配电网中基于网络分区的高比例分布式光伏集群电压控制

肖传亮, 赵 波, 周金辉, 李 鹏, 丁 明

(1. 合肥工业大学电气与自动化工程学院, 安徽省合肥市 230009;2. 国网浙江省电力公司电力科学研究院, 浙江省杭州市 310014)

配电网中基于网络分区的高比例分布式光伏集群电压控制

肖传亮1, 赵 波2, 周金辉2, 李 鹏2, 丁 明1

(1. 合肥工业大学电气与自动化工程学院, 安徽省合肥市 230009;2. 国网浙江省电力公司电力科学研究院, 浙江省杭州市 310014)

随着高比例分布式光伏的接入,配电网的过电压问题愈发严重,传统对所有光伏进行集中式电压控制的方法变得过于复杂,难以满足控制时间尺度的要求。文中提出了一种改进的模块度函数分区算法,结合无功/有功平衡度指标与区内节点耦合度指标,自动形成最佳分区,对含高比例分布式光伏的配电网进行无功与有功两个层面的光伏集群控制。在分区基础上,针对光伏逆变器有功与无功的控制能力,采用先无功后有功的电压控制策略,在子分区内部通过对关键光伏节点的控制来调节关键负荷节点的电压,有效地缩小对可控光伏的搜索范围,减少控制节点数目,加快控制响应时间,适合未来高比例分布式光伏接入配电网的电压控制。最后,以某一10 kV实际馈线系统为例,验证所提方法的有效性。

高比例分布式光伏; 配电网分区; 无功电压控制; 有功电压控制

0 引言

新能源的需求增长与公众对环境问题的关注促进了光伏发电的快速发展,随着国家新能源政策的进一步强化、光伏发电补贴及建设成本进一步下降,配电网将面对大量井喷式、小容量、分散化的分布式光伏电源接入,局部地区已出现分布式光伏接入比例较高的情况,这将对局域电网的安全稳定以及经济运行产生重大影响,主要体现在电网电压越限、功率倒送以及线路过载等[1]几个方面。其中,过电压现象[2-3]是最常见也是最受关注的问题,过电压不仅能影响线路的安全稳定运行,而且直接影响配电网对光伏的消纳能力和光伏自身的运行效率。

现有的研究中,为了解决光伏接入配电网的过电压问题,在不改变现有电网网架结构的前提下,解决的措施主要有调节有载调压变压器(OLTC)分接头[4]、限制有功功率[5]、安装无功调节装置如电容器组及电抗器[6]。随着光伏产业的不断发展与光伏安装比例的提升,光伏系统本身参与电压调节的能力不断被挖掘。在光伏发电系统可控性方面,传统的含分布式光伏的配电网分析中,光伏发电单元通常运行于单位功率因数[7],大多数分布式光伏处于弱可控状态,未能充分发挥光伏电源应有的主动调控能力。随着智能逆变器功能的完善[8],极大地丰富了光伏逆变器各项控制功能,特别是在有功、无功功率控制方面,有功剪切策略[9-10]、无功补偿策略[11-12]、有功无功最优配置策略[13]已成为光伏逆变器参与电压调节的主要手段。上述对光伏逆变器控制的方法,基本都采用电网调度对区域内所有分布式光伏进行集中式、单独直接控制的模式。这种运行模式在分布式光伏安装比例较低、网络节点数较小时较为适用。但随着未来高比例、分散化光伏接入配电网后,光伏安装数量海量增加,位置相对分散,使得未来配电网控制节点数目加大,控制变量增多,如果继续采用集中式方法对每个光伏逆变器进行控制,会因控制过程复杂而不能满足控制时间尺度的要求。对于集中式控制方法所存在的不足,电压分区控制的方法为问题的解决提供了参考。

分区是将电网分成若干个子区域,所分区域具有内部节点之间强耦合、不同区域之间的节点弱耦合的特性,因而在子分区内可以独立地对电压进行控制而不对其他子分区产生影响。对电网进行电压分区控制的方法,国内外许多文献已见报道。现有的分区方法主要有:K均值法[14]、谱聚类法[15]、免疫算法[16]、复杂网络理论[17]等方法。电压分区控制通过选取分区指标,结合对应的分区方法对电网进行分区,在所得子分区内部,寻找子分区内的关键节点,通过对关键节点电压的控制,达到全网电压稳定的目的,从而实现控制的简单化、分散化和快速化。

