光伏电站并网控制系统图「光伏电站并网流程」

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光伏电站功率控制技术

为了保障电网安全稳定运行，提高光伏发电消纳能力，光伏电站并网运行后，应根据电网运行要求进行功率控制。光伏电站的功率控制包括有功功率控制和无功功率控制两个方面。对于并网型光伏电站，其功率控制通过逆变器、SVC、SVG 等设备实现。

光伏电站并网控制系统

光伏电站并网控制系统是指安装于光伏电站内，自动接收调度主站下发的有功功率、电压（无功）整定值，自动闭环调节站内逆变器、SVC、SVG等设备的有功/无功功率，实时跟踪调度主站下发指令的系统。

近年来青海电网光伏电站并网运行控制的经验，给出了光伏并网控制系统对逆变器、SVC/SVG装置及监控系统技术要求的建议，为光伏电站建设及运维提供参考。

一、逆变器

逆变器是通过半导体功率开关的开通和关断作用，将直流电能转变成交流电能供给负载使用的一种转换装置，是整流器的逆向变换功能器件，也是光伏并网发电系统进行电能变换的核心。

（一）逆变器的技术性能

光伏电站使用的逆变器常用技术参数有：

1.额定输出电压

集中式逆变器三相额定电压通常为270、315V，组串式逆变器三相额定电压通常为380/400V、480V。在稳定运行时，一般要求电压波动偏差不超过额定值的3%～5%。在负载突变时，电压偏差不超过额定值的 8%～10%。

2.输出电压的不平衡度

在正常工作时，逆变器输出电压的不平衡程度不应超过5%～8%。

3.输出电压的波形失真度

当输出为正弦波时，一般要求输出电压的波形失真度不超过5%。

4.输出频率

逆变器输出频率应相对稳定，如工频50Hz，正常工作时偏差应不超过1%。

5.负载功率因数

负载功率因数表征了逆变器带动感性负载的能力，在正弦波条件下，负载截功率因数应为0.7～0.9。

6.输出容量

输出容量指当输出功率因数为1（纯阻性负载）时，额定输出电压和额定输出电流的乘积。

7.输出效率

输出效率指在规定的工作条件下，输出功率与输入功率之比，通常应在 90%以上。逆变器效率会随负载率而改变，往往在负载率低于 20%和高于 80%时，效率要低一些。为了提高能源的利用率，逆变器的效率应达到—定的要求。逆变器的输出功率在大于等于额定功率的75%时，效率应大于等于95%。

8.其他技术要求

逆变器需具有低电压穿越能力，在并网点电压因电网事故或扰动引起跌落时，在一定电压跌落范围和时间间隔内，逆变器不至干闭锁使光伏电站脱网。同时，逆器还需且有过频、欠频、短路、漏电、防雷、防过温，交、直流过电流，电网断电，电网过、欠电压，逆变器故障、DSP故障、直流母线过电压保护功能。

（二）光伏并网控制系统对逆变器的技术要求

1.通信接口信息

逆变器通信接口信息应符合表5-1的要求。

2.功能和性能

（1）逆变器为并网控制提供的所有功能需在海拔 3000m 以下、-40～ 50℃条件下完全正常工作。海拔3000m 以上，允许降容5%。

（2）逆变器须具备有功、无功解耦功能，即有功功率在额定值的情况下，至少保证±0.32×逆变器额定功率的无功功率调节范围（逆变器 5%过载长时间运行能力）;对于新建光伏电站须保证±0.45×逆变器额定功率的无功功率调节范围（逆变器 10%过载长时间运行能力）。

（3）逆变器的有功、无功调节响应速率至少应达到 10%×逆变器额定容量/s。

（4）逆变器须采用电力系统标准方式实现与光伏电站计算机监控系统、并网控制系统的通信功能。逆变器可以采用串口方式使用MODBUS规约通信，也可以通过网口方式使用DL/T 634.5104—2009或IEC-61850规约通信。对于新建光伏电站的逆变器，必须采用网口方式使用DL/T634.5104—2009 或 IEC-61850规约通信。遥测变化更新速率不大于1s。遥控、遥调响应时间不大于5s。

