大型光伏電站并網逆變器無功與電壓控制策略

楊明， 周林， 杜瀟， 韋延方， 李斌

(1.河南理工大學 電氣工程與自動化學院，河南 焦作 454000；2.重慶大學 輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室，重慶 400044)

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大型光伏電站并網逆變器無功與電壓控制策略

楊明1， 周林2， 杜瀟2， 韋延方1， 李斌2

(1.河南理工大學 電氣工程與自動化學院，河南 焦作 454000；2.重慶大學 輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室，重慶 400044)

隨著大型光伏電站裝機容量的不斷增加，光伏發電單元本身的光照強度、溫度變化等都會引起并網電壓波動甚至越限，大型光伏電站必須參與調壓控制，必要時給電網提供緊急無功支撐。針對該問題，首先以某40MWp光伏發電項目為例，對線路阻抗引起的電壓波動和偏差進行了量化分析，理論分析表明：隨著有功輸出的進一步增加，線路電抗的影響要大于線路電阻的影響，并網電壓的幅值逐漸減小。在此基礎上，通過對并網逆變器在不同控制方式下無功容量及其無功補償局限性的分析，提出了適用于大型光伏電站的并網逆變器無功與電壓控制策略，并對具體實現方式、無功分配方案、光伏發電單元無功優化等問題進行了深入分析。最后，通過算例仿真驗證了所提無功與電壓控制策略的正確性和可行性。

大型光伏電站；線路阻抗；電壓偏差；并網逆變器；無功與電壓控制

0 引 言

隨著系統成本的持續降低和發電效率的不斷提高，建設大型光伏電站是大規模利用太陽能的有效方式[1-2]。不同于小容量光伏并網發電系統，很多大型光伏電站建立在遠離負荷中心、光照資源豐富的荒漠地區，且光伏電站連接的地區電網多處于偏遠地區，負荷比較分散，地區電網輸電線路較長，電網相對薄弱[3-4]。光伏發電系統本身的光照強度、溫度變化等都會引起并網電壓波動甚至越限，大型光伏電站必須參與調壓控制，必要時給電網提供緊急無功支撐[5]。

目前解決電網電壓越限的方法主要有：定功率控制、利用儲能系統、無功補償裝置、并網逆變器無功功率控制[6-10]。但國內對光伏并網的研究主要集中在單位功率因數并網[11]。對光伏逆變器的無功控制主要是針對電網末梢負載的無功補償，通過檢測負載無功電流作為無功指令值進行補償，適用于對負載的無功補償，并不適合光伏系統的無功獨立控制[12-13]。

對于分布式光伏發電，由于系統存在多個饋線節點，當光伏系統接入電網時，改變了線路潮流方向，又因為經線路輸送功率時，沿線路的電壓分布始端高于末端。對于整個分布式光伏系統，饋線末端電壓變為始端電壓，因此，饋線末端電壓抬高量最大。針對該問題，文獻[14]在分布式光伏發電背景下提出了四種逆變器無功控制策略：恒無功功率Q控制、恒功率因數cosφ控制、基于光伏有功出力的cosφ(P)控制及基于并網點電壓幅值的Q(U)控制策略。此外，文獻[15]提出了一種基于并網點電壓幅值與光伏有功出力的Q(U,P)控制策略，并與文獻[14]提出的幾種無功控制策略進行了對比分析。

不同于分布式光伏發電，大型光伏電站通常由多組光伏發電單元組成，每組光伏發電單元分別通過升壓變壓器匯入送端配電站，然后以相應的電壓等級實現遠距離高壓交流輸電[16]。大型光伏電站對電網電壓影響程度的大小主要取決于電網結構的強度和光伏電站容量的大小。目前，大型光伏電站無功與電壓控制研究較少，文獻[17]提出在光伏電站送端配電站低壓側裝設靜止無功補償器動態供給無功功率，提高了光伏電站電壓穩定性，但大容量的無功補償裝置會增大系統成本。文獻[18]提出利用光伏逆變器本身的無功輸出能力向電網提供無功功率，但光伏逆變器在滿發狀態下無功容量受限。

