规模化光伏并网后配电网电压控制策略决策*

张雯程，徐艺铭，李征洲，王志强, 牛强，李介夫

(1.中国农业大学，北京 100083； 2. 华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206；3.国网吉林省电力有限公司吉林供电公司， 吉林 吉林 132000)

0 引 言

随着电力负荷的持续增长、配电网有限的发展空间、扩展难度较大的系统规模等一系列现实问题，合理解决电压波动问题，使配电网拥有自我调节能力，是当前国内外研究人员关注的主要方向。

目前分布式光伏电源的渗透率不断提高，其控制的方法和手段也越来越多样化[1]。当前的配电网面向无功优化控制已有很多的研究，文献[2]中的目标函数为配电网线路损耗和设备运行的成本最小，约束条件包括了对设备动作的限制次数，最终完成对OLTC、光伏无功和并联电容器组的优化控制。但由于未考虑日前预测误差，优化方案实用性受预测精度影响较大。在文献[3]中，认为负荷的预测误差和光伏有功近似满足正态分布的曲线模型，利用无功功率和有功功率之间的关系，得到可输出的光伏无功功率的概率密度函数，并将其应用在优化中，以此消除预测误差对优化的影响。

文献[4]将约束条件中的OLTC和并联电容器组动作的次数视为一种经济成本，与当前电能的损耗费用一起构成了目标函数，在实时优化中得到广泛应用。文献[5]的目标函数为系统有功网损达到最小，由于DG的无功功率可用于调压，利用多智能体免疫算法求解，达到优化电压控制的目的。

文献[6]中提出了调度前预优化与调度中实时优化相结合的两阶段优化，实现对OLTC分接头和并联电容器组的调控。文献[7]提出日前通过控制OLTC和电容器组等离散型无功调压设备来优化抑制电压的较大波动，同时通过对SVG、分布式电源等连续调节型无功设备的控制进行实时优化，缓和小的电压波动。

而本文提出集中式、分散式及多时间尺度三种电压控制策略，通过仿真比较其控制效果，考虑不同的应用环境，选择最为合适的控制策略，辅助配合配电网中电压控制策略的决策。

1 光伏参与电压调节的控制方法与策略

1.1 分散式电压控制方法及策略

分散式调压方法利用本地收集的信息，通过分别独立调控监测点电压来提高配电网整体运行情况，电压和无功功率控制设备均为本地操作[8]，我国目前主要采用分散式的控制方式，即根据控制的组织结构，性质等因素划分为不同等级，最高级别的控制负责全系统整合的功能[9]。

1.1.1 功率因数-电压控制模式

通过功率因数-电压控制模式调整电压问题的调压措施无需大量的无功注入或无功吸收，可以提供有效的调压，尤其是对于农村电网，可以省下集中控制中巨大的投资[8]。图1为详细的控制措施，这个措施的特点是系统处于当电压合格的情景时，选取功率因数的控制方式，当电压处于休息情景时，选取休息控制方式。

图1 PFC-VC控制图

图2 PFC-VC控制模式下电压电流矢量图

PFC-VC可以更好的调整电压分布，且有效的防止电压越界。此外PFC-VC能减少OLTC动作次数，延长变压器寿命。

1.2 集中式电压控制方法及策略

集中协调式电压控制方式，通过系统的全局信息，运用近似主电网电压调控的方式，在配电网中进行全局层面上的关于电压的集中式协调调控。

1.2.1 基本控制结构和电压控制设备

为克服频繁动作而产生的“响应疲劳”问题，国际上提出Auto-DR的概念以满足客户的需求[10-11]。本文基于Auto-DR，提出了用户需求侧响应终端(Users Side Response Terminal，USRT)的功能模型，即实时接收配电网需求侧电价、用户温度需求以及温度变化信息，并根据配电网正常与故障状态下不同的决策方式对空调进行实时调控，其工作流程如图3所示。

图3 集中式控制的框架

如图3所示，配电管理系统可以实现配网中可控元件间配合，以提高运行效率，保持电压在合理的范围内波动。控制设备包括变电站OLTC、变电站电容、DG、馈线电容等。

1.2.2 光伏参与的集中式电压控制方法及策略

根据配网的各部分信息来决定如何制动，进而集中协调来控制电压，所以通过节点间传输信息来协调控制系统中各种类型的调压设备。

本文采用的集中式电压控制方法其动作次序可变。其以DG和OLTC作为调压设备。由于安全原因、经济问题等原因我们无法多次调节设备，根据定义调压设备的选择性以及其优先动作的等级，控制区域由分析调压灵敏度的结果来决策。进而可以减少调压设备动作的次数，因为仅需要有关设备按照对应的次序动作来调压即可满足相应区域电压变化的要求。此外，策略模型中考虑了延时的加入，可以尽量避免调压设备之间的相互干扰引起的振荡[10]。

