含光伏发电的配电网无功补偿策略研究

中车株洲时代电气股份有限公司 郭积晶 刘玉柱

随着工业厂区出现的高温限电问题日益突出，厂区光伏发电的优势逐渐显现。此外，分布式电源（DG）在节能调度规则下享受优先调度权利[1]。合理的光伏发电接入配网的位置和无功容量配置不仅能保证电压质量，还能有效降低有功损耗和提高电网的稳定性特别是电压的稳定性[2]。

1 不同方案潮流分析

配电网潮流计算是对配电网进行分析的基础，本文采用稳态分析方法[3]推导了两种4节点系统方案的潮流分布。两种方案的区别为光伏电源和补偿装置的接入点位置不同。光伏发电采用就地消纳的方式供附近的工业负载使用；由于工业负载功率因数较低且变化范围大，故配置一套SVG 装置。假设各段线路阻抗相同，节点2的注入潮流功率因数cosφ2为电力部门考核指标。

1.1 方案一

如图1所示，节点2为SVG 装置补偿装置接入点，节点3为光伏电源接入点，方案中无功补偿点位于大电网近端。

图1 方案一配电网系统拓扑

实际上的负载的功率可以值表示为式（1）：P4+jQ4=S4cosφ+jS4sinφ，则线路3-4上的压降为式（2）：节点上3的电压为式（3）：线路3-4上的功率损失为式（4）：从而流出节点3的功率为式（5）考虑到光伏的有功出力PPV，由线路2-3流入节点3的功率为式（6）：同理可以求得流出节点2的功率为式（7）于是，流入节点2的功率为式（8）：

1.2 方案二

如图2所示，节点3为SVG 补偿装置接入点，节点2为光伏电源接入点，方案中无功补偿点位于负载近端。潮流推导同样如同于公式（1）～（5），考虑SVG 装置的无功出力，由线路2-3流入节点3的功率为式（9）流出节点2的功率同式（7），考虑到光伏电源的有功出力PPV，由线路1-2流入节点2的功率为式（10）：

图2 方案二配电网系统拓扑

2 算例分析

以上述等效4节点系统的两个方案为例，厂区负载为额定2MVA 的工业感性负载，功率因数长期变化于0.5～1，接入系统的光伏逆变器容量1MW，系统已有SVG 装置容量1MVar。为了简化计算，假设系统拓扑中各段线路等长。

2.1 仅SVG 装置参与补偿的效果分析

此处光伏电源以纯有功模式满功率发电运行，系统SVG 装置设定补偿目标为其接入母线的功率因数达0.95。随着负载功率因数cosφ的变化，SVG装置补偿量QC、的功率因数cosφ3和的功率因数cosφ2分别呈现不同的水平。

图3表明：当负载功率因数低于0.75时，两种方案的SVG 装置均处于最大出力状态，考核点功率因数基本一致；当负载功率因数处于0.75～0.83区间时，方案一的SVG 装置持续保持全额出力，而方案二的SVG 装置出力却存在下降趋势，故方案一在区间内考核点功率因数cosφ2明显高于方案二；当负载功率因数高于0.83时，方案一在区间内考核点功率因数cosφ2处于0.95以上，而方案二几乎都不达标。

图3 功率因数及无功补偿量变化趋势

产生上述结果的原因包括：一是SVG 装置的补偿目标是基于该补偿装置的接入母线功率因数；二是两个方案中光伏和SVG 装置接入位置存在差异，造成SVG 装置的容量利用率完全不同。显然，从补偿效果来看方案一优于方案二。

2.2 SVG 装置和光伏逆变器均参与补偿的效果分析

根据国标GB/T19964-2012的要求，光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调[4-6]，目前行业中各厂家的并网逆变器基本都具备额定有功出力下功率因数在超前0.9～滞后0.9动态无功功率调节能力。

本文的分析计算结果表明，在负载功率因数cosφ较低（0.75以下）时，两个接入方案中的SVG装置均满功率出力仍无法提供足够的无功补偿量。为了进一步提升无功补偿效果，可充分利用光伏逆变器的无功支撑能力，设定光伏逆变器无功补偿目标保证逆变器接入点的功率因数为0.95以上。