由上述分析可見，目前無功與電壓控制問題的研究主要集中在分布式光伏發電等領域，而關于大型光伏電站無功與電壓控制問題的研究甚少。因此，針對目前國內大型光伏電站的無功補償裝置建設落后或不具備無功補償要求的現狀，研究適用于大型光伏電站的無功與電壓控制策略具有十分重要的現實意義。鑒于此，論文以國電蒙電某40MWp光伏發電項目為例，提出了適用于大型光伏電站的無功與電壓控制策略，并進行了相應的仿真驗證。

1 大型光伏電站的基本原理

1.1 大型光伏電站拓撲結構

以國電蒙電某40MWp光伏發電項目為例，大型光伏電站的拓撲結構示意圖如圖1所示。

圖中，ug表示光伏電站中并網逆變器實際的并網點電壓，u1pcc和u2pcc分別表示送端配電站低壓側和高壓側并網公共點電壓(point of common coupling,PCC)。u1和u2分別表示受端配電站低壓側和高壓側電壓。

從圖中可以看出，光伏電站由多組光伏發電單元組成，每組光伏發電單元分別通過各自的0.27 kV/10 kV升壓變壓器匯入10 kV/110 kV升壓配電站，然后以110 kV電壓等級實現遠距離高壓交流輸電。每組光伏發電單元由兩臺500 kW并網逆變器組成。同時，每組光伏發電單元中光伏陣列分別通過直流側電容連接各自的并網逆變器，然后再通過各自的LCL濾波器接入并網公共點，彼此之間僅共用并網公共點，避免了系統之間產生環流。此外，每臺并網逆變器分別采用相同的結構、參數和控制策略，當一臺并網逆變器出現故障時，不影響剩余各組的工作，便于對各組進行獨立控制。對于一個額定功率P=40MWp的大型光伏電站，當單臺并網逆變器的額定功率P1=500 kW時，所需要的并網逆變器總臺數即為

(1)

圖1 大型光伏電站拓撲結構示意Fig.1 Block diagram of large-scale photovoltaic power plants

1.2 并網逆變器控制系統

針對三相LCL濾波的并網逆變器，或者通過間接控制逆變器輸出側電流，或者通過直接控制并網側電流實現并網控制。由于大型光伏電站中每臺并網逆變器分別采用相同的結構、參數和控制策略，因此，如果采用并網側電流直接控制，電容電流有源阻尼策略時，完整的控制系統結構如圖2所示。

圖2 并網逆變器控制系統結構示意Fig.2 Block diagram of the control system for three-phase grid-connected LCL inverter

圖中，udc和idc分別表示光伏陣列的輸出電壓和電流，udcref表示光伏陣列最大功率點參考電壓，idqref和i2αβref分別表示并網電流直流參考量和交流參考量，i2αβ表示實際的并網側電流，kd表示電容電流有源阻尼因子，θ表示鎖相環SRF-PLL(synchronous reference frame phase-locked loop)檢測出的并網電壓相位角。

控制系統由直流側最大功率點跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)，電壓外環和電流內環三部分組成。并網逆變器通常運行在單位功率因數(iqref=0)，當大型光伏電站需要無功功率輸出時，可通過調節并網逆變器iqref的大小輸送無功功率。此外，亦可以通過調節并網逆變器Qref的大小輸送無功功率，具體實現方式可參考文獻[19]。

2 并網電壓穩定性分析

2.1 有功輸出變化對并網電壓影響量化分析

如果對圖1所示的大型光伏電站拓撲結構示意圖進行簡化，那么大型光伏電站中有功和無功功率匯入電網示意圖可簡化為圖3所示。

圖3 有功和無功功率匯入電網簡化示意Fig.3 Simplified flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

圖中，P1+jQ1表示光伏發電單元1中并網逆變器輸出的有功和無功功率，Pn+jQn表示光伏發電單元n中并網逆變器輸出的有功和無功功率，I表示光伏電站最終并入電網的電流，P+jQ表示光伏電站最終并入電網的有功和無功功率，R+jX表示電網傳輸線等合成的線路阻抗，

