CN103580030B

CN103580030B - 并网型光伏电站无功电压控制方法及系统

Info

Publication number: CN103580030B
Application number: CN201310611959.4A
Authority: CN
Inventors: 周林; 晁阳; 廖波; 郭珂; 刘强; 杨明; 张密; 郑光辉
Original assignee: Chongqing University
Current assignee: Chongqing University
Priority date: 2013-11-26
Filing date: 2013-11-26
Publication date: 2015-11-18
Anticipated expiration: 2033-11-26
Also published as: CN103580030A

Abstract

本发明公开了一种并网型光伏电站无功电压控制方法及系统，采用一种光伏电站三层无功功率控制策略，该策略协调无功补偿装置与光伏发电单元之间及单个光伏发电单元逆变器之间的无功输出。在该控制策略下，对电网提供无功电压支撑，光伏电站能够更有效的调节电网电压，在维持电网电压在要求范围的前提下，电网有功、无功损耗最小。并结合光伏阵列降功率运行策略，在光伏电站无功输出能力一定的前提下，确保电网的稳定运行。解决了大规模光伏电站接入电网引起的并网点电压越限问题，增大光伏在电网中的渗透率，提高电网电压的稳定运行。

Description

并网型光伏电站无功电压控制方法及系统

技术领域

本发明涉及光伏电站控制领域，特别涉及一种并网型光伏电站无功电压控制方法及系统。

背景技术

近年来，随着光伏系统成本的不断降低及光伏并网技术的成熟，大规模光伏发电越来越受到国际社会的青睐。大规模光伏电站一般建立于太阳能资源充沛的边远地区，相对于中小型光伏系统，可以更加集中利用太阳能，控制、管理并联逆变器。但是，随着光伏发电在电网电源中比例不断增大，光伏电能需要远距离输送到负荷中心，光伏系统对电网电压稳定性产生不利影响。有些光伏系统仅采用定功率控制，解决光伏接入引起的电网电压越限问题，但只能实现单向降出力运行。有些通过储能装置，抑制光伏系统有功出力的波动对电网电压稳定性的影响，但需要额外的储能装置及复杂的控制技术。有些采用静止无功补偿器（SVC）动态供给无功功率，提高光伏电站电压稳定性，但大容量的无功补偿装置会增大系统成本。

连接光伏系统和电网的逆变器通过控制可实现有功、无功的解耦，光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力为电网提供电压支撑。随着光伏并网技术的成熟，光伏电站中标准逆变器将逐渐被智能逆变器取代，在智能逆变器控制下，即使光伏有功出力为额定容量，逆变器仍可以0.9功率因素并网，极大的提高了光伏电站无功控制能力。光伏发电在电网中的渗透率大于30%时，其调压能力可以完全取代光伏电站中调压电容器。

但国内对光伏并网的研究主要集中在单位功率因数并网，对光伏逆变器的无功控制主要针对电网末梢负载的无功补偿，并不适合光伏电站的无功独立控制。德国电气工程师协会在分布式光伏发电背景下提出四种逆变器无功控制策略：恒无功功率Q控制、恒功率因数cosφ控制、基于光伏有功出力的cosφ(P)控制及基于并网点电压幅值的Q(U)控制策略。其中，恒功率因数cosφ控制，当光伏有功出力很小时，为维持功率因数不变，光伏系统仍需发出一定无功功率，增大电网损失；基于光伏有功出力的cosφ(P)控制，根据光伏系统有功出力的大小设定功率因数值由C1变为C2，克服cosφ控制的缺点，但该控制策略成立的前提是假设并网点电压随光伏有功出力增大而升高，当光伏有功出力很大时恰好是用户用电高峰时，此时并网点电压未越限，大量的无功输出会给电网带来很大的损耗；基于并网点电压幅值的Q(U)控制策略，吸收或发出无功功率与光伏有功出力大小及负荷大小没有直接的关系，相对于cosφ与cosφ(P)控制，其控制策略吸收的无功总量最低，减小电网损失，但其调压能力较弱。

