規模化光伏并網后配電網電壓控制策略決策*

張雯程，徐藝銘，李征洲，王志強, 牛強，李介夫

(1.中國農業大學，北京 100083； 2. 華北電力大學 電氣與電子工程學院，北京 102206；3.國網吉林省電力有限公司吉林供電公司， 吉林 吉林 132000)

0 引 言

隨著電力負荷的持續增長、配電網有限的發展空間、擴展難度較大的系統規模等一系列現實問題，合理解決電壓波動問題，使配電網擁有自我調節能力，是當前國內外研究人員關注的主要方向。

目前分布式光伏電源的滲透率不斷提高，其控制的方法和手段也越來越多樣化[1]。當前的配電網面向無功優化控制已有很多的研究，文獻[2]中的目標函數為配電網線路損耗和設備運行的成本最小，約束條件包括了對設備動作的限制次數，最終完成對OLTC、光伏無功和并聯電容器組的優化控制。但由于未考慮日前預測誤差，優化方案實用性受預測精度影響較大。在文獻[3]中，認為負荷的預測誤差和光伏有功近似滿足正態分布的曲線模型，利用無功功率和有功功率之間的關系，得到可輸出的光伏無功功率的概率密度函數，并將其應用在優化中，以此消除預測誤差對優化的影響。

文獻[4]將約束條件中的OLTC和并聯電容器組動作的次數視為一種經濟成本，與當前電能的損耗費用一起構成了目標函數，在實時優化中得到廣泛應用。文獻[5]的目標函數為系統有功網損達到最小，由于DG的無功功率可用于調壓，利用多智能體免疫算法求解，達到優化電壓控制的目的。

文獻[6]中提出了調度前預優化與調度中實時優化相結合的兩階段優化，實現對OLTC分接頭和并聯電容器組的調控。文獻[7]提出日前通過控制OLTC和電容器組等離散型無功調壓設備來優化抑制電壓的較大波動，同時通過對SVG、分布式電源等連續調節型無功設備的控制進行實時優化，緩和小的電壓波動。

而本文提出集中式、分散式及多時間尺度三種電壓控制策略，通過仿真比較其控制效果，考慮不同的應用環境，選擇最為合適的控制策略，輔助配合配電網中電壓控制策略的決策。

1 光伏參與電壓調節的控制方法與策略

1.1 分散式電壓控制方法及策略

分散式調壓方法利用本地收集的信息，通過分別獨立調控監測點電壓來提高配電網整體運行情況，電壓和無功功率控制設備均為本地操作[8]，我國目前主要采用分散式的控制方式，即根據控制的組織結構，性質等因素劃分為不同等級，最高級別的控制負責全系統整合的功能[9]。

1.1.1 功率因數-電壓控制模式

通過功率因數-電壓控制模式調整電壓問題的調壓措施無需大量的無功注入或無功吸收，可以提供有效的調壓，尤其是對于農村電網，可以省下集中控制中巨大的投資[8]。圖1為詳細的控制措施，這個措施的特點是系統處于當電壓合格的情景時，選取功率因數的控制方式，當電壓處于休息情景時，選取休息控制方式。

圖1 PFC-VC控制圖

圖2 PFC-VC控制模式下電壓電流矢量圖

PFC-VC可以更好的調整電壓分布，且有效的防止電壓越界。此外PFC-VC能減少OLTC動作次數，延長變壓器壽命。

1.2 集中式電壓控制方法及策略

集中協調式電壓控制方式，通過系統的全局信息，運用近似主電網電壓調控的方式，在配電網中進行全局層面上的關于電壓的集中式協調調控。

1.2.1 基本控制結構和電壓控制設備

為克服頻繁動作而產生的“響應疲勞”問題，國際上提出Auto-DR的概念以滿足客戶的需求[10-11]。本文基于Auto-DR，提出了用戶需求側響應終端(Users Side Response Terminal，USRT)的功能模型，即實時接收配電網需求側電價、用戶溫度需求以及溫度變化信息，并根據配電網正常與故障狀態下不同的決策方式對空調進行實時調控，其工作流程如圖3所示。

圖3 集中式控制的框架

如圖3所示，配電管理系統可以實現配網中可控元件間配合，以提高運行效率，保持電壓在合理的范圍內波動。控制設備包括變電站OLTC、變電站電容、DG、饋線電容等。

1.2.2 光伏參與的集中式電壓控制方法及策略

根據配網的各部分信息來決定如何制動，進而集中協調來控制電壓，所以通過節點間傳輸信息來協調控制系統中各種類型的調壓設備。

本文采用的集中式電壓控制方法其動作次序可變。其以DG和OLTC作為調壓設備。由于安全原因、經濟問題等原因我們無法多次調節設備，根據定義調壓設備的選擇性以及其優先動作的等級，控制區域由分析調壓靈敏度的結果來決策。進而可以減少調壓設備動作的次數，因為僅需要有關設備按照對應的次序動作來調壓即可滿足相應區域電壓變化的要求。此外，策略模型中考慮了延時的加入，可以盡量避免調壓設備之間的相互干擾引起的振蕩[10]。

