CN114614474A - 分布式光伏多集群协调的电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出分布式光伏多集群协调的电压控制方法，包括：获取配电网基础参数信息，基础参数信息包括配网拓扑和线路阻抗；根据配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群；选取集群的主导节点，并建立各个集群间无功电压灵敏度关系；计算每个集群的集群电压偏差度，评估各个集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型，集群类型包括危险集群和安全集群；判断是否存在危险集群，并在存在的情况下，根据集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制。本发明有效克服了集中统一电压控制缺点，有利于提高逆变器使用寿命，可以充分利用系统中的光伏逆变器容量，提高系统的运行效率。

Description

分布式光伏多集群协调的电压控制方法

技术领域

本发明涉及电压控制领域，具体涉及分布式光伏多集群协调的电压控制方法。

背景技术

近年来，以光伏(photovoltaic，PV)为代表的清洁能源因其经济、清洁、环保的优势在世界范围内快速发展，大力缓解了化石能源枯竭和生态环境恶化的压力。根据国家能源局数据，2014—2020年，中国光伏发电累计装机容量逐年增长，截止2020年6月底，中国光伏电源累计装机达到2.16亿kW，其中分布式光伏电源占比31.08％。分布式光伏电源总输出功率增大，有可能改变传统配电网中潮流的方向，加上光伏电源输出功率波动幅度较大，这一系列问题增加了配电网的调压难度。含高比例光伏的新型电力系统的电压调节问题受到广泛关注。

已有的调压策略可分为全局集中统一调压、就地调压、依靠邻居节点交互信息调压，目前现有技术研究的客观缺点主要在于以下几个方面：

(1)调压成效不强。现有技术通过接入蓄电池储能设备，与分布式光伏、负荷互补，实现有功功率消纳、提升系统效率的目的，但蓄电池、储能设备的安全性、经济性均有待提升，难以得到推广应用。

(2)策略通用性不强。对于结构复杂、节点较多的配电网来说，采用现有技术的分布式电源控制策略将对光伏电源逆变器的容量提出更高的要求，尤其对于投资较少的馈线末端来说，无疑降低了策略通用的特性。

(3)调压速度慢。现有技术的光伏并网逆变器采用试探法寻找最佳输出无功功率点，会导致调压速度缓慢，且此类就地调节方法难以实现逆变器之间的协同配合进而实现各逆变器容量的最大化利用。

(4)运行效率差。现有技术的基于并网点电压的自适应控制方法存在未充分利用调压资源的问题，未考虑各节点之间的协同配合，削减有功输出降低了电网运行的效率。

综上所述，亟待发明一种更为高效、精准的分布式光伏多集群协调的电压控制方法。

发明内容

本发明的目的在于提供分布式光伏多集群协调的电压控制方法，方法主要包括：

获取配电网基础参数信息，其中，所述基础参数信息包括配网拓扑和线路阻抗；

根据所述配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据所述电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群；

选取集群的主导节点，并建立各个集群间无功电压灵敏度关系；

计算每个集群的集群电压偏差度，评估集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型，其中，所述集群类型包括危险集群和安全集群；

判断是否存在所述危险集群，并在存在的情况下，根据所述集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制。

示范性地，所述根据所述配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据所述电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群包括：

计算母线之间的电气距离，形成加权邻接矩阵，其中，所述电气距离包括接地点电气距离和非接地点电气距离，所述接地点电气距离采用阻抗矩阵表示，非接地点电气距离采用二端口网络输入阻抗表示；

根据所述加权邻接矩阵和集群内节点分布，计算所述电气距离模块度以反映集群内节点的联系紧密度；

根据所述电气距离模块度决定分区量，并对配电网进行集群划分得到多个集群。

示范性地，所述选取集群的主导节点，并建立集群间无功电压灵敏度关系包括：

计算分布式电源集群内所有节点的综合灵敏度；

选取所述综合灵敏度最大的节点作为所述主导节点；

计算集群和集群之间以及集群内各个节点之间的无功电压灵敏度关系矩阵。

示范性地，所述计算每个集群的集群电压偏差度，评估集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型包括：

获取电网级控制系统采集的各节点电压信息；

根据所述无功电压灵敏度关系计算以所述主导节点为中心的集群电压偏差度；

根据所述集群电压偏差度的大小将集群类型划分为所述危险集群和所述安全集群。

示范性地，所述危险集群的集群电压偏差度大于2×10^-2。

示范性地，所述判断是否存在所述危险集群，并在存在的情况下，根据所述集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制包括：

