劉 洋，于海東，劉文彬，黃 敏

（國網(wǎng)山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著世界各國對環(huán)境保護和能源短缺的日益關(guān)切，光伏發(fā)電已成為解決能源與環(huán)境問題的重要舉措，其中，分布式光伏發(fā)電成為智能配電網(wǎng)的關(guān)鍵組成部分。伴隨國家碳達峰碳中和重大戰(zhàn)略和光伏補貼政策，僅2021 年，山東省低壓分布式光伏就增長了近30 萬戶。低壓光伏主要分布在農(nóng)村等經(jīng)濟欠發(fā)達地區(qū)，這些地區(qū)普遍存在“源”“荷”不匹配［1］，反向重過載、電壓越限等問題突出［2］。

為解決分布式光伏引起的電壓越限、反向重過載問題，學者們提出多種控制方法。傳統(tǒng)低壓配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)方式主要包括無功補償裝置投切［3］、變壓器有載調(diào)壓［4］等；隨著技術(shù)的發(fā)展，低壓柔性互聯(lián)［5］、電力彈簧［6］、儲能［7］等技術(shù)手段也得到一定的研究及應用?？紤]光伏逆變器自身調(diào)節(jié)能力，文獻［8］建立計及光伏的配電網(wǎng)無功調(diào)節(jié)策略，文獻［9］提出一種基于九區(qū)圖的中壓配電網(wǎng)電壓控制策略，但上述研究仍以電容器投切、有載調(diào)壓變壓器為主要調(diào)節(jié)手段，難以發(fā)揮光伏逆變器自身的靈活調(diào)節(jié)能力。分布式光伏逆變器充分利用自身容量吸收無功，通過改變線路潮流，可有效改善節(jié)點電壓［10］。文獻［11-15］提出一系列逆變器就地化電壓治理策略，所提策略均不依賴臺區(qū)整體監(jiān)視與控制，因此，無法實現(xiàn)多逆變器的協(xié)同配合，容易造成調(diào)節(jié)過量。

針對臺區(qū)內(nèi)多臺光伏逆變器協(xié)同電壓調(diào)節(jié)，現(xiàn)有研究可分為集中式控制和分布式控制兩類控制策略。針對集中式控制策略，文獻［16］基于電壓靈敏度將臺區(qū)光伏電源進行分組，根據(jù)電壓越限發(fā)生位置協(xié)調(diào)各群組無功調(diào)節(jié)資源；文獻［17］采用集中控制思想，通過復合形算法優(yōu)化求解臺區(qū)內(nèi)各個逆變器有功、無功出力；文獻［18］提出一種時變、線性化的配電網(wǎng)分布式光伏最優(yōu)潮流追蹤模型；文獻［19］建立配電網(wǎng)光伏調(diào)壓二階錐優(yōu)化模型，通過分區(qū)并行計算加快求解速度。上述集中式控制算法對計算資源要求較高，難以依托臺區(qū)邊緣計算設備進行實現(xiàn)。針對分布式控制策略，文獻［20］采用一致性算法對臺區(qū)可調(diào)節(jié)光伏資源進行分布式控制，文獻［21］提出以分布式光伏為重要管控環(huán)節(jié)的主動配電網(wǎng)分布式控制架構(gòu)，上述分布式控制策略、架構(gòu)主要停留在理論研究層面，缺乏實際設備支持其功能實現(xiàn)。

針對上述問題，對低壓光伏接入引起的潮流特性變化進行分析，并闡述臺區(qū)電壓越限機理及影響因素?；谂潆娕_區(qū)采集、計算設備，提出一種“云邊端”協(xié)同的低壓分布式光伏柔性調(diào)節(jié)體系架構(gòu)。依托該體系架構(gòu)，在某配電網(wǎng)臺區(qū)開展現(xiàn)場測試，驗證“云邊端”協(xié)同架構(gòu)的有效性，并綜合分析光伏有功、無功調(diào)壓效果。

1 光伏并網(wǎng)潮流特性

1.1 電壓特性

大量分布式光伏接入低壓配電網(wǎng)，顯著改變了潮流的大小和方向，使得配電線路上各節(jié)點的電壓分布明顯變化，典型光伏并網(wǎng)配電臺區(qū)拓撲結(jié)構(gòu)如圖1 所示。圖1 中，為配電變壓器低壓母線電壓，基本保持不變；為節(jié)點k電壓；Pk、Qk（k=1，2，…，n）分別為節(jié)點k用戶有功、無功負荷；PPVk、QPVk（k=1，2，…，n）分別為節(jié)點k所接光伏電源有功、無功出力，如果節(jié)點k無光伏電源，則PPVk=QPVk=0；Rk、Xk分別表示線路k的電阻與電抗值。