分布式光伏发电系统与光伏电站无功电压控制的区别在于：前者仅针对单个逆变器无功控制，而后者不仅需要协调多个逆变器之间的无功控制，且需要考虑无功补偿装置与逆变器之间协调控制。

发明内容

有鉴于此，本发明所要解决的技术问题是提供一种并网型光伏电站无功电压控制方法及系统。

本发明的目的之一是提出一种并网型光伏电站无功电压控制方法；本发明的目的之二是提出一种并网型光伏电站无功电压控制系统。

本发明的目的之一是通过以下技术方案来实现的：

本发明提供的并网型光伏电站无功电压控制方法，包括以下步骤：

S1：获取并网点电压U并通过Q(U)策略算法输出光伏电站无功给定值Q^*；

S2：将光伏电站无功给定值Q^*和无功补偿装置SVG的最大无功输出Q_cmax通过减法器处理并输出光伏系统无功给定值

S3：计算光伏系统内部各光伏发电单元并网点处的无功灵敏度及灵敏度总和；

S4：通过无功灵敏度及灵敏度总和计算各光伏发电单元的无功给定值加权系数；

S5：通过无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的无功给定值

S6：计算单个光伏发电单元的各逆变器无功极限值及其总和；

S7：通过各逆变器无功极限值及总和计算出各逆变器无功给定值加权系数；

S8：通过各逆变器无功给定值加权系数和光伏发电单元无功给定值计算各逆变器无功给定值

进一步，所述Q(U)策略算法采用以下公式进行：

Q = \{\begin{matrix} Q_{\max} & U < U_{1} \\ \frac{Q_{\max}}{U_{1} - U_{2}} (U - U_{1}) + Q_{\max} & U_{1} \leq U \leq U_{2} \\ 0 & U_{2} < U \leq U_{3} \\ \frac{Q_{\max}}{U_{3} - U_{4}} (U - U_{3}) & U_{3} < U \leq U_{4} \\ - Q_{\max} & U > U_{4} \end{matrix};

其中，Qmax为光伏电站逆变器与无功补偿装置无功之和最大值；U1、U2、U3、U4表示的预设分段电压阈值。

进一步，所述光伏电站无功给定值Q^*满足以下条件时，光伏电站无功给定值Q^*完全由无功补偿装置SVG进行集中补偿：

Q_C.min≤Q^*≤Q_C.max，

其中，Q_C.min表示无功补偿装置SVG最小无功输出能力，Q_C.max表示无功补偿装置SVG最大无功输出能力，

Q^*表示光伏电站无功给定值；

在各光伏单元有功输出为额定状态下，按以下方式确定无功补偿装置SVG的容量

Q_{C}^{*} = Q_{T} + Q_{X} + Q_{g};

其中，Q_T为光伏各单元有功输出最大值时，主升压变压器的无功损耗；Q_X为光伏各单元有功输出最大值时，光伏电站内部集电线路及变压器的无功损耗；Q_g为光伏各单元有功输出最大值时，输电线路的无功损耗。

进一步，所述无功补偿装置处于满发时，将剩余无功功率按以下原则分配给各光伏发电单元：

在光伏各单元发出无功功率总和一定的前提下，最大效率的调节并网点电压，其无功分配采用基于加权系数的灵敏度方法为各光伏发电分配无功功率。

进一步，所述无功灵敏度按以下灵敏度方程计算：

| \begin{matrix} Δδ \\ ΔV \end{matrix} | = | \begin{matrix} S_{δP} & S_{δQ} \\ S_{VP} & S_{VQ} \end{matrix} | \cdot | \begin{matrix} ΔP \\ ΔQ \end{matrix} |,

其中，ΔV_pcc＝S_VPi·ΔP_i+S_VQi·ΔQ_i，ΔQ表示光伏发电单元无功输出变化量，ΔP表示光伏发电单元有功输出变化量，Δδ表示并网点电压相角变化量，ΔV表示并网点电压幅值变化量，S_δP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_δQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_VP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值的灵敏度，S_VQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值的灵敏度；

