含高比例光伏的配電網電壓協調控制策略研究

周金輝，盛 曄，蘇義榮，劉浩軍，陳 銘

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007；3.國電南瑞科技股份有限公司，南京 211106；4.國網浙江海寧市供電有限公司，浙江 海寧 314400）

0 引言

能源短缺與環境污染已成為制約全球經濟發展的兩大難題。太陽能資源以其清潔與便利的優勢，得到了世界各國的廣泛應用[1]。在一些示范區域，已形成高滲透率分布式光伏接入配電網的格局。如浙江省長興縣光伏發電示范建設村北湯村，在2017年底，總發電容量已超過6 000 kW；深圳媽灣光伏示范園區，年總發電容量已達10 MW。這代表著新能源的戰略地位逐步由補充能源上升至替代能源。光伏電站裝機容量迅速提升，預計在2040年光伏發電在所有可再生能源發電中將占最大比重[2]。

隨著PV（光伏）等DG（分布式電源）的并網，配電網傳統的網絡結構發生變化，能量流動方向也由原來的單向變為雙向。加上光伏本身具有的隨機性、間歇性和波動性，高比例光伏并網后，會造成網絡電壓越限和波動[3]、三相不平衡[4]、諧波含量增加[5]等問題，再考慮到光伏并網時的分散多點接入問題，對某一母線的電壓管理可能導致其他母線電壓的惡化[6]。這就對配電網絡電壓管理提出了更高要求，即對某一母線電壓進行控制的同時兼顧各母線間電壓的協調控制以保證全局電壓處于正常范圍。GB/T 12325-2008《電能質量 供電電壓偏差》規定：20 kV及以下的三相供電電壓偏差為±7%，單相供電電壓偏差為+7%和-10%。

近年來，國內外學者對光伏并網的電壓控制問題展開了多方面研究工作。文獻[7]介紹了通過調整變壓器分接頭來控制DG并網后引起的電壓波動，但變壓器分接頭動作次數有限且調壓能力有限；文獻[8]介紹了將調整OLTC（有載調壓分接開關）分接頭與無功補償裝置結合，實現電壓的集中調節控制，將OLTC與無功補償進行協調有效改善了配電網電壓控制效果，但無功補償裝置依然受到投切次數的限制，在某些高比例光伏滲透率的極端運行場景下依然無法完全保障系統的電壓質量；文獻[9]介紹了對DG與OLTC及電容器組進行集中協調控制，但控制過程中運算維度過大，難以滿足協調控制的實時性要求。

在此提出一種協調光伏有功、無功出力及調整OLTC分接頭的電壓協調控制策略。通過對不同配電網電壓等級采取不同的有功、無功控制策略，并結合OLTC的調節能力，可有效增強系統對電壓的管控能力，改善全網電壓水平。

1 分布式光伏并網對配網電壓的影響

配電網R/X比值較大，因此有功功率的調整對改善電壓、降低網損有顯著作用[10]。高比例光伏并網后，不僅影響并網節點自身的電壓，還會通過功率輸送影響其他饋線甚至其他電壓等級節點的電壓。

1.1 對不同電壓等級節點電壓的影響

圖1為含有3個電壓等級的單饋線簡單系統。其中，T1和T2為2臺降壓變壓器，PV為光伏電站，L1—L5為負荷節點，B1—B7為電壓節點。

圖1 多電壓等級單饋線系統

在傳統的配電網輻射狀結構下，功率單向流動，電壓從母線開始沿饋線逐漸降低。當高滲透率的PV并網后，其出力不能完全被本地負荷消耗，就會造成潮流反向，大幅度提高末端節點電壓越限的可能性[11]。當PV分布式多點接入網絡不同電壓等級，大容量光伏電站出力的波動不僅會影響其所在電壓等級各節點電壓，還會通過功率流動間接影響其他電壓等級的節點電壓，甚至造成整個配電網絡電壓隨光伏出力而波動，給網絡電壓管理帶來極大挑戰。圖2所示為在圖1所示網絡結構下，在給定負荷和PV容量后仿真得到的一天內節點B5—B7電壓受PV影響的波動情況。

圖2 節點B5—B7電壓分布及PV出力波動情況

1.2 同一電壓等級下不同饋線間的影響

圖3為含有1臺降壓變壓器和2條饋線的簡單系統。其中，T1為降壓變壓器，PV為光伏電站，L1—L5為負荷節點。在該網絡中，PV出力的波動會影響所在饋線末端節點的電壓。如果其有功出力過剩，將功率倒送至相鄰饋線，則相鄰饋線各節點電壓同時會受到波及。圖4為在圖3所示網絡結構下，給定負荷和PV容量后仿真得到的一天內節點B1—B3電壓受PV影響的波動情況。

