光伏发电站多源无功电压控制新技术研究

陈堃　蔡德胜　居正山

摘要：新能源高比例接入电网会引起电网电压波动，鉴于此，提出了SVG和光伏逆变器协调快速无功控制的架构，监测光伏电站并网点电压、电流，实时计算电压变化，集中采集动态无功补偿装置的无功功率裕度，分散采集光伏逆变器无功功率可调节裕度和状态，结合调度电压计划实时分解无功功率调节量，制订最优无功电压调节策略，分解无功功率调节指令调节多无功源出力，完成光伏电站级电压控制。目前，该技术已经在光伏电站中试点运行，动态无功响应时间小于30 ms，大大降低了动态无功补偿装置的动作频率，降低了光伏电站运行损耗。

关键词：光伏电站;逆变器;静止无功发生器;协调控制;无功电压

中图分类号：TM615;TM714.3  文献标志码：A  文章编号：1671-0797（2022）05-0019-03

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2022.05.005

引言

现阶段集中式光伏电站设计标准中主要还是采用SVG进行暂态和稳态无功补偿，光伏逆变器辅助参与稳态无功调节。虽然SVG在补偿效果上优于SVC，但其存在价格昂贵、故障率高和运行损耗大等问题[1-2]，增加了光伏电站的前期投资，同时其经济性较差，且集中式母线补偿方式可靠性也相对较低。逆变器是光伏电站发电的核心部件，在电路结构上与SVG同属电力电子器件，原理相似。光伏电站建设初期，站内监控系统通信的滞后性、逆变器本地PID算法及站控层数采遥测式通信方式等原因，使得AVC系统控制逆变器无功出力非常缓慢，秒级的无功出力只能参与光伏电站稳态无功响应。在光伏电站无功电压方面的研究中，AVC控制SVG调节无功电压本身也存在无功出力方向不一致、无功调节受限等问题[3]，文献[4]提出并仿真了一种光伏电站并网逆变器与无功补偿装置的协调控制策略，文中以SVG优先参与无功控制分配，逆变器预留无功备用参与电网稳定，但SVG优先参与调节的经济性相对较差，另一方面逆变器暂态无功支撑能力不足。文献[5]从智能化角度采用自适应预测算法在分布式光伏中实现了无功电压的控制策略研究，在不影响控制效果的前提下，通过预测算法可以降低逆变器的开关频率，进而减小开关损耗，提高逆变效率，值得在集中式光伏电站中借鉴。文献[6]从光伏电站投资经济性角度，采用SVC和光伏逆变器共同参与电站无功电压稳态优化的方案，暂态电压支撑尚需论证。文献[7]提出了一种主动配电网DHT-VVC方法，利用PV提供灵活的无功功率来提高配电网运行的经济性与安全性，在多可控资源下考虑多尺度无功电压控制方法，值得借鉴。文献[8]提出了基于MPC的新能源电站发电单元与无功补偿装置的无功电压协调控制策略，从时间轴协调两种无功资源的出力，提高了系统电压稳定性和运行经济性，虽然能挖掘新能源发电单元的稳态无功潜力，减少STATCOM出力，提高其控制裕度，但两种无功源响应速度为两个量级，控制裕度相对复杂，协调难度大。

本文在挖掘光伏逆变器无功潜力的基础上，优化通信方式，且在逆变器侧功率开环，实现光伏逆变器参与电网暂态支撑，大大拓展了光伏电站无功功率源控制裕度，特别是暂态无功控制裕度，进一步提高了光伏电站参与电网稳定的裕度，同时简化了多源不同级响应源的控制复杂性，可以通过灵活的控制策略实现经济性、稳定性、维护性等多维度控制。

1    需求分析

1.1    发电单元快速无功支撑的必要性

现阶段光伏电站AVC已将逆变器纳入无功源，但逆变器技术自身的滞后性以及光伏电站监控系统通信的时滞性导致光伏发电单元无法快速释放功率，使得光伏電站只能依托SVG完成动态电压支撑。SVG采用集中式母线补偿方式，由于一次设备的投入，光伏电站前期建设成本增加，同时SVG还存在故障率高、损耗大、安全性低等缺点;由于采用集中式补偿，光伏电站无功支撑的可靠性较低。

1.2    光伏电站功率控制回路优化的必要性

随着一次调频项目的推进，光伏电站功率控制方案呈现出多样化的趋势，组网形式的不统一也造成了技术方案的多样化，导致用户协调程序烦琐，工程调试周期长，无形中增加了人工成本的投入。为实现光伏电站一次调频功能，受AGC/AVC和一次调频分相技术门槛约束，技术层面本可以融合的产品尚未诞生，使得光伏电站功率控制回路中设备冗余，带来了非必要装备的投入。传统AGC与能量管理系统的联调本是二次设备间的正常工程工作，由于顶层设计的滞后性，一次调频独立实施给用户带来了额外的成本投入。同时，现阶段文件指标需求尚不能支撑新型电力系统的稳定需求，未来短中期时间内电网对光伏电站的技术升级将持续跟进，现阶段将迎来新一轮补丁式的技改，给用户带来额外的经济损失。