下面分析有功輸出變化對并網電壓穩定性的影響，分析過程中可視受端配電站低壓側電壓u1為一理想電壓源。以電網電壓u1相量為參考，根據KVL定理，并網公共點電壓upcc和并網電流I、線路阻抗R+jX以及參考電壓u1之間的相量形式為

(2)

當光伏電站采用單位功率因數并網時，并網電流I和并網電壓upcc保持同相位，根據上述相量關系可得如圖4所示的相量圖。圖中，upcc1、I1、θ1分別為有功輸出為某一定值時的PCC電壓、并網電流和PCC電壓超前電網電壓u1相位角；upcc2、I2、θ2分別為有功輸出增加時的PCC電壓、并網電流和PCC電壓超前電網電壓u1相位角。

圖4 有功輸出變化對并網電壓影響相量圖Fig.4 Phase diagram of grid voltage when the output active power changes

圖4(a)所示為有功輸出增加時線路電阻R引起的電壓偏差，由圖4(a)可見，當線路阻抗僅為電阻R時，并網電壓upcc的幅值隨著有功輸出P的增加而增加，并網電壓upcc的相位和電網電壓u1相位保持一致。圖4(b)所示為有功輸出增加時線路電抗X引起的電壓偏差，由圖4(b)可見，當線路阻抗僅為電抗X時，由于系統呈感性，并網電壓upcc的相位總是超前電網電壓u1的相位，并網電壓upcc的幅值隨著有功輸出P的增加而減小，而且隨著有功輸出P的增加，并網電壓的相位進一步超前電網電壓u1的相位。此外，當線路阻抗為R+jX時，結合圖4(a)和圖4(b)可以看出，由于線路電抗能夠導致并網電壓相位逐漸超前電網電壓相位，因此，在一定程度上，隨著有功輸出的增加，線路電抗X的影響要大于線路電阻R的影響。即隨著有功輸出的進一步增加，并網電壓的幅值逐漸減小。

依據上述分析，由于線路阻抗因素存在，有功輸出增加將導致并網電壓幅值降低甚至越限，降低了并網電壓穩定性，因此大型光伏電站在輸送有功功率的同時，需要輸送一定的無功功率來抑制有功輸出變化導致的并網電壓幅值波動甚至越限問題。

2.2 并網逆變器無功容量及無功補償局限性

設每臺并網逆變器的額定功率為Pjmax，每臺并網逆變器輸出的有功功率為Pj，其發出(感性)或吸收(容性)的無功容量可表示為(以發出無功功率為正)

(3)

式中，Qjmax和Qjmin分別為第j臺并網逆變器的感性和容性無功容量。

如果并網逆變器采用恒功率因數控制，當并網逆變器的功率因數λ在λmin≤λ≤λmax范圍內連續可調時，結合式(3)可知，并網逆變器的無功容量為

(4)

如果并網逆變器采用恒無功功率控制，當并網逆變器的無功給定為Qdj時，其無功容量應滿足如下要求

(5)

對于有n臺并網逆變器組成的大型光伏電站，其總的無功容量為

(6)

式(3)、式(4)和式(5)可控制并網逆變器在采用相應的控制方式時無功容量不越限，使并網逆變器的無功輸出限定在允許范圍內。

但實際上由于并網逆變器自身額定功率即視在功率的限制，并網逆變器有功輸出的增加必然導致無功容量的降低。此外，由前述分析可知，為了穩定并網電壓不越限，在一定程度上，光伏電站所需的無功功率是隨著有功輸出的增加而增加的，當光伏電站在光照強度最大輻射條件下，并網逆變器的無功輸出能力受到限制。因此，大型光伏電站的無功補償與電壓調節必然是并網逆變器和無功補償裝置之間的協調控制。

3 無功與電壓協調控制策略的研究

3.1 光伏發電站無功補償最新規定

由中國電力科學研究院、國網電力科學研究院于2012年12月31日發布的標準號為GB/T 29321-2012的光伏發電站無功補償技術規范標準中，對光伏發電站接入電網等級、允許電壓偏差、無功電源、電壓調節方式等進行了相應規定。仍以圖1所示的國電蒙電40MWp光伏發電項目為例，關鍵技術指標如表1所示。