圖1 光伏潮流反送特性Fig.1 Diagram of PV reverse power flow

對任一節(jié)點k（k=1，2，…，n），當其他節(jié)點光伏電源、負荷的有功、無功出力均為0，僅考慮節(jié)點k注入功率對電壓分布的影響時，節(jié)點l（l=1，2，…，n）電壓為

通常，電壓相量橫分量引起的絕對值變化遠小于縱分量，因此式（1）中等式右側(cè)第二部分（虛部）可以忽略不計，簡化后節(jié)點l電壓為

由式（2）可知，簡化后節(jié)電l的電壓與節(jié)點k注入有功功率、無功功率呈線性關(guān)系，可通過疊加各節(jié)點注入功率對電壓的影響計算線路功率分布。節(jié)點k光伏輸出有功功率、無功功率對節(jié)點l電壓的調(diào)節(jié)作用強度可以用靈敏度μP,k,l和μQ,k,l表示：

1.2 線損特性

將線路全程電壓近似為配電變壓器低壓母線電壓，定義功率自負荷流向線路為正方向，則節(jié)點k到節(jié)點k-1 之間線路的有功、無功損耗為

式中：ΔPk,k-1、ΔQk,k-1分別為節(jié)點k到節(jié)點k-1 之間線路的有功損耗、無功損耗；Pk,k-1、Qk,k-1分別為節(jié)點k流向節(jié)點k-1 的有功、無功功率，其定義如式（6）、式（7）所示。

式（1）—式（7）針對單線路鏈式配電網(wǎng)給出的電壓及線損特性模型，也可推廣到輻射狀低壓配電網(wǎng)，逐一分析各支線，并將支線視為干線負荷即可。

2 “云邊端”協(xié)同的光伏管控體系架構(gòu)

基于“云邊端”協(xié)同的光伏臺區(qū)運行控制體系通過標準化通信協(xié)議實現(xiàn)光伏逆變器群調(diào)群控，主要由配電云主站、臺區(qū)智能融合終端、光伏逆變器規(guī)約轉(zhuǎn)換器等關(guān)鍵設備組成。基于“云邊端”協(xié)同的光伏臺區(qū)運行控制體系架構(gòu)如圖2 所示。

圖2 基于“云邊端”協(xié)同的光伏臺區(qū)運行控制體系架構(gòu)Fig.2 Architecture of distributed PV operation control based on Cloud-Edge-End collaboration

云側(cè)（配電云主站）根據(jù)調(diào)度下發(fā)的控制指令、策略或整體調(diào)度計劃曲線，利用云主站的“云邊協(xié)同”管控策略，生成每個臺區(qū)相應的控制指令、策略或調(diào)度計劃曲線，通過消息隊列遙測傳輸（Message Queuing Telemetry Transport，MQTT）協(xié)議并下發(fā)至臺區(qū)智能融合終端群。

邊側(cè)（臺區(qū)智能融合終端）通過執(zhí)行云主站下發(fā)的整體控制策略，實現(xiàn)臺區(qū)的“邊端協(xié)同”自治運行。臺區(qū)智能融合終端作為配電網(wǎng)臺區(qū)網(wǎng)關(guān)節(jié)點，負責臺區(qū)內(nèi)光伏逆變器數(shù)據(jù)采集、云主站需求數(shù)據(jù)上報。對上通過4G/5G 與云主站進行數(shù)據(jù)交互，將臺區(qū)數(shù)據(jù)上傳至云主站，同時接收云主站的調(diào)控指令、策略或調(diào)度計劃曲線。臺區(qū)智能融合終端通過標準化的低壓分布式光伏管控微應用，實現(xiàn)控制指令或策略的分解與下發(fā)光伏逆變器群執(zhí)行，對下采用高速電力線載波（High-speed Power Line Communication，HPLC）單模通信或“高速電力線載波+微功率無線”（High-speed Power Line Communication and Radio Frequency，HPLC&RF）雙模通信與光伏逆變器進行動態(tài)交互。

端側(cè)（光伏逆變器規(guī)約轉(zhuǎn)換器與通信轉(zhuǎn)接頭）負責與光伏逆變器通信，傳遞控制指令或策略。為應對光伏逆變器通信接口的多樣性，開發(fā)可靈活適配各種通信接口的轉(zhuǎn)接頭，既保證規(guī)約轉(zhuǎn)換器本身接口的規(guī)范性、普適性，又滿足電網(wǎng)公司和光伏廠家4G 采集控制雙通道的需求。通過規(guī)約轉(zhuǎn)換器將不同光伏逆變器的本地通信協(xié)議轉(zhuǎn)換為DL/T 645—2007《多功能電能表通信協(xié)議》、DL/T 698.45—2017《電能信息采集與管理系統(tǒng)第4-5 部分：通信協(xié)議—面向?qū)ο蟮臄?shù)據(jù)交換協(xié)議》等標準化臺區(qū)通信協(xié)議，并通過自身配置的HPLC或HPLC&RF 完成數(shù)據(jù)采集上報或下發(fā)控制指令、策略的執(zhí)行，實現(xiàn)低壓分布式光伏的群控群調(diào)。

