一種基于功率預測的并網光伏電站無功-電壓控制方法與流程

本發明涉及一種控制方法，具體涉及一種基于功率預測的并網光伏電站無功-電壓控制方法。

背景技術：

太陽能光伏發電具有隨機性、間歇性、周期性以及波動性的特點，隨著光伏發電規模不斷增長，對電網電壓穩定的影響日益明顯。在并網光伏電站安裝無功-電壓自動控制系統(下文簡稱為光伏AVC系統)是保證電網電壓穩定、無功平衡的重要手段，典型光伏AVC系統結構如圖1所示，光伏AVC系統通過協調光伏電站內無功調節設備出力完成并網點電壓控制。

光伏發電與火電/風電相比較，由于缺少機械設備的轉動慣量及阻尼特性，出力變化呈階躍特性，對光伏AVC系統響應時間(各地規定不同，一般要求在10～20秒左右)、控制精度的要求明顯提高，這使得傳統定步長調節、多輪反饋控制方法難以滿足系統要求。在實際工程應用中暴露以下問題：

(1)無功調節設備控制協調困難，理論上光伏逆變器及靜態無功補償設備具有毫秒級響應速度，電容器投切時間也小于1秒，但在實際工程中，各無功調節設備響應速度受通訊方式影響較大。特別是獨立控制的光伏逆變器，若采用環形而非光纖直聯方式通訊，響應速度較慢的逆變器往往在數秒以上，采用傳統控制方法容易出現在規定調節時間內母線電壓超調或調節不到位問題。

(2)無功調節總量計算困難，由于并網點無功、電壓變化較小以及測量數據不同步等因素的影響，根據電壓偏差及無功變化在線計算得到系統阻抗往往誤差較大，導致調節總量計算存在問題，進而影響到光伏AVC系統的響應時間及控制精度。

(3)連續調節設備與離散調節設備的協調控制問題，現有的無功優化算法中，電容器投切次數作為計算約束性條件，并作為最后調節手段。因此，電容器投切操作一般滯后于電站并網點電壓變化情況，并導致光伏逆變器及靜態無功補償設備部分時段無功出力偏高，影響 發電效率。

(4)較少考慮電站內無功損耗的影響，當電網整體無功平衡時，影響光伏電站并網點電壓的重要因素之一是站內無功損耗，因此，無功-電壓調節過程中應充分考慮站內無功損耗變化情況,現有無功-電壓控制算法一般是不計及站內無功損耗的。

(5)靜態無功補償設備(SVC/SVG/MCR)的不合理應用。為保證電網故障下的暫態無功儲備，基于傳統火電/風電AVC系統發展而來的光伏AVC系統，在調節過程中一般不使用靜態無功補償設備的控制策略。這一方面容易導致電容器的頻繁投切；另一方面也使得主變無功需求完全由遠方的光伏逆變器提供，一定程度上增大了線損。實際運行經驗表明，在準確功率預測及無功裕度計算基礎上，通過合理、有限制的應用靜態無功補償設備調節容量，可有效提高電壓控制精度及AVC系統響應速度，減少電容器的投切次數。

技術實現要素：

為了克服上述現有技術的不足，本發明提供一種基于功率預測的并網光伏電站無功-電壓控制方法，針對不同無功調節設備響應速度差異，則用了分步控制保證光伏電站無功-電壓控制的精度及響應速度。

為了實現上述發明目的，本發明采取如下技術方案：

本發明提供一種基于功率預測的并網光伏電站無功-電壓控制方法，通過光伏AVC系統協調并網光伏電站內的無功調節設備，完成并網點電壓控制；所述無功調節設備包括光伏逆變器、并聯補償電容器組和靜態無功補償設備；

所述方法包括：

步驟1：確定并網光伏電站再并網點電壓調節結束時的無功損耗；

步驟2：確定并網光伏電站的無功調節總量；

步驟3：確定光伏逆變器和靜態無功補償設備的無功功率極限；

步驟4：進行并聯補償電容器組的投切控制；

步驟5：進行光伏逆變器和靜態無功補償設備的控制。

所述步驟1中，并網光伏電站包括集電線路和變壓器；包括：

步驟1-1：計算集電線路的總無功損耗，包括：

設集電線路電壓和電流分別為U和I，X_l為集電線路的等值電抗，x_l為集電線路單位長度電抗，l為集電線路長度，有X_l＝x_l·l；

于是集電線路的無功損耗Q_l和充電功率Q_c分別表示為：

Q_l＝3·I²X_l＝3·I²x_l·l (1)