电压分区控制一般应用于电网侧,而对于含高比例分布式光伏的配电网,现有的研究并没有采用分区控制的方式。随着未来高比例分布式光伏的不断接入,配电网内部光伏节点数目大幅增长,控制节点数目急剧增多,且伴随着光伏接入比例的不断增大,其过电压问题愈加严峻,控制更加复杂。针对未来高比例分布式光伏接入配电网的过电压与控制复杂性问题,以及采用集中控制方式存在的不足,结合分区控制的优点,本文提出了一种基于有功/无功电压灵敏度矩阵,利用改进的模块度函数,对含高比例分布式光伏的配电网进行有功、无功解耦分区,并在已有分区的基础上,按照“先最大程度地利用逆变器无功调节能力,后最小化地进行光伏有功剪切”的原则,在有功、无功分区内部制定电压控制策略,实现对高比例分布式光伏的集群控制,解决未来高比例分布式光伏接入引起的过电压及控制复杂性问题。最后,以某一实际馈线为研究对象,验证了所提方法能够有效、快速地解决高比例分布式光伏接入配电网所引起的过电压问题。

1 基于无功/有功电压灵敏度解耦分区方法

在大电网侧,根据电压灵敏度矩阵对大电网进行分区时,考虑大电网的网络阻抗特性(电阻远远小于电抗),往往忽略有功变化对电网电压的影响,只对大电网进行无功分区与无功电压控制。但在配电网侧,由于配电网的阻抗比较大,且电压控制策略涉及光伏逆变器有功功率控制,所以有功功率变化对电网分区的影响不可忽略。本文从配电网的电压灵敏度角度出发,对有功、无功分区进行解耦,实现有功、无功两层分区。

1.1 无功、有功电压分区解耦

由电力系统负载潮流雅可比矩阵[18]可知,配电网中的潮流计算满足如下方程:

(1)

式中:ΔP和ΔQ分别为节点注入有功功率和无功功率变化量;Δδ和ΔU分别为节点电压相角及幅值的变化量;由APδ,BPU,CQδ,DQU组成的雅可比矩阵表示节点注入的功率波动(ΔP,ΔQ)与节点电压变化之间的关系。

对式(1)进行矩阵变换，有

(2)

式中:灵敏度因子SPU和SQU分别表示节点注入单位数量的有功功率和无功功率时节点电压幅值的变化;SPδ和SQδ分别表示节点注入单位数量的有功功率和无功功率时节点电压相角的变化。

由式(2)可得,在含N个节点的配电网中,各节点电压幅值变化量ΔU与有功和无功变化量序列ΔP和ΔQ满足下式:

ΔU=SPUΔP+SQUΔQ

(3)

式中:ΔP=[ΔP1,ΔP2,…,ΔPN]T;ΔQ=[ΔQ1,ΔQ2,…,ΔQN]T;在实际中,ΔP和ΔQ的调节还要受到光伏逆变器功率因数的限制,满足式(4)。

ΔQ=f(Smax,ΔP,cosφmax)

(4)

式中:Smax为光伏逆变器的最大容量;φmax为光伏逆变器最大功率因数角。

当在NPV个光伏可安装节点接入不同容量光伏构成光伏容量序列[ΔP,ΔQ]时,第i个节点电压除了受自身电压影响还受其他节点ΔPj和ΔQj注入的影响。因此,第i个节点电压可表示为:

(5)

由式(3)和式(5)可知,电压灵敏度SPU和SQU分别代表有功功率、无功功率对节点电压的影响能力,且当有功功率不变时,注入单位数量的无功功率,电压幅值变化仅与无功灵敏度矩阵有关;当无功功率不变时,注入单位数量的有功功率,电压幅值变化仅与有功灵敏度矩阵有关。因此,以无功电压灵敏度矩阵进行无功分区,以有功电压灵敏度进行有功分区,可以使有功、无功分区互不影响,实现解耦。

1.2 改进的模块度函数ρim

Girvan和Newman为解决复杂网络的分区问题,引入了模块度函数的方法。不同于其他的分区方法,利用模块度函数进行分区[19],能自动生成最佳分区数目而不需要提前设定。模块度函数定义如下[20]:

(6)

在本文中,配电网的权重主要由无功电压灵敏度矩阵SQU和有功电压灵敏度矩阵SPU决定。为了描述两个节点之间的耦合度,本文用边权重的均值来表示有功/无功分区权重Aij。

