0 引言

目前，光伏发电接入内蒙古电网的规模已突破5 GW，对电网的波动影响越来越大。光伏发电站通常接入电网网架末端，电网电压控制能力较为薄弱且缺乏有效的调节手段，加上光伏发电站内部无功电压管理不善，尤其在新能源接入较集中地区，造成局部电网电压控制水平差，电压经常越限，电网边缘地区的电压质量问题日益突出。

按照GB/T 19964—2012 《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求，光伏并网逆变器输出有功功率在0~100%P_n（额定功率）时，其功率因数应能够在-0.95~0.95连续可调^[1]，当并网逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需求时，应在光伏发电站配置无功补偿装置（SVG）^[2]。目前内蒙古电网接入的大部分光伏发电站电压自动控制（AVC）系统仅通过控制SVG进行并网点电压调节，实际控制策略未考虑光伏逆变器无功输出能力。

本文以呼和浩特地区某光伏发电站为研究对象，针对含光伏发电的电力系统电压调节的实际需求，根据现场验证的逆变器无功调节能力和光伏电站内部无功变化理论计算结果，对光伏发电站小出力、系统电压较高的实际运行方式利用电力系统分析程序（BPA）进行仿真分析，并按照调度的实际电压调节需求，对采用优先调用光伏逆变器无功输出能力控制方式进行控制研究与现场试验验证。

1 机组概况

呼和浩特某光伏发电站容量为100 MW，其一次系统图见图 1。按照“无功补偿容量配置专题研究报告”，应配置容性无功功率15 Mvar，感性无功功率4 Mvar。现场实际配置1台SVG，容量为± 15 Mvar，可满足在各种运行方式下并网点电压保持在标称电压的97%~107%，但在系统轻负荷且上级变电站母线电压偏高的运行方式下，光伏发电站虽能保证并网电压不越限，但SVG无功调节容量有限，无法满足调度要求的某些电压目标值控制需求。

2 光伏逆变器无功容量现场测试

光伏发电站配置500 kW逆变器，由于没有相关试验验证报告，需通过现场实际测试验证光伏逆变器无功容量是否满足无功输出功率因数-0.95~0.95调节范围的要求，即无功功率输出满足-164~164 kvar连续调节^[1]。在逆变器交流侧出口安装功率分析仪，对逆变器在不同有功功率（以10%P_n为区间）运行情况下，分别按照164 kvar的25%、50%、75%和100%无功功率输出进行配置，检验逆变器无功功率输出能力。

由于光照条件受限，现场测试光伏逆变器有功功率输出最大值约为94%P_n，无法测试到100%P_n运行情况下的无功输出容量，光伏逆变器无功容量测试分析结果如图 2所示。由图 2可知，逆变器实际无功输出能力满足在-164~164 kvar调节，图中每个点数据按照调节有功功率和无功功率输出稳定后2 min的平均值计算^[3]。

通过现场测试验证，逆变器满足标准对无功输出容量的要求，按照单个逆变器实际无功输出能力计算，全站逆变器满足-32.8~32.8 Mvar范围内的无功调节^[1]。

3 无功补偿理论计算

光伏发电站并网点电压受不同运行方式下输电线路和内部集电线路的无功损耗和充电功率、主变压器和箱式变压器的无功损耗大小影响，因此光伏发电站无功调节控制应充分考虑实际运行方式下的电站内部无功损耗及充电功率。

3.1 线路无功损耗及充电功率计算^[4]

线路无功损耗计算公式为：

(1)

式中Q_L—线路无功损耗，kvar；

I—线路电流，A；

X—线路等值电抗，Ω。

X计算公式为：

(2)

式中x—导线单位长度电抗，Ω/km；

L—线路长度，km。

线路充电功率计算公式为：

(3)

式中U—线路电压，kV；

Q_C—线路充电功率，kvar；

f—线路频率，Hz（取值50 Hz）；

C—导线单相对地电容，μF；

c—单位长度导线单相对地电容，μF/km。

3.2 变压器无功损耗计算

变压器无功损耗计算公式为：

(4)

