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[摘 要]随着光伏发电渗透率的不断提高，光伏電站引起的无功电压问题日益突出；大型光伏电站必须具备无功调压能力，必要时参与电力系统的无功调节。随着光伏电站向规模化和大型化发展，站内的无功电压问题亦日益凸显。因此文章重点就大型光伏电站无功电压控制策略展开探讨。
[关键词]大型光伏电站；无功电压；控制策略
中图分类号：TP111.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0059-02
光伏发电因其清洁高效无噪声等特点，已成为利用太阳能的主要形式，近年来发展迅猛，已然成为缓和能源危机，改善环境问题的重大技术举措，并被认为是可预见未来的主要能源。截止到2014年底，全球光伏发电装机容量已达到 188.8GW，其中德国发展较好，光伏装机容量已占全国总电力装机容量的21.5%，发电量占比达到6.3%，成为装机容量最大的电源。我国光伏发电产业起步较晚，但在市场调节和政策扶持下，近年发展迅速。截止到 2015 年底，我国已成为光伏发电装机容量最大的国家，光伏发电累计装机容量已达到4318万千瓦，其中光伏电站3712万千瓦，分布式光伏606万千瓦。我国能源局于 2015年12月15 日印发的《太阳能利用“十三五”发展规划（征求意见稿）》中指出，到2020年底，我国太阳能发电装机容量达到1.6亿千瓦，年发电量达到1700亿千瓦时；太阳能发电在电力结构中所占比重约7%，在新增电力装机结构中的比重约15%，在全国总发电量结构中的比重约2.5%，其中光伏装机容量更是达到1.5亿千瓦。随着光伏电站的大型化和规模化，以及光伏电源在电网中比例的增加，光伏并网带来的问题逐渐显现，其中无功电压问题不容忽视。
一、大型光伏电站无功电压控制研究现状
目前关于大型光伏电站无功电压控制策略都重点对并网点电压进行控制，均未考虑电站内部电压分布情况。实际上，由于电站内部集电线路以及箱式升压变压器电气参数的影响，光伏发电单元出口电压也会随着光伏出力的波动而波动，严重时导致保护装置动作，逆变器连锁脱网，且不同位置的光伏发电单元会呈现不同的无功电压特性。以上控制策略虽然能够对并网点电压进行调节，但若按照等比例、距离比或者灵敏度系数比的方式控制不同位置逆变器的无功输出可能会导致电站内部电压更加恶化，发生大规模逆变器脱网事故。因此有必要对电站内部电压进行优化，但目前尚无文献在这方面进行研究。本文拟充分利用逆变器的无功输出能力，结合 SVG和有载调压变压器分接头的调节能力，对并网点电压和电站内部电压进行优化，针对有功出力的波定性和随机性，研究大型光伏电站的站内无功电压优化控制策略。
二、大型光伏电站电压波动机理分析
《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW 617-2011）根据接入电网的电压等级将光伏电站划分为小型，中型和大型光伏电站，其中大型光伏电站通过66kV及以上电压等级并入电网。受资源密度和能量分布的制约，大型光伏电站通常由多组光伏发电单元并联组成。为减小电站内部损耗，每组光伏发电单元通过1台10kV箱式变压器（Ti）升压，再经由集电线路汇集至主变器（T）低压侧，再由主变器将电能集中升压至更高电压等级，通过长距离输电线路输送至电网。按上述规范规定，通过110kV及以上电压等级并网的大型光伏电站需要设置无功电压控制系统（Automatic Voltage Control，，AVC），AVC系统通过站内通信系统采集站内各设备的运行状态和运行数据，并发出控制指令（比如逆变器控制信号，有载调压变压器分接头动作信号），可以实现无功电压的自动控制。大型光伏电站的典型拓扑结构如图1所示。图中Ui表示第i组光伏发电单元出口电压，UPOI表示主变压器高压侧（并网点）电压。U表示电网电压。
为了便于维护，提高可靠性，光伏发电单元一般由500kW逆变器并联组成，通过箱式变压器接入集电线路。在这种结构下逆变器的结构和控制参数都相同，一台逆变器故障，不会影响其他逆变器正常工作，且采用共直流母线的结构可以根据光照强度投入逆变器台数，可以提高逆变器利用率，降低损耗。
