本發(fā)明涉及一種控制方法，具體涉及一種基于功率預(yù)測(cè)的并網(wǎng)光伏電站無(wú)功-電壓控制方法。

背景技術(shù)：

太陽(yáng)能光伏發(fā)電具有隨機(jī)性、間歇性、周期性以及波動(dòng)性的特點(diǎn)，隨著光伏發(fā)電規(guī)模不斷增長(zhǎng)，對(duì)電網(wǎng)電壓穩(wěn)定的影響日益明顯。在并網(wǎng)光伏電站安裝無(wú)功-電壓自動(dòng)控制系統(tǒng)(下文簡(jiǎn)稱為光伏AVC系統(tǒng))是保證電網(wǎng)電壓穩(wěn)定、無(wú)功平衡的重要手段，典型光伏AVC系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，光伏AVC系統(tǒng)通過(guò)協(xié)調(diào)光伏電站內(nèi)無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備出力完成并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制。

光伏發(fā)電與火電/風(fēng)電相比較，由于缺少機(jī)械設(shè)備的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量及阻尼特性，出力變化呈階躍特性，對(duì)光伏AVC系統(tǒng)響應(yīng)時(shí)間(各地規(guī)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(tǒng)定步長(zhǎng)調(diào)節(jié)、多輪反饋控制方法難以滿足系統(tǒng)要求。在實(shí)際工程應(yīng)用中暴露以下問(wèn)題：

(1)無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備控制協(xié)調(diào)困難，理論上光伏逆變器及靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備具有毫秒級(jí)響應(yīng)速度，電容器投切時(shí)間也小于1秒，但在實(shí)際工程中，各無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備響應(yīng)速度受通訊方式影響較大。特別是獨(dú)立控制的光伏逆變器，若采用環(huán)形而非光纖直聯(lián)方式通訊，響應(yīng)速度較慢的逆變器往往在數(shù)秒以上，采用傳統(tǒng)控制方法容易出現(xiàn)在規(guī)定調(diào)節(jié)時(shí)間內(nèi)母線電壓超調(diào)或調(diào)節(jié)不到位問(wèn)題。

(2)無(wú)功調(diào)節(jié)總量計(jì)算困難，由于并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功、電壓變化較小以及測(cè)量數(shù)據(jù)不同步等因素的影響，根據(jù)電壓偏差及無(wú)功變化在線計(jì)算得到系統(tǒng)阻抗往往誤差較大，導(dǎo)致調(diào)節(jié)總量計(jì)算存在問(wèn)題，進(jìn)而影響到光伏AVC系統(tǒng)的響應(yīng)時(shí)間及控制精度。

(3)連續(xù)調(diào)節(jié)設(shè)備與離散調(diào)節(jié)設(shè)備的協(xié)調(diào)控制問(wèn)題，現(xiàn)有的無(wú)功優(yōu)化算法中，電容器投切次數(shù)作為計(jì)算約束性條件，并作為最后調(diào)節(jié)手段。因此，電容器投切操作一般滯后于電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓變化情況，并導(dǎo)致光伏逆變器及靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備部分時(shí)段無(wú)功出力偏高，影響 發(fā)電效率。

(4)較少考慮電站內(nèi)無(wú)功損耗的影響，當(dāng)電網(wǎng)整體無(wú)功平衡時(shí)，影響光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓的重要因素之一是站內(nèi)無(wú)功損耗，因此，無(wú)功-電壓調(diào)節(jié)過(guò)程中應(yīng)充分考慮站內(nèi)無(wú)功損耗變化情況,現(xiàn)有無(wú)功-電壓控制算法一般是不計(jì)及站內(nèi)無(wú)功損耗的。

(5)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備(SVC/SVG/MCR)的不合理應(yīng)用。為保證電網(wǎng)故障下的暫態(tài)無(wú)功儲(chǔ)備，基于傳統(tǒng)火電/風(fēng)電AVC系統(tǒng)發(fā)展而來(lái)的光伏AVC系統(tǒng)，在調(diào)節(jié)過(guò)程中一般不使用靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的控制策略。這一方面容易導(dǎo)致電容器的頻繁投切；另一方面也使得主變無(wú)功需求完全由遠(yuǎn)方的光伏逆變器提供，一定程度上增大了線損。實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，在準(zhǔn)確功率預(yù)測(cè)及無(wú)功裕度計(jì)算基礎(chǔ)上，通過(guò)合理、有限制的應(yīng)用靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備調(diào)節(jié)容量，可有效提高電壓控制精度及AVC系統(tǒng)響應(yīng)速度，減少電容器的投切次數(shù)。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為了克服上述現(xiàn)有技術(shù)的不足，本發(fā)明提供一種基于功率預(yù)測(cè)的并網(wǎng)光伏電站無(wú)功-電壓控制方法，針對(duì)不同無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備響應(yīng)速度差異，則用了分步控制保證光伏電站無(wú)功-電壓控制的精度及響應(yīng)速度。

