周金輝，駱宗義，王子凌，馬振宇，張 巖

（1.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司金華供電公司，浙江 金華 321017；3.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

為支撐光伏順利接入電網(wǎng)，國(guó)家電網(wǎng)有限公司公開(kāi)承諾“支持、歡迎、服務(wù)”分布式光伏發(fā)電發(fā)展，并積極開(kāi)展相關(guān)問(wèn)題的研究。為保證安全消納光伏發(fā)電，開(kāi)展配電網(wǎng)適應(yīng)高密度光伏并網(wǎng)的規(guī)劃評(píng)估研究，保障地區(qū)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，具有十分重要的意義。

目前，大量分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)后帶來(lái)的突出問(wèn)題之一是電壓越限，即當(dāng)光伏發(fā)電功率較大或者負(fù)荷較低時(shí)，光伏并網(wǎng)點(diǎn)或公共連接點(diǎn)電壓可能超出安全運(yùn)行要求，這已成為該領(lǐng)域研究人員的共識(shí)[1-3]。為此，積極開(kāi)展了電壓調(diào)節(jié)控制策略研究，美國(guó)能源部、美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室在高滲透率光伏方面的成果尤為顯著[4-5]。此外，文獻(xiàn)[6-7]研究了高滲透分布式光伏并網(wǎng)后配電網(wǎng)饋線級(jí)電壓調(diào)節(jié)策略；文獻(xiàn)[8-9]從理論上分析了分布式光伏發(fā)電對(duì)配電網(wǎng)電壓的影響，進(jìn)而提出了電壓越限的解決方案（包括逆變器電壓控制、安裝儲(chǔ)能設(shè)備等）；文獻(xiàn)[10]設(shè)計(jì)了光伏電源接入配電網(wǎng)的數(shù)值模擬系統(tǒng)，可實(shí)現(xiàn)對(duì)配電網(wǎng)電壓影響的逐時(shí)模擬；文獻(xiàn)[11-13]提出了光伏發(fā)電參與配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的思路。文獻(xiàn)[14-15]提出了的含分布式光伏配電網(wǎng)有功功率-無(wú)功功率協(xié)調(diào)控制方法。上述研究雖然取得了一定的成果，但其不足之處在于：一、僅針對(duì)某條饋線進(jìn)行電壓控制策略研究；二、僅從某個(gè)時(shí)間斷面進(jìn)行理論或仿真分析，無(wú)法獲取到整個(gè)系統(tǒng)連續(xù)的運(yùn)行信息；三、未針對(duì)光伏逆變器電壓調(diào)節(jié)控制策略進(jìn)行系統(tǒng)的比較分析。

為此，本文結(jié)合工程案例，根據(jù)實(shí)際電網(wǎng)數(shù)據(jù)，針對(duì)某園區(qū)的110 kV變電站級(jí)區(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行完整地精細(xì)建模，模型中計(jì)及了AVC（自動(dòng)電壓控制）控制系統(tǒng)、太陽(yáng)輻照度的波動(dòng)特性，建立了全天每5 min的系統(tǒng)級(jí)仿真模型，并基于OpenDSS仿真平臺(tái)建立了光伏逆變器典型電壓控制策略模型。最終通過(guò)仿真分析，給出了最佳的光伏逆變器電壓控制策略。

1 仿真平臺(tái)

OpenDSS軟件是一個(gè)開(kāi)源的電力系統(tǒng)配電網(wǎng)仿真計(jì)算軟件，可處理各類復(fù)雜網(wǎng)狀或計(jì)算任意數(shù)量節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)，以及不對(duì)稱或多相的配電網(wǎng)。該軟件適用于大多數(shù)的配電網(wǎng)規(guī)劃分析。分析求解是基于相頻域，結(jié)果主要是以相量的形式給出，適用于潮流分析、諧波潮流分析、動(dòng)態(tài)分析等。

傳統(tǒng)配電網(wǎng)評(píng)估軟件主要用于研究峰荷運(yùn)方下的電網(wǎng)運(yùn)行特性，OpenDSS結(jié)合了時(shí)間和空間優(yōu)勢(shì)，可考慮各種分布式電源的位置特性與出力時(shí)變特性，尤其適合大量高密度分布式可再生能源接入系統(tǒng)的規(guī)劃評(píng)估分析，因此本文的研究采用OpenDSS軟件作為基礎(chǔ)仿真平臺(tái)。