判断是否存在集群电压偏差度超过安全阈值的集群，若有，则将对应的集群判定为所述危险集群；

将危险集群内的逆变器切换至第一调压控制；

根据所述主导节点和集群电压偏差度选取最优安全集群，并利用所述最优安全集群对所述危险集群进行第二调压控制。

示范性地，所述根据所述主导节点和集群电压偏差度选取最优安全集群，并利用所述最优安全集群对所述危险集群进行第二调压控制包括：

选取安全集群中主导节点与危险集群主导节点间无功电压灵敏度最大，且具有无功备用的安全集群作为所述最优安全集群；

使所述最优安全集群内的逆变器进行增发。

示范性地，还包括：

在完成第二调压控制后，判断危险集群是否恢复至安全；

若没有，则再次选择最优安全集群重复进行所述第二调压控制。

本发明提供的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，首先，通过获取配电网基础参数信息，根据配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群；然后，选取集群的主导节点，并建立各个集群间无功电压灵敏度关系；计算每个集群的集群电压偏差度，评估各个集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型，集群类型包括危险集群和安全集群；最后，判断是否存在危险集群，并在存在的情况下，根据集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制。相比于统一下垂控制和PQ优化控制具有更为广泛、高效、精准的调压优势。

附图说明

图1为本发明实施例提供的分布式光伏多集群协调的电压控制方法流程图；

图2为本发明实施例提供的多集群电压协同控制示意图；

图3为本发明实施例提供的多集群电压协同控制策略流程图；

图4为本发明实施例提供的分布式光伏电源并网模型示意图；

图5为本发明实施例提供的某地区含高比例分布式光伏配电网41节点模型示意图；

图6为本发明实施例提供的系统非平衡节点之间无功电压灵敏度关系示意图；

图7为本发明实施例提供的集群间无功电压灵敏度雷达图。

具体实施方式

下面将结合具体实施方案对本发明的技术方案进行清楚、完整的描述，但是本领域技术人员应当理解，下文所述的实施方案仅用于说明本发明，而不应视为限制本发明的范围。基于本发明中的实施方案，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方案，都属于本发明保护的范围。

针对现有技术的不足，本发明实施例提出分布式光伏多集群协调的电压控制方法。该方法克服了集中统一电压控制方法中的缺点，包括处理配网各节点的大量数据带来的巨大工作量与实时有效性的降低。集群控制方法具有更强的针对性，使电网电压更快速地控制在安全范围内。本发明实施例所提的调压方法有利于减少逆变器动作频率、提高其使用寿命，可以充分利用系统中的光伏逆变器容量，提高系统的运行效率。

实施例1

图1为本发明实施例提供的分布式光伏多集群协调的电压控制方法流程图，方法包括：

步骤S101，获取配电网基础参数信息，其中，基础参数信息包括配网拓扑和线路阻抗；

步骤S102，根据配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群；

步骤S103，选取集群的主导节点，并建立各个集群间无功电压灵敏度关系；

步骤S104，计算每个集群的集群电压偏差度，评估各个集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型，其中，集群类型包括危险集群和安全集群；

步骤S105判断是否存在危险集群；

若是，则执行步骤S106，根据集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制；若否，则结束，无需进行调压控制。

具体地，分布式光伏一般接在通信条件较差的弱电网馈线末端，电网统一调控电压的方法对通信条件要求高，因此实用性差。采集邻近节点电压的分布式调压方法，在配电网中出现局部范围内电压越限时，可能会产生电压恶化现象。本发明实施例提出的基于集群电压偏差度的集群自适应与多集群电压协同控制方法可以克服以上缺点，是一种以集群为单位进行统一调控、兼顾分布式调压的场站-集群-电网多级调压策略，图2为本发明实施例提供的多集群电压协同控制示意图。场站级可根据集群电压偏差度大小切换逆变器控制模式；集群级负责将功率在集群内部按照容量进行分配；电网级通过安全集群与危险之间协调配合实现全网电压恢复到安全域内。图3为本专利实施例提供的多集群电压协同控制策略流程图，通过图3可了解协同控制的具体方法与步骤。

为更好地了解本发明实施例的技术方案，以下对电气距离、模块指标、主导节点和集群电压偏差度的计算方法进行介绍。

(1)电气距离

本发明实施例电气距离用阻抗矩阵来表示，采用二端口网络输入阻抗Z_ij′表示非接地点的电气距离：

Z_ij′＝Z_ii+Z_jj-2Z_ij (1)

式中：Z_ii、Z_ij分别为接电阻抗矩阵中自阻抗与互阻抗。

(2)模块指标

本发明实施例模块度指标的计算方法如下：

式中：A_ij表示节点i与节点j的边的权重大小。采取控制措施之前进行集群划分的主要目的之一就是为了让集群内电压水平接近，因此考虑到电气距离中的物理连接，这里采用加权邻接矩阵生成，不再将权重局限在0和1，边的权重与电气距离成反比。k_i＝∑_jA_ij为所有与节点i相连的边的权重之和，表示所有的边权之和。如果i节点与j节点分到同一集群内，则δ(i,j)值为1，否则为0。模块度接近1的水平反映了集群内节点的联系紧密度。