圖3 單電壓等級雙饋線系統

圖4 節點B1—B3電壓分布及PV出力波動情況

還需注意的是，光伏電站出力的峰值在午間，而典型負荷曲線的峰值在傍晚到凌晨，光伏出力高峰和負荷高峰時段無法完全重疊，這就會造成光伏出力高峰時各節點過電壓，而負荷需求處于高峰時各節點欠電壓。

2 光伏并網模型

由于光伏電站中的各光伏系統是獨立的，且文中主要關注光伏系統出力對網絡電壓的影響，因此忽略溫度和角度對光照的影響。在建模過程中，通常將光伏電站模型分為兩部分[12]：

（1）基于馬爾可夫隨機過程的太陽輻照度模型[12]。

文獻[13]提出利用馬爾可夫隨機過程直接預測太陽輻射強度，在地理位置、周邊環境都確定的情況下，可省去大量氣象統計過程和復雜的多次建模過程，具有一定的代表性和實用性。太陽輻射值計算G公式如下：

式中：Gb為光束照射情況；SIF為云對輻照度的不穩定行為，取值為0或1；cc為日間平均云量，取值為0或1；Gd為漫輻射照度；tau為輻射透射系數。

（2）光伏系統模型。

在得到太陽輻射強度之后，再對逆變過程進行建模，得到光伏系統的輸出功率。光伏模型包括光伏覆蓋面積、光電轉化效率、變流器約束條件。理想光伏模型在正常工作狀態下輸出功率可以表示為：

式中：prated為逆變器的額定功率；η為光伏電池的光電轉換效率；Isolar為太陽輻射強度；A為光伏覆蓋面積。

3 含高比例光伏配網電壓協調控制策略

3.1 光伏并網有功控制

在高、中壓并網的光伏容量通常達到兆瓦級，其出力的波動將嚴重影響其他節點電壓。因此通過對大容量光伏有功出力的控制可有效改善節點電壓，減小波動。

PI控制器是一種線性控制器，它根據給定值與實際輸出值構成控制偏差，將偏差的比例和積分通過線性組合構成控制量，對被控目標進行控制，具體控制方法如下。

式中：vmes為節點實時電壓；vref為電壓基準值；errI為誤差的時序和；Kp與Ki分別為PI控制器的比例增益和積分增益。

在光伏電站中利用PI控制器調整其有功出力的過程中，以各節點電壓總偏移量最小為目標，目標函數和約束條件如下：

式中：vmes為節點實時電壓；vref為電壓基準值；N為網絡光伏并網節點的個數；Δpi為光伏有功出力的變化量。

3.2 光伏并網無功控制

隨著光伏并網技術的發展及其應用，光伏發電具備了一定的無功輸出和調控能力，其無功出力的控制模式將深刻影響含高比例光伏配電網的電壓特性以及傳統調壓設備的行為。在分布式光伏高比例并網的背景下，德國電氣工程師協會提出了4種逆變器無功控制策略[14-15]：恒功率因數cosФ控制（模式Ⅰ）、恒無功功率Q控制（模式Ⅱ）、隨光伏有功出力P變化控制（模式Ⅲ）以及基于光伏并網點電壓幅值U的控制（模式Ⅳ）。表1列出了4種控制策略的優勢和不足。

表1 各種無功控制策略優勢及不足

式中：vref為電壓參考值；vmes為電壓實時測量值；smax為并網逆變器最大視在功率；vmax和vmin為允許電壓偏移的最大值和最小值。

光伏的無功功率輸出受逆變器最大視在功率約束，因此，無功輸出可以表示為：

在低壓配電網中為了更好保證電壓質量，采用基于并網點電壓幅值U的無功控制策略對在低壓并網的戶用光伏進行無功控制，確保用戶電壓處于允許偏移范圍。在這種無功控制策略中，目標函數同式（6），無功功率參考值為：

3.3 考慮變壓器分接頭的電壓控制

在傳統配電網電壓控制中，調整有載調壓變壓器分接頭的方法會造成破壞無功需求平衡、影響變壓器運行的可靠性、增加投資及運行費用等問題，因此不希望將調整分接頭的方法作為主要的電壓控制手段。若在調整光伏有功、無功出力后仍不能達到電壓質量要求，需通過協調控制變壓器分接頭進行后備調壓。