根据定义的控制次序、控制空间完成对DG和OLTC的协调控制动作。本文以只含DG和OLTC两个调压设备的辐射型馈线为例，如图4所示，调控区域的规定主要依据其灵敏度，其中控制区域的分界点是OLTC和DG灵敏度曲线的交点。这种分界可以有效提高控制设备的经济性和可靠性，更好的实现电压控制。根据设定不同的延时以协调主调压设备与辅助调压设备。处于DG控制区时，DG作为调压的主设备，当有电压超越规定极限的情况时， 制动DG来改变电压，OLTC产生一定的时间延后。处于DG调压无效区域时，动作OLTC以调节电压。该操作运用单向通信实现节点和目标控制器间的信息传输，通过双向通信实现两设备间的控制，简化了通信系统，使集中协调式调控策略更容易运行。电压控制设备超过两个时，则设定多个控制区域进行调控[11]。

图4 控制区划分原理图

1.3 基于多时间尺度电压控制

随着大量风电、光伏电池等不确定性分布式电源的接入，传统集中协调式控制调压存在着加剧系统通信压力，求解耗时繁琐等问题，故仅在时间尺度较长的优化调度中适用。对于其无法短时间内响应电压变化的问题，搭建配电网中基于多时间尺度的分布式电源电压调控模型。该调控策略由短时间尺度的实时控制和长时间尺度的全局优化控制两个部分组成。短时间尺度控制利用DG的有功功率和无功功率变化、并联电容器组以及变电站OLTC的档位，使系统电压调节具有时效性，同时电压符合约束条件；全局优化控制为基于负荷预测，利用最优潮流算法得到的控制设备的最优动作和发电机出力最优调度组合。

多时间尺度电压控制具体可应用两阶段优化调度模式，包括短时间间隔(通常为15 min)的日内优化调度和依据日前出力预测和负荷需求预测的日前调度。此外，电压实时调整的控制策略不发生变化。如图5所示，这种控制策略使配网电压控制更近似于最优的控制方案。

图5 多时间尺度电压控制策略图

2 算例仿真

白城地区电网目前6个供电区，配网架有66 kV和10 kV两个电压等级。白城地区总装机容量为4 702 MW，其中，火电厂3座，装机容量1 776 MW；风电厂22座，装机容量2 846.16 MW；生物质能电站1座，装机容量30 MW；光伏装机容量49.914 MW。其中66 kV并网电厂装机总容量为486.17 MW。白城地区最大负荷为782.7 WM，全社会供电量为38.38亿kW·h。为测试“潮流与电压控制分析系统”在的调压效果，特选66 kV园北变电站下10 kV线路星海南线作为测试线路。

该条10 kV线路最大负荷2.975+j1.345 MVA，其系统结构见图1。园北变有载调压变压器变比为1±8×1.25%，低压侧装设固定补偿电容器组，组数及容量为4×0.1 Mvar。线路上现有两个容量均为0.8 MW的光伏电站，分别就近接入节点21和节点29，位置示意图见图6。

图6 园北变下10 kV配电系统

2.1 计算结果

按照光照强，负荷小的原则，选取典型日应用场景。仿真得到各节点24 h最大电压、电压合格率和电压偏差均方根等统计信息，如表1所示。

表1 各节点24 h电压信息统计表

由表1可见，部分节点存在电压越限现象，虽然时间较短，但随着光伏进一步增加，问题会更加突出。

为解决电压越限问题，得到适用性较强的无功电压调节策略，满足电压不越限的约束条件以及网损最小的目标。分别采用：分时电容器投切法(传统方法)，以及光伏参与的分散式控制、集中式控制、协调式控制，分别开展全天24小时运行模拟。通过对运行数据分析，发现在四种控制方法的调节下，各节点电压均合格。但由于分散式控制、集中式控制和协调式控制利用了光伏无功，网损有所增加。考虑到自动化及通信手段不足，以及网损最小的原则，故选择分时电容器投切法作为实际控制策略，得到分别在12:00、13:10、14:30切出1组、1组、2组电容器的控制策略，该策略下各节点24 h的最大电压、电压合格率和电压偏差均方差如表2所示，网损率如表3所示。