（5）逆变器经济运行范围至少在30%～100%额定容量。对于新建光伏电站须保证 10%～110%的经济运行范围，在逆变器功率仅为额定容量 10%或为额定容量 110%的极端情况下能够长时间稳定运行。

（6）启机时间不大于5min。

（7）停机时间不大于5s。

二、无功补偿装置

（一）无功功率补偿简介

电能可以转换为热能、光能、化学能及机械能等，这种转换和消耗的电能为有功能量，对应的功率是有功功率。实际上，电能在其转换和传递的过程中，有时，并不能直接完成尤其是在电能的传递过程中，需要进行电磁转换或电场转换的时候，必须建立一个磁场（感性）或电场（容性）的通路（桥梁）。用来建立这种磁场或电场通路所消耗的电能并没有被真正消耗掉，于是，我们称这部分能量为无功能量，对应的功率叫无功功率。

在电力系统的运行中，系统运行的安全性、可靠性和经济性，输送电能的质量是其最根本的问题。一些大功率负荷的投入、退出，或者系统局部故障等，都会造成系统中有功功率和无功功率的大幅扰动，从而对电网的稳定性和经济性产生影响。同时，这些扰动引起的电磁暂态过程产生的过电流和过电压又往往会危害到有关电气设备的安全。

随着国民经济的发展和现代化技术的进步，电网负荷急剧增大，对电网感性无功要求也与日俱增。特别是如可逆式大型轧钢机、炼钢电弧炉等冲击负荷、非线性负荷容量的不断增加，加上普遍应用的电力电子和微电技术，使得电网发生电压波形畸变，电压波动闪变和三相不平衡等，产生电能质量降低，电网功率因数降低，网络损耗增加等不良影响。

另外， 当前的直流输电工程日益发展，大功率换流装置（无论整流或逆变）都需要系统提供大量无功功率。特别是一端为弱系统或临近的交流系统发生故障时，如果不能迅速补偿大幅度波动的无功功率，就会导致系统失控或瓦解。

因此快速有效地调节电网的无功功率，使整个电网负荷的潮流分配更趋合理，这对电网的稳定、调相、调压、限制过电压等方面都是十分重要的。无功功率补偿的作用概括起来有.

（1）在电力系统扰动情况下，提供有效的电压支撑。

（2）提高输电系统的静态和动态稳定性。

（3）降低暂杰过电压。

（4）阻尼系统的低频和次同步振荡。

（5）减小电压和电流的不平衡，抑制不对称负荷。

（6）减小由于电压波动引起的闪变。

（7）增加输电线路的有功功率传输容量。

（8）滤除流入系统的谐波电流。

（9）快速补偿换流站所需要的无功功率，稳定弱系统的波动，保证可靠换流。

传统的无功补偿装置很多，有同步调相机、并联电容器等。同步调相机（Synchronous Condenser，SC）是专门用来产生无功功率的同步机，在过励磁或欠励磁的不同情况下，可以分别发出不同大小的容性或感性无功功率。由于它是旋转电机，损耗和噪声都比较大，运行维护复杂，响应速度慢，在很多情况下已经不能满足快速无功功率控制的要求。并联电容器也是无功补偿的传统方法之一，其结构简单，费用低廉。然而，并联电容器不能跟踪负载无功需求的变化，只能补偿固定无变化的无功功率，且当系统中存在谐波时，还有可能发生并联谐振，导致谐波放大。因此，随着技术的发展，传统的无功补偿装置已经逐渐被静止型无功补偿装置 SVC和静止无功发生器 SVG所取代。光伏电站可在升压变压器低压侧配置集中无功补偿装置。无集中升压变压器光伏电站可在汇集点安装集中无功补偿装置。光伏电站无功补偿装置配置，应根据光伏电站实际情况，如安装容量、安装型式、站内汇集线分布、送出线路长度、接入电网情况等，进行无功电压计算后确定。光伏电站的无功补偿装置主要有 SVC 和 SVG两种。

