2020, Vol. 38 
2. 内蒙古自治区电力系统智能化电网仿真企业重点实验室, 呼和浩特 010020
2. Inner Mongolia Enterprise Key Laboratory of Smart Grid Simulation of Electrical Power System, Hohhot 010020, China
集中并网的中大型光伏电站普遍远离负荷中心，电网相对薄弱，光伏发电系统本身的光照及温度变化会引起电网电压波动，因此光伏电站必须参与调压控制，必要时为电网提供紧急无功支撑[1]。目前内蒙古电网的集中并网光伏电站依靠升压站内装设的动态无功补偿装置提供紧急电压支撑，场站级的自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）系统仅提供稳态下的电压调节。GB/T 19964—2012《光伏发生站接入电力系统技术规定》要求并网光伏逆变器的无功功率满足功率因数在超前0.95至滞后0.95的范围内动态可调[2]。现场调研表明，实际运行中的光伏电站，逆变器无功调节范围往往小于标准要求[2]。
光伏逆变器采用性能优良的绝缘栅双极晶体管（Insulated Gate Bipolar Transistor，IGBT）作为功率器件，拓扑结构及控制原理与静止无功发生装置相似，本文通过仿真分析，验证了其具有数十毫秒的动态响应时间和较宽的无功调节范围。如果能够充分调用站内逆变器的无功，会极大提高整站无功输出能力。文献[3]报道了一种光伏电站百毫秒级快速功率调节技术，改造后的光伏电站具备优良的一次调频性能，但并未深入研究逆变器快速无功调节能力。本文将该技术与逆变器无功调节相结合，通过站内快速功率控制装置对逆变器群进行快速无功调节，现场测试验证了该技术的可行性。
1 光伏电站的无功补偿和电压控制光伏电站的无功电源包括升压站内35 kV母线的动态无功补偿装置和光伏逆变器。动态无功补偿装置需根据光伏发电站实际情况配置，如安装容量、安装形式、站内汇集线分布、送出线路长度、接入电网情况等，进行无功电压研究后确定[4]。站内的AVC系统接收上级AVC主站的指令，对站内的逆变器和动态无功补偿装置等无功电源下发控制指令，调节并网点电压。
1.1 动态无功补偿装置早期的动态无功补偿装置以晶闸管投切电抗器+滤波电容器（TCR+FC）形式的静止无功补偿装置（Static Var Compensator，SVC）为主。近年来，随着电力技术的发展，静止无功发生装置（Static Var Generator，SVG），也称静止同步补偿器（Static Synchronous Compensator）得到广泛应用。SVG使用全控型开关器件，具有输出无功可双向流动、输出无功电流连续可调且独立于系统连接点电压、响应速度快、谐波特性好、占地面积小、易于实现紧凑化设计的优点，因此逐步替代SVC，成为新能源场站主要的动态无功补偿装置。
基本的电压源型SVG补偿无功原理如图 1所示。通过滤波电抗器Lf与升压变压器接入35 kV母线。其工作原理就是控制三相逆变桥的输出电压Uc，使之与电网电压Us同相位，当Uc幅值小于Us时，SVG向系统发出无功；Uc幅值大于Us时，SVG从系统吸收无功。
|
图中：T1，…，T6—逆变器的6个桥臂；C—直流电容器；Uc—逆变桥输出电压；Us—电网电压；T—连接变压器；Lf—滤波电抗器。 图 1 电压源型SVG工作原理示意图 |
升压站内的SVG普遍采用模块化链式结构，具有可分相独立控制、便于维护、可靠性高的特点。链式SVG采用基于H桥级联的链式多电平结构，主电路的每组链由多个H桥串联而成，每个H桥实际是单相电压型全桥逆变电路[5]。文献[6]在仿真建模中将多个H桥进行模块等效，得到了合理的结论。综上所述，链式SVG本质上是电压源型逆变器。电压源型SVG普遍采用基于瞬时无功理论引入同步坐标变换后的dq轴电流控制方法[7]，可实现解耦控制，具有良好的跟踪能力和动态响应特性。经内蒙古电网多个场站测试，其响应时间普遍小于30 ms，扰动响应时间小于45 ms，满足标准要求[2]。
1.2 光伏逆变器如图 2所示，集中并网的大中型光伏电站中逆变器普遍采用单级式非隔离电压源型三相全桥逆变结构，结构简单，可靠性高，与图 1的SVG结构相比，只是在电容侧增加了光伏面板。这种结构可在一级功率环节实现最大功率点跟踪（Maxium Power Point Tracking，MPPT）、锁相环定相及并网逆变功能[8]。在控制上采用基于瞬时电流反馈的直接电流控制，通过控制并网逆变器的输出电流跟踪电网电压来达到并网目的，功率管的控制使用脉冲宽度调制（Pulse-Width Modulation，PWM），开关频率可达2 kHz以上，能获得较好的稳态和动态响应性能。
