摘 要：

新能源高比例接入電網難免引起電網局部電壓波動，鑒于此，提出了光伏發電站動態無功電壓測試方法，將光伏發電站內多集電線路發電單元分為兩組，第一組作為光伏發電站母線電壓暫態激勵源，第二組作為電站恒電壓控制源，通過控制第一組無功出力產生瞬時電壓跌落或抬升，第二組所在的控制系統感知到母線電壓波動后產生相反的無功出力，進而測試光伏發電站第二組集電線路發電單元的動態無功電壓響應性能，再通過顛倒兩組的運行角色來測試第一組集電線路發電單元的動態無功電壓響應性能。該方法可以降低光伏發電站動態無功電壓測試難度，提高新能源并網測試的效率。

0 引言

近年來，我國新能源發展迅速，并網設計方案中要求新能源并網前需進行相關試驗驗證，確定并網條件。現階段設計標準中要求光伏發電站具備動態無功電壓支撐能力[1]，其中動態無功電壓支撐無功源包括動態無功裝置和新能源發電單元。新能源發電站中采用動態無功裝置作為無功源參與電網動態無功支撐時，多采用文獻[2]的方案進行測試，在并網點部署電壓波動模擬裝置作為無功激勵源來驗證動態無功補償裝置的動態無功電壓支撐電網的性能，該方法中的電壓波動模擬裝置屬于測試設備，測試中需要與并網斷路器連接，涉及高壓接線，危險程度高，對測試人員的專業水平要求較高。文獻[3]對采用變壓器抽頭注入式無功補償系統的機理進行了研究，以提高電源側功率因數和母線電壓水平，可以將其工作原理引入新能源升壓變側來測試新能源發電站動態無功電壓性能，該方案雖然無須額外增加一次設備，但不具備普適性，其在新能源發電并網具備升壓站的場景可以應用，但不適用于新能源容量較小的電站采用低壓并網的場景。文獻[4]搭建了10 kV一體化檢測試驗系統，用于10 kV變臺一、二次設備一體化檢測試驗，雖然該方案在10 kV配網側應用，但其基本原理可以引用至電壓等級更高的新能源接入的變電站中進行新能源場站的動態無功電壓性能測試，不過其響應時間為百毫秒級，測試工裝無法滿足目前新能源場站30 ms內完成動態無功電壓性能測試的要求[5]。

基于上述方案及其存在的問題，本文從新能源發電自身的特點出發，利用新能源發電站發電單元分散部署的特點，將多集電線路分組，采用組間互測方法完成新能源場站動態無功電壓響應性能的測試，本方案無須增加其他一次設備或系統，具有更好的可操作性。

1平臺設計

本文的研究目的在于在不增加光伏發電站一次設備投入的情況下，借用新能源現有發電設備完成光伏發電站動態無功電壓性能評估，測試平臺的建設包括動態無功電壓激勵源構建、被測試對象構建及測試方法。

1.1通信機制

在構建動態無功電壓激勵源前，需對光伏發電站現有通信機制進行修改，將現階段采用TCP/IP協議交互的通信方式修改為組播GOOSE協議交互，這種通信機制的修改本身對新能源參與電網調頻調壓具有促進作用，可以大大提升新能源參與電網調頻調壓的響應性能。圖1（a）為現階段光伏發電站功率控制路徑通信拓撲，圖1（b）為現階段采用TCP/IP通信機制的交互原理示意圖，圖1（c）為采用組播GOOSE協議后的交互機制，通信交互機制修改后功率控制設備與逆變器通信時間縮短為原來的1/2×nm，其中nm為光伏發電站逆變器數量；同時功率控制設備功率控制指令在嵌入式操作系統下優化后的處理時間為微秒級，光伏發電站功率控制時間近似為控制指令在光纖鏈路上的傳輸時間，組播GOOSE報文按照最大MTU計算，百兆通信帶寬下通信時間約為12.3 ms，逆變器本地進行無功解環后無功響應時間小于30 ms，即從功率控制設備下發指令至逆變器無功響應到目標值90%的時間不大于30 ms。

1.2動態無功電壓激勵源及被測對象構建激勵源與被測對象的構建，為了能夠較大裕度地反映光伏發電站無功電壓控制能力，本方案采用1/2容量配比原則，即激勵源與被測對象的容量比為1:1，在光伏發電站為多集電線路時，根據集電線路近似1:1原則進行邏輯劃分，在光伏發電站多集電線路不能按照近似1:1原則劃分或單集電線路時按照容量的1/2進行邏輯劃分，如圖2所示。

如圖2（a）所示，在集電線路平衡方式中，直接根據圖2（c）按集電線路規劃；如圖2（b）所示，在非平衡多集電線路方式中，按照圖2（d）所示的容量規劃，其中dsGOOSE1為激勵控制塊，dsGOOSE2為電壓控制塊。

2平臺架構

2.1平衡方式平臺

如圖3（a）所示，在集電線路平衡方式中，功率控制回路側，光伏發電站高壓側PT、CT信號接入電壓控制設備，電壓控制設備工作為恒電壓模式，通過通信網絡與集電線路所有逆變器組網，通過dsGOOSE2控制塊通信。測試平臺側，激勵控制通過通信網絡與集電線路所有逆變器組網，通過dsGOOSE1控制塊通信，光伏發電站高壓側PT、CT信號接入數據記錄儀，用于觀察光伏發電站電壓波動狀態評估測試結果。每組測試分為兩個階段，第一階段測試s3和s4的響應性能，第二階段測試s1和s2的響應性能。

