分布式光伏电源并网对电网电能质量影响的分析

梁永超（广东电网有限责任公司湛江供电局，广东湛江524001）

分布式光伏电源并网对电网电能质量影响的分析

梁永超（广东电网有限责任公司湛江供电局，广东湛江524001）

本文以光伏电站60MWp项目并入电网对接入点电能质量干扰水平进行分析。通过仿真分析，对光伏电站并网后接入系统的无功、电压分析，研究光伏电站对并网点电压无功的影响，分析光伏电站引起的电压偏差；提出合理的无功补偿推荐方案和控制措施。

分布式光伏电源；并网；电能质量；无功补偿；控制措施

1 引言

光伏电站在并网运行中，在零或低出力方式下，大型光伏电站内各类电缆和变压器对并网点无功潮流和电压水平有所影响；而随着发电功率上升，其逆变器可以根据需要发出或吸收一定量的无功功率，从而使大型光伏电站对并网点无功潮流和电压水平有一定调节能力；另一方面，光伏电站内逆变器将直流变交流过程中，其换流环节会产生高次谐波注入电网；而天空云量的变化则会引起太阳能电池组件发出的电量变化导致电网电压波动。上述因素会影响电网电能质量。

2 光伏电站对电能质量影响

光伏电站作为新兴能源发电的一种，光照、温度等外部条件随机性、间歇性、周期性的变化是光伏电站对电网产生影响的最主要因素。光伏发电系统通过光伏逆变器并网，逆变器质量的优劣，也决定光伏电站输送电能品质的好坏。光伏电站并网运行时会产生谐波、电压波动与闪变、三相电压不对称、功率因数低等问题，使电网电能质量下降，对电网造成不利影响，严重时会干扰供用电系统及光伏设备自身的安全稳定运行。

2.1 谐波干扰及危害

光伏电站产生的谐波主要来源于光伏逆变器，其注入电网主要为较高次的谐波。谐波对电网及电气设备的危害如下：①谐波对旋转电机的主要影响是引起附加损耗，其次是产生机械振动、噪声和谐波过电压。②谐波电流不但引起变压器绕组附加损耗、发热。谐波使变压器噪声增大，谐波源造成的流经变压器的谐波电流在谐振条件下可能损害变压器。③交流电网的电压畸变可能引起常规变流器控制角的触发脉冲间隔不等，并通过正反馈而放大系统的电压畸变，使整流器的工作不稳定，甚至损坏换相设备。④谐波对继电保护和自动控制装置产生干扰，造成误动和拒动。

2.2 电压波动和闪变

频率在1～10Hz之间的电压波动会引起照明白炽灯和电视画面的闪烁，使人们感到烦躁，这类干扰称之为“闪烁”或“闪变”（Flicker）。强烈的闪烁会造成电机转动不稳定，电子装置误动作甚至损坏，闪烁是对电网的一种公害。

2.3 三相电压不平衡

光伏电站并网运行引起电网供电质量变差的另一个问题是逆变器三相触发不对称及缺相导致并网点三相电压的不对称，这一问题主要在故障情况下发生。光伏电站辅助系统中单相负荷很小，其引起的三相电压不平衡度可以忽略不计。负序对供电系统及设备的危害如下：①造成电力系统继电保护装置中负序启动元件的误动；②造成发电机和工厂异步电动机发热和振动。

3 模型建立及分析

3.1 光伏电站等值模型

该光伏电站实际发电容量60MWp，分为36个光伏发电子方阵。每个光伏发电子方阵安装1台升压箱式变和8台交流汇流箱，每台汇流箱下设置6台40kW组串逆变器。每个光伏发电子方阵升压后由4路35kV集电线路电缆接入升压站，共计36个集电点。对每个光伏发电子方阵进行整理后对其进行等值如表1。

表1 单个光伏发电子方阵等值一览表

图1 光伏电站等值网络

图2 光伏系统接入湛江电网地理接线图

3.2 光伏电站无功特性分析

对京能光伏电站接入电网后的系统潮流进行计算分析，以分析光伏电站能否可靠并网，并验证光伏电站并网运行是否引起系统电压水平变化超出限值，以保证电网电压稳定。仿真计算按照京能光伏电站等值网络图1进行。

得出结论如下：在并网点可能的电压范围内，当光伏逆变器功率因数0.95（超前）时，光伏电站满出力运行时发出的感性无功功率在24.942～26.580MVar之间；当光伏逆变器功率因数0.95（滞后）时，光伏电站满出力运行时发出的容性无功功率在11.524～12.731MVar之间。

3.3 电能质量计算及分析

就光伏电站并网运行对电能质量的影响作计算分析，按国家电能质量标准相关要求规定：进行上述计算分析应考虑京能光伏电站在电网小方式最小短路容量的运行方式，以掌握影响最严重时电网公共连接点（考核点）的电能质量水平。

3.3.1 电压偏差

该光伏电站并网点的额定电压为110kV，设定光伏电站零出力时（并网开关跳开）并网点电压为额定电压（1.0pu）。当全部光伏逆变器零出力时，并网点电压偏差为+0.03%，见表9-1。当全部光伏满出力，逆变器功率因数在0.95（超前）至1.0至0.95（滞后）运行时，计算并网点潮流，结果见表2。