(3)主导节点

本发明实施例通过主导节点之间无功电压灵敏度关系确定集群与集群之间的最优配合关系，根据集群主导节点的特点，计算分布式电源集群内所有节点的综合灵敏度S，S值最大的为主导节点。

式中：V_i表示节点i的可观性；C_i表示节点i的可控性,a为权重因子系数；i∈N，N为集群内所有节点的集合；ΔU_i/ΔU_j为节点j对节点i的节点电压灵敏度；n为集群内接有分布式光伏电源的可控节点集合；ΔU_i/ΔQ_j为节点i电压幅值相对于节点j注入无功功率的无功电压灵敏度。取a＝1。

(4)集群电压偏差度

本发明实施例提出的集群电压偏差度指标不仅能衡量集群内部的电压偏差水平，而且还可以用于选择安全集群协调危险集群调压。实时监测配电网各集群的集群电压偏差度，并在某集群m进入危险状态时优先就地调节，随后上传到电网级控制系统中，选择最优安全集群n增发无功ΔQ_n，计算公式如下式所示：

式中：U_max、U_min分别为配网运行时节点的最大、最小允许电压；U_m为m集群内主导节点的电压大小；ΔQ_n为安全集群内光伏逆变器增发无功总量；S_mn为安全集群主导节点n与危险集群主导节点m之间的无功电压灵敏度因子。

经过多次此类调压措施，即通过集群与集群之间协调配合调压，可最终使危险集群m电压恢复到安全域内。

图4为分布式光伏电源并网模型示意图。下面对逆变器PQ控制模型和集群内Q(U)控制进行介绍。

(1)逆变器PQ控制模型

实时测量分布式光伏并网逆变器输出端口的三相电压电流，进行派克变换可分别得到电压电流dq轴分量，实现功率解耦计算，其中派克变换矩阵为：

式中：θ为a相量滞后d轴相量的角度。三相电压电流经过派克变换后得到dq轴分量分别为u_d、u_q、i_d、i_q，计算此时逆变器输出功率大小：

采用电网电压定向矢量控制技术，将光伏并网逆变器输出侧电流、同步旋转坐标系d轴和电网电压矢量同步旋转，而且使同步旋转坐标系d轴和电网电压矢量同方向，实现功率解耦。在此基础上同时考虑功率平衡、电压约束、光伏出力等约束，可实现逆变器PQ控制与下垂控制策略。

(2)集群内Q(U)控制

对于采用Q(U)控制的分布式光伏电源集群，其集群内部无功功率应按照容量分配防止并网逆变器过载损坏，引起电压进一步波动甚至越限。

只有当集群内分布式光伏逆变器无功电压下垂系数控制与阻抗成反比时，才能保证控制模块检测U₁＝U₂,进而实现无功功率在集群内部按容量进行均分。在控制模块采用虚拟阻抗法改进逆变器的下垂控制，设置下垂系数比例与容量大小比例相等，实现无功在集群内按容量分配。

实施例2

本发明实施例基于MATLAB/Simulink搭建如图5所示的某地区含高比例分布式光伏配电网41节点模型，各分布式光伏电源机组型号相同。16个分布式光伏电源通过变压器(311V/10.5kV)连接到配电网中，每个节点接入的光伏电源最大输出功率P_m为300kW，开关频率为4800Hz，其中节点41为平衡节点，电压稳定在10.5kV。

根据电气距离模块度划分指标对该示范地区的41节点配网系统进行集群划分，得到表1的划分结果：

表1集群划分结果

该配电网系统在某稳定运行状态下时，计算除了平衡节点外的其他节点之间的无功电压灵敏度矩阵，图6为系统非平衡节点之间无功电压灵敏度，各节点灵敏度大小关系如图6所示。计算各集群内部综合灵敏度，以及各集群主导节点选取如表2所示：

表2各集群主导节点及其综合灵敏度

计算各集群之间灵敏度关系矩阵并绘制如图7所示雷达图，射线方向为各集群分布，射线上节点代表其他集群对该集群的无功电压灵敏度影响因子大小。当集群m被判定为危险集群时，在雷达图中寻找该集群方向，并在此射线方向上自动寻找灵敏度最大且有一定无功裕度的安全集群增发ΔQ。