（二）SVC装置

根据 IEEE和 CIGRE的定义，SVC（Static Var Compensator）是一种并联型静止无功功率补偿器，其输出可变，以保持或者控制电力系统中的特定参数。

由于传统无功补偿装置在响应速度、损耗噪声、运行维护等方面的局限性，从 20 世纪70年代开始逐渐被SVC所取代。饱和电抗器（Saturated Reactor，SR）属于早期的SVC装置，其铁芯工作在饱和状态，因而损耗和噪声都很大，而且存在一些非线性电路的特殊问题，又不能分相调节以补偿负荷的不平衡，故此未能占据 SVC装置的主流。

随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用，使用晶闸管的 SVC逐渐成为首选方案。这类SVC没有旋转元件、可靠性高，可以根据电网无功的实时需求连续调节无功功率的输出，从而实现系统无功功率的动态补偿。 具有快速响应性，可频繁动作性以及分相补偿的能力，可应用于大型冲击性、快速周期波动、不平衡以及非线性负荷的动态无功补偿领域，改善电能质量。因此，近年来，在世界范围内其市场一直在迅速而稳定的增长，已占据了SVC的主导地位。

SVC的一般特征如下∶

（1）没有旋转部件，维护要求较低。

（2）控制响应快速。

（3）可以分相控制。

（4）损耗较小。

（5）可靠性高。

（6）不影响系统短路容量。

（7）除晶闸管投切电容器外，SVC会产生谐波。

（8）当SVC运行在线型可控范围外时，其发出的无功功率随着电压的平方而变化，造成低电压时无功支撑能力的减弱。

实际中大量应用的 SVC有以下几种支路型式∶

1. TCR

品闸管控制电抗器（Thyristor Controlled Reactor，TCR）是晶闸管型 SVC的最重要组成部分，通常与固定电容器或者晶闸管投切电容器结合使用。TCR由反并联晶闸管阀组和相控电抗器串联之后，三相连接成三角形接线方式并入电网，通过控制晶闸管阀组的导通时间长短，就可以改变与其串联的电抗器中流过的电流（主要是工频基波电流）大小，从而改变电抗器吸收电网的无功功率值。TCR 型补偿器具有反应时间快（响应时间小于 20ms），无级调节，可以分相调节，平衡有功，适用范围广等优点，实际应用的比较多，在抑制电弧炉负荷产生的电压闪变时，大部分都是采用这种型式;但同时它工作时会产生大量谐波，对电网造成二次污染，提高了谐波控制的难度和成本。

2.TSC

晶闸管投切电容器（Thyristor Switched Capacitor，TSC）型补偿器由反并联晶闸管阀组、电容器及小的限流电抗器串联组成。反并联晶闸管阀组的作用相当于双向开关，通过阀组的开断达到将电容器投入退出电网的作用。与机械式开关不同的是。晶闸管阀组可以选择在阀组两端电压过零的时刻导通，使投切过程的暂态量最小。

TSC型补偿器的特点是反应快，适用范围广，分相调节装置本身不产生谐波，损耗小，但它只能分级调节，经常配合TCR使用，价格较高。

3. MSC TCR

在一些要求不高，电容投切不频繁的应用场合，可以采用机械开关代替 TSC支路的晶闸管，构成机械开关投切电容—晶闸管控制电抗器型（Mechanically Switched Capacitor Thyristor Controlled Reactor，MSC TCR）无功补偿装置，有利于降低成本和降低损耗。

4. FC TCR

固定电容—晶闸管控制电抗器型（Fixed Capacitor ＋Thyristor Swiched Capacitor，FC TCR）型补偿器由 TCR 和若干电容器组并联而成。通过控制与电抗器串联的双向晶闸管的导通角，既可以向系统输送感性无功电流，又可以向系统输送容性无功电流。由于该补偿器响应时间快（小于等于一个周波），灵活性大，而且可以连续调节无功输出，同时，可以补偿电网的三相不平衡，所以目前在国内的电力系统中应用比较广泛。但该补偿装置输出电流中含有较多的高次谐波，而且电抗器体积大，成本也比较高。

