分布式光伏電源并網對電網電能質量影響的分析

梁永超（廣東電網有限責任公司湛江供電局，廣東湛江524001）

分布式光伏電源并網對電網電能質量影響的分析

梁永超（廣東電網有限責任公司湛江供電局，廣東湛江524001）

本文以光伏電站60MWp項目并入電網對接入點電能質量干擾水平進行分析。通過仿真分析，對光伏電站并網后接入系統的無功、電壓分析，研究光伏電站對并網點電壓無功的影響，分析光伏電站引起的電壓偏差；提出合理的無功補償推薦方案和控制措施。

分布式光伏電源；并網；電能質量；無功補償；控制措施

1 引言

光伏電站在并網運行中，在零或低出力方式下，大型光伏電站內各類電纜和變壓器對并網點無功潮流和電壓水平有所影響；而隨著發電功率上升，其逆變器可以根據需要發出或吸收一定量的無功功率，從而使大型光伏電站對并網點無功潮流和電壓水平有一定調節能力；另一方面，光伏電站內逆變器將直流變交流過程中，其換流環節會產生高次諧波注入電網；而天空云量的變化則會引起太陽能電池組件發出的電量變化導致電網電壓波動。上述因素會影響電網電能質量。

2 光伏電站對電能質量影響

光伏電站作為新興能源發電的一種，光照、溫度等外部條件隨機性、間歇性、周期性的變化是光伏電站對電網產生影響的最主要因素。光伏發電系統通過光伏逆變器并網，逆變器質量的優劣，也決定光伏電站輸送電能品質的好壞。光伏電站并網運行時會產生諧波、電壓波動與閃變、三相電壓不對稱、功率因數低等問題，使電網電能質量下降，對電網造成不利影響，嚴重時會干擾供用電系統及光伏設備自身的安全穩定運行。

2.1 諧波干擾及危害

光伏電站產生的諧波主要來源于光伏逆變器，其注入電網主要為較高次的諧波。諧波對電網及電氣設備的危害如下：①諧波對旋轉電機的主要影響是引起附加損耗，其次是產生機械振動、噪聲和諧波過電壓。②諧波電流不但引起變壓器繞組附加損耗、發熱。諧波使變壓器噪聲增大，諧波源造成的流經變壓器的諧波電流在諧振條件下可能損害變壓器。③交流電網的電壓畸變可能引起常規變流器控制角的觸發脈沖間隔不等，并通過正反饋而放大系統的電壓畸變，使整流器的工作不穩定，甚至損壞換相設備。④諧波對繼電保護和自動控制裝置產生干擾，造成誤動和拒動。

2.2 電壓波動和閃變

頻率在1～10Hz之間的電壓波動會引起照明白熾燈和電視畫面的閃爍，使人們感到煩躁，這類干擾稱之為“閃爍”或“閃變”（Flicker）。強烈的閃爍會造成電機轉動不穩定，電子裝置誤動作甚至損壞，閃爍是對電網的一種公害。

2.3 三相電壓不平衡

光伏電站并網運行引起電網供電質量變差的另一個問題是逆變器三相觸發不對稱及缺相導致并網點三相電壓的不對稱，這一問題主要在故障情況下發生。光伏電站輔助系統中單相負荷很小，其引起的三相電壓不平衡度可以忽略不計。負序對供電系統及設備的危害如下：①造成電力系統繼電保護裝置中負序啟動元件的誤動；②造成發電機和工廠異步電動機發熱和振動。

3 模型建立及分析

3.1 光伏電站等值模型

該光伏電站實際發電容量60MWp，分為36個光伏發電子方陣。每個光伏發電子方陣安裝1臺升壓箱式變和8臺交流匯流箱，每臺匯流箱下設置6臺40kW組串逆變器。每個光伏發電子方陣升壓后由4路35kV集電線路電纜接入升壓站，共計36個集電點。對每個光伏發電子方陣進行整理后對其進行等值如表1。

表1 單個光伏發電子方陣等值一覽表

圖1 光伏電站等值網絡

圖2 光伏系統接入湛江電網地理接線圖

3.2 光伏電站無功特性分析

對京能光伏電站接入電網后的系統潮流進行計算分析，以分析光伏電站能否可靠并網，并驗證光伏電站并網運行是否引起系統電壓水平變化超出限值，以保證電網電壓穩定。仿真計算按照京能光伏電站等值網絡圖1進行。

得出結論如下：在并網點可能的電壓范圍內，當光伏逆變器功率因數0.95（超前）時，光伏電站滿出力運行時發出的感性無功功率在24.942～26.580MVar之間；當光伏逆變器功率因數0.95（滯后）時，光伏電站滿出力運行時發出的容性無功功率在11.524～12.731MVar之間。

3.3 電能質量計算及分析

就光伏電站并網運行對電能質量的影響作計算分析，按國家電能質量標準相關要求規定：進行上述計算分析應考慮京能光伏電站在電網小方式最小短路容量的運行方式，以掌握影響最嚴重時電網公共連接點（考核點）的電能質量水平。

3.3.1 電壓偏差

該光伏電站并網點的額定電壓為110kV，設定光伏電站零出力時（并網開關跳開）并網點電壓為額定電壓（1.0pu）。當全部光伏逆變器零出力時，并網點電壓偏差為+0.03%，見表9-1。當全部光伏滿出力，逆變器功率因數在0.95（超前）至1.0至0.95（滯后）運行時，計算并網點潮流，結果見表2。

