文紅

摘 要：本文根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)廣東某光伏發(fā)電站的電能質(zhì)量進(jìn)行評(píng)估分析，針對(duì)電能質(zhì)量問(wèn)題提出合理的治理方案，使電能質(zhì)量符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。

關(guān)鍵詞：光伏發(fā)電；電能質(zhì)量評(píng)估；項(xiàng)目概況

中圖分類(lèi)號(hào)：TK514；TM615 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0 引言

光伏電站所發(fā)電力可能會(huì)產(chǎn)生一系列電能質(zhì)量問(wèn)題，本文利用仿真軟件對(duì)光伏電站所接電網(wǎng)電能質(zhì)量的干擾程度進(jìn)行評(píng)估分析，與國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定值進(jìn)行對(duì)比，如存在問(wèn)題，則提出相關(guān)解決方案。

1 項(xiàng)目概況

光伏發(fā)電項(xiàng)目接入系統(tǒng)示意圖如圖1所示。

1.1 電能質(zhì)量考核點(diǎn)

光伏發(fā)電項(xiàng)目接入的A站110kV1M母線為光伏接入系統(tǒng)的公共連接點(diǎn)（用戶接入公用電網(wǎng)的連接處，Point of Common Coupling，即PCC），即為電能質(zhì)量考核點(diǎn)。

根據(jù)A站110kV1M母線小方式下短路電流計(jì)算，PCC點(diǎn)的最小短路容量為SSCA站110kV=853.94MVA。按以上短路容量可計(jì)算光伏公共連接點(diǎn)的電能質(zhì)量限值。

1.2 仿真分析網(wǎng)絡(luò)

無(wú)功及電壓偏差部分采用PSD電力系統(tǒng)分析軟件。三相不平衡潮流及諧波分析采用電力系統(tǒng)仿真軟件ETAP。主要計(jì)算條件如下：（1）系統(tǒng)等值機(jī)：1臺(tái)。（2）110kV輸電線路：1回。（3）10kV輸電線路：3回。（4）等值負(fù)荷：4組。（5）光伏組件模型（含諧波源）：34組。

2 電能質(zhì)量指標(biāo)限值

國(guó)家電能質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)有關(guān)規(guī)定要求：評(píng)估各項(xiàng)電能指標(biāo)時(shí)需考慮供電系統(tǒng)最小運(yùn)行方式。在最小運(yùn)行方式下，公共連接點(diǎn)的短路容量越小，干擾源產(chǎn)生的影響越大，公共連接點(diǎn)的各項(xiàng)電能質(zhì)量指標(biāo)越不容易達(dá)標(biāo)。

2.1 電壓偏差

根據(jù)《電能質(zhì)量 供電電壓偏差》（GB12325—2008）以及《廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司配電網(wǎng)規(guī)劃技術(shù)指導(dǎo)原則》，正常運(yùn)行時(shí)光伏電站110kV并網(wǎng)點(diǎn)電壓的允許偏差為額定電壓的-3%～7%。

2.2 諧波

2.2.1 諧波電壓。國(guó)標(biāo)規(guī)定的公用電網(wǎng)諧波電壓（相電壓）限值見(jiàn)表1，母線的諧波電壓應(yīng)小于表中所列出的數(shù)值。

2.2.2 諧波電流。當(dāng)實(shí)際PCC點(diǎn)的最小短路容量Sk1不同于國(guó)標(biāo)假定基準(zhǔn)最小短路容量Sk2時(shí)，應(yīng)按照國(guó)標(biāo)（GB/T 14549—93）附錄B和C進(jìn)行換算。根據(jù)實(shí)際PCC供電設(shè)備容量，光伏的出力容量，換算結(jié)果見(jiàn)表2。110kV電壓等級(jí)電壓總諧波畸變率限值為2%。

2.3 電壓波動(dòng)和閃變

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)《電能質(zhì)量-電壓波動(dòng)和閃變》（GB 12326—2008），電力系統(tǒng)公共連接點(diǎn)，由波動(dòng)負(fù)荷產(chǎn)生的電壓變動(dòng)限值和變動(dòng)頻率、電壓等級(jí)有關(guān)。電壓波動(dòng)和閃變不應(yīng)超過(guò)國(guó)標(biāo)中所列限值。根據(jù)GB/T 12326—2008標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，當(dāng)變電站110kV 母線為電能質(zhì)量考核點(diǎn)時(shí)，由沖擊負(fù)荷所引起的電壓波動(dòng)應(yīng)小于2.5%，閃變值Plt 應(yīng)不超過(guò)1.0。用戶閃變限值的計(jì)算如國(guó)標(biāo)5.2.3章節(jié)。

