大规模光伏电站对电网电能质量的影响分析

2015-04-18彭生江

电力安全技术 2015年8期

皮霞，彭生江

(国网甘肃省电力公司金昌供电公司，甘肃金昌 737100)

0 引言

光伏发电作为一种清洁能源，体现了低碳与环境友好的特点，值得大力推广。2012年以来，随着国家对新能源项目政策支持力度的加大，甘肃金昌地区新能源项目突飞猛进，截至2014年6月，共新增光伏容量2 000 MW，在整个金昌电网总装机容量中所占比例较大。大规模光伏电站较之传统电站具有以下特点：

(1) 发电功率基本取决于光照辐射量，具有不稳定性与不能平滑调整的特点；

(2) 逆变器功率因数高达0.99，在有功功率不变的情况下无功功率几乎不可调整；

(3) 采用多台逆变器进行换流，运行中产生的各次谐波电流易注入电网。

大规模光伏电站的上述特点会造成电网的电能质量恶化，特别是当其在电网总装机容量所占比例较大的情况下，电能质量恶化问题会非常突出。因此，必须从电网与电站2个方面在技术上采取措施控制光伏发电对电网环境的“污染”，以取得自然环境与电网环境的双赢。

1 光伏电站的主要设备

1.1 光伏电站的组成

光伏电站主要由光伏电池阵列、光伏汇流箱、逆变器、变电部分4部分组成。其中，光伏电池阵列将光能转变为电能并以直流输出；光伏汇流箱将组件直流电能汇集在一起；逆变器将输入的直流电转换为交流电输出；变电部分包括升压变压器、控制保护计量装置，可将逆变器输出的低压交流电升压后接入电网，大型光伏电站一般需采用2级升压。

以金昌电网某装机容量为50 MW的光伏电站为例，该光伏电站以1 MW光伏发电系统为1个模块设计，共50个模块。每1 MW光伏发电系统模块安装275 W多晶硅太阳能电池板3 638块，采用固定最佳倾角布置方式安装，装机容量为1.000 45 MW，接入2台500 kW光伏并网逆变器后，所发出的交流电接入1台1 000 kVA升压变压器，升压至35 kV后送入110 kV升压变电站，以110 kV电压等级并入电网。

1.2 太阳能电池组件的布置型式

太阳能电池组件是太阳能发电系统中的核心部分，其作用是将太阳能转化为电能。其布置方式对发电功率有着直接的影响，通常有固定式、单轴跟踪式和双轴跟踪式3种，如图1所示。

(1) 固定式安装。将光伏方阵固定安装在支架上，一般朝正南方向放置，按最佳倾斜角度(34°)将太阳能电池固定到地面上，前后排太阳能电池以不相互遮挡为宜(见图1(a))。每1 MW为1个发电单元，共20个发电单元。每个发电单元配置1座逆变室及35 kV升压变压器(箱变)，每个电池板阵列由42块电池组件构成(上下共3排，每排14块电池组件)，每14块电池组件组成1串，输出电压为654.5 V，输出功率为9 660 W。

(2) 单轴跟踪式。它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以有任一方向，但通常取东西横向、南北横向，或平行于地轴的方向。最常见的是将该轴取为南北横向，且有一定的倾角(见图1(b))。斜单轴跟踪系统能将安装组件的整体发电量提高15 %以上。

(3) 双轴跟踪式。它有2个可以旋转的轴，通过旋转这2个轴可使方阵面始终和太阳光垂直，从而最大可能地捕获太阳能(见图1(c))。双轴跟踪系统能将安装组件的整体发电量提高35 %以上。

图1 太阳能电池组件的3种布置型式

1.3 逆变器

逆变器是光伏电站内将直流电转换成交流电的电气设备。单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统的影响小，但与其配套的设备较多，升压变压器需采用双分裂变压器。金昌地区大型光伏电站主要使用500 kW并网逆变器，此类逆变器直流输入电压为440～850 V，最高可达900 V，直流输入电流为1 200 A，可接19个单元，交流输出电压为270 V。该逆变器转换效率可达98.3 %，具备低电压穿越、无功功率可调、有功功率降额等功能。

光伏电站中大量使用的逆变器广泛采用脉冲宽度调制(PWM) 技术将直流电转换为交流电，转换过程中会产生各次谐波含量。目前，使用的大型逆变器输出交流总畸变率一般控制在3 %以下(满负荷时)。在总畸变率不变的前提下(指硬件特性已经确定，所以总畸变率为定值)，逆变器PWM为降低对电网影响大的低频次谐波含量，牺牲了消除、抑制高频次谐波分量的能力，由此造成总谐波含量较低而某些高频次谐波含量较高。

发电功率的不稳定性与存在谐波含量是光伏电站影响电网电能质量的主要原因。

2 光伏电站电压无功功率标准要求

对于电能质量，国家标准中对供电电压偏差、电压波动和闪变、三相电压不平衡、公用电网谐波等分别作出了详细规定。

(1) 供电电压偏差。110 kV系统要求供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10 %。

(2) 电压波动和闪变。110 kV系统要求的电压波动限值如表1所示。要求电力系统公共连接点在系统正常运行方式下，长时间闪变值不得超过1，接于公共连接点的每个用户单独引起该点的闪变值须小于该用户按照协议容量分配的闪变限值。

表1 110 kV电网电压波动限值

（3）三相电压不平衡。110 kV系统要求电网正常运行时负序电压不平衡度不超过2 %，短时不超过4 %；接于公共连接点的每个用户引起该点的负序电压不平衡度允许值一般为1.3 %，短时不超过2.6 %。