表2 光伏电站满出力且功率因数在0.95（超前）～0.95（滞后）运行时并网点潮流数据

功率波动造成的电压波动不可能叠加，但其引起的闪变值却是其电压波动在一段时间内叠加的累计效果，与电压波动值的大小和频度相关。不同波动频度的电压波动引起的闪变值也不相同。根据国标《电能质量电压波动和闪变》推荐的Pst=1曲线，可进行不同频度电压波动的闪变值估算，Pst=1曲线见图3所示。

图3 周期性矩形（或阶跃波）电压变动的单位闪变（Pst=1）曲线

该光伏电站在夏季额定出力时，最大出力变化21MW。根据潮流计算结果，在迈陈站110kV母线PCC点的无功功率变化量见表3，以此为最严重情况考虑计算京能光伏电站电压波动和闪变理论值。

表3 110kV母线电压波动和闪变计算一览表

对比国标求得的电压波动和闪变限值可知，该光伏电站在110kV1#母线PCC点引起的电压波动值为3.26%，大于2.5%的国家标准限值；闪变值0.648，小于限值0.787，满足国标要求。

3.3.2 谐波计算与分析

根据该光伏电站接入电网等值网络仿真模型，仿真计算光伏电站可能注入电网的谐波电流和可能引起的电网各次谐波电压含有率、电压总谐波畸变率。

计算表明，光伏电站满出力且光伏逆变器功率因数为1.00的工况下，光伏电站注入并网点的13、17、19、23、25次谐波电流大于国标限值；23、25次谐波电压畸变率大于国标限值，谐波总畸变率达到3.48%，大于2.0%国标限值。

表4

3.3.3 三相不平衡度

依据国标《光伏发电站接入电力系统技术规定》和能源行业标准《光伏发电并网逆变器技术规范》（NB/T32004-2013）第7.7.3.2中规定，光伏逆变器应具备交流缺相保护的功能，即“逆变器交流输出缺相时，逆变器自动保护，并停止工作，正确连接后逆变器应能正常运行”。由此可知，光伏电站各光伏发电子单元不可能出现缺相故障运行的状态，即光伏电站为三相对称运行，不会向电网注入负序电流。光伏电站辅助系统中单相负荷很小，其引起的三相电压不平衡度可以忽略不计。因此，京能光伏电站运行过程中不会导致迈陈站110kV 1#母线的三相电压不平衡。即京能光伏电站在考核点引起的三相电压不平衡度在合格范围内。

3.4 仿真分析结果

该光伏电站接入湛江电网后的电能质量进行了分析，得出如下结论：①京能光伏电站在迈陈站110kV母线并网点电压正常范围运行时，在不考虑无功补偿措施情况下，光伏逆变器出力从0%出力至100%满发，以及功率因数从0.95（超前）至0.95（滞后），京能光伏电站在并网点迈陈站110kV母线的电压变化都在-1.20%～+2.48%范围之内运行，满足国家标准对系统电压允许偏差的要求。②京能光伏电站在迈陈站110kV母线并网点引起的电压波动值为3.26%，大于2.5%的国家标准限值；闪变值0.648，小于限值0.787，满足国标要求。③京能光伏电站在迈陈站110kV母线并网点的谐波状况为：谐波电压总畸变率3.48%，大于2%的国标限值，其中23、25次谐波电压畸变率大于国标限值；注入电网的17、19、23、25次谐波电流幅值大于国标限值。④京能光伏电站在迈陈站110kV母线并网点的三相电压不平衡度低于1.3%国标限值，满足电能质量国标要求。

4 电能质量控制措施

综上所述，京能光伏电站应采取适当补偿措施，以减小电压波动，抑制谐波，控制并网点的无功潮流，使得京能光伏电站运行满足 《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/ T19964－2012）的要求。

无功补偿装置有两种：TCR型动态无功补偿装置SVC、动态无功发生器SVG。针对光伏电站动态无功补偿应配置的无功容量进行计算。

控制方案中 20MVar的 SVG其无功补偿容量为± 20MVar，投入后动态无功补偿范围从感性20Mvar到容性20MVar。可完全满足光伏电站（包括110kV出线）的无功需求，在保障最佳发电方式（光伏逆变器功率因数为1.00）下，提高光伏电站并网点无功电压控制能力，并优化光伏电站运行的电压质量，保证电网连接点的电压波动满足国标要求。

5 结论

经分析，建议使用SVG作为电压无功动态补偿控制方式，在光伏电站110kV升压站35kV母线上安装20MVar的SVG装置。该方案可以大大提高光伏电站并网点的电压和无功控制能力，保证光伏电站在并网点 （110kV迈陈变电站1#母线）的电压波动值小于国标限值2.5%，谐波电流和谐波电压满足国家标准的要求。并提供动态的电压支撑，提高光伏电站低电压功率穿越能力，改善系统的运行性能，提高光伏电站发电效率。

[1]广东电网公司湛江供电局“十三五”电网规划.

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TM711

A

2095-2066（2016）36-0066-03

2016-12-12

梁永超（1984-），男，电气工程师，本科，主要从事变电运行工作。