基于并网逆变器的无功协调控制研究

徐莉娜，曹炜，侯亚文，孙静

（1.上海电力学院，上海 200090；2.国网上海奉贤供电公司，上海 201499）

基于并网逆变器的无功协调控制研究

徐莉娜1，曹炜1，侯亚文1，孙静2

（1.上海电力学院，上海 200090；2.国网上海奉贤供电公司，上海 201499）

分布式电源并网对配电网的电压分布提出了更高的要求。首先，分析了含有分布式电源的馈线的电压分布特点，指出对分布式电源并网点的电压要求应比现行国家标准更为严格，从而减轻对同一馈线上其他负荷和分布式电源电压的不良影响；然后，研究了基于并网逆变器闲置无功能力协调成组投切的电容器、电抗器的分布式电源并网点电压控制方式，即通过对有容量裕度的并网逆变器采用PV控制，并设置逆变器闲置无功能力警戒线协调电抗器组、电容器组的投切，使并网点电压保持在要求的范围内。设计了实现上述功能的控制系统，并在Matlab/Simulink平台上搭建了相应的仿真模型。仿真结果表明，所设计的系统达到了以上控制目标。

并网逆变器；剩余容量；电压控制；无功补偿；协调控制；PV控制；闲置无功能力

随着能源需求的日益增长，可再生能源的研究得到越来越多的关注[1-3]。分布式发电（distributed ge neration，DG）以其绿色环保、与大电网互为补充、提高电力网络运行的灵活性和可靠性[4]等优点，成为今后智能配电网的重要发展趋势[5]。

尽管分布式能源具有众多的优点，但是大量的分布式能源并网后，如风力发电和光伏发电，由于受气象环境等因素影响较大，会对并网电压质量产生较大影响，产生电压波动，还可能发生电压瞬时闪变、电压暂降等[6-8]。特别是分布式电源改变了配电网的结构，使配电网从传统的单侧电源结构改变为双侧电源结构，使潮流在配电线上双向流动，加大了含有分布式电源并入的配电线路上电压幅值的波动频次和幅度，使过去按单侧电源配置的无功调节补偿设备不能满足保证双侧电源情况下的电压合格率要求[9-10]。

目前常见的无功补偿装置有可投切电容器组[11-12]、SVC/SVG[13-14]等。成组投切电容器组具有补偿容量大、成本低、结构简单、容易实现的优点，现在仍被广泛使用[15-16]。但其只能实现分级投切，不能连续调节无功功率，且只能发出但不能吸收无功功率（本文若未加特别说明，无功功率均指感性无功）。SVC/SVG的无功补偿能力强，可连续双向调节无功，既能发出无功功率又能吸收无功功率，但价格昂贵[17]。

由于分布式能源受到自然资源的限制，很多情况下并网逆变器无法按照额定的容量满发，即并网逆变器存在一定的剩余容量。故对于以逆变器接入电网的分布式电源，如何利用逆变器本身的无功调节能力来改善配电网中的电压分布也是值得研究的问题。与此同时，当有分布式电源时，特别是当分布式电源发电能力相对于本地负载较大甚至能有余电上网时，考虑到配网电压分布，有时是需要分布式电源既能发出也能吸收无功功率来改善并网点电压的，如果此时负荷峰谷差较大，则仅靠并网逆变器的剩余容量远远不够调整并网点电压所需的无功，故还应考虑逆变器剩余容量和其他的无功补偿设备协调控制满足并网点电压的调节需求。

文献[18]通过用光伏逆变器补偿光伏电源本地负荷中的无功电流来调节光伏逆变器提供的无功功率，从理论和实验上证明了光伏逆变器能够动态提供无功功率。文献[19]针对中等规模光伏电站，基于光伏逆变器的剩余容量建立了集成电压谐波、电压暂降治理和无功补偿等功能的光伏电站并网仿真模型，并进行了仿真验证。文献[20]对利用逆变器的剩余容量进行电能质量综合治理所需的逆变器拓扑结构进行了综述。上述文献的着眼点都在于动态补偿无功功率，使分布式发电和本地负荷这个联合体的功率因数满足电网要求。

文献[21]提出了无功功率补偿装置SVC/SVG与光伏并网发电相结合的光伏并网逆变器控制方案，使光伏并网发电系统在向电网提供有功功率的同时向电网提供无功功率。它将无功的动态调节限定由SVC/SVG完成，而并网光伏逆变器仍工作在MPPT和定无功功率状态，只是无功功率的设定值可由AVC指令进行调度设定。文献[21]很好地展示了利用逆变器剩余容量协调配合其他无功电压调节手段的现实需求与可能，但该方案由于使用了SVC/SVG，配置高，设备投资费用高，从而影响方案的经济性，并且该方案虽然利用了并网逆变器调节无功，但这种调节是根据调度命令执行的，本质上并未利用逆变器动态调节无功的能力。