為了實(shí)現(xiàn)上述發(fā)明目的，本發(fā)明采取如下技術(shù)方案：

本發(fā)明提供一種基于功率預(yù)測(cè)的并網(wǎng)光伏電站無(wú)功-電壓控制方法，通過(guò)光伏AVC系統(tǒng)協(xié)調(diào)并網(wǎng)光伏電站內(nèi)的無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備，完成并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制；所述無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備包括光伏逆變器、并聯(lián)補(bǔ)償電容器組和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備；

所述方法包括：

步驟1：確定并網(wǎng)光伏電站再并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)功損耗；

步驟2：確定并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)總量；

步驟3：確定光伏逆變器和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的無(wú)功功率極限；

步驟4：進(jìn)行并聯(lián)補(bǔ)償電容器組的投切控制；

步驟5：進(jìn)行光伏逆變器和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的控制。

所述步驟1中，并網(wǎng)光伏電站包括集電線路和變壓器；包括：

步驟1-1：計(jì)算集電線路的總無(wú)功損耗，包括：

設(shè)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(zhǎng)度電抗，l為集電線路長(zhǎng)度，有X_l＝x_l·l；

于是集電線路的無(wú)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(tǒng)頻率，取50Hz；ω為電力系統(tǒng)角速度；C為集電線路對(duì)地電容，c為集電線路單位長(zhǎng)度對(duì)地電容；

于是，集電線路的總無(wú)功損耗為Q_l-Q_C；

步驟1-2：計(jì)算變壓器的總無(wú)功損耗，包括：

單臺(tái)變壓器的無(wú)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(fù)荷率，且β＝S/S_N；

于是，并網(wǎng)光伏電站內(nèi)變壓器的總無(wú)功損耗Q_T表示為：

Q_T＝ΣQ'_T (4)

步驟1-3：計(jì)算并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)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(dòng)平均模型對(duì)并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)過(guò)程中并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗進(jìn)行預(yù) 測(cè)，于是并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)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(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)刻，t為并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻，▽Q'_Σ為并網(wǎng)光伏電站出力變化導(dǎo)致的并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗差值，▽Q”_Σ為并網(wǎng)點(diǎn)電壓變化導(dǎo)致的并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗差值。

所述步驟2包括：

并網(wǎng)點(diǎn)電壓U_pcc與并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率Q_pcc滿足以下關(guān)系：

其中，Q'_PV為光伏逆變器當(dāng)前輸出的總無(wú)功功率，且Q'_PV＝Q_inv-Q_Σ(t₀)，Q_inv表示光伏逆變器輸出的無(wú)功功率，Q_Σ(t₀)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)功損耗；Q_cap為并聯(lián)補(bǔ)償電容器組當(dāng)前輸出無(wú)功功率，Q_svc為靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備當(dāng)前輸出無(wú)功功率；ΔU_pcc為并網(wǎng)點(diǎn)電壓增量，ΔQ_pcc為并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率增量，ΔQ'_PV為光伏逆變器輸出無(wú)功功率增量，ΔQ_cap為聯(lián)補(bǔ)償電容器組輸出無(wú)功功率增量，ΔQ_svc為靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出無(wú)功功率增量；

并網(wǎng)點(diǎn)電壓U_pcc和無(wú)窮大母線電壓U_∞分別表示為：

其中，U_PV為并網(wǎng)光伏電站低壓側(cè)母線電壓，P_PV和Q_PV分別為并網(wǎng)光伏電站低壓側(cè)注入有功功率和無(wú)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(wǎng)點(diǎn)外部等值電阻和電抗；

由式(8)和(9)得到：

設(shè)并網(wǎng)光伏電站的電壓控制靈敏度和無(wú)功控制靈敏度分別為和有：

由式(11)可得：

并網(wǎng)光伏輸出無(wú)功功率Q_pcc表示為：

由式(11)和(13)可得：

并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)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(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)周期內(nèi)的無(wú)功損耗，且ΔQ_Σ(t-t₀)＝ΔQ_Σ(t)-ΔQ_Σ(t₀)，Q_Σ(t₀)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)功損耗， ΔQ_Σ(t)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)功損耗。

