含高比例光伏的配电网电压协调控制策略研究

周金辉，盛 晔，苏义荣，刘浩军，陈 铭

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；3.国电南瑞科技股份有限公司，南京 211106；4.国网浙江海宁市供电有限公司，浙江 海宁 314400）

0 引言

能源短缺与环境污染已成为制约全球经济发展的两大难题。太阳能资源以其清洁与便利的优势，得到了世界各国的广泛应用[1]。在一些示范区域，已形成高渗透率分布式光伏接入配电网的格局。如浙江省长兴县光伏发电示范建设村北汤村，在2017年底，总发电容量已超过6 000 kW；深圳妈湾光伏示范园区，年总发电容量已达10 MW。这代表着新能源的战略地位逐步由补充能源上升至替代能源。光伏电站装机容量迅速提升，预计在2040年光伏发电在所有可再生能源发电中将占最大比重[2]。

随着PV（光伏）等DG（分布式电源）的并网，配电网传统的网络结构发生变化，能量流动方向也由原来的单向变为双向。加上光伏本身具有的随机性、间歇性和波动性，高比例光伏并网后，会造成网络电压越限和波动[3]、三相不平衡[4]、谐波含量增加[5]等问题，再考虑到光伏并网时的分散多点接入问题，对某一母线的电压管理可能导致其他母线电压的恶化[6]。这就对配电网络电压管理提出了更高要求，即对某一母线电压进行控制的同时兼顾各母线间电压的协调控制以保证全局电压处于正常范围。GB/T 12325-2008《电能质量 供电电压偏差》规定：20 kV及以下的三相供电电压偏差为±7%，单相供电电压偏差为+7%和-10%。

近年来，国内外学者对光伏并网的电压控制问题展开了多方面研究工作。文献[7]介绍了通过调整变压器分接头来控制DG并网后引起的电压波动，但变压器分接头动作次数有限且调压能力有限；文献[8]介绍了将调整OLTC（有载调压分接开关）分接头与无功补偿装置结合，实现电压的集中调节控制，将OLTC与无功补偿进行协调有效改善了配电网电压控制效果，但无功补偿装置依然受到投切次数的限制，在某些高比例光伏渗透率的极端运行场景下依然无法完全保障系统的电压质量；文献[9]介绍了对DG与OLTC及电容器组进行集中协调控制，但控制过程中运算维度过大，难以满足协调控制的实时性要求。

在此提出一种协调光伏有功、无功出力及调整OLTC分接头的电压协调控制策略。通过对不同配电网电压等级采取不同的有功、无功控制策略，并结合OLTC的调节能力，可有效增强系统对电压的管控能力，改善全网电压水平。

1 分布式光伏并网对配网电压的影响

配电网R/X比值较大，因此有功功率的调整对改善电压、降低网损有显著作用[10]。高比例光伏并网后，不仅影响并网节点自身的电压，还会通过功率输送影响其他馈线甚至其他电压等级节点的电压。

1.1 对不同电压等级节点电压的影响

图1为含有3个电压等级的单馈线简单系统。其中，T1和T2为2台降压变压器，PV为光伏电站，L1—L5为负荷节点，B1—B7为电压节点。

图1 多电压等级单馈线系统

在传统的配电网辐射状结构下，功率单向流动，电压从母线开始沿馈线逐渐降低。当高渗透率的PV并网后，其出力不能完全被本地负荷消耗，就会造成潮流反向，大幅度提高末端节点电压越限的可能性[11]。当PV分布式多点接入网络不同电压等级，大容量光伏电站出力的波动不仅会影响其所在电压等级各节点电压，还会通过功率流动间接影响其他电压等级的节点电压，甚至造成整个配电网络电压随光伏出力而波动，给网络电压管理带来极大挑战。图2所示为在图1所示网络结构下，在给定负荷和PV容量后仿真得到的一天内节点B5—B7电压受PV影响的波动情况。

图2 节点B5—B7电压分布及PV出力波动情况

1.2 同一电压等级下不同馈线间的影响

图3为含有1台降压变压器和2条馈线的简单系统。其中，T1为降压变压器，PV为光伏电站，L1—L5为负荷节点。在该网络中，PV出力的波动会影响所在馈线末端节点的电压。如果其有功出力过剩，将功率倒送至相邻馈线，则相邻馈线各节点电压同时会受到波及。图4为在图3所示网络结构下，给定负荷和PV容量后仿真得到的一天内节点B1—B3电压受PV影响的波动情况。

