考虑AVC的含分布式光伏园区配电网无功电压控制仿真

周金辉，骆宗义，王子凌，马振宇，张 岩

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江 金华 321017；3.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

为支撑光伏顺利接入电网，国家电网有限公司公开承诺“支持、欢迎、服务”分布式光伏发电发展，并积极开展相关问题的研究。为保证安全消纳光伏发电，开展配电网适应高密度光伏并网的规划评估研究，保障地区电网的安全稳定和经济运行，具有十分重要的意义。

目前，大量分布式光伏发电系统并网后带来的突出问题之一是电压越限，即当光伏发电功率较大或者负荷较低时，光伏并网点或公共连接点电压可能超出安全运行要求，这已成为该领域研究人员的共识[1-3]。为此，积极开展了电压调节控制策略研究，美国能源部、美国国家可再生能源实验室在高渗透率光伏方面的成果尤为显著[4-5]。此外，文献[6-7]研究了高渗透分布式光伏并网后配电网馈线级电压调节策略；文献[8-9]从理论上分析了分布式光伏发电对配电网电压的影响，进而提出了电压越限的解决方案（包括逆变器电压控制、安装储能设备等）；文献[10]设计了光伏电源接入配电网的数值模拟系统，可实现对配电网电压影响的逐时模拟；文献[11-13]提出了光伏发电参与配电网电压调节的思路。文献[14-15]提出了的含分布式光伏配电网有功功率-无功功率协调控制方法。上述研究虽然取得了一定的成果，但其不足之处在于：一、仅针对某条馈线进行电压控制策略研究；二、仅从某个时间断面进行理论或仿真分析，无法获取到整个系统连续的运行信息；三、未针对光伏逆变器电压调节控制策略进行系统的比较分析。

为此，本文结合工程案例，根据实际电网数据，针对某园区的110 kV变电站级区域电网进行完整地精细建模，模型中计及了AVC（自动电压控制）控制系统、太阳辐照度的波动特性，建立了全天每5 min的系统级仿真模型，并基于OpenDSS仿真平台建立了光伏逆变器典型电压控制策略模型。最终通过仿真分析，给出了最佳的光伏逆变器电压控制策略。

1 仿真平台

OpenDSS软件是一个开源的电力系统配电网仿真计算软件，可处理各类复杂网状或计算任意数量节点系统，以及不对称或多相的配电网。该软件适用于大多数的配电网规划分析。分析求解是基于相频域，结果主要是以相量的形式给出，适用于潮流分析、谐波潮流分析、动态分析等。

传统配电网评估软件主要用于研究峰荷运方下的电网运行特性，OpenDSS结合了时间和空间优势，可考虑各种分布式电源的位置特性与出力时变特性，尤其适合大量高密度分布式可再生能源接入系统的规划评估分析，因此本文的研究采用OpenDSS软件作为基础仿真平台。

2 仿真场景

含分布式光伏配电网的运行场景可能出现如下情况：一、太阳辐照度在短时间内可能发生剧烈波动，如云暂态或多云天气等；二、电网电压调控措施如主变压器（以下简称“主变”）分接头调整或电容器组的投切；三、光伏并网后对园区电网的最大影响主要是光伏发电功率最大或者光伏倒送功率最大两个全年关键时间断面，因此有效的电压控制策略应能经受上述运行场景的考验，满足电网运行的电压安全约束。

综合上述因素，考虑光伏接入后的极端运行场景，进行电网全天分钟级电压控制策略的仿真分析，重点评估在现有AVC系统下光伏逆变器各控制策略的有效性，及其对配网线损的影响。

需要说明：根据当地太阳辐照度历史数据提取全年中太阳辐照度全天分钟级波动量最大的前3个模式，以考虑不同日辐照度变化情况的影响；由此确定的太阳辐照度日变化模式作为研究的仿真场景。

3 电压控制策略

3.1 配电网AVC系统

AVC作为电网无功电压优化系统，可以实现配电网无功补偿设备合理投入和无功分层就地平衡与电压稳定。本文研究案例中，110 kV AVC子站系统中相关的控制策略如下：控制目标的优先级为主变低压侧母线电压，优化控制范围为1.01~1.06 p.u.，即当低压侧母线电压标幺值小于1.01 p.u.时，主变分接头档位将上调；当低压侧母线电压标幺值大于（等于）1.06 p.u.时，主变分接头档位将下调。 当主变正向（从高压侧向低压侧）传输无功功率大于设定上限时，电容器组将投入；当主变反向（从低压侧向高压侧）传输无功功率（即无功倒送）大于设定上限时，电容器将退出。在园区电网OpenDSS基础网架仿真模型上，搭建了主变分接头自动调整和电容器组自动投切的控制仿真模型，并结合历史运行数据，进行AVC控制模型的仿真校核，验证模型的有效性，为后续仿真研究的准确性提供了必要地保证。

