曾 惜，王元峰，劉 暢，董飛軍，蔡廣林

（1.貴陽供電局，貴州貴陽 550004；2.廣州思泰信息技術(shù)有限公司，廣東廣州 511493）

0 引言

近年來，隨著國家一系列光伏支持政策的出臺(tái)以及新能源技術(shù)發(fā)展的驅(qū)動(dòng)，我國分布式光伏發(fā)電得到了快速發(fā)展[1-3]。分布式光伏并網(wǎng)后配電網(wǎng)由單電源放射狀結(jié)構(gòu)變?yōu)槎嚯娫唇Y(jié)構(gòu)，配電網(wǎng)的潮流大小及方向?qū)l(fā)生改變，從而改變配電網(wǎng)的網(wǎng)損。同時(shí)，由于分布式光伏發(fā)電受天氣影響較大，其出力具有隨機(jī)性和波動(dòng)性，且同一地區(qū)的分布式光伏出力特性具有強(qiáng)相關(guān)性，導(dǎo)致分布式光伏大量并網(wǎng)時(shí)會(huì)對(duì)配電網(wǎng)的運(yùn)行造成一定的影響[4-5]。因此，研究分布式光伏的并網(wǎng)容量匹配策略對(duì)配電網(wǎng)的規(guī)劃及運(yùn)行具有重要意義。

目前，國內(nèi)外專家學(xué)者在分布式光伏并網(wǎng)容量規(guī)劃方面做了很多研究，文獻(xiàn)[6?8]研究了分布式電源的接入位置及容量對(duì)配電網(wǎng)網(wǎng)損的影響；文獻(xiàn)[9-11]在光伏輸出功率恒定的前提下，建立滿足電能質(zhì)量限值的光伏發(fā)電并網(wǎng)極限容量計(jì)算模型，利用確定性潮流計(jì)算其準(zhǔn)入容量；文獻(xiàn)[12-14]以網(wǎng)損為目標(biāo)，應(yīng)用粒子群算法，實(shí)現(xiàn)了光伏電源的最優(yōu)接入，但并沒有對(duì)光伏并網(wǎng)給配電網(wǎng)網(wǎng)損帶來的影響做定量分析；文獻(xiàn)[15-16]分析了分布式光伏滲透率對(duì)配電網(wǎng)網(wǎng)損的影響，但沒有分析其影響的規(guī)律性。

本文作者在分析分布式光伏出力特性的基礎(chǔ)上，從配電網(wǎng)潮流方程出發(fā)，分析分布式光伏并網(wǎng)容量對(duì)網(wǎng)損的影響，推導(dǎo)出了分布式光伏并網(wǎng)的最優(yōu)容量計(jì)算公式，并提出了分布式光伏并網(wǎng)的容量匹配策略，并在仿真平臺(tái)上進(jìn)行實(shí)際算例仿真驗(yàn)證。提出的分布式光伏容量匹配策略簡(jiǎn)單易行，對(duì)供電部門批復(fù)分布式光伏的接入容量具有工程實(shí)用價(jià)值。

1 分布式光伏出力特性

分布式光伏為一種典型的間歇性電源，其出力具有波動(dòng)性和間歇性，由于其受日照規(guī)律的制約，其日出力曲線又具有明顯的規(guī)律性。對(duì)于規(guī)劃而言，關(guān)注的是長期運(yùn)行效益，因此可以忽略云層運(yùn)動(dòng)等造成的光伏出力短時(shí)間歇或波動(dòng)，得出平滑后的典型光伏日出力特性，如圖1所示。

監(jiān)測(cè)表明，光伏的小時(shí)平均功率在日出后至日落前具有相當(dāng)?shù)钠椒€(wěn)性，晴天和陰雨天的差別主要表現(xiàn)在出力峰值不同。顯然，夜間光伏出力為0的時(shí)段，其接入對(duì)配電網(wǎng)運(yùn)行指標(biāo)沒有影響。日出和日落的2個(gè)小時(shí)為光伏功率的上升和下降期，此時(shí)光伏功率的上升或下降幅度較大。

此外，因?yàn)椴煌脩糌?fù)荷同樣有其日曲線規(guī)律，規(guī)劃時(shí)宜優(yōu)先選擇接入點(diǎn)負(fù)荷曲線與光伏日出力曲線變化規(guī)律接近的饋線作為光伏接入饋線。因?yàn)楫?dāng)負(fù)荷和電源功率變化規(guī)律相近時(shí)，光伏全天候運(yùn)行對(duì)配電網(wǎng)線損和電壓的影響有穩(wěn)定和一致的規(guī)律。

通常與光伏出力曲線規(guī)律較為一致的負(fù)荷類型為行政辦公用戶、商業(yè)用戶和一班制工業(yè)用戶。而居民負(fù)荷的峰谷分布則與光伏出力相反，故不建議選擇以純居民負(fù)荷為主的饋線作為光伏接入饋線。