根據定義的控制次序、控制空間完成對DG和OLTC的協調控制動作。本文以只含DG和OLTC兩個調壓設備的輻射型饋線為例，如圖4所示，調控區域的規定主要依據其靈敏度，其中控制區域的分界點是OLTC和DG靈敏度曲線的交點。這種分界可以有效提高控制設備的經濟性和可靠性，更好的實現電壓控制。根據設定不同的延時以協調主調壓設備與輔助調壓設備。處于DG控制區時，DG作為調壓的主設備，當有電壓超越規定極限的情況時， 制動DG來改變電壓，OLTC產生一定的時間延后。處于DG調壓無效區域時，動作OLTC以調節電壓。該操作運用單向通信實現節點和目標控制器間的信息傳輸，通過雙向通信實現兩設備間的控制，簡化了通信系統，使集中協調式調控策略更容易運行。電壓控制設備超過兩個時，則設定多個控制區域進行調控[11]。

圖4 控制區劃分原理圖

1.3 基于多時間尺度電壓控制

隨著大量風電、光伏電池等不確定性分布式電源的接入，傳統集中協調式控制調壓存在著加劇系統通信壓力，求解耗時繁瑣等問題，故僅在時間尺度較長的優化調度中適用。對于其無法短時間內響應電壓變化的問題，搭建配電網中基于多時間尺度的分布式電源電壓調控模型。該調控策略由短時間尺度的實時控制和長時間尺度的全局優化控制兩個部分組成。短時間尺度控制利用DG的有功功率和無功功率變化、并聯電容器組以及變電站OLTC的檔位，使系統電壓調節具有時效性，同時電壓符合約束條件；全局優化控制為基于負荷預測，利用最優潮流算法得到的控制設備的最優動作和發電機出力最優調度組合。

多時間尺度電壓控制具體可應用兩階段優化調度模式，包括短時間間隔(通常為15 min)的日內優化調度和依據日前出力預測和負荷需求預測的日前調度。此外，電壓實時調整的控制策略不發生變化。如圖5所示，這種控制策略使配網電壓控制更近似于最優的控制方案。

圖5 多時間尺度電壓控制策略圖

2 算例仿真

白城地區電網目前6個供電區，配網架有66 kV和10 kV兩個電壓等級。白城地區總裝機容量為4 702 MW，其中，火電廠3座，裝機容量1 776 MW；風電廠22座，裝機容量2 846.16 MW；生物質能電站1座，裝機容量30 MW；光伏裝機容量49.914 MW。其中66 kV并網電廠裝機總容量為486.17 MW。白城地區最大負荷為782.7 WM，全社會供電量為38.38億kW·h。為測試“潮流與電壓控制分析系統”在的調壓效果，特選66 kV園北變電站下10 kV線路星海南線作為測試線路。

該條10 kV線路最大負荷2.975+j1.345 MVA，其系統結構見圖1。園北變有載調壓變壓器變比為1±8×1.25%，低壓側裝設固定補償電容器組，組數及容量為4×0.1 Mvar。線路上現有兩個容量均為0.8 MW的光伏電站，分別就近接入節點21和節點29，位置示意圖見圖6。

圖6 園北變下10 kV配電系統

2.1 計算結果

按照光照強，負荷小的原則，選取典型日應用場景。仿真得到各節點24 h最大電壓、電壓合格率和電壓偏差均方根等統計信息，如表1所示。

表1 各節點24 h電壓信息統計表

由表1可見，部分節點存在電壓越限現象，雖然時間較短，但隨著光伏進一步增加，問題會更加突出。

為解決電壓越限問題，得到適用性較強的無功電壓調節策略，滿足電壓不越限的約束條件以及網損最小的目標。分別采用：分時電容器投切法(傳統方法)，以及光伏參與的分散式控制、集中式控制、協調式控制，分別開展全天24小時運行模擬。通過對運行數據分析，發現在四種控制方法的調節下，各節點電壓均合格。但由于分散式控制、集中式控制和協調式控制利用了光伏無功，網損有所增加。考慮到自動化及通信手段不足，以及網損最小的原則，故選擇分時電容器投切法作為實際控制策略，得到分別在12:00、13:10、14:30切出1組、1組、2組電容器的控制策略，該策略下各節點24 h的最大電壓、電壓合格率和電壓偏差均方差如表2所示，網損率如表3所示。

表2 調壓仿真各節點24 h電壓信息統計表

表3 各控制方法下系統平均網損率

該策略投入現場運行中，得到次日實際運行時各節點24 h最大電壓、電壓合格率和電壓偏差均方值如表4所示。

通過采集信息分析可見，電壓越限情況消除，各節點電壓的電壓偏差均方差均有減少，平均從0.038 8%提高到0.026 7%，電壓波動范圍從6%減小4.9%，最大限度降低了網損。而且該軟件輔助電網公司運行人員作出科學決策，及時有效的對電壓進行了調控，保證了電網安全。