2 仿真場(chǎng)景

含分布式光伏配電網(wǎng)的運(yùn)行場(chǎng)景可能出現(xiàn)如下情況：一、太陽(yáng)輻照度在短時(shí)間內(nèi)可能發(fā)生劇烈波動(dòng)，如云暫態(tài)或多云天氣等；二、電網(wǎng)電壓調(diào)控措施如主變壓器（以下簡(jiǎn)稱“主變”）分接頭調(diào)整或電容器組的投切；三、光伏并網(wǎng)后對(duì)園區(qū)電網(wǎng)的最大影響主要是光伏發(fā)電功率最大或者光伏倒送功率最大兩個(gè)全年關(guān)鍵時(shí)間斷面，因此有效的電壓控制策略應(yīng)能經(jīng)受上述運(yùn)行場(chǎng)景的考驗(yàn)，滿足電網(wǎng)運(yùn)行的電壓安全約束。

綜合上述因素，考慮光伏接入后的極端運(yùn)行場(chǎng)景，進(jìn)行電網(wǎng)全天分鐘級(jí)電壓控制策略的仿真分析，重點(diǎn)評(píng)估在現(xiàn)有AVC系統(tǒng)下光伏逆變器各控制策略的有效性，及其對(duì)配網(wǎng)線損的影響。

需要說(shuō)明：根據(jù)當(dāng)?shù)靥?yáng)輻照度歷史數(shù)據(jù)提取全年中太陽(yáng)輻照度全天分鐘級(jí)波動(dòng)量最大的前3個(gè)模式，以考慮不同日輻照度變化情況的影響；由此確定的太陽(yáng)輻照度日變化模式作為研究的仿真場(chǎng)景。

3 電壓控制策略

3.1 配電網(wǎng)AVC系統(tǒng)

AVC作為電網(wǎng)無(wú)功電壓優(yōu)化系統(tǒng)，可以實(shí)現(xiàn)配電網(wǎng)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備合理投入和無(wú)功分層就地平衡與電壓穩(wěn)定。本文研究案例中，110 kV AVC子站系統(tǒng)中相關(guān)的控制策略如下：控制目標(biāo)的優(yōu)先級(jí)為主變低壓側(cè)母線電壓，優(yōu)化控制范圍為1.01~1.06 p.u.，即當(dāng)?shù)蛪簜?cè)母線電壓標(biāo)幺值小于1.01 p.u.時(shí)，主變分接頭檔位將上調(diào)；當(dāng)?shù)蛪簜?cè)母線電壓標(biāo)幺值大于（等于）1.06 p.u.時(shí)，主變分接頭檔位將下調(diào)。 當(dāng)主變正向（從高壓側(cè)向低壓側(cè)）傳輸無(wú)功功率大于設(shè)定上限時(shí)，電容器組將投入；當(dāng)主變反向（從低壓側(cè)向高壓側(cè)）傳輸無(wú)功功率（即無(wú)功倒送）大于設(shè)定上限時(shí)，電容器將退出。在園區(qū)電網(wǎng)OpenDSS基礎(chǔ)網(wǎng)架仿真模型上，搭建了主變分接頭自動(dòng)調(diào)整和電容器組自動(dòng)投切的控制仿真模型，并結(jié)合歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)，進(jìn)行AVC控制模型的仿真校核，驗(yàn)證模型的有效性，為后續(xù)仿真研究的準(zhǔn)確性提供了必要地保證。

3.2 光伏逆變器控制策略

目前，光伏逆變器主要有3種無(wú)功控制策略，一、恒功率因數(shù)控制；二、變功率因數(shù)控制，即根據(jù)光伏發(fā)電功率確定合適的功率因數(shù)；三、電壓無(wú)功控制或動(dòng)態(tài)電壓自適應(yīng)控制，根據(jù)設(shè)定的光伏并網(wǎng)點(diǎn)或公共連接點(diǎn)電壓約束，自動(dòng)調(diào)節(jié)光伏逆變器的無(wú)功功率。需要指出：常規(guī)光伏逆變器多數(shù)采用單位功率因數(shù)（即1.0），以MPPT（最大功率點(diǎn)跟蹤）模式運(yùn)行，不進(jìn)行無(wú)功調(diào)節(jié)。

