大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略

杨明， 周林， 杜潇， 韦延方， 李斌

(1.河南理工大学 电气工程与自动化学院，河南 焦作 454000；2.重庆大学 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400044)



大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略

杨明1， 周林2， 杜潇2， 韦延方1， 李斌2

(1.河南理工大学 电气工程与自动化学院，河南 焦作 454000；2.重庆大学 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400044)

随着大型光伏电站装机容量的不断增加，光伏发电单元本身的光照强度、温度变化等都会引起并网电压波动甚至越限，大型光伏电站必须参与调压控制，必要时给电网提供紧急无功支撑。针对该问题，首先以某40MWp光伏发电项目为例，对线路阻抗引起的电压波动和偏差进行了量化分析，理论分析表明：随着有功输出的进一步增加，线路电抗的影响要大于线路电阻的影响，并网电压的幅值逐渐减小。在此基础上，通过对并网逆变器在不同控制方式下无功容量及其无功补偿局限性的分析，提出了适用于大型光伏电站的并网逆变器无功与电压控制策略，并对具体实现方式、无功分配方案、光伏发电单元无功优化等问题进行了深入分析。最后，通过算例仿真验证了所提无功与电压控制策略的正确性和可行性。

大型光伏电站；线路阻抗；电压偏差；并网逆变器；无功与电压控制

0 引 言

随着系统成本的持续降低和发电效率的不断提高，建设大型光伏电站是大规模利用太阳能的有效方式[1-2]。不同于小容量光伏并网发电系统，很多大型光伏电站建立在远离负荷中心、光照资源丰富的荒漠地区，且光伏电站连接的地区电网多处于偏远地区，负荷比较分散，地区电网输电线路较长，电网相对薄弱[3-4]。光伏发电系统本身的光照强度、温度变化等都会引起并网电压波动甚至越限，大型光伏电站必须参与调压控制，必要时给电网提供紧急无功支撑[5]。

目前解决电网电压越限的方法主要有：定功率控制、利用储能系统、无功补偿装置、并网逆变器无功功率控制[6-10]。但国内对光伏并网的研究主要集中在单位功率因数并网[11]。对光伏逆变器的无功控制主要是针对电网末梢负载的无功补偿，通过检测负载无功电流作为无功指令值进行补偿，适用于对负载的无功补偿，并不适合光伏系统的无功独立控制[12-13]。

对于分布式光伏发电，由于系统存在多个馈线节点，当光伏系统接入电网时，改变了线路潮流方向，又因为经线路输送功率时，沿线路的电压分布始端高于末端。对于整个分布式光伏系统，馈线末端电压变为始端电压，因此，馈线末端电压抬高量最大。针对该问题，文献[14]在分布式光伏发电背景下提出了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。此外，文献[15]提出了一种基于并网点电压幅值与光伏有功出力的Q(U,P)控制策略，并与文献[14]提出的几种无功控制策略进行了对比分析。

不同于分布式光伏发电，大型光伏电站通常由多组光伏发电单元组成，每组光伏发电单元分别通过升压变压器汇入送端配电站，然后以相应的电压等级实现远距离高压交流输电[16]。大型光伏电站对电网电压影响程度的大小主要取决于电网结构的强度和光伏电站容量的大小。目前，大型光伏电站无功与电压控制研究较少，文献[17]提出在光伏电站送端配电站低压侧装设静止无功补偿器动态供给无功功率，提高了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。文献[18]提出利用光伏逆变器本身的无功输出能力向电网提供无功功率，但光伏逆变器在满发状态下无功容量受限。

由上述分析可见，目前无功与电压控制问题的研究主要集中在分布式光伏发电等领域，而关于大型光伏电站无功与电压控制问题的研究甚少。因此，针对目前国内大型光伏电站的无功补偿装置建设落后或不具备无功补偿要求的现状，研究适用于大型光伏电站的无功与电压控制策略具有十分重要的现实意义。鉴于此，论文以国电蒙电某40MWp光伏发电项目为例，提出了适用于大型光伏电站的无功与电压控制策略，并进行了相应的仿真验证。