光伏电站应充分利用逆变器的无功容量对电压进行调节，但当光照充足时，逆变器接近满发，无功容量较小，此时无法支撑并网点电压，所以还应在变压器低压侧安装集中式无功补偿装置。常见的无功补偿装置包括分级投入型如并联电容器组，以及连续调节型如静止无功补偿器（Static Var Compensator，SVC）和静止无功发生器（Static Var Generator，SVG）。并联电容器组通过分组投入电容器向系提供感性无功功率，无法实现连续调节；SVC通过晶闸管调节电容器和电抗器电流，从而改变装置整体的伏安特性，可以向系统提供连续的感性无功和容性无功。该两种装置都是利用电容产生无功功率，但电容具有正的电压特性，当系统发生故障时，无法提供足够的感性无功支撑电网电压；若电压恢复时电容支路未能及时退出则会导致电压过高，产生高电压危害。在实际工程中，电容器的正的电压特性是多次风电场大规模脱网的主要原因。在2011年2月24日发生的2.24事故中，电网短路故障时，电压降低，投入的SVC无法提供足够的感性无功支撑，导致风电场发生大规模的低压脱网事故；故障排除后，系统电压恢复，此时SVC电容支路未能及时退出，导致电压进一步升高，风机高压保护装置动作，发生大规模高压脱网事故。SVG利用全控型器件构造的桥式电路调节电网侧电流相位和幅值，可以实现容性无功到感性无功的连续可调，且避免了电容器组和静止无功补偿器的上述缺陷，可以做到无功动态调节，具有较强的暂态无功支撑能力，在实际生产中得到了广泛的应用。光伏发电发展落后于风电，在发展过程中充分吸收了风电场的经验和教训，受风电场大规模脱网事故的影响，大多数大型光伏电站采用SVG进行无功补偿，因此本文中采用SVG表示集中式无功补偿装置。 三、大型光伏电站无功电压控制策略
（一）控制策略
①首先根據光照强度预测曲线预测将来1h光照强度；②判断是否满足结束条件，满足则结束，不满足则执行下一步；③计算将来一小时的等效光照强度；④计算在等效光照强度下各光伏发电单元的有功出力，结合集电线路、箱式变压器器、主变压器以及远距离输电线路参数建立大型光伏电站稳态运行模型模型；④建立大型光伏电站无功电压优化模型；⑥通过免疫粒子群算法对优化模型进行求解，计算结果作为将来一小时控制变量（箱式变压器分接头位置、逆变器无功指令、SVG无功指令以及主变压器分接头位置）指令值；⑦1h后转到第1步。
（二）算例计算
算法参数：分别在matlab环境下编写采用自适应权重系数的粒子群算法（APSO）程序和免疫粒子群算法（IOPSO）以及潮流计算程序，潮流计算采用牛顿—拉夫逊迭代算法；两种优化算法种群规模都为40，最大迭代次数300次；c1=c2=1.496，wmax取0.95，wmin取0.55；满足算法收敛的充分条件：w>（c1+c2-1）/2；期望选择概率P的调节系数α取0.7。由于优化策略优化目标包括并网点电压、站内各光伏发电单元出口电压以及站内有功损耗，按照3.2节所述，三个优化目标的权重系数λ1，λ2，λ3分别取1/3，1/3，1/3。
计算过程：分别计算得到各个时间段的各控制变量的动作指令值。为验证优化结果在实际光照下的有效性，再将各个时间段的控制指令值带入实际光照条件下进行潮流计算，求得全天范围内并网点电压，站内电压以及站内有功损耗情况。计算结果如下。
1.并网点电压
优化后，受光照强度的影响被削弱。采用IOPSO算法优化后，全天内的并网点电压最大值为1.012，最小值为0.99；采用APSO算法优化后，全天内的并网点电压最大值为1.018，最小值为0.987；可知采用两种算法都能在全天范围内将并网点电压优化至在额定值附近，与优化前相比电压波动范围大幅减小。
为进一步分析控制策略的有效性，每隔10min采集一次并网点电压，计算全天范围内的平均电压偏差σ：
其中n为采样点数，Ui为不同采样点时刻的并网点电压幅值。
可知采用优化策略后并网点电压在全天范围内的平均偏差大幅减小，且IOPSO算法优化效果略优于APSO算法。
由于在某个时间段内（1h）采用的控制变量为在该时间段的等效光照强度条件下的最优解，当某时刻光照强度等于等效光照强度时，并网点电压最接近额定值，而在其他时刻结果显然会出现偏差，且偏差随着实际光照强度与等效光照强度之差增加而增加。例如在12：00-13：00之间的实际的光照强度由870/m2逐渐增加至917W/m2，而该时间段的控制变量指令值为在等效光照强度为（894.3W/m2）条件下计算得到的，在该控制变量的作用下，并网点电压由1.012逐渐降低至0.99，呈现与优化前相同的变化趋势。但由于光照变化较为缓慢，且优化策略每隔一小时进行一次优化计算，限制了电压偏差的进一步增大，使得实际控制结果误差在允许范围内。
