大規模光伏電站對電網電能質量的影響分析

皮 霞，彭生江

(國網甘肅省電力公司金昌供電公司，甘肅 金昌 737100)

0 引言

光伏發電作為一種清潔能源，體現了低碳與環境友好的特點，值得大力推廣。2012年以來，隨著國家對新能源項目政策支持力度的加大，甘肅金昌地區新能源項目突飛猛進，截至2014年6月，共新增光伏容量2 000 MW，在整個金昌電網總裝機容量中所占比例較大。大規模光伏電站較之傳統電站具有以下特點：

(1) 發電功率基本取決于光照輻射量，具有不穩定性與不能平滑調整的特點；

(2) 逆變器功率因數高達0.99，在有功功率不變的情況下無功功率幾乎不可調整；

(3) 采用多臺逆變器進行換流，運行中產生的各次諧波電流易注入電網。

大規模光伏電站的上述特點會造成電網的電能質量惡化，特別是當其在電網總裝機容量所占比例較大的情況下，電能質量惡化問題會非常突出。因此，必須從電網與電站2個方面在技術上采取措施控制光伏發電對電網環境的“污染”，以取得自然環境與電網環境的雙贏。

1 光伏電站的主要設備

1.1 光伏電站的組成

光伏電站主要由光伏電池陣列、光伏匯流箱、逆變器、變電部分4部分組成。其中，光伏電池陣列將光能轉變為電能并以直流輸出；光伏匯流箱將組件直流電能匯集在一起；逆變器將輸入的直流電轉換為交流電輸出；變電部分包括升壓變壓器、控制保護計量裝置，可將逆變器輸出的低壓交流電升壓后接入電網，大型光伏電站一般需采用2級升壓。

以金昌電網某裝機容量為50 MW的光伏電站為例，該光伏電站以1 MW光伏發電系統為1個模塊設計，共50個模塊。每1 MW光伏發電系統模塊安裝275 W多晶硅太陽能電池板3 638塊，采用固定最佳傾角布置方式安裝，裝機容量為1.000 45 MW，接入2臺500 kW光伏并網逆變器后，所發出的交流電接入1臺1 000 kVA升壓變壓器，升壓至35 kV后送入110 kV升壓變電站，以110 kV電壓等級并入電網。

1.2 太陽能電池組件的布置型式

太陽能電池組件是太陽能發電系統中的核心部分，其作用是將太陽能轉化為電能。其布置方式對發電功率有著直接的影響，通常有固定式、單軸跟蹤式和雙軸跟蹤式3種，如圖1所示。

(1) 固定式安裝。將光伏方陣固定安裝在支架上，一般朝正南方向放置，按最佳傾斜角度(34°)將太陽能電池固定到地面上，前后排太陽能電池以不相互遮擋為宜(見圖1(a))。每1 MW為1個發電單元，共20個發電單元。每個發電單元配置1座逆變室及35 kV升壓變壓器(箱變)，每個電池板陣列由42塊電池組件構成(上下共3排，每排14塊電池組件)，每14塊電池組件組成1串，輸出電壓為654.5 V，輸出功率為9 660 W。

(2) 單軸跟蹤式。它通過圍繞位于光伏方陣面上的一個軸旋轉來跟蹤太陽。該軸可以有任一方向，但通常取東西橫向、南北橫向，或平行于地軸的方向。最常見的是將該軸取為南北橫向，且有一定的傾角(見圖1(b))。斜單軸跟蹤系統能將安裝組件的整體發電量提高15 %以上。

(3) 雙軸跟蹤式。它有2個可以旋轉的軸，通過旋轉這2個軸可使方陣面始終和太陽光垂直，從而最大可能地捕獲太陽能(見圖1(c))。雙軸跟蹤系統能將安裝組件的整體發電量提高35 %以上。

圖1 太陽能電池組件的3種布置型式

1.3 逆變器

逆變器是光伏電站內將直流電轉換成交流電的電氣設備。單臺逆變器輸出容量小，設備損壞或停電維護對系統的影響小，但與其配套的設備較多，升壓變壓器需采用雙分裂變壓器。金昌地區大型光伏電站主要使用500 kW并網逆變器，此類逆變器直流輸入電壓為440～850 V，最高可達900 V，直流輸入電流為1 200 A，可接19個單元，交流輸出電壓為270 V。該逆變器轉換效率可達98.3 %，具備低電壓穿越、無功功率可調、有功功率降額等功能。

光伏電站中大量使用的逆變器廣泛采用脈沖寬度調制(PWM) 技術將直流電轉換為交流電，轉換過程中會產生各次諧波含量。目前，使用的大型逆變器輸出交流總畸變率一般控制在3 %以下(滿負荷時)。在總畸變率不變的前提下(指硬件特性已經確定，所以總畸變率為定值)，逆變器PWM為降低對電網影響大的低頻次諧波含量，犧牲了消除、抑制高頻次諧波分量的能力，由此造成總諧波含量較低而某些高頻次諧波含量較高。