1 大型光伏电站的基本原理

1.1 大型光伏电站拓扑结构

以国电蒙电某40MWp光伏发电项目为例，大型光伏电站的拓扑结构示意图如图1所示。

图中，ug表示光伏电站中并网逆变器实际的并网点电压，u1pcc和u2pcc分别表示送端配电站低压侧和高压侧并网公共点电压(point of common coupling,PCC)。u1和u2分别表示受端配电站低压侧和高压侧电压。

从图中可以看出，光伏电站由多组光伏发电单元组成，每组光伏发电单元分别通过各自的0.27 kV/10 kV升压变压器汇入10 kV/110 kV升压配电站，然后以110 kV电压等级实现远距离高压交流输电。每组光伏发电单元由两台500 kW并网逆变器组成。同时，每组光伏发电单元中光伏阵列分别通过直流侧电容连接各自的并网逆变器，然后再通过各自的LCL滤波器接入并网公共点，彼此之间仅共用并网公共点，避免了系统之间产生环流。此外，每台并网逆变器分别采用相同的结构、参数和控制策略，当一台并网逆变器出现故障时，不影响剩余各组的工作，便于对各组进行独立控制。对于一个额定功率P=40MWp的大型光伏电站，当单台并网逆变器的额定功率P1=500 kW时，所需要的并网逆变器总台数即为

(1)

图1 大型光伏电站拓扑结构示意Fig.1 Block diagram of large-scale photovoltaic power plants

1.2 并网逆变器控制系统

针对三相LCL滤波的并网逆变器，或者通过间接控制逆变器输出侧电流，或者通过直接控制并网侧电流实现并网控制。由于大型光伏电站中每台并网逆变器分别采用相同的结构、参数和控制策略，因此，如果采用并网侧电流直接控制，电容电流有源阻尼策略时，完整的控制系统结构如图2所示。

图2 并网逆变器控制系统结构示意Fig.2 Block diagram of the control system for three-phase grid-connected LCL inverter

图中，udc和idc分别表示光伏阵列的输出电压和电流，udcref表示光伏阵列最大功率点参考电压，idqref和i2αβref分别表示并网电流直流参考量和交流参考量，i2αβ表示实际的并网侧电流，kd表示电容电流有源阻尼因子，θ表示锁相环SRF-PLL(synchronous reference frame phase-locked loop)检测出的并网电压相位角。

控制系统由直流侧最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)，电压外环和电流内环三部分组成。并网逆变器通常运行在单位功率因数(iqref=0)，当大型光伏电站需要无功功率输出时，可通过调节并网逆变器iqref的大小输送无功功率。此外，亦可以通过调节并网逆变器Qref的大小输送无功功率，具体实现方式可参考文献[19]。

2 并网电压稳定性分析

2.1 有功输出变化对并网电压影响量化分析

如果对图1所示的大型光伏电站拓扑结构示意图进行简化，那么大型光伏电站中有功和无功功率汇入电网示意图可简化为图3所示。

图3 有功和无功功率汇入电网简化示意Fig.3 Simplified flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

图中，P1+jQ1表示光伏发电单元1中并网逆变器输出的有功和无功功率，Pn+jQn表示光伏发电单元n中并网逆变器输出的有功和无功功率，I表示光伏电站最终并入电网的电流，P+jQ表示光伏电站最终并入电网的有功和无功功率，R+jX表示电网传输线等合成的线路阻抗，

下面分析有功输出变化对并网电压稳定性的影响，分析过程中可视受端配电站低压侧电压u1为一理想电压源。以电网电压u1相量为参考，根据KVL定理，并网公共点电压upcc和并网电流I、线路阻抗R+jX以及参考电压u1之间的相量形式为

(2)

