光伏發電站無功系統設計

李 博，陳國龍，呂忠華，吳 昊，溫繼勝

(1. 營口職業技術學院，遼寧 營口 115000；2. 國網遼寧省電力有限公司經濟技術研究院，遼寧 沈陽 110015；3. 國網營口供電公司，遼寧 營口 115000)

太陽能是降低污染、解決全球能源問題最有前景的技術途徑，近年來隨著光電轉換元件轉換能力的提高和價格的降低[1]，大容量光伏電站大量建設并并網發電。導致光伏電站和輸電線路無功損耗也在增加[2]，為此需要光伏電站安裝無功補償裝置，具備無功容量，以保證電網發生故障時，能滿足低電壓功率穿越，使整個電網的電壓得到支持[3]。

光伏發電受白天和黑夜交替以及臨時天氣變化的影響，其出力周期性和不確定性也是很明顯的[4]。因此，光伏電站的無功補償容量及控制形式需要詳細計算，精準控制[5]。

光伏電站內部無功源包括逆變器和無功補償裝置[5]，具備發出無功能力，大型光伏電站的無功電壓控制涉及逆變器與無功補償裝置以及各逆變器的協調控制[6]，需要根據實際的電網情況，進行無功補償設計，合理確定無功補償裝置容量，在不浪費資金的前提下，實現對電網電壓的穩定控制。

1 設計方案

1.1 光伏發電站規模

以1座光伏電站為例，具體闡述光伏變電站無功補償的設計理念及過程。發電站裝機容量25 MWp，以1回66 kV架空線路送至某1座220 kV變電站。擬安裝100 000塊單片功率250 Wp的光伏組件，逆變器選用500 kW逆變器，共計50臺。工程光伏陣列由25個1 MW多晶硅光伏組件子方陣組成。采用分塊發電，集中并網的設計方案，將系統分成13個2 MWp并網發電單元。每個發電單元配置4臺500 kW陣列逆變器，逆變器輸出270 V三相交流，通過交流電纜分別連接到容量為2000 kVA升壓變壓器低壓側分裂繞組。35/0.27-0.27 kV升壓變壓器共計13臺。

1.2 規程依據

根據國家標準《光伏發電站接入電力系統技術規定》(GB/T19964—2012)的要求，接入110 kV(66 kV)及以上電壓等級公用電網的光伏發電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發電站滿發時站內匯集線路、主變壓器的全部感性無功及光伏發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應能夠補償光伏發電站站內全部充電無功功率及光伏發電站送出線路的一半充電無功功率。

1.2.1 線路無功損耗及計算

線路無功損耗QL計算公式為QL=3I2X。

線路中流過的電流：

(1)

式中：P為線路有功功率，kW；U為線路線電壓，kV；cosφ為線路功率因數。

線路等值阻抗：

X=xL

(2)

式中：x為導線單位長度電抗，Ω/km；L為線路長度，km。

線路充電容量為

Qc=U2ωC/1 000=U22πfcL/1 000

(3)

式中：f為線路頻率，取值50 Hz；C為導線單相對地電容，μF；c為單位長度導線單相對地電容μF/km。

1.2.2 變壓器無功損耗計算

光伏電站變壓器無功損耗：

(4)

式中：QT為變壓器無功損耗，kvar；n為變壓器臺數；Uk%為變壓器短路電壓百分值；I0%為變壓器空載電流百分值；S為變壓器運行視在功率，kVA；SN為變壓器額定容量，kVA。

1.3 無功計算參數

光伏發電站通過66 kV線路T接至66 kV線路上，需保證220 kV變電站66 kV母線電壓在規程允許范圍內波動。相關線路及變壓器參數如下：采用35 kV箱式變壓器25臺，容量1 000 kVA，空載損耗1 440 W，負載損耗12 150 W，空載電流I0%=1%，短路阻抗Ud%=6.5%。66 kV主變壓器1臺，容量25 000 kVA，空載損耗28 400 W，負載損耗105 300 W，空載電流I0%=0.6%，短路阻抗Ud%=9%。66 kV送出線路全長26.8 km，采用LGJ-240型導線，線路阻抗0.432 Ω/km。35 kV匯流線路共3回，每回所帶光伏陣列容量8 MWp、8 MWp、9 MWp。導線選擇YJV22-35kV/3×95 mm2電纜，35 kV升壓變壓器按等間距布置考慮，間距按0.25 km考慮，電抗按0.1 Ω/km計算。

1.4 計算結果

將參數輸入到式(1)—(4)，計算結果如表1所示。

表1 無功損耗計算表 kvar

根據計算結果，本期工程投運后，光伏電站滿發時35 kV匯集線無功損耗為14 kvar，箱變無功損耗為1 875 kvar，主變無功損耗為2 400 kvar，本工程接入66 kV送出線路新增無功損耗的一半為794 kvar，本工程35 kV線路充電功率為30 kvar，故本期綜合最大無功損耗約為5 053 kvar。