Q_C＝U²ωC/1000＝U²·2πf·c·l/1000 (2)

其中，f為電力系統頻率，取50Hz；ω為電力系統角速度；C為集電線路對地電容，c為集電線路單位長度對地電容；

于是，集電線路的總無功損耗為Q_l-Q_C；

步驟1-2：計算變壓器的總無功損耗，包括：

單臺變壓器的無功損耗Q'_T表示為：

其中，S_N為變壓器的額定功率，I₀％為變壓器空載電流百分比，U_k％為變壓器短路電壓百分比，S為變壓器視在功率，β為變壓器負荷率，且β＝S/S_N；

于是，并網光伏電站內變壓器的總無功損耗Q_T表示為：

Q_T＝ΣQ'_T (4)

步驟1-3：計算并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗Q_Σ(t₀)，其表示為：

Q_Σ(t₀)＝Q_l-Q_C+Q_T (5)

采用求和自回歸滑動平均模型對并網點電壓調節過程中并網光伏電站的無功損耗進行預 測，于是并網光伏電站在并網點電壓調節結束時的無功損耗Q_Σ(t)表示為：

Q_Σ(t)＝Q_Σ(t₀)+▽Q'_Σ+▽Q”_Σ (6)

其中，t₀為并網點電壓調節開始時刻，t為并網點電壓調節結束時刻，▽Q'_Σ為并網光伏電站出力變化導致的并網光伏電站的無功損耗差值，▽Q”_Σ為并網點電壓變化導致的并網光伏電站的無功損耗差值。

所述步驟2包括：

并網點電壓U_pcc與并網點無功功率Q_pcc滿足以下關系：

其中，Q'_PV為光伏逆變器當前輸出的總無功功率，且Q'_PV＝Q_inv-Q_Σ(t₀)，Q_inv表示光伏逆變器輸出的無功功率，Q_Σ(t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗；Q_cap為并聯補償電容器組當前輸出無功功率，Q_svc為靜態無功補償設備當前輸出無功功率；ΔU_pcc為并網點電壓增量，ΔQ_pcc為并網點無功功率增量，ΔQ'_PV為光伏逆變器輸出無功功率增量，ΔQ_cap為聯補償電容器組輸出無功功率增量，ΔQ_svc為靜態無功補償設備輸出無功功率增量；

并網點電壓U_pcc和無窮大母線電壓U_∞分別表示為：

其中，U_PV為并網光伏電站低壓側母線電壓，P_PV和Q_PV分別為并網光伏電站低壓側注入有功功率和無功功率；中間量R_Σ和X_Σ分別表示為R_Σ＝R₁+R₂，X_Σ＝X₁+X₂，R₁和X₁分別 為主變等值電阻和電抗，R₂和X₂分別為并網點外部等值電阻和電抗；

由式(8)和(9)得到：

設并網光伏電站的電壓控制靈敏度和無功控制靈敏度分別為和有：

由式(11)可得：

并網光伏輸出無功功率Q_pcc表示為：

由式(11)和(13)可得：

并網光伏電站的無功調節總量Q_target表示為：

Q_target≈Q'_PV+Q_cap+Q_svc+Q_initial+ΔQ_pcc+ΔQ_Σ(t-t₀) (12)

其中，ΔQ_Σ(t-t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節周期內的無功損耗，且ΔQ_Σ(t-t₀)＝ΔQ_Σ(t)-ΔQ_Σ(t₀)，Q_Σ(t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗， ΔQ_Σ(t)為并網光伏電站在并網點電壓調節結束時的無功損耗。

所述步驟3包括：

步驟3-1：確定光伏逆變器的無功功率極限Q_invmax，有：

其中，U_inv為光伏逆變器輸出電壓，U_pcc為并網點電壓，ω為電力系統角速度，L為光伏逆變器交流側電感，P_inv和Q_inv表示光伏逆變器輸出有功功率和無功功率，且 P_inv和Q_inv之間還滿足 θ為U_inv和U_pcc之間的相位差；