进行无功层面分区时,V-Q权重可表示为:

(7)

可以得到无功分区模块度函数为:

(8)

式中:kQ,i和kQ,j分别为所有与节点i和j相连边的无功权重之和;mQ为网络中所有边的无功权重之和。

进行有功层面分区时,V-P权重可表示为:

(9)

可以得到有功分区模块度函数为:

(10)

式中:kP,i和kP,j分别为所有与节点i和j相连边的有功权重之和;mP为网络中所有边的有功权重之和。

由式(7)与式(9)处理后,权重矩阵AVQ和AVP变为对称矩阵。

利用网络拓扑结构计算出模块度函数ρ,只能根据网络拓扑表征不同节点之间耦合程度,将耦合程度不同的节点进行最优分区,但配电网中若有高比例分布式光伏接入时,仅仅依据配电网络的拓扑结构进行分区不合理。考虑到高比例分布式光伏的无功、有功功率参与电压调节以及光伏安装位置的分散性,本文在原有模块度函数的基础上,增加有功/无功平衡度指标γ与区内耦合度指标β。有功/无功平衡度指标表征分区内光伏无功或有功平衡能力,防止分区内部含光伏单元数量不均衡,出现可调功率不足或者可调功率过剩的情况发生。区内耦合度指标β表征区内各节点之间的耦合程度,能在模块度函数ρ的基础上增强分区精度,β值越大,区内各节点之间的耦合程度越高,反之则越低。

对于无功分区,无功平衡度指标表示如下:

(11)

式中:Qsupplied为子分区Ck内所有光伏可提供的无功功率。

而在子分区Ck内,最小无功需求量可表示为:

(12)

式中:ΔVi为节点i的电压增量;SVQ,ii为在子分区Ck内,第i个光伏单元对第i个节点的无功电压灵敏度。

无功分区区内耦合度指标β表示如下:

(13)

式中:avg(·)表示求均值函数。

综合以上各类指标,本文提出改进的无功分区模块度函数,其表达式如下:

(14)

上式中,将各分区无功平衡度指标γVQ,Ck与区内耦合度指标βVQ,Ck取平均值,分别表征当前分区状态所对应的各分区无功平衡与区内节点耦合程度的好坏,将二者与表征当前分区状态下节点之间耦合程度好坏的模块度函数相加,作为改进的模块度函数,不仅考虑了网络的拓扑结构,而且还能反映光伏加入后分区内部的无功平衡能力以及区内节点的耦合程度。

同理,改进的有功分区模块度函数表达式如式(15)所示。

(15)

(16)

(17)

(18)

式中:γVP,Ck为有功平衡度指标;Pcurtailed为子分区Ck内所有光伏可剪切的有功功率;SVP,ii为在子分区Ck内第i个光伏单元对第i个节点的有功电压灵敏度;βVP,Ck为有功分区区内耦合度指标。

1.3 分区方法实现

本节以无功分区为例,阐述如何利用改进的模块度函数进行无功分区,有功分区方法的实现与无功分区相同,不再重复。

对于一个含n个节点的配电网,最佳无功分区策略如下。

步骤3:将新形成的子分区看作一个独立的节点,重复步骤2实现分区过程,形成新的分区结果。

步骤4:当没有任何节点能进行合并且无功分区模块度函数ρim′达到最大值时,分区过程停止,此时的分区为最优分区结果。

在已有的电网侧的研究中,分区结果主要与网络的拓扑结构有关,但在配电网侧,配电网的运行方式(如网络重构等)常常会在较短的时间尺度内(小时级或天)产生较大的变化,改变网络拓扑结构,且随时间变化的负荷需求与光伏出力等因素都会影响最终的分区结果。本文提出的分区方法能够跟随网络拓扑结构的变化,且能适应任何光伏节点的接入或切除,反映负荷需求与光伏出力随时间变化对分区结果的影响,是一个动态分区的过程。但考虑到控制的平稳性,只在如下情况发生时才会对网络分区进行更新。

情况1:配电网运行方式改变引起网络拓扑结构变化。

情况2:光伏随季度变化时出力发生改变。

对于情况2,本文考虑了云层遮挡等因素引起光伏短时波动对分区的影响,由于这种短时波动会快速消失,因此忽略类似的短时波动影响,但考虑到光伏不同季度出力会存在较大差异,应针对每个季度光伏出力变化进行一次分区更新。