(4) 谐波含量。110 kV系统要求总谐波畸变率不超过2 %，其中，奇次谐波畸变率不超过1.6 %，偶次谐波畸变率不超过0.8 %；接于公共连接点的每个用户单独注入该点的谐波电流值须小于该用户按照协议容量分配的电流限值。

对于无功功率，国家标准中对功率因数和无功容量作出了明确规定。

(1) 功率因数。GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求：大型和中型风、光伏电站的功率因数应能够在0.98(超前)～0.98(滞后)内连续可调。

(2) 无功容量。GB29321-2012《光伏电站无功补偿技术规范》要求：光伏电站具有在系统故障情况下能够调节电压恢复至正常水平的足够无功量。对于专线接公用电网的光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。例如：电网企业在光电接入系统批复时要明确50 MW光伏电站须安装1套出力不低于15 Mvar(容性)～3 Mvar(感性)可连续调节的动态无功补偿装置。无功补偿装置响应速度不得大于30 m s，且应满足分相调节能力和谐波治理的要求。

3 提高电能质量的技术措施

3.1 电压偏差

光伏电站仅在白天达到一定光照辐射量时才能发电，每天的发电时间段为07:00—18:00，处于电网的高峰和平负荷时段，有利于提高变电站母线的电压水平。一般18:00—20:00晚高峰段光伏电站不发电，变电站母线电压水平需依靠电网与火电、风电维持，其他低谷负荷时段对电网电压没有影响。

3.2 电压波动与闪变

电网中由于电抗远大于电阻，电压波动计算公式为

式(1)中：△Qi为无功功率变化量；Scr为母线(公共接入点)短路容量。

由式(1)可知，减少电压波动的措施如下：

(1) 提高变电站母线短路容量，如果母线短路容量比无功功率变化量大67倍以上，则电压波动就低于1.5 %；

(2) 提高光伏电站的功率因数，以减少无功功率总量，从而降低无功功率变化量，满足电压波动的限值要求。

降低闪变数值的措施则与减少电压波动的措施相同。

3.3 三相电压不平衡

正常情况下公共连接点的正序阻抗与负序阻抗相同，负序电压不平衡度的计算公式为

式(2)中：I2为负序电流值；Ue为线电压；Sk为母线短路容量。

减少负序电压不平衡度的措施如下：

(1) 提高变电站母线短路容量；

(2) 降低逆变器三相输出的不平衡度。

3.4 谐波含量

谐波电流允许值计算公式为

式(3)中：Sk1为母线(公共连接点)的最小短路容量；Sk2为基准短路容量；Ihp为基准短路容量下第h次谐波电流允许值；Si为第i个用户的用电协议容量；St为公共连接点的供电设备容量；a为相位迭加系数。

由式(3)可知，保证谐波含量合格的措施如下：

(1) 提高变电站母线短路容量Sk1，以增大谐波电流允许值；

(2) 选用电流总谐波畸变率小的逆变器，从源头上降低各次谐波电流含量；

(3) 对升压变压器的一侧线圈采用三角形接线方式，以阻挡3的倍数次谐波电流注入高压电网；

(4) 在低压侧配置滤波装置，以吸收某些特定次数的谐波电流。

3.5 低电压穿越

光伏电站低电压穿越，是指当电网故障或扰动引起的光伏电站并网点电压波动时，在一定范围内，光伏电站能够不间断地并网运行的能力。

电力系统发生不同类型故障时，若光伏电站并网点考核电压全部在图2中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站应保证不间断并网运行，否则光伏电站停止向电网线路送电；光伏电站并网点电压跌至20 %标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1 s；光伏电站并网点电压在发生跌落后3 s内恢复到标称电压的90 %时，光伏电站能够保证不间断并网运行；对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应尽快恢复，自故障清除时刻开始，以至少每秒10 %额定功率的变化率恢复至故障前的值。

图2 光伏电站低电压穿越能力要求

保证低电压穿越的措施如下：

(1) 限制有功电流，避免过流保护跳闸；

(2) 逆变器应具备一定的耐受异常电压的能力；

(3) 电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功支撑。

2010年底，国家电网公司出台的《光伏电站接入电网技术规定》明确指出：大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。

4 光伏电站实测数据分析

为更加全面了解和掌握光伏电站设备投运后的情况，金昌电网选取了下属某固定式200 MW和某跟踪式200 MW的大型光伏电站上网侧变电站母线对电能质量指标进行了连续实际测量，测量方法与测量仪器完全按照国家标准要求执行。结果表明：2站闪变、不平衡度、电压总畸变率3项指标均合格，但正午时分其中的跟踪式200 MW光伏电站接入变电站电压的最大值已超过允许数值。

谐波电流含量各次指标均在合格范围内，最大的谐波是25次和5次谐波含量，而通常对电压影响较大的3次谐波含量则较低。这说明逆变器控制策略与升压变压器采用三角形接线的共同作用对限制低频次和3的倍数次谐波电流含量的效果是很明显的；并且，由于逆变器控制策略使得被限制的低频次谐波含量低而高频次谐波含量相对高的结果与理论分析是一致的。

从谐波电压绝对值看，最大的谐波依次是23次和11次谐波含量，3次谐波含量较低。由于母线电压的波形失真是受全部用户共同作用影响的，所以各次谐波含量顺序与电流会有所不同。一般高频次谐波在负荷用户中很低，这说明光伏电站主要影响公共接入点电压的高频次谐波含量。

由上述分析得出：光伏电站对电网的谐波含量影响大，特别是高频次谐波含量。如果变电站接入光伏电站的装机容量比较大，就完全可能造成电网的谐波含量超过允许值，继而影响到电力系统保护装置的正常运行。