式中S_VQi表示第i个光伏发电单元无功输出对并网点电压的灵敏度；

所述无功给定值加权系数λ_i按以下公式计算：

，其中，m表示每回集电线路并联光伏发电单元个数，n表示光伏电站中集电线路的回数；

所述光伏发电单元无功给定值根据以下公式计算：

Q_{pvi}^{*} = λ_{i} Q_{pv}^{*},

所述灵敏度方程中的参数按以下电力系统稳态运行的潮流方程和牛顿—拉夫逊法方程确定：

其中，电力系统稳态运行的潮流方程为：

P_{i} = | U_{i} | Σ_{j = 1}^{n} | U_{j} | | Y_{ij} | \cos (θ_{ij} - δ_{i} + δ_{j})

其中，P_i表示电力系统中第i个节点处有功注入量，Q_i表示电力系统中第i个节点处无功注入量，U_i表示电力系统中第i个节点电压幅值大小，U_j表示电力系统中第j个节点电压幅值大小，Y_ij表示电力系统中第i个节点到第j个节点之间的导纳，θ_ij表示电力系统中第i个节点到第j个节点之间的电压相位差，δ_i表示电力系统中第i个节点处电压的相角，δ_j表示电力系统中第j个节点处电压的相角；

其中，牛顿—拉夫逊法方程为：

| \begin{matrix} ΔP \\ ΔQ \end{matrix} | = | \begin{matrix} \frac{&PartialD; P}{&PartialD; δ} & \frac{&PartialD; P}{&PartialD; V} \\ \frac{&PartialD; Q}{&PartialD; δ} & \frac{&PartialD; Q}{&PartialD; V} \end{matrix} | \cdot | \begin{matrix} Δδ \\ ΔV \end{matrix} |

其中，表示光伏发电单元有功输出对并网点电压相角求偏导，具体含义为光伏发电单元有功输出对并网点电压相角的灵敏度；表示光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值求偏导，具体含义为光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值的灵敏度；表示光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值求偏导，具体含义为光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值的灵敏度；表示光伏发电单元无功输出对并网点电压相角求偏导，具体含义为光伏发电单元无功输出对并网点电压相角的灵敏度。

进一步，所述各逆变器无功给定值满足以下公式：

Q_{pvit}^{*} = \frac{Q_{pvi}^{*} Q_{pvit . \max}}{Σ_{t = 1}^{k} Q_{pvit . \max}},

- \sqrt{S_{PVit}^{2} - P_{PVit}^{2}} \leq Q_{PVit}^{*} \leq \sqrt{S_{PVit}^{2} - P_{PVit}^{2}},

其中，k为光伏单元中逆变器的个数；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器额定容量；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器有功输出；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器无功给定值,Q_pvit.max表示光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器无功输出最大值。

