计及多源调相运行的有源配电网电能质量治理技术研究

引言

电压是电能质量的主要衡量标准之一,反映了电力系统在保护、运行、设计以及规划等综合方面的管理水平。随着负荷和供电需求的规模越来越大,配电网线路特别是配电末端的电压波动问题日趋严重,主要呈现出电压波动大、电压低、功率因数低、网损高等负面影响。文献利用串联补偿装置配合电容器技术,解决10kV及以下电压等级配电线路低电压、低功率因数、高线损、抑制电压闪变等问题:文献提出了基于PsssINA1软件构建配电网仿真模型,还原配电网多运行方式的电压质量,通过调整变电站母线电压提高变电站出线电压,解决负荷大幅升高时的电压质量问题:文献采用10kV线路电气参数监测和电压质量优化治理相结合的方式,使用三级协调控制挖掘变电站、中压线路和台区三个层面的调压潜力,进而调整电压质量:文献针对电解铝负荷的低电压问题,提出无功电源优化配置方案:文献利用智能无功补偿装置、35kV配电化、增加配电台区、限制负荷率、结合网络优化等综合手段治理低电压问题:文献提出利用储能系统"低储高发"的特点提高配电网供电能力,改善电压治理水平:文献就分布式光伏接入配电网后的电压分布特性进行了研究,并提出基于改进O(U）的PV无功电压区域自治控制方法、触发式就地控制策略实现就地分散自治控制,解决电压波动问题:文献考虑到区域负荷增长,采用在中压10kV线路增设串/并联无功补偿装置并更换10kV线路的方案,动态评价治理馈线低电压问题:文献提出利用包括蓄电池和超级电容器在内的复合储能装置,治理高功率密度分布式光伏接入配电网引起的多样化电能质量问题:文献针对小水电出口附近电压在丰水期和枯水期的波动特性,提出了馈线自动调压设备反向调压的方法。

现阶段基于无功补偿设备的电能治理技术研究较多,但主要以单点或单线路为研究对象,调节手段较单一:基于储能技术的电压治理技术现阶段投资成本较高,不适合大面积推广:而分布式光伏就地自治控制的实现可以借鉴电压波动治理技术。综上所述,本文主要从配电网目前存在的问题出发,以配电网固有无功补偿设备及分布式光伏为基础,通过挖掘逆变器无功调节能力及无功补偿设备的交互式特点,提出多源调相运行的有源配电网综合电能治理优化架构,并进行了试点运行。

1多源接入

1.1交互式无功补偿设备

无功补偿设备一般采用直挂母线侧进行动态补偿,主要结构包括PT/CT采集模块、处理器模块、电容模块、升压器及供电模块等,主要作用是根据采集线路近区的电压进行感性和容性无功的补偿,存在两方面问题:一方面,采集的电压、功率因数等为近区参数,制订的策略是局部的,整条线路上存在过补偿或欠补偿,同时动作频次较高,自身损耗也高,特别是在长线路上,负荷存在感性无功需求,线路上仍然存在无功传输,导致线损居高不下:另一方面,线路上部署的无功补偿设备群为自主工作,缺乏管理,设备故障后只有在线路电压存在较大问题时才能发现,且无功补偿设备故障或离线并非是该线路电压出现问题的充要条件,即其他原因引起线路电压问题也是可能的,总体上无功补偿设备故障或离线问题定位难。本方案在无功补偿设备层面进行改进,将无功补偿设备内采集模块用具备实时通信功能的通信模块替换,并与智能终端组网,获取线路全局电气参数,如图1中间所示,实现直采到数采电气量的转换,同时使其具备与管理平台交互的能力。一方面,在具备相同感知能力的基础上,减少了无功补偿设备硬件配件,相对降低了无功补偿设备成本:另一方面,无功补偿设备获取的是线路全局参数,补偿的整体效果更好,且可以服从管理平台远程遥调和统筹管理,具备全局感知和协调的能力,同时故障或离线状态可得到准确的监控,故障定位能力得到提升。

1.2分布式光伏逆变器

分布式光伏正广泛接入配电网,且呈现上升趋势,原有配电网变成了有源配电网,从配电网线路电能治理来看,当分布式光伏发电时,线路末端电压存在越上限风险,且分布式光伏多在低压侧并网,台区内电网管理手段较少,低压侧负荷存在高电压运行风险。在采用自发自用、余电上网方式的分布式光伏发电中,分布式光伏发电电量全部就地消纳,但负荷侧感性无功需求并未递减,反而呈少量增加趋势,即分布式光伏发电阶段吸收电网容性无功容量并未减少,进而导致分布式光伏并网点关口功率因数低,且随着分布式光伏装机容量的持续攀升,该问题将日益突出。

逆变器自身具备无功吸收和补偿能力,分布式光伏装机容量的攀升使得配电网线路上存在大量无功闲置资源,本文主要是挖掘了光伏逆变器的无功补偿能力,并通过数据集中器与智能终端组网,实现海量逆变器参与线路无功电压优化。其中逆变器部署较分散,可在分布式光伏低压侧并网柜内增加数据集中器,一方面收集逆变器群无功可控裕度及运行状态,另一方面接收智能终端下发的遥调控制信息,按照等比例裕度实现光伏逆变器群控群调,进而使逆变器群参与线路无功电压优化,如图1右侧所示。