当光伏电站采用单位功率因数并网时，并网电流I和并网电压upcc保持同相位，根据上述相量关系可得如图4所示的相量图。图中，upcc1、I1、θ1分别为有功输出为某一定值时的PCC电压、并网电流和PCC电压超前电网电压u1相位角；upcc2、I2、θ2分别为有功输出增加时的PCC电压、并网电流和PCC电压超前电网电压u1相位角。

图4 有功输出变化对并网电压影响相量图Fig.4 Phase diagram of grid voltage when the output active power changes

图4(a)所示为有功输出增加时线路电阻R引起的电压偏差，由图4(a)可见，当线路阻抗仅为电阻R时，并网电压upcc的幅值随着有功输出P的增加而增加，并网电压upcc的相位和电网电压u1相位保持一致。图4(b)所示为有功输出增加时线路电抗X引起的电压偏差，由图4(b)可见，当线路阻抗仅为电抗X时，由于系统呈感性，并网电压upcc的相位总是超前电网电压u1的相位，并网电压upcc的幅值随着有功输出P的增加而减小，而且随着有功输出P的增加，并网电压的相位进一步超前电网电压u1的相位。此外，当线路阻抗为R+jX时，结合图4(a)和图4(b)可以看出，由于线路电抗能够导致并网电压相位逐渐超前电网电压相位，因此，在一定程度上，随着有功输出的增加，线路电抗X的影响要大于线路电阻R的影响。即随着有功输出的进一步增加，并网电压的幅值逐渐减小。

依据上述分析，由于线路阻抗因素存在，有功输出增加将导致并网电压幅值降低甚至越限，降低了并网电压稳定性，因此大型光伏电站在输送有功功率的同时，需要输送一定的无功功率来抑制有功输出变化导致的并网电压幅值波动甚至越限问题。

2.2 并网逆变器无功容量及无功补偿局限性

设每台并网逆变器的额定功率为Pjmax，每台并网逆变器输出的有功功率为Pj，其发出(感性)或吸收(容性)的无功容量可表示为(以发出无功功率为正)

(3)

式中，Qjmax和Qjmin分别为第j台并网逆变器的感性和容性无功容量。

如果并网逆变器采用恒功率因数控制，当并网逆变器的功率因数λ在λmin≤λ≤λmax范围内连续可调时，结合式(3)可知，并网逆变器的无功容量为

(4)

如果并网逆变器采用恒无功功率控制，当并网逆变器的无功给定为Qdj时，其无功容量应满足如下要求

(5)

对于有n台并网逆变器组成的大型光伏电站，其总的无功容量为

(6)

式(3)、式(4)和式(5)可控制并网逆变器在采用相应的控制方式时无功容量不越限，使并网逆变器的无功输出限定在允许范围内。

但实际上由于并网逆变器自身额定功率即视在功率的限制，并网逆变器有功输出的增加必然导致无功容量的降低。此外，由前述分析可知，为了稳定并网电压不越限，在一定程度上，光伏电站所需的无功功率是随着有功输出的增加而增加的，当光伏电站在光照强度最大辐射条件下，并网逆变器的无功输出能力受到限制。因此，大型光伏电站的无功补偿与电压调节必然是并网逆变器和无功补偿装置之间的协调控制。

3 无功与电压协调控制策略的研究

3.1 光伏发电站无功补偿最新规定

由中国电力科学研究院、国网电力科学研究院于2012年12月31日发布的标准号为GB/T 29321-2012的光伏发电站无功补偿技术规范标准中，对光伏发电站接入电网等级、允许电压偏差、无功电源、电压调节方式等进行了相应规定。仍以图1所示的国电蒙电40MWp光伏发电项目为例，关键技术指标如表1所示。

通过表1可以看出，大型光伏电站应根据接入公共电网的电压等级使并网点电压偏差限定在允许范围内。为了便于集中补偿，光伏电站中无功补偿装置通常集中配置在送端配电站低压侧，鉴于静止无功发生器SVG在无功补偿中的动态无功调节能力，下面仅以SVG代替无功补偿装置进行分析与设计。