通過表1可以看出，大型光伏電站應根據接入公共電網的電壓等級使并網點電壓偏差限定在允許范圍內。為了便于集中補償，光伏電站中無功補償裝置通常集中配置在送端配電站低壓側，鑒于靜止無功發生器SVG在無功補償中的動態無功調節能力，下面僅以SVG代替無功補償裝置進行分析與設計。

表1 光伏發電站無功補償關鍵技術指標

3.2 具體實現方式

借鑒電力系統無功補償與電壓控制的基本思想，提出了適用于大型光伏電站的并網逆變器無功與電壓協調控制策略。由于并網逆變器和SVG可分別通過調節無功功率參考量Qref和無功電流參考量iqref實現無功輸出，因此具體實現方式分別如圖5(a)和5(b)所示。

圖5 無功與電壓協調控制策略的具體實現方式Fig.5 Framework of the reactive power and voltage in photovoltaic power plants

圖中，uref和upcc分別表示電壓控制點參考電壓和實時檢測的電壓，Q0和iq0分別表示無功功率和無功電流初始參考量，Qref和iqref分別表示無功功率和無功電流參考量，ki分別表示光伏發電單元i(i=1, 2, …,n)的無功優化系數，Qsmax和Qsmin分別表示SVG單元的感性和容性無功容量，Qimax和Qimin分別表示光伏發電單元i的感性和容性無功容量，并且各光伏發電單元的無功容量可表示為

(7)

式中，Qi1max和Qi1min分別表示光伏發電單元i中并網逆變器1的感性和容性無功容量，Qi2max和Qi2min分別表示光伏發電單元i中并網逆變器2的感性和容性無功容量。

協調控制策略由電壓參考環節、無功整定環節和無功分配環節組成。電壓參考環節實時給定電壓控制點參考電壓uref，無功整定環節通過比較電壓控制點實際電壓與參考電壓得到電壓偏差，再通過PI控制器自動獲取維持電壓控制點電壓所需的無功參考量Qref或iqref，無功分配環節自動在SVG和各光伏發電單元之間進行無功分配。

無功整定環節直接決定電壓控制點實際電壓與無功參考量之間的關系，可近似表示為一線性函數關系[20]。其中PI控制器傳遞函數可采用如下形式

(8)

參數ω1、ω2的選取僅和系統的相位裕度有關，參數kPI的選取要結合電壓/無功靜態線性有差調節特性以及大型光伏電站接入地區的電壓無功具體情況整定得到。

(9)

此外，無功整定環節亦可以通過基于并網點電壓幅值的Q(U)控制策略來近似獲取維持電壓控制點電壓所需的無功參考量Qref，具體實現方式如式(9)和圖6所示。

式中，u1、u2、u3、u4分別等于0.95uref、0.98uref、1.02uref和1.05uref。

圖6 Q(U)控制策略實現方式示意Fig.6 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

圖中，Qmax主要依據光伏電站的實際運行狀況通過電網調度中心實時提供，當upcc>1.02uref或upcc<0.98uref時，光伏電站開始吸收或發出無功功率，當upcc>1.05uref或upcc<0.95uref時，光伏電站應根據自身容量最大限度的吸收或發出無功功率以維持電壓在要求的范圍內。

3.3 無功分配方案

為了減小光伏發電單元中并網逆變器的功率損耗，在無功分配中應優先考慮SVG，進而考慮并網逆變器。

如果并網逆變器和SVG采用無功功率參考形式輸出無功，結合圖5(a)所示，當無功整定環節自動獲取的無功功率參考量Qsmin

(10)

相當于無功補償要求完全由SVG承擔，各光伏發電單元以單位功率因數形式并網發電。

當無功整定環節自動獲取的無功功率參考量Qref>Qsmax或者Qref

(11)

相當于無功補償要求由SVG和各光伏發電單元共同承擔，SVG以最大無功要求輸出無功，各光伏發電單元分擔剩余無功。

在確定各光伏發電單元無功整定量Qiref的基礎上，對于各光伏發電單元中的并網逆變器采用等比例分配方式即可，相當于

(12)