2.4 三相電壓不平衡度

執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)：GB/T15543—2008《電能質(zhì)量-三相電壓不平衡》。

2.5 功率因數(shù)

根據(jù)《廣東電網(wǎng)公司電力系統(tǒng)電壓質(zhì)量和無(wú)功電力管理辦法》，本期光伏并網(wǎng)點(diǎn)的功率因數(shù)考核值應(yīng)不低于0.95。

3 電能質(zhì)量指標(biāo)計(jì)算結(jié)果分析

3.1 系統(tǒng)無(wú)功電壓

A站負(fù)荷按最大考慮，當(dāng)光伏出力分別為30%、50%、75%和100%時(shí)，A站110kV側(cè)功率因數(shù)分別為0.92、0.9、0.84、0.72。根據(jù)仿真結(jié)果可知，在光伏不同出力情況下，在光伏電站低壓側(cè)安裝動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置（SVG），需要補(bǔ)償?shù)臒o(wú)功容量范圍為400kvar～11500 kvar，可以將A站110kV側(cè)功率因數(shù)補(bǔ)償至0.95，滿足要求。

3.2 電壓偏差

通過(guò)對(duì)光伏電站系統(tǒng)潮流分析計(jì)算，得出當(dāng)光伏電站不同出力時(shí)，電壓偏差在-1.2%～0%，光伏對(duì)A站110kV母線電壓的影響在允許電壓偏差限值-3%～+7%以內(nèi)，滿足電壓偏差要求。

3.3 諧波

光伏電站采用SPI630K-B逆變器，根據(jù)逆變器諧波頻譜，同時(shí)考慮站用電和輔助用電負(fù)荷綜合模型，對(duì)光伏電站供用電網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行計(jì)算。電流頻譜特征如圖2所示。

根據(jù)考核點(diǎn)的諧波電流評(píng)估結(jié)果，分別分析光伏在100%、75%、50%和30%額定出力工況下，A站110kV母線的諧波電流狀況。從仿真結(jié)果可知，逆變器5次諧波電流較大，但即使在光伏電站出力100%時(shí)，5次諧波電流最大值為1A，未超過(guò)限值2.1A。其余各次諧波電流均未超標(biāo)。

根據(jù)考核點(diǎn)的諧波電壓評(píng)估結(jié)果，分別分析光伏在100%和30%額定出力工況下，A站110kV母線的諧波電壓狀況。從仿真結(jié)果可知，其他各方式下諧波電壓畸變率均小于滿發(fā)時(shí)的電壓畸變率，各次諧波電壓含有率均未超過(guò)限值，諧波電壓波形總畸變率為0.15%，小于2%的國(guó)標(biāo)限值。

3.4 電壓波動(dòng)和閃變

根據(jù)光伏發(fā)電曲線可知，最大波動(dòng)幅度約為額定出力的70%。根據(jù)ETAP仿真計(jì)算光伏電站分別在100%額定出力和30%額定出力時(shí)，得出A站110kV母線的無(wú)功功率變化量。經(jīng)計(jì)算，考核點(diǎn)的電壓波動(dòng)值為0.53%，不超過(guò)2.5%的限值；考核點(diǎn)的長(zhǎng)時(shí)間閃變值為0.1，不超過(guò)1的限值。

3.5 三相電壓不平衡度

根據(jù)ETAP仿真計(jì)算結(jié)果，得到光伏電站在PCC點(diǎn)產(chǎn)生的最大負(fù)序電壓不平衡度為0.79%，小于國(guó)標(biāo)規(guī)定的1.3%的限值。

結(jié)語(yǔ)

考慮在投產(chǎn)前需安裝動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置，以提高PCC的功率因數(shù)，治理光伏電站接入電網(wǎng)帶來(lái)的電能質(zhì)量問(wèn)題，推薦以下治理方案。推薦安裝一套容量為±10Mvar的動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置SVG，以調(diào)整PCC功率因數(shù)。本項(xiàng)目在2017年已建成投產(chǎn)，接入電網(wǎng)后，電網(wǎng)的電能質(zhì)量情況良好。

參考文獻(xiàn)

[1]唐瑞，李曉輝，曹英麗，等.用戶光伏發(fā)電電能質(zhì)量檢測(cè)與分析[J].電網(wǎng)與清潔能源，2016，32（5）：94-99.