變壓器分接頭按式（10）調整：

式中：u0為表示變壓器分接頭當前位置；σ為動作檔距。

由于變壓器分接頭的動作次數有限，2次動作之間需滿足一定時間間隔。且變換檔位時要連續調整，不能跨級動作。約束條件如下：

式中：k為分接頭動作次數；umin為分接頭最小允許位置；umax為分接頭最大允許位置；m為最大允許動作次數；tmin為2次動作的最小時間間隔。

3.4 協調控制策略流程

通過削減有功防止電壓越限的方法是以降低清潔能源的消納能力為代價的，并且在有功輸出很低時調節能力有限；基于逆變器的無功電壓控制策略在選擇上各有利弊，不能獨立完成整個網絡的調壓任務；OLTC的調壓范圍有限。

基于此，提出一種光伏有功、無功控制及調整OLTC分接頭的電壓協調控制方法。同時對高、中壓并網的大容量光伏電站有功出力及低壓戶用光伏無功出力分別采取控制策略，改善整個網絡電壓水平；若在采取上述主要控制策略后，母線電壓仍處于越限狀態，則采取后備控制策略，調整OLTC分接頭，進一步調整電壓。具體流程如圖5所示。

4 算例

通過圖6所示的一個含高壓、中壓、低壓3個電壓等級配電網算例，來驗證所提出的電壓協調控制策略的正確性和有效性。

圖5 電壓協調控制策略流程

圖6 電壓協調控制策略算例

圖6中配電網包含的3個電壓等級分別為60 kV，20 kV 和 0.4 kV。 在節點 6，10，11，14，15處分別連接了光伏發電，其中節點6處光伏電廠出力為兆瓦級，節點10，11，14，15處戶用光伏出力為千瓦級。其余各節點為負荷節點，其中節點3，9—15為普通居民負荷，節點4處為商業型負荷，節點7處為工業型負荷，節點8處為農業型負荷。

為了驗證此處提出的綜合有功、無功及OLTC的電壓協調控制方法的有效性，在Matlab環境下以一天為單位對各光伏出力、各節點電壓分布情況進行仿真。設置場景如下。

（1）場景一。

在場景一中，未對各電壓等級下光伏有功、無功出力進行控制，光伏有功出力由自然條件決定，輸出功率的功率因數為1。圖7、圖8所示為中壓節點6、低壓節點9與15處的電壓分布。

圖7 場景一中壓配電網節點6處電壓值

圖8 場景一低壓配電網節點9與15處電壓值

通過圖7、圖8觀察發現，在未對各節點電壓進行控制的情況下，母線電壓隨光伏出力的波動而波動。在午間時段，各節點電壓隨光伏出力的增加趨于上升，在12∶00達到最大值；在傍晚時段，隨著光伏出力的減小以及負荷的增長，各節點電壓值趨于降低，在17∶00達到最小值，且末端節點會出現嚴重長時間的低電壓情況。

（2）場景二。

在場景二中，使用此處所提出的綜合光伏有功、無功控制及調整OLTC分接頭的電壓協調控制方法。對中壓配電網處的大容量光伏使用PI控制器對其有功出力進行調整；對低壓網絡處并網的各小容量戶用光伏，采用基于并網點電壓幅值U的無功控制模式保證其并網節點的電壓處在允許偏移范圍。同時，OLTC作為輔助手段配合調整中樞節點的電壓。圖9、圖10所示為此場景下中壓節點6、低壓節點9與15處的電壓分布。

通過對圖10、圖11與圖7、圖8的分析比較，再結合圖13可以看出，在對中壓配電網處并網的出力較大的光伏進行有功控制后，其并網處節點（母線6）電壓波動減小，且在仿真過程中未出現電壓越限情況；對低壓配電網并網的戶用光伏進行無功控制后，節點電壓波動的情況得到了緩解，電壓水平整體上升，末端節點處于低電壓狀態時間縮短；對比圖9與圖12，使用控制策略后OLTC動作次數明顯減少。這說明所使用的電壓協調控制策略是合理有效的。

圖9 場景一OLTC分接頭位置變化情況

圖10 場景二中壓配電網節點6處電壓值

圖11 場景二低壓配電網節點9與15處電壓值

5 結語

針對高比例光伏接入配電網后引起的電壓波動問題，提出了含高比例光伏配電網電壓協調控制策略。對光伏出力比較大的高、中壓配電網，使用基于PI控制器的有功控制策略；對于光伏出力較小但對電壓質量要求較高的低壓配電網，采用無功控制策略保證母線電壓處于允許偏移范圍；并將OLTC作為第二道防線，對中樞點電壓進行調節。算例的仿真分析驗證了所提方法的正確性和有效性。當然，對于低壓配電網節點電壓無功控制模式選擇問題，不同的模式會產生不同的效果，不同位置節點應根據實際情況具體分析，對此有待深入研究。

圖12 場景二OLTC分接頭位置變化情況

圖13 采用控制策略前后PV出力變化

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