5.FC MCR

固定电容十磁控式电抗器型（Fixed Capacitor十Magnetic Control Reactor;FC十MCR）型补偿器是由 MCR 和若干组电容器组并联而成。MCR装置利用直流励磁原理，采用小截面磁饱和技术，通过调节磁控电抗器的磁饱和度，改变其输出的感性无功功率，中和电容器组的容性无功功率，实现无功功率的连续可调。MCR装置的优点是自身不产生谐波，成本较低，占地面积小，不需要专门的冷却系统，安全可靠性高，缺点是响应速度慢，在100ms 以上时，不能满足快速响应的要求。

总的来说，没有任何一种 SVC可以满足所有无功功率补偿的要求。选择特定结构的SVC通常基于如下几个因素;应用的要求、响应速度、运行的频率、损耗、投资成本、噪声等。在综合考虑运行可靠性、响应速度等因素的情况下，FC十TCR是迄今为止最为通用的SVC结构型式。

（三）SVG装置

静止无功发生器（Static Var Generator，SVG），又称静止同步补偿器（Static Synchro-nous Compensator，STATCOM），采用目前最为先进的无功补偿技术，不再采用大容量的电容和申感器件、将 IGBT构成的桥式电路经过变压器或电抗器接到电网上，活当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值，或者直接控制其交流侧电流，就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态调整控制目标侧电压或者无功的目的。

1.SVG装置的特点

（1）补偿方式∶通过检测模块、控制运算模块及补偿输出模块进行无功补偿，根据补偿容量，补偿后的功率因素可以达到0.98 以上。

（2）补偿时间∶4~20ms就可以完成一次补偿。

（3）有级无级∶可以进行无极补偿，配置合适的补偿容量能够实现精确补偿。

（4）谐波滤除∶不产生谐波更不会放大谐波，配合滤波支路可以滤除谐波。

（5）使用寿命;10年以上，自身损耗极小且基本上不需要维护。

2.SVG实际应用中的问题

在实际工程中，国内大量开始应用SVG是在 2010年之后，运行初期，由于产品成熟度低、技术门槛高，实际产生的各种问题较多，主要体现在∶

（1）SVG一般采用链式结构，每相由有若干结构完全相同的链节串联组成，每个链节均需通过脉宽调制技术控制功率器件的导通和关断，控制算法技术门槛高。控制算法、控制软件结构以及高集成度的阀控装置是制约目前国内一些厂家的瓶颈，这导致了其产品在实际运行中无法稳定电压，交错输出感性和容性无功，引起母线电压的振荡。

（2）一些厂家对 SVG链节结构没有足够重视，导致设计的产品存在如干扰、母排杂散电感过大、散热不合理等诸多问题。这些都使得内部换流器件的安全受到威胁，经常出现如炸机、器件击穿的情况。某些厂家链节结构采用分区屏蔽的子模块电气及机械结构设计，则可大大提高产品稳定性和可靠性。

（四）SVC与SVG两种无功补偿方式的对比

根据SVC与SVG装置的不同，应用在不同类型的光伏电站中。SVC与SVG装置两种无功补偿方式的对比见表5-2。

（五）光伏并网控制系统对 SVC/SVG的技术要求

1.通信接口信息

SVC/SVG装置的通信接口信息应符合表5-3的要求。

2.功能和性能

（1）SVC、SVG为并网控制提供的所有功能应在海拔 4500m、-40～ 60℃条件下完全正常工作。

（2）SVC、SVG设备应具备定无功功率模式，即 SVC、SVG稳定运行在向系统输出（吸收）指定数值无功功率的模式。

（3）SVC、SVG须采用电力系统标准方式实现与光伏电站计算机监控系统、并网控制系统的通信功能。SVC、SVG可以采用串口方式使用 MODBUS规约通信，也可以通过网口方式使用 DL/T634.5103—2009、DL/T634.5104—2009或 IEC-61850 规约通信。对于新建光伏电站的 SVC、SVG必须采用网口方式使用DL/T 634.5104—2009或IEC-61850规约通信。遥测变化更新速率应不大于1s。遥控、遥调响应时间应不大干5s。