3.2 光伏逆变器控制策略

目前，光伏逆变器主要有3种无功控制策略，一、恒功率因数控制；二、变功率因数控制，即根据光伏发电功率确定合适的功率因数；三、电压无功控制或动态电压自适应控制，根据设定的光伏并网点或公共连接点电压约束，自动调节光伏逆变器的无功功率。需要指出：常规光伏逆变器多数采用单位功率因数（即1.0），以MPPT（最大功率点跟踪）模式运行，不进行无功调节。

根据上述控制策略，当光伏发电功率较大时，若光伏并网点或公共连接点电压偏高，在光伏逆变器容量允许的前提下，使其快速吸收一定的无功功率，以抑制光伏并网点或公共连接点电压抬升，使其能够满足电网电压稳态的安全运行要求。

3.2.1 恒功率因数控制

本文恒功率因数控制策略重点分析光伏逆变器的无功调节作用，故不考虑单位功率因数。这里，光伏逆变器的功率因数均取为0.98（即吸收无功功率）。

3.2.2 变功率因数控制

图1给出了一组光伏逆变器变功率因数曲线。由此可见，变功率因数控制策略主要由曲线的斜率和功率因数极值来决定。当光伏发电出力相对较小，逆变器发出一定无功功率，以提升光伏并网点电压；当光伏发电出力相对较大，逆变器吸收一定无功功率，以抑制并网点电压的抬升。综合考虑园区电网电压运行实际情况以及GB/T 29319-2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》中对于光伏逆变器功率因数的要求（-0.95~0.95），仿真以4号曲线为基础进行修正，即光伏发电功率标幺值位于0~0.5区间，逆变器功率因数为1.0；当光伏发电功率位于0.5~1.0区间，逆变器功率因数对应图中4号曲线下半部分。

图1 光伏逆变器变功率因数控制曲线

3.3.3 无功电压控制

无功电压控制策略是指光伏发电系统根据光伏并网点（或公共连接点）的电压参考值在逆变器容量允许的范围内自动调节其无功功率输出。与逆变器功率因数控制策略（包括恒功率因数和变功率因数）相比较：该控制策略是直接根据光伏并网点（或公共连接点）电压水平进行无功功率的闭环自动调节，以满足电网电压的安全约束。

通过OpenDSS可以自定义光伏逆变器V-Q（无功电压）控制曲线，每一条控制曲线包含一定的无功输出变化率限制，典型V-Q控制曲线如图2所示。根据GB/T 12325-2008《电能质量 供电电压允许偏差》规定的供电电压要求（0.93~1.07 p.u.），仿真中控制裕度取为0.01 p.u.，即实际的电压控制范围为0.94~1.06 p.u.（即图2中V2=0.94 p.u.，V3=1.06 p.u.，V1，V4分别取典型值 0.92 p.u.，1.08 p.u.）。由此可知：横坐标轴下方曲线表示光伏并网点电压实际值超出了控制上限，逆变器需要吸收一定的无功功率；反之，横坐标轴上方曲线表示光伏并网点电压实际值超出了控制下限，逆变器需要发出一定的无功功率。

图2 光伏逆变器V-Q控制曲线

4 仿真分析

4.1 工程案例

本案例取自国内某工业园区110 kV变电站级区域电网，该变电站配有AVC子站控制系统、有载调压主变1台，共有17档，容量80 MVA，下辖馈线10条，无功电容器2组，每组6 Mvar（单组不可调），年最大负荷约25 MW。在该区域电网中，光伏总装机容量26 MWp，其中低压接入用户内部电气网的光伏装机容量为16.7 MWp，通过升压变接入用户专变高压侧的光伏装机容量为9.3 MWp。该地区属于太阳能资源Ⅲ类地区，光伏峰值利用小时数约1 000 h。仿真中，变电站主变高压侧采用带无功约束的电压源模型，电压幅值采用历史运行数据；负荷采用恒功率模型；光伏发电系统不考虑限功率运行方式，即保证光伏发电功率全发；并且不加装无功补偿设备或储能设备；仿真时间尺度为5 min。