表4 實際運行各節點24 h電壓信息統計表

2.2 大規模光伏并網條件下調壓效果分析

按照規劃，2016年～2020年期間某地區還將要并網更多的光伏電站。隨著光伏并網滲透率的提高，調壓策略和手段需要不斷改進才能確保電壓合格情況下，降低線損。故此，仿真分析并網場景在不同控制策略下的運行狀況，從而獲得不同滲透率下的最佳調壓策略和規劃邊界。

在上述白城現有線路和光伏電站的基礎上，又增加兩個容量為0.8 MW的待建光伏電站，通過饋線末端節點13、18并入配電網。線路拓撲如圖7所示，仿真時負荷采用白城典型日負荷數據，線路最大負荷為3.064+j1.474 MVA。

采用現有電容器投切，仿真得到光伏接入后各節點24 h最大電壓、電壓合格率和電壓偏差均方值如表5所示。

圖7 系統接納大量光伏并網后的拓撲結構圖

節點最大電壓電壓合格率/%電壓偏差均方根/%11.049 01000.038 721.046 71000.038 231.042 21000.038 141.044 31000.039 251.043 81000.039 561.042 01000.037 371.041 71000.040 881.040 31000.040 891.037 81000.039 7101.036 11000.038 3111.035 61000.038 1121.034 71000.039 2131.033 51000.039 1141.033 11000.036 8151.032 91000.039 3節點最大電壓電壓合格率/%電壓偏差均方根/%161.042 91000.039 2171.051 71000.037 2181.066 11000.041 2191.057 71000.040 8201.070 697.90.039 5211.071 995.80.038 9221.03971000.039 9231.042 91000.041 2241.044 21000.040 6251.046 31000.040 5261.051 71000.040 1271.059 11000.038 7281.067 61000.039 2291.070 296.90.042 8

由表5可見，此時分時投切電容器已經不能使電壓完全合格，光伏參與或其他控制方式成為必需。其他調壓方式效果如表6所示。

表6 不同調壓方法調節效果統計表

由仿真數據可以看出除分時電容器投切這種調壓方法外，其余三種方法均可以保證電壓合格，但由于控制策略不一樣，使得各控制方法下的網損也不一致。通過不斷提高電站的容量，發現在四個光伏電站的容量均到達1.0 MW時，分散式控制會失效，僅有集中式控制和協調式控制仍能保證電壓合格。由于電壓質量、網損不僅與調壓方式有關，而且與分布式光伏的位置有較大關系，本項目對該線路規劃場景進行模擬，不同線路可采用同樣方式計算。

通過大量仿真得到光伏并網規劃原則：在光伏總接入容量小于1.6 MW時采用分時投切電容器策略；在1.6 MW～4 MW之間，采用分散式控制策略；此兩種情況不需要建立配電通信和自動化系統，當光伏總接入容量增加到4，必須應用集中式控制和協調式調控策略，相應的要建立自動化配電網絡。根據負荷水平和光伏位置，原則會有所偏差。

通過對光伏并網規劃場景的仿真分析，不僅獲得了不同滲透率下配電網電壓調控策略，保證電壓質量和運行網損最優，同時提供了確保規劃經濟性的并網建設原則。

3 結束語

本文主要的研究內容涉及光伏電壓控制策略。以白城實際雙電源10 kV配電系統為例，提供就地分散式電壓控制、基于設備的集中協調式電壓控制和多時間尺度協調式優化電壓控制三種電壓控制策略，分析有光伏電源參與并網時的電壓控制情況。得到以下結論：

(1)光伏不參與含大量光伏配網的電壓控制時，電壓控制系統提供傳統九區圖調壓策略。此時，光伏出力、負荷水平和天氣條件很大程度上影響系統的電壓和網損；

(2)光伏參與配電系統電壓控制策略能有效降低系統最大電壓，改善系統電壓水平；隨著光伏并網負荷容量提高，負荷水平差異對系統最大電壓的干預逐漸降低，且比重隨著光伏并網容量提高而加大，原因是此時配電系統向主網注入功率；

(3)從系統24 h最大電壓指標角度，光伏參與配電系統控制更有利于降低系統24 h最大電壓，從而提高光伏并網容量，其中基于全局控制的集中式、協調式控制作用大于本地控制的分散式控制；從系統網損指標的角度，在規劃階段考慮特定配電網的光伏并網容量極限，需要考慮光伏并網后的控制方法，針對基于本地信息就地控制的分散式控制和基于全局最佳方案考慮的集中協調式電壓控制系統，集中協調式電壓控制系統調節電壓能力強，降低網損能力強。而就地分散式電壓調控策略成本最低，適合光伏并網容量較小的配電系統結構。