2 无功/有功电压分区内控制策略

在本文的电压控制策略中,为了最大化地进行光伏消纳,按照“先最大程度地利用逆变器无功调节能力,后最小化地进行光伏有功剪切”的原则,先在无功子分区内,利用光伏的无功调节能力进行电压调节,当无功调节能力不足时,再转到有功分区层面,进行光伏有功剪切。在子分区内进行电压控制时,利用灵敏度矩阵,通过控制关键光伏节点出力来控制子分区内负荷节点电压,可以利用最少量的光伏无功或者有功容量将过电压节点快速地调节到合理范围之内,比传统对所有光伏节点进行集中式控制的方式更高效。

2.1 区内电压控制策略

假设某一含高比例分布式光伏的配电网,按照上述无功分区原则已被分成N个子分区,记为{CQ1,CQ2,…,CQk,…,CQN},由于子分区内部节点之间的强耦合、不同分区节点之间的弱耦合特性,所以每个子分区内部的电压控制是独立的。无功子分区CQk内的电压控制如图1所示。

图1 无功子分区CQk内电压控制图Fig.1 Voltage control diagram of reactive power zone CQk

首先,在分区内部,将所有的光伏节点集合记为光伏集群H,在光伏集群内部,将可调无功容量有剩余的光伏记为可调光伏节点集群,将可调无功容量为0的光伏记为不可调光伏节点集群,同时将各负荷节点进行分类,分为过电压节点集合和正常节点集合。在过电压节点集合中,取电压幅值最大的节点作为关键负荷节点,电压幅值记为Vmax,其超过节点电压上限值为ΔVmax,根据无功电压灵敏度矩阵,在可调光伏集群中,找出与关键负荷节点无功电压灵敏度值最大的光伏PVi作为关键光伏节点,其灵敏度值为Smax。根据无功电压灵敏度,计算将Vmax调回正常范围内所需要的PVi无功输出量Qneed:

(19)

当PVi可调节无功容量Qsupplied(满足式(4)功率因数要求)大于Qneed,则根据Qneed对Vmax进行无功补偿,然后进行一次分区内的潮流计算,若潮流计算后仍存在过电压节点,则重复上述过程。当PVi可调节无功容量Qsupplied小于Qneed,则用Qsupplied对Vmax进行补偿,然后将该光伏节点划分到不可调光伏节点集群中,在更新过的可调光伏节点集群中,寻找最大无功灵敏度对应的光伏继续进行上述过程的无功补偿。当子分区CQk内所有电压节点电压都在可调范围之内或者子分区内无可调光伏时,则区内电压控制过程结束。

对于区内有功控制,由于区内控制规则与无功控制相同,因此不再重述。

2.2 先无功后有功电压控制策略

按照“最大化地利用光伏无功调节能力、最小化地进行有功剪切”的原则,本文提出先进行光伏无功调节,当光伏无功可调能力不足时,再进行有功剪切的策略。由于实现分区后,各子分区之间存在弱耦合,调节某一分区电压会对相邻子分区电压产生微弱影响,为了消除由分区间弱耦合性产生的影响,避免光伏过多地进行无功吸收或者有功剪切,在无功和有功层面进行电压控制时,将每个子分区中的最大电压幅值进行排序,按幅值从大到小的顺序,依次调节各子分区内的关键节点电压,消除各子分区之间弱耦合特性对子分区之间电压的影响,实现子分区之间的协调控制。具体实现流程图可见附录A图A1,实现过程如下。

步骤1:根据无功分区电压原则进行无功电压分区,记为{CQ1,CQ2,…,CQk,…,CQN}。

步骤2:检测所有子分区内节点是否过电压,若所有电压节点都合格,则结束。如果有过电压节点,将所有过电压节点对应的子分区记为可调节分区集合M,其他的子分区记为不可调节分区集合T,转到步骤3。

步骤3:在可调节分区集合M中选取电压幅值最大的节点i,设其所对应的子分区为CQj。

步骤4:在子分区CQj内进行区内无功电压控制,对CQj内光伏进行无功补偿后的整个配电网进行一次潮流计算,当全网电压均合格,则结束,否则,转到下一步。

步骤5:将子分区CQj划分到不可调节分区集合T内。判断可调节分区集合M中是否存在过电压节点,如果存在,对可调节分区集合M内的无功分区重复步骤3至4。当可调节分区集合M中不存在过电压节点而可调节分区集合T内存在过电压节点时,则进行下一步。