如果并網逆變器和SVG采用無功電流參考輸出無功，那么將其各自的感性和容性無功容量以及各光伏發電單元的感性和容性無功容量折算成無功電流形式即可，具體分配方案同上，此處不再累述。

此外，考慮到單臺SVG的容量上限，SVG單元可由多臺SVG并聯組成，對于SVG并聯情況，采用式(12)所示的等比例分配方式即可。

3.4 光伏發電單元無功優化

由于大型光伏電站額定功率較大，考慮到大型光伏電站所占面積、區域地形等現實因素，大型光伏電站中每組光伏發電單元不可能以等距離方式接入送端配電站，圖7所示為一種考慮實際情況時的各光伏發電單元接入電網示意圖。

圖7中，光伏發電單元1到光伏發電單元n分別由遠到近接入送端配電站。ug1、ugn分別表示光伏發電單元1和光伏發電單元n中并網逆變器實際的并網點電壓，R1+jX1表示光伏發電單元1到光伏發電單元2節點之間電網傳輸線等合成的線路阻抗，Rn+jXn表示光伏發電單元n到送端配電站低壓側之間電網傳輸線等合成的線路阻抗。

圖7 各光伏發電單元接入電網示意圖Fig.7 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

此時，如果以等無功功率分配給各光伏發電單元，那么，光伏發電單元1引起的線路損耗要遠遠大于光伏發電單元n引起的線路損耗。因此，考慮到光伏發電單元接入距離和線路損耗因素，必須考慮大型光伏電站中各光伏發電單元之間的無功優化問題。

1)按光伏發電單元接入距離由近到遠逐次分配

如圖7所示，由于光伏發電單元n距離送端配電站最近，因此，在光伏發電單元無功分配中，如果優先考慮光伏發電單元n，進而考慮光伏發電單元n-1，最后再將剩余無功分配給光伏發電單元1，在理想情況下，該方案可以實現整個光伏電站的無功損耗最小。但是光伏發電單元1中并網逆變器大部分時間需要滿負荷運行，光伏發電單元2到n中并網逆變器逐漸次之。

2)按光伏發電單元無功裕度等比例分配

為了保證各光伏發電單元中并網逆變器留有相同的無功裕度，防止某臺并網逆變器無功出力越限，并引起其它并網逆變器鏈式反應，其原理為

(13)

相當于無功優化系數ki為

(14)

式中，由于Qimax=∣Qimin∣，因此在等比例分配中無需考慮相應的正負號問題。

3)按光伏發電單元無功線路損耗優化分配

由于在無功分配環節中增加了無功優化系數ki，因此通過合理的設定無功優化系數ki，便可實現無功補償在各光伏發電單元之間的優化問題。根據圖7所示的各光伏發電單元接入電網示意圖，其無功優化系數應滿足如下條件

k1

(15)

即光伏發電單元接入電網的距離越遠，其無功優化系數ki應越小，下面對無功優化系數ki的設計依據做進一步分析。

由于線路電抗Xi的存在并不會因為無功輸出而產生有功損耗，因此，線路電阻Ri的存在是光伏電站產生有功損耗的主要因素、令r1、rn表示光伏發電單元1、光伏發電單元n到送端配電站低壓側之間電網傳輸線等合成的線路電阻，那么，r1、rn和圖7中所示的R1、Rn之間存在如下關系

(16)

此時，整個光伏電站中各光伏發電單元因無功輸出和線路電阻所產生的有功損耗可表示為

(17)

其中，Qiref存在如下等式約束

∑Qiref=Q。

(18)

根據拉格朗日函數法有

C=∑ΔP+λ(∑Qiref-Q)。

(19)

求C最小應滿足如下關系

(20)

根據式(20)可推導出

Q1refr1=Q2refr2=…=Qnrefrn。

(21)

此外，根據式(11)可知，當各光伏發電單元通過無功優化系數ki分擔剩余無功時有

(22)

