引言

電壓是電能質(zhì)量的主要衡量標準之一,反映了電力系統(tǒng)在保護、運行、設計以及規(guī)劃等綜合方面的管理水平。隨著負荷和供電需求的規(guī)模越來越大,配電網(wǎng)線路特別是配電末端的電壓波動問題日趨嚴重,主要呈現(xiàn)出電壓波動大、電壓低、功率因數(shù)低、網(wǎng)損高等負面影響。文獻利用串聯(lián)補償裝置配合電容器技術,解決10kV及以下電壓等級配電線路低電壓、低功率因數(shù)、高線損、抑制電壓閃變等問題:文獻提出了基于PsssINA1軟件構(gòu)建配電網(wǎng)仿真模型,還原配電網(wǎng)多運行方式的電壓質(zhì)量,通過調(diào)整變電站母線電壓提高變電站出線電壓,解決負荷大幅升高時的電壓質(zhì)量問題:文獻采用10kV線路電氣參數(shù)監(jiān)測和電壓質(zhì)量優(yōu)化治理相結(jié)合的方式,使用三級協(xié)調(diào)控制挖掘變電站、中壓線路和臺區(qū)三個層面的調(diào)壓潛力,進而調(diào)整電壓質(zhì)量:文獻針對電解鋁負荷的低電壓問題,提出無功電源優(yōu)化配置方案:文獻利用智能無功補償裝置、35kV配電化、增加配電臺區(qū)、限制負荷率、結(jié)合網(wǎng)絡優(yōu)化等綜合手段治理低電壓問題:文獻提出利用儲能系統(tǒng)"低儲高發(fā)"的特點提高配電網(wǎng)供電能力,改善電壓治理水平:文獻就分布式光伏接入配電網(wǎng)后的電壓分布特性進行了研究,并提出基于改進O(U）的PV無功電壓區(qū)域自治控制方法、觸發(fā)式就地控制策略實現(xiàn)就地分散自治控制,解決電壓波動問題:文獻考慮到區(qū)域負荷增長,采用在中壓10kV線路增設串/并聯(lián)無功補償裝置并更換10kV線路的方案,動態(tài)評價治理饋線低電壓問題:文獻提出利用包括蓄電池和超級電容器在內(nèi)的復合儲能裝置,治理高功率密度分布式光伏接入配電網(wǎng)引起的多樣化電能質(zhì)量問題:文獻針對小水電出口附近電壓在豐水期和枯水期的波動特性,提出了饋線自動調(diào)壓設備反向調(diào)壓的方法。

現(xiàn)階段基于無功補償設備的電能治理技術研究較多,但主要以單點或單線路為研究對象,調(diào)節(jié)手段較單一:基于儲能技術的電壓治理技術現(xiàn)階段投資成本較高,不適合大面積推廣:而分布式光伏就地自治控制的實現(xiàn)可以借鑒電壓波動治理技術。綜上所述,本文主要從配電網(wǎng)目前存在的問題出發(fā),以配電網(wǎng)固有無功補償設備及分布式光伏為基礎,通過挖掘逆變器無功調(diào)節(jié)能力及無功補償設備的交互式特點,提出多源調(diào)相運行的有源配電網(wǎng)綜合電能治理優(yōu)化架構(gòu),并進行了試點運行。

1多源接入

1.1交互式無功補償設備

無功補償設備一般采用直掛母線側(cè)進行動態(tài)補償,主要結(jié)構(gòu)包括PT/CT采集模塊、處理器模塊、電容模塊、升壓器及供電模塊等,主要作用是根據(jù)采集線路近區(qū)的電壓進行感性和容性無功的補償,存在兩方面問題:一方面,采集的電壓、功率因數(shù)等為近區(qū)參數(shù),制訂的策略是局部的,整條線路上存在過補償或欠補償,同時動作頻次較高,自身損耗也高,特別是在長線路上,負荷存在感性無功需求,線路上仍然存在無功傳輸,導致線損居高不下:另一方面,線路上部署的無功補償設備群為自主工作,缺乏管理,設備故障后只有在線路電壓存在較大問題時才能發(fā)現(xiàn),且無功補償設備故障或離線并非是該線路電壓出現(xiàn)問題的充要條件,即其他原因引起線路電壓問題也是可能的,總體上無功補償設備故障或離線問題定位難。本方案在無功補償設備層面進行改進,將無功補償設備內(nèi)采集模塊用具備實時通信功能的通信模塊替換,并與智能終端組網(wǎng),獲取線路全局電氣參數(shù),如圖1中間所示,實現(xiàn)直采到數(shù)采電氣量的轉(zhuǎn)換,同時使其具備與管理平臺交互的能力。一方面,在具備相同感知能力的基礎上,減少了無功補償設備硬件配件,相對降低了無功補償設備成本:另一方面,無功補償設備獲取的是線路全局參數(shù),補償?shù)恼w效果更好,且可以服從管理平臺遠程遙調(diào)和統(tǒng)籌管理,具備全局感知和協(xié)調(diào)的能力,同時故障或離線狀態(tài)可得到準確的監(jiān)控,故障定位能力得到提升。

