电力调度系统基于整县分布式光伏接入技术分析

卢才云，陈 峰，齐 磊

（南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102）

近年来，国家持续大力支持清洁能源的发展，明确了包括风能光伏等新能源在内的清洁能源作为重点支持行业。当前我国的发电能源以火力发电为主，同时风电、光伏等清洁能源的发电量稳步提升，复合增长率远超火力发电。其中，光伏发电具有安全无污染、无枯竭风险、分布广泛等优点，被认为是二十一世纪最重要的新能源，复合增长率最快。光伏应用市场类型有集中式和分布式两种，从占比来看，目前我国光伏电站以大型集中式为主。随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加户用的应用规模，屋顶分布式光伏将加速发展，预计未来分布式光伏电站占比也将提升，成为未来的发展主流。2021 年，国家能源局印发了《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，部署启动整县屋顶分布式光伏开发试点工作。整县屋顶分布式光伏的开发实施，符合优先就地平衡的电力发展规律，对构建以新能源为主体的新型电力系统具有积极意义。为积极响应国家能源局号召，支持国家“碳达峰、碳中和”发展目标，国家电网公司迅速将积极支持、科学服务，把整县屋顶分布式光伏开发列入重点任务清单。

1 分布式光伏特点及接入要求

1.1 站点多，容量小，建设统一管理平台

分布式光伏站点通常数量多，单体容量小，分布比较广，信息模型和数据结构与常规调度信息存在一定差异。为了尽量避免海量的分布式光伏数据对现有调度自动化系统造成数据处理压力，影响主网监控核心业务的运行，须要采用分布式光伏调度管理系统独立建设，与调度自动化系统开发接口的建设模式。

1.2 发电不稳定，须要实现精准调控

分布式光伏，由于采集的是太阳能，受天气影响明显，发电不稳定。大量分布式光伏接入，对于整个电网来说，既是电网安全运行的影响因素，又是可利用的宝贵资源。为有效降低或消除分布式光伏对系统的不利影响，须要考虑接入的光伏发电单元的可观、可测、可控、可调，能够快速自动接收光伏调度管理系统的指令，做出正确响应，实现分布式光伏发电单元的秒级精准调控。

1.3 规模不统一，采取差异化接入

整县光伏建设，包含大量规模较小的家庭住宅屋顶光伏，由于不能集中，容量小，直接接入这类站点的性价比较低，只有建设于一些中大型企业屋顶的光伏，容量才会相对比较大。因此对较小容量分布式光伏，建议通过用采、配自等系统采集，不参与控制的建设模式，而对于较大容量分布式光伏，采用配置监控终端，直采直控的方式接入。

1.4 分布广，采用无线数据传输

由于分布式光伏建设地点分散，通过光纤、调度数据网等通道接入调度端主站，施工难度大，建设成本高。考虑到分布式光伏要能够对上级指令作出秒级响应，为了简化接入、节省投资、增加灵活性，可以通过电信运营商无线专用通道和安全接入区来实现分布式光伏采集终端和调度系统之间的信息传输。

2 分布式光伏调度管理系统架构及功能应用

为实现分布式电源的有效管理，满足分层分级监视与控制要求，可以按照省-地两层架构建设分布式光伏调度管理系统。系统架构如图1所示。

图1 分布式光伏调度管理系统架构图

其中，省调侧分布式光伏调度管理系统主要负责对全省分布式电源进行全景监视，并按照区域、电压等级等不同方式进行分类展示，从不同维度对辖区内分布式电源信息进行精准调控。同时能够根据调峰要求，综合考虑各地区的分布式电源的调节能力，自动生成调节计划，下发至各地级分布式光伏调度管理系统分解执行。

对于地调侧分布式光伏调度管理系统，则须要接入该地区各类的分布式光伏数据，并实现对光伏发电单元的可观、可测、可控、可调等功能。根据地区电网运行需求生成分布式光伏调控指令，下发至各光伏终端执行；对于地调侧分布式光伏总出力、可调能力等数据，能够自动统计并上报给省调分布式光伏调度管理系统，同时接收、执行省调分布式光伏调度管理系统下发的控制指令，实现分布式光伏的省地协同控制。