聯立式(21)和式(22)可得無功優化系數ki如式(23)所示。利用式(23)所求得的無功優化系數可以優化各光伏發電單元之間的無功分配，降低光伏電站內部因無功分配不合理而產生的額外有功損耗。

(23)

但是，由于大型光伏電站中各光伏發電單元接入方式以及線路參數的不確定性，其無功優化系數應結合實際情況進行具體計算。

4 算例仿真

4.1 算例說明

為驗證提出的大型光伏電站無功與電壓控制策略的正確性和可行性，采用Matlab/SIMULINK仿真軟件搭建了如圖8所示的光伏電站仿真模型。

圖8 光伏電站仿真模型Fig.8 Simulation model of the photovoltaic power plant

光伏電站仿真模型由兩組1 MW光伏發電單元和SVG組成，并網逆變器采用圖2所示的控制方案，電壓控制點選取為升壓變壓器低壓側10 kV母線電壓。變壓器(T1～T5)模型參數以及線路(L1、L2、L3)阻抗參數分別如表2和3所示。

表2 線路參數

表3 變壓器參數

根據上述給定的升降壓變壓器模型參數以及輸電線路參數，通過近似計算并通過仿真驗證，在光伏并網逆變器額定功率運行條件下，整個光伏電站維持低壓側10kV母線電壓恒定所需的感性無功容量Qtotalmax≈850 kVar。考慮到并網逆變器的無功裕量，SVG無功容量給定為Qsmax=500 kVar。此外，光伏發電單元無功優化系數給定為k1=0.4，k2=0.6。下面分別從光照強度漸變和光照強度突變兩個角度進行驗證。

4.2 光照強度漸變時

為了更好地驗證圖8所示的光伏電站仿真模型中無功與電壓變化情況，圖9(a)依據實際測試數據繪制了某晴天中光照強度從9：30～17:30的漸變曲線(對應圖9(a)中5～50s)，圖9(b)所示為對應的單臺500 kW并網逆變器輸出功率實測曲線。

圖9 光照強度漸變曲線及對應的逆變器輸出功率曲線Fig.9 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

從圖9中可以看出，光照強度在13:00～14:00之間達到峰值，而并網逆變器的輸出功率亦在這一時間段達到峰值。光伏電站仿真模型中無功與電壓控制相關仿真結果如圖10所示。

圖10 光照強度漸變時相關仿真結果Fig.10 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

圖10(a)為B10母線電壓波動曲線，圖10(b)為無功參考Qref變化曲線，圖10(c)為按光伏發電單元無功裕度采用等比例分配時各光伏發電單元以及SVG的無功給定曲線，圖10(d)為按光伏發電單元無功線路損耗優化分配時各光伏發電單元以及SVG的無功給定曲線。從圖中可以看出，當采用無功與電壓控制策略時，B10母線能夠很好地穩定在1.0 pu附近，而未采用無功與電壓控制時，B10母線在13：00附近跌落達到0.87 pu左右。此外，根據無功參考Qref變化曲線可以看出，無功參考Qref隨著有功輸出的變化而正向改變，無功參考Qref亦在13：00附近達到最大值740 kVar，同時，對比圖10(c)和10(d)可以看出，由于光伏發電單元1到送端配電站的距離遠于光伏發電單元2，按光伏發電單元無功線路損耗優化分配時，整個光伏電站能夠盡可能的降低因無功分配不合理而導致的有功損耗。

4.3 光照強度突變時

為了進一步驗證提出的并網逆變器無功與電壓控制策略的正確性和可行性，圖11和圖12給出了光照強度突變時的無功與電壓變化情況。

圖11(a)和(b)分別為光照強度突變曲線及對應的并網逆變器輸出功率曲線。光伏電站仿真模型中無功與電壓控制相關仿真結果如圖12所示。

圖11 光照強度突變曲線及對應的逆變器輸出功率曲線Fig.11 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

圖12(a)為B10母線電壓波動曲線，圖12(b)為無功參考Qref變化曲線，圖12(c)為按光伏發電單元無功裕度采用等比例分配時各光伏發電單元以及SVG的無功給定曲線，圖12(d)為按光伏發電單元無功線路損耗優化分配時各光伏發電單元以及SVG的無功給定曲線。