所述步驟3包括：

步驟3-1：確定光伏逆變器的無(wú)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(wǎng)點(diǎn)電壓，ω為電力系統(tǒng)角速度，L為光伏逆變器交流側(cè)電感，P_inv和Q_inv表示光伏逆變器輸出有功功率和無(wú)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(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的無(wú)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(wǎng)光伏電站中支路輸出的無(wú)功功率下限和上限。

所述步驟4中，采用分段控制方式對(duì)并聯(lián)補(bǔ)償電容器組進(jìn)行投切控制，包括：

1)穩(wěn)步上升階段，即并網(wǎng)光伏電站出力穩(wěn)步上升階段，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在上午6點(diǎn)至10點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用超前控制，即并聯(lián)補(bǔ)償電容器組在預(yù)計(jì)負(fù)荷上升前投入；

2)拐點(diǎn)階段，即并網(wǎng)光伏電站出力相對(duì)平穩(wěn)階段，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在上午10點(diǎn)至下午4點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用滯后控制，即光伏逆變器可調(diào)裕度低于并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)增量情況下對(duì)并聯(lián)補(bǔ)償電容器組進(jìn)行投切，其中并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)增量為Q_invmax-Q_PV；

3)穩(wěn)步下降階段，即并網(wǎng)光伏電站出力穩(wěn)步下降階段，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在下午4點(diǎn)至8點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用超前控制，即并聯(lián)補(bǔ)償 電容器組在預(yù)計(jì)負(fù)荷下降前切出。

所述步驟5包括：

步驟5-1：光伏AVC系統(tǒng)對(duì)光伏逆變器進(jìn)行控制，包括：

1)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)周期中，改變光伏逆變器的無(wú)功功率以實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制；

2)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻后，保持并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率不變的情況下，采用光伏逆變器的無(wú)功功率置換靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率，并使靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率降為零，同時(shí)優(yōu)化并網(wǎng)光伏電站內(nèi)集電線路電壓分布；

步驟5-2：光伏AVC系統(tǒng)對(duì)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行控制，包括：

1)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻前，若并網(wǎng)點(diǎn)電壓仍未滿足相應(yīng)的設(shè)定目標(biāo)值，則需調(diào)節(jié)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率；

2)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻后，若靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出無(wú)功功率，而同時(shí)光伏逆變器具備可調(diào)裕度，則采用光伏逆變器的無(wú)功功率置換靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率，并使靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率降為零。

與最接近的現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明提供的技術(shù)方案具有以下有益效果：

(1)綜合考慮了并網(wǎng)光伏電站內(nèi)集電線路、變壓器的無(wú)功損耗，并對(duì)調(diào)節(jié)過(guò)程中無(wú)功損耗的變化進(jìn)行了預(yù)測(cè)，可較為精確的計(jì)算并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)總量；

(2)精確計(jì)算光伏電站控制靈敏度，具備更好的無(wú)功-電壓控制精度及響應(yīng)速度；

(3)功率預(yù)測(cè)與光伏電站AVC系統(tǒng)相結(jié)合，從而實(shí)現(xiàn)光伏電站電容器組分段控制，實(shí)現(xiàn)了無(wú)功-電壓控制與設(shè)備保護(hù)間較好的平衡。

附圖說(shuō)明

圖1是本發(fā)明實(shí)施例中光伏AVC系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖；

圖2是本發(fā)明實(shí)施例中并網(wǎng)光伏電站內(nèi)集電線路等值電路圖；

圖3是本發(fā)明實(shí)施例中典型的并網(wǎng)型光伏電站拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖；

圖4是本發(fā)明實(shí)施例中典型光伏功率預(yù)測(cè)曲線圖；

圖5是本發(fā)明實(shí)施例中并網(wǎng)光伏電站AVC控制系統(tǒng)閉環(huán)控制框圖。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步詳細(xì)說(shuō)明。

本發(fā)明提供一種基于功率預(yù)測(cè)的并網(wǎng)光伏電站無(wú)功-電壓控制方法，如圖5，通過(guò)光伏AVC系統(tǒng)協(xié)調(diào)并網(wǎng)光伏電站內(nèi)的無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備，完成并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制；所述無(wú)功調(diào)節(jié)設(shè)備包括光伏逆變器、并聯(lián)補(bǔ)償電容器組和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備；