表1 光伏发电站无功补偿关键技术指标

3.2 具体实现方式

借鉴电力系统无功补偿与电压控制的基本思想，提出了适用于大型光伏电站的并网逆变器无功与电压协调控制策略。由于并网逆变器和SVG可分别通过调节无功功率参考量Qref和无功电流参考量iqref实现无功输出，因此具体实现方式分别如图5(a)和5(b)所示。

图5 无功与电压协调控制策略的具体实现方式Fig.5 Framework of the reactive power and voltage in photovoltaic power plants

图中，uref和upcc分别表示电压控制点参考电压和实时检测的电压，Q0和iq0分别表示无功功率和无功电流初始参考量，Qref和iqref分别表示无功功率和无功电流参考量，ki分别表示光伏发电单元i(i=1, 2, …,n)的无功优化系数，Qsmax和Qsmin分别表示SVG单元的感性和容性无功容量，Qimax和Qimin分别表示光伏发电单元i的感性和容性无功容量，并且各光伏发电单元的无功容量可表示为

(7)

式中，Qi1max和Qi1min分别表示光伏发电单元i中并网逆变器1的感性和容性无功容量，Qi2max和Qi2min分别表示光伏发电单元i中并网逆变器2的感性和容性无功容量。

协调控制策略由电压参考环节、无功整定环节和无功分配环节组成。电压参考环节实时给定电压控制点参考电压uref，无功整定环节通过比较电压控制点实际电压与参考电压得到电压偏差，再通过PI控制器自动获取维持电压控制点电压所需的无功参考量Qref或iqref，无功分配环节自动在SVG和各光伏发电单元之间进行无功分配。

无功整定环节直接决定电压控制点实际电压与无功参考量之间的关系，可近似表示为一线性函数关系[20]。其中PI控制器传递函数可采用如下形式

(8)

参数ω1、ω2的选取仅和系统的相位裕度有关，参数kPI的选取要结合电压/无功静态线性有差调节特性以及大型光伏电站接入地区的电压无功具体情况整定得到。

(9)

此外，无功整定环节亦可以通过基于并网点电压幅值的Q(U)控制策略来近似获取维持电压控制点电压所需的无功参考量Qref，具体实现方式如式(9)和图6所示。

式中，u1、u2、u3、u4分别等于0.95uref、0.98uref、1.02uref和1.05uref。

图6 Q(U)控制策略实现方式示意Fig.6 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

图中，Qmax主要依据光伏电站的实际运行状况通过电网调度中心实时提供，当upcc>1.02uref或upcc<0.98uref时，光伏电站开始吸收或发出无功功率，当upcc>1.05uref或upcc<0.95uref时，光伏电站应根据自身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。

3.3 无功分配方案

为了减小光伏发电单元中并网逆变器的功率损耗，在无功分配中应优先考虑SVG，进而考虑并网逆变器。

如果并网逆变器和SVG采用无功功率参考形式输出无功，结合图5(a)所示，当无功整定环节自动获取的无功功率参考量Qsmin

(10)

相当于无功补偿要求完全由SVG承担，各光伏发电单元以单位功率因数形式并网发电。

当无功整定环节自动获取的无功功率参考量Qref>Qsmax或者Qref

(11)

相当于无功补偿要求由SVG和各光伏发电单元共同承担，SVG以最大无功要求输出无功，各光伏发电单元分担剩余无功。

在确定各光伏发电单元无功整定量Qiref的基础上，对于各光伏发电单元中的并网逆变器采用等比例分配方式即可，相当于

(12)

如果并网逆变器和SVG采用无功电流参考输出无功，那么将其各自的感性和容性无功容量以及各光伏发电单元的感性和容性无功容量折算成无功电流形式即可，具体分配方案同上，此处不再累述。