实际上从电力系统运行的角度看，补偿无功并不是目的，只是手段，无功补偿的最终目的是为了保证供电电压合格。考虑到分布式电源并网点电压对共馈线负荷或共馈线其他分布式电源节点电压的影响，更应重视改善并网点的电压调节[22]，即将动态调节无功的目标放在改善电压质量而不是满足功率因素要求上，因为当馈线上有分布式电源时，功率因数要求和电压合格率要求往往是不能兼顾的[23]。

考虑到理论和实践都已证明逆变器不但可以调节无功功率，而且可以像SVG一样动态调节无功功率，本文将逆变器与技术上更简单、经济上更具优势的成组投切的电容器、电抗器配合，即：用逆变器剩余容量动态调节无功，并配置成组投切的电容器、电抗器降低整个装置的经济投入，使逆变器控制器既能动态调节其自身发出或吸收的无功功率，又能协调控制成组电容器、电抗器的投切，从而让逆变器和成组投切的电容器、电抗器发挥各自的优势，共同完成调整并网点电压的目的。传统的馈线上没有分布式电源，负荷点距电源点越远，其电压越低，故无功补偿一般只考虑装设成组投切的电容器，不考虑装设成组投切的电抗器；但馈线上如果有分布式电源，当分布式电源出力较大叠加负荷低谷时，并网点电压有可能过高[24-25]，影响馈线供电电压合格率，所以本文还考虑了配置成组投切的电抗器。

本文设计了一种利用并网逆变器剩余容量与成组投切电容器组、成组投切电抗器组相结合的无功补偿协调控制系统，使并网逆变器进行无功功率的动态精补偿，使电容器组、电抗器组进行无功功率的动态粗补偿；并对并网逆变器采用PV控制，从而保证逆变器端口输出电压相对恒定；同时在极端条件下，调低或调高PV控制的电压设定值，从而解放并网逆变器的自身容量，以足够的闲置无功能力应对配网电压随机波动。该协调控制系统具有控制并网点电压、动态补偿配网无功需求的能力。在Matlab/Simulink平台上进行仿真实验，其结果证明了该系统协调控制方法的有效性。

1 系统配置原则及协调控制策略

本文设计的控制系统协调控制并网逆变器、成组投切电容器组、成组投切电抗器组，以维持并网点电压在预设范围内为目标，动态补偿配电线路中的无功需求，其一次设备构成见图1。

图1 基于逆变器的无功补偿一次系统架构Fig.1 Framework for primary system of dynamic var compensation

下面说明逆变器容量、电容器组容量、电抗器组容量配置的一般原则和对其进行协调控制的策略。

1.1 分布式电源并网点调压范围的设定

我国对不同电压等级的供电点的电压偏差作了明确的限值规定[26]。

为了保证如表1所示的电压幅值质量，我国采用无功功率就地补偿的原则，具体为对用户规定了功率因数标准，对一定容量以上的用户，根据月平均功率因数是否达标调整其电度费率。这一措施可以理解为用户通过调整其功率因素，配合电网实现对用户的优质供电（即达表1标准）。

表1 各电压等级允许的电压偏差Tab.1 Voltage deviation standard in China

假设某配电线路上共n个节点，在h点接入一个微源，设由于该微源的接入，在0到h之间的某一个节点m产生功率分点[27]，此时潮流具体功率流动方向及其加入DG（设其只发有功，不调无功）前后的电压对比如图2所示。

图2 分布式电源对馈线电压分布的影响Fig.2 Impacts of DG on distributed system voltage profile

图2中，实线为未接入DG时某一负载水平下的线路电压分布图；2条虚线为接入DG后线路电压分布图，分别展示了2种极端情况下的电压分布。当系统处于轻载状态且并网逆变器满发时，h点的电压可能过高，其他节点的电压也被动抬高，可能引起电压越上限；当系统处于重载状态且分布式电源由于自然资源的限制无电可发时，某些节点的电压可能过低甚至低于下限值。

尽管《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范（修订版）的通知》明确指出：“分布式电源接入后，其与公共电网连接（如用户进线开关）处的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、间谐波等电能质量指标应满足GB/T 12325、GB/T 12326、GB/T 14549、GB/T 15543、GB/T 24337等电能质量国家标准要求。”即分布式电源的接入点的电压偏差需且只需满足表1要求。但考虑到分布式电源不再是个纯粹的负荷用户，在某些情况下它也可能向电网卖电，所以按照一般的负荷用户要求其达到表1所示的电压偏差标准，将可能对同一馈线上其他用户或其他分布式电源造成不利影响。

设系统电源点电压是满足表1要求的，由图2可知，当分布式电源在线路末端时，即h点与n点合二为一时，只要系统电源点电压和分布式电源电压在两种极端情况（轻载满发、重载不发）下都满足表1要求，配线上其他点也必满足表1要求，此时各设备容量配置的目标设为分布式电源并网点电压满足表1要求即可，此时分布式电源按标准接入是有利于改善配线上其他负荷点电压偏差质量的。