根據(jù)上述控制策略，當(dāng)光伏發(fā)電功率較大時(shí)，若光伏并網(wǎng)點(diǎn)或公共連接點(diǎn)電壓偏高，在光伏逆變器容量允許的前提下，使其快速吸收一定的無(wú)功功率，以抑制光伏并網(wǎng)點(diǎn)或公共連接點(diǎn)電壓抬升，使其能夠滿足電網(wǎng)電壓穩(wěn)態(tài)的安全運(yùn)行要求。

3.2.1 恒功率因數(shù)控制

本文恒功率因數(shù)控制策略重點(diǎn)分析光伏逆變器的無(wú)功調(diào)節(jié)作用，故不考慮單位功率因數(shù)。這里，光伏逆變器的功率因數(shù)均取為0.98（即吸收無(wú)功功率）。

3.2.2 變功率因數(shù)控制

圖1給出了一組光伏逆變器變功率因數(shù)曲線。由此可見(jiàn)，變功率因數(shù)控制策略主要由曲線的斜率和功率因數(shù)極值來(lái)決定。當(dāng)光伏發(fā)電出力相對(duì)較小，逆變器發(fā)出一定無(wú)功功率，以提升光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓；當(dāng)光伏發(fā)電出力相對(duì)較大，逆變器吸收一定無(wú)功功率，以抑制并網(wǎng)點(diǎn)電壓的抬升。綜合考慮園區(qū)電網(wǎng)電壓運(yùn)行實(shí)際情況以及GB/T 29319-2012《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》中對(duì)于光伏逆變器功率因數(shù)的要求（-0.95~0.95），仿真以4號(hào)曲線為基礎(chǔ)進(jìn)行修正，即光伏發(fā)電功率標(biāo)幺值位于0~0.5區(qū)間，逆變器功率因數(shù)為1.0；當(dāng)光伏發(fā)電功率位于0.5~1.0區(qū)間，逆變器功率因數(shù)對(duì)應(yīng)圖中4號(hào)曲線下半部分。

圖1 光伏逆變器變功率因數(shù)控制曲線

3.3.3 無(wú)功電壓控制

無(wú)功電壓控制策略是指光伏發(fā)電系統(tǒng)根據(jù)光伏并網(wǎng)點(diǎn)（或公共連接點(diǎn)）的電壓參考值在逆變器容量允許的范圍內(nèi)自動(dòng)調(diào)節(jié)其無(wú)功功率輸出。與逆變器功率因數(shù)控制策略（包括恒功率因數(shù)和變功率因數(shù)）相比較：該控制策略是直接根據(jù)光伏并網(wǎng)點(diǎn)（或公共連接點(diǎn)）電壓水平進(jìn)行無(wú)功功率的閉環(huán)自動(dòng)調(diào)節(jié)，以滿足電網(wǎng)電壓的安全約束。

通過(guò)OpenDSS可以自定義光伏逆變器V-Q（無(wú)功電壓）控制曲線，每一條控制曲線包含一定的無(wú)功輸出變化率限制，典型V-Q控制曲線如圖2所示。根據(jù)GB/T 12325-2008《電能質(zhì)量 供電電壓允許偏差》規(guī)定的供電電壓要求（0.93~1.07 p.u.），仿真中控制裕度取為0.01 p.u.，即實(shí)際的電壓控制范圍為0.94~1.06 p.u.（即圖2中V2=0.94 p.u.，V3=1.06 p.u.，V1，V4分別取典型值 0.92 p.u.，1.08 p.u.）。由此可知：橫坐標(biāo)軸下方曲線表示光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓實(shí)際值超出了控制上限，逆變器需要吸收一定的無(wú)功功率；反之，橫坐標(biāo)軸上方曲線表示光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓實(shí)際值超出了控制下限，逆變器需要發(fā)出一定的無(wú)功功率。

