光伏电站并网点电压升高原因分析及解决方案

北京京能新能源有限公司■樊志勇杨铭

华为技术有限公司■刘敏

光伏电站并网点电压升高原因分析及解决方案

北京京能新能源有限公司■樊志勇*杨铭

华为技术有限公司■刘敏

基于光伏电站的实际调查，对光伏电站并网点电压升高的原因进行分析，根据分析结果，提出并网点电压控制措施，并结合光伏电站现场的实验进行验证，给出解决方案。

光伏电站；逆变器；并网；电压升高；解决方案

0 引言

近年来，随着光伏发电的广泛使用，光伏电站接入电力系统越来越多，光伏发电对电力系统的影响也越来越大。光伏电站如何安全稳定并网，成为新形势下的重要研究课题。大规模光伏电站并网，引起并网点电压升高，是目前很多光伏电站面临的并网问题[1]，仅利用传统的电压调节手段，并不能完全经济有效地解决问题。本文以京能新能源有限公司下属某光伏电站为例，分析并网点电压升高的原因，提出上级电站降档降压、综合利用光伏逆变器和SVG的无功能力进行电压调节等措施，在光伏电站进行了实验验证，并推荐几种解决方案。

1 问题概述

光伏电站出现35 kV并网点电压升高的问题，具体现象表现为：12:00～14:00左右，辐照较强，光伏电站并网功率增加时，并网点电压升高明显。根据调度下发母线电压限值要求，35 kV并网点电压范围为33.5～38.5 kV，若不采取调控措施，电压可能越过上限。暂时通过AVC系统控制SVG进行电压调节。

2 现场情况调查分析

光伏电站平面布置图见图1。目前共7个光伏方阵，总装机容量为10 MWp。

图1 光伏电站平面布置图

图2为光伏电站一次系统图。其中，1#光伏集电线连接有7个方阵，35 kV I段母线挂接站用变、接地变、SVG等设备，关光(关桥变→光伏电站)I线连接关桥变。

图2 光伏电站一次主接线图

图3 海原变一次系统图

图3为海原变一次系统图。海原变是关桥变的上级电站，图中35 kVⅡ段母线中，有一条“海关线”连接海原变和关桥变。

测试现场获取了5月14-18日期间，光伏电站、关桥变、海原变的各数据历史曲线。本文以17日的数据为例进行介绍。

光伏电站历史曲线如图4所示。由图4可知，在中午时分，辐照较强，光伏电站向系统输送的有功功率P增加，电压Uab升高，若不采取调控措施，电压会超过38.5l V，电站目前通过SVG发出无功控制电压在38.5 kV以下，最大无功功率约为-2.5 MVar。

图4 光伏电站性能参数的历史曲线

关桥变历史曲线如图5所示。关桥变与光伏电站相距约3 km，通过关光I线连接。由图5可知，关桥变数据与光伏电站基本一致。

图5 关桥变性能参数的历史曲线

海原变性能参数的历史曲线如图6所示。由图6可知，海原变母线电压根据负荷变化而变化：夜间轻负荷，电压较高，37.5 kV以上；早晚高峰时段电压较低，约在36.5～37 kV；中午时段电压中等偏高，在37～37.5 kV之间。

图6 海原变性能参数的历史曲线

3 并网点电压升高原因分析

光伏电站并网结构图如图7所示。通过对结构图简化，光伏电站并网运行的戴维南等效电路图[2]如图8所示。由于关光I线较短，约3 km，将并网点和关桥变母线简化为同一个点，即公共连接点(PCC)，实际并网点电压和关桥变母线电压也基本一致。图8中，Us为海原变35 kV母线电压；Z为海原变至并网点PCC线路阻抗，Z=R+jX，其中R为电阻分量，X为电抗分量，架空线路，阻抗偏感性；P、Q分别为并网点PCC至海原变有功功率、无功功率，光伏电站停运或并网功率小于关桥变负载时，潮流方向由海原变→PCC，光伏电站并网功率大于关桥变负载时，潮流方向由PCC→海原变；UPCC为并网点电压；PL、QL分别为关桥变负载有功功率、无功功率，潮流方向单向；Qc为光伏电站无功功率补偿设备，本案例中特指SVG发出的无功功率；PG、QG分别为光伏区向系统输送的有功功率、无功功率。