本发明的目的之二是通过以下技术方案来实现的：

本发明提供的并网型光伏电站无功电压控制系统，包括Q(U)策略运算模块、第一层无功电压控制模块、第二层无功电压控制模块和第三层无功电压控制模块；

所述Q(U)策略运算模块，用于检测并网点电压幅值，得到光伏电站无功给定值；

所述第一层无功电压控制模块，用于计算输出光伏系统无功给定值

所述第二层无功电压控制模块，用于各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

所述第三层无功电压控制模块，用于各逆变器无功给定值

进一步，所述第一层无功电压控制模块包括无功补偿装置SVG、减法器和限功率器；

所述无功补偿装置SVG，用于根据并网点电压幅值并向电网提供无功电压；

所述减法器，用于根据光伏电站无功给定值Q^*和无功补偿装置SVG的最大无功输出Q_cmax获得光伏系统无功给定值

所述限功率器，用于限制补偿器的无功给定值小于或等于补偿器无功给定值的最大值。

进一步，所述第二层无功电压控制模块包括无功灵敏度计算模块、灵敏度总和计算模块、无功给定值加权系数计算模块和无功给定值计算模块；

所述无功灵敏度计算模块，用于计算各节点无功输出对并网点电压灵敏度；

所述灵敏度总和计算模块，用于根据并网点电压灵敏度计算灵敏度总和作为无功给定值加权系数的分母；

所述无功给定值加权系数计算模块，用于通过无功灵敏度及灵敏度总和计算各光伏发电单元的无功给定值加权系数；

所述无功给定值计算模块，用于通过无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

进一步，所述第三层无功电压控制模块包括单台逆变器无功极限值计算模块、逆变器无功极限值总和计算模块、各逆变器无功给定值加权系数计算模块、逆变器无功给定值计算模块；

所述单台逆变器无功极限值计算模块，用于计算单个光伏发电单元的各逆变器无功极限值；

所述逆变器无功极限值总和计算模块，用于计算单个光伏发电单元各逆变器无功输出的能力总和；

所述各逆变器无功给定值加权系数计算模块，用于通过各逆变器无功极限值及总和计算出各逆变器无功给定值加权系数；

所述逆变器无功给定值计算模块，用于通过各逆变器无功给定值加权系数和光伏发电单元无功给定值计算各逆变器无功给定值

本发明的优点在于：本发明采用一种光伏电站三层无功功率控制策略，该策略协调无功补偿装置与光伏发电单元之间及单个光伏发电单元逆变器之间的无功输出。在该控制策略下，对电网提供无功电压支撑，光伏电站能够更有效的调节电网电压，在维持电网电压在要求范围的前提下，电网有功、无功损耗最小。并结合光伏阵列降功率运行策略，在光伏电站无功输出能力一定的前提下，确保电网的稳定运行。解决了大规模光伏电站接入电网引起的并网点电压越限问题，增大光伏在电网中的渗透率，光伏电站应具备较灵活的无功调压能力向电网提供无功支撑。

附图说明

为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，其中：

图1为本发明实施例提供的光伏电站电压协调控制示意图；

图2为本发明实施例提供的Q(U)控制方法的下垂曲线示意图；

图3为降功率控制系统控制原理图。

具体实施方式

以下将结合附图，对本发明的优选实施例进行详细的描述；应当理解，优选实施例仅为了说明本发明，而不是为了限制本发明的保护范围。

图1为本发明实施例提供的光伏电站电压协调控制示意图，图中，T表示光伏电站升压变压器，Z_line表示光伏电站内部集电线路与变压器的阻抗之和，Z_g表示线路阻抗，图2为本发明实施例提供的Q(U)控制方法的下垂曲线示意图，如图所示：本发明提供的并网型光伏电站无功电压控制方法，包括以下步骤：

S5：通过无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

所述Q(U)策略算法采用以下公式进行：

Q = \{\begin{matrix} Q_{\max} & U < U_{1} \\ \frac{Q_{\max}}{U_{1} - U_{2}} (U - U_{1}) + Q_{\max} & U_{1} \leq U \leq U_{2} \\ 0 & U_{2} < U \leq U_{3} \\ \frac{Q_{\max}}{U_{3} - U_{4}} (U - U_{3}) & U_{3} < U \leq U_{4} \\ - Q_{\max} & U > U_{4} \end{matrix};

其中，Qmax为光伏电站逆变器与无功补偿装置无功之和最大值；U1、U2、U3、U4表示预设分段电压阈值，所述预设分段电压阈值的电压值分别为0.95p.u.、0.985p.u.、1.015p.u.、1.05p.u.；p.u.表示电压的标幺值

当U≥1.015p.u.或U≤0.985p.u.时，逆变器与无功补偿装置开始吸收或发出无功功率；

当U≥1.05p.u.或U≤0.95p.u.时，光伏电站应根据自身无功支撑容量最大限度的吸收或发出无功功率以维持电压在要求的范围内。

所述光伏电站无功给定值Q^*满足以下条件时，光伏电站无功给定值Q^*完全由无功补偿装置SVG进行集中补偿：

Q_C.min≤Q^*≤Q_C.max，

Q^*表示光伏电站无功给定值；光伏电站无功给定值包括无功补偿装置与光伏系统无功给定值之和；

Q_{C}^{*} = Q_{T} + Q_{X} + Q_{g};

