逆變器與SVC共同參與的光伏電站無功協調控制研究

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(1.國網寧夏電力公司檢修公司，寧夏 銀川 750000； 2.新疆大學 教育部可再生能源發電與并網控制工程技術研究中心，新疆 烏魯木齊 830047)

逆變器與SVC共同參與的光伏電站無功協調控制研究

王海峰1，李鳳婷2，崔巍1

(1.國網寧夏電力公司檢修公司，寧夏 銀川 750000； 2.新疆大學 教育部可再生能源發電與并網控制工程技術研究中心，新疆 烏魯木齊 830047)

光伏電站無功配置方案不考慮逆變器的無功輸出能力，存在投資成本偏大、補償特性不理想等問題。針對目前光伏電站無功補償方面存在的問題，研究逆變器的無功輸出能力，論證了其參與無功調節的可行性，提出適用于電壓時變特性的逆變器與SVC共同參與下的光伏電站無功控制策略，以提高光伏系統的暫態穩定性，實現光伏電站無功補償實用性與經濟性的統一。

光伏電站；逆變器；無功補償

0 引 言

目前并網的光伏電站主要采用SVC、SVG來進行無功補償，SVC的響應速度慢，其無功輸出能力受電壓的影響較大。在補償效果上SVG要優于SVC,但其價格昂貴，會大大增加光伏電站的前期投資。

逆變器是光伏電站中不可缺少的設備，其電路結構與SVG相一致，目前光伏并網逆變器主要用于將直流電逆變成交流電。如果對光伏逆變器的控制策略進行改進，可使其在完成逆變功能的同時輸出一定的無功功率，參與并網光伏系統的電壓調節[1-5]，但是目前中國光伏電站在規劃設計中并未考慮其無功補償和電壓調節能力。

為充分發揮光伏并網逆變器的作用，減少光伏電站無功補償設備的投資成本，提高光伏并網系統電壓穩定性，針對目前光伏電站無功配置存在的問題，結合光伏電站的運行工況，重點研究逆變器的無功輸出能力，論證其參與無功調節的可行性；并在此基礎上提出逆變器參與調節，同時適應光伏并網系統多變運行特性的協調控制策略。

1 光伏逆變器的功率輸出控制

光伏逆變器，在d、q旋轉坐標系下的電壓關系為

(1)

式中：ud、uq分別為逆變器側電壓d、q軸分量；L為LC濾波器等效電感；usd、usq分別為電網側電壓的d、q軸分量；id、iq分別為有功、無功電流的分量。逆變器d、q軸電流存在交叉耦合項ωLid、ωLiq，不利于有功、無功的獨立控制，工程上為了解決這個問題，應用如圖1所示的前饋解耦控制策略[6]。圖中Ua、Ub、Uc為逆變器輸出相電壓，Uga、Ugb、Ugc為并網點相電壓。

圖1 逆變器有功、無功控制策略框圖

(2)

式中：kp、ki為PI調節系數；id*、iq*分別為有功、無功電流參考值。

采用瞬時無功檢測技術檢測并網點處無功功率，將無功檢測值與無功參考值進行比較，經過PI控制，最終實現逆變器無功補償。

(3)

式中：Q*為無功功率參考值；Q為無功測量值。

現階段，對Q*的控制方法主要有：恒無功功率控制、恒功率因數控制、基于并網點電壓的變功率因數控制等[7-9]。恒無功功率控制輸出恒定的無功，不能夠對并網點的電壓進行實時跟蹤。恒功率因數控制通過對有功進行實時檢測來計算無功功率，但當有功輸出較小時，其輸出的無功也隨之減小。其無功輸出表達式為

Q*=P*tanφ

(4)

采用恒功率因數控制時其有功、無功與電壓跌落程度間的關系如圖2所示。

圖2 有功、無功、電壓跌落關系圖

Q(U)控制策略的無功補償效果要好于恒功率因數控制，但其只對檢測點電壓的幅值進行檢測，檢測值過于單一。其無功功率輸出表達式為

(5)

式中：Upcc為并網點電壓標幺值；Qmax為逆變器輸出功率極限；u1、u2、u3、u4分別為0.95 p.u.、0.98 p.u.、1.02 p.u.、1.05 p.u.。

基于fortran語言編寫的部分控制程序如下：

IF (＄Vs.LT.0.95)

THEN ＄Q=0.5

ELSE IF (＄Vs.GT.0.95.AND.＄Vs.LE.0.98)

THEN ＄Q=0.5-0.5/0.03*(＄Vs-0.95)

ELSE IF (＄Vs.GT.0.98.AND.＄Vs.LE.1.02)

THEN ＄Q=SQRT(0.5*0.5-＄P*＄P)

ELSE IF (＄Vs.GT.1.02.AND.＄Vs.LE.1.05)

THEN ＄Q=-0.5/0.03*(＄Vs-1.02)

ELSE IF (＄Vs.GT.1.05)

THEN ＄Q=-0.5

END IF

基于并網點電壓的變功率因數控制可以同時對并網點電壓和有功功率進行實時跟蹤。其無功輸出表達式為

(6)

采取變功率因數控制策略時，其輸出有功、無功與電壓跌落程度之間的關系如圖3所示。

圖3 電壓跌落程度與有功、無功之間的關系

圖4表示當并網點電壓跌落至0.956 p.u.時，光伏逆變器在采用以上無功控制策略的情況下，對并網點電壓的支撐情況。圖5為對應圖4中各無功控制策略輸出的無功功率。