（4）SVC的整体响应时间应不大于30ms。

（5）SVG的整体响应时间应不大于30ms。

（6）SVC、SVG具备自动跟踪目标电压的模式（可选）。

（7）SVC、SVG具备控制主变进线无功功率或功率因数的工作模式（可选）。

（8）SVC、SVG具备在光伏电站发生三相短路等紧急情况下。自动快速为系统提供无功支撑的能力（可选）。

（9）SVC、SVG具备按照调度要求定制暂态工况判别条件和暂态工况下自动控制策略（可选）。

三、光伏并网控制系统

（一）系统部署

光伏并网控制系统部署于光伏电站监控网，位干安全I区，典型部署方案如图5-1所示。

（二）系统功能和性能

根据实际运行经验，光伏并网控制系统的功能和性能应满足下列条件为宜：

（1）考虑到光伏电站运行工况比较恶劣，光伏并网控制系统在海拔 4500m、-40～ 60℃条件下能够正常工作。

（2）具备可扩展性，可以适应扩建等情况下的系统扩充。

（3）具备对时功能。

（4）人机界面友好，值班人员在界面上可以执行投入/退出、系统复归等常规操作，执行操作前进行权限校验。

（5）具备开环调节功能。

（6）遥控、遥调正确率必须为100%。

（7）遥控、遥调成功率应不小于99%。

（8）系统正常时CPU平均负荷率应不大于25%。

（9）光伏并网控制系统遥控、遥调网络响应时间应不大于5s。

（10）具备lmin内下调或上调 20%光伏电站装机容量的 AGC响应速率（太阳光辐照度条件不允许的情形不受此限制）。

（11）具备 2min 内从无功最大输出状态调节到无功最大吸收状态或从无功最大吸收状态调节到无功最大输出状态的 AVC响应速率。

（12）具备有功功率调节速率限制设定，确保1min、10min光伏电站有功功率变化最大值不超过调度规定的限值（太阳光辐照度条件不允许的情形不受此限制）。

（13）在监测到电网发生出口电压极度跌落等明显异常的情况下，能可靠闭锁 AGC、AVC自动调节。

（14）在满足电网安全性的前提下，采用最经济的调节方式，提高清洁能源利用率。

（15）AGC调节优先采用逆变器限制有功功率的方式，在限功率方式无法满足调节要求的情况下，可以通过停止逆变器的方式执行 AGC调节。

（16）AVC调节优先使用逆变器的无功调节能力，在逆变器调节达到极限的情况下，可以调节 SVC、SVG的无功输出。

（17）具备打印每日调度指令历史记录功能。

（三）光伏电站计算机监控系统通信接口信息

1.光伏电站计算机监控系统子站通信接口信息光伏电站计算机监控系统子站通信接口信息见表5-4。

2.光伏电站计算机监控系统主站通信接口信息

光伏并网控制系统作为子站和光伏电站计算机监控系统通信，通过光伏电站计算机监控系统的远动机经由远动通道实现与调度主站的通信，接口信息见表5-5。

3.功能和性能

（1）光伏电站计算机监控系统为并网控制提供的所有功能须在海拔 4500m、-40~ 60℃条件下完全正常工作。

（2）光伏电站计算机监控系统与并网控制系统须采用网口方式通过 DL/T634.5104—2009 或者 IEC61850规约通信。如果光伏电站计算机监控系统与并网控制系统为同一供应商，则可以采用供应商自有规约通信。遥测变化更新速率应不大于1s。遥控、遥调响应时间应不大于5s。