此外，考虑到单台SVG的容量上限，SVG单元可由多台SVG并联组成，对于SVG并联情况，采用式(12)所示的等比例分配方式即可。

3.4 光伏发电单元无功优化

由于大型光伏电站额定功率较大，考虑到大型光伏电站所占面积、区域地形等现实因素，大型光伏电站中每组光伏发电单元不可能以等距离方式接入送端配电站，图7所示为一种考虑实际情况时的各光伏发电单元接入电网示意图。

图7中，光伏发电单元1到光伏发电单元n分别由远到近接入送端配电站。ug1、ugn分别表示光伏发电单元1和光伏发电单元n中并网逆变器实际的并网点电压，R1+jX1表示光伏发电单元1到光伏发电单元2节点之间电网传输线等合成的线路阻抗，Rn+jXn表示光伏发电单元n到送端配电站低压侧之间电网传输线等合成的线路阻抗。

图7 各光伏发电单元接入电网示意图Fig.7 Flow diagram of the active and reactive in large-scale photovoltaic power plants

此时，如果以等无功功率分配给各光伏发电单元，那么，光伏发电单元1引起的线路损耗要远远大于光伏发电单元n引起的线路损耗。因此，考虑到光伏发电单元接入距离和线路损耗因素，必须考虑大型光伏电站中各光伏发电单元之间的无功优化问题。

1)按光伏发电单元接入距离由近到远逐次分配

如图7所示，由于光伏发电单元n距离送端配电站最近，因此，在光伏发电单元无功分配中，如果优先考虑光伏发电单元n，进而考虑光伏发电单元n-1，最后再将剩余无功分配给光伏发电单元1，在理想情况下，该方案可以实现整个光伏电站的无功损耗最小。但是光伏发电单元1中并网逆变器大部分时间需要满负荷运行，光伏发电单元2到n中并网逆变器逐渐次之。

2)按光伏发电单元无功裕度等比例分配

为了保证各光伏发电单元中并网逆变器留有相同的无功裕度，防止某台并网逆变器无功出力越限，并引起其它并网逆变器链式反应，其原理为

(13)

相当于无功优化系数ki为

(14)

式中，由于Qimax=∣Qimin∣，因此在等比例分配中无需考虑相应的正负号问题。

3)按光伏发电单元无功线路损耗优化分配

由于在无功分配环节中增加了无功优化系数ki，因此通过合理的设定无功优化系数ki，便可实现无功补偿在各光伏发电单元之间的优化问题。根据图7所示的各光伏发电单元接入电网示意图，其无功优化系数应满足如下条件

k1

(15)

即光伏发电单元接入电网的距离越远，其无功优化系数ki应越小，下面对无功优化系数ki的设计依据做进一步分析。

由于线路电抗Xi的存在并不会因为无功输出而产生有功损耗，因此，线路电阻Ri的存在是光伏电站产生有功损耗的主要因素、令r1、rn表示光伏发电单元1、光伏发电单元n到送端配电站低压侧之间电网传输线等合成的线路电阻，那么，r1、rn和图7中所示的R1、Rn之间存在如下关系

(16)

此时，整个光伏电站中各光伏发电单元因无功输出和线路电阻所产生的有功损耗可表示为

(17)

其中，Qiref存在如下等式约束

∑Qiref=Q。

(18)

根据拉格朗日函数法有

C=∑ΔP+λ(∑Qiref-Q)。

(19)

求C最小应满足如下关系

(20)

根据式(20)可推导出

Q1refr1=Q2refr2=…=Qnrefrn。

(21)

此外，根据式(11)可知，当各光伏发电单元通过无功优化系数ki分担剩余无功时有

(22)

联立式(21)和式(22)可得无功优化系数ki如式(23)所示。利用式(23)所求得的无功优化系数可以优化各光伏发电单元之间的无功分配，降低光伏电站内部因无功分配不合理而产生的额外有功损耗。