圖1 簡(jiǎn)化的光伏日出力曲線

2 分布式光伏并網(wǎng)的最優(yōu)容量計(jì)算

中壓配電網(wǎng)一般開環(huán)運(yùn)行，呈輻射式結(jié)構(gòu)，可簡(jiǎn)化為具有n個(gè)主干節(jié)點(diǎn)的放射式饋線結(jié)構(gòu)，其簡(jiǎn)化模型如圖2所示。

圖2 輻射式饋線等值接線圖

從變電站出線端開始對(duì)主干節(jié)點(diǎn)進(jìn)行編號(hào)。記第i段干線（連接節(jié)點(diǎn)i-1和節(jié)點(diǎn)i）的阻抗為ri+jxi，典型運(yùn)行方式（概率最大的運(yùn)行方式）下，節(jié)點(diǎn)i的負(fù)荷功率為si=pi+jqi。采用標(biāo)幺值計(jì)算，為簡(jiǎn)化計(jì)算設(shè)沿線節(jié)點(diǎn)電壓為1p.u.；忽略下游線路損耗對(duì)上游支路電流的影響，并忽略恒定功率負(fù)荷時(shí)沿線節(jié)點(diǎn)電壓變化對(duì)電流大小的影響，可得出沿線功率損耗的近似計(jì)算公式為：

設(shè)分布式光伏運(yùn)行功率因數(shù)恒定為1，有功功率記為PV，如在節(jié)點(diǎn)M接入分布式光伏，那么分布式光伏接入前、后的線損可用P0loss、P1loss表示，由式（1）可得分布式光伏接入前和接入后的線路線損變化量為：

由式（2）可得出以下幾點(diǎn)結(jié)論：

另外，當(dāng)分布式光伏容量較大時(shí)，其接入則一定會(huì)增加線損；當(dāng)其容量很小時(shí)，則其接入則會(huì)減少線損，但減少的幅度亦非常小。由式（2）進(jìn)一步推導(dǎo)可知，當(dāng)點(diǎn)M接入發(fā)電功率PV的分布式光伏后，網(wǎng)損的減少量是關(guān)于PV的二次函數(shù)。記A={a1a2???aM}表示分布式光伏接入前不計(jì)網(wǎng)損時(shí)流經(jīng)各段干線的負(fù)荷有功功率，其中：。顯然，A為單調(diào)遞減的正定序列。求式(2)對(duì)PV的一階導(dǎo)數(shù)可得出ΔPloss最大值及其對(duì)應(yīng)的PV值為：

式（3）的物理含義為：對(duì)接入點(diǎn)M之前各段線路，以每段線路電阻在M段線路總電阻中所占比例為加權(quán)系數(shù)，對(duì)M段線路流經(jīng)的有功功率求取加權(quán)平均值，所得到的平均有功功率即為最優(yōu)分布式光伏接入功率。以該功率運(yùn)行時(shí)分布式光伏，接入后能最大限度的降低所接入配電線路的功率損耗。

一般的，在進(jìn)行簡(jiǎn)化模型分析中，可在電源到分布式光伏接入點(diǎn)間選取電阻值較大（如線路較長且或線路截面較?。?，進(jìn)而可求得有功功率也較大的幾段干線段的功率加權(quán)平均值作為最優(yōu)的分布式光伏的接入的匹配容量。

3 分布式光伏并網(wǎng)的容量匹配策略

當(dāng)分布式光伏并網(wǎng)位置確定時(shí)的容量匹配方法如下：

（1）對(duì)接入點(diǎn)饋線采集相關(guān)信息，包括：正常運(yùn)行時(shí)最大有功負(fù)荷，干線長度，接入點(diǎn)編號(hào)M的典型負(fù)荷曲線PM(t)；

（2）計(jì)算沿線總有功負(fù)荷及線路末端有功負(fù)荷；

（3）計(jì)算接入點(diǎn)最優(yōu)容量匹配功率閥值

（4）分析分布式光伏出力與兩倍沿線總有功負(fù)荷及兩倍線路末端有功負(fù)荷之間的數(shù)值關(guān)系，確定分布式光伏的最優(yōu)接入功率P1，并以此確定此接入點(diǎn)的分布式光伏最優(yōu)匹配容量。

4 算例分析

4.1 仿真建模

算例采用IEEE提出的配電網(wǎng)可靠性測(cè)試系統(tǒng)RBTS96的一條饋線，具體饋線參數(shù)和負(fù)荷數(shù)據(jù)如圖3所示，干線線型選用LGJ-150，沿線負(fù)荷線用戶均為辦公和居民混合負(fù)荷，其歸一化的典型日負(fù)荷曲線如圖4所示。均采用確定性分布式光伏進(jìn)行仿真計(jì)算，算例對(duì)接入容量的評(píng)價(jià)采用年運(yùn)行線路網(wǎng)損作為評(píng)價(jià)指標(biāo)。

