一类风光互补新能源发电系统内联络线无功传输问题研究

孟 涛， 薛志伟， 郭伟东

（国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001）

0 引言

电力系统的无功配置及无功控制遵循分层分区、就地平衡的原则。理想状态下电力系统网络拓扑的各节点间应尽量减少无功功率流动。大功率无功传输会带来较高网损，造成电网及发电企业经济损失。新能源电站在无功补偿装置配置设计上普遍执行冗余配置原则，如控制性能或策略不当，运行中易出现多发无功功率的问题。本文针对一类并网风光互补新能源发电系统联络线无功功率过剩问题进行分析，明确问题产生的原因，并提出相关运行控制建议。

1 一类风光互补新能源发电系统内无功过剩问题

某光伏电站（装机容量30 MWp，以下简称A站） 通过14.2 km 的110 kV 架空线接入某风电场（装机容量79.5 MW，以下简称B 站）。A 站与B站构成风光互补发电系统，共同通过4.95 km 的110 kV 架空线接入山西110 kV 电网。系统结构如图1 所示。

图1 风光互补发电系统组成结构示意图

A 站无功补偿装置为1 台±12 Mvar 的SVG；B站无功补偿装置为1 台±8 Mvar 的SVG、1 台±6 Mvar的SVG 及1 组5 Mvar 的固定电容器。

选取典型日A 站并网线有功功率曲线（见图2）、无功功率曲线（见图3） 进行分析。由图2 和图3 可以看出，AB 线输送有功功率曲线呈现典型的光照日曲线正相关特性，而无功功率曲线表现为全天各时段均由A 站向B 站输出（B 站流向A站为正）。在夜间时段，AB 线传输无功功率更是在10 Mvar 以上，违背无功功率就地平衡的技术原则，造成显著的电能损耗。

图2 典型日A 站并网线有功功率曲线

图3 典型日A 站并网线无功功率曲线

2 基于无功功率传输原理的初步分析

即线路上无功功率的流向取决于线路两侧电压差和线路传输有功功率的大小。若电压差偏大而传输有功功率偏小，则无功功率由高压侧流向低压侧；若电压差偏小而传输有功功率偏大，则无功功率从低压侧流向高压侧。由此原理分析可得，AB 线无功功率过剩的本质原因是A 站运行电压偏高，B 站运行电压偏低，且系统内有功功率流动较运行电压差偏小。为提出解决措施，需进一步从无功补偿装置容量、性能及无功控制策略三方面分析原因。

图4 线路无功功率传输等效电路

3 风光互补发电系统内无功功率补偿冗余度校核

为分析AB 线传输无功功率过剩原因，首先需要计算风光互补系统内A、B 站各自的无功补偿装置配置是否满足其无功需求。分析结果如表1 所示。

表1 A 站、B 站无功需求分析

A 站的无功配置是-12～12 Mvar，A 站的无功（感性） 需求是-0.612～5.95 Mvar；B 站的无功配置为-14～19 Mvar，其无功需求为-0.26～18.12 Mvar。通过比较两站的无功补偿装置容量与无功需求可知，风光互补系统内两站的无功补偿容量配置均能够满足各自的感性和容性无功需求，系统内相关无功电压控制策略实现不受制约。

4 新能源互补系统内无功控制策略及补偿装置性能响应分析

在典型日A、B 站自动电压控制系统AVC（auto voltage control） 控制子站记录中，均匀选取12 个时刻，摘录入表2。

由表2 可知，在全天各个时刻，A 站与B 站的AVC 目标控制电压差为0。考虑夜间方式，光伏电站全站有功出力为0，根据无功功率传输原理分析，应不会产生联络线的无功功率流动，与实际现象不同；考虑日间方式，光伏电站发出有功功率，根据无功传输原理分析，若存在有功流动但电压差为0，应存在无功功率反方向流动的现象（由B 站流向A 站），与实际现象不同。

根据上述分析可知，AVC 控制策略（电压差为0） 并非导致无功功率由A 站流向B 站的原因。进一步分析A 站和B 站的电压跟踪情况。AVC 子站判断实际母线电压是否跟踪目标电压成功的条件是控制后电压和目标电压的差小于0.5 kV。选取的12个时刻中A 站共有4 个时刻未跟踪成功，8 个时刻跟踪成功；B 站共有7 个时刻未跟踪成功，5 个时刻跟踪成功。A、B 站的实际运行电压差在0.167～0.94 kV 之间，且多个时段A 站电压远高于B 站电压。这与无功功率由A 站向B 站流动的现象相符。