随着负载功率因数cosφ的变化，当cosφ低于0.75时，两个接入方案中SVG 装置和光伏逆变器同时提供最大的无功出力；当cosφ高于0.75时，SVG装置和光伏逆变器协调出力，综合补偿后均可保证考核点功率因数cosφ2保持在0.95以上。考核点功率因数cosφ2、的功率因数cosφ3、SVG 装置补偿量QC和光伏逆变器补偿量QPV随负载功率因数变化而变化，如图4所示。

图4 两个方案的功率因数及补偿量对比

图4表明，光伏并网逆变器参与无功调节后，两种方案中SVG 装置和光伏逆变器无功补偿总量基本一致，两种方案考核点功率因数cosφ2变化趋势也基本一致。在无功出力的分配上，两种接入方案有所区别。方案一优先发挥光伏逆变器的无功补偿能力，其次发挥SVG 装置的能力，与国标GB/T29321-2012中5.1.2条款是一致的；方案二优先发挥SVG装置的无功补偿能力，其次发挥光伏逆变器的动态无功调节能力。因此，从补偿效果来看，两种方案无明显差异；从投资规划的成本来看方案一优于方案二。

2.3 经济型补偿方案

为了节省昂贵的SVG 装置，将固定电容与光伏逆变器结合，形成兼顾成本和动态性能的综合补偿方案。这种综合补偿方式主要适用于方案二，即在节点3用固定电容设备代替SVG 装置进行无功初次补偿，节点2的光伏逆变器发电的同时，对考核点处的潮流进行二次动态补偿。根据本系统负载特性，配置固定电容1.2MVar，补偿效果如图5所示。

图5 固定电容和光伏逆变器综合补偿效果

负载功率因数低于0.7时，系统对感性无功需求较大，除了固定电容提供的无功功率，光伏逆变器也最大限度地提供无功支撑；负载功率因数处于0.7～0.92时，光伏逆变器发出的感性无功功率逐步降低至0；负载功率因数高于0.92时，由于固定电容提供的感性无功功率过大，逆变器发出容性无功以保证考核点功率因数达标。

显然，采用固定电容与光伏逆变器的综合补偿方式可满足大部分负载情况的无功需求，使考核点功率因数大部分保持在0.95以上。只要固定电容容量合适，这种综合补偿方式可同时兼顾成本与性能。

2.4 工程案例

选取位于湖南地区地点A 和地点B 的两个光伏电站为研究对象，这两个项目的光伏电站均接入工业厂区配电网，他们均包含典型的低功率因数工业负载，系统均配备静止无功补偿装置SVC。通过对比二者的系统拓扑，两系统中的静止无功补偿设备接入位置不同，A 项目和B 项目系统拓扑分别等效于本文所述方案一和方案二。在实际运行中B 项目业主因考核点功率因数过低而面临罚款，A 项目的实测却无此类问题。排查设备的设置并无异常，光伏逆变器均以纯有功模式运行，无功补偿装置补偿目标均为功率因数0.95。

为了提高B 项目的考核点功率因数，提出三种改造方案。表1列出了三种方案的优缺点，考虑到项目已有的无功补偿装置容量较大，用户允许中断供电，为了彻底解决功率因数问题，最终采取方案c。经过几个月的运行考核，项目B 的考核点平均功率因数均达标，满足电力公司要求。

表1 B 项目的三种改造方案

3 结语

光伏发电的接入需要重视接入方案的选择和对用户无功补偿方案的影响。在无功补偿接入方案选择上，无功补偿源优先接入电网近端。为了充分利用光伏电源的无功控制特性，可将光伏电源接入负载近端以减小无功补偿专用设备的无功出力需求，既提高了发电设备利用率也降低了系统成本。在无功补偿设备选择上，可根据用户的负载特性配置适当的固定电容装置，利用固定电容的低成本容量优势，结合光伏电源的动态跟踪优势，共同实现负载无功功率的综合实时补偿，形成性价比最优的系统综合补偿方案。