图7 光伏电站并网结构图

图8 戴维南等效电路图

据了解，关桥变负载较稳定，PL约为2 MW，在中午辐照较好时，光伏区向系统输送的有功功率约为9.8 MW，潮流方向为PCC→海原变。以下计算和分析均只针对这种潮流方向，以UPCC为参考电压。

PCC流向海原变方向的电流为：

式中，S为视在功率。

定义ΔU为UPCC和Us之间的电压差，其计算式为：

将式(1)代入式(2)可得：

由等效电路图和潮流方向可知：

式中，P=PG-PL，Q=QG-QL±Qc。

则式（4）可写为：

由于关桥变负载PL、QL基本稳定，为排除其影响，假定PL、QL为零，则式(5)可简化为：

式(6)中，线路阻抗参数R和X可认为是恒定的，可变参数有：U̇s、PG、QG、Qc。

由此可见，光伏电站35 kV并网点电压UPCC升高取决于以下可变参数与系统运行状态：1)海原变35 kV母线电压U̇s；2)光伏区向系统输送的功率PG、QG；3)SVG发出的无功Qc。

4 并网点电压控制措施

通过分析并网点电压升高的原因，对并网点电压的控制措施，可以基于各个影响因素进行控制[3]。

4.1 控制海原变35 kV母线电压Us

海原变Us越高，并网点UPCC越高。对海原变35 kV母线电压的控制措施主要有：1)调节海原变主变档位，降档降压；2)海原变无功功率设备调压，如电抗器、电容器、SVG等，可按以下措施进行调压：投入电抗器，切除电容器，SVG发出感性无功等。

4.2 控制光伏区向系统输送的功率PG、QG

输送的有功功率PG越多，UPCC越高；无功功率QG越多，UPCC越低。对光伏区输送的有功功率和无功功率控制措施主要有：

1)控制部分逆变器停机，降低向电网输送的有功功率PG，然而这种措施会损失光伏电站的发电量。

2)利用逆变器无功能力，增加向电网输送的无功功率QG：可手动设置逆变器固定功率因数进行无功补偿，也可将各方阵数据采集器和逆变器也接入现有AVC系统，通过AVC系统→数据采集器→逆变器，自动进行电压调节。

4.3 控制SVG发出的无功Qc

Qc越多，UPCC越低。控制措施：通过AVC系统手动或自动进行电压无功综合调节。

当然，如果能降低线路阻抗Z=R+jX，也能在一定程度上降低并网点电压，但要改造架空线路，施工难度大，成本较高。

5 现场实验和分析

按照以上的电压控制措施，在光伏电站现场进行以下两种实验验证。

5.1 实验一

实验名称：通过AVC系统控制SVG进行电压无功综合调节。

实验数据：数据见图9，电压能控制在38.5 kV以下。

实验结果：能达到电压控制的目的，但对SVG依赖程度较高。

5.2 实验二

实验名称：利用逆变器无功能力，手动设置各方阵逆变器功率因数0.95(容性)。

实验数据：如图10所示，1#光伏集电线逆变器发容性无功，在辐照中等的情况下(当天天气阴转多云，P=8.89 MW，未达到峰值9.8 MW)，电压能控制在37.46 kV左右。

图9 SVG进行电压无功调节

图10 利用逆变器无功能力进行调节

实验结果：能达到电压控制的目的，逆变器按固定功率因数输出无功功率。

5.3 标准条件下逆变器发出无功对发电量的影响评估

逆变器无功能力与直流配比、辐照条件、温度、逆变器型号等有关，光伏电站采用华为SUN2000 40KTL机型，视在功率为40 kVA，额定功率为36 kW，最大效率98.8%。