2.站内光伏发电单元出口电压
采用APSO和IOPSO算法优化时，站内电压偏差参考值选择1.035pu。由于站内电压呈现较大的时空分散特性，所以这里采用站内各组PVGU出口电压最大值，最小值以及标准差表示站内电压分布情况。可知，优化前站内电压最大值为1.08，最小值为0.963，电压最大值的波动范围为0.0415pu，电压最小值的波动范围为0.0698pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.083pu；由3.8（a）可知采用IOPSO算法优化后，全天范围内站内电压最大值为1.0497，最小值为1.01，电压最大值的波动范围为0.0242pu，电压最小值的波动范围为0.0227pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.217pu；可知采用APSO算法优化后，全天范围内全天范围内站内电压最大值为1.055，最小值为1.011，电压最大值的波动范围为0.026pu，电压最小值的波动范围为0.023pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.22pu；可知，优化后站内电压标准差有显著降低。
结果表明，本文所提控制策略可以降低站内电压的波动性，使得站内电压均匀分布，大幅削弱站内电压的时空分散特性，且IOPSO算法优化性能略优于APSO算法。
近年来，随着光伏电站不断向规模化和大型化发展，光伏电站的无功电压问题日益突出。为保障电力系统和电站本身的安全稳定运行，大型光伏电站必须具备无功电压调节能力，并参与电力系统的无功调节。本文以大型光伏电站并入无穷大电网为研究对象，建立了光伏电站稳态运行模型，对电站并网点电压和内部电压进行分析，在此基础上提出了大型光伏电站无功电压优化控制策略。期望能够起到一定的借鉴作用。
参考文献
[1] 陈海飞，苗淼，常康.大型并网光伏电站无功电压控制综述[J].陕西电力，2016，（10）.
[2] 杨明，周林，杜潇，韦延方，李斌.大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略[J].电机与控制学报，2016，（10）.
[3] 戴智慧.并网光伏电站的无功电压控制研究[D].南京师范大学，2015.
[4] 杨明.大型光伏电站逆变器并网控制策略及稳定性分析[D].重庆大学，2014.
[关键词]大型光伏电站；无功电压；控制策略
中图分类号：TP111.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0059-02
光伏发电因其清洁高效无噪声等特点，已成为利用太阳能的主要形式，近年来发展迅猛，已然成为缓和能源危机，改善环境问题的重大技术举措，并被认为是可预见未来的主要能源。截止到2014年底，全球光伏发电装机容量已达到 188.8GW，其中德国发展较好，光伏装机容量已占全国总电力装机容量的21.5%，发电量占比达到6.3%，成为装机容量最大的电源。我国光伏发电产业起步较晚，但在市场调节和政策扶持下，近年发展迅速。截止到 2015 年底，我国已成为光伏发电装机容量最大的国家，光伏发电累计装机容量已达到4318万千瓦，其中光伏电站3712万千瓦，分布式光伏606万千瓦。我国能源局于 2015年12月15 日印发的《太阳能利用“十三五”发展规划（征求意见稿）》中指出，到2020年底，我国太阳能发电装机容量达到1.6亿千瓦，年发电量达到1700亿千瓦时；太阳能发电在电力结构中所占比重约7%，在新增电力装机结构中的比重约15%，在全国总发电量结构中的比重约2.5%，其中光伏装机容量更是达到1.5亿千瓦。随着光伏电站的大型化和规模化，以及光伏电源在电网中比例的增加，光伏并网带来的问题逐渐显现，其中无功电压问题不容忽视。
一、大型光伏电站无功电压控制研究现状
目前关于大型光伏电站无功电压控制策略都重点对并网点电压进行控制，均未考虑电站内部电压分布情况。实际上，由于电站内部集电线路以及箱式升压变压器电气参数的影响，光伏发电单元出口电压也会随着光伏出力的波动而波动，严重时导致保护装置动作，逆变器连锁脱网，且不同位置的光伏发电单元会呈现不同的无功电压特性。以上控制策略虽然能够对并网点电压进行调节，但若按照等比例、距离比或者灵敏度系数比的方式控制不同位置逆变器的无功输出可能会导致电站内部电压更加恶化，发生大规模逆变器脱网事故。因此有必要对电站内部电压进行优化，但目前尚无文献在这方面进行研究。本文拟充分利用逆变器的无功输出能力，结合 SVG和有载调压变压器分接头的调节能力，对并网点电压和电站内部电压进行优化，针对有功出力的波定性和随机性，研究大型光伏电站的站内无功电压优化控制策略。