其中，QT为光伏各单元有功输出最大值时，主升压变压器的无功损耗；QX为光伏各单元有功输出最大值时，光伏电站内部集电线路及变压器的无功损耗；Qg为光伏各单元有功输出最大值时，输电线路的无功损耗。

所述无功补偿装置处于满发时，将剩余无功功率按以下原则分配给各光伏发电单元：

所述无功灵敏度按以下灵敏度方程计算：

| \begin{matrix} Δδ \\ ΔV \end{matrix} | = | \begin{matrix} S_{δP} & S_{δQ} \\ S_{VP} & S_{VQ} \end{matrix} | \cdot | \begin{matrix} ΔP \\ ΔQ \end{matrix} |,

其中，ΔV_pcc＝S_VPi·ΔP_i+S_VQi·ΔQ_i，

式中，S_VQi表示第i个光伏发电单元无功输出对并网点电压的灵敏度；ΔQ表示光伏发电单元无功输出变化量，ΔP表示光伏发电单元有功输出变化量，Δδ表示并网点电压相角变化量，ΔV表示并网点电压幅值变化量，S_δP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_δQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_VP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值的灵敏度，S_VQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值的灵敏度；

所述无功给定值加权系数按以下公式计算：

，其中，m表示每回集电线路并联光伏发电单元个数，n表示光伏电站中集电线路的回数；光伏电站中有n回集电线路，每回集电线路并联m个光伏发电单元，m+n表示为光伏电站中光伏发电单元个数；

所述光伏发电单元无功给定值根据以下公式计算：

Q_{pvi}^{*} = λ_{i} Q_{pv}^{*},

其中，电力系统稳态运行的潮流方程为：

P_{i} = | U_{i} | Σ_{j = 1}^{n} | U_{j} | | Y_{ij} | \cos (θ_{ij} - δ_{i} + δ_{j})

其中，牛顿—拉夫逊法方程为：

| \begin{matrix} ΔP \\ ΔQ \end{matrix} | = | \begin{matrix} \frac{&PartialD; P}{&PartialD; δ} & \frac{&PartialD; P}{&PartialD; V} \\ \frac{&PartialD; Q}{&PartialD; δ} & \frac{&PartialD; Q}{&PartialD; V} \end{matrix} | \cdot | \begin{matrix} Δδ \\ ΔV \end{matrix} |,

所述各逆变器无功给定值满足以下公式：

Q_{pvit}^{*} = \frac{Q_{pvi}^{*} Q_{pvit . \max}}{Σ_{t = 1}^{k} Q_{pvit . \max}},

- \sqrt{S_{PVit}^{2} - P_{PVit}^{2}} \leq Q_{PVit}^{*} \leq \sqrt{S_{PVit}^{2} - P_{PVit}^{2}},

其中，k为光伏单元中逆变器的个数；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器额定容量；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器有功输出；为光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器无功给定值。Q_pvit.max表示光伏电站第i个发电单元中第t台逆变器无功输出最大值。

本实施例还提供了一种并网型光伏电站无功电压控制系统，包括Q(U)策略运算模块、第一层无功电压控制模块、第二层无功电压控制模块和第三层无功电压控制模块；

所述第一层无功电压控制模块，用于将光伏电站无功给定值Q^*和无功补偿装置SVG的最大无功输出Q_cmax通过减法器处理并输出光伏系统无功给定值为减小光伏电站内部集电线路无功传输，降低功率损耗，提高逆变器运行的可靠性。无功控制中优先考虑无功补偿装置。当无功补偿装置满发时，光伏电站无功给定值与无功补偿装置最大无功输出作减，得到光伏系统无功给定值；

所述第二层无功电压控制模块，首先计算光伏系统内部各光伏发电单元并网点处的无功灵敏度及灵敏度总和；然后通过无功灵敏度及灵敏度总和计算各光伏发电单元的无功给定值加权系数；最后通过无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值采用基于加权系数的灵敏度控制策略，得到单个光伏发电单元的无功给定值；

