新型电力系统光储有源配电网运行适应性研究

2022-11-17栾思平苏适杨家全

云南电力技术 2022年5期

关键词：有源馈线储能

栾思平，苏适，杨家全

（云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南昆明 650217）

0 前言

随着构建新型电力系统以及“双碳”目标的提出，配电网10 kV 及以下电压等级分布式光伏装机不断增加，其潮流随机性、波动性、双向性使得传统配电网呈现高渗透率分布式光伏接入、负荷馈线有源化的特点，给系统稳定运行提出了更高要求[1-2]。

为分布式光伏发电系统配备一定储能装置组成光/储有源配电网，利用储能系统来平抑分布式光伏发电出力的波动，既能充分发挥光伏发电优势，又能有效降低其接入配电网后带来的不利影响，已成为解决分布式光伏并网问题的有效手段[3-4]。

近年来，针对光/储有源配电网的运行适应性研究得到较多关注。文献[5]基于系统安全经济运行约束，对海南电网常见典型接线形式的多种运行方式进行了消纳能力评估并得出各类典型配电网的消纳能力为相应配电网峰荷的20%～40%。文献[6]提出一种考虑无功支撑的分布式光伏接入配电网电压适应性分析方法。文献[7-9]主要针对大规模光伏接入配电网对系统电压造成的影响和无功电压控制策略进行了研究。针对光/储有源配电网中储能配置问题，相关文献分别基于优化配置储能总容量[10]、改进多目标粒子群算法[11]、光-荷联合时序场景[12]提出了有源配电网中储能的优化配置方法。针对光/储有源配电网的协调控制，文献[13-20]分别从考虑储能SOC 值的改进下垂和功率自适应控制、兼顾补偿预测误差和平抑波动、组网型电源协调控制、虚拟同步发电机功率协调与频率优化、虚拟阻抗及二次调频调压等多角度开展了光/储有源配电网运行策略的研究。文献[21]提出基于点估计法的有源配电网故障场景下的电压暂降仿真与评估方法。

然而，现有分布式光伏接入配电网的研究和测试系统普遍基于改善电网的单一或某几项运行指标和机理理论分析，结构较为单一，尚未结合实际工程开展验证，仍具有一定局限性。

为此，本文以云南大理某配电网的一条10 kV 馈线结构和数据为基础，利用DIgSILENT 仿真软件仿真和计算了分布式光伏和集中式储能接入后配电网电压分布和协调控制。首先介绍了光储有源配电网的组成及控制，然后系统研究了光储有源配电网的运行适应性，最后通过DIgSILENT 平台仿真计算了稳态运行模式下的电压分布特性和暂态运行模式下的电压、电流、有功和无功特性，验证了所提有源配电网运行策略的正确性和有效性。

1 光储有源配电网组成及控制

1.1 含光伏和储能的配电网拓扑

中、低压配电网集成分布式光伏（PV）、集中式储能（BESS）和本地负荷的典型结构如图1 所示。其中，Z12、Z13分别为10 kV 馈线的等值阻抗，GPVi、GPVj和GES分别代表接入馈线的分布式光伏和集中式储能，10 kV 馈线可根据调度指令和运行方式变化工作于并网模式或离网模式。

图1 含光伏和储能的配电网拓扑

分布式光伏并网发电系统的组成及控制框图如图2 所示，即通过逆变器将光伏阵列（等效为电流源）输出的直流电能变换成交流电能输入交流电网。一般光伏发电不具有无功调节能力或仅具有很弱的无功调节能力，为最大程度利用太阳能，光伏发电系统始终采用P/Q 控制策略[19]，特点为控制简单、可靠、易于实现，但频率和电压的稳定性较差。

图2 光伏并网发电系统组成及控制框图

光伏并网逆变器采用双闭环控制方式，外环控制分为两部分：最大功率跟踪控制（MPPT）和直流电压及有功功率控制环节；内环控制采用dq 旋转坐标系下的电流内环控制。

蓄电池储能系统的组成如图3 所示。蓄电池通过串联将电池端电压提升到直流母线所需的水平，再通过储能变流器（PCS）接入三相交流电网。此外，为了通过储能系统维持配电网稳定运行，储能系统一般采用下垂控制[19]，其特点是无需通信即可实现负荷功率在各分布式电源之间进行合理分配，离并网运行模式切换时无需改变控制策略；配电网孤岛运行后，电压偏差和频率偏差在允许范围内时，储能装置可根据电压偏差和频率偏差调节出力，当电压偏差或频率偏差超出允许范围，储能装置逆变器快速切换为V/F 控制，从而支撑配电网电压和频率。