当分布式电源未接在线路末端，但其后（h点至n点）再无其他分布式电源接入，馈线轻载、分布式电源满发时，只要并网点电压不越上限，则整条配线电压也不会越上限。但馈线重载、分布式电源不发时，如果h点的无功按保证表1所示的电压下限配置，将不利于保证位于h点后的负荷点的电压满足表1要求。虽然如此，h点分布式电源按表1标准接入，并没有恶化整条配线上负荷点的电压幅值质量，即使是h点后的负荷点电压越下限，也是这条馈线在未接入分布式电源时就遗留下来的问题。

当分布式电源未接在线路的末端，且其后（h点至n点）还有其他分布式电源接入，馈线轻载、分布式电源满发时，如果h点电压仍按表1上限设置，可能会导致h点后的负荷点电压越上限，或者是增加h点后的分布式电源所需配置的无功补偿设备容量；馈线重载、分布式电源不发时，如果h点的无功按保证表1所示的电压下限配，对保证h点后的负荷点的电压满足表1要求，也未提供实质性的帮助。

综合上述3种情况，特别是后2种情况，对分布式电源如果只是要求其满足表1要求，是和其售电方身份不相匹配的。作为售电方，分布式电源运营者或许应承担更多调压责任，至少做到不因其接入，导致同一馈线上其他分布式电源的电压偏差超标或配置更多的无功容量。所以从电网友好及对同一馈线上其他分布式电源友好的角度出发，分布式电源可以主动承担更多的调压责任，配置比满足表1要求更多的无功补偿容量，将其自身的电压偏差范围控制在比表1所示更小的区间内。德国VDE-AR-4105标准就规定中压并网微源系统引起的PCC电压升高不宜超过2%[22]。本文设定并网点电压偏差为±2%，并以此配置图1中的逆变器容量裕度、成组投切的电容器总容量、成组投切的电抗器总容量。

1.2 逆变器容量裕度设置

一般逆变器容量不小于其接入的分布式电源的容量，这里考虑到其在有功满载的情况下，还要承担无功的动态调节任务，故设置一定的逆变器容量裕度。例如，500 kWp（1 kWp表示光照强度流足的情况下，1 h发电1 kW·h）的光伏电池板，设置其逆变器容量为600 kW，这里增加的100 kW，即为其容量裕度。实际上虽然还没有标准规定要这样配置，但在我国的光伏接入工程实践中已比较普遍采用这种做法。

1.3 成组投切的电容器总容量配置

采用“重载不发”即馈线重载、并网逆变器不向系统输送有功功率的情况下，使并网点电压不比额定电压低2%，配置成组投切的电容器总容量。

1.4 成组投切的电抗器总容量配置

采用在“轻载满发”即馈线轻载、分布式电源全出力且并网逆变器以100%的功率因数向系统输送电能的情况下，使并网点电压不比供电额定电压高2%，配置成组投切的电抗器总容量。

1.5 电容器组、电抗器组的档数设置

每档电抗器、电容器的容量相等，该容量由具体案例中的网络接线情况进行计算，原则上每档的投退引起的电压变化不应超过之前设定的并网点调压范围的50%。如前设定±2%，则每档投退引起的电压变化范围不应超过额定电压的2%。同时每档容量还需与逆变器容量裕度配合，与逆变器的容量裕度尽量接近。如此投切一组电容器/电抗器，即可释放逆变器的闲置无功能力用于动态调节，也不至于由于投切一组过大的电容器/电抗器导致动态调节的无功反转而用掉逆变器的反向闲置无功能力，发生成组设备的过补偿，使剩余容量没有真正释放。

由配置的电容器/电抗器总容量除以每档容量取较大的整数，决定电容器/电抗器的投切档数，并以此档数修正配置的电容器/电抗器总容量。

1.6 逆变器的闲置无功能力和成组投切的电容器电抗器协调控制策略

逆变器的剩余容量是指某时刻逆变器转换一定数额的有功功率后可以用来发出或吸收无功功率的那部分容量：

式中：Qleft为逆变器的剩余容量；S为逆变器额定容量；P为逆变器输出的有功功率。

逆变器的闲置无功能力是指某时刻逆变器还未被使用的容量：

式中，Qidle为逆变器的闲置无功能力，且设其与已经使用的剩余容量Q符号相同，值为正表示发出无功，为负表示吸收无功。

为了协调利用逆变器剩余容量和成组投切的电容器/电抗器，设置逆变器闲置无功能力警戒值Qw，可设为逆变器在有功满发下剩余容量的50%。

当逆变器有剩余容量时，其输出的无功功率的性质和大小都是可以随时连续调节的，而电容器/电抗器只可分级成组投切，所以当出现无功需求变化时，由逆变器的控制电路按PV控制（定有功、定电压控制）自动利用逆变器闲置无功能力发出或吸收无功，动态满足新的无功需求；同时逆变器控制器的测量回路不断监测逆变器的输出电流，以确定逆变器的已用容量，并确定其闲置无功能力是否已到警戒线内，如果是，则按需要投切一组电容器/电抗器，以释放足够的逆变器剩余容量，用于动态调节。

