基于ETAP的光伏電站并網電能質量評估

陳 麗

(河北省電力勘測設計研究院，石家莊 050031)

基于ETAP的光伏電站并網電能質量評估

陳 麗

(河北省電力勘測設計研究院，石家莊 050031)

針對典型50 MWp光伏電站進行分析，通過ETAP電力系統仿真平臺對區域電網及光伏電站進行建模，以對其電能質量進行評估,結果表明，該光伏電站接入電網后，其在PCC點產生的諧波電流，引起的電壓波動及閃變、電壓偏差、直流電流分量等關鍵電能質量參數均滿足相關規程要求。

光伏電站;電能質量;諧波;電壓波動;電壓閃變

隨著光伏發電技術快速發展，越來越多的光伏電站并入電網，其電能輸出特性成為影響電網電能質量的重要因素。以50 MWp光伏電站為例進行電能質量評估。

光伏電站場內建設一座110 kV升壓站，主變規模1×50 MVA，變比115±8×1.25%/37 kV。光伏電站由50個發電系統單元組成，每個單元容量為1.0 MWp，經2臺500 kW并網逆變器和1臺1 000 kVA箱式升壓變壓器(0.4/0.4/37 kV)升壓至35 kV，而后經5回集電線路匯集至35 kV母線，再升壓至110 kV，通過一回線路T接苑水-馬村110 kV線路并網。

正常運行方式下，馬村110 kV變電站由玉林-馬村線路主供，苑水-馬村線路斷開做備用，因此光伏電站T接苑水-馬村線路后，光伏電站并網點為苑水220 kV站110 kV側，即苑水220 kV站110 kV側為本項目與電網的公共連接點(簡稱“PCC點”)，以下主要考察PCC點的電能質量是否滿足要求。

1 光伏電站與電網建模

1.1 ETAP仿真系統簡介

ETAP12.6.0是當前廣泛使用的電力系統分析計算工具，ETAP用戶可以通過可視化界面建立電網系統。它適用于從單座變電站、電廠到大型電網、電力系統的分析計算。該軟件集合短路計算、潮流分析、諧波分析、暫態穩定分析、可靠性分析、繼電保護配合、發電機/電動機起動分析等數十個模塊于一身，能夠較全面、準確的對各類型電廠、變電站進行建模。

ETAP提供了一整套電力系統設備數據庫，可以針對各個類型電氣設備的屬性進行設定，例如設備的額定值、電壓、阻抗、諧波等屬性。電網仿真系統建成后，用戶可以通過理論分析、模擬電站運行等手段完成相關計算。

以下應用ETAP進行了諧波、潮流和短路計算，進而對仿真電網的電能質量進行評估。

1.2 光伏電站建模

在ETAP軟件的設備庫中選擇PV陣列、變壓器、斷路器、母線、電纜等元件，對以上元件進行串聯，并填寫各參數。圖1中以4個單元為例建立光伏電站模型(即4 MWp光伏發電系統)。

圖1 ETAP中光伏電站的模型

光伏電站模型中逆變器可作為諧波電流源參與諧波潮流計算分析，打開“PV陣列”的屬性頁，在“逆變器編輯器”的“諧波設備庫”中選擇相應的設備，采用特變電工500 kW光伏逆變器，根據廠家提供的諧波檢測報告，已將其諧波特性加入到了諧波設備庫。光伏電站周邊電網情況已在ETAP軟件中建模，將光伏電站接入苑水220 kV站模塊。

2 光伏電站諧波計算

2.1 諧波限值計算

2.1.1 計算依據

GB/T 1459-1993《電能質量：公用電網諧波》[1]規定了基準短路容量下的諧波電流允許值，而PCC點的實際短路容量與假定的基準短路容量會有所不同，需要利用公式Ih=(Sk/Sj)Ihp進行轉換。另外，PCC點的單個用戶向電網注入的諧波電流允許值應按此用戶在該點的協議容量與其PCC點的供電設備容量之比進行分配。根據上述方法可以計算出光伏電站在PCC點的諧波電流限值，見表1。

2.1.2 諧波電流限值

光伏電站并網點苑水110 kV側最小短路容量Sk為1 460 MVA，PCC點的主變容量與用戶的主變容量之和St為1 030.5 MVA，光伏電站協議容量50 MVA。根據上述方法進行折算后，PCC點諧波電流限值和允許本項目注入PCC點的諧波電流值見表1。