所述方法包括：

步驟1：確定并網(wǎng)光伏電站再并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)功損耗；

步驟2：確定并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)總量；

步驟3：確定光伏逆變器和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的無(wú)功功率極限；

步驟4：進(jìn)行并聯(lián)補(bǔ)償電容器組的投切控制；

步驟5：進(jìn)行光伏逆變器和靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的控制。

所述步驟1中，并網(wǎng)光伏電站包括集電線路和變壓器；包括：

步驟1-1：計(jì)算集電線路的總無(wú)功損耗，包括：

光伏電站內(nèi)集電線路等值電路如圖2所示，設(shè)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(zhǎng)度電抗，l為集電線路長(zhǎng)度，有X_l＝x_l·l；

于是集電線路的無(wú)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(tǒng)頻率，取50Hz；ω為電力系統(tǒng)角速度；C為集電線路對(duì)地電容，c為集電線路單位長(zhǎng)度對(duì)地電容；

于是，集電線路的總無(wú)功損耗為Q_l-Q_C；

步驟1-2：計(jì)算變壓器的總無(wú)功損耗，包括：

單臺(tái)變壓器的無(wú)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(fù)荷率，且β＝S/S_N；

于是，并網(wǎng)光伏電站內(nèi)變壓器的總無(wú)功損耗Q_T表示為：

Q_T＝ΣQ'_T (4)

步驟1-3：計(jì)算并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)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(dòng)平均模型對(duì)并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)過(guò)程中并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗進(jìn)行預(yù)測(cè)，于是并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)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(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)刻，t為并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻，▽Q'_Σ為并網(wǎng)光伏電站出力變化導(dǎo)致的并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗差值，▽Q”_Σ為并網(wǎng)點(diǎn)電壓變化導(dǎo)致的并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功損耗差值。

所述步驟2包括：

典型并網(wǎng)光伏電站結(jié)構(gòu)如圖3所示，并網(wǎng)點(diǎn)電壓U_pcc與并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率Q_pcc滿足以下關(guān)系：

其中，Q'_PV為光伏逆變器當(dāng)前輸出的總無(wú)功功率，且Q'_PV＝Q_inv-Q_Σ(t₀)，Q_inv表示光伏逆變器輸出的無(wú)功功率，Q_Σ(t₀)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)功損耗；Q_cap為并聯(lián)補(bǔ)償電容器組當(dāng)前輸出無(wú)功功率，Q_svc為靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備當(dāng)前輸出無(wú)功功率；ΔU_pcc為并網(wǎng)點(diǎn)電壓增量，ΔQ_pcc為并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率增量，ΔQ'_PV為光伏逆變器輸出無(wú)功功率增量，ΔQ_cap為聯(lián)補(bǔ)償電容器組輸出無(wú)功功率增量，ΔQ_svc為靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出無(wú)功功率增量；

并網(wǎng)點(diǎn)電壓U_pcc和無(wú)窮大母線電壓U_∞分別表示為：

其中，U_PV為并網(wǎng)光伏電站低壓側(cè)母線電壓，P_PV和Q_PV分別為并網(wǎng)光伏電站低壓側(cè)注入有功功率和無(wú)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(wǎng)點(diǎn)外部等值電阻和電抗；

由式(8)和(9)得到：

設(shè)并網(wǎng)光伏電站的電壓控制靈敏度和無(wú)功控制靈敏度分別為和有：

由式(11)可得：

并網(wǎng)光伏輸出無(wú)功功率Q_pcc表示為：

由式(11)和(13)可得：

并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)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(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)周期內(nèi)的無(wú)功損耗，且ΔQ_Σ(t-t₀)＝ΔQ_Σ(t)-ΔQ_Σ(t₀)，Q_Σ(t₀)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)開(kāi)始時(shí)的無(wú)功損耗，ΔQ_Σ(t)為并網(wǎng)光伏電站在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)的無(wú)功損耗。

所述步驟3包括：

步驟3-1：確定光伏逆變器的無(wú)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(wǎng)點(diǎn)電壓，ω為電力系統(tǒng)角速度，L為光伏 逆變器交流側(cè)電感，P_inv和Q_inv表示光伏逆變器輸出有功功率和無(wú)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(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的無(wú)功功率極限Q_svcmax：

本發(fā)明中基于以下因素決定靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備短時(shí)無(wú)功功率極限：

靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的穩(wěn)態(tài)功率輸出極限，多數(shù)情況下靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的穩(wěn)態(tài)輸出極限為額定值的50～80％之間。