2    系统方案

优化后，逆变器具备暂态控制能力，SVG由暂态支撑、稳态控制变为暂态、稳态控制，实现了光伏电站场站级暂态和稳态控制。如图1所示，逆变器与SVG共同组网参与场站级协调和控制。

光伏电站功率控制回路路径优化包含发电单元过程层路径优化、站控层功率层面的通信路径优化。

在过程层路径优化方面，光伏电站过程层路径包含一次调频与能量管理系统的网络路径（G1）、能量管理系统与风电主控主机/光伏通信管理机的网络路径（G2）、风电主控主机/光伏通信管理机与变流器/逆变器的RS485路径（G3）、变流器/逆变器与执行单元的内部指令交换路径（G4）。其中，G1部分为点对点网络高速通信，但协议栈的时滞性较差;G2部分虽然为链路层网络高速通信，但应用层采用点对点串行通信策略会小比重增加通信时滞性;G3部分链路层路径速率较低，且串行轮询的通信机制会大比重增加通信时滞性;G4部分为内部指令交换，属于产品内部优化路径。整个过程层通信路径中G2、G3优化潜力最大，G4路径离散性大，但比重较低。本方案重点优化路径为G1、G2、G3三部分，融合两部分路径，采用组播GOOSE方式可大比重提升路径带宽，降低路径时滞性。

在站控层路径优化方面，站控层路径包含远动装置与AGC系统通信路径（S1）、远动装置与AVC系统路径（S2）、远动装置与一次调频系统路径（S3）、AGC系统与一次调频系统路径（S4）、AVC系统与SVG成套设备路径（S5）。其中，S1、S2路径为现有路径，以太网通信方式;S3、S4路径为现阶段新增路径，以太网通信方式;S5为现有路径，多为RS485通信方式。S1～S4通信路径由于顶层设计，现场有多家厂家参与，协调难度大，成本高，施工周期长，可将AGC/AVC功能融合到一次调频系统，这是本次站控层路径优化的重点之一。S5部分可以通过过程层路径优化实现技术替代，也是本次站控层路径优化的重点之一。

3    控制策略

3.1    系统控制流程

光伏电站完成路径优化和装备优化后，场站存在两套具备暂态和稳态控制的无功源，在光伏电站并网点功率执行站侧直采电压，测量场站对电力系统的阻抗，设定稳态和暂态电压门限值（可在线变更），功率执行站实时跟踪电压波动，当光伏电站电压越过暂态电压门限值时，实时计算容性或感性无功调节量，根据无功源裕度实时下发无功遥调指令群控场站无功源，实现场站级暂态电压支撑，同时，暂态控制状态机接收调度电压控制指令，响应新的目标电压值，从而完成场站级稳态电压调节。其流程示意图如图2所示。

3.2    光伏电站无功电压控制模式

考虑光伏电站运行工况，本方案可实现3种控制模式：经济运行模式、SVG检修模式和发电检修模式。

（1）经济运行模式是指在正常发电工况下，功率执行站优先将光伏逆变器作为场站的无功电压调节对象，SVG作为容量补充，降低SVG运行损耗，提高光伏电站经济性。

（2）SVG检修模式是指功率执行站能实时监测SVG运行状态，当SVG设备因故障检修而离线时，功率执行站只将逆变器作为无功电压调节对象;当SVG重新上线后，可自动切换为经济运行模式。

（3）发电检修模式是指功率执行站能实时监测光伏逆变器运行状态，当部分光伏逆变器因检修而离线时，功率执行站能智能识别无功可调节裕度，保障发电检修过程中光伏电站无功电压的持续性。

3种控制模式支持手动设定，也可以智能运行，当采用智能运行时，其状态转迁图如图3所示，其中A、A代表逆变器在线和离线，B、B代表SVG在线和离线。

4    结语

本文在挖掘光伏逆变器无功潜力的基础上，采用逆变器和SVG协调参与电网电压控制，具备以下几个优势：（1）等效提升了现阶段标准下的光伏电站无功配比容量，为电网提供了更多的可调度无功资源，提升了光伏电站并网友好性;（2）丰富了光伏电站无功电压控制模式，降低了光伏电站因SVG检修而失去暂态无功支撑功能的概率，提升了光伏电站无功电压支撑的持续性;（3）在正常发电工况下，采用无功电压经济运行模式可降低光伏电站因SVG频繁动作带来的热损耗，降低场用电量;（4）基于逆变器调相参与电网暂态无功技术的推广，可以降低光伏电站SVG的配比或将SVG作为备用，从而降低光伏电站的运行损耗。

[参考文献]

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[5] 李德鑫，王佳蕊，张家郡，等.基于自适应模型预测算法的光伏并网逆变器无功电压控制策略研究[J].可再生能源，2021，39（8）：1087-1093.

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[8] 李伟豪.新能源电站协调电压控制技术研究[D].济南：山东大学，2021.

收稿日期：2021-12-27

作者簡介：陈堃（1987—），男，江苏射阳人，工程师，研究方向：新能源发电技术。