图3 单电压等级双馈线系统

图4 节点B1—B3电压分布及PV出力波动情况

还需注意的是，光伏电站出力的峰值在午间，而典型负荷曲线的峰值在傍晚到凌晨，光伏出力高峰和负荷高峰时段无法完全重叠，这就会造成光伏出力高峰时各节点过电压，而负荷需求处于高峰时各节点欠电压。

2 光伏并网模型

由于光伏电站中的各光伏系统是独立的，且文中主要关注光伏系统出力对网络电压的影响，因此忽略温度和角度对光照的影响。在建模过程中，通常将光伏电站模型分为两部分[12]：

（1）基于马尔可夫随机过程的太阳辐照度模型[12]。

文献[13]提出利用马尔可夫随机过程直接预测太阳辐射强度，在地理位置、周边环境都确定的情况下，可省去大量气象统计过程和复杂的多次建模过程，具有一定的代表性和实用性。太阳辐射值计算G公式如下：

式中：Gb为光束照射情况；SIF为云对辐照度的不稳定行为，取值为0或1；cc为日间平均云量，取值为0或1；Gd为漫辐射照度；tau为辐射透射系数。

（2）光伏系统模型。

在得到太阳辐射强度之后，再对逆变过程进行建模，得到光伏系统的输出功率。光伏模型包括光伏覆盖面积、光电转化效率、变流器约束条件。理想光伏模型在正常工作状态下输出功率可以表示为：

式中：prated为逆变器的额定功率；η为光伏电池的光电转换效率；Isolar为太阳辐射强度；A为光伏覆盖面积。

3 含高比例光伏配网电压协调控制策略

3.1 光伏并网有功控制

在高、中压并网的光伏容量通常达到兆瓦级，其出力的波动将严重影响其他节点电压。因此通过对大容量光伏有功出力的控制可有效改善节点电压，减小波动。

PI控制器是一种线性控制器，它根据给定值与实际输出值构成控制偏差，将偏差的比例和积分通过线性组合构成控制量，对被控目标进行控制，具体控制方法如下。

式中：vmes为节点实时电压；vref为电压基准值；errI为误差的时序和；Kp与Ki分别为PI控制器的比例增益和积分增益。

在光伏电站中利用PI控制器调整其有功出力的过程中，以各节点电压总偏移量最小为目标，目标函数和约束条件如下：

式中：vmes为节点实时电压；vref为电压基准值；N为网络光伏并网节点的个数；Δpi为光伏有功出力的变化量。

3.2 光伏并网无功控制

随着光伏并网技术的发展及其应用，光伏发电具备了一定的无功输出和调控能力，其无功出力的控制模式将深刻影响含高比例光伏配电网的电压特性以及传统调压设备的行为。在分布式光伏高比例并网的背景下，德国电气工程师协会提出了4种逆变器无功控制策略[14-15]：恒功率因数cosФ控制（模式Ⅰ）、恒无功功率Q控制（模式Ⅱ）、随光伏有功出力P变化控制（模式Ⅲ）以及基于光伏并网点电压幅值U的控制（模式Ⅳ）。表1列出了4种控制策略的优势和不足。

表1 各种无功控制策略优势及不足

式中：vref为电压参考值；vmes为电压实时测量值；smax为并网逆变器最大视在功率；vmax和vmin为允许电压偏移的最大值和最小值。

光伏的无功功率输出受逆变器最大视在功率约束，因此，无功输出可以表示为：

在低压配电网中为了更好保证电压质量，采用基于并网点电压幅值U的无功控制策略对在低压并网的户用光伏进行无功控制，确保用户电压处于允许偏移范围。在这种无功控制策略中，目标函数同式（6），无功功率参考值为：

3.3 考虑变压器分接头的电压控制

在传统配电网电压控制中，调整有载调压变压器分接头的方法会造成破坏无功需求平衡、影响变压器运行的可靠性、增加投资及运行费用等问题，因此不希望将调整分接头的方法作为主要的电压控制手段。若在调整光伏有功、无功出力后仍不能达到电压质量要求，需通过协调控制变压器分接头进行后备调压。