如果无功补偿设备已到能力极限（即已切除全部的电容器组且投入全部的电抗器组，或已切除全部的电抗器组且投入全部的电容器组，并且逆变器闲置无功能力低于警戒线），则针对前者（一般发生在负荷较轻且分布式电源出力较大时），调高逆变器PV控制的电压设定值，调高幅度一般不超过并网点额定电压的2%，以释放逆变器闲置无功能力；针对后者（一般出现在负荷较重，且分布式电源出力较少时），调低PV控制的电压设定值，调低幅度一般在并网点额定电压的-2%以内。

如果已调无可调，则说明电容器/电抗器总容量配置不够，应适时增加新的电容器/电抗器，并纳入逆变器剩余容量的统一协调控制来解决这个问题。一般在设备运行的初期不会出现这个现象，因为按本文方案已根据预期的近期馈线沿途负荷和分布式电源状况，配置了足够的电容器组、电抗器组。但随着配线负荷和配线上其他分布式电源情况的未来超期变化，可能会出现这种现象。具体的策略描述见图3。

图3 协调控制系统策略图Fig.3 Coordinated control strategy

逆变器采用PV控制，根据配网的负荷变化自动利用逆变器闲置无功能力发出或吸收无功功率，以满足新的无功需求。同时逆变器发出或吸收的无功功率还可作为依据，协调投切电容器或电抗器。

当逆变器发出的无功功率超警戒值时，说明此时发出动态无功的能力不足，首先考虑切除电抗器组，如无可切，再考虑投入电容器组，以此释放逆变器发出动态无功的能力；当逆变器吸收的无功功率超警戒值时，说明此时吸收动态无功的能力不足，首先考虑切除电容器组，如无可切，再考虑投入电抗器组，以此释放逆变器吸收动态无功的能力。

如果逆变器发出或吸收的无功功率超警戒值，且电抗器组已切无可切、电容器组已投无可投或逆变器吸收的无功功率超警戒值，且电容已切无可切、电抗器已投无可投，则说明带有电容/电抗器组的逆变器已无能力维持其PV控制设定的电压值，应在额定电压的数量范围内顺势调低或调高该电压设定值。

如果此时该电压设定值已到最低或最高限，且逆变器已无闲置容量，同时电抗器组、电容器组已切无可切，并投无可投，则说明电抗器组、电容器组总容量配置不够，此时逆变器的PV控制不再能维持其电压为设定值，当闲置无功能力是用来发出无功功率时，受控电压实际值将低于设定电压值；当闲置无功能力是用来吸收无功功率时，受控电压实际值将高于设定电压值。这种情况就像SVG容量配置不足遇到的情况一样，在配网中时有所见。为了避免出现这种情况，此时可考虑配置更多的电抗器组或电容器组，并将新增的电抗器组或电容器组纳入该装置的统一控制逻辑中，但在新的电抗器组或电容器组未到位前，只能让受控点超出±2%范围运行，好在标准规定的电压偏差（表1）远大于本文设定的电压波动范围。

2 系统策略实现

根据并网逆变器实际容量及所配置的无功补偿设备，按图4所示的电气连接和控制回路建立无功补偿协调控制系统。该系统由微源（用恒压直流源模拟代替）、并网逆变器、变压器、分组投切电容器组、分组投切电抗器组、配电网构成。

图4所示系统，并网逆变器采用PV控制，输出定量的有功功率，能按图3逻辑在逆变器、电抗器组、电容器组间灵活分配无功功率，从而针对有能力影响后续节点电压的并网点电压（接入变压器的高压侧电压），令其值保持在一定的范围内。

图4 电气连接和控制回路图Fig.4 Electrical connection and control loop

2.1 逆变器控制环节

设在三相对称电压下，d轴与并网点电压矢量重合，即uq＝0，则有功功率和无功功率的计算公式分别为

本文逆变器采用PV控制，该控制有2个设定值，分别为有功功率Pref和电压Uref[28-29]。

PV控制的原理如图5所示。系统检测并网点的电流和电压值，经dq变换后，得到d轴电流id、d轴电压ud、q轴电流iq、q轴电压uq。

图5 逆变器PV控制原理图Fig.5 PV Control of Converter

由有功功率设定值Pref，根据式（3），可算出d轴分量电流参考值idref。

同样的，由设定的电压参考值Uref与实际电压值比较后通过PI控制器控制输出q轴分量电流参考值iqref。

由于d轴和q轴变量之间存在耦合，d轴的电感电流会对q轴输出电压产生影响，q轴电感电流会对d轴输出电压产生影响[23]，故将d轴电流和q轴电流与ω、电感L相乘，实现电流前馈解耦；同时加入电压前馈补偿[30]。并将电流内环控制中idref、iqref与实际电流值id、iq比较后的值同电流前馈解耦、电压前馈补偿相结合，得到逆变器交流侧d、q轴的电压参考值udref、uqref。

