電力調度系統基于整縣分布式光伏接入技術分析

盧才云，陳 峰，齊 磊

（南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102）

近年來，國家持續大力支持清潔能源的發展，明確了包括風能光伏等新能源在內的清潔能源作為重點支持行業。當前我國的發電能源以火力發電為主，同時風電、光伏等清潔能源的發電量穩步提升，復合增長率遠超火力發電。其中，光伏發電具有安全無污染、無枯竭風險、分布廣泛等優點，被認為是二十一世紀最重要的新能源，復合增長率最快。光伏應用市場類型有集中式和分布式兩種，從占比來看，目前我國光伏電站以大型集中式為主。隨著光伏在建筑、交通等領域的融合發展，疊加戶用的應用規模，屋頂分布式光伏將加速發展，預計未來分布式光伏電站占比也將提升，成為未來的發展主流。2021 年，國家能源局印發了《關于公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》，部署啟動整縣屋頂分布式光伏開發試點工作。整縣屋頂分布式光伏的開發實施，符合優先就地平衡的電力發展規律，對構建以新能源為主體的新型電力系統具有積極意義。為積極響應國家能源局號召，支持國家“碳達峰、碳中和”發展目標，國家電網公司迅速將積極支持、科學服務，把整縣屋頂分布式光伏開發列入重點任務清單。

1 分布式光伏特點及接入要求

1.1 站點多，容量小，建設統一管理平臺

分布式光伏站點通常數量多，單體容量小，分布比較廣，信息模型和數據結構與常規調度信息存在一定差異。為了盡量避免海量的分布式光伏數據對現有調度自動化系統造成數據處理壓力，影響主網監控核心業務的運行，須要采用分布式光伏調度管理系統獨立建設，與調度自動化系統開發接口的建設模式。

1.2 發電不穩定，須要實現精準調控

分布式光伏，由于采集的是太陽能，受天氣影響明顯，發電不穩定。大量分布式光伏接入，對于整個電網來說，既是電網安全運行的影響因素，又是可利用的寶貴資源。為有效降低或消除分布式光伏對系統的不利影響，須要考慮接入的光伏發電單元的可觀、可測、可控、可調，能夠快速自動接收光伏調度管理系統的指令，做出正確響應，實現分布式光伏發電單元的秒級精準調控。

1.3 規模不統一，采取差異化接入

整縣光伏建設，包含大量規模較小的家庭住宅屋頂光伏，由于不能集中，容量小，直接接入這類站點的性價比較低，只有建設于一些中大型企業屋頂的光伏，容量才會相對比較大。因此對較小容量分布式光伏，建議通過用采、配自等系統采集，不參與控制的建設模式，而對于較大容量分布式光伏，采用配置監控終端，直采直控的方式接入。

1.4 分布廣，采用無線數據傳輸

由于分布式光伏建設地點分散，通過光纖、調度數據網等通道接入調度端主站，施工難度大，建設成本高。考慮到分布式光伏要能夠對上級指令作出秒級響應，為了簡化接入、節省投資、增加靈活性，可以通過電信運營商無線專用通道和安全接入區來實現分布式光伏采集終端和調度系統之間的信息傳輸。

2 分布式光伏調度管理系統架構及功能應用

為實現分布式電源的有效管理，滿足分層分級監視與控制要求，可以按照省-地兩層架構建設分布式光伏調度管理系統。系統架構如圖1所示。

圖1 分布式光伏調度管理系統架構圖

其中，省調側分布式光伏調度管理系統主要負責對全省分布式電源進行全景監視，并按照區域、電壓等級等不同方式進行分類展示，從不同維度對轄區內分布式電源信息進行精準調控。同時能夠根據調峰要求，綜合考慮各地區的分布式電源的調節能力，自動生成調節計劃，下發至各地級分布式光伏調度管理系統分解執行。