步驟3-2：確定靜態無功補償設備的無功功率極限Q_svcmax滿足：

Q'_linemin≤Q_svcmax≤Q'_linemax (14)

其中，Q'_linemin、Q'_linemax分別為并網光伏電站中支路輸出的無功功率下限和上限。

所述步驟4中，采用分段控制方式對并聯補償電容器組進行投切控制，包括：

1)穩步上升階段，即并網光伏電站出力穩步上升階段，對應的典型時間段在并網光伏電站在上午6點至10點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用超前控制，即并聯補償電容器組在預計負荷上升前投入；

2)拐點階段，即并網光伏電站出力相對平穩階段，對應的典型時間段在并網光伏電站在上午10點至下午4點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用滯后控制，即光伏逆變器可調裕度低于并網光伏電站的無功調節增量情況下對并聯補償電容器組進行投切，其中并網光伏電站的無功調節增量為Q_invmax-Q_PV；

3)穩步下降階段，即并網光伏電站出力穩步下降階段，對應的典型時間段在并網光伏電站在下午4點至8點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用超前控制，即并聯補償 電容器組在預計負荷下降前切出。

所述步驟5包括：

步驟5-1：光伏AVC系統對光伏逆變器進行控制，包括：

1)在并網點電壓調節周期中，改變光伏逆變器的無功功率以實現并網點電壓控制；

2)在并網點電壓調節結束時刻后，保持并網點無功功率不變的情況下，采用光伏逆變器的無功功率置換靜態無功補償設備輸出的無功功率，并使靜態無功補償設備輸出的無功功率降為零，同時優化并網光伏電站內集電線路電壓分布；

步驟5-2：光伏AVC系統對靜態無功補償設備進行控制，包括：

1)在并網點電壓調節結束時刻前，若并網點電壓仍未滿足相應的設定目標值，則需調節靜態無功補償設備輸出的無功功率；

2)在并網點電壓調節結束時刻后，若靜態無功補償設備輸出無功功率，而同時光伏逆變器具備可調裕度，則采用光伏逆變器的無功功率置換靜態無功補償設備輸出的無功功率，并使靜態無功補償設備輸出的無功功率降為零。

與最接近的現有技術相比，本發明提供的技術方案具有以下有益效果：

(1)綜合考慮了并網光伏電站內集電線路、變壓器的無功損耗，并對調節過程中無功損耗的變化進行了預測，可較為精確的計算并網光伏電站的無功調節總量；

(2)精確計算光伏電站控制靈敏度，具備更好的無功-電壓控制精度及響應速度；

(3)功率預測與光伏電站AVC系統相結合，從而實現光伏電站電容器組分段控制，實現了無功-電壓控制與設備保護間較好的平衡。

附圖說明

圖1是本發明實施例中光伏AVC系統結構圖；

圖2是本發明實施例中并網光伏電站內集電線路等值電路圖；

圖3是本發明實施例中典型的并網型光伏電站拓撲結構圖；

圖4是本發明實施例中典型光伏功率預測曲線圖；

圖5是本發明實施例中并網光伏電站AVC控制系統閉環控制框圖。

具體實施方式

下面結合附圖對本發明作進一步詳細說明。

本發明提供一種基于功率預測的并網光伏電站無功-電壓控制方法，如圖5，通過光伏AVC系統協調并網光伏電站內的無功調節設備，完成并網點電壓控制；所述無功調節設備包括光伏逆變器、并聯補償電容器組和靜態無功補償設備；

所述方法包括：

步驟1：確定并網光伏電站再并網點電壓調節結束時的無功損耗；

步驟2：確定并網光伏電站的無功調節總量；

步驟3：確定光伏逆變器和靜態無功補償設備的無功功率極限；

步驟4：進行并聯補償電容器組的投切控制；

步驟5：進行光伏逆變器和靜態無功補償設備的控制。

所述步驟1中，并網光伏電站包括集電線路和變壓器；包括：

步驟1-1：計算集電線路的總無功損耗，包括：

光伏電站內集電線路等值電路如圖2所示，設集電線路電壓和電流分別為U和I，X_l為集電線路的等值電抗，x_l為集電線路單位長度電抗，l為集電線路長度，有X_l＝x_l·l；