1.2分布式光伏逆變器

分布式光伏正廣泛接入配電網(wǎng),且呈現(xiàn)上升趨勢,原有配電網(wǎng)變成了有源配電網(wǎng),從配電網(wǎng)線路電能治理來看,當分布式光伏發(fā)電時,線路末端電壓存在越上限風險,且分布式光伏多在低壓側(cè)并網(wǎng),臺區(qū)內(nèi)電網(wǎng)管理手段較少,低壓側(cè)負荷存在高電壓運行風險。在采用自發(fā)自用、余電上網(wǎng)方式的分布式光伏發(fā)電中,分布式光伏發(fā)電電量全部就地消納,但負荷側(cè)感性無功需求并未遞減,反而呈少量增加趨勢,即分布式光伏發(fā)電階段吸收電網(wǎng)容性無功容量并未減少,進而導致分布式光伏并網(wǎng)點關口功率因數(shù)低,且隨著分布式光伏裝機容量的持續(xù)攀升,該問題將日益突出。

逆變器自身具備無功吸收和補償能力,分布式光伏裝機容量的攀升使得配電網(wǎng)線路上存在大量無功閑置資源,本文主要是挖掘了光伏逆變器的無功補償能力,并通過數(shù)據(jù)集中器與智能終端組網(wǎng),實現(xiàn)海量逆變器參與線路無功電壓優(yōu)化。其中逆變器部署較分散,可在分布式光伏低壓側(cè)并網(wǎng)柜內(nèi)增加數(shù)據(jù)集中器,一方面收集逆變器群無功可控裕度及運行狀態(tài),另一方面接收智能終端下發(fā)的遙調(diào)控制信息,按照等比例裕度實現(xiàn)光伏逆變器群控群調(diào),進而使逆變器群參與線路無功電壓優(yōu)化,如圖1右側(cè)所示。

2系統(tǒng)架構(gòu)

2.1硬件架構(gòu)

如圖1所示,將線路上無功補償裝置群通過交互模塊完成與智能終端的信息(包括線路電壓、無功、電流、頻率、功率因數(shù)等）交互,將在低壓側(cè)并網(wǎng)的分布式光伏通過數(shù)據(jù)集中器完成與智能終端的交互,同時繼承智能終端與電網(wǎng)管理平臺的拓撲和通信鏈路,在管理平臺上新增交互式無功補償設備和分布式光伏的建模模型,從而實現(xiàn)了多源參與配電網(wǎng)運行和管理的新型交互式配電管理平臺。

2.2軟件架構(gòu)

系統(tǒng)軟件架構(gòu)按照分層分級控制思路,主要分為設備感知層、邊緣計算層和系統(tǒng)管理層,如圖2所示,其中設備感知層包括線路開關的感知、交互式無功補償設備群的感知及分布式光伏逆變器的感知,具備接收邊緣計算層的電氣量數(shù)據(jù)并進行處理、接收調(diào)度遙調(diào)實現(xiàn)遠程控制響應及就地策略響應等功能:邊緣計算層除具備對現(xiàn)階段線路的采集和控制功能外,還具備線路電氣量采集傳輸功能以及調(diào)度對感知層的控制指令轉(zhuǎn)發(fā)功能:系統(tǒng)管理層主要完成全局監(jiān)控管理、區(qū)域策略制訂及最優(yōu)化配置、潮流計算,同時實現(xiàn)遠程運維,對系統(tǒng)的建模具備擴展和變更能力,以適應分布式光伏海量接入的需求。

3控制策略

3.1可分配無功容量

光伏逆變器及交互式無功補償設備群實現(xiàn)遠程無功控制后,線路及線路間控制對象呈現(xiàn)多源性,其中交互式無功補償設備群為集中式補償,光伏逆變器為分散式補償。這里假設某分支線路上分布式光伏裝機容量為sDC,sVG無功容量為ssVG,按照《光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)設計規(guī)范》(GB/T50865一2013),光伏逆變器功率因數(shù)在cose=0.95范圍內(nèi)動態(tài)可調(diào),則逆變器可調(diào)無功容量為Q_DC=±k1×S_DC,該線路無功可控容量為:

式中:k1=:k2為無功補償設備安全控制系數(shù),一般取0.9:正號表示容性無功,負號表示感性無功。

3.2控制流程

系統(tǒng)控制包括感知層就地控制、邊緣計算層控制和系統(tǒng)管理層控制。

(1)感知層就地控制流程如圖3(a)所示,初始化接收調(diào)度控制模式及設定門限參數(shù),支持默認模式選擇,在給定控制模式下實時計算相關輸入量(包括電壓、無功功率或功率因數(shù)),根據(jù)設定門限參數(shù)及裕度計算目標值,并按照等比例裕度原則分配目標值,下發(fā)至無功源側(cè)響應,完成一次就地控制,采用多次PID控制保證穩(wěn)態(tài)精度。(2)邊緣計算層控制流程如圖3(b)所示,初始化獲取調(diào)度參數(shù),實時采集本地線路電氣量,轉(zhuǎn)發(fā)參數(shù)和電氣量,同時監(jiān)視調(diào)度遠程控制指令。當無調(diào)度指令時,只負責將就地電氣量數(shù)據(jù)返回調(diào)度監(jiān)控系統(tǒng):當接收到調(diào)度指令時,完成就地指令和透傳指令識別,就地指令就地響應,透傳指令下發(fā)至歸屬邊緣層設備或集中器,并監(jiān)視邊緣層返回指令及功率返回采集值,實時更新本地數(shù)據(jù)并實現(xiàn)與調(diào)度交互。(3)系統(tǒng)管理層控制流程如圖3(c)所示,系統(tǒng)管理層負責全管理范圍內(nèi)線路參數(shù)初始化,采集系統(tǒng)數(shù)據(jù)并進行潮流分析,制訂系統(tǒng)無功電壓優(yōu)化策略,在無局部參數(shù)調(diào)整時進行策略迭代和分配,在需要局部參數(shù)調(diào)整時,根據(jù)迭代參數(shù)及局部數(shù)據(jù)分析進行策略調(diào)整并完成重新分配。

4試驗驗證

本文基于上述方案對線路上495kw分布式光伏及500kvar無功補償設備進行了試點驗證,其中分布式光伏采用自發(fā)自用、余電上網(wǎng)模式,分布式光伏所在廠區(qū)常用負荷200kw,在分布式光伏發(fā)電期間有少量電量上網(wǎng),方案試點前運行電壓偏高,功率因數(shù)中位數(shù)在0.8左右,方案采用以下策略:分布式光伏側(cè)恒功率因數(shù)運行,10kV無功補償設備由主站下發(fā)恒電壓模式,電壓定值10.2kV,死區(qū)0.05kV。

圖4(a)中,P-PCC、o-PCC、P-DC、o-DC分別為并網(wǎng)點有功功率和無功功率、分布式光伏有功出力和無功出力曲線:圖4(b)中Cos-PCC為并網(wǎng)點24h功率因數(shù)曲線,Cos-Average為中位數(shù)0.9265:圖4(c)中,U-PCC為10kV無功補償設備未投運電壓曲線,分布式發(fā)電階段電壓越上限,U-svg為無功補償設備參與協(xié)調(diào)運行電壓曲線,主站采用無功補償設備恒電壓模式與分布式光伏配合運行。試驗結(jié)果顯示,多源協(xié)調(diào)運行可以很好地解決配電網(wǎng)電能質(zhì)量問題。

圖4現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)

5結(jié)語

本文分析了配電網(wǎng)分布式光伏接入及無功補償設備等現(xiàn)階段運行水平,挖掘逆變器無功潛在資源,結(jié)合無功補償交互式能力提升,采用逆變器和無功補償設備協(xié)調(diào)參與配電網(wǎng)電壓控制的方案,實現(xiàn)區(qū)域配電網(wǎng)無功電壓優(yōu)化。研究結(jié)果表明,方案為有源配電網(wǎng)提供了更多的可調(diào)度無功資源,提升了分布式光伏消納能力,實現(xiàn)了分布式光伏和無功補償設備的遠程管理和維護,提高了配電網(wǎng)運行管理水平,采用全局協(xié)調(diào)方式優(yōu)化了線路無功分配合理性,降低了線損。

20220318_62347020a0822__計及多源調(diào)相運行的有源配電網(wǎng)電能質(zhì)量治理技術研究