根據國家標準《光伏發電站接入電力系統技術規定》(GB/T19964—2012)的要求，光伏發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。并滿足在圖1所示矩形框內動態可調。

圖1 逆變器無功出力范圍

1.5 靜態無功配置方案

本工程接入系統后綜合最大無功損耗約為5 053 kvar。根據目前光伏設備廠商提供材料，光伏發電項目逆變器具備在功率因數超前0.95～滯后0.95水平運行的能力，即逆變器具備一定的發無功能力。

如將逆變器設定在功率因數為0.95，25 MWp光伏電站最大可發無功約8 225 kvar，此時光伏電站不但不會給電力系統帶來任何無功負擔，還可以貢獻部分無功出力。

如將逆變器設定在功率因數0.98，發揮無功調節能力，25 MWp光伏電站最大可發無功約5 053 kvar，此時光伏電站并網點基本可以做到與系統零交換無功。

工程接入系統后，可以充分利用光伏逆變器自身發無功的能力，不配置靜態無功補償裝置，滿足光伏電站并網點的無功平衡和電壓穩定。

2 光伏電站接入電網電壓水平影響分析

考慮光伏電站未投運時，冬大負荷方式下接入點運行在年度電壓下邊界；冬小負荷方式下接入點運行在年度電壓上邊界。分別對光伏電站投運前、光伏電站投運后逆變器功率因數為1、光伏電站投運后逆變器功率因數為滯后0.98考慮，分析光伏電站投運對電網電壓水平的影響(見圖2)。

圖2 冬小負荷系統電壓動態曲線

正常方式下上端220 kV變電站電壓穩定，66 kV側電壓基本維持在65.7～70.2 kV。

光伏電站投運，逆變器功率因數設置為1且不配置靜態無功補償裝置，光伏電站的投運，對系統電壓水平產生一定影響，正常運行方式下，220 kV變電站66 kV側電壓波動范圍為65.7～70.3 kV。

光伏電站投運，逆變器功率因數為0.98，從而輸出部分無功，抵消了電站內的無功損耗。因此，系統無需向光伏電站輸送無功容量。此時，220 kV變電站66 kV側電壓波動范圍為65.7～70.5 kV。

利用BPA模擬仿真系統運行50個周波后電站投入，出力滿發，系統及升壓站電壓水平相比初始狀態變化，變化過程中220 kV變電站66 kV母線電壓水平為70.4 kV，光伏側70.6 kV。考慮在光伏電站加裝2.5 Mvar動態無功補償裝置。

光伏電站加裝容量2.5 Mvar動態無功補償裝置后，在光伏機組突然投入運行時，220 kV變電站66 kV母線電壓可以在無功補償裝置的作用下恢復到初始水平，但光伏側66 kV母線電壓高于初始水平0.2 kV。

綜上所述，根據光伏電站接入點電網的特性、電壓水平及電網實際情況，綜合考慮光伏電站投運后對電力系統的影響，同時避免無功補償設備不能充分發揮能力，造成投資浪費，該光伏電站可加裝1臺2.5 Mvar動態無功補償裝置。調節范圍為-2.5～+2.5 Mvar。同時，考慮部分廠家逆變器實際運行中并不能滿足功率因數在超前0.95～滯后0.95的范圍內動態可調，可在升壓站內預留1組電容器位置。

3 結束語

光伏發電站無功系統的設計，應根據接入點電網的特性、電壓水平及電網實際情況，立足于利用逆變輸出無功的原理，能有效減少配置無功補償裝置，如必需配置無功補償裝置，也應在考慮遠期規模的前提下，通過計算，合理確定補償裝置的容量，實現電壓控制目標，滿足光伏電站并網點的無功平衡和電壓穩定。

參考文獻：

[1] 孟 懿.太陽能光伏發電的發展[J].東北電力技術,2010,31(11):19-21.

[2] 楊 彬,石 松,李 程,等.光伏電站的無功補償技術[J].電力電容器與無功補償,2016,37(1):51-60.

[3] 鄭海濤,鄭 昕,吳興全,等.大型并網風電場和光伏電站內動態無功補償的應用技術分析[J]. 電力系統保護與控制, 2014, 42(16):149-154.

[4] 孟慶天,李莉美,蒲天驕.光伏電站無功補償容量分析與計算[J]. 電力電容器與無功補償, 2012, 33(6): 53-58.

[5] 趙 璐,張立穎,李天立,等.光伏并網發電系統逆變器的研究[J].東北電力技術,2014,35(12):20-23.

[6] 周 林,邵念彬.大型光伏電站無功電壓控制策略[J]. 電力自動化設備, 2016, 36(4): 116-122.