4.2 仿真分析

仿真结果表明：光伏逆变器在不同控制策略下主变主变分接头档位影响相对较小，1、2号电容器的运行情况见表1。由此可见，与功率因数控制仿真结果相比（表中第2个数字代表变功率因数控制，第3个数字代表恒功率因数控制），V-Q控制策略下电容器组动作次数均为0（未投入），尤其是1号电容器动作次数显著减少，其中2号电容器未投入且没有变化，主要是此仿真场景下负荷水平较低。

表1 不同辐照度变化模式电容器全天动作次数

结合图3和图4可见，基于V-Q控制策略不同辐照度变化模式下主变高压侧无功功率的波动量在AVC允许的运行范围。然而，基于恒功率因数和变功率因数控制策略的仿真结果，其主变无功功率最大值均接近于AVC控制允许范围的上限（5 Mvar）和下限（-2 Mvar）， 而且主变高压侧无功功率波动幅度更大，也相对更频繁。

图3 V-Q控制策略下主变高压侧无功功率

图4 不同控制策略下主变高压侧无功功率

通过仿真结果分析发现，光伏采用低压（0.4 kV）接入用户内部电气网方式，特别是光伏发电功率大于负荷功率情况下，光伏并网点电压抬升较为突出。其中，较为严重是某低压接入用户，该用户配变2台1 MVA，光伏装机容量为2.8 MWp，故下文将以该用户为例进行分析。

由图5可见，在不同辐照度模式下，该用户光伏并网点电压均在设定的控制目标范围内，满足国标规定的要求。

图5 V-Q控制策略低压接入用户光伏并网点电压

由图6可知，与功率因数控制策略的仿真结果相比，基于V-Q控制策略，用户光伏并网点电压相对略高，这是由于光伏吸收的无功功率相对较少。因为通过图7可知，V-Q控制策略下用户吸收的无功功率显著减少，且无功调节时段范围也明显缩小。

图6 不同控制策略下低压接入用户光伏并网点电压（基于辐照度变化模式2）

表2给出了不同控制策略下光伏发电系统无功调节的时段数和调节无功的用户数。由此可见，相较于功率因数控制策略，无功电压控制策略下，无论是无功调节的时段数还是调节无功的用户数，都明显减少。

图8给出了不同控制策略下该区域电网线损比较图。由此可见，恒功率因数控制策略下该变电站区域电网的线损较大，无功电压控制策略与变功率因数控制策略下的电网线损比较接近，其中变功率因数控制策略下多数时段线损相对略大，无功电压控制策略下线损最小。

表2 不同控制策略下光伏无功调节的时段数和用户数比较（基于辐照度模式2）

图7 不同控制策略下用户光伏发电系统吸收的无功功率比较（基于辐照度变化模式2）

图8 不同控制策略该变电站区域电网线损比较（基于辐照度模式2）

综上，通过仿真分析可知：恒功率因数控制策略下，只要光伏发电功率大于0，所有光伏逆变器都要按照设定的功率因数进行无功调节，其中无功调节量取决于功率因数值；变功率因数控制策略下，根据光伏发电功率自动调整相应的功率因数，但也是调节所有光伏逆变器的无功功率。然而，无功电压控制策略是各光伏逆变器根据其自身并网点电压控制目标值调节其无功功率，并非所有光伏逆变器均进行统一的无功调节[16-17]。

5 结语

针对含高密度分布式光伏的区域配电网，基于现有AVC控制系统，考虑光伏逆变器的恒功率因数、变功率因数和无功电压控制策略，进行了极端场景下全天时间尺度5 min的系统级连续控制仿真，获得如下结论：

恒功率因数控制策略的不足在于：一、主变高压侧无功功率可能会超出实际允许运行上限；二、区域电网的线损会较高，提高了供电公司的运行成本；三、合适的恒功率因数数值难以确定。变功率因数控制策略的不足在于：合适的变功率因数曲线很难确定，在一些情况下光伏并网点电压和主变无功会发生越限。相较而言，无功电压控制策略优势在于：一、对现有AVC控制系统的运行影响较小；二、通过光伏发电系统本地的电压直接控制，可保证光伏并网点电压控制在预先设定的目标范围；三、区域电网线损相对较小，具有经济性优势[18-19]。

考虑到未来电网新增的光伏装机容量以及为在本级电网层面解决无功电压问题，避免上级电网进行无功调节，有利于其安全运行，可在变电站安装一定容量的连续动态无功补偿设备，以动态跟踪光伏发电系统吸收的无功功率[20]。