二、大型光伏电站电压波动机理分析
《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW 617-2011）根据接入电网的电压等级将光伏电站划分为小型，中型和大型光伏电站，其中大型光伏电站通过66kV及以上电压等级并入电网。受资源密度和能量分布的制约，大型光伏电站通常由多组光伏发电单元并联组成。为减小电站内部损耗，每组光伏发电单元通过1台10kV箱式变压器（Ti）升压，再经由集电线路汇集至主变器（T）低压侧，再由主变器将电能集中升压至更高电压等级，通过长距离输电线路输送至电网。按上述规范规定，通过110kV及以上电压等级并网的大型光伏电站需要设置无功电压控制系统（Automatic Voltage Control，，AVC），AVC系统通过站内通信系统采集站内各设备的运行状态和运行数据，并发出控制指令（比如逆变器控制信号，有载调压变压器分接头动作信号），可以实现无功电压的自动控制。大型光伏电站的典型拓扑结构如图1所示。图中Ui表示第i组光伏发电单元出口电压，UPOI表示主变压器高压侧（并网点）电压。U表示电网电压。
为了便于维护，提高可靠性，光伏发电单元一般由500kW逆变器并联组成，通过箱式变压器接入集电线路。在这种结构下逆变器的结构和控制参数都相同，一台逆变器故障，不会影响其他逆变器正常工作，且采用共直流母线的结构可以根据光照强度投入逆变器台数，可以提高逆变器利用率，降低损耗。
光伏电站应充分利用逆变器的无功容量对电压进行调节，但当光照充足时，逆变器接近满发，无功容量较小，此时无法支撑并网点电压，所以还应在变压器低压侧安装集中式无功补偿装置。常见的无功补偿装置包括分级投入型如并联电容器组，以及连续调节型如静止无功补偿器（Static Var Compensator，SVC）和静止无功发生器（Static Var Generator，SVG）。并联电容器组通过分组投入电容器向系提供感性无功功率，无法实现连续调节；SVC通过晶闸管调节电容器和电抗器电流，从而改变装置整体的伏安特性，可以向系统提供连续的感性无功和容性无功。该两种装置都是利用电容产生无功功率，但电容具有正的电压特性，当系统发生故障时，无法提供足够的感性无功支撑电网电压；若电压恢复时电容支路未能及时退出则会导致电压过高，产生高电压危害。在实际工程中，电容器的正的电压特性是多次风电场大规模脱网的主要原因。在2011年2月24日发生的2.24事故中，电网短路故障时，电压降低，投入的SVC无法提供足够的感性无功支撑，导致风电场发生大规模的低压脱网事故；故障排除后，系统电压恢复，此时SVC电容支路未能及时退出，导致电压进一步升高，风机高压保护装置动作，发生大规模高压脱网事故。SVG利用全控型器件构造的桥式电路调节电网侧电流相位和幅值，可以实现容性无功到感性无功的连续可调，且避免了电容器组和静止无功补偿器的上述缺陷，可以做到无功动态调节，具有较强的暂态无功支撑能力，在实际生产中得到了广泛的应用。光伏发电发展落后于风电，在发展过程中充分吸收了风电场的经验和教训，受风电场大规模脱网事故的影响，大多数大型光伏电站采用SVG进行无功补偿，因此本文中采用SVG表示集中式无功补偿装置。 三、大型光伏电站无功电压控制策略
（一）控制策略
①首先根據光照强度预测曲线预测将来1h光照强度；②判断是否满足结束条件，满足则结束，不满足则执行下一步；③计算将来一小时的等效光照强度；④计算在等效光照强度下各光伏发电单元的有功出力，结合集电线路、箱式变压器器、主变压器以及远距离输电线路参数建立大型光伏电站稳态运行模型模型；④建立大型光伏电站无功电压优化模型；⑥通过免疫粒子群算法对优化模型进行求解，计算结果作为将来一小时控制变量（箱式变压器分接头位置、逆变器无功指令、SVG无功指令以及主变压器分接头位置）指令值；⑦1h后转到第1步。
（二）算例计算