步骤6:根据有功分区电压原则进行有功电压分区,记为{CP1,CP2,…,CPk,…,CPN}。

步骤7:在所有过电压节点中选取电压幅值最大的节点g,设其所对应的子分区为CPh。

步骤8:在子分区CQj内进行区内有功电压剪切控制,使CPh内所有电压均合格,对CPh内光伏进行有功剪切后的整个配电网进行一次潮流计算。

步骤9:当全网电压均满足要求,结束控制。当全网电压仍存在过电压节点时,对未进行电压调节的子分区重复步骤7和8,直至所有节点电压均在合理范围之内。

3 案例仿真

3.1 案例参数说明

本文采用某一实际馈线作为分析对象,验证所提方法的有效性。该馈线是10 kV辐射型的三相平衡系统,拓扑结构可见附录B图B1,一共有30个节点,线路接入总负荷为14.53 MVA,线路中的光伏系统通过升压变压器接入馈线中。

在实际中光伏安装容量及位置可见附录B表B1。在现有的光伏安装容量中,线路中并没有出现过电压的情况,但根据报装光伏安装计划,在已有的光伏安装基础上,还会有6.3 MW光伏会被陆续接入本条馈线中,未来线路中光伏的接入容量以及位置可见附录B图B2。

本文利用OpenDSS软件平台对本条馈线进行建模,基准电压与基准功率分别设为10 kV和100 MVA,母线0作为参考节点,其电压值设置为1.04(标幺值)。为体现本文所提策略的可行性,选取七月光照强度最强的一天(以2014年7月16日为例)进行分析,日辐照度曲线(辐照度基准值为1 500 W/m2)及日最大光伏出力可见附录B图B3。在仿真算例中,环境温度设为25 ℃。逆变器运行的功率因数范围为(-0.95,0.95),分布式光伏发电系统实际发电效率为78%。在光伏有功剪切策略中,光伏有功剪切限值为逆变器容量的10%[21]。

3.2 分析场景选择

当线路中无光伏出力时,实际馈线节点全天的电压分布如附录C图C1所示。图中共30条曲线,代表30个节点全天电压趋势图,某些节点电压幅值相近,有一定的重合。从图中可以看出,无光伏接入时,各节点电压全天均运行在(0.95,1.05)(标幺值)之内。当9.2 MW光伏全部接入,且以单位功率因数的方式运行时,线路出现了过电压,电压分布如附录C图C2所示。附录C图C2中,在2014年7月16日当天,线路在某些时段出现过电压现象,且在中午12:30时过电压情况最恶劣,此时线路最高电压约为1.065(标幺值),此时整条线路各节点电压幅值如附录C图C3所示。

由于2014年7月16日为7月日光照强度最大的一天,且由附录C图C2可以看出中午12:30线路过电压情况最为严重,因此选取2014年7月16日中午12:30线路运行工况作为典型场景进行分区电压控制,证明所提方法的有效性。

3.3 分区控制实现

针对2014年7月16日中午12:30时的实际馈线运行状态,对30节点系统按照前述分区方法进行无功分区。不同分区数对应的改进的无功模块度函数曲线如附录D图D1所示,在图中可以看出,当系统分为6个子分区时,无功模块度函数取得最大值ρ=0.647,因此最佳分区数为6,网络相应的无功分区结果如附录B图B1中红色虚线框划分所示。从附录B图B1来看,分区结果与负荷节点的地理属性相关,这是因为不同节点之间灵敏度大小与节点之间的阻抗相关,而节点之间的阻抗又与节点之间的地理属性直接相关,直接相连的两个节点之间无功灵敏度较高,不直接相连的节点之间灵敏度较低,所以分区结果会与节点之间的地理属性存在一定的相关性(后文有功分区也会出现类似现象,不再解释)。各无功子分区依次标记为{CQ1,CQ2,CQ3,CQ4,CQ5,CQ6}。

由附录B图B1与附录C图C3可知,存在过电压节点的分区集合为M={CQ2,CQ3,CQ4,CQ5,CQ6}。在此分区基础上对系统进行无功电压控制后,线路各节点电压幅值曲线如图2所示,受控光伏吸收的无功功率可见附录D图D2。