经分析可知，A 站与B 站的AVC 响应状况不良应是导致联络线传输无功较大的主要原因。

表2 AVC 控制子站记录——电压跟踪情况

5 不同电压差下问题复现仿真

下面通过仿真建模复现A、B 站不同电压差下无功功率流动情况。仿真中2 站设定电压差、光伏发电有功功率同实际一致，其余设定变量均为随机选取。仿真程序采用中国电科院PSD-BPA 程序，潮流计算模块版本号为4.3.4B。

仿真数据基于山西调度运行方式数据；电源、负荷及网络模型选用静态模型；仿真中采用电压远控节点（BG 卡） 及电压受控节点（BC 卡） 实现AVC 控制系统对站内高压母线节点电压的控制。

5.1 夜间断面潮流分析

选取夜间0 点40 分时刻进行仿真，A、B 站母线电压差为0.393 kV，根据典型日有功无功日曲线，0 点40 分，A 站流向B 站的有功功率为0 MW，无功功率为10.03 Mvar。图5 为此时刻系统潮流分布图，A 站光伏元件发出有功功率为0，A、B 站电压差为0.5 kV，由A 站流向B 站的无功功率为10 Mvar，同实际曲线中AB 线输送无功功率值接近。

图5 夜间某时刻光伏电站送出系统潮流图

5.2 早间断面潮流分析

选取早间7 点40 分时刻进行仿真，A、B 站母线电压差为0.715 kV，根据典型日有功无功日曲线，7 点40 分，A 站流向B 站的有功功率为0.25 MW，无功功率为16.75 Mvar。图6 为此时刻系统潮流分布图。A 站光伏元件发出有功功率为0.3 MW，A、B 站电压差为0.7 kV，由A 站流向B 站的无功功率为14.3 Mvar，同实际曲线中AB 线输送无功功功率值接近。

图6 早间某时刻光伏电站送出系统潮流图

5.3 午间断面潮流分析

选取午间11 点20 分时刻进行仿真，A、B 站母线电压差为0.94 kV。根据典型日有功无功日曲线，11 点20 分，A 站流向B 站的有功功率约23.81 MW，无功功率为15.43 MW。潮流计算中A 站光伏组件发出有功功率24 MW，A、B 站110 kV 母线电压差为1 kV。图7 为此时刻系统潮流分布图。由A站流向B 站的无功功率为15 Mvar，同实际曲线中AB 线输送无功功率值接近。

由仿真复现结果可知，不同有功发电工况下的站间电压差不合理确实是光伏电站输送无功功率过剩的主要原因。

图7 午间某时刻光伏电站送出系统潮流图

6 改进措施建议及验证

针对上述分析原因，建议采取以下改进措施。

a） 改进和提高光伏电站及风电场的动态无功补偿装置的响应性能，使其能够快速响应跟踪AVC 子站所下达的目标电压曲线。

b） 改进风光互补发电系统内的无功控制策略。新能源场站的并网无功功率主要取决于其发出的有功功率与相邻场站的电压差。A、B 场站AVC 子站目标电压差为0，在光伏大发方式下，会造成与有功功率反向的无功功率交换，违背无功就地平衡原则。

若以光伏电站并网线无功功率交换最小为控制目标，此新能源系统中A 站和B 站的AVC 装置下达的目标电压差应合理考虑光伏电站的有功出力。根据典型日光伏电站有功功率曲线和仿真计算，本文试给出合理的站间电压阶梯如表3 所示。

表3 A 站和B 站电压差曲线建议值

依据表3 对11 点20 分时刻仿真数据进行调整，设定A 站和B 站目标电压阶梯为0.3 kV，其他电源、负荷边界条件保持不变，重新进行潮流计算，潮流分布情况如图8 所示，AB 线传送无功功率为0.4 Mvar，达到两站无功就地平衡的目的。

经过仿真计算，表3 给出的电压阶梯建议值在各时段均满足光伏电站并网线交换无功功率较小的要求。

图8 调整控制目标电压后午间光伏电站送出系统潮流图

7 总结与展望

本文研究了一类风光互补新能源发电系统内联络线无功传输问题。通过无功功率输送本质原理分析、场站无功配置冗余度校核、无功控制策略、无功补偿响应特性分析及建模仿真复现，明确了新能源发电系统内联络线无功功率过剩的主要原因：一是新能源场站的无功电压跟踪性能不良；二是场站的控制电压目标策略不合理。本文给出了基于光伏电站有功功率曲线的AVC 控制目标电压差建议值，通过仿真验证，各种工况下光伏电站并网线传输无功功率均接近于零，有效地解决了无功功率过剩的问题。相关分析方法及控制策略调整方法不仅适用于多级新能源系统，同样适用于单一新能源场站的无功输出异常问题，具有较广泛的参考意义。