国网甘肃省电力公司 李晖

　　国网甘肃省电力公司电力科学研究院 梁福波 智勇 陈仕彬

　　1 引言

　　随着新能源装机容量在电力系统中所占比例的快速增加，其对电力系统的影响也越来越显著。所以随机性、间歇性新能源发电如何安全可靠的并网运行、如何解决发电并网后对电力系统产生的各种影响、如何进行电力电子化耦合新特性研究等成为需要紧迫解决的问题。大容量风电、光伏系统并网目前还是一种比较粗放式的应用，尤其是深入挖掘友好型风电场、光伏电站并网技术与提升调控水平等方面还有很大的发展完善空间[1]。

　　我国的风能、太阳能资源较为丰富，主要集中在三北地区，其他地区也有不同程度的分布。由于地理位置的特殊性和地区负荷差异性，资源与电能使用呈现显著的逆向分布特征，风电、光伏系统并网呈现大规模集中并网、并网点网架相对薄弱及就地消纳能力有限的突出特点，给电网的消纳、无功电压控制、跨区域输送等带来严峻挑战[2-3]。

　　本文从理论上分析了深入利用风机变流器、光伏逆变器无功调节能力的可行性，并在甘肃省内选择试点进行了现场能力验证，从友好型新能源场站支撑电网安全稳定运行角度分析了该技术带来的有益影响。

　　2 新能源场站无功电压调相运行能力分析

　　国标GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》、GB/T19964-2011《光伏发电站接入电力系统技术规定》等明确要求，新能源场站无功电源应优先发挥风电机组、逆变器的无功调节能力，无功电源应能够跟踪光伏出力的波动及系统电压控制要求并快速响应，且风电机组、光伏逆变器功率因数应能在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调。但在实际过程中，风电机组、光伏逆变器普遍运行在恒功率因数模式，电站无功缺额由静止型动态无功补偿装置提供，限制了风电机组、逆变器无功电压调节能力。

　　光伏逆变器、风电机组发电技术采用电力电子技术，通过对光伏逆变器、风电机组等有功、无功功率控制原理分析不难看出[4-8]，无功输出不依赖于有功输出，并具备较大范围的无功调节能力，参与并网点电压调节，电力电子的优异控制性能为实现其无功电压调相运行奠定了基础。

　　3 新能源场站无功电压调相协调运行控制策略研究

　　以新能源场站无功电压控制系统和风机变流器、光伏逆变器响应特性为基础，研究场站级无功电压协调控制策略。光伏电站无功电压控制策略中，鉴于逆变器稳态与动态特性满足电站无功电压控制要求，故本策略未将考虑动态无功补偿装置进行控制，策略兼顾稳态电压调整与暂态无功电压支撑需要。风电场无功电压控制以稳态控制为主，暂不考虑暂态电压支撑能力，具体控制策略如下：

　　（1）站内主控为AVC系统，具有可靠的上、下行通道和实时采集及监视并网点电压功能，执行层为逆变器、风电机组。

　　（2）AVC系统应自动进行并网点母线电压的实际运行值与省调下发的电压运行曲线或电压允许范围进行对比分析，将分析结果生成控制指令，并将控制指令下发至逆变器、风电机组，逆变器、风电机组，根据AVC系统控制指令自动调节输出无功功率。

　　（3）当逆变器、风电机组交流侧电压超出调节死区上下限逆变器故障及逆变器单向无功功率输出容量达到极限情况时，应向AVC系统发出闭锁信号，AVC系统在进行无功功率分配时在此方向不调节该逆变器。

　　（4）AVC系统响应时间应小于10s，无功功率控制偏差的绝对值不超过给定值的5%，电压调节精度在0.005倍标称电压内。

　　（5）逆变器、风电机组无功调节范围应满足功率因数在滞后0.95至超前0.95间连续稳定运行。逆变器在夜间运行工况，逆变器无功调节范围应等于或大于满负荷发电运行工况下极限无功量。