于是集電線路的無功損耗Q_l和充電功率Q_c分別表示為：

Q_l＝3·I²X_l＝3·I²x_l·l (1)

Q_C＝U²ωC/1000＝U²·2πf·c·l/1000 (2)

其中，f為電力系統頻率，取50Hz；ω為電力系統角速度；C為集電線路對地電容，c為集電線路單位長度對地電容；

于是，集電線路的總無功損耗為Q_l-Q_C；

步驟1-2：計算變壓器的總無功損耗，包括：

單臺變壓器的無功損耗Q'_T表示為：

其中，S_N為變壓器的額定功率，I₀％為變壓器空載電流百分比，U_k％為變壓器短路電壓百分比，S為變壓器視在功率，β為變壓器負荷率，且β＝S/S_N；

于是，并網光伏電站內變壓器的總無功損耗Q_T表示為：

Q_T＝ΣQ'_T (4)

步驟1-3：計算并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗Q_Σ(t₀)，其表示為：

Q_Σ(t₀)＝Q_l-Q_C+Q_T (5)

采用求和自回歸滑動平均模型對并網點電壓調節過程中并網光伏電站的無功損耗進行預測，于是并網光伏電站在并網點電壓調節結束時的無功損耗Q_Σ(t)表示為：

Q_Σ(t)＝Q_Σ(t₀)+▽Q'_Σ+▽Q”_Σ (6)

其中，t₀為并網點電壓調節開始時刻，t為并網點電壓調節結束時刻，▽Q'_Σ為并網光伏電站出力變化導致的并網光伏電站的無功損耗差值，▽Q”_Σ為并網點電壓變化導致的并網光伏電站的無功損耗差值。

所述步驟2包括：

典型并網光伏電站結構如圖3所示，并網點電壓U_pcc與并網點無功功率Q_pcc滿足以下關系：

其中，Q'_PV為光伏逆變器當前輸出的總無功功率，且Q'_PV＝Q_inv-Q_Σ(t₀)，Q_inv表示光伏逆變器輸出的無功功率，Q_Σ(t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗；Q_cap為并聯補償電容器組當前輸出無功功率，Q_svc為靜態無功補償設備當前輸出無功功率；ΔU_pcc為并網點電壓增量，ΔQ_pcc為并網點無功功率增量，ΔQ'_PV為光伏逆變器輸出無功功率增量，ΔQ_cap為聯補償電容器組輸出無功功率增量，ΔQ_svc為靜態無功補償設備輸出無功功率增量；

并網點電壓U_pcc和無窮大母線電壓U_∞分別表示為：

其中，U_PV為并網光伏電站低壓側母線電壓，P_PV和Q_PV分別為并網光伏電站低壓側注入有功功率和無功功率；中間量R_Σ和X_Σ分別表示為R_Σ＝R₁+R₂，X_Σ＝X₁+X₂，R₁和X₁分別為主變等值電阻和電抗，R₂和X₂分別為并網點外部等值電阻和電抗；

由式(8)和(9)得到：

設并網光伏電站的電壓控制靈敏度和無功控制靈敏度分別為和有：

由式(11)可得：

并網光伏輸出無功功率Q_pcc表示為：

由式(11)和(13)可得：

并網光伏電站的無功調節總量表示為：

Q_target≈Q'_PV+Q_cap+Q_svc+Q_initial+ΔQ_pcc+ΔQ_Σ(t-t₀) (12)

其中，ΔQ_Σ(t-t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節周期內的無功損耗，且ΔQ_Σ(t-t₀)＝ΔQ_Σ(t)-ΔQ_Σ(t₀)，Q_Σ(t₀)為并網光伏電站在并網點電壓調節開始時的無功損耗，ΔQ_Σ(t)為并網光伏電站在并網點電壓調節結束時的無功損耗。