圖2 光伏逆變器V-Q控制曲線

4 仿真分析

4.1 工程案例

本案例取自國(guó)內(nèi)某工業(yè)園區(qū)110 kV變電站級(jí)區(qū)域電網(wǎng)，該變電站配有AVC子站控制系統(tǒng)、有載調(diào)壓主變1臺(tái)，共有17檔，容量80 MVA，下轄饋線10條，無(wú)功電容器2組，每組6 Mvar（單組不可調(diào)），年最大負(fù)荷約25 MW。在該區(qū)域電網(wǎng)中，光伏總裝機(jī)容量26 MWp，其中低壓接入用戶內(nèi)部電氣網(wǎng)的光伏裝機(jī)容量為16.7 MWp，通過(guò)升壓變接入用戶專變高壓側(cè)的光伏裝機(jī)容量為9.3 MWp。該地區(qū)屬于太陽(yáng)能資源Ⅲ類地區(qū)，光伏峰值利用小時(shí)數(shù)約1 000 h。仿真中，變電站主變高壓側(cè)采用帶無(wú)功約束的電壓源模型，電壓幅值采用歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)；負(fù)荷采用恒功率模型；光伏發(fā)電系統(tǒng)不考慮限功率運(yùn)行方式，即保證光伏發(fā)電功率全發(fā)；并且不加裝無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備或儲(chǔ)能設(shè)備；仿真時(shí)間尺度為5 min。

4.2 仿真分析

仿真結(jié)果表明：光伏逆變器在不同控制策略下主變主變分接頭檔位影響相對(duì)較小，1、2號(hào)電容器的運(yùn)行情況見(jiàn)表1。由此可見(jiàn)，與功率因數(shù)控制仿真結(jié)果相比（表中第2個(gè)數(shù)字代表變功率因數(shù)控制，第3個(gè)數(shù)字代表恒功率因數(shù)控制），V-Q控制策略下電容器組動(dòng)作次數(shù)均為0（未投入），尤其是1號(hào)電容器動(dòng)作次數(shù)顯著減少，其中2號(hào)電容器未投入且沒(méi)有變化，主要是此仿真場(chǎng)景下負(fù)荷水平較低。

表1 不同輻照度變化模式電容器全天動(dòng)作次數(shù)

結(jié)合圖3和圖4可見(jiàn)，基于V-Q控制策略不同輻照度變化模式下主變高壓側(cè)無(wú)功功率的波動(dòng)量在AVC允許的運(yùn)行范圍。然而，基于恒功率因數(shù)和變功率因數(shù)控制策略的仿真結(jié)果，其主變無(wú)功功率最大值均接近于AVC控制允許范圍的上限（5 Mvar）和下限（-2 Mvar）， 而且主變高壓側(cè)無(wú)功功率波動(dòng)幅度更大，也相對(duì)更頻繁。

圖3 V-Q控制策略下主變高壓側(cè)無(wú)功功率

圖4 不同控制策略下主變高壓側(cè)無(wú)功功率

通過(guò)仿真結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，光伏采用低壓（0.4 kV）接入用戶內(nèi)部電氣網(wǎng)方式，特別是光伏發(fā)電功率大于負(fù)荷功率情況下，光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓抬升較為突出。其中，較為嚴(yán)重是某低壓接入用戶，該用戶配變2臺(tái)1 MVA，光伏裝機(jī)容量為2.8 MWp，故下文將以該用戶為例進(jìn)行分析。

由圖5可見(jiàn)，在不同輻照度模式下，該用戶光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓均在設(shè)定的控制目標(biāo)范圍內(nèi)，滿足國(guó)標(biāo)規(guī)定的要求。

圖5 V-Q控制策略低壓接入用戶光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓

由圖6可知，與功率因數(shù)控制策略的仿真結(jié)果相比，基于V-Q控制策略，用戶光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓相對(duì)略高，這是由于光伏吸收的無(wú)功功率相對(duì)較少。因?yàn)橥ㄟ^(guò)圖7可知，V-Q控制策略下用戶吸收的無(wú)功功率顯著減少，且無(wú)功調(diào)節(jié)時(shí)段范圍也明顯縮小。

圖6 不同控制策略下低壓接入用戶光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓（基于輻照度變化模式2）