变压器分接头按式（10）调整：

式中：u0为表示变压器分接头当前位置；σ为动作档距。

由于变压器分接头的动作次数有限，2次动作之间需满足一定时间间隔。且变换档位时要连续调整，不能跨级动作。约束条件如下：

式中：k为分接头动作次数；umin为分接头最小允许位置；umax为分接头最大允许位置；m为最大允许动作次数；tmin为2次动作的最小时间间隔。

3.4 协调控制策略流程

通过削减有功防止电压越限的方法是以降低清洁能源的消纳能力为代价的，并且在有功输出很低时调节能力有限；基于逆变器的无功电压控制策略在选择上各有利弊，不能独立完成整个网络的调压任务；OLTC的调压范围有限。

基于此，提出一种光伏有功、无功控制及调整OLTC分接头的电压协调控制方法。同时对高、中压并网的大容量光伏电站有功出力及低压户用光伏无功出力分别采取控制策略，改善整个网络电压水平；若在采取上述主要控制策略后，母线电压仍处于越限状态，则采取后备控制策略，调整OLTC分接头，进一步调整电压。具体流程如图5所示。

4 算例

通过图6所示的一个含高压、中压、低压3个电压等级配电网算例，来验证所提出的电压协调控制策略的正确性和有效性。

图5 电压协调控制策略流程

图6 电压协调控制策略算例

图6中配电网包含的3个电压等级分别为60 kV，20 kV 和 0.4 kV。 在节点 6，10，11，14，15处分别连接了光伏发电，其中节点6处光伏电厂出力为兆瓦级，节点10，11，14，15处户用光伏出力为千瓦级。其余各节点为负荷节点，其中节点3，9—15为普通居民负荷，节点4处为商业型负荷，节点7处为工业型负荷，节点8处为农业型负荷。

为了验证此处提出的综合有功、无功及OLTC的电压协调控制方法的有效性，在Matlab环境下以一天为单位对各光伏出力、各节点电压分布情况进行仿真。设置场景如下。

（1）场景一。

在场景一中，未对各电压等级下光伏有功、无功出力进行控制，光伏有功出力由自然条件决定，输出功率的功率因数为1。图7、图8所示为中压节点6、低压节点9与15处的电压分布。

图7 场景一中压配电网节点6处电压值

图8 场景一低压配电网节点9与15处电压值

通过图7、图8观察发现，在未对各节点电压进行控制的情况下，母线电压随光伏出力的波动而波动。在午间时段，各节点电压随光伏出力的增加趋于上升，在12∶00达到最大值；在傍晚时段，随着光伏出力的减小以及负荷的增长，各节点电压值趋于降低，在17∶00达到最小值，且末端节点会出现严重长时间的低电压情况。

（2）场景二。

在场景二中，使用此处所提出的综合光伏有功、无功控制及调整OLTC分接头的电压协调控制方法。对中压配电网处的大容量光伏使用PI控制器对其有功出力进行调整；对低压网络处并网的各小容量户用光伏，采用基于并网点电压幅值U的无功控制模式保证其并网节点的电压处在允许偏移范围。同时，OLTC作为辅助手段配合调整中枢节点的电压。图9、图10所示为此场景下中压节点6、低压节点9与15处的电压分布。

通过对图10、图11与图7、图8的分析比较，再结合图13可以看出，在对中压配电网处并网的出力较大的光伏进行有功控制后，其并网处节点（母线6）电压波动减小，且在仿真过程中未出现电压越限情况；对低压配电网并网的户用光伏进行无功控制后，节点电压波动的情况得到了缓解，电压水平整体上升，末端节点处于低电压状态时间缩短；对比图9与图12，使用控制策略后OLTC动作次数明显减少。这说明所使用的电压协调控制策略是合理有效的。

图9 场景一OLTC分接头位置变化情况

图10 场景二中压配电网节点6处电压值

图11 场景二低压配电网节点9与15处电压值

5 结语

针对高比例光伏接入配电网后引起的电压波动问题，提出了含高比例光伏配电网电压协调控制策略。对光伏出力比较大的高、中压配电网，使用基于PI控制器的有功控制策略；对于光伏出力较小但对电压质量要求较高的低压配电网，采用无功控制策略保证母线电压处于允许偏移范围；并将OLTC作为第二道防线，对中枢点电压进行调节。算例的仿真分析验证了所提方法的正确性和有效性。当然，对于低压配电网节点电压无功控制模式选择问题，不同的模式会产生不同的效果，不同位置节点应根据实际情况具体分析，对此有待深入研究。

图12 场景二OLTC分接头位置变化情况

图13 采用控制策略前后PV出力变化

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