3 現(xiàn)場測試及數(shù)據(jù)分析

3.1 測試臺區(qū)概況

某臺區(qū)2018 年進行配套電網(wǎng)改造，改造后整村戶均容量提高至3.13 kVA，線路絕緣化率提高至100%，供電可靠率及電壓合格率均達99.98%以上，居生生活及農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電均正常。但自2020 年11月開始，臺區(qū)分布式光伏負荷迎來爆發(fā)性增長，于2021 年8 月達到變壓器容量上限后繼續(xù)增長，目前該臺區(qū)共接入光伏用戶13 戶，裝機容量為338.425 kW，變壓器負載率達169.2%，造成該臺區(qū)嚴重過載，臺區(qū)最大反送負載率達111%，嚴重影響電網(wǎng)設備的安全穩(wěn)定運行。臺區(qū)低壓分布式光伏接入分布如圖3 所示。

圖3 臺區(qū)低壓分布式光伏接入分布Fig.3 Layout of low voltage distributed PV access in station area

對該臺區(qū)10 臺光伏逆變器（13 臺逆變器中，光伏節(jié)點8 用戶拒絕安裝終端設備；光伏節(jié)點12、光伏節(jié)點13 因型號過于老舊，控制點表已不可查詢）部署規(guī)約轉(zhuǎn)換器與通信轉(zhuǎn)接頭進行測試，通過融合終端標準化光伏管控微應用實現(xiàn)10 臺光伏逆變器運行數(shù)據(jù)實時召測與有功、無功出力實時控制。

3.2 有功功率控制效果

測試當日正午時段變壓器反向有功功率為204.86 kW，反向負載率為102.43%，光伏自然發(fā)電狀態(tài)下節(jié)點電壓如表1 所示。對光伏逆變器集群有功出力進行批量壓降，以電壓越限問題最嚴重的B 相為例，不同指令下節(jié)點電壓分布如圖4 所示。

表1 光伏自然發(fā)電狀態(tài)功率及電壓分布Table 1 Power and voltage distribution under PV natural generation state

圖4 有功調(diào)節(jié)指令下主要節(jié)點B相電壓分布Fig.4 Phase B voltage of major nodes under different active power regulation commands

當有功出力限值設置為額定值的80%時，由于此時光伏逆變器集群的實際出力在額定值的80%左右，實際削減光伏逆變器有功出力及節(jié)點電壓調(diào)節(jié)效果不明顯；當有功出力限值分別設置為額定值的60%、40%、20%、1%時，光伏逆變器集群有功出力、各節(jié)點電壓均呈現(xiàn)階梯式下降趨勢。僅光伏出力限額1% 情形下，所有節(jié)點電壓滿足GB/T 12325—2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》要求，因此僅依靠有功壓減不足以解決該臺區(qū)的電壓越限問題。

不同有功調(diào)節(jié)指令下配電變壓器反向負載率如表2 所示。由于光伏逆變器的實際有功出力約為額定值的80%，對降低配電變壓器反向負載率的效果不明顯；當有功出力限值設置為60%額定值、40%額定值、20%額定值、1%額定值時，配電變壓器反向負載率近似線性下降，反向重過載問題治理效果顯著，確保了配電設備的安全穩(wěn)定運行。

表2 不同有功調(diào)節(jié)指令下配電變壓器反向負載率Table 2 Reverse load rates of distribution transformers under different active power regulation commands

3.3 通信響應時延

指令下發(fā)時延指云主站從發(fā)出群控群調(diào)指令到收到所有光伏逆變器應答信號的通信時延，數(shù)據(jù)召測時延指云主站從下發(fā)召測指令到收到所有光伏逆變器召測數(shù)據(jù)的通信時延。不同調(diào)控指令下發(fā)及數(shù)據(jù)召測時延如表3 所示，通信時延與調(diào)控指令內(nèi)容無關(guān)，調(diào)控指令下發(fā)時延約為12 s，數(shù)據(jù)召測時延約為48 s。

表3 不同有功調(diào)節(jié)指令下通信響應時延Table 3 Communication response delay under different active power regulation commands