2.1 省级分布式光伏调度管理系统功能

省级分布式光伏调度管理系统，须要实现对全省分布式电源进行汇集监视、运行评价，综合考虑统调资源及分布式电源的调节能力，生成调节计划，并下发至各地级分布式光伏调度管理系统分解执行。主要功能包括：省级分布式电源全景监视、可调资源实时统计及监视、自动发电控制等。

2.1.1 省级分布式电源全景监视

基于全省-地区-分布式光伏层次结构，实现对分布式电源发电情况、运行状态、调节状态、可调能力的精益化全景监视。

2.1.2 可调资源实时统计及监视

基于地级分布式光伏调度管理系统上送的区域分布式电源运行数据，以列表、曲线等表现形式，展示全省分布式电源分布信息、发电情况，并根据地级分布式新能源调度运行技术支持系统上报的区域分布式电源可调能力进行分类聚合，构建省级可调资源池，实现可调资源的实时统计及监视。

2.1.3 自动发电控制

省级分布式新能源自动发电控制支持自动（闭环）控制与手动控制两种控制模式。自动控制模式下，省级分布式新能源自动发电控制通过与省级调度自动化系统AGC交互获取当前控制场景下的有功功率控制需求，同时提供人工干预接口满足调控人员手动设定控制目标的场景需求。省级分布式光伏调度管理系统将控制需求，在各地级分布式光伏调度管理系统之间按照一定的策略进行分配，实现全省范围内各地区可控资源的集中管理。

2.2 地市级分布式光伏调度管理系统功能

地市级分布式光伏调度管理系统须要实现分布式电源模型构建、分布式电源数据接入，包括地调直采的10 kV和380 V分布式电源数据，并进行分布式电源发电预测、运行监视及聚合上送。同时计算各分布式电源的可调裕度，构建分布式电源可调资源池，接收省级分布式新能源调度系统下发的调控目标，选择参与调控的分布式电源控制方式及目标分解方法，匹配分解策略，生成控制指令并下发。主要功能应该包括：分布式电源模型管理、分布式电源数据接入、资源数据聚合、地级分布式电源全景监视、常规操作与控制、自动电压控制、自动发电控制、分布式电源发电预测等。

2.2.1 分布式电源模型管理

收集分布式电源关键设备的运行参数、环境等客观条件，以及其他影响因素构成的初始数据特征信息，构建一套精细化、层次化、标准化的分布式电源模型，支撑省地县协同的分层分级分布式电源数据监视和控制。基于该标准模型开展业务系统所用基础数据规范化工作，实现分布式电源多层级数据共享和业务贯通。

2.2.2 分布式电源数据接入

基于分布式电源模型，一方面通过地调分布式前置应用，采用ⅠEC 104、ⅠEC 101 等常规电力通信规约，对分布式电源数据进行采集。另一方面采用E文件、HTTP(S)等接口方式，从配电自动化、用采系统及第三方能源服务商等接入380 V 分布式电源点运行数据。接入的数据包括有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数等，如果须要实现可控可调，还要接入有功上调裕度、有功下调裕度、无功上调裕度、无功下调裕度等。

2.2.3 资源数据聚合

基于直采、第三方接入的分布式电源运行数据，根据分布式电源点所属配变/馈线信息进行第一层聚合，形成分布式电源集群，同时计算分布式电源集群总有功、总无功、有功和无功调节能力等数据，并按照所属地县、调控区做进一步聚合，形成地调侧分布式电源可调资源池，并上报省级分布式光伏调度管理系统，为上层调控提供决策数据支持。

2.2.4 地级分布式电源全景监视

基于区域-集群-电源点层次结构，实现对分布式电源各层级发电情况、运行状态、可调能力等运行数据的分层分级全景监视，并对分布式电源的运行状态进行故障研判、告警，为其他高级应用分析功能提供支撑。