表1 光伏電站注入PCC點的諧波電流及允許值 A

諧波次數換算后PCC點諧波電流限值允許此用戶注入PCC點諧波電流限值實際注入PCC點諧波電流限值2次23.365.150.43次18.691.190.74次11.682.570.15次18.691.500.56次7.791.720.27次13.241.520.68次5.841.290.19次6.231.370.110次4.671.030.011次8.371.560.112次3.890.860.013次7.201.470.514次3.310.730.115次3.700.810.116次2.920.640.117次5.451.200.318次2.530.560.019次4.871.070.220次2.340.510.3

2.2 諧波仿真結果

基于ETAP軟件平臺，以系統正常運行小方式(即系統具有最大等值阻抗，在發生短路時產生的短路電流最小的一種運行方式)進行電氣計算。

計算中，背景諧波采用電網已有的實測數據，并網點諧波畸變率0.85%，奇次諧波電壓含有率0.76%，偶次諧波電壓含有率0.38%。

本光伏電站升壓變聯接組別為Yn/D11，實際上PV陣列產生的3的倍數次諧波被升壓變低壓側△形接線隔離，在PCC點不會有PV陣列注入的3的倍數次諧波，但為了顯示出3的倍數次諧波情況，便于后續工程參考，該次計算中變壓器均采用星形接線。

經計算，光伏電站注入PCC點諧波電流及PCC點諧波電壓分別見表1、表2，結果均未超限值。

表2 PCC點諧波電壓情況

電網標稱電壓/kV電壓總諧波畸變率/%各次諧波電壓含有率/%奇次偶次1100.860.770.38

3 PCC點電壓波動

3.1 電壓波動限值

任何一個波動負荷用戶在電力系統PCC點產生的電壓變動，其限值和電壓變動頻度、電壓等級有關，由GB/T 12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》[2]可知本光伏電站引起公共連接點電壓波動的限值為2.5%。

3.2 電壓波動計算

3.2.1 電壓波動計算依據[2]

在高壓電網中，一般XL?RL(RL、XL分別為電網阻抗的電阻、電抗分量)，電壓波動d表達式為：

(1)

式中：ΔQi為無功功率的變化量；Ssc為PCC點在正常較小方式下的短路容量。

3.2.2 電壓波動計算結果

正常運行情況下，光伏電站有功功率變化速率應不超過10%裝機容量/min，允許出現因太陽能輻照度降低而引起的電站有功功率變化速率超出限值的情況；并且，光伏電站安裝的并網逆變器應滿足額定有功出力下功率因數在超前0.95～滯后0.95的范圍內動態可調[3]。

運用公式(1)，按照正常10%裝機容量(取5.0 MW)變動，無功出力按最大范圍變動(P：1 MW，Q：±0.31 MVar，Q變動范圍0.62 MVar)進行計算，同時進行特殊情況下50%出力變動計算；不考慮主變壓器下動態無功補償裝置的無功出力；電站出力波動情況下PCC點電壓波動計算結果如表3所示，可見電站出力波動造成的PCC點電壓波動小于限值。

表3 功率變化對苑水站110 kV側電壓波動的影響

小方式短路容量/MVA有功功率變化/MW無功功率變化/MVar功率波動引起PCC點電壓波動/%電壓變動限值d/%146053.10.212.514602515.51.062.5

4 PCC點電壓閃變

4.1 電壓閃變限值計算

4.1.1 計算依據

根據用戶的負荷大小、協議容量與總供電容量之比、電力系統PCC點的狀況等，波動負荷單獨引起的閃變值分別按三級作不同的規定和處理。其中，第二級規定符合本光伏電站的情況。對于第二級規定，波動負荷單獨引起的長時間閃變值須小于該負荷用戶的閃變限值[2]。

單個用戶的閃變限值按其協議用電容量Si(Si=Pi/cosψi)和總供電容量St之比，并考慮上一級對下一級閃變傳遞的影響等因素來確定。單個用戶閃變限值的計算方法如下：

先求出接于PCC點的全部負荷產生閃變的總限值G：

(2)