现场直流输入≤34 kW(按34 kW计算)，则输出有功P=34×98.8%=33.592 kW。

不损失发电量的情况下，最大无功功率Q=(S²-P²)1/2=21.7 kVar。

不损失发电量的情况下，最小功率因数cosΦ=P/S=0.8398；即标准条件下，功率因数在0.8398＜cosΦ≤1的范围内，不损失发电量。

综上所述，在标准条件下，光伏电站的逆变器设置功率因数0.95(容性)，不会损失发电量。

6 结论及解决方案

本文从电力系统功率传输的角度进行分析，光伏电站并网点电压升高是电力系统运行状态决定的，与光伏逆变器无关。

6.1 解决方案一

协调上级电站(海原变)考虑对35 kV母线电压进行人工或自动调压，如降低主变档位，降低海原变35 kV母线电压，缓解光伏电站电压调控压力。也可仅在12:00～14:00时段进行人工或自动调压，使海原变35 kV母线电压在相对较低的合理电压水平。

实时数据举例：5月24日中午时分，海原变35 kV母线电压高达37.5 kV以上。光伏电站并网点电压接近38.5 kV，不得不用SVG发出感性无功进行电压控制，或停用部分逆变器控制并网功率。若海原变能通过人工或自动控制设备，使35 kV母线电压保持在相对较低的合理电压水平，光伏电站就不用发出无功，也不必因停用逆变器而损失发电量。

6.2 解决方案二

在光伏电站内利用光伏逆变器和SVG的无功能力综合进行电压调节。

现有AVC系统仅将SVG接入进行电压无功调节，在SVG故障或停运时，可能出现电压突然升高的情况。建议将各方阵数据采集器和逆变器也接入现有AVC系统，通过AVC系统→数据采集器→逆变器，利用逆变器的无功能力参与电压调节。

在AVC电压无功控制策略方面，可考虑在逆变器不损失发电量的情况下，自动优先使用逆变器的无功能力；在逆变器无功容量不足等特殊情况下，SVG作为后备电压无功调节手段。这样可有效降低SVG停运带来的电压突然升高的风险。

该方案还需考虑关光I线过流定值。关光I线过流III段定值为170 A(折算为一次值)，一般中午辐照较好时，电流能达到160 A，若通过调节无功进行电压控制，电流值有可能超过过流III段定值，光伏电站存在跳闸脱网的风险。

6.3 解决方案三

综合利用上级电站降档、光伏电站电压无功调节措施。

首先对海原变主变降档降压，若海原变35 kV母线电压在早晚高峰时段出现偏低的情况，此时电站早晚发电能力较弱(光照强度不足)，可由光伏电站投入SVG容性无功用以支撑海原变35 kV母线电压，光伏电站配有9 MVar的SVG动态补偿装置，满足支撑电网的无功功率要求，有功输出电流较小，可避免在发电高峰时段有功、无功电流叠加而导致送出电流过流的情况发生，从而避免电站跳闸脱网的风险；在电站发电的高峰时段，也不必停用逆变器而损失发电量。

[1]黄欣科,王环,王一波,等.光伏发电系统并网点电压升高调整原理及策略[J].电力系统自动化,2014,38(3):112－117.

[2]李斌,刘天琪,李兴源.分布式电源接入对系统电压稳定性的影响[J].电网技术,2009,33(3):84－88.

[3]许晓艳,黄越辉,刘纯,等.分布式光伏发电对配电网电压的影响及电压越限的解决方案[J].电网技术,2010,(10):140－146.

2016-06-12

樊志勇(1982—)，男，管理学学士，主要从事风电及光伏的运行检修管理方面的工作。fanzhiyong@bjnewenergy.com