|
图中：Udc—直流电压；I—并网电流；U—并网电压；PLL—锁相环采集的相位信号；SPWM—控制器输出的正弦调制信号。 图 2 单级光伏并网逆变器结构 |
集中并网的光伏电站广泛安装有AVC系统，AVC工作原理如图 3所示。光伏电站内安装有AVC子站，子站给主站上送站内的可调无功容量等信息，主站收集所有子站信息后计算生成电压目标并下发给AVC子站。AVC子站根据电压指令调节逆变器群和SVG/SVC等无功电源的输出无功功率，调整主变压器有载调压分接头档位，使并网点电压达到目标值。
|
图 3 AVC工作原理 |
AVC作为稳态下的电压调节手段，其控制环节冗长，通信过程较长，从主站下发指令到电压调节到位往往需要数十秒时间。因此，在AVC子站控制下，整站逆变器的无功功率无法像SVG那样实现数十毫秒的调节速度。
2 光伏逆变器无功调节能力研究 2.1 仿真配置为验证光伏逆变器无功调节的响应时间和调节范围，基于PSCAD/EMTDC对一个典型的并网逆变器进行仿真研究。光伏逆变器使用图 2中的单级式非隔离电压源型三相全桥逆变结构，包含MPPT模块，采用电压定向控制策略，通过坐标变换实现有功和无功的解耦控制。仿真使用集中并网光伏电站主流的逆变器接线结构，2台逆变器接入1台1.2 MVA的双分裂变压器低压侧，升压后接入35 kV集电线路，经主变压器升压后接入220 kV电网。单台逆变器的主要仿真参数如表 1所示。
|
表 1 单台逆变器主要仿真参数 |
光伏面板使用软件自带的Photovoltaic Source模块，温度输入值恒定为25 ℃，逆变器额定功率时光伏面板的瞬时辐照度为1000 W/m2，仿真结果采用标幺值，单台逆变器送入箱式变压器低压侧的有功、无功分别用Pinv、Qinv表示。为保证IGBT的安全运行，设置允许的最大电流值Imax为额定电流的1.1倍，该最大电流值也可满足功率因数在超前0.95至滞后0.95范围内动态可调的要求。文献[9]提到，直流母线电压会影响逆变器的无功调节范围，本文中逆变器调节范围依据仿真结果确定。
2.2 仿真结果 2.2.1 无功阶跃辐照度400 W/m2，对应有功功率为0.4（p.u.）。波形如图 4所示，仿真开始时无功参考值为0。0.2 s进入稳定状态，0.5 s时设置无功功率参考值为0.6（p.u.），经17.4 ms阶跃量达到稳定值的90%，即上升时间为17.4 ms。
|
图 4 无功功率阶越测试 |
在不同有功工况下，设置无功功率的上下目标值。目标值的设置首先满足功率因数达到超前0.95至滞后0.95，在此条件下，考虑到不影响IGBT的运行寿命，视在功率应不超过1.0（p.u.），即无功目标值的设定满足：
|
(1) |
逆变器有功功率Pinv在0到1（p.u.）的范围内，按照式（1）设定无功输出Qinv，逆变器可正常运行，直流母线电压均大于580 V。
2.3 结果分析（1）单台逆变器的无功调节上升（下降）时间可小于20 ms。
（2）标准[2]对于并网光伏电站的无功功率调节范围要求如图 5（a）中矩形框内部分。
|
图 5 无功功率调节范围 |
（3）实际运行中的光伏电站，如果AVC对光伏电站进行恒无功功率控制，其无功调节范围不超过图 5（a）的要求。现场调研表明，部分光伏电站AVC对于逆变器的无功调节范围严格对应功率因数-0.95~0.95范围内，如图 5（b）所示。
（4）仿真表明，逆变器的无功调节范围远大于实际运行范围和标准要求的范围，如图 5（c）所示。在无光照情况下可达到1.0（p.u.）的无功调节范围。
3 整站无功调节能力分析AVC子站的控制目标是使光伏电站的并网点电压跟踪主站下发的电压目标值，同时保证站内其他节点的电压在合格范围内。光伏电站的动态无功补偿装置安装在主变压器低压侧35 kV母线处，对于并网点电压的控制最为直接。单台逆变器虽具备较宽的无功调节范围，但在功率传输过程中会产生无功损耗，因此需分析整站逆变器在35 kV母线处的无功调节能力，以便更好地评价整站逆变器的无功调节能力。
3.1 光伏电站内部无功损耗光伏逆变器出口经箱式变压器升压，通过集电线路与35 kV母线相连。变压器和集电线路是光伏电站无功损耗的主要来源[10]。
（1）变压器无功损耗ΔQT：
|
(2) |