圖12 光照強度突變時相關仿真結果Fig.12 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

從圖中可以看出，當采用無功與電壓控制策略時，B10母線經過短暫的過沖能夠很好地穩定在1.0 pu附近，而未采用無功與電壓控制時，B10母線跌落達到0.87 pu左右。此外，根據無功參考Qref變化曲線可以看出，無功參考Qref在光照突增后急劇增加，無功參考Qref在4 s后達到穩定值，同時，對比圖12(c)和12(d)亦可以看出，由于光伏發電單元1到送端配電站的距離遠于光伏發電單元2，按光伏發電單元無功線路損耗優化分配時，整個光伏電站能夠盡可能的降低因無功分配不合理而導致的有功損耗。

上述仿真結果很好驗證了所提大型光伏并網逆變器無功與電壓控制策略的正確性和可行性。

5 結 論

通過對大型光伏電站并網逆變器無功與電壓控制策略的研究，得出如下結論：

1)在一定程度上，線路電抗的影響要大于線路電阻的影響，即隨著有功輸出的進一步增加，并網電壓的幅值逐漸減小。大型光伏電站在輸送有功功率的同時需要輸送相應的無功功率來抑制由于有功輸出變化導致的并網電壓波動甚至越限問題。

2)由于并網逆變器自身額定功率即視在功率的限制，大型光伏電站的無功與電壓控制必然是并網逆變器和無功補償裝置之間的協調控制。為了降低線路損耗，在無功分配中應優先考慮無功補償裝置，進而考慮并網逆變器。

3)所提大型光伏電站并網逆變器無功與電壓控制策略，能夠很好的協調SVG單元和各光伏發電單元之間的無功輸出。

下一步工作：

1)為降低線路損耗，進一步研究各光伏發電單元接入方式，給出無功優化系數的具體計算方式。

2)電壓參考優化設計，防止電網故障恢復時由于無功輸出不能突降引起的并網電壓過沖問題。

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(編輯：劉素菊)

Reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plants

YANG Ming1, ZHOU Lin2, DU Xiao2, WEI Yan-fang1， LI Bin2

(1.School of Electrical Engineering & Automation, Henan Polytechnic University, Jiaozuo 454000, China;2.State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology,Chongqing University, Chongqing 400044, China)

To solve the problem of reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plant,the influence of active output changes on the grid voltage stability was firstly analyzed.Then the voltage fluctuation and the deviation caused by line impedance were analyzed in detail. Taking an example of the standard of GB/T 29321-2012 of the photovoltaic power plants reactive compensation technology specification, the voltage deviation, reactive power,control mode of grid-connected inverter, voltage regulation and the voltage regulation priority were regulated. In addition, reactive power capacity of grid-connected inverter under different control modes was determired,and the reactive power capacity relationship between large scale photovoltaic power plants and SVG was analyzed. On this basis,a reactive power and voltage control strategy for the large scale photovoltaic power plants was proposed.At last,this study is validated by simulation.

large-scale photovoltaic plants; line impedance; voltage deviation; grid-connected inverters; reactive power and voltage control

2014-05-25

國家高技術研究發展計劃(863計劃)(2011AA05A301)；河南省高等學校控制工程重點學科開放實驗室課題(KG2014-04)；河南省高校基本科研業務專項資金(NSFRF140117)；河南理工大學博士基金(B2016-19)

楊 明(1982—)，男，博士，研究方向為光伏并網發電技術、微電網及電能質量控制等；

周 林(1961—)，男，博士，教授，博士生導師，研究方向為新能源發電理論及應用、電能質量控制等；

楊 明

10.15938/j.emc.2016.10.010

TM 46

A

1007-449X(2016)10-0070-12

杜 瀟(1992—)，男，碩士研究生，研究方向為新能源并網發電；

韋延方(1982—)，男，博士，研究方向為大型風電場及其新型輸電分析與控制；

李 斌(1987—)，男，博士研究生，研究方向為新能源并網發電。