该二值再经过dq反变换，产生调制信号，将调制信号送入SVPWM脉冲触发器产生一系列脉冲，对逆变桥上的电力电子器件开通和关断控制，最后通过L滤波器滤波，输出三相对称相电压和电流。

2.2 无功补偿设备控制环节

无功补偿设备控制环节包括5个模块，分别为：数据监测模块、数据处理模块、决策判断模块、命令执行模块及延时模块，如图6所示。

图6 无功补偿设备控制实现图Fig.6 Control realization of reactive-load compensation equipment

图6中，数据监测模块负责数据的跟踪采集，主要包括逆变器输出的电压Uout与电流Iout、各组电容器和电抗器上流过的电流值。

数据处理模块负责将Uout和Iout经过dq变换后，通过功率计算环节（式（3）、式（4））得到逆变器输出的有功功率P、无功功率即已使用的剩余容量Q，从而计算得到逆变器的闲置无功能力（式（2））。

决策判断模块分为2个部分：动作对象确定与投切信号管理。动作对象确定部分首先将逆变器闲置无功能力与警戒值作比较，确定是否需要动作电容器/电抗器，若是，则由Q的符号（正号代表输出无功功率，负号代表吸收无功功率）根据图3确定动作对象（电容器/电抗器）。信号管理部分负责输出动作信号，令输出1为投入指令，输出0为切出指令；若需调整PV控制的电压设定值，则直接由命令执行模块实现。

命令执行模块分为2个部分：投切顺序与环境判断。投切顺序部分负责按照“循环队列”的原则投切动作对象，即只能从前端（front）切出，从尾端（rear）投入。如图7所示，假设当前2至4号设备投运，若要投运新设备，从5号开始依次投入；若要切出设备，从2号开始依次切出。环境判断部分负责保证电容器/电抗器在Uout为零时投入，在Iout为零时切出，即保证无功补偿设备“过零投切”，减少冲击电流。

图7 循环队列示意图Fig.7 Schematic diagram of cycle queue

延时模块负责防止由于决策判断过快而导致的误操作。鉴于从系统发出投切指令，至无功补偿设备投切完成，中间还有“过零投切”环节，即存在时间差。因此为防止出现前一个投切指令未完成，决策判断模块已下发投切下一个无功补偿设备的情况，本文加入延时模块，确保在命令执行后才继续下发下一个投切信号。该模块通过检测无功补偿设备每相上流过的电流值实现：投运时，无功补偿设备上流过的电流将呈正弦波变化；退出时，该值为零。若前一个命令为投入无功补偿设备，则当该设备的检测电流发生正弦变化后才允许发下一个投切信号；若前一个命令为切除无功补偿设备，则当该设备的检测电流归零后才允许发下一个投切信号。

3 算例验证

选用IEEE33节点配电网（见图8），在节点10处接入分布式电源。重载时，配网负载为5.5+j3.6 MW；轻载时，配网负载为3.36+j2 MW。各节点线路阻抗和节点负荷值详见附录。

图8 IEEE33节点配电网Fig.8 IEEE33 node bus system

3.1 仿真配置

一次系统配置结果如表2所示。表2根据第1.2至第1.6节介绍，通过仿真而得出，因篇幅有限，故不再赘述。

表2 一次系统配置结果Tab.2 Configuration parameter of first order system

由于逆变器容量比分布式电源容量多配了40 kW，这部分如不用来转换有功而用来发出/吸收无功功率，由式1可知其对应数值为126 kV·A。

为了验证本文提出的无功补偿协调控制系统的可行性与正确性，在Matlab/Simulink搭建图8所示的配电网，在节点10接入配有成组投切电容器/电抗器的分布式电源及其控制器模型进行仿真计算，分布式电源PV控制的电压受控点为接入变压器的高压侧，即节点10的电压。

3.2 仿真分析

仿真初始状态：成组投切电容器与电抗器皆为空闲状态，供电点电压为10 kV，整条馈线总负载为4.2+j2.5 MW。设随着时间变化，通过逆变器接网的分布式电源的有功出力先缓慢减小后缓慢增大（趋势见图9），同时配电网负载先缓慢增大后缓慢减小（趋势见图10），如果分布式电源没有无功调节能力且该处也无其他无功调节手段，此时并网点电压也将对应经历先缓慢降低后缓慢抬升的过程（见图11），而且并网点电压未能控制在±2%范围内，甚至也未能在±7%范围内。而通过本文设计的逆变器/电容组/电抗器组联合控制器，整个装置先发出无功功率，当负载功率和微源出力发生逆转后吸收无功功率，成功将并网点电压控制在了±2%的范围内，仿真结果如图12至图16所示。由于要集中仿真展示典型场景下的控制效果，所以“上述”所说的缓慢只是相对于突变而言，“缓慢”变化对应的短时变化幅度还是很大的。

