赵清松，王世成，张冠峰，程绪可

(1．沈阳工业大学电气工程学院，辽宁 沈阳 110870；2．辽宁省思极科技服务有限公司，辽宁 沈阳 110141；3．国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

随着人们对环境保护的日益重视，大力开发太阳能、风能等新能源和可再生能源利用技术成为减少环境污染的重要措施。近几年，国际光伏发电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在大规模并网发电方面快速发展，我国出台了一系列鼓励和支持光伏发电产业发展的政策措施，极大促进了光伏发电产业的发展，光伏发电已是目前技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的可再生能源发电方式之一。与传统火电厂相比，光伏电站具有不同的生产特性。光伏发电出力的不确定性和波动性，使其接入电力系统后，对电网中的电压稳定、潮流分布、电网规划、调控运行等产生影响[1-5]。特别是大规模光伏发电接入后，对接入点电压稳定性产生影响，一旦电网发生故障或者光伏发电出力剧烈波动时，由于接入点电压降低引起系统无功功率变化，进而影响系统电压，容易导致电压崩溃[6-9]。

目前解决电网电压稳定问题的方法主要有：安装无功补偿装置、合理分布无功功率及带负荷调节变压器分接头等。根据GB19964—2012《光伏电站接入电力系统技术规定》的要求，光伏电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。光伏电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置[10]。光伏逆变器为大功率四象限电力电子变流器，通过变流器控制可以实现有功、无功功率解耦，其自身无功调节能力可以应用于光伏电站的无功功率调节。但由于逆变器无功调节能力有限，不同厂家控制策略不同，性能参差不齐，且响应速度不能满足快速调节需求，无法满足系统无功调节需求时须配备无功补偿装置，通过对逆变器和无功补偿装置协调控制实现光伏电站无功功率调节，从而满足电网对光伏电站的无功要求[11-13]。目前常用的补偿装置主要有：并联电容器组、SVG、SVC等。SVG作为新一代无功补偿装置，在补偿效果、功率密度和运行效率等技术指标上具有传统无功补偿设备无法比拟的优势，是目前解决配网尤其是快速变化的电网无功补偿问题的重要手段[14-16]。

本文主要研究光伏电站静态无功损耗分析，考虑系统不同电压水平时，计算光伏电站在不同出力情况下箱式变压器(以下简称箱变)、集电线路、主变压器(以下简称主变)、外送线路的无功损耗情况，作为静态无功配置的参考依据。考虑不同负荷情况下，计算光伏电站不同出力水平对系统电压的影响。光伏电站动态无功配置分析，计算新能源场站扰动包括新能源出力快速变化、站内无功补偿设备投切等动态变化对系统电压的影响。从计算结果分析新能源电站静态、动态无功资源需求及平衡情况，并进行无功电压分析，论述无功资源的控制策略、途径及实现方式。对无功设备能力进行评定，对光伏电站并网点无功能力进行评估，同时对是否配置以及拟配置的无功补偿设备选型和配置方案提出建议，提出保证光伏电站并网可靠运行的无功补偿方案，为光伏电站并网点的无功电压管理提供依据。

1 光伏电站电气结构及主要设备无功特性

1.1 光伏电站电气结构

某300 MW大型光伏电站接入系统主要由光伏组件、逆变器、箱变、站内集电线路、主变和无功补偿装置组成。具体连接方式如图1所示。光伏组件安装在支架上，多块组件组成1个光伏组件串，即1个光伏阵列，光伏阵列连接光伏逆变器，采用225 kW组串逆变器，逆变器出口电压为800 V，连接箱变后出口电压为35 kV，并通过集电线路将电能送入升压站，在主变的作用下，将35 kV电压升至220 kV，送入当地变电站。

图1 某300 MW光伏电站主接线系统示意图

1.2 主要设备无功特性

并网光伏逆变器具备功率因数在超前0.9～滞后0.9连续可调的无功调节能力。以某225 kW集中式并网光伏逆变器为例，在输出225 kW有功功率的同时，可输出大约最大109 kvar的无功功率，并在-109～+109 kvar范围内连续可调。图2为并网逆变器的无功输出能力和出力范围，大型光伏电站安装的并网逆变器满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，并满足如图2所示矩形框内动态可调。光伏电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。另外根据GB/T 29321—2012《光伏发电站无功补偿技术规范》的规定：①光伏发电站并网逆变器应具有多种控制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，具备根据运行需要手动/自动切换模式的能力；②光伏发电站并网逆变器应在其无功调节范围内按光伏发电站无功电压控制系统的协调要求进行无功/电压控制。