式中：I0—空载电流百分数；
Uk—短路电压百分数；
β—变压器负载率；
Se—变压器额定容量。
集电线路的无功损耗由两部分组成，一部分是线路等值电抗消耗的无功功率，与电流的平方成正比，即与负荷成正比；另一部分是线路对地等值电纳发出的无功功率，与电流无关，只与电压相关。
（2）集电线路的无功损耗ΔQL：
|
(3) |
式中：P2、Q2、U2—集电线路在35 kV母线处的有功功率、无功功率、电压；
U1—箱式变压器出口处电压；
C—集电线路对地等值电容；
ω —角频率；
L—集电线路等值电感。
3.2 光伏电站的等值单台逆变器采用精确的电磁暂态模型，在研究整站逆变器无功调节能力时，为提高仿真速度，需要对站内设备进行等值，以加快仿真速度。图 6所示为光伏电站内部结构图，共有m条集电线路，每条集电线路接多组光伏发电单元。本文采用受控源聚合等值方法，如图 7所示，假设全场共有N组光伏发电单元，仿真中只保留1组发电单元的详细模型，剩余发电单元用1个受控电流源表示，该受控电流源的电流为光伏发电单元详细模型电流的N-1倍。在此基础上，对集电线路的参数进行等值，可以准确分析站内集电线路上产生的无功损耗。假设光照均匀，集电线路上有n台箱式变压器，每台箱式变压器输出电流均等于I，即：
|
|
图中：In—第n台箱式变压器高压侧电流；ln—第n节集电线路长度；Zn—第n节集电线路阻抗。 图 6 光伏电站内部结构图 |
|
图 7 光伏电站内部等值图 |
使等值前后集电线路等值阻抗产生的损耗相等，则满足：
|
(4) |
式中：Zeq —集电线路等效阻抗；
Z1…ZN —每条线路阻抗；
Ii、Ij—第i台、j台箱式变压器输出电流。可得：
|
(5) |
电容产生的无功与功率无关，且光伏电站集电线两端的电压差异可以忽略，等值电容等于等值前所有电缆电容之和。
3.3 仿真分析对1个集中并网光伏电站进行仿真分析，光伏电站内有长度相等的7回集电线，每回集电线有7台箱式变压器，即式（5）中n=7。假设每台箱式变压器间隔0.2 km，即：
|
(6) |
式中：R—集电线路单位电阻，Ω/km；
X—集电线路单位电抗，Ω/km。
计算可得：
|
(7) |
即等值长度Leq=4 km。
Cjdx为单位长度的集电线路电容，等效后单位长度集电线路电容
仿真参数见表 2。逆变器群无功功率调节范围见表 3。参考表 3，对几种典型有功情况下对应的无功最大输出能力进行仿真。
|
|
表 2 仿真参数 |
|
|
表 3 逆变器群无功功率调节范围 |
结果表明，站内集电线路和箱式变压器的无功损耗在2 Mvar左右。逆变器输送至35 kV的无功功率至少是无功损耗的7倍以上，随着有功功率减小无功功率增大，无功损耗并未发生显著变化，因此大部分无功功率可以输送到35 kV母线，能较为明显的调节35 kV母线电压。因此只需适当释放逆变器的无功输出能力，即可明显调节35 kV母线电压，减小动态无功补偿装置的投资。
4 现场测试 4.1 光伏电站快速功率调节技术目前，内蒙古电网集中并网的光伏电站都已采用AGC对光伏逆变器有功出力进行控制，采用AVC系统对站内光伏逆变器、SVC、SVG、固定电容器等无功设备进行无功控制。AGC、AVC系统是稳态下的频率和电压调节手段，其控制环节冗长，通信过程较慢。AGC涉及光伏逆变器的功率爬坡速度，功率调节响应时间普遍长达10~20 s。
DL/T 1870—2018《电力系统网源协调技术规定》[10]对风电场和光伏电站的快速频率响应指标提出具体要求。由于光伏逆变器无机械旋转惯性部件，相对风机来说更容易改造，已有多家设备厂家提出光伏电站快速频率响应解决方案，可实现光伏电站的一次调频功能。已有光伏电站经快速功率改造，实现了全站频率扰动响应时间小于200 ms。
4.2 被测场站信息被测光伏电站装机容量49 MW，采用98台PCS-9563逆变器，每2台逆变器通过1台1.2 MVA的双分裂变压器升压接入35 kV集电线。如图 8所示，本站的快速功率改造方案采用PCS-9726M新能源快速功率控制装置，该装置与光伏逆变器之间的通信采用基于以太网的组播或广播协议进行。装置通过一发多收和无需回传确认的高优先级通信方式，实现对群体众多逆变器单元的快速功率控制[3]。
|
图 8 光伏电站快速功率响应改造方式 |
逆变器的通信单元内部使用高速总线进行信息交互，可迅速执行功率控制单元下发的功率调节指令。该逆变器的MPPT算法会根据快速功率调节的要求进行优化，以满足电网对光伏电站一次调频的要求。但无功指令的执行则无需特殊优化，利用逆变器本身类似SVG的无功调节特性，结合快速功率调节装置高速通信方式，即可达到理想的无功响应速度。