本次測試中，邊端通信采用DL/T 645—2007《多功能電能表通信協(xié)議》，為點對點單數(shù)據(jù)項通信，調(diào)控指令下發(fā)與數(shù)據(jù)召測均須融合終端與所有光伏逆變器逐一建立通信鏈路并完成數(shù)據(jù)傳輸，通信時延與光伏逆變器數(shù)量、所讀取或下發(fā)的數(shù)據(jù)項數(shù)量有關(guān)。控制指令下發(fā)涉及1 個數(shù)據(jù)項，10 個光伏逆變器逐一傳輸，平均時間約為12 s，每次點對點單通信時間約為1 s；數(shù)據(jù)召測時涉及有功數(shù)值、無功數(shù)值、有功占比、無功占比、功率因數(shù)5 個數(shù)據(jù)項，響應時間約為48 s，點對點傳輸5 個數(shù)據(jù)項的通信時延約為4 s 左右。若統(tǒng)一采用DL/T 698.45—2017《電能信息采集與管理系統(tǒng)第4-5 部分：通信協(xié)議—面向?qū)ο蟮臄?shù)據(jù)》協(xié)議，可一幀傳輸多個數(shù)據(jù)項，顯著提升數(shù)據(jù)召測速度。

3.4 無功功率控制效果

融合終端對逆變器下達功率因數(shù)定值控制指令，在不影響有功的前提下調(diào)節(jié)無功出力。不同功率因數(shù)調(diào)控指令下節(jié)點電壓分布如圖5 所示。純有功發(fā)電狀態(tài)下，除線路首端用戶外，其他所有逆變器并網(wǎng)點電壓均超過235.4 V，臺區(qū)電壓越限問題嚴重；當功率因數(shù)定值設置為0.97 時，融合終端數(shù)據(jù)顯示臺區(qū)共吸收無功26.088 kvar，光伏用戶節(jié)點平均電壓較純有功發(fā)電狀態(tài)下降5.7 V；當功率因數(shù)定值設置為0.94 時，所有量測節(jié)點電壓均下降至240 V 以下；當功率因數(shù)定值設置為0.88 時，所有節(jié)點電壓均滿足GB/T 12325—2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》要求。

圖5 無功調(diào)節(jié)指令下主要節(jié)點B相電壓分布Fig.5 Phase B voltage of major nodes under different reactive power regulation commands

3.5 有功、無功調(diào)壓效果比較

綜合分析有功、無功調(diào)壓數(shù)據(jù)，對比臺區(qū)各節(jié)點電壓平均值對逆變器有功、無功出力的靈敏度，結(jié)果如表4、表5 所示。逆變器有功出力削減總額、吸收無功總額均與臺區(qū)總體電壓水平呈近似線性關(guān)系。有功總額每削減10 kW，節(jié)點平均電壓下降約0.875 V；吸收無功總額每提升10 kvar，節(jié)點平均電壓下降約1.272 V。

表4 節(jié)點電壓對逆變器有功出力的靈敏度Table 4 Sensitivity of node voltage to active power output of inverters

表5 節(jié)點電壓對逆變器無功出力的靈敏度Table 5 Sensitivity of node voltage to reactive power output of inverters

根據(jù)實測數(shù)據(jù)可知，該配電網(wǎng)臺區(qū)節(jié)點電壓對逆變器無功出力的靈敏度更高。通過充分利用光伏逆變器無功容量，可顯著改善臺區(qū)電壓質(zhì)量，無須通過有功調(diào)節(jié)控制電壓質(zhì)量，避免光伏發(fā)電資源浪費。

4 結(jié)論

低壓配電網(wǎng)高比例分布式光伏接入引起電壓越限及反向重過載問題，可通過光伏逆變器自身調(diào)節(jié)能力進行治理。針對目前光伏逆變器功率調(diào)節(jié)與管控缺乏實用化解決方案的現(xiàn)狀，提出基于“云邊端”協(xié)同的光伏管控體系架構(gòu)，并開展實地測試，驗證所提方案的可行性。

1）光伏逆變器可準確相應配電云主站下發(fā)的有功、無功調(diào)控指令，電壓越限、反向重過載問題可以得到有效解決。

2）該管控體系架構(gòu)下，調(diào)控指令下發(fā)時延約為12 s，數(shù)據(jù)召測時延約為48 s，滿足電網(wǎng)對低壓分布式光伏的運行管控需求。

3）僅就本文實測數(shù)據(jù)而言，節(jié)點電壓對逆變器無功出力的靈敏度更高，充分利用光伏逆變器無功容量即可顯著改善臺區(qū)電壓質(zhì)量，避免光伏發(fā)電資源的浪費。

根據(jù)線損特性分析，無功調(diào)壓造成大量無功功率在線路上的流動，會顯著提升線路損耗，如何調(diào)整無功出力在不同光伏逆變器間的分配（必要時引入有功調(diào)節(jié)），在考慮線損特性的前提下實現(xiàn)臺區(qū)經(jīng)濟性最大化，將是下一步主要研究方向。