圖注：1-未字取無功控制；2-恒功率因素控制；3-基于并網點電壓無功控制；4-基于并網點電壓的變勵率因數控制

圖4不同無功控制策略下并網點電壓

圖注：1-恒功率因數控制；2-基于并網點電壓無功控制；3-基于并網點電壓的變功率因數控制

圖5不同無功控制策略下無功輸出情況

從圖4、圖5可以看出，在逆變器未采用無功控制策略時，并網點電壓降至0.956 p.u.，采用上述各種無功控制策略后，并網點電壓都較之前有所提升，但對并網點電壓的支撐效果有所差別?；诓⒕W點電壓的變功率因數控制策略的無功補償效果較好，而恒功率因數控制策略發出無功功率較少，無功電壓支撐能力最弱。這里通過基于并網點電壓的變功率因數控制策略來獲取無功功率參考值。

2 逆變器參與下的光伏電站無功控制策略

基于以上研究，利用SVC與逆變器的無功輸出能力，針對光伏電站并網電壓的時變特性，給出滿足電網要求的無功控制策略。

光伏電站的無功控制包含無功的整定和分配兩個方面。在無功整定過程中，檢測光伏電站的并網點電壓，與并網點電壓參考值做差，經過PI調節器獲取維持并網點電壓所需的無功[12]。其中PI調節器的傳遞函數為

(7)

式中：ω1、ω2的取值與系統的相位裕度相關；比例積分系數KPI的取值要結合并網光伏電站接入地區的電壓、無功等具體情況。

在無功分配環節，根據光伏電站并網點電壓的變化，提出逆變器與SVC協調配合的無功電壓控制策略，控制流程如圖6所示。

通過檢測并網點電壓的變化情況，計算光伏電站的無功需求，將光伏電站的無功需求與逆變器的無功輸出能力進行比較，若光伏電站的無功需求小于逆變器的無功輸出能力，則單獨依靠逆變器來進行無功補償；若光伏電站的無功需求大于逆變器的無功輸出能力，將采取逆變器與SVC共同對光伏電站進行無功補償。

圖6 光伏電站無功控制策略流程圖

3 逆變器參與下的光伏電站無功控制策略仿真驗證

在對逆變器、SVC的無功輸出互補特性進行研究的基礎上，仿真分析當并網點電壓變化時，所提出的無功控制策略對并網點電壓的支撐作用，驗證所提無功控制策略的正確性。

3.1光照漸變時無功電壓控制策略仿真驗證

當光照強度漸變時，并網點電壓發生波動?；谏鲜龅墓夥娬緹o功控制策略，仿真分析當光照強度漸變時，光伏電站的無功輸出能力及其對并網點電壓的支撐作用。仿真結果見圖7至圖10。

圖7 光照強度漸變曲線

圖8 光照漸變時有功輸出變化

圖9 光伏電站無功需求與逆變器無功輸出情況

圖10 光照漸變時并網點電壓變化情況

由圖7至圖10可以看出，當采取所提的無功電壓控制策略時，并網點電壓能夠穩定在1.0 p.u.附近。而且，從圖9可以看出，光伏電站的無功需求量小于逆變器的無功輸出量，僅依靠逆變器的無功輸出能力就能實現光伏電站的無功電壓穩定控制。

3.2光照突變時無功電壓控制策略仿真驗證

在未采取光伏電站無功控制策略的情況下，當光照強度發生突變時，光伏電站有功輸出和并網點電壓的變化情況如圖11至圖12所示。

圖11 光照強度突變曲線

圖12 光照突變時有功輸出變化

基于上述的光伏電站無功控制策略，仿真分析當光照強度突變導致并網點電壓變化時，光伏電站的無功輸出能力及其對并網點電壓的支撐作用，仿真結果見圖13至圖15。

圖13 光伏電站無功參考值

圖14 逆變器與SVC無功輸出

圖15 光照突變時并網點電壓變化曲線

由圖13至圖15可知，當未采取無功控制策略時，并網點電壓跌落至0.87 p.u.附近，光照突變結束后，并網點電壓也只能穩定在0.96 p.u.。當采取上述無功電壓控制策略后，并網點電壓最低跌落點可提升至0.93 p.u.，在光照突變期間，并網點電壓保持在0.98 p.u.，且光照突變結束后，經過短暫的恢復過程后能較好的穩定在1.0 p.u.左右。此時光伏電站無功需求量大于逆變器的無功功率輸出，采取逆變器與SVC共同輸出無功支撐并網點電壓。

4 結 論

大型光伏并網會導致電網電壓波動、無功需求變化等一系列問題的發生。目前光伏電站采用的無功配置方案使光伏電站的前期投資較大?；谀孀兤骱蚐VC無功輸出的互補特性，從經濟性和補償效果兩方面來考慮，提出逆變器參與下的適用于不同電壓跌落的大型光伏電站無功控制策略，并進行仿真驗證。研究結果表明，所提無功控制策略充分利用了SVC和逆變器無功輸出的互補特性，在電壓變化時，能夠有足夠的無功補償能力保證電網的穩定性，實現了光伏電站無功控制經濟性與實用性的統一。

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The reactive power output capacity of reactive power allocation scheme for photovoltaic power station without considering the problems of inverters has a large investment cost and unsatisfactory compensation performance. So aiming at the problems of reactive power compensation in current photovoltaic power stations, the reactive power output capacity of the inverters is studied, its feasibility in reactive power regulation is demonstrated, and the reactive power control strategy is proposed for photovoltaic power station with the participation of inverters and SVC which has the voltage time-varying characteristics so as to improve the transient stability of photovoltaic system and realize the unification of reactive power compensation in applicability and economy for photovoltaic power station.

photovoltaic power station; inverter; reactive compensation

TM761

：A

：1003-6954(2017)04-0029-05

2017-03-06)

王海峰(1990)，碩士，研究方向為可再生能源并網技術與電力系統繼電保護； 李鳳婷(1965)，博士、教授，研究方向為可再生能源并網技術與電力系統繼電保護。