计算各集群电压偏差度大小如表3所示，可以看出集群2—3、6—9为危险集群，其他集群为安全集群，安全集群内可调用分布式光伏电源为PV5—PV7、PV10；将危险集群内部分布式光伏电源逆变器设置为Q(U)就地控制模式；随后按照雷达图中与危险集群之间灵敏度最大且有一定无功裕度原则，选择最优安全集群，使其协同配合危险集群调压，如危险集群2与安全集群中集群3之间无功电压灵敏度最大，故电网级系统调节集群3无功可进一步优化集群2的电压质量，其他危险集群的进一步调压过程与此过程相同不再赘述。最终经过基于集群电压偏差度的多集群协同控制策略使得各集群的集群电压偏差度恢复到正常水平进而实现电网级电压安全。

表3各集群的集群电压偏差度

设原始电网为模式1，原始电网各集群电压偏差度大小如表3所示；配电网内分布式光伏电源采用统一下垂控制为模式2；配电网内分布式光伏电源采用恒定PQ控制为模式3；采用本文所提出的基于集群电压偏差度的多集群协同配合策略的配电网为模式4。进一步计算对分布式光伏采用不同控制模式后配电网集群电压偏差度大小如表4所示。可以看出，在分布式光伏电源采用统一控制策略后仍有某些集群被判定为危险集群，电压质量低，如控制模式2下的配电网集群2、3、6、8、9仍处于危险集群状态，控制模式3下集群3、9仍处于危险集群状态。模式4下各集群恢复到安全域内，各集群、全网电压质量得到显著提升。

表4采取不同电压优化控制策略后集群电压偏差度指标

以上的算例表明，本发明实施例所提出的基于光伏集群协同优化的配电网电压控制策略，比统一下垂控制和PQ优化控制的效果更佳，能够有效提升配电网电压质量。

虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。

Claims (8)

1.一种分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，包括：

获取配电网基础参数信息，其中，所述基础参数信息包括配网拓扑和线路阻抗；

根据所述配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据所述电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群；

选取集群的主导节点，并建立集群间无功电压灵敏度关系；

计算每个集群的集群电压偏差度，评估集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型，其中，所述集群类型包括危险集群和安全集群；

判断是否存在所述危险集群，并在存在的情况下，根据所述集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制。

2.根据权利要求1所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述根据所述配网拓扑和线路阻抗计算电气距离模块度，并根据所述电气距离模块度对配电网进行集群划分得到多个集群包括：

计算母线之间的电气距离，形成加权邻接矩阵，其中，所述电气距离包括接地点电气距离和非接地点电气距离，所述接地点电气距离采用阻抗矩阵表示，非接地点电气距离采用二端口网络输入阻抗表示；

根据所述加权邻接矩阵和集群内节点分布，计算所述电气距离模块度以反映集群内节点的联系紧密度；

根据所述电气距离模块度决定分区量，并对配电网进行集群划分得到多个集群。

3.根据权利要求2所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述选取集群的主导节点，并建立集群间无功电压灵敏度关系包括：

计算分布式电源集群内所有节点的综合灵敏度；

选取所述综合灵敏度最大的节点作为所述主导节点；

计算集群和集群之间以及集群内各个节点之间的无功电压灵敏度关系矩阵。

4.根据权利要求3所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述计算每个集群的集群电压偏差度，评估集群的电压越线水平，并确定每个集群的集群类型包括：

获取电网级控制系统采集的各节点电压信息；

根据所述无功电压灵敏度关系计算以所述主导节点为中心的集群电压偏差度；

根据所述集群电压偏差度的大小将集群类型划分为所述危险集群和所述安全集群。

5.根据权利要求4所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述危险集群的集群电压偏差度大于2×10^-2。

6.根据权利要求5所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述判断是否存在所述危险集群，并在存在的情况下，根据所述集群电压偏差度和主导节点进行多集群协调电压控制包括：

判断是否存在集群电压偏差度超过安全阈值的集群，若有，则将对应的集群判定为所述危险集群；

将危险集群内的逆变器切换至第一调压控制；

根据所述主导节点和集群电压偏差度选取最优安全集群，并利用所述最优安全集群对所述危险集群进行第二调压控制。

7.根据权利要求6所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，所述根据所述主导节点和集群电压偏差度选取最优安全集群，并利用所述最优安全集群对所述危险集群进行第二调压控制包括：

选取安全集群中主导节点与危险集群主导节点间无功电压灵敏度最大，且具有无功备用的安全集群作为所述最优安全集群；

使所述最优安全集群内的逆变器进行增发。

8.根据权利要求1所述的分布式光伏多集群协调的电压控制方法，其特征在于，还包括：

在完成第二调压控制后，判断危险集群是否恢复至安全；

若没有，则再次选择最优安全集群重复进行所述第二调压控制。

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