2系统架构

2.1硬件架构

如图1所示,将线路上无功补偿装置群通过交互模块完成与智能终端的信息(包括线路电压、无功、电流、频率、功率因数等）交互,将在低压侧并网的分布式光伏通过数据集中器完成与智能终端的交互,同时继承智能终端与电网管理平台的拓扑和通信链路,在管理平台上新增交互式无功补偿设备和分布式光伏的建模模型,从而实现了多源参与配电网运行和管理的新型交互式配电管理平台。

2.2软件架构

系统软件架构按照分层分级控制思路,主要分为设备感知层、边缘计算层和系统管理层,如图2所示,其中设备感知层包括线路开关的感知、交互式无功补偿设备群的感知及分布式光伏逆变器的感知,具备接收边缘计算层的电气量数据并进行处理、接收调度遥调实现远程控制响应及就地策略响应等功能:边缘计算层除具备对现阶段线路的采集和控制功能外,还具备线路电气量采集传输功能以及调度对感知层的控制指令转发功能:系统管理层主要完成全局监控管理、区域策略制订及最优化配置、潮流计算,同时实现远程运维,对系统的建模具备扩展和变更能力,以适应分布式光伏海量接入的需求。

3控制策略

3.1可分配无功容量

光伏逆变器及交互式无功补偿设备群实现远程无功控制后,线路及线路间控制对象呈现多源性,其中交互式无功补偿设备群为集中式补偿,光伏逆变器为分散式补偿。这里假设某分支线路上分布式光伏装机容量为sDC,sVG无功容量为ssVG,按照《光伏发电接入配电网设计规范》(GB/T50865一2013),光伏逆变器功率因数在cose=0.95范围内动态可调,则逆变器可调无功容量为Q_DC=±k1×S_DC,该线路无功可控容量为:

式中:k1=:k2为无功补偿设备安全控制系数,一般取0.9:正号表示容性无功,负号表示感性无功。

3.2控制流程

系统控制包括感知层就地控制、边缘计算层控制和系统管理层控制。

(1)感知层就地控制流程如图3(a)所示,初始化接收调度控制模式及设定门限参数,支持默认模式选择,在给定控制模式下实时计算相关输入量(包括电压、无功功率或功率因数),根据设定门限参数及裕度计算目标值,并按照等比例裕度原则分配目标值,下发至无功源侧响应,完成一次就地控制,采用多次PID控制保证稳态精度。(2)边缘计算层控制流程如图3(b)所示,初始化获取调度参数,实时采集本地线路电气量,转发参数和电气量,同时监视调度远程控制指令。当无调度指令时,只负责将就地电气量数据返回调度监控系统:当接收到调度指令时,完成就地指令和透传指令识别,就地指令就地响应,透传指令下发至归属边缘层设备或集中器,并监视边缘层返回指令及功率返回采集值,实时更新本地数据并实现与调度交互。(3)系统管理层控制流程如图3(c)所示,系统管理层负责全管理范围内线路参数初始化,采集系统数据并进行潮流分析,制订系统无功电压优化策略,在无局部参数调整时进行策略迭代和分配,在需要局部参数调整时,根据迭代参数及局部数据分析进行策略调整并完成重新分配。

4试验验证

本文基于上述方案对线路上495kw分布式光伏及500kvar无功补偿设备进行了试点验证,其中分布式光伏采用自发自用、余电上网模式,分布式光伏所在厂区常用负荷200kw,在分布式光伏发电期间有少量电量上网,方案试点前运行电压偏高,功率因数中位数在0.8左右,方案采用以下策略:分布式光伏侧恒功率因数运行,10kV无功补偿设备由主站下发恒电压模式,电压定值10.2kV,死区0.05kV。

图4(a)中,P-PCC、o-PCC、P-DC、o-DC分别为并网点有功功率和无功功率、分布式光伏有功出力和无功出力曲线:图4(b)中Cos-PCC为并网点24h功率因数曲线,Cos-Average为中位数0.9265:图4(c)中,U-PCC为10kV无功补偿设备未投运电压曲线,分布式发电阶段电压越上限,U-svg为无功补偿设备参与协调运行电压曲线,主站采用无功补偿设备恒电压模式与分布式光伏配合运行。试验结果显示,多源协调运行可以很好地解决配电网电能质量问题。

图4现场运行数据

5结语

本文分析了配电网分布式光伏接入及无功补偿设备等现阶段运行水平,挖掘逆变器无功潜在资源,结合无功补偿交互式能力提升,采用逆变器和无功补偿设备协调参与配电网电压控制的方案,实现区域配电网无功电压优化。研究结果表明,方案为有源配电网提供了更多的可调度无功资源,提升了分布式光伏消纳能力,实现了分布式光伏和无功补偿设备的远程管理和维护,提高了配电网运行管理水平,采用全局协调方式优化了线路无功分配合理性,降低了线损。

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