圖3 算例等值系統(tǒng)示意圖

圖4 典型日負(fù)荷曲線

考慮如下兩種光伏接入情況：

（1）光伏接入節(jié)點(diǎn)#1，確定最優(yōu)光伏接入容量范圍；

（2）光伏接入節(jié)點(diǎn)#5，確定最優(yōu)光伏接入容量范圍；

4.2 仿真分析

將每天光伏出力穩(wěn)定時(shí)段（5:00-18:00）的運(yùn)行指標(biāo)作為主要考慮依據(jù)，通過晴雨天概率計(jì)算可得出光伏出力的年概率均值為其額定容量的0.66。另外，圖4日負(fù)荷曲線，每天5:00-18:00時(shí)段內(nèi)負(fù)荷也較為穩(wěn)定，數(shù)值在日最大負(fù)荷的90%～100%。而根據(jù)年負(fù)荷曲線，每年83%的月份日最大負(fù)荷為年最大負(fù)荷的60%以上。

那么考慮上述兩個(gè)因素情況下，可得出光伏接入規(guī)劃中需考慮的負(fù)荷功率范圍為0.7～1.0倍的最大負(fù)荷。

對(duì)上述負(fù)荷范圍，由式(4)計(jì)算分布式光伏接入不同節(jié)點(diǎn)時(shí)的容量匹配功率閥值。不同負(fù)荷水平下分布式光伏接入節(jié)點(diǎn)1-6時(shí)對(duì)應(yīng)的網(wǎng)損最優(yōu)的容量匹配功率閥值P1計(jì)算結(jié)果如表1所示。

表1 網(wǎng)損最優(yōu)的的容量匹配功率閥值P1 MW

根據(jù)表1可以得出接入點(diǎn)#1和#5的分布式光伏最優(yōu)匹配容量結(jié)果如下：

（1）若光伏接入節(jié)點(diǎn)#1，最優(yōu)光伏功率在區(qū)間4.83～6.9 MW之間，此時(shí)沿線網(wǎng)損最低。根據(jù)該地區(qū)日輻照度，這一光伏出力范圍對(duì)應(yīng)的光伏電池容量為7.3～10.45 MW。

（2）若光伏接入節(jié)點(diǎn)#5，最優(yōu)光伏功率在區(qū)間3.12～4.45 MW之間，對(duì)應(yīng)的光伏電池容量為4.73～6.74 MW。此時(shí)沿線網(wǎng)損最低。

采用運(yùn)行模擬方法檢驗(yàn)上節(jié)基于規(guī)劃原則得出的選址定容結(jié)果。采用的運(yùn)行模擬方式為：根據(jù)算例給出的光伏出力曲線和負(fù)荷曲線，以小時(shí)為單位進(jìn)行全年8 760 h對(duì)應(yīng)的不同運(yùn)行方式的潮流計(jì)算，統(tǒng)計(jì)出全年的網(wǎng)損合格率。通過枚舉不同的光伏接入節(jié)點(diǎn)位置和容量，重復(fù)上述模擬并比較計(jì)算結(jié)果，可以得出算例容量匹配的最優(yōu)方案。圖5列出了典型光伏容量和接入位置對(duì)應(yīng)的饋線網(wǎng)損變化曲線。

圖5 不同光伏接入位置和容量下的網(wǎng)損變化

運(yùn)行模擬得出規(guī)劃算例的選址定容結(jié)果為：

（1）若光伏接入節(jié)點(diǎn)#1，最優(yōu)光伏電池容量為10 MW。該容量光伏接入后線路全年的網(wǎng)損下降了33%。

（2）若光伏接入節(jié)點(diǎn)#5，最優(yōu)光伏電池容量為4.2 MW。該容量光伏接入后線路全年的網(wǎng)損下降了38.6%。

由上分析可見，運(yùn)行模擬因?yàn)楦?xì)的考慮了網(wǎng)絡(luò)模型、負(fù)荷和光伏出力變化的影響，其獲得的光伏接入容量?jī)?yōu)化結(jié)果與本文作者提出的容量匹配策略和簡(jiǎn)單公式得出的容量結(jié)果略有差異，但數(shù)值仍然比較接近。因此，本文作者提出的容量匹配計(jì)算公式和容量匹配策略是簡(jiǎn)便而有效的。

5 結(jié)語

本文作者在分析分布式光伏并網(wǎng)容量對(duì)配電網(wǎng)網(wǎng)損的影響的基礎(chǔ)上，對(duì)考慮光伏并網(wǎng)后線路網(wǎng)損的光伏并網(wǎng)的容量匹配策略進(jìn)行了詳細(xì)闡述。并以實(shí)際仿真算例進(jìn)行仿真驗(yàn)證，得出結(jié)論如下：

（1）分布式光伏出力不大于2倍的沿線總有功負(fù)荷時(shí)，光伏接入后線路總損耗降低；

（2）分布式光伏出力大于2倍的沿線總有功負(fù)荷，光伏接入后線路總損耗增加；

（3）根據(jù)分布式光伏接入點(diǎn)最優(yōu)容量匹配功率閥值計(jì)算得出的最優(yōu)匹配容量可使接入后網(wǎng)損最小，容量匹配計(jì)算公式及匹配策略簡(jiǎn)便有效。