所述第三层无功电压控制模块，首先计算单个光伏发电单元的各逆变器无功极限值及其总和；然后通过各逆变器无功极限值及总和计算出各逆变器无功给定值加权系数；最后通过各逆变器无功给定值加权系数和光伏发电单元无功给定值计算各逆变器无功给定值在保证各台逆变器均留有相同的无功裕度的前提下，得到各光伏发电单元单个逆变器的无功给定值。

所述第一层无功电压控制模块包括无功补偿装置SVG、减法器和限功率器；

所述无功补偿装置SVG，用于根据并网点电压幅值并向电网提供一定的无功电压支撑；

所述减法器，用于获得光伏发电单元的无功给定值；

所述第二层无功电压控制模块包括无功灵敏度计算模块、灵敏度总和计算模块、无功给定值加权系数计算模块和无功给定值计算模块；

所述无功给定值加权系数计算模块，用于计算各单位无功给定值加权系数；

所述无功给定值计算模块，用于计算各光伏发电单元无功给定值。

所述第三层无功电压控制模块包括单台逆变器无功极限值计算模块、逆变器无功极限值总和计算模块、各逆变器无功给定值加权系数计算模块、逆变器无功给定值计算模块；

所述单台逆变器无功极限值计算模块，用于计算各逆变器无功输出能力；

所述逆变器无功极限值总和计算模块，用于计算单个光伏发电单元各逆变器无功输出的能力之和；

所述各逆变器无功给定值加权系数计算模块，用于计算单个光伏发电单元各逆变器无功输出的能力之和；

所述逆变器无功给定值计算模块，用于计算单台逆变器无功给定值。

图3为降功率控制系统控制原理图。如图所示，受光伏电站调压能力约束，在必要时候对光伏阵列采用降功率控制方式，以保证电网的稳定运行。

光伏阵列降功率运行控制策略通过选择器控制获取使光伏阵列运行在最大功率点处的光伏阵列工作电压Um；具体如下：

当光伏输出的无功输出小于Qmax时，光伏阵列采用MPPT模式；

当U≥1.05p.u.或U≤0.95p.u.且Q=Qmax时，光伏阵列运行在给定功率点处；

输入给定有功功率值，通过电压控制算法输出光伏阵列电压工作点U*信号，其中电压控制算法通过以下公式计算得到目标控制功率处的电压：

P^{'} = \frac{(U_{pv}^{'} - U_{pv}) U}{R_{g}} + P_{m},

G(x)=P_const-xI_sc(1-C₁{exp[x/(C₂U_oc)]-1}),

x＝U^*∈[U_m,U_oc]，

式中，P'为目标控制功率，U'_pv为理想电压值；P_m为光伏阵列最大输出功率；U_pv为电站最大有功、无功功率输出下并网点电压值；U^*表示光伏阵列工作点电压，U表示电网电压，R_g表示线路电阻，P_const表示目标控制功率，G(x)表示以目标电压U^*为x构造出来的新函数；Isc、Uoc、Im、Um分别为生产厂家为用户提供的太阳电池组件在标准测试条件(STC)下测出的短路电流、开路电压、最大工作电流、最大工作电压。C₁＝(1-I_m/I_sc)exp[-U_m/(C₂U_oc)]、C₂＝(U_m/U_oc-1)[ln(1-I_m/I_sc)]^-1。

本实施例的选择器控输入信号为并网点电压值U、光伏电站无功给定值Q和给定有功功率值，输出信号为光伏阵列电压工作点。通过电压传感器检测并网点电压值U，当0.95p.u.<U<1.05p.u.时，通过选择器控制，使光伏阵列运行在最大功率点处，即光伏阵列工作电压为Um；当U≥1.05p.u.或U≤0.95p.u.且Q=Qmax时，光伏阵列运行在给定功率点处，即光伏阵列工作电压为U*。

本实施例的控制器生成PWM信号的输入信号为光伏阵列电压工作点，通过控制器生成PWM信号，控制光伏阵列工作在给定电压工作点处。输出信号为光伏阵列有功功率，光伏阵列实际有功功率输入到前级Boost模块中，通过后级逆变转换为交流电能，通过升压变压器并入大电网。