图2 无功电压控制后的节点电压曲线Fig.2 Node voltage curve after reactive power control

由附录C图C3与附录D图D2可知,由于子分区CQ1内不存在过电压节点,所以CQ1内所有光伏不参与无功电压调节,继续以单位功率因数运行。而其他子分区由于存在过电压节点,因此分区内会有光伏参与调节。由图2可知,子分区经过无功电压调节后,线路中仍存在过电压节点,此时需要启动有功电压调节策略。针对此时的运行工况进行有功电压分区,不同分区数对应的有功模块度函数如附录D图D3所示。

由附录D图D3可知,当分区数为5时,有功模块度函数取得最大值0.934 8,因此最佳有功分区数为5,相应的有功分区结果如附录B图B1中蓝实线框划分所示,将各子分区依次标记为{CP1,CP2,CP3,CP4,CP5}。

由附录B图B1与附录D图D3可知,存在过电压节点的子分区为集合K={CP3,CP4,CP5},对集合K进行有功电压控制,经过有功电压控制后各节点电压幅值与受控光伏有功剪切量分别见附录D图D4、附录D图D5。由附录D图D4可知,线路中30节点电压均调节到安全运行范围之内,证明文中所提策略能有效地解决高比例分布式光伏接入配电网引起的过电压问题。

3.4 案例比较

为了说明分区电压控制策略的灵活性与快速性,本文采用不分区的集中式控制方式进行全局电压控制,并将两种控制方法的仿真结果进行比较分析。

在集中式控制中,将所有节点默认为在同一子分区内,并按照2.1节的区内电压控制策略进行控制。控制结束后,每个光伏节点的无功吸收与有功剪切如附录E图E1所示。从图中可以看出,采用集中式的控制方法,所有光伏均参与了电压调节过程,其无功吸收与有功剪切总量与分区电压控制比较详见表1。

表1 不同控制方式下光伏无功吸收量与有功剪切量对比Table 1 Comparison of reactive power absorption and active power curtailment between different control modes

如表1所示,采用集中式控制方式相比分区控制方式,光伏总无功吸收量多48.578 kvar,总有功剪切量少21.938 kW。这是由于在集中式的控制方式下,所有光伏均参与电压调节,利用完所有光伏的无功容量后,再进行有功剪切,属于全局优化的过程,而分区控制方式下,只对含过电压节点的分区进行分区内的光伏控制,不是所有光伏均参与调节,是局部优化的过程,所以会产生上述差异。但从结果数据上来看,两种策略的光伏总无功吸收量与总有功剪切量相差不大,基本相同,且针对9.2 MW的光伏装机容量来说,总体差异不大,且随着光伏安装容量及控制数量的增加,这种差异还会进一步缩小。因此,在实际工程应用中是可以接受的。

图3为两种控制方式下,线路中30个节点的电压分布曲线,在图中可以看出,经过相应的控制策略后,两种方法均能将各节点电压调节到正常运行范围之内,且分区控制的结果与集中式控制相比,电压分布曲线趋势相同、幅值接近,说明分区控制在电压幅值控制上能与集中式控制产生近似相同的控制效果,体现了分区控制的有效性。

在电压控制过程中,电压幅值是控制优劣的重要指标,但是随着高比例分布式电源的接入,配电网控制节点快速增多,且光伏发电单元出力受天气影响较大,控制时间尺度指标也是考核电压控制效果的重要指标。对两种控制方式下,被控光伏数量以及控制时间进行了比较,如表2所示，控制时间在MATLAB环境中获得。

图3 集中式控制与分区控制下的节点电压曲线Fig.3 Node voltage curves under centralized control and partition control