式中：LP為PCC點對應電壓等級的長時間閃變值Plt限值；LH為上一電壓等級的長時間閃變值Plt限值；T為上一電壓等級對下一電壓等級的閃變傳遞函數，推薦為0.8。

再求出單個用戶閃變限值Ei：

(3)

式中：F為波動負荷的同時系數，其典型值F=0.2～0.3(但必須滿足Si/F≤St)。

4.1.2 電壓閃變限值

苑水站110 kV側為PCC點；由式(2)可計算出接于PCC點的全部負荷產生長時間閃變的總限值G為0.90；由式(3)可計算出單個用戶長時間閃變限值Ei為0.52。因此，光伏電站在PCC點引起的電壓長時間閃變限值應為0.52。

4.2 電壓閃變計算

4.2.1 計算依據

采用特變電工500 kW光伏逆變器出口產生的電壓閃變值見表4。

表4 逆變器出口電壓閃變值

項目TBEA-GC-500kTL型逆變器電壓閃變短期(Pst)0.85長期(Plt)0.55

N個波動負荷各自引起的閃變在同一結點的疊加公式如下[2]：

(4)

電力系統不同母線結點上閃變的傳遞。

圖2 閃變傳遞計算示意

其閃變傳遞可按下式簡化計算[2]：

PltA=TBA·PltB

(5)

4.2.2 計算結果

5 PCC點電壓偏差

5.1 電壓偏差限值

35 kV及以上供電電壓正、負偏差絕對值之和不超過額定電壓的10%[4]。

5.2 電壓偏差仿真結果

電力系統正常運行的電壓偏差計算公式：

(6)

利用ETAP軟件進行潮流計算，光伏電站在滿發、零發，系統大負荷、小負荷條件下，苑水110 kV側實際電壓在114.9～115.5 kV波動，苑水站最大電壓偏差5.0%，滿足規程要求。

6 光伏電站的直流分量

6.1 直流分量限值

電站并網運行時，向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流電流額定值的0.5%[5]。

電站容量50 MWp，PCC點電壓等級110 kV，其110 kV側額定電流值為262.4 A，則電站直流分量限值為1.31 A。

6.2 直流分量計算結果

依據特變電工500 kW光伏逆變器檢測報告，單臺逆變器0.27 kV側三相輸出直流分量含量最大為0.22%，即單臺逆變器輸出直流分量為2.35 A，則有100臺逆變器0.27 kV側總輸出直流分量為235 A，折算到110 kV側直流分量為0.58 A。

光伏電站在PCC點輸出直流分量為0.58 A，小于直流分量限值1.31 A。

7 結論

通過上述軟件仿真計算，得出以下結論：

a. 該光伏電站以110 kV電壓等級T接苑水-馬村線路時，光伏電站運行過程中產生的諧波電流以及PCC點的諧波電壓含有率小于《電能質量 公用電網諧波》[1]要求。

b. 光伏電站出力變動引起PCC點的電壓波動及閃變滿足《電能質量 電壓波動和閃變》[2]要求。

c. 光伏電站引起PCC點的電壓偏差滿足《電能質量 供電電壓允許偏差》[4]要求。

d. 光伏電站向電網饋送的直流電流分量滿足《光伏電站接入電網技術規定》[5]要求。

[1] GB/T 14549-1993,電能質量 公用電網諧波[S].

[2] GB/T 12326-2008,電能質量 電壓波動和閃變[S].

[3] GB/T 19964-2012，光伏電站接入電力系統技術規定[S].

[4] GB/T 12325-2008,電能質量 供電電壓偏差[S].

[5] Q/GDW 617-2011，光伏電站接入電網技術規定[S].

本文責任編輯：靳書海

Impacts of Photovoltaic Power Station on Grid's Power Quality Based on ETAP

Chen Li

(Hebei Electric Power Design&Research Institute,Shijiazhuang 050031,China)

This paper analyzes the power quality of a typical 50 MWp PV power station using ETAP software and evaluates its impacts when the station is connected to the grid.Judging from the views of harmonic current,voltage deviation of PCC pointetc.,the power quality of the grid can meet the requirements of relevant regulations.

photovoltaic power station;power quality;harmonic;voltage fluctuation;voltage flicker

TM615

：B

：1001-9898(2017)04-0059-04

2016-12-05

陳 麗(1985-)，女，工程師，主要從事電力系統規劃與設計、電網分析工作。