對于地調側分布式光伏調度管理系統，則須要接入該地區各類的分布式光伏數據，并實現對光伏發電單元的可觀、可測、可控、可調等功能。根據地區電網運行需求生成分布式光伏調控指令，下發至各光伏終端執行；對于地調側分布式光伏總出力、可調能力等數據，能夠自動統計并上報給省調分布式光伏調度管理系統，同時接收、執行省調分布式光伏調度管理系統下發的控制指令，實現分布式光伏的省地協同控制。

2.1 省級分布式光伏調度管理系統功能

省級分布式光伏調度管理系統，須要實現對全省分布式電源進行匯集監視、運行評價，綜合考慮統調資源及分布式電源的調節能力，生成調節計劃，并下發至各地級分布式光伏調度管理系統分解執行。主要功能包括：省級分布式電源全景監視、可調資源實時統計及監視、自動發電控制等。

2.1.1 省級分布式電源全景監視

基于全省-地區-分布式光伏層次結構，實現對分布式電源發電情況、運行狀態、調節狀態、可調能力的精益化全景監視。

2.1.2 可調資源實時統計及監視

基于地級分布式光伏調度管理系統上送的區域分布式電源運行數據，以列表、曲線等表現形式，展示全省分布式電源分布信息、發電情況，并根據地級分布式新能源調度運行技術支持系統上報的區域分布式電源可調能力進行分類聚合，構建省級可調資源池，實現可調資源的實時統計及監視。

2.1.3 自動發電控制

省級分布式新能源自動發電控制支持自動（閉環）控制與手動控制兩種控制模式。自動控制模式下，省級分布式新能源自動發電控制通過與省級調度自動化系統AGC交互獲取當前控制場景下的有功功率控制需求，同時提供人工干預接口滿足調控人員手動設定控制目標的場景需求。省級分布式光伏調度管理系統將控制需求，在各地級分布式光伏調度管理系統之間按照一定的策略進行分配，實現全省范圍內各地區可控資源的集中管理。

2.2 地市級分布式光伏調度管理系統功能

地市級分布式光伏調度管理系統須要實現分布式電源模型構建、分布式電源數據接入，包括地調直采的10 kV和380 V分布式電源數據，并進行分布式電源發電預測、運行監視及聚合上送。同時計算各分布式電源的可調裕度，構建分布式電源可調資源池，接收省級分布式新能源調度系統下發的調控目標，選擇參與調控的分布式電源控制方式及目標分解方法，匹配分解策略，生成控制指令并下發。主要功能應該包括：分布式電源模型管理、分布式電源數據接入、資源數據聚合、地級分布式電源全景監視、常規操作與控制、自動電壓控制、自動發電控制、分布式電源發電預測等。

2.2.1 分布式電源模型管理

收集分布式電源關鍵設備的運行參數、環境等客觀條件，以及其他影響因素構成的初始數據特征信息，構建一套精細化、層次化、標準化的分布式電源模型，支撐省地縣協同的分層分級分布式電源數據監視和控制。基于該標準模型開展業務系統所用基礎數據規范化工作，實現分布式電源多層級數據共享和業務貫通。

2.2.2 分布式電源數據接入

基于分布式電源模型，一方面通過地調分布式前置應用，采用ⅠEC 104、ⅠEC 101 等常規電力通信規約，對分布式電源數據進行采集。另一方面采用E文件、HTTP(S)等接口方式，從配電自動化、用采系統及第三方能源服務商等接入380 V 分布式電源點運行數據。接入的數據包括有功功率、無功功率、電壓、電流、功率因數等，如果須要實現可控可調，還要接入有功上調裕度、有功下調裕度、無功上調裕度、無功下調裕度等。

2.2.3 資源數據聚合

基于直采、第三方接入的分布式電源運行數據，根據分布式電源點所屬配變/饋線信息進行第一層聚合，形成分布式電源集群，同時計算分布式電源集群總有功、總無功、有功和無功調節能力等數據，并按照所屬地縣、調控區做進一步聚合，形成地調側分布式電源可調資源池，并上報省級分布式光伏調度管理系統，為上層調控提供決策數據支持。

2.2.4 地級分布式電源全景監視

基于區域-集群-電源點層次結構，實現對分布式電源各層級發電情況、運行狀態、可調能力等運行數據的分層分級全景監視，并對分布式電源的運行狀態進行故障研判、告警，為其他高級應用分析功能提供支撐。