控制方式无功控制光伏数量有功控制光伏数量光伏控制总数控制时间/s分区控制198180.3723集中控制237231.1478

由表2可知,采用集中式的控制方式所用时间为1.147 8 s,而分区控制方式所用时间为0.372 3 s,比集中式控制方式用时缩短近68%,其控制速度更快。产生上述结果的主要原因在于,当采用集中式的控制方式对关键节点电压进行调节时,要考虑线路中所有光伏节点的影响,如表2与附录E图E1所示,所有的光伏都参与电压控制过程,这大大增加了控制过程的复杂程度。而采用分区控制时,分区能将电气距离相近的光伏节点与负荷节点划分到同一个区域,使网络对可用光伏的搜索范围由原来的整个配电网缩小到某一个分区,减少对可用光伏的搜索时间,加强对可用光伏的搜索能力。同时,在分区内部进行电压控制时,根据灵敏度矩阵找出关键光伏节点,通过控制关键光伏节点来控制关键负荷节点电压,不需要考虑其他分区的影响,从而极大地缩小了控制节点数,很大程度简化了控制过程。由附录D图D2与表2可知,在分区控制时不是所有的光伏节点都参与调节,控制时间大大缩短。随着光伏接入比例的增大,分区控制方法在控制时间上的优势将会更加明显。从表中结果来看,分区控制的时间尺度为秒级,而配电网的运行方式变化为小时级或天级,由此可以看出,本文分区控制速度完全能适应配电网运行方式的变化。

综合以上分析结果,分区控制与集中式控制相比,二者都能将线路电压调节到安全范围之内,且二者的光伏无功吸收与有功剪切总容量相差不大。但分区控制能缩小对可用光伏的搜索范围,减少控制节点数目,简化控制过程,在控制时间尺度上具有极大的优势,能在较短的时间内完成电压控制,且随着控制节点数目的增加,这种优势愈加明显,满足工程实际需求,适合未来高比例分布式光伏接入配电网的电压控制。

4 结语

高比例分布式光伏的接入使配电网过电压问题愈加严重,且未来高比例分布式光伏接入后,使得配电网中的控制节点数目急剧增多,传统的集中式控制手段无法满足时间尺度的要求。为了解决高比例分布式光伏接入配电网带来的过电压及控制复杂性问题,本文提出了改进的模块度函数分区算法,在实现最佳分区的基础上,按照先无功后有功的控制原则,通过对光伏集群内部的关键光伏节点进行无功与有功电压控制,将分区内负荷节点电压调节到正常范围之内。所提分区控制方法相比传统集中式控制方法,能缩小对可用光伏的搜索范围,减少控制节点数目,简化控制过程,能快速将网络各节点电压调节到安全运行范围之内,但在控制过程中,本文并没有考虑控制的经济性与可靠性。下一步的工作重点是在此基础上结合OLTC以及可投切电容器等设备,考虑电压控制的经济性与可靠性,进行提高光伏消纳能力的研究,促进未来分布式光伏快速可持续的发展。

本文研究得到国网浙江省电力公司科技项目(5211DS15002A)的资助,谨此致谢!

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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NetworkPartitionBasedClusterVoltageControlofHigh-penetrationDistributedPhotovoltaicSystemsinDistributionNetworks

XIAOChuanliang1,ZHAOBo2,ZHOUJinhui2,LIPeng2,DINGMing1

(1. School of Electrical Engineering and Automation, Hefei University of Technology, Hefei 230009, China; 2. Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Company, Hangzhou 310014, China)

With the access of high-penetration distributed photovoltaic (PV) systems, the problem of overvoltage in the distribution network is becoming increasingly serious. The conventional centralized voltage control methods for all PV systems have become too complicated to meet the requirements of controlling the time scale. By referring to reactive/active power balance index and the coupling index of area nodes, this paper proposes an improved modularity partition algorithm, which can automatically divide a distribution network with high-penetration of distributed PV systems into optimal partitions of reactive and active power layer. And then, PV systems are divided into clusters. Based on the partition, the voltage control strategy of using reactive power first and active power second lies in controlling the key PV node to regulate the voltage of key load nodes within a partition, effectively narrow the search range of controllable PV systems and greatly reduce the number of controlled nodes to accelerate the completion time of control. Finally, a certain 10 kV actual feeder system is used as an example to prove the effectiveness and feasibility of the proposed method.

This work is supported by State Grid Corporation of China (No. 5211DS150015).

high-penetration distributed photovoltaic system; partition of distribution network; reactive voltage control; active voltage control

2017-01-01;

2017-05-08。

上网日期: 2017-07-25。

国家电网公司科技项目(5211DS150015)。

肖传亮(1991—),男,博士研究生,主要研究方向:新能源发电技术。E-mail： xclcalvin@163.com

赵 波(1977—),男,通信作者,博士,高级工程师,主要研究方向:分布式电源及微电网关键技术。E-mail: zhaobozju@163.com

周金辉(1983—),男,博士,高级工程师,主要研究方向:分布式电源和微电网技术。E-mail: zhoujinhui_hz@163.com

(编辑蔡静雯)