2.2.5 常规操作与控制

实现对分布式电源采集数据的监视及告警，支持对监视对象进行人工置数、数据封锁、标识牌操作、控制等功能。

2.2.6 自动电压控制

基于分布式电源并网带来的无功扰动问题，建设多类型无功资源一体化的无功电压控制系统。首先根据分布式电源并网拓扑信息、出力等信息，建立以低压馈线或母线为单元的电压控制区域；在分布式能源为电源属性时，建立以新能源最大消纳为目标的无功电压控制模型，主网配合新能源进行关口电压决策；在分布式能源为负荷属性时，保持以网损最小为目标的传统无功电压控制模型。多类型无功资源一体化的无功电压控制系统，须要综合考虑各种无功资源的控制特性、并网位置对电网电压调节能力，以区域整体电压指令为目标，评估储能、SVG的安全储备裕度，并对分布式能源、储能等生成决策并下发控制指令。

2.2.7 自动发电控制

对各类型分布式可控资源及全区域可控资源的调节能力进行逐层聚合，一方面用于监视展示，方便调控人员掌握地区调节能力，另一方面在省地协同控制场景中，向省级分布式光伏调度管理系统实时上报调节能力，为省地协同决策提供数据支撑。为保证控制的灵活性及多目标控制需求，分布式电源有功协同控制系统宜设计为集群控制、分区控制与区域控制三层架构，实现区域内集群对象接入、逐层聚合与协调控制。

2.2.8 分布式电源发电预测

利用实时采集的光伏数据，结合历史数据、专业气象部门订制的气象数据，建立功率预测模型，实现地调侧分布式光伏集群、区域的短期/超短期功率预测功能。

3 整县光伏推进须重点关注的问题

3.1 既有分布式光伏接入

根据国家电网关于整县光伏建设规划，目前这项工作尚处于试点阶段。由于各地区前期可能已经建有少量分布式光伏，其中容量较大、并网点电压等级较高的分布式光伏已通过调度数据网接入地区调度自动化系统，其余容量较小、并网点电压等级较低接入了配网自动化系统或用采系统。建设过程中，对于已经接入调度自动化系统的分布式光伏，建议维持现有接入和监控模式不变，统一接受调度自动化系统管理；对于已经接入其他系统的分布式光伏，容量较大的，建议配置监控终端，接入分布式光伏调度管理系统，接受秒级监控，容量较小的，接入模式维持不变。

3.2 当前配电采集终端改造

当分布式光伏接入采用配电采集终端接入时，由于10 kV配电终端暂不具备逆变器功率调节功能，380 V 配电智能融合终端暂以15 min 总召的模式上传信息，不能满足逆变器功率调节及秒级精准控制的要求，须要对既有设备进行换代改造。

3.3 与其他系统交互接口开发

分布式光伏调度管理系统建成后，须要与省级PMS 系统、省级用采系统、地级配电自动化系统、地级调度自动化系统等开发接口进行数据交互。上述系统信息模型、通信规约各异，在项目实施过程中须要充分考虑开发协调工作。

4 结束语

对于国家“碳达峰、碳中和”目标实现，光伏发电等可再生能源凭借与生俱来的优势，将发挥重要作用。但是国际经验教训表明，在发展高比例新能源的过程中，有些国家不同程度地遇到了“安全、经济、清洁”方面的风险挑战，遇到了一些难以破解的技术问题。与一些发达国家早已实现碳达峰、再经历60～70 年时间从碳达峰向碳中和过渡相比，我国“碳达峰、碳中和”的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，要保持战略定力和稳健节奏，充分吸取国际经验教训，未雨绸缪，周密谋划，努力破解问题、避免风险，加快推进整县（市、区）分布式光伏技术研究及建设实施，走出一条适合我国国情的新能源为主体的新型电力系统发展之路。