表2給出了不同控制策略下光伏發(fā)電系統(tǒng)無(wú)功調(diào)節(jié)的時(shí)段數(shù)和調(diào)節(jié)無(wú)功的用戶數(shù)。由此可見(jiàn)，相較于功率因數(shù)控制策略，無(wú)功電壓控制策略下，無(wú)論是無(wú)功調(diào)節(jié)的時(shí)段數(shù)還是調(diào)節(jié)無(wú)功的用戶數(shù)，都明顯減少。

圖8給出了不同控制策略下該區(qū)域電網(wǎng)線損比較圖。由此可見(jiàn)，恒功率因數(shù)控制策略下該變電站區(qū)域電網(wǎng)的線損較大，無(wú)功電壓控制策略與變功率因數(shù)控制策略下的電網(wǎng)線損比較接近，其中變功率因數(shù)控制策略下多數(shù)時(shí)段線損相對(duì)略大，無(wú)功電壓控制策略下線損最小。

表2 不同控制策略下光伏無(wú)功調(diào)節(jié)的時(shí)段數(shù)和用戶數(shù)比較（基于輻照度模式2）

圖7 不同控制策略下用戶光伏發(fā)電系統(tǒng)吸收的無(wú)功功率比較（基于輻照度變化模式2）

圖8 不同控制策略該變電站區(qū)域電網(wǎng)線損比較（基于輻照度模式2）

綜上，通過(guò)仿真分析可知：恒功率因數(shù)控制策略下，只要光伏發(fā)電功率大于0，所有光伏逆變器都要按照設(shè)定的功率因數(shù)進(jìn)行無(wú)功調(diào)節(jié)，其中無(wú)功調(diào)節(jié)量取決于功率因數(shù)值；變功率因數(shù)控制策略下，根據(jù)光伏發(fā)電功率自動(dòng)調(diào)整相應(yīng)的功率因數(shù)，但也是調(diào)節(jié)所有光伏逆變器的無(wú)功功率。然而，無(wú)功電壓控制策略是各光伏逆變器根據(jù)其自身并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制目標(biāo)值調(diào)節(jié)其無(wú)功功率，并非所有光伏逆變器均進(jìn)行統(tǒng)一的無(wú)功調(diào)節(jié)[16-17]。

5 結(jié)語(yǔ)

針對(duì)含高密度分布式光伏的區(qū)域配電網(wǎng)，基于現(xiàn)有AVC控制系統(tǒng)，考慮光伏逆變器的恒功率因數(shù)、變功率因數(shù)和無(wú)功電壓控制策略，進(jìn)行了極端場(chǎng)景下全天時(shí)間尺度5 min的系統(tǒng)級(jí)連續(xù)控制仿真，獲得如下結(jié)論：

恒功率因數(shù)控制策略的不足在于：一、主變高壓側(cè)無(wú)功功率可能會(huì)超出實(shí)際允許運(yùn)行上限；二、區(qū)域電網(wǎng)的線損會(huì)較高，提高了供電公司的運(yùn)行成本；三、合適的恒功率因數(shù)數(shù)值難以確定。變功率因數(shù)控制策略的不足在于：合適的變功率因數(shù)曲線很難確定，在一些情況下光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓和主變無(wú)功會(huì)發(fā)生越限。相較而言，無(wú)功電壓控制策略優(yōu)勢(shì)在于：一、對(duì)現(xiàn)有AVC控制系統(tǒng)的運(yùn)行影響較??；二、通過(guò)光伏發(fā)電系統(tǒng)本地的電壓直接控制，可保證光伏并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制在預(yù)先設(shè)定的目標(biāo)范圍；三、區(qū)域電網(wǎng)線損相對(duì)較小，具有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)[18-19]。

考慮到未來(lái)電網(wǎng)新增的光伏裝機(jī)容量以及為在本級(jí)電網(wǎng)層面解決無(wú)功電壓?jiǎn)栴}，避免上級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行無(wú)功調(diào)節(jié)，有利于其安全運(yùn)行，可在變電站安裝一定容量的連續(xù)動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備，以動(dòng)態(tài)跟蹤光伏發(fā)電系統(tǒng)吸收的無(wú)功功率[20]。