(23)

但是，由于大型光伏电站中各光伏发电单元接入方式以及线路参数的不确定性，其无功优化系数应结合实际情况进行具体计算。

4 算例仿真

4.1 算例说明

为验证提出的大型光伏电站无功与电压控制策略的正确性和可行性，采用Matlab/SIMULINK仿真软件搭建了如图8所示的光伏电站仿真模型。

图8 光伏电站仿真模型Fig.8 Simulation model of the photovoltaic power plant

光伏电站仿真模型由两组1 MW光伏发电单元和SVG组成，并网逆变器采用图2所示的控制方案，电压控制点选取为升压变压器低压侧10 kV母线电压。变压器(T1～T5)模型参数以及线路(L1、L2、L3)阻抗参数分别如表2和3所示。

表2 线路参数

表3 变压器参数

根据上述给定的升降压变压器模型参数以及输电线路参数，通过近似计算并通过仿真验证，在光伏并网逆变器额定功率运行条件下，整个光伏电站维持低压侧10kV母线电压恒定所需的感性无功容量Qtotalmax≈850 kVar。考虑到并网逆变器的无功裕量，SVG无功容量给定为Qsmax=500 kVar。此外，光伏发电单元无功优化系数给定为k1=0.4，k2=0.6。下面分别从光照强度渐变和光照强度突变两个角度进行验证。

4.2 光照强度渐变时

为了更好地验证图8所示的光伏电站仿真模型中无功与电压变化情况，图9(a)依据实际测试数据绘制了某晴天中光照强度从9：30～17:30的渐变曲线(对应图9(a)中5～50s)，图9(b)所示为对应的单台500 kW并网逆变器输出功率实测曲线。

图9 光照强度渐变曲线及对应的逆变器输出功率曲线Fig.9 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

从图9中可以看出，光照强度在13:00～14:00之间达到峰值，而并网逆变器的输出功率亦在这一时间段达到峰值。光伏电站仿真模型中无功与电压控制相关仿真结果如图10所示。

图10 光照强度渐变时相关仿真结果Fig.10 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes slowly

图10(a)为B10母线电压波动曲线，图10(b)为无功参考Qref变化曲线，图10(c)为按光伏发电单元无功裕度采用等比例分配时各光伏发电单元以及SVG的无功给定曲线，图10(d)为按光伏发电单元无功线路损耗优化分配时各光伏发电单元以及SVG的无功给定曲线。从图中可以看出，当采用无功与电压控制策略时，B10母线能够很好地稳定在1.0 pu附近，而未采用无功与电压控制时，B10母线在13：00附近跌落达到0.87 pu左右。此外，根据无功参考Qref变化曲线可以看出，无功参考Qref随着有功输出的变化而正向改变，无功参考Qref亦在13：00附近达到最大值740 kVar，同时，对比图10(c)和10(d)可以看出，由于光伏发电单元1到送端配电站的距离远于光伏发电单元2，按光伏发电单元无功线路损耗优化分配时，整个光伏电站能够尽可能的降低因无功分配不合理而导致的有功损耗。

4.3 光照强度突变时

为了进一步验证提出的并网逆变器无功与电压控制策略的正确性和可行性，图11和图12给出了光照强度突变时的无功与电压变化情况。

图11(a)和(b)分别为光照强度突变曲线及对应的并网逆变器输出功率曲线。光伏电站仿真模型中无功与电压控制相关仿真结果如图12所示。

图11 光照强度突变曲线及对应的逆变器输出功率曲线Fig.11 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

图12(a)为B10母线电压波动曲线，图12(b)为无功参考Qref变化曲线，图12(c)为按光伏发电单元无功裕度采用等比例分配时各光伏发电单元以及SVG的无功给定曲线，图12(d)为按光伏发电单元无功线路损耗优化分配时各光伏发电单元以及SVG的无功给定曲线。