發電功率的不穩定性與存在諧波含量是光伏電站影響電網電能質量的主要原因。

2 光伏電站電壓無功功率標準要求

對于電能質量，國家標準中對供電電壓偏差、電壓波動和閃變、三相電壓不平衡、公用電網諧波等分別作出了詳細規定。

(1) 供電電壓偏差。110 kV系統要求供電電壓正、負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10 %。

(2) 電壓波動和閃變。110 kV系統要求的電壓波動限值如表1所示。要求電力系統公共連接點在系統正常運行方式下，長時間閃變值不得超過1，接于公共連接點的每個用戶單獨引起該點的閃變值須小于該用戶按照協議容量分配的閃變限值。

表1 110 kV電網電壓波動限值

（3）三相電壓不平衡。110 kV系統要求電網正常運行時負序電壓不平衡度不超過2 %，短時不超過4 %；接于公共連接點的每個用戶引起該點的負序電壓不平衡度允許值一般為1.3 %，短時不超過2.6 %。

(4) 諧波含量。110 kV系統要求總諧波畸變率不超過2 %，其中，奇次諧波畸變率不超過1.6 %，偶次諧波畸變率不超過0.8 %；接于公共連接點的每個用戶單獨注入該點的諧波電流值須小于該用戶按照協議容量分配的電流限值。

對于無功功率，國家標準中對功率因數和無功容量作出了明確規定。

(1) 功率因數。GB/T19964-2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》要求：大型和中型風、光伏電站的功率因數應能夠在0.98(超前)～0.98(滯后)內連續可調。

(2) 無功容量。GB29321-2012《光伏電站無功補償技術規范》要求：光伏電站具有在系統故障情況下能夠調節電壓恢復至正常水平的足夠無功量。對于專線接公用電網的光伏電站，其配置的容性無功容量能夠補償光伏電站滿發時站內匯集系統、主變壓器的全部感性無功及光伏電站送出線路的一半感性無功之和；其配置的感性無功容量能夠補償光伏電站送出線路的一半充電無功功率。例如：電網企業在光電接入系統批復時要明確50 MW光伏電站須安裝1套出力不低于15 Mvar(容性)～3 Mvar(感性)可連續調節的動態無功補償裝置。無功補償裝置響應速度不得大于30 m s，且應滿足分相調節能力和諧波治理的要求。

3 提高電能質量的技術措施

3.1 電壓偏差

光伏電站僅在白天達到一定光照輻射量時才能發電，每天的發電時間段為07:00—18:00，處于電網的高峰和平負荷時段，有利于提高變電站母線的電壓水平。一般18:00—20:00晚高峰段光伏電站不發電，變電站母線電壓水平需依靠電網與火電、風電維持，其他低谷負荷時段對電網電壓沒有影響。

3.2 電壓波動與閃變

電網中由于電抗遠大于電阻，電壓波動計算公式為

式(1)中：△Qi為無功功率變化量；Scr為母線(公共接入點)短路容量。

由式(1)可知，減少電壓波動的措施如下：

(1) 提高變電站母線短路容量，如果母線短路容量比無功功率變化量大67倍以上，則電壓波動就低于1.5 %；

(2) 提高光伏電站的功率因數，以減少無功功率總量，從而降低無功功率變化量，滿足電壓波動的限值要求。

降低閃變數值的措施則與減少電壓波動的措施相同。

3.3 三相電壓不平衡

正常情況下公共連接點的正序阻抗與負序阻抗相同，負序電壓不平衡度的計算公式為

式(2)中：I2為負序電流值；Ue為線電壓；Sk為母線短路容量。

減少負序電壓不平衡度的措施如下：

(1) 提高變電站母線短路容量；

(2) 降低逆變器三相輸出的不平衡度。

3.4 諧波含量

諧波電流允許值計算公式為

式(3)中：Sk1為母線(公共連接點)的最小短路容量；Sk2為基準短路容量；Ihp為基準短路容量下第h次諧波電流允許值；Si為第i個用戶的用電協議容量；St為公共連接點的供電設備容量；a為相位迭加系數。

由式(3)可知，保證諧波含量合格的措施如下：

(1) 提高變電站母線短路容量Sk1，以增大諧波電流允許值；

(2) 選用電流總諧波畸變率小的逆變器，從源頭上降低各次諧波電流含量；

(3) 對升壓變壓器的一側線圈采用三角形接線方式，以阻擋3的倍數次諧波電流注入高壓電網；

(4) 在低壓側配置濾波裝置，以吸收某些特定次數的諧波電流。

3.5 低電壓穿越

光伏電站低電壓穿越，是指當電網故障或擾動引起的光伏電站并網點電壓波動時，在一定范圍內，光伏電站能夠不間斷地并網運行的能力。

電力系統發生不同類型故障時，若光伏電站并網點考核電壓全部在圖2中電壓輪廓線及以上的區域內時，光伏電站應保證不間斷并網運行，否則光伏電站停止向電網線路送電；光伏電站并網點電壓跌至20 %標稱電壓時，光伏電站能夠保證不間斷并網運行1 s；光伏電站并網點電壓在發生跌落后3 s內恢復到標稱電壓的90 %時，光伏電站能夠保證不間斷并網運行；對電力系統故障期間沒有切出的光伏電站，其有功功率在故障清除后應盡快恢復，自故障清除時刻開始，以至少每秒10 %額定功率的變化率恢復至故障前的值。