(a) 无功出力范围

(b)无功输出能力图2 并网逆变器的无功输出能力和出力范围

光伏电站内部的无功功率损耗主要来自箱变、主变和输电线路。其中光伏发电站变压器的无功损耗为站内所有箱变无功损耗和主变无功损耗之和，一般占到整个电站无功损耗的70%以上，变压器的无功损耗包括空载损耗(励磁损耗)和漏抗中的损耗，如下。

(1)

式中：QLT为变压器无功损耗；ΔQ0为变压器空载无功损耗；ΔQT为变压器漏抗无功损耗；PN,UN分别为变压器的额定功率和额定电压；S,U分别为变压器的功率和电压；BT为变压器的对地电纳；XT为变压器的电抗；US%为变压器的短路电压；I0%为变压器的空载电流。根据式(1)，计算出光伏发电站变压器的无功损耗值约为变压器额定容量的16%。

光伏电站输电线路的无功损耗包括集电线路无功损耗和外送线路无功损耗，线路无功损耗由两部分组成：其一为线路等值电抗中消耗的无功功率，这部分功率与负荷平方成正比；其二为对地等值电纳消耗的无功功率(又称充电功率)，由于这一部分无功功率是电容性的，因而事实上是发出无功功率，其大小与所加电压的平方成正比而与线路上传输的功率无直接关系，线路无功损耗计算公式如下：

(2)

式中：ΔQL为线路的无功损耗；ΔQX为线路中等值电抗的无功损耗；ΔQB为线路的充电功率；P1,P2,Q1,Q2分别为线路始末两端的有功功率和无功功率；U1,U2分别为线路始末两端的电压；X为线路电抗；B为线路电纳。

2 光伏电站静态无功配置分析

无功容量配置应符合下列要求：通过10～35 kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做调整以稳定电压水平。对于通过110(66)kV及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：①容性无功容量能够补偿光伏发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一半感性无功之和；②感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。对于通过220 kV(或330 kV)光伏发电汇集系统升压至500 kV(或750 kV)电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，无功容量配置宜满足下列要求：①容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和；②感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

图3为基于DigSILENT的光伏电站模型图，其中具体参数如下：该光伏电站装机容量300 MW，采取800 V-35 kV-220 kV两级升压并网的方式，全站共计组成91个3.15 MW和7个2.0 MW的光伏阵列系统。电气主接线方式如下：采用14台225 kW组串式逆变器与1台容量为3150 kVA升压双绕组变压器组成逆变升压单元和9台225 kW组串式逆变器与1台容量为2000 kVA升压双绕组变压器组成逆变升压单元，逆变升压单元高压侧采用集电线路接至35 kV开关柜，共有6条集电线路接入每座升压站的35 V开关柜。主变容量150 MVA，额定变比220±8×1.25%/37 kV，阻抗电压Uk%=16%，接线组别为YNd11，负载损耗565 kW，空载电流0.4%，空载损耗100 kW。箱变1额定容量3150 kVA，额定变比(37±2×2.5%)/0.8 kV，接线组别为Dyn11，阻抗电压Uk%=6.5%，负载损耗35.5 kW，空载电流0.6%，空载损耗3.36 kW；箱变2额定容量2000 kVA，额定变比(37±2×2.5%)/0.8 kV，接线组别为Dyn11，阻抗电压Uk%=6.5%，负载损耗24.6 kW，空载电流0.6%，空载损耗2.36 kW。站内35 kV集电线路总长51.4 km，电阻0.98 Ω/km，电抗0.109 Ω/km。220 kV外送线路1长度61 km，220 kV外送线路2长度20.3 km，电阻0.0766 Ω/km，电抗0.3106 Ω/km。

图3 基于DigSILENT的光伏电站模型图

当公共电网电压处于正常范围内时，通过110(66)kV电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的97%～107%范围内。当公共电网电压处于正常范围内时，通过220 kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的100%～110%范围内。通过DigSILENT仿真数据对静态无功进行计算，其中箱变满负荷时无功损耗为11.64 Mvar，集电线路满载时无功损耗1.68 Mvar，升压变满载时无功损耗46.23 Mvar；外送线路满载时无功损耗11.55 Mvar，光伏电站无功损耗范围0.4～71.10 Mvar。