表2 光伏電站滿出力且功率因數在0.95（超前）～0.95（滯后）運行時并網點潮流數據

功率波動造成的電壓波動不可能疊加，但其引起的閃變值卻是其電壓波動在一段時間內疊加的累計效果，與電壓波動值的大小和頻度相關。不同波動頻度的電壓波動引起的閃變值也不相同。根據國標《電能質量電壓波動和閃變》推薦的Pst=1曲線，可進行不同頻度電壓波動的閃變值估算，Pst=1曲線見圖3所示。

圖3 周期性矩形（或階躍波）電壓變動的單位閃變（Pst=1）曲線

該光伏電站在夏季額定出力時，最大出力變化21MW。根據潮流計算結果，在邁陳站110kV母線PCC點的無功功率變化量見表3，以此為最嚴重情況考慮計算京能光伏電站電壓波動和閃變理論值。

表3 110kV母線電壓波動和閃變計算一覽表

對比國標求得的電壓波動和閃變限值可知，該光伏電站在110kV1#母線PCC點引起的電壓波動值為3.26%，大于2.5%的國家標準限值；閃變值0.648，小于限值0.787，滿足國標要求。

3.3.2 諧波計算與分析

根據該光伏電站接入電網等值網絡仿真模型，仿真計算光伏電站可能注入電網的諧波電流和可能引起的電網各次諧波電壓含有率、電壓總諧波畸變率。

計算表明，光伏電站滿出力且光伏逆變器功率因數為1.00的工況下，光伏電站注入并網點的13、17、19、23、25次諧波電流大于國標限值；23、25次諧波電壓畸變率大于國標限值，諧波總畸變率達到3.48%，大于2.0%國標限值。

表4

3.3.3 三相不平衡度

依據國標《光伏發電站接入電力系統技術規定》和能源行業標準《光伏發電并網逆變器技術規范》（NB/T32004-2013）第7.7.3.2中規定，光伏逆變器應具備交流缺相保護的功能，即“逆變器交流輸出缺相時，逆變器自動保護，并停止工作，正確連接后逆變器應能正常運行”。由此可知，光伏電站各光伏發電子單元不可能出現缺相故障運行的狀態，即光伏電站為三相對稱運行，不會向電網注入負序電流。光伏電站輔助系統中單相負荷很小，其引起的三相電壓不平衡度可以忽略不計。因此，京能光伏電站運行過程中不會導致邁陳站110kV 1#母線的三相電壓不平衡。即京能光伏電站在考核點引起的三相電壓不平衡度在合格范圍內。

3.4 仿真分析結果

該光伏電站接入湛江電網后的電能質量進行了分析，得出如下結論：①京能光伏電站在邁陳站110kV母線并網點電壓正常范圍運行時，在不考慮無功補償措施情況下，光伏逆變器出力從0%出力至100%滿發，以及功率因數從0.95（超前）至0.95（滯后），京能光伏電站在并網點邁陳站110kV母線的電壓變化都在-1.20%～+2.48%范圍之內運行，滿足國家標準對系統電壓允許偏差的要求。②京能光伏電站在邁陳站110kV母線并網點引起的電壓波動值為3.26%，大于2.5%的國家標準限值；閃變值0.648，小于限值0.787，滿足國標要求。③京能光伏電站在邁陳站110kV母線并網點的諧波狀況為：諧波電壓總畸變率3.48%，大于2%的國標限值，其中23、25次諧波電壓畸變率大于國標限值；注入電網的17、19、23、25次諧波電流幅值大于國標限值。④京能光伏電站在邁陳站110kV母線并網點的三相電壓不平衡度低于1.3%國標限值，滿足電能質量國標要求。

4 電能質量控制措施

綜上所述，京能光伏電站應采取適當補償措施，以減小電壓波動，抑制諧波，控制并網點的無功潮流，使得京能光伏電站運行滿足 《光伏發電站接入電力系統技術規定》（GB/ T19964－2012）的要求。

無功補償裝置有兩種：TCR型動態無功補償裝置SVC、動態無功發生器SVG。針對光伏電站動態無功補償應配置的無功容量進行計算。

控制方案中 20MVar的 SVG其無功補償容量為± 20MVar，投入后動態無功補償范圍從感性20Mvar到容性20MVar。可完全滿足光伏電站（包括110kV出線）的無功需求，在保障最佳發電方式（光伏逆變器功率因數為1.00）下，提高光伏電站并網點無功電壓控制能力，并優化光伏電站運行的電壓質量，保證電網連接點的電壓波動滿足國標要求。

5 結論

經分析，建議使用SVG作為電壓無功動態補償控制方式，在光伏電站110kV升壓站35kV母線上安裝20MVar的SVG裝置。該方案可以大大提高光伏電站并網點的電壓和無功控制能力，保證光伏電站在并網點 （110kV邁陳變電站1#母線）的電壓波動值小于國標限值2.5%，諧波電流和諧波電壓滿足國家標準的要求。并提供動態的電壓支撐，提高光伏電站低電壓功率穿越能力，改善系統的運行性能，提高光伏電站發電效率。

[1]廣東電網公司湛江供電局“十三五”電網規劃.

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TM711

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2095-2066（2016）36-0066-03

2016-12-12

梁永超（1984-），男，電氣工程師，本科，主要從事變電運行工作。