用户侧接入的分布式电源系统计量点功率因数治理研究

姚苏建, 胡海安

(1.上海电力大学, 上海 200090; 2.苏州供电公司, 江苏 苏州 215004)

关于分布式光伏并网利用的相关政策出台以来[1-2],许多用户建设的分布式光伏电站(含早期建设的金太阳项目)都已经顺利通过供电公司验收并网发电。在此过程中,为了保障电网运行安全、服务用户并网利用,电力公司在方案制定、设计施工图审查及验收等环节严格把关,力争将分布式电源对电网的影响降到最低[3-4]。

在谐波治理和无功调节方面,用户能够与电网保持一致,根据新增并网设备的无功负荷,配置无功补偿设备,满足国标对用户功率因数的要求。但是在工程实际中,并网运行时还是出现了用户计量点处功率因数严重不符合要求的案例,即另外一种形式的无功补偿问题。

1 计量点平均功率因数严重超标问题的产生

电力用户申请用电开户后安装电表(即关口电能计量表),用来记录用户使用的电量、用电负荷的功率因数等参数。计量出的电力数值可用于结算电费,计量出的功率因数(一般结算值采用月平均功率因数,下同)可用于用户力调费结算的计算依据,特别对于大用户,功率因数超过国家标准[5]后将会产生正的力调费(如果达标则会奖励一定费用)。

近年来由于用户侧分布式电站项目的陆续接入,在现行的计量方法下产生了许多问题,导致很多用户为此支付了高额的力调费。计量方法具体如图1所示。

图1 计量点功率因数计算方法示意

在图1中,关口计量点是用户和供电公司的计量分界点。设光伏电站并网运行前后计量点的功率因数分别为cosφ1和cosφ2,则

(1)

(2)

式中:P1,Q1——计量点处的有功输入功率和无功输入功率;

P2,Q2——逆变器输出的有功功率和无功功率。

由式(1)和式(2)可知,按照图1的接线方式并网的光伏电站发电运行后,计量点处的有功输入功率从P1变成P1-P2,无功输入功率从Q1变成Q1-Q2。由于光伏电站输出功率接近1,即Q2≈0,因此计算出的功率因数会发生明显变化。

例如,苏州某工业用户一般日用负荷为1 850 kW,功率因数为0.92,电能表显示无功负荷总量为788.1 kW。光伏电站以图1方式投入运行后(厂内并网光伏电站装机总容量为1 600 kW),某天气晴好时测得其出力为1 285 kW,功率因数为0.99,此时无功负荷为183.1 kW。关口计量点处显示功率因数为0.68,严重偏离了工业用户0.9的要求值。当月电费结算时产生了力调费(即功率因数罚款)。通过电站业主与房东的协商,最终力调费由电站业主承担。此类问题的发生对分布式光伏并网的发展造成了一定的负面效应。

2 解决方案

通过以上分析可知,功率因数不达标,甚至严重偏离标准值时,必须补充容性无功功率。目前主要有以下两种方法。

2.1 负荷母线上安装容性无功设备

在指定光伏电站的并网方案时,一般会根据光伏电站新增的无功负荷(主要是并网电缆、升压变压器的无功损耗等)来考虑原厂的无功配置[6]。这种方法没有考虑到关口计量点在图1接线时产生的无功计算缺额。若要弥补缺额,需要在负荷母线上新增静态无功发生器(Static Var Generator,SVG)或电容器组。补偿的缺额将远比未装光伏电站时所需的无功功率大,同时还需考虑SVG或电容器组设备的合理性和建设成本的经济性问题。

计量点功率因数补偿示意图如图2所示。

图2 计量点功率因数补偿示意

以上述苏州某工业用户为例,当光伏电站以图2方式投入运行后,关口计量点的有功功率为565 kW,功率因数为0.68。若要将功率因数提高到0.9,则在用户10 kV母线上新投入的容性无功功率应为253.52 kW。

2.2 调节逆变器无功功率的输出

逆变器作为光伏电站直流输入、交流输出的核心设备,对于并网侧交流负荷和电网而言,可以等效为一个输出功率的电源。

根据式(1)和式(2)可知,调节逆变器功率因数就能调节逆变器输出的有功功率P2和无功功率Q2,电网提供的功率P1和Q1也会随之发生相应的变化。当计量点功率因数cosφ1和cosφ2相等,或cosφ2略大于cosφ1时,停止调节,此时的光伏电站在并网运行的同时保证了计量点功率因数满足要求。

为了实现功率调节的功能,可以在关口计量点处安装一套功率联调装置,通过软件计算来实现。其安装示意图如图3所示。

图3 逆变器功率因数联调示意

比较上述两类解决方案,如果能通过逆变器调节,就能补偿无功的缺额,节省投资并且高效,无疑是一种更优的方案。下面采用逆变器功率调节策略对计量点处功率因数进行详细分析。