式中Q_T—变压器损耗，kvar；

n—变压器数量，台；

U_K—变压器短路电压百分值；

I₀—变压器空载电流百分值；

S—变压器运行视在功率，kVA；

S_N—变压器额定容量，kVA。

3.3 光伏发电站无功变化理论计算

根据光伏发电站内部箱式变压器、35 kV集电线路、主变压器及110 kV送出线路的实际型号和参数^[5]，计算光伏发电站在小功率（10%P_n）输出运行方式下内部无功损耗及充电功率，计算结果如表 1所示。

4 光伏发电站建模及无功调节仿真 4.1 建模

采用PSD-BPA潮流计算模块对光伏发电站进行建模，对光伏发电站及其接入电力系统进行不同有功功率和无功功率输出运行方式的仿真。模型主要包括送出线路、主变压器、集电线路和箱式变压器，通过填写参数卡的方式对光伏发电站各关键元器件进行建模。

图 3为在BPA仿真软件中对主变压器和箱式变压器建模所填的参数卡，其中铜损等效电阻和漏抗为折算到主变压器高压侧的标幺值^[6]。光伏发电站送出线路参数卡见图 4a，所有参数折算到110 kV侧。光伏发电单元采用PQ节点，集电线路与送出线路参数卡填写类似，集电线路参数卡见图 4b。

4.2 无功调节仿真

接入光伏发电站的变电站110 kV侧系统缺少有效的感性无功调节手段，在小负荷运行时，电压偏高，光伏发电站SVG调节能力有限，并网点电压调节有时不能满足电压控制值的要求。对此，在光伏发电站有功功率输出10%P_n运行方式下，结合理论计算无功损耗和充电功率数据以及实测光伏逆变器无功输出能力，通过BPA搭建光伏发电站及局部接入电力系统仿真模型，针对现场实际运行方式进行无功调节策略仿真研究。

针对光伏发电站输出功率10%P_n，对上级变电站110 kV侧母线电压约118 kV上限运行方式进行无功调节仿真分析。该运行方式下光伏发电站如不投入无功设备，并网点运行电压约为120 kV，按照调度下发电压控制目标值116 kV的要求，经BPA仿真，光伏发电站需要输出感性无功容量至少为20 Mvar，实际配置的SVG无功调节容量已不满足电压控制需求。对此可采用全部通过逆变器调节感性无功输出20 Mvar，或SVG和逆变器共同调节感性无功输出20 Mvar的控制策略。控制策略仿真结果为并网点运行电压115.8 kV，满足要求。

4.3 无功调节策略试验验证

针对上述无功调节策略方案进行现场试验验证，检验仿真数据的准确性和策略的可操作性^[7-8]。在光伏发电站线路测控屏和上级变电站接入该光伏发电站的线路测控屏，安装高精度录波分析装置，记录三相电流和电压。并网点运行电压120.2 kV，输出功率约10%P_n，感性无功功率投入20 Mvar。

方案1：采用全部优先调节逆变器输出感性无功功率策略，调节电压变化曲线见图 5，结果为并网点电压调节满足调度116 kV控制目标值要求。

方案2：采用SVG和逆变器共同调节输出感性无功功率策略，先调节SVG输出感性无功功率15 Mvar，待电压稳定后，调节全站逆变器输出感性无功功率5 Mvar，调节后电压变化曲线见图 6，结果为并网点电压调节满足调度116 kV控制目标值要求。

现场试验实际数据与仿真分析数据对比如表 2所示。由表中数据可以看出，以上2种方案的现场试验测试电压变化值与仿真无功调节电压控制值基本一致，仿真计算结果准确，验证了充分和优先调用逆变器无功能力可以在一定程度满足调度对含光伏发电的局部电力系统电压调节需求。

5 结语

通过理论计算、仿真分析及现场试验验证，表明充分调用光伏逆变器无功调节能力，可以增强光伏发电站无功调节能力，改善局部电网的电压控制水平。逆变器无功能力的优先投入，减少SVG设备无功容量，可减少SVG用电损耗，提高光伏发电站发电效率。对于光伏发电站无功补偿装置容量配置，应充分考虑地区电压实际运行水平和光伏逆变器的无功储备容量，减少SVG配置容量，进而减少光伏发电站投资成本。对于缺少有效无功调节手段的局部电力系统，应制定有针对性的无功优化控制策略，以有效改善运行电压控制水平，仿真结合试验验证的方法可为现场运行提供合理的指导依据。