图9 微源有功输出变化Fig.9 Active power output variation from DG

图10 馈线负载变化Fig.10 Load variation for the feeder

由图15、16知，在0.09 s前，逆变器保持PV控制状态，且并网点电压等于其设定值，逆变器闲置无功能力（发无功的能力）Qidle随微源有功出力减小及馈线负载增大，有减小的趋势，从0.046 7 s开始因为闲置无功能力低于警戒值而投入一组电容器组，其后又由于闲置无功能力持续低于警戒值，接连于0.056 6 s、0.066 7 s和0.076 7 s时投入电容器组，闲置无功能力因此从0.066 7 s开始回升，但仍低于警戒值（见图12、13）。至0.076 7 s时已投入全部配置的电容器组，且电抗器组都在空闲状态，此时并网点电压幅值为14.14 kV（对应有效值为10 kV）。此后由于微源有功输出仍在减小、配网负载仍在增加，闲置无功能力Qidle仍低于警戒值，为释放逆变器的剩余容量、提升其闲置无功能力，联合控制系统自动在0.083 3 s降低一档逆变器的电压设定值，降低幅度为2%，逆变器的闲置无功能力因此得到明显提升，代价是并网点电压幅值降为13.86 kV（对应有效值为9.8 kV），但该值仍在本文设定的电压变化±2%内。

图11 并网逆变器仅输出有功时并网点电压有效值Fig.11Voltageof controlled point（PCC）with unified power factor of converter

图12 逆变器闲置无功能力与警戒线Fig.12 QidleandQw

0.09 s时，微源有功输出和馈线负载的变化趋势发生逆转，微源有功输出开始增大，配网负载开始减小，在PV控制的作用下，逆变器减小无功输出，在0.15 s逆变器输出的无功功率由感性变为容性，即逆变器开始吸收无功功率（见图12）。

随着微源有功输出继续增大，配网负载继续减小，逆变器的闲置无功能力Qidle（吸收无功的能力）再次低于警戒值时，系统先分别在0.177 7 s、0.187 8 s、0.197 8 s和0.207 8 s切除4组电容器组，后在0.216 7 s、0.226 6 s及0.236 7 s投入3组电抗器（见图13、图14）。即至0.2367s，联合控制器已发令切除全部前期投入的电容器，并投入全部配置的电抗器组，但Qidle仍在警戒范围内，因此在0.244 6 s时联合控制器调高（2%）一档逆变器的电压设定值，以有效释放逆变器的闲置无功能力（见图12），并网点电压幅值由13.86 kV恢复为14.14 kV（对应有效值分别为9.8kV、10kV，见图15、16）。

图13 各组电容器的投切状态Fig.13 States of capacitors

图14 各组电抗器的投切状态Fig.14 Sates of reactors

图15 受控点（并网点）电压幅值Fig.15Voltage amplitude of controlled point（PCC）

图16 受控点（并网点）电压幅值波形Fig.16 Voltage amplitude wave of controlled point（PCC）

综上所述，所设计的联合控制器能够根据并网点调压需要，以逆变器闲置无功能力为风向标自动投切电容器/电抗器组，对无功功率进行自动调节，将并网点电压控制在额定电压的±2%范围内（见图15、图16），且并网逆变器还保有一定的无功闲置能力进行无功的动态调节。

4 结论

本文分析了分布式电源接入配网的电压分布情况，认为并网点的电压偏差应小于现行国家标准，否则不利于所在馈线电压的合理分布，也将增加同一馈线上其他分布式电源的调压负担。同时，针对分布式电源并网带来的电压问题，设计了一种结合逆变器闲置无功能力与成组投切电容器、电抗器进行无功电压协调控制的方法。本文方法可充分利用逆变器的闲置无功能力来调节无功，配合成组投切电容器及电抗器，可保障逆变器预留一定的无功调节能力用于无功的动态调节，同时并网点电压仍在设定的范围内，稳定电压，节约无功补偿装置成本。Matlab/Simulink的仿真实验，表明该方法达到了设计目标。

[1]王成山，郑海峰，谢莹华，等.计及分布式发电的配电系统随机潮流计算[J].电力系统自动化，2005，29（24）：39-44.WANG Chengshan，ZHENG Haifeng，XIE Yinghua，et al.Probabilistic power flow containing distributed generation in distribution system[J].Automation of Electric Power Systems，2005，29（24）：39-44（in Chinese）.

[2]梁才浩，段献忠.分布式发电及其对电力系统的影响[J].电力系统自动化，2001，25（12）：53-56.LIANG Caihao，DUAN Xianzhong.Distributed generationand its impact on power system[J].Automation of Electric Power Systems，2001 ，25（12）：53-56（in Chinese）.