　　（6）逆变器动态响应时间应小于30ms（参考风电场动态无功补偿装置性能要求），不考虑风电机组暂态无功电压支撑。

　　4 新能源场站无功电压调相运行能力验证

　　通过以上理论分析及全站无功电压协调控制策略研究，风电机组、逆变器完全可以实现较大范围的无功功率调节，本文分别以甘肃某光伏电站、风电场无功电压协调控制现场验证为背景，控制策略在AVC系统实现并对相关参数进行优化，验证风电场、光伏电站具备较大范围的无功电压调相运行能力。

　　4.1 光伏电站无功电压调相运行试验

　　光伏电站具体参数如下：额定功率100MWp，两种型号逆变器1和逆变器2交流侧电压均为270V、功率500kW，配置两台10MVar的SVG成套装置。试验前对AVC系统进行了指令下发及响应测试，具备恒功率因数、恒无功功率及恒电压模式，逆变器均能够正确接收并执行，系统响应时间为8.5s小于国标要求。

　　（1）光伏电站无功功率调节范围试验。

　　选择2种型号逆变器各1台，设定为恒无功功率方式，分别设定最大容性无功为+242kVar，最大感性无功设定为-242kVar，单台逆变器实测无功功率如表1所示。此方式下实测逆变器无功输出可达设定值的96%以上，满足本策略技术要求。

　　光伏电站逆变器在恒功率因数工作模式下，#1、#2SVG退出运行，分别调整逆变器功率因数从1～0.95～0.9、1～-0.95～-0.9。记录光伏电站、主变高、低压侧功率如表2所示。

　　从表2中数据可以看出，功率因数从1～0.95～0.9变化时，逆变器容性无功总量为

　　31.92MVar，除去电站容性无功损耗，光伏电站并网点向电网送最大容性无功量为24.48MVar，全站逆变器综合功率因数为0.918。110kV母线电压最大值达到119.2kV，调节期间电压最大升高2.8kV，其具有较好的稳态容性无功支撑与调压效果。

　　当功率因数从1～-0.95～-0.9变化时，所有逆变器输出感性无功为31.92MVar，全站逆变器综合功率因数为0.916。光伏电站并网点向电网送最大感性无功量39.62MVar。110kV母线电压最小值达到114.8kV，电压最大降低2.6kV，具有较好的稳态感性无功支撑与调压效果。

　　实测结果表明，在稳态下，光伏电站逆变器无功调节能力已超出SVG调节容量，满足国标关于光伏电站的无功能力要求。

　　（2）逆变器动态响应试验。

　　通过将满发感性无功的SVG切除产生暂态电压上升，引起逆变器动态响应。为直观表现逆变器动态响应，选择部分逆变器进行试验，将30台型号为逆变器1的逆变器设定为恒电压运行方式，其余逆变器为恒功率因数方式。

　　逆变器动态响应录波曲线如图1所示，图1中 U是逆变器相电压，I 是相电流，Q 是总无功功率。试验过程中将SVG切除，110kV母线电压随之上升，恒电压方式下运行逆变器检测到逆变器交流侧电压升高最高达到338V，超出电压死区上限而动作，并将电压向降低方向调节，图1中可以明显看出容性无功功率由214kVar降低至160kVar，电流明显降低，响应时间为33.11ms，结果表明逆变器具有较好的动态响应并将110kV母线电压调整至合格范围内。

　　4.2 风电场无功电压调相运行试验

　　风电场具体参数如下：装机容量201MW，134台风机，风机型号SL1500/82，经330kV升压站并网。由于故障、检修等原因，试验期间风电场有128台风机正常运行，其中113台风机无功范围为±500kVar，15台风机无功范围为±300kVar。试验前对AVC系统进行指令下发及响应测试，其具备恒功率因数、恒无功功率及恒电压模式，逆变器均能够正确接收并执行，系统响应时间为9.3s，其小于国标要求。