以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明，显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims

1.并网型光伏电站无功电压控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

所述无功灵敏度按以下灵敏度方程计算：

|\begin{matrix} Δ δ \\ Δ V \end{matrix}| = |\begin{matrix} S_{δ P} & S_{δ Q} \\ S_{V P} & S_{V Q} \end{matrix}| . |\begin{matrix} Δ P \\ Δ Q \end{matrix}|

其中，△Q表示光伏发电单元无功输出变化量，△P表示光伏发电单元有功输出变化量，△δ表示并网点电压相角变化量，△V表示并网点电压幅值变化量，S_δP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_δQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压相角的灵敏度，S_VP表示光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值的灵敏度，S_VQ表示光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值的灵敏度；

光伏发电单元的无功给定值加权系数按以下公式计算：

λ_{i} = \frac{S_{V Q i}}{Σ_{i = 1}^{m + n} S_{V Q i}},

其中，λ_i为光伏发电单元的无功给定值加权系数；S_VQi表示第i个光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值的灵敏度；m表示每回集电线路并联光伏发电单元个数，n表示光伏电站中集电线路的回数；

S5：通过光伏发电单元的无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

所述光伏发电单元无功给定值根据以下公式计算：

Q_{p v i}^{*} = λ_{i} Q_{p v}^{*},

其中，电力系统稳态运行的潮流方程为：

P_{i} = | U_{i} | Σ_{j = 1}^{p} | U_{j} | | Y_{i j} | c o s (θ_{i j} - δ_{i} + δ_{j})

Q_{i} = - | U_{i} | Σ_{j = 1}^{p} | U_{j} | | Y_{i j} | \sin (θ_{i j} - δ_{i} + δ_{j}),

其中，P_i表示电力系统中第i个节点处有功注入量，Q_i表示电力系统中第i个节点处无功注入量，U_i表示电力系统中第i个节点电压幅值大小，U_j表示电力系统中第j个节点电压幅值大小，Y_ij表示电力系统中第i个节点到第j个节点之间的导纳，θ_ij表示电力系统中第i个节点到第j个节点之间的电压相位差，δ_i表示电力系统中第i个节点处电压的相角，δ_j表示电力系统中第j个节点处电压的相角；p为电力系统中的节点个数；

其中，牛顿—拉夫逊法方程为：

|\begin{matrix} Δ P \\ Δ Q \end{matrix}| = |\begin{matrix} \frac{\partial P}{\partial δ} & \frac{\partial P}{\partial V} \\ \frac{\partial Q}{\partial δ} & \frac{\partial Q}{\partial V} \end{matrix}| \cdot |\begin{matrix} Δ δ \\ Δ V \end{matrix}|

其中，表示光伏发电单元有功输出对并网点电压相角求偏导；表示光伏发电单元有功输出对并网点电压幅值求偏导；表示光伏发电单元无功输出对并网点电压幅值求偏导；表示光伏发电单元无功输出对并网点电压相角求偏导；

2.根据权利要求1所述的并网型光伏电站无功电压控制方法，其特征在于：所述Q(U)策略算法采用以下公式进行：

Q^{*} = \{\begin{matrix} Q_{m a x} & U < U_{1} \\ \frac{Q_{m a x}}{U_{1} - U_{2}} (U - U_{1}) + Q_{m a x} & U_{1} \leq U \leq U_{2} \\ 0 & U_{2} \leq U \leq U_{3} \\ \frac{Q_{\max}}{U_{3} - U_{4}} (U - U_{3}) & U_{3} \leq U \leq U_{4} \\ - Q_{m a x} & U > U_{4} \end{matrix};

其中，Q_max为光伏电站逆变器与无功补偿装置SVG无功之和最大值；U1、U2、U3、U4表示的预设分段电压阈值。

3.根据权利要求1所述的并网型光伏电站无功电压控制方法，其特征在于：所述光伏电站无功给定值Q^*满足以下条件时，光伏电站无功给定值Q^*完全由无功补偿装置SVG进行集中补偿：