圖2 光伏電站低電壓穿越能力要求

保證低電壓穿越的措施如下：

(1) 限制有功電流，避免過流保護跳閘；

(2) 逆變器應具備一定的耐受異常電壓的能力；

(3) 電壓穿越過程中光伏電站宜提供動態無功支撐。

2010年底，國家電網公司出臺的《光伏電站接入電網技術規定》明確指出：大中型光伏電站應具備一定的低電壓穿越能力。

4 光伏電站實測數據分析

為更加全面了解和掌握光伏電站設備投運后的情況，金昌電網選取了下屬某固定式200 MW和某跟蹤式200 MW的大型光伏電站上網側變電站母線對電能質量指標進行了連續實際測量，測量方法與測量儀器完全按照國家標準要求執行。結果表明：2站閃變、不平衡度、電壓總畸變率3項指標均合格，但正午時分其中的跟蹤式200 MW光伏電站接入變電站電壓的最大值已超過允許數值。

諧波電流含量各次指標均在合格范圍內，最大的諧波是25次和5次諧波含量，而通常對電壓影響較大的3次諧波含量則較低。這說明逆變器控制策略與升壓變壓器采用三角形接線的共同作用對限制低頻次和3的倍數次諧波電流含量的效果是很明顯的；并且，由于逆變器控制策略使得被限制的低頻次諧波含量低而高頻次諧波含量相對高的結果與理論分析是一致的。

從諧波電壓絕對值看，最大的諧波依次是23次和11次諧波含量，3次諧波含量較低。由于母線電壓的波形失真是受全部用戶共同作用影響的，所以各次諧波含量順序與電流會有所不同。一般高頻次諧波在負荷用戶中很低，這說明光伏電站主要影響公共接入點電壓的高頻次諧波含量。

由上述分析得出：光伏電站對電網的諧波含量影響大，特別是高頻次諧波含量。如果變電站接入光伏電站的裝機容量比較大，就完全可能造成電網的諧波含量超過允許值，繼而影響到電力系統保護裝置的正常運行。

5 結論

光伏電站對電網電能質量的影響主要表現在2個方面：一是在光伏高峰發電期間，電網側變電站110 kV母線電壓越上限；二是增加電網的諧波含量，特別是高次諧波含量。上述影響主要采取以下措施限制與消除。

(1) 盡可能避免在同一座變電站接入的光伏電容量過大，同時提高電站并網電壓等級并選擇短路容量水平較高的變電站作為電站接入點。這樣可以同時提高電壓波動與閃變、不平衡度、諧波等幾項指標的合格率。

(2) 在控制策略上將光伏電站升壓變壓器的一側線圈采用三角形接線，以阻擋3的倍數次諧波電流；將逆變器調整為控制除3的倍數次諧波電流以外的其他次諧波電流；在低壓側增設濾波裝置以吸收3的倍數次諧波電流以外的其他次諧波電流。

(3) 嚴格并網驗收，核查光伏企業對設計文件中SVG設備容量的執行及逆變設備選型。提高逆變器制造水平，降低其總的諧波含量。同時加強發電客戶側管理，監督設備運行工況，避免缺相造成三相不平衡，或無法自動跟蹤進行無功調節。

(4) 合理引導電網內光伏電站的建設，統籌區域內火電、水電、風電、光電的容量，盡可能做到風火、火光、風光互補發電，在避免造成大量棄風、棄光的同時，滿足供負荷對電能質量的要求。

1 中國電力科學研究院．GB/T19964—2012光伏電站接入電力系統技術規定[S]．北京：中國標準出版社，2012．

2 中國電力科學研究院，國網電力科學研究院．GB/T29321—2012光伏電站無功補修技術規范[S]．北京：中國標準出版社，2012．

3 全國電壓等級和頻率標準化技術委員會．GB/T12325—2008電能質量供電電壓偏差[S]．北京：中國標準出版社，2008．

4 全國電壓等級和頻率標準化技術委員會．GB/T12326—2008電能質量電壓波動和閃變[S]．北京：中國標準出版社，2008．

5 全國電壓等級和頻率標準化技術委員會．GB/T15543—2008電能質量三相電壓不平衡[S]．北京：中國標準出版社，2008．

6 全國電壓等級和頻率標準化技術委員會．GB/T14549—1993電能質量公用電網諧波[S]．北京：中國標準出版社，1993．

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