3 采用10 kV接入时的逆变器调节策略

根据相关规定[7],逆变器类型的分布式电源接入10 kV及以下配电网时,其功率因数应在0.95(超前)～0.95(滞后)范围内可调,这就为无功输出调节提供了可行的技术条件。当功率因数为正(超前)时,式(2)中Q2前的符号为负;当功率因数为负(滞后)时,式(2)中Q2为正。可以初步判定的是,当逆变器功率因数为正(超前)时,计量点的功率因数更加符合要求。

逆变器的功率因数为正表示光伏电站向并网点输送功率。光伏电站并网后,功率因数调节方法如图4所示。

图4 逆变器功率因数为正时的功率因数调节

在图4中,∠AOC为光伏电站并网前的功率因数角,要使得功率因数符合要求,则∠AOC应小于25.8°。光伏电站并网后,逆变器功率因数角变为∠BOC。若

∠BOC≤∠AOC

(3)

则光伏电站并网后所发出的有功功率和无功功率可以继续保持计量点功率因数的要求。

要满足式(3),即

tan ∠BOC≤tan ∠AOC

(4)

也即

(5)

得

(6)

式(6)表明,光伏逆变器的功率因数角应大于并网前用户的用电负荷功率因数角。即,如果光伏电站并网前,用户的功率因数为0.9时,需要将光伏逆变器的功率因数调节为小于0.9的值,进而实现光伏逆变器的功率输出满足计量点功率因数的要求。尤其是有些逆变器可以做到在调节功率因数时,保持有功输出不变,将更有利于调节效果的显现。

上述苏州某工业用户的案例通过本方案技改后,成功解决了功率因数超标问题,至今已通过3年多的实际运行,未再出现此类问题。

4 采用380 V接入时逆变器调节策略

逆变器接入380 V配电网时,为充分利用用户原无功治理设备,光伏发电项目接入点(即逆变器的接入点)应设置在用户无功治理设备的无功采用点后靠近负荷的一侧。具体如图5所示。

图5 采用380 V接入的系统示意

由于逆变器接入点在无功补偿采样点之后,在以下两种情况下功率因数将无法满足考核指标。

(1) 原无功投切装置已处于满投,仍不能满足功率因数考核的标准要求。

(2) 用户负荷小于光伏发电出力,系统工作在逆潮流状态,且原无功补偿装置使用的无功补偿控制器不具备四象限采集功能。

针对第1种情况,采用前文所述的调解方案即可满足调节要求。

针对第2种情况,由于用户原无功补偿控制器不具备四象限采集能力,故其采集的数值为负值,即系统被误判定为容性系统。此时,需要通过图3中无功联调装置将原无功补偿控制器设置为手动投切模式,由联调装置发送电容投切指令,一般情况下可满足无功调节需求;若电容满投仍达不到设定的功率因数要求,可再通过调节逆变器增加无功输出的方法来满足标准规定的功率因数要求。具体如图6所示。

图6 逆潮流状态下的无功补偿调节示意

图6中,原用户无功补偿装置提供的无功功率为Q3,∠AOC为光伏电站并网前的功率因数角。由于系统无功装置控制失效,此时功率因数角很大,要使得功率因数符合要求,则∠AOC应小于25.8°。光伏电站并网后,逆变器功率因数变换为图6中的∠BOC′需满足

∠BOC′≤∠AOC

(7)

即

tan ∠BOC′≤tan ∠AOC

(8)

也即

(9)

可得

(10)

式(10)表明,光伏逆变器与原用户电容器组共同作用的功率因数角应大于并网前用户的用电负荷功率因数角。也就是说,如果光伏电站并网前用户的功率因数远低于0.9,首先需要使原用户无功补偿装置复活并且正确动作(即投入无功Q3);若Q3已达最大值,功率因数仍不达标,则应将光伏逆变器的功率因数调节为小于0.9的某值(可用爬山法逐渐逼近调节,也可通过计算直接给出无功Q2的值),进而调节光伏逆变器的功率输出,满足计量点功率因数的要求。

5 结 论

(1) 分布式光伏电站并网运行后,在大工业用户的关口计量点处有可能出现严重偏低的功率因数超标现象。若不予以治理,将会对用户造成一定数额的经济损失。

(2) 当用户的功率因数接近标准的下限(即cosφ1=0.9)时,应调节逆变器的功率因数为正运行,并将逆变器功率因数调节为小于并网前的功率因数,才能保证关口计量点处的功率因数符合标准和协议要求。

(3) 当用户的功率因数接近标准的上限值(即cosφ1=1)时,应调节逆变器的功率因数为负运行。在满足一定条件的前提下,接入分布式光伏发电系统后用户吸收较少的电网无功功率,就能保证关口计量点的功率因数在标准和协议的要求范围内。

(4) 为了更好地发挥逆变器的调节作用,需要通过对逆变器并网的分布式新能源功率因数作出调整。