Q_C.min≤Q^*≤Q_C.max，

Q^*表示光伏电站无功给定值；

在各光伏发电单元有功输出为额定状态下，按以下方式确定无功补偿装置SVG的容量

Q_{C}^{*} = Q_{T} + Q_{X} + Q_{g};

其中，Q_T为各光伏发电单元有功输出最大值时，主升压变压器的无功损耗；Q_X为各光伏发电单元有功输出最大值时，光伏电站内部集电线路及变压器的无功损耗；Q_g为各光伏发电单元有功输出最大值时，输电线路的无功损耗。

4.根据权利要求1所述的并网型光伏电站无功电压控制方法，其特征在于：所述无功补偿装置SVG处于满发时，将剩余无功功率按以下原则分配给各光伏发电单元：

在各光伏发电单元发出无功功率总和一定的前提下，最大效率的调节并网点电压，其无功分配采用基于加权系数的灵敏度方法为各光伏发电单元分配无功功率。

5.根据权利要求1所述的并网型光伏电站无功电压控制方法，其特征在于：所述各逆变器无功给定值满足以下公式：

Q_{p v i t}^{*} = \frac{Q_{p v i}^{*} Q_{p v i t . m a x}}{Σ_{t = 1}^{k} Q_{p v i t . m a x}},

- \sqrt{S_{P V i t}^{2} - P_{P V i t}^{2}} \leq Q_{P V i t}^{*} \leq \sqrt{S_{P V i t}^{2} - P_{P V i t}^{2}},

其中，k为光伏发电单元中逆变器的个数；S_pvit为光伏电站第i个光伏发电单元中第t台逆变器额定容量；P_pvit为光伏电站第i个光伏发电单元中第t台逆变器有功输出；为光伏电站第i个光伏发电单元中第t台逆变器无功给定值,Q_pvit.max表示光伏电站第i个光伏发电单元中第t台逆变器无功输出最大值。

6.根据权利要求1所述的并网型光伏电站无功电压控制方法来实现的控制系统，其特征在于：包括Q(U)策略运算模块、第一层无功电压控制模块、第二层无功电压控制模块和第三层无功电压控制模块；

所述Q(U)策略运算模块，用于检测并网点电压幅值，得到光伏电站无功给定值Q^*；

所述第二层无功电压控制模块，用于计算各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

Q_{pvi}^{*};

所述第三层无功电压控制模块，用于计算各逆变器无功给定值

7.根据权利要求6所述的并网型光伏电站无功电压控制系统，其特征在于：所述第一层无功电压控制模块包括无功补偿装置SVG、减法器和限功率器；

所述无功补偿装置SVG，用于根据并网点电压幅值向电网提供无功电压；

所述限功率器，用于限制无功补偿装置SVG的无功给定值小于或等于无功补偿装置SVG无功给定值的最大值。

8.根据权利要求6所述的并网型光伏电站无功电压控制系统，其特征在于：所述第二层无功电压控制模块包括无功灵敏度计算模块、灵敏度总和计算模块、光伏发电单元的无功给定值加权系数计算模块和无功给定值计算模块；

所述无功灵敏度计算模块，用于计算各节点无功输出对并网点无功灵敏度；

所述灵敏度总和计算模块，用于根据并网点电压灵敏度计算灵敏度总和作为各光伏发电单元无功给定值加权系数的分母；

所述光伏发电单元的无功给定值加权系数计算模块，用于通过无功灵敏度及灵敏度总和计算各光伏发电单元的无功给定值加权系数；

所述无功给定值计算模块，用于通过各光伏发电单元无功给定值加权系数和光伏系统无功给定值计算出各光伏发电单元的光伏发电单元无功给定值

9.根据权利要求6所述的并网型光伏电站无功电压控制系统，其特征在于：所述第三层无功电压控制模块包括单台逆变器无功极限值计算模块、逆变器无功极限值总和计算模块、各逆变器无功给定值加权系数计算模块、逆变器无功给定值计算模块；

所述逆变器无功极限值总和计算模块，用于计算单个光伏发电单元各逆变器无功极限值总和；