2.2.5 常規操作與控制

實現對分布式電源采集數據的監視及告警，支持對監視對象進行人工置數、數據封鎖、標識牌操作、控制等功能。

2.2.6 自動電壓控制

基于分布式電源并網帶來的無功擾動問題，建設多類型無功資源一體化的無功電壓控制系統。首先根據分布式電源并網拓撲信息、出力等信息，建立以低壓饋線或母線為單元的電壓控制區域；在分布式能源為電源屬性時，建立以新能源最大消納為目標的無功電壓控制模型，主網配合新能源進行關口電壓決策；在分布式能源為負荷屬性時，保持以網損最小為目標的傳統無功電壓控制模型。多類型無功資源一體化的無功電壓控制系統，須要綜合考慮各種無功資源的控制特性、并網位置對電網電壓調節能力，以區域整體電壓指令為目標，評估儲能、SVG的安全儲備裕度，并對分布式能源、儲能等生成決策并下發控制指令。

2.2.7 自動發電控制

對各類型分布式可控資源及全區域可控資源的調節能力進行逐層聚合，一方面用于監視展示，方便調控人員掌握地區調節能力，另一方面在省地協同控制場景中，向省級分布式光伏調度管理系統實時上報調節能力，為省地協同決策提供數據支撐。為保證控制的靈活性及多目標控制需求，分布式電源有功協同控制系統宜設計為集群控制、分區控制與區域控制三層架構，實現區域內集群對象接入、逐層聚合與協調控制。

2.2.8 分布式電源發電預測

利用實時采集的光伏數據，結合歷史數據、專業氣象部門訂制的氣象數據，建立功率預測模型，實現地調側分布式光伏集群、區域的短期/超短期功率預測功能。

3 整縣光伏推進須重點關注的問題

3.1 既有分布式光伏接入

根據國家電網關于整縣光伏建設規劃，目前這項工作尚處于試點階段。由于各地區前期可能已經建有少量分布式光伏，其中容量較大、并網點電壓等級較高的分布式光伏已通過調度數據網接入地區調度自動化系統，其余容量較小、并網點電壓等級較低接入了配網自動化系統或用采系統。建設過程中，對于已經接入調度自動化系統的分布式光伏，建議維持現有接入和監控模式不變，統一接受調度自動化系統管理；對于已經接入其他系統的分布式光伏，容量較大的，建議配置監控終端，接入分布式光伏調度管理系統，接受秒級監控，容量較小的，接入模式維持不變。

3.2 當前配電采集終端改造

當分布式光伏接入采用配電采集終端接入時，由于10 kV配電終端暫不具備逆變器功率調節功能，380 V 配電智能融合終端暫以15 min 總召的模式上傳信息，不能滿足逆變器功率調節及秒級精準控制的要求，須要對既有設備進行換代改造。

3.3 與其他系統交互接口開發

分布式光伏調度管理系統建成后，須要與省級PMS 系統、省級用采系統、地級配電自動化系統、地級調度自動化系統等開發接口進行數據交互。上述系統信息模型、通信規約各異，在項目實施過程中須要充分考慮開發協調工作。

4 結束語

對于國家“碳達峰、碳中和”目標實現，光伏發電等可再生能源憑借與生俱來的優勢，將發揮重要作用。但是國際經驗教訓表明，在發展高比例新能源的過程中，有些國家不同程度地遇到了“安全、經濟、清潔”方面的風險挑戰，遇到了一些難以破解的技術問題。與一些發達國家早已實現碳達峰、再經歷60～70 年時間從碳達峰向碳中和過渡相比，我國“碳達峰、碳中和”的速度更快、力度更大、任務更艱巨。因此，要保持戰略定力和穩健節奏，充分吸取國際經驗教訓，未雨綢繆，周密謀劃，努力破解問題、避免風險，加快推進整縣（市、區）分布式光伏技術研究及建設實施，走出一條適合我國國情的新能源為主體的新型電力系統發展之路。