图12 光照强度突变时相关仿真结果Fig.12 Simulated results of the reactive power and voltage when the light changes quickly

从图中可以看出，当采用无功与电压控制策略时，B10母线经过短暂的过冲能够很好地稳定在1.0 pu附近，而未采用无功与电压控制时，B10母线跌落达到0.87 pu左右。此外，根据无功参考Qref变化曲线可以看出，无功参考Qref在光照突增后急剧增加，无功参考Qref在4 s后达到稳定值，同时，对比图12(c)和12(d)亦可以看出，由于光伏发电单元1到送端配电站的距离远于光伏发电单元2，按光伏发电单元无功线路损耗优化分配时，整个光伏电站能够尽可能的降低因无功分配不合理而导致的有功损耗。

上述仿真结果很好验证了所提大型光伏并网逆变器无功与电压控制策略的正确性和可行性。

5 结 论

通过对大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略的研究，得出如下结论：

1)在一定程度上，线路电抗的影响要大于线路电阻的影响，即随着有功输出的进一步增加，并网电压的幅值逐渐减小。大型光伏电站在输送有功功率的同时需要输送相应的无功功率来抑制由于有功输出变化导致的并网电压波动甚至越限问题。

2)由于并网逆变器自身额定功率即视在功率的限制，大型光伏电站的无功与电压控制必然是并网逆变器和无功补偿装置之间的协调控制。为了降低线路损耗，在无功分配中应优先考虑无功补偿装置，进而考虑并网逆变器。

3)所提大型光伏电站并网逆变器无功与电压控制策略，能够很好的协调SVG单元和各光伏发电单元之间的无功输出。

下一步工作：

1)为降低线路损耗，进一步研究各光伏发电单元接入方式，给出无功优化系数的具体计算方式。

2)电压参考优化设计，防止电网故障恢复时由于无功输出不能突降引起的并网电压过冲问题。

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(编辑：刘素菊)

Reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plants

YANG Ming1, ZHOU Lin2, DU Xiao2, WEI Yan-fang1， LI Bin2

(1.School of Electrical Engineering & Automation, Henan Polytechnic University, Jiaozuo 454000, China;2.State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology,Chongqing University, Chongqing 400044, China)

To solve the problem of reactive power and voltage control in the large photovoltaic power plant,the influence of active output changes on the grid voltage stability was firstly analyzed.Then the voltage fluctuation and the deviation caused by line impedance were analyzed in detail. Taking an example of the standard of GB/T 29321-2012 of the photovoltaic power plants reactive compensation technology specification, the voltage deviation, reactive power,control mode of grid-connected inverter, voltage regulation and the voltage regulation priority were regulated. In addition, reactive power capacity of grid-connected inverter under different control modes was determired,and the reactive power capacity relationship between large scale photovoltaic power plants and SVG was analyzed. On this basis,a reactive power and voltage control strategy for the large scale photovoltaic power plants was proposed.At last,this study is validated by simulation.

large-scale photovoltaic plants; line impedance; voltage deviation; grid-connected inverters; reactive power and voltage control

2014-05-25

国家高技术研究发展计划(863计划)(2011AA05A301)；河南省高等学校控制工程重点学科开放实验室课题(KG2014-04)；河南省高校基本科研业务专项资金(NSFRF140117)；河南理工大学博士基金(B2016-19)

杨 明(1982—)，男，博士，研究方向为光伏并网发电技术、微电网及电能质量控制等；

周 林(1961—)，男，博士，教授，博士生导师，研究方向为新能源发电理论及应用、电能质量控制等；

杨 明

10.15938/j.emc.2016.10.010

TM 46

A

1007-449X(2016)10-0070-12

杜 潇(1992—)，男，硕士研究生，研究方向为新能源并网发电；

韦延方(1982—)，男，博士，研究方向为大型风电场及其新型输电分析与控制；

李 斌(1987—)，男，博士研究生，研究方向为新能源并网发电。