通过对静态无功损耗计算，可得出某300 MW光伏电站投运后，无功容量需要配置范围为0.4～71.10 Mvar。光伏逆变器可以做到功率因数超前0.95～滞后0.95可调，则最大无功能力为-98.61～98.61 Mvar，逆变器无功能力可以满足静态无功需求。

3 光伏电站动态无功配置分析

根据GB19964—2012《光伏电站接入电力系统技术规定》的要求：当公共电网电压处于正常范围内时，光伏电站应当能够控制光伏电站并网点电压在额定电压的97%～107%范围内。光伏电站变电站的主变宜采用有载调压变压器，通过调整变电站主变分接头控制站内电压，确保场内光伏发电单元正常运行。对300 MW光伏电站动态运行工况下的电压变化进行分析，图4为不同工况下母线电压变化图。根据光伏电站功率变化引起的电压波动问题，开展仿真计算，观察光伏功率波动对系统电压造成的影响。

图5为补偿无功后母线电压图，由图4(a)可以看出光伏电站电压在230.00 kV上下波动，波动幅度在1.43 kV范围内，设定目标电压230.00 kV，光伏电站主变低压侧补偿34 Mvar动态无功时，可实现电压平稳；由图4(b)可以看出光伏电站电压在238.00 kV上下波动，波动幅度在1.65 kV范围内，设定目标电压234.00 kV，光伏电站主变低压侧补偿40 Mvar动态无功时，可实现电压平稳。综上所述可以看出光伏电站母线电压在出力变化时波动，当补偿40 Mvar的动态无功补偿时，可以保证电压稳定。

(a)系统电压低时，光伏电站由零至满发时电压变化

(b)系统电压高时，光伏电站由零至满发时电压变化图4 不同工况下母线电压变化

(a)系统电压低时，光伏电站由零至满发时补偿动态无功电压变化

(b)系统电压高时，光伏电站由零至满发时补偿动态无功电压变化图5 不同工况下无功补偿后母线电压变化

考虑地区电网电压稳定的需求，300 MW光伏电站投运后，建议主变低压侧配置总容量为±40 Mvar的动态无功补偿装置，以光伏电站母线电压为控制目标，协调控制无功补偿装置，实现出口电压稳定。光伏电站整体的无功控制策略：光伏电站控制并网点的母线电压在100%～110%范围内运行，充分利用光伏逆变器自身的无功调节能力，当电压高于设定值时，控制无功设备吸收无功功率，直至电压降低到规定范围内，当电压低于设定值时，控制无功设备发出无功功率，直至电压升高到规定范围内。根据光伏出力及无功情况，300 MW光伏电站投运后光伏电站的并网点无功能力如表1所示。

表1 光伏电站并网点无功能力

光伏电站并网点的无功出力能力在-74.88～209.71 Mvar，本表仅为理论计算值，实际无功出力能力需通过现场测试来确定，其中光伏电站容性和感性无功调节能力如图6所示。

(a)容性无功输出能力

(b)感性无功输出能力图6 300 MW光伏电站容性和感性无功调节能力

4 结论

本文对某300 MW光伏电站接入系统后对电网无功电压的影响进行了分析，300 MW光伏投运后并网点母线电压及沿途变电站母线电压变化范围，结果表明，当光伏逆变器功率因数超前0.95～滞后0.95可调时，各点电压均能够在正常范围内运行，光伏电站静态无功能力可以满足系统要求。光伏电站功率变化引起的电压波动情况，计算结果表明，满发到出力为零，引起母线电压降低3.45 kV左右，母线电压最高236.31 kV，最低228.42 kV，并网点系统侧变电站站母线电压最高237.97 kV，最低228.53 kV，建议该主变低压侧配置总容量为±40 Mvar的动态无功补偿装置，以光伏电站母线电压为控制目标，协调控制无功补偿装置，实现出口电压稳定。光伏电站光伏根据调度指令自动发出或吸收无功功率，控制光伏电站并网点的母线电压在100%～110%范围内运行时。充分利用光伏自身的无功调节能力，当电压高于设定值时，控制无功设备吸收无功功率，直至电压降低到规定范围内，当电压低于设定值时，控制无功设备发出无功功率，直至电压升高到规定范围内。