[3]BOUZID A M，GUERRERO J M，CHERITI A，et al.A survey on control of electric power distributed generation systems for microgrid applications[J].Renewable and Sustainable Energy Review，2015，44：751-766.

[4]刘伟，彭冬，卜广全，等.光伏发电接入智能配电网后的系统问题综述[J].电网技术，2009，33（19）：16.LIU Wei，PENG Dong，BU Guangquan，et al.A survey on system problems in smart distribution network with grid-connected photovoltaic generation[J].Power System Technology，2009，33（19）：16（in Chinese）.

[5] 王成山，王守相.分布式发电供能系统若干问题研究[J]. 电力系统自动化，2008，32（20）：14-31.WANG Chengshan，WANG Shouxiang.Study on some key problems related to distributed generation systems[J].Automation of Electric Power Systems，2008，32（20）：14-31（in Chinese）.

[6]周林，曾意，郭珂，等.具有电能质量调节功能的光伏并网系统研究进展[J].电力系统保护与控制，2012（9）：137-145.ZHOU Lin，ZENG Yi，GUO Ke，et al.Development of photovoltaic grid-connected system with power quality regulatory function[J].Power System Protection and Control，2012（9）：137-145（in Chinese）.

[7]DEMIROK E，SERA D，TEODORESCU R，et al.Clustered PV inverters in LV networks-an overview of impacts and comparison of voltage control strategies[C]//Electrical Power&Energy Conference（EPEC），Marriott Chateau Champlain Montreal，QC，Canada，2009：1-6.

[8]易桂平，胡仁杰.分布式电源接入电网的电能质量问题研究综述[J].电网与清洁能源，2015（1）：38-46.YI Guiping，HU Renjie.Survey on the power quality question resultant from connection of distributed power generation to the grid[J].Power System and Clean Energy，2015（1）：38-46（in Chinese）.

[9]刘健，张志华，黄炜，等.分布式电源接入对配电网故障定位及电压质量的影响分析[J].电力建设，2015（1）：115-121.LIU Jian，ZHANG Zhihua，Huang Wei，et al.Influence of distributed generation on fault location and voltage quality of distribution network[J].Electric Power Construction，2015（1）：115-121（in Chinese）.

[10]BAKHSHIDEHZAD B，HASANVAND H，LOBRY J，et al.Optimal reactive power control of DGs for voltage regulation of MV distribution systems using sensitivity analysis methodandPSOalgorithm[J].InternationalJournalofElectric Power&Energy Systems，2015，68：52-60.

[11]钟庆，张尧，芮冬阳，等.配电网自动无功补偿装置研制[J].电力自动化设备，2007（2）：71-74.ZHONG Qing，ZHANG Yao，RUI Dongyang，et al.Automatic reactive power compensator in distribution system[J].Electric Power Automation Equipment，2007 （2）：71-74（in Chinese）.

[12]RAHMANI-ANDEBILI M.Simultaneous placement of DG and capacitor in distribution network[J].Electric Power Systems Research，2016，131：1-10.

[13]SAMET H.Evaluation of digital metering methods used in protection and reactive power compensation of micro-grids[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews，2016（6）：260-279.

[14]石进辉，郑伟，拜润卿，等.联合动态无功补偿系统在风电场中的应用研究[J].电网与清洁能源，2013（5）：97-101.SHI Jinhui，ZHENG Wei，BAI Runqing，et al.Application of the combined dynamic reactive power compensation system in wind farms[J].Power System and Clean Energy，2013（5）：97-101（in Chinese）.

[15]魏承志，涂春鸣，罗安，等.大容量混合无功补偿装置协调控制的研究[J].电力电子技术，2010（6）：85-87.WEI Chengzhi， TU Chunming， LUO An， et al.The research of coordination control strategy in large-capacity hybrid reactive power compensation device[J].Power Electronics，2010（6）：85-87（in Chinese）.

[16]岳平，董建新，吕春美，等.新型10 kV并联电容器智能投切装置的研究与实践[J].华东电力，2012（11）：2020-2024.YUE Ping， DONG Jianxin， LÜ Chunmei， etal.Innovation research and practice of a new rated voltage 10kV intelligent switch device for parallel compensation capacitor[J].East China Electric Power，2012（11）：2020-2024（in Chinese）.

[17]徐惠勇.无功功率补偿中SVG技术的研究现状与发展[J].应用能源技术，2012（2）：31-33.XU Huiyong.Reactive power compensation in SVG technology research present situation and the development[J].Applied Energy Technology，2012（2）：31-33（in Chinese）.

[18]汪海宁，苏建徽，张国荣，等.光伏并网发电及无功补偿的统一控制[J].电工技术学报，2005（9）：114-118.WANG Harning，SU Jianhui，ZHANG Guorong，et al.U-nitive control of PV grid connected generation and reactive compensation[J].Transactions of China ElectrotechnicalSociety，2005（9）：114-118（in Chinese）.

