆变器输出无功功率、投入光伏电站动态无功补偿设备及投入变电站无功补偿设备等方案均可有效降低该地区电网电压，不同无功补偿方案条件下地区电网电压下降速率对比曲线如图5所示。采用光伏逆变器无功补偿或投入光伏电站动态无功补偿设备的方式进行地区无功功率补偿时，该地区各电压等级系统电压下降速率较均匀，且地区电网电压下降速率较大；采用变电站投入无功补偿设备进行补偿时，由于补偿具有集中性（仅在变电站YX和变电站JT补偿），因此各电压等级电网电压的下降速率差别较明显，部分与变电站YX或变电站JT电气距离较近的场站，例如变电站JT、光伏电站A和光伏电站E等，电压下降速率较大，而电气距离较远的场站电压下降速率较小，特别是光伏电站D，其容量较大（200 MW），低压线路和汇集线充电功率较大，但由于通过光伏电站C接入变电站YX，与变电站YX之间电气距离较远，因此在变电站投入无功补偿设备时，其电压下降率仅为0.01 kV/Mvar。

图5 不同无功补偿方案条件下地区电网电压下降率对比曲线

3 地区电网电压越上限问题分析

由2.1节仿真结果可知，当光伏电站有功功率为0.2（p.u.）时，该地区各电压等级系统电压基本达到最大，因此设置光伏电站有功功率为0.2（p.u.），并以该工况为基础研究解决该地区电压越上限问题的无功补偿方案。光伏逆变器输出无功功率、投入光伏电站或变电站无功补偿设备及其组合方式如表5所示。

根据光伏并网相关标准，35~110 kV电压等级并网点电压偏差为相应系统标称电压的-3%~7%；220 kV系统并网点电压偏差为相应系统标称电压的0~10%。在表5中的5种不同工况下，该地区各电压等级的系统电压如图6所示，单独投入变电站或光伏电站无功补偿设备进行电压调节时（工况2和工况3），均不能完全满足系统调压的要求，各工况条件下，不同电压等级系统电压超标最大值见表5。

图6 不同工况下地区电网电压变化情况

表5 不同无功补偿方案条件下该地区电网电压超标情况统计

由于该地区光伏汇集区，逆变器容量大，并且其功率因数在±0.95范围可调，所以无功调节容量充足（约±170 Mvar）。与其他方案相比，采用逆变器无功功率输出补偿方案（工况4）时，地区电网电压下降最大，调节能力最大。采用光伏电站动态无功补偿装置和变电站无功补偿设备相结合的无功补偿方案（工况5）时，也可将系统电压降低至合格范围。

此外，变电站无功补偿设备投切是通过人工操作进行的，对电网电压调节的速率较小，对于新能源汇集区，受天气因素影响，功率变化快，这种方法难以满足快速调节无功的需求[18]。因此，对于该地区长期存在的电压越限问题，可以通过AVC控制系统优先采用光伏逆变器无功功率进行无功补偿[19-21]。

对于光伏满发的工况，该地区电网电压和越限情况如表6所示，光伏电站A、E和F电压略微超标，最大超标值为1.7%，可通过AVC控制系统控制站内逆变器或动态无功补偿设备将电压调节至合理范围。

表6 光伏满发工况下该地区电网电压超标情况统计

4 结论

本文以某光伏汇集区为研究对象，对该地区电压特性进行了仿真分析，并针对该地区长期存在的电压越上限问题进行了研究，主要结论如下：

（1）采用光伏逆变器输出无功功率或光伏电站动态无功补偿设备的方式进行感性无功补偿时，该地区各场站电压下降速率比较均匀，并且采用逆变器输出无功功率补偿时该地区电网电压下降速率较大。与此相比，采用变电站投入感性无功补偿装置进行无功补偿时，各变电站和光伏电站电压下降速率差别较明显。

（2）通过控制光伏逆变器输出无功功率，或采用光伏电站动态无功补偿装置与变电站无功补偿设备相结合的方案均可以满足该地区电压调节需求，解决该地区电压越上限问题。