4.3 恒无功模式测试录波仪采集主变压器高压侧的电压电流，AVC退出运行，SVG设置为恒无功模式。PCS-9726M新能源快速功率控制装置对整个电站的逆变器进行无功目标值设置。有功为0.2（p.u.）时，在恒无功模式下进行2个电压目标方向的阶跃试验，阶跃波形见图 9、图 10。试验结果见表 4，波形上升时间均小于30 ms。
|
图中：UL1L2—220 kV线路电压；ISVG—SVG电流；P—电站有功功率；Q—电站无功功率。 图 9 恒无功模式第一次阶跃 |
|
图 10 恒无功模式第二次阶跃 |
|
|
表 4 恒无功模式阶跃试验结果 |
录波仪采集主变压器高压侧的电压电流，AVC退出运行，SVG设置为恒电压模式。用新能源快速功率控制装置对整个电站的电压目标值进行设置，将无功指令下发至逆变器。有功为0.2（p.u.）时，进行2个电压目标方向的阶跃试验，阶跃波形见图 11、图 12。恒电压模式下阶跃量以及试验结果见表 5，波形上升时间均小于30 ms。
|
图 11 恒电压模式第一次阶跃 |
|
图 12 恒电压模式第二次阶跃 |
|
|
表 5 恒电压模式阶跃试验结果 |
经测试该场站一次调频测试中响应滞后时间（快速功率调节装置下发目标指令到逆变器开始执行的时间差）小于10 ms，因此在恒无功模式下，响应时间为波形上升（下降）时间与响应滞后时间之和，其结果小于30 ms。同理，恒电压模式下的响应时间为30 ms左右，因此整站的无功响应速度达到了和SVG相近的水平。
5 结论 5.1 仿真和测试结果（1）光伏逆变器具有与SVG相近的调节速度，经过快速功率调节改造后，可实现整站光伏逆变器的快速功率响应。
（2）光伏逆变器具有大于国标要求的无功调节范围。尤其是无光照情况下，其工作原理等同于SVG，可实现满容量无功调节。
5.2 应用价值（1）光伏逆变器经过快速功率调节改造后，可以实现整站光伏逆变器的快速功率响应，远快于AVC系统对逆变器无功10 s数量级的调节速度。在电压越限的情况下，可以更好地实现紧急动态无功支撑。
（2）如充分释放逆变器群的无功容量，可以极大地提高光伏电站的无功调节能力，减少站内动态无功补偿装置的投资。
（3）部分新能源汇集区存在夜间风力较大，有功出力大导致电压偏低的现象。如能在夜间充分利用逆变器的无功调节能力，可大大提高风光互补电站在夜间的电压水平，提高风电的送出能力。
| [1] |
杨明, 周林, 杜潇, 等. 大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略[J]. 电机与控制学报, 2016, 20(10): 70-81. |
| [2] |
中国电力企业联合会.光伏发电站接入电力系统技术规定: GB/T 19964-2012[S].北京: 中国标准出版社, 2012.
|
| [3] |
王淑超, 孙光辉, 俞诚生, 等. 光伏发电系统级快速功率调控技术及其应用[J]. 中国电机工程学报, 2018, 38(21): 6254-6262. |
| [4] |
中国电力企业联合会.光伏发电站无功补偿技术规范: GB/T 29321-2012[S].北京: 中国标准出版社, 2012.
|
| [5] |
王兆安, 刘进军. 电力电子技术[M]. 5版. 北京: 机械工业出版社, 2013: 116-117.
|
| [6] |
王轩, 熊超英, 傅坚. 链式静止同步补偿器动态模型建模方法[J]. 中国电机工程学报, 2012, 32(9): 1-6. |
| [7] |
付文秀, 范春菊. SVG在双馈风力发电系统电压无功控制中的应用[J]. 电力系统保护与控制, 2015, 143(9): 61-68. |
| [8] |
于洋, 黄亚峰, 严干贵, 等. 光伏电站内的逆变器无功调节能力分析与控制策略研究[J]. 电测与仪表, 2014, 51(13): 70-75. |
| [9] |
胡韵婷.双馈风电场并网系统的次同步振荡分析及抑制[D].北京: 华北电力大学, 2019. http://cdmd.cnki.com.cn/Article/CDMD-10079-1019230187.htm
|
| [10] |
电力行业电网运行与控制标准化技术委员会.电力系统网源协调技术规定: DL/T 1870-2018[S].北京: 中国电力出版社, 2018.
|