[19]黄冬冬，吴在军，窦晓波，等.光伏规模化并网的电能质量复合控制策略研究[J].电力系统保护与控制，2015（3）：107-112.HUANG Dongdong，WU Zaijun，DOU Xiaobo，et al.A power quality composite control strategy based on largescale grid-connected photovoltaic power generation[J].Power System Protection and Control，2015（3）：107-112（in Chinese）.

[20]曾正，杨欢，赵荣祥，等.多功能并网逆变器研究综述[J].电力自动化设备，2012（8）：5-15.ZENG Zheng，YANG Huan，ZHAO Rongxiang，et al.Overview of multi-functional grid-connected inverters[J].Electric Power Automation Equipment，2012 （8）：5-15（in Chinese）.

[21]潘琪，徐洋，谢夏寅，等.基于无功源的分布式光伏电站无功补偿协调控制系统及方法[J].电测与仪表，2015（3）：101-106，116.PAN Qi，XU Yang，XIE Xiayin，et al.Coordination control system and method for reactive compensation of the dis-tributed PV power station based on reactive power source[J].Electric Measurement&Instrumentation，2015（3）：101-106，116（in Chinese）.

[22]VDE：Generators connected to the low-voltage distribution network[S/OL].[2011-08].http：//www.vde-verlag.de/standards/0105029/vde-ar-n-4105-anwendungsregel-2011-08-html.

[23]孙静.并网逆变器微源控制策略研究[D].上海：上海电力学院，2015.

[24]ELTAWIL M A，ZHAO Zhengming.Grid-connected photovoltaic power systems：technical and potential problemsa review[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews，2010，14（1）：112-129.

[25]MASTERS C L.Voltagerise：thebigissuewhen connecting embedded generate on to long 11 kV overhead lines[J].Power Engineering Journal，2002，16（1）：5-12.

[26]全国电压电流等级和频率标准化技术委员会.电能质量供电电压允许偏差：GB/T 12325-2008[S].北京：中国标准出版社，2008.

[27]李根富，吕林.一种基于图示求解的分布式发电优化配置方法[J].继电器，2006，34（24）：33-36.LI Genfu，LÜ Lin.A figure-based method of optimal placement of DG[J].Relay，2006，34（24）：33-36（in Chinese）.

[28]ROCABERT J，LUNA A，BLAABJERG F，et al.Control of power converters in AC microgrids[J].IEEE Transactions on Power Electronics，2012，27（11）：4734-4749.

[29]黄欣科，王环，王一波，等.光伏发电系统并网点电压升高调整原理及策略[J].电力系统自动化，2014（3）：112-117.HUANG Xinke，WANG Huan，WANG Yibo，et al.Principle and strategies of voltage rise regulation for grid-connected photovoltaic generation system at point of common coupling[J].Automation of Electric Power Sys-tems，2014(3）：112-117(in Chinese）.

[30]孙瑾.含分布式电源和储能装置的微电网控制技术研究[D].济南：山东大学，2012.

（编辑 冯露）

附录

Coordinated Control of Var Compensation Based on Grid-Connected Converter

XU Lina1，CAO Wei1，HOU Yawen1，SUN Jing2
（1.Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200090，China；2.State Grid Shanghai Fengxian Electric Power Supply Company，Shanghai 201499，China）

The connection of distributed generation（DG）with the main grid requires higher standard for acceptable distribution voltage profile.Firstly,the feature of distribution voltage profile with DG is analyzed to reveal that the voltage regulation of the PCC should be stricter than the existing national standards so as to reduce the adverse impacts of DG on the other DGs and electricity consumers of the same feeder.Secondly，a voltage control strategy of PCC is developed,using PV control on inverter and the idle var capability limitation to coordinate the switching of the capacitor banks and reactor banks to keep the voltage of the grid-connected point within the preset tolerance.A coordinated control system which applies the strategy is designed and simulated on the Matlab/Simulink platform.The simulation results show that the system can achieve the targets of keeping the PCC voltage within the preset tolerance of±2%by coordinating among the grid-connected converter，capacitor banks and reactor banks.

grid-connected inverter； surplus capacity；voltage control； reactive power compensation； coordinated control；PV control；idle reactive capability

表1 IEEE33各支路阻抗和节点负荷值Tab.1 IEEE 33 node branch impedance and nodal load

2015-10-31。

徐莉娜（1992—），女，硕士研究生，主要研究方向为电力系统分析与控制；

曹 炜（1963—），女，硕士，副教授，主要研究方向为电力系统分析与控制等；

侯亚文（1990—），男，硕士研究生，主要研究方向为电力系统分析与控制；

孙 静（1989—），女，硕士，主要研究方向为电力系统分析与控制。

1674-3814（2017）05-0092-12

TM761

A

863计划智能电网关键技术研发（2011AA05A106）。

Project Supported by the Key Technologies of Smart Grid for the 863 Program of China（2011AA05A106）.