第一階段測試中，將#1和#2集電線路作為無功激勵源，#3和#4集電線路作為電壓控制源，其中#1和#2集電線路下所有逆變器建模文件訂閱dsGOOSE1控制塊，#3和#4集電線路下所有逆變器建模文件訂閱dsGOOSE2控制塊。

第二階段測試中，將#3和#4集電線路作為無功激勵源，#1和#2集電線路作為電壓控制源，其中#1和#2集電線路下所有逆變器建模文件訂閱dsGOOSE2控制塊，#3和#4集電線路下所有逆變器建模文件訂閱dsGOOSE1控制塊。

2.2 非平衡方式平臺

如圖3（b）所示，在集電線路非平衡方式中，電壓控制設備及測試平臺側架構與平衡方式相同，區別在于逆變器側建模文件的細分。這里假設光伏發電站有n條集電線路，每條集電線路下接入逆變器數量各不相同，逆變器總數為m0=x+y+z。第一階段測試中，參與激勵控制的逆變器數量為mq=?m0/2?，參與電壓控制的逆變器數量為mu=m0-mq，mq部分建模文件訂閱dsGOOSE1，mu部分建模文件訂閱dsGOOSE2。第二階段測試中，mq部分建模文件訂閱dsGOOSE2，mu部分建模文件訂閱dsGOOSE1。

3測試方法

3.1測試步驟

基于動態無功電壓激勵源及被測對象的構建方式，在光伏發電站集控中心部署激勵控制，該激勵控制可以是電壓控制設備，也可以是PC機運行的dsGOOSE1報文發送工具，激勵控制通信接口接入光伏發電站監控系統網絡。具體測試步驟如下：

（1）將光伏發電站并網點PT、CT接入錄波器。

（2）評估光伏發電站無功調節能力：電壓控制設備控制模式退出，激勵控制投入，根據光伏發電站實時電壓運行值UR，按步進+0.5kV發送電壓目標值，同時觀察UR，當UR接近光伏發電站匯集母線電壓等級所運行的上限值UH時停止評估，記錄當前容性無功值作為上限無功值QC；然后從當前UR按步進-0.5kV發送電壓目標值，同時觀察UR，當UR接近光伏發電站匯集母線電壓等級所運行的下限值UL時停止評估，記錄當前感性無功值作為下限無功值QL，獲取光伏發電站無功調節區間[QL，QC]。

（3）電壓控制設備投入恒電壓模式，電壓設定值為Uset，一般取值在UR左右，確保光伏逆變器不參與無功功率出力，激勵控制設定為QC后發送dsGOOSE1，此時電壓控制感知母線電壓抬升后發送dsGOOSE2進行感性方向的無功調節，錄波器記錄測試過程電壓曲線。

（4）離線分析電壓曲線，獲取一次暫態無功電壓支撐指標數據ret1。

（5）激勵控制設定為0后發送dsGOOSE1，釋放激勵源，此時電壓控制感知母線電壓跌落后發送dsGOOSE2進行容性方向的無功調節。

（6）重復步驟（4）獲取第二次暫態無功電壓支撐指標數據ret2。

（7）激勵控制設定為QL后發送dsGOOSE1，此時電壓控制感知母線電壓繼續跌落后發送dsGOOSE2進行感性方向的無功調節，錄波器記錄測試過程電壓曲線。

（8）重復步驟（4）獲取第三次暫態無功電壓支撐指標數據ret3。

（9）激勵控制設定為0后發送dsGOOSE1，釋放激勵源，此時電壓控制感知母線電壓抬升后發送dsGOOSE2進行容性方向的無功調節。

（10）重復步驟（4）獲取第四次暫態無功電壓支撐指標數據ret4。

（11）離線分析ret3～ret4數據，獲取電壓控制設備區域光伏無功電壓支撐指標retA。

（12）將激勵控制與電壓控制設備對調，重復步驟（3）～步驟（11）獲取retB。

（13）根據retA和retB計算單次光伏發電站無功電壓支撐評估指標retPC1=retA+retB。

（14）重復步驟（3）～（13）多次評估獲取retPC2，retPC3，…，retPCn，取中位數作為光伏發電站無功電壓暫態評估指標：

3.2測試指標確認邊界條件

光伏發電站無功配置能力指標參照文獻[5-6]。光伏發電站動態無功支撐指標參照文獻[5]，其中動態無功補償指標中動作死區電壓為（0.2%～0.5%）UN，響應時間為無功補償動作開始至無功調節達到無功調節量的90%的時間，調節時間為動作開始至母線電壓達到穩態精度范圍內的時間，其中穩態調節精度為0.5%UN[5]。

4 結語

本文提出了基于光伏發電站發電單元自身互調方案測試光伏發電站動態無功補償電壓指標的架構，給出了互調方案中的容量規劃方法和測試步驟，無須額外增加一次設備的投入即可完成光伏發電站動態無功電壓指標的評估，降低了光伏發電站動態無功電壓評估難度，提升了評估效率和評估安全性，具有很好的應用推廣價值。

審核編輯 ：李倩