表2 调压仿真各节点24 h电压信息统计表

表3 各控制方法下系统平均网损率

该策略投入现场运行中，得到次日实际运行时各节点24 h最大电压、电压合格率和电压偏差均方值如表4所示。

通过采集信息分析可见，电压越限情况消除，各节点电压的电压偏差均方差均有减少，平均从0.038 8%提高到0.026 7%，电压波动范围从6%减小4.9%，最大限度降低了网损。而且该软件辅助电网公司运行人员作出科学决策，及时有效的对电压进行了调控，保证了电网安全。

表4 实际运行各节点24 h电压信息统计表

2.2 大规模光伏并网条件下调压效果分析

按照规划，2016年～2020年期间某地区还将要并网更多的光伏电站。随着光伏并网渗透率的提高，调压策略和手段需要不断改进才能确保电压合格情况下，降低线损。故此，仿真分析并网场景在不同控制策略下的运行状况，从而获得不同渗透率下的最佳调压策略和规划边界。

在上述白城现有线路和光伏电站的基础上，又增加两个容量为0.8 MW的待建光伏电站，通过馈线末端节点13、18并入配电网。线路拓扑如图7所示，仿真时负荷采用白城典型日负荷数据，线路最大负荷为3.064+j1.474 MVA。

采用现有电容器投切，仿真得到光伏接入后各节点24 h最大电压、电压合格率和电压偏差均方值如表5所示。

图7 系统接纳大量光伏并网后的拓扑结构图

节点最大电压电压合格率/%电压偏差均方根/%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节点最大电压电压合格率/%电压偏差均方根/%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可见，此时分时投切电容器已经不能使电压完全合格，光伏参与或其他控制方式成为必需。其他调压方式效果如表6所示。

表6 不同调压方法调节效果统计表

由仿真数据可以看出除分时电容器投切这种调压方法外，其余三种方法均可以保证电压合格，但由于控制策略不一样，使得各控制方法下的网损也不一致。通过不断提高电站的容量，发现在四个光伏电站的容量均到达1.0 MW时，分散式控制会失效，仅有集中式控制和协调式控制仍能保证电压合格。由于电压质量、网损不仅与调压方式有关，而且与分布式光伏的位置有较大关系，本项目对该线路规划场景进行模拟，不同线路可采用同样方式计算。

通过大量仿真得到光伏并网规划原则：在光伏总接入容量小于1.6 MW时采用分时投切电容器策略；在1.6 MW～4 MW之间，采用分散式控制策略；此两种情况不需要建立配电通信和自动化系统，当光伏总接入容量增加到4，必须应用集中式控制和协调式调控策略，相应的要建立自动化配电网络。根据负荷水平和光伏位置，原则会有所偏差。

通过对光伏并网规划场景的仿真分析，不仅获得了不同渗透率下配电网电压调控策略，保证电压质量和运行网损最优，同时提供了确保规划经济性的并网建设原则。

3 结束语

本文主要的研究内容涉及光伏电压控制策略。以白城实际双电源10 kV配电系统为例，提供就地分散式电压控制、基于设备的集中协调式电压控制和多时间尺度协调式优化电压控制三种电压控制策略，分析有光伏电源参与并网时的电压控制情况。得到以下结论：

(1)光伏不参与含大量光伏配网的电压控制时，电压控制系统提供传统九区图调压策略。此时，光伏出力、负荷水平和天气条件很大程度上影响系统的电压和网损；

(2)光伏参与配电系统电压控制策略能有效降低系统最大电压，改善系统电压水平；随着光伏并网负荷容量提高，负荷水平差异对系统最大电压的干预逐渐降低，且比重随着光伏并网容量提高而加大，原因是此时配电系统向主网注入功率；

(3)从系统24 h最大电压指标角度，光伏参与配电系统控制更有利于降低系统24 h最大电压，从而提高光伏并网容量，其中基于全局控制的集中式、协调式控制作用大于本地控制的分散式控制；从系统网损指标的角度，在规划阶段考虑特定配电网的光伏并网容量极限，需要考虑光伏并网后的控制方法，针对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虑的集中协调式电压控制系统，集中协调式电压控制系统调节电压能力强，降低网损能力强。而就地分散式电压调控策略成本最低，适合光伏并网容量较小的配电系统结构。