算法参数：分别在matlab环境下编写采用自适应权重系数的粒子群算法（APSO）程序和免疫粒子群算法（IOPSO）以及潮流计算程序，潮流计算采用牛顿—拉夫逊迭代算法；两种优化算法种群规模都为40，最大迭代次数300次；c1=c2=1.496，wmax取0.95，wmin取0.55；满足算法收敛的充分条件：w>（c1+c2-1）/2；期望选择概率P的调节系数α取0.7。由于优化策略优化目标包括并网点电压、站内各光伏发电单元出口电压以及站内有功损耗，按照3.2节所述，三个优化目标的权重系数λ1，λ2，λ3分别取1/3，1/3，1/3。
计算过程：分别计算得到各个时间段的各控制变量的动作指令值。为验证优化结果在实际光照下的有效性，再将各个时间段的控制指令值带入实际光照条件下进行潮流计算，求得全天范围内并网点电压，站内电压以及站内有功损耗情况。计算结果如下。
1.并网点电压
优化后，受光照强度的影响被削弱。采用IOPSO算法优化后，全天内的并网点电压最大值为1.012，最小值为0.99；采用APSO算法优化后，全天内的并网点电压最大值为1.018，最小值为0.987；可知采用两种算法都能在全天范围内将并网点电压优化至在额定值附近，与优化前相比电压波动范围大幅减小。
为进一步分析控制策略的有效性，每隔10min采集一次并网点电压，计算全天范围内的平均电压偏差σ：
其中n为采样点数，Ui为不同采样点时刻的并网点电压幅值。
可知采用优化策略后并网点电压在全天范围内的平均偏差大幅减小，且IOPSO算法优化效果略优于APSO算法。
由于在某个时间段内（1h）采用的控制变量为在该时间段的等效光照强度条件下的最优解，当某时刻光照强度等于等效光照强度时，并网点电压最接近额定值，而在其他时刻结果显然会出现偏差，且偏差随着实际光照强度与等效光照强度之差增加而增加。例如在12：00-13：00之间的实际的光照强度由870/m2逐渐增加至917W/m2，而该时间段的控制变量指令值为在等效光照强度为（894.3W/m2）条件下计算得到的，在该控制变量的作用下，并网点电压由1.012逐渐降低至0.99，呈现与优化前相同的变化趋势。但由于光照变化较为缓慢，且优化策略每隔一小时进行一次优化计算，限制了电压偏差的进一步增大，使得实际控制结果误差在允许范围内。
2.站内光伏发电单元出口电压
采用APSO和IOPSO算法优化时，站内电压偏差参考值选择1.035pu。由于站内电压呈现较大的时空分散特性，所以这里采用站内各组PVGU出口电压最大值，最小值以及标准差表示站内电压分布情况。可知，优化前站内电压最大值为1.08，最小值为0.963，电压最大值的波动范围为0.0415pu，电压最小值的波动范围为0.0698pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.083pu；由3.8（a）可知采用IOPSO算法优化后，全天范围内站内电压最大值为1.0497，最小值为1.01，电压最大值的波动范围为0.0242pu，电压最小值的波动范围为0.0227pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.217pu；可知采用APSO算法优化后，全天范围内全天范围内站内电压最大值为1.055，最小值为1.011，电压最大值的波动范围为0.026pu，电压最小值的波动范围为0.023pu，同一时刻站内电压最大值与最小值之差最大为0.22pu；可知，优化后站内电压标准差有显著降低。
结果表明，本文所提控制策略可以降低站内电压的波动性，使得站内电压均匀分布，大幅削弱站内电压的时空分散特性，且IOPSO算法优化性能略优于APSO算法。
近年来，随着光伏电站不断向规模化和大型化发展，光伏电站的无功电压问题日益突出。为保障电力系统和电站本身的安全稳定运行，大型光伏电站必须具备无功电压调节能力，并参与电力系统的无功调节。本文以大型光伏电站并入无穷大电网为研究对象，建立了光伏电站稳态运行模型，对电站并网点电压和内部电压进行分析，在此基础上提出了大型光伏电站无功电压优化控制策略。期望能够起到一定的借鉴作用。
参考文献
[1] 陈海飞，苗淼，常康.大型并网光伏电站无功电压控制综述[J].陕西电力，2016，（10）.
[2] 杨明，周林，杜潇，韦延方，李斌.大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略[J].电机与控制学报，2016，（10）.
[3] 戴智慧.并网光伏电站的无功电压控制研究[D].南京师范大学，2015.
[4] 杨明.大型光伏电站逆变器并网控制策略及稳定性分析[D].重庆大学，2014.