图3 储能系统组成及控制框图

对PCS 的控制采用双闭环控制，将网侧频率和功率实际值与给定值的偏差作为PQ 控制器的输入，控制器输出为内环参考电流idq_ref；通过内环充放电控制模块调节得到PCS 的交流调制波信号。

1.2 电压偏差

本文考虑分布式光伏接入配电网后对系统电压偏差的适应性。配电网正常运行时，要求各负荷的供电电压必须满足规范要求，而电压偏差是电能质量最主要的评价指标之一，其计算公式如下[22]：

式中，Um为实测电压，UN为标称电压。

根据文献[22]可知，10 kV 及380V 配电网三相供电电压偏差为标称电压的±7%。

2 光储有源配电网运行适应性分析

2.1 分布式光伏接入配电网电压适应性

以图4 所示的系统为例分析光伏接入配电网的电压适应性。其中，Ui为节点i处的电压值，SLi,eq为节点i处的本地负荷视在功率，SPVi,eq为节点i处接入光伏电源的出力。节点i与节点j通过阻抗为Ri+jXi的线路相连。

图4 光伏接入配电网电压适应性分析

由于中、低压配网中R/X值较大，电网电压除了受系统无功分布的影响还受有功分布的影响。光伏接入前，节点i与节点j之间的电压降落ΔUi和线路i的有功损耗Piloss分别为：

将光伏发电系统接入到节点i处，此时，节点i与节点j之间的电压降落ΔUi和线路i的有功损耗[1]Piloss分别变为：

从式（4）可以看出，分布式光伏接入配电网后，由于光伏电源为配电线路提供了一定的有功和无功支撑，导致各负荷节点之间的电压降落的程度降低，并网节点电压增大；同时，从式（5）可以看出，分布式光伏接入后对本地负荷提供功率支撑，减少了馈线远距离传输功率带来的网损。

同时，并网点电压变化与分布式光伏的接入位置和容量有关，当分布式光伏接入线路末端、容量较大且光照幅度较大时，光伏电源发出的有功功率大于当地负荷，配电网中可能出现功率倒送的情况，导致配电网的线路末端电压升高，且末端电压随着光伏出力的增加而升高，最终导致负荷节点的电压偏差超出允许值出现高电压现象。因此有必要进一步对分布式光伏多节点接入配电网后的运行策略进行分析。

2.2 不同场景下光储有源配电网运行策略

根据2.1 分析，在中、低压配网中R/X值较大，改变无功功率对电压调节的作用有限，因此有必要利用有功功率来调节电压，但削减光伏有功功率会影响其经济性。因此，针对分布式光伏多点接入的情况，通过配置一定的集中式储能系统，在不影响光伏电源有功输出的情况下，储能系统可以兼具能量平衡、削峰填谷和保供电等功能。具体表现在以下几个方面：

1）能量平衡控制：在光伏电源出力或负荷出现波动时，储能系统监测到波动能量，储能变流器随即输出调节功率值，以此抵消光伏出力波动，维持负荷节点电压和频率稳定。

2）削峰填谷：当光伏电源出力大于负荷时，储能系统根据节点电压或频率变化量计算充电功率，以此吸收多余电量，起到填谷作用；同理，当光伏电源出力小于负荷时，储能系统通过放电在一定程度上起到削峰作用。

3）保供电：当配电线路或光伏接入处故障停电时，储能系统作为孤网系统支撑电源，通过分布式光伏单元与集中式储能单元之间协调控制，在满足负载需求、防止储能系统过充过放和最大效率利用光伏电源的情况下保证配电系统功率平衡，从而实现对重要负荷保供电。

根据1.1 节分析，一方面，无论10 kV 馈线处于并网运行还是离网运行，都必须保证其内部电压和频率稳定；另一方面，当10 kV 馈线在进行并/离网运行模式切换时，需保证其内部电压幅值、频率没有太大变化，不能有过大的冲击电流导致系统失去稳定。因此，本文采用主从控制与对等控制相结合的控制策略，如图5所示。10 kV 馈线通常处于并网运行模式，当变电站母线发生故障或者检测到出线开关的电能质量不满足要求时，迅速断开出线开关，使馈线脱离主网转为离网运行模式，储能的控制方式由下垂控制转为V/F 控制；当主网恢复正常运行时，合上出线开关使馈线重新并网运行，此时，储能的控制方式由V/F 控制自动切换为下垂控制。