所述步驟3包括：

步驟3-1：確定光伏逆變器的無功功率極限Q_invmax，有：

其中，U_inv為光伏逆變器輸出電壓，U_pcc為并網點電壓，ω為電力系統角速度，L為光伏 逆變器交流側電感，P_inv和Q_inv表示光伏逆變器輸出有功功率和無功功率，且 P_inv和Q_inv之間還滿足 θ為U_inv和U_pcc之間的相位差；

步驟3-2：確定靜態無功補償設備的無功功率極限Q_svcmax：

本發明中基于以下因素決定靜態無功補償設備短時無功功率極限：

靜態無功補償設備的穩態功率輸出極限，多數情況下靜態無功補償設備的穩態輸出極限為額定值的50～80％之間。

保障光伏電站并網安全，當光伏電站發電系統中某個電氣元件由于故障退出時，為了保持并網點電壓穩定，需要投入備用無功補償設備，避免由于并網點電壓過低影響主網電壓穩定。光伏電站中最普遍出現的導致電壓突降故障是集電線路的跳閘退出，從滿足事故后光伏電站對電網電壓無功支撐的要求，AVC系統調節中必須隨時備有足夠的暫態無功儲備，因此，靜態無功補償裝置功率極限不能超過光伏電站中當前最大支路輸出無功。綜合以上兩個條件，Q_svcmax滿足：

Q'_linemin≤Q_svcmax≤Q'_linemax (14)

其中，Q'_linemin、Q'_linemax分別為并網光伏電站中支路輸出的無功功率下限和上限。

所述步驟4中，采用分段控制方式對并聯補償電容器組進行投切控制，包括：

1)穩步上升階段，即并網光伏電站出力穩步上升階段，如圖4所示，對應的典型時間段在并網光伏電站在上午6點至10點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用超前控制，即并聯補償電容器組在預計負荷上升前投入；

2)拐點階段，即并網光伏電站出力相對平穩階段，對應的典型時間段在并網光伏電站在上午10點至下午4點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用滯后控制，即光伏逆變器可調裕度低于并網光伏電站的無功調節增量情況下對并聯補償電容器組進行投切，其中并網光伏電站的無功調節增量為Q_invmax-Q_PV；

3)穩步下降階段，即并網光伏電站出力穩步下降階段，對應的典型時間段在并網光伏電站在下午4點至8點期間，在此典型時間段，并聯補償電容器組采用超前控制，即并聯補償電容器組在預計負荷下降前切出。

所述步驟5包括：

步驟5-1：光伏AVC系統對光伏逆變器進行控制，包括：

1)在并網點電壓調節周期中，改變光伏逆變器的無功功率以實現并網點電壓控制；

2)在并網點電壓調節結束時刻后，保持并網點無功功率不變的情況下，采用光伏逆變器的無功功率置換靜態無功補償設備輸出的無功功率，并使靜態無功補償設備輸出的無功功率降為零，同時優化并網光伏電站內集電線路電壓分布；

步驟5-2：光伏AVC系統對靜態無功補償設備進行控制：

靜態無功補償設備的控制主要承擔以下三個任務：1)輔助無功-電壓控制靈敏度的計算；2)當電壓調節周期接近結束，而光伏逆變器無功出力暫時難以達到計算值時，提供快速無功調節以保證電壓調節成功率；3)光伏逆變器出力接近功率極限，而電站整體出力接近拐點時，承擔短時無功出力。

光伏AVC系統對靜態無功補償設備進行控制包括：

1)在并網點電壓調節結束時刻前，若并網點電壓仍未滿足相應的設定目標值，則需調節靜態無功補償設備輸出的無功功率；

2)在并網點電壓調節結束時刻后，若靜態無功補償設備輸出無功功率，而同時光伏逆變器具備可調裕度，則采用光伏逆變器的無功功率置換靜態無功補償設備輸出的無功功率，并使靜態無功補償設備輸出的無功功率降為零。

最后應當說明的是：以上實施例僅用以說明本發明的技術方案而非對其限制，所屬領域的普通技術人員參照上述實施例依然可以對本發明的具體實施方式進行修改或者等同替換，這些未脫離本發明精神和范圍的任何修改或者等同替換，均在申請待批的本發明的權利要求保護范圍之內。