　　通过AVC系统下发感性60MVar无功功率，机端电压与感性无功功率调节能力如图2所示，单台风机无功功率可以达到500kVar，未达到无功需求目标值时风机机端电压已达到电压下限。该风电场并网点向电网送最大感性无功29.01MVar；330kV母线电压达到351.40kV，较风机不发无功功率时电压降低3.15kV，具有较好的调压效果。

　　通过AVC系统下发容性50MVar无功，机端电压与容性无功功率调节能力如图3所示，单台风机无功功率可以达到500kVar，未达到无功需求目标值风机机端电压已达到电压上限。该风电场并网点向电网送最大容性无功35.78MVar；330kV母线电压达到356.20kV，较风机不发无功功率时电压升高4.64kV，具有较好的调压效果。

　　5 应用前景

　　（1）提高新能源并网安全性。

　　可解决传统动态无功补偿装置带来的稳定性差、功率损耗等问题，通过群控技术对全场风电机组、逆变器无功功率进行分散、合理分配，可连续、平滑、动态调节全场无功出力，有效避免了无功调节能力集中于一台或多台无功补偿装置带来的稳定性差的问题，进一步提高并网安全性。

　　（2）提高新能源并网经济性。

　　新能源输出无功功率既不影响有功功率出力，也不会造成额外的有功功率损耗，同时在规划设计阶段对调相运行能力进行评估，在具备取消或降低无功补偿装置容量的条件下，将对新能源的建设、经济运行产生积极影响，降低电能损耗，提高发电效率。

　　（3）丰富地区电网无功电压调节手段。

　　在新能源集中并网地区推广应用该技术，可有效缓解局部电网可能出现电压偏高或偏低问题，并为地区电网故障暂态运行工况提供大量的动态无功支撑。后续将新能源纳入地区AVC 系统进行统一无功分配，将带来更大范围与显著的调压效果，提高地区电网的安全稳定运行能力。

　　（4）提高特高压直流送端无功电压控制能力。

　　2017年，酒湖特高压直流将投运，甘肃电网进入交直流混联大电网运行，稳态方式下，直流大功率输送需要大量的无功功率支撑；直流换相失败、闭锁等暂态工况下，作为直流送端的酒泉地区将发生较大的电压波动，需要大量无功功率的动态、快速参与电网电压调节，因此作为直流配套的交流电网无功电压支撑能力重要性尤为突出。在直流换流站配置无功补偿的基础上，充分发掘光伏逆变器与风电机组的无功调节能力潜力，可进一步提高直流送端

　　无功电压支撑水平。

　　6 结论

　　为了提升电网对风电场、光伏发电的接纳能力，提高其并网点电压质量，促进其调度方式由负荷控制转变为电源调度，实现新能源场站站精益化管理，本文提出了基于风电机组、逆变器无功调节能力的无功电压调相运行控制系统控制策略，并经现场能力验证该系统在稳态和暂态下对并网点电压稳定具有很好的支撑作用，从根本上改变风电场、光伏电站的调控特性。

　　参考文献

　　[1] 丁明,王伟胜,王秀丽,等.大规模光伏发电对电力系统影响综述[J].中国电机工程学报,2014,34（1）:1-8.

　　[2] 孔令国,蔡国伟.大规模并网光伏电站的逆变器控制方法研究[J].电力系统保护与控制,2013,41（22）:45-49.

　　[3] 赵争鸣,雷一,贺凡波,等.大容量并网光伏电站技术综述[J].电力系统自动化,2011,35（12）:102-107.

　　[4] 蒋永和.光伏并网电压型逆变器电压控制策略及MPPT研究[D].合肥:合肥工业大学,2007.

　　[5] 郑颖楠,王俊平,张霞.基于动态等效阻抗匹配的光伏发电最大功率点跟踪控制[J].中国电机工程学报,2011,31（2）:111-118.

　　[6] 黄守道,谭健,许台达C2000变频器在吹膜机张力控制的应用(图)"