图5 不同场景下光储有源配电网运行策略

3 仿真验证

本文以云南大理某10 kV 馈线为分析对象，其简化接线布局如图6 所示。该馈线全长22.38 km，具有配电变压器66 台，总容量28860 kVA。在该配电系统节点25、27、29、32、47、48 和56 处共接入7 个分布式光伏发电单元，各节点处光伏装机容量分别为56.21 kW、83.99 kW、112.91 k、57.38 kW、80.38 kW、83.47 kW 和94.56 kW，功率因数范围为-0.95(超前)～+0.95(滞后)。同时，该配电系统配置1 个集中式储能单元，储能单元额定功率/额定容量为200 kW/400 kW·h，

图6 含光伏和储能某10 kV配电线路简化示意图

初始储能单元的荷电状态SOC 为0.8，SOC 最大和最小限制分别为0.9 和0.1，充放电效率均为0.9。

3.1 电压分布特性仿真

针对上述7 个分布式光伏发电单元接入对配电网电压分布的影响展开计算分析，电压分布曲线结果如图7 所示。由图7 可知，光伏接入后，由于并网点所连线路传输的功率降低，线路两端电压降落减少，并网点电压显著抬升，且随着光伏接入容量的增大，并网点电压逐渐增大，验证了2.1 节理论分析结果；但对于包括10 kV 母线在内的其他节点，由于线路潮流基本不发生变化，电压抬升的作用并不明显。此外，节点47、48 和56 处接入的光伏发电系统，其对并网点电压的抬升作用明显高于光伏接入节点25、27、29 和32 处的并网点电压，即光伏接入位置距离变电站低压侧母线的线路越长，光伏电源对并网点电压的抬升作用越明显。这是由于随着光伏接入点与变电站出现开关之间的电气距离的逐渐增大，光伏并网点受电网的影响逐渐减弱，并网点受光伏接入的影响就越明显。

图7 多点分布式光伏接入对电压分布的影响

3.2 运行策略仿真

针对分布式光伏和集中式储能接入配电网后的运行策略展开仿真分析。

工况1：0 s，各节点接入光伏的光照强度均设置为1000W·m2，光伏电源最大输出功率共568.9 kW，线路所带负荷为524.27 kVA；5 s，10 kV 馈线由并网运行切换为离网运行；20 s，切除节点1、2 和58 负荷共计134.14 kVA；35 s，10 kV 馈线由离网运行切换为并网运行。

图8～图10 为负荷变化及馈线运行模式切换时电压和频率变化曲线、储能充放电特性曲线和功率变化曲线。从图8～图10 可知，当运行模式切换和负载突变时，储能系统通过自动切换控制模式，能够快速响应馈线电压、频率变化和实现系统能量平衡控制、削峰填谷和保供电；同时，经历短暂的过渡过程，光伏系统仍然维持最大功率输出。

图8 工况1的电压和频率变化曲线

图9 工况1的储能充放电特性曲线

图10 工况1的有功功率和无功功率变化曲线

工况2：0 s，各节点接入光伏的光照强度均设置为1000 W·m2，光伏电源最大输出功率共560.39 kW，线路所带负荷为524.27 kVA；5 s，10 kV 馈线由并网运行切换为离网运行；20 s，节点29、32 接入光伏的光照强度由1000W·m2分别减少为200W·m2、150W·m2，光伏电源总出力由568.9 kW 减少为510.63 kW；35 s，10 kV 馈线由离网运行切换为并网运行。

图11～图13 为光照变化及馈线运行模式切换时光伏出力变化曲线、电压和频率变化曲线和功率变化曲线。从图11～图13 可知，当运行模式切换和光照强度变化时，储能系统通过自动切换控制模式，能够快速响应馈线电压、频率变化和实现系统能量平衡控制、削峰填谷和保供电；同时，光照强度变化时，光伏逆变器通过电流内环控制的快速响应，其输出功率经历短暂的过渡过程即可重新实现最大功率输出。