保障光伏電站并網(wǎng)安全，當(dāng)光伏電站發(fā)電系統(tǒng)中某個(gè)電氣元件由于故障退出時(shí)，為了保持并網(wǎng)點(diǎn)電壓穩(wěn)定，需要投入備用無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備，避免由于并網(wǎng)點(diǎn)電壓過(guò)低影響主網(wǎng)電壓穩(wěn)定。光伏電站中最普遍出現(xiàn)的導(dǎo)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(duì)電網(wǎng)電壓無(wú)功支撐的要求，AVC系統(tǒng)調(diào)節(jié)中必須隨時(shí)備有足夠的暫態(tài)無(wú)功儲(chǔ)備，因此，靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置功率極限不能超過(guò)光伏電站中當(dāng)前最大支路輸出無(wú)功。綜合以上兩個(gè)條件，Q_svcmax滿足：

Q'_linemin≤Q_svcmax≤Q'_linemax (14)

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

所述步驟4中，采用分段控制方式對(duì)并聯(lián)補(bǔ)償電容器組進(jìn)行投切控制，包括：

1)穩(wěn)步上升階段，即并網(wǎng)光伏電站出力穩(wěn)步上升階段，如圖4所示，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在上午6點(diǎn)至10點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用超前控制，即并聯(lián)補(bǔ)償電容器組在預(yù)計(jì)負(fù)荷上升前投入；

2)拐點(diǎn)階段，即并網(wǎng)光伏電站出力相對(duì)平穩(wěn)階段，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在上午10點(diǎn)至下午4點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用滯后控制，即光伏逆變器可調(diào)裕度低于并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)增量情況下對(duì)并聯(lián)補(bǔ)償電容器組進(jìn)行投切，其中并網(wǎng)光伏電站的無(wú)功調(diào)節(jié)增量為Q_invmax-Q_PV；

3)穩(wěn)步下降階段，即并網(wǎng)光伏電站出力穩(wěn)步下降階段，對(duì)應(yīng)的典型時(shí)間段在并網(wǎng)光伏電站在下午4點(diǎn)至8點(diǎn)期間，在此典型時(shí)間段，并聯(lián)補(bǔ)償電容器組采用超前控制，即并聯(lián)補(bǔ)償電容器組在預(yù)計(jì)負(fù)荷下降前切出。

所述步驟5包括：

步驟5-1：光伏AVC系統(tǒng)對(duì)光伏逆變器進(jìn)行控制，包括：

1)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)周期中，改變光伏逆變器的無(wú)功功率以實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)點(diǎn)電壓控制；

2)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻后，保持并網(wǎng)點(diǎn)無(wú)功功率不變的情況下，采用光伏逆變器的無(wú)功功率置換靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率，并使靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率降為零，同時(shí)優(yōu)化并網(wǎng)光伏電站內(nèi)集電線路電壓分布；

步驟5-2：光伏AVC系統(tǒng)對(duì)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行控制：

靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的控制主要承擔(dān)以下三個(gè)任務(wù)：1)輔助無(wú)功-電壓控制靈敏度的計(jì)算；2)當(dāng)電壓調(diào)節(jié)周期接近結(jié)束，而光伏逆變器無(wú)功出力暫時(shí)難以達(dá)到計(jì)算值時(shí)，提供快速無(wú)功調(diào)節(jié)以保證電壓調(diào)節(jié)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(diǎn)時(shí)，承擔(dān)短時(shí)無(wú)功出力。

光伏AVC系統(tǒng)對(duì)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行控制包括：

1)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻前，若并網(wǎng)點(diǎn)電壓仍未滿足相應(yīng)的設(shè)定目標(biāo)值，則需調(diào)節(jié)靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率；

2)在并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)結(jié)束時(shí)刻后，若靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出無(wú)功功率，而同時(shí)光伏逆變器具備可調(diào)裕度，則采用光伏逆變器的無(wú)功功率置換靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率，并使靜態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無(wú)功功率降為零。

最后應(yīng)當(dāng)說(shuō)明的是：以上實(shí)施例僅用以說(shuō)明本發(fā)明的技術(shù)方案而非對(duì)其限制，所屬領(lǐng)域的普通技術(shù)人員參照上述實(shí)施例依然可以對(duì)本發(fā)明的具體實(shí)施方式進(jìn)行修改或者等同替換，這些未脫離本發(fā)明精神和范圍的任何修改或者等同替換，均在申請(qǐng)待批的本發(fā)明的權(quán)利要求保護(hù)范圍之內(nèi)。