0.   引言

目前，光伏发电并网被广泛应用于电网低碳化转型，以应对能源危机。随着国家大力推进“双碳”战略，光伏发电并网的应用将更加广泛。截至2023年11月，我国光伏装机容量达6.5亿kW，其中分布式光伏装机达到50%以上^[1]，超过集中式光伏装机容量。农村屋顶资源丰富，分布式光伏大量接入电网，但存在清洁能源消纳、薄弱网架结构平衡问题。农村负荷季节性、迁移性特征，电网投资和设备利用率难以平衡。电能替代需求旺盛，但电网供电可靠性提升和投资受限难以平衡。农村电网电压越限、配变重过载、供电可靠性问题突出，网络自动化水平、管控能力与高比例分布式光伏接入不匹配，供电可靠性受到影响。

城市配电网的传统改造方式涉及到对电网结构的优化。这包括根据电力系统的现状和未来发展需求，重新规划和确定城网的电压等级和最高一级电压。国内已建设城市输配电工程，对交流配电网的基本框架、电源接口、换流器配置和经济性等方面进行了研究。国家电网公司也开展了城市供电技术研究，江苏省电科院已成立新能源及智能配网协调控制实验室，开展分布式新能源并网及城市配电网改造等方向的研究^[2]。北京市电力公司承担了国家863项目配电网关键技术的研究^[3]。文献[4]阐述了城市配电网规划设计与传统交流改造方法。文献[5]在供电的可靠性的基础上分析了城市电网的传统交流改造方法。文献[6]研究了城市配电网馈线自动化改造技术，给出了馈线自动化改造的3种方案并进行了分析。然而针对农村电网，城市化交流台区改造面临点多面广、投入巨大的问题，同时设备更新速度与农村发展速度不匹配，导致设备闲置容量和空载损耗问题无法得到根本解决^[7-9]。虽然采用并联电容器、SVG、调压器等方法改善台区电压质量，但随线路长度的增加和半径的减小，无功补偿治理电压的效果呈边际递减趋势，同时线路损耗也相应增加^[10-13]。有载调容调压技术能在一定程度上缓解空载损耗和首端电压调节问题^[14]，但对于农村长距离线路的电压降问题解决效果并不显著。

目前，有研究提出低压台区的智能化控制方案^[15-20]，但已有的低压台区智能终端系统解决方案中，存在数据采集和处理过程需要不同模块参与、接口标准化程度不足等问题。因此低压台区智能化程度依然难以满足新型电力系统需求。文献[21]基于云边协同提出了微电网自动控制系统。文献[22]研究了基于云－边－端协同技术的数据管理架构。文献[23]针对云边协同系统的计算资源配置问题，建立了计算业务模型。此外，还有研究针对配电云服务器中计算任务繁重导致推理延时过大的问题，提出配电物联网多节点协同计算管理模型^[24]。一些学者为提高云边协同服务的可信度、安全性和公正性利用区块链技术，提出了云边协同系统^[25]。然而，这些利用云边协同技术搭建的电网能源数据平台并没有打通多个数据库之间的采集通道。这将导致平台数据来源单一，进而出现所获取的数据不足以支持监控和管理分布式能源的情况^[26]。

在农村使用城市化的交流线路改造方法，即使成本相同，效果往往不佳。传统交流改造可能影响农村居民的季节性用电习惯，影响用电体验。将城市电网的改造方式应用于农村电网，难以实现投入与治理效果的平衡。

本文从工程建设角度，对低压交直流网架结构和分布式能源数字化技术进行了分析；并以工程应用效果为例，展示了示范区的应用成效。本文结合工程实例进行论证，旨在为未来的农村电网低碳化数字化转型示范工程提供一个可供借鉴的案例。

1.   示范区情况

示范区位于贵州省六盘水盘州市羊场乡。示范区分布以农村居民负荷为主，图1是示范区鸟瞰图。根据前期的实地勘查结果，本项目示范涉及台区A与台区B两个台区。其中，台区A为高光伏比例台区，根据历史运行数据，示范台区A存在明显的电压越限现象；示范台区B配变存在重过载问题。

图  1  示范区鸟瞰图

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针对示范台区的拓扑结构和监测数据，进行了电能质量分析。图2为示范区的拓扑结构，包括可能发生的电压越限和配变重过载问题。

图  2  示范区拓扑图

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图3是台区A某日电压曲线，该台区在夜晚用电低谷期时存在电压越上限问题，在早晚用电高峰时段如12:00和16:00，电压也有接近电压上限的时刻。

图  3  台区A典型日电压曲线

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示范台区B在某日存在明显的重过载问题。图4为台区B的典型日配变负载率曲线，该曲线显示在某日早高峰时段，配变负载率超过了0.8，甚至在09:00—11:00之间超过了1.0，这导致了配变过载。

图  4  台区B典型日配变负载率曲线

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传统的交流网架改造方法不仅需要改造原有台区低压线路，还需要新建台区，同时对10 kV线路进行改造。这种方法投资大，周期长，且改造后运行维护难度增加。

六盘水羊场示范区存在电压越限、配变重过载等供电问题。为满足农村居民用电需求，需要低成本电网改造方案。因此，本方案提出一种低压交直流混合配电网网架结构及装置，结合分布式能源数字化技术，解决分布式光伏增长带来的农网台区供电质量问题，并提升网络自动化和管控能力。

2.   低压交直流网架结构

2.1   低压交直流混合配电网架结构

2.1.1   台区内并联直流线路结构

采用台区内并联直流线路的方案，构建了台区内并联直流线路结构，保留原有交流线路，增加直流线路，AC/DC和DC/AC模块并联，交直流混配供电，适用于分支多场景。不影响原有线路，提高供电能力，缓解高/低电压问题，降低损耗。与传统交流相比，无需额外交直流转换设备，减少投资。图5构建了台区内并联直流线路结构。

图  5  台区内并联直流线路结构

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台区内的VSC（VSC1和VSC2）旨在缓解电压越限问题，通过控制直流线路功率调整网络潮流分布，进而改善电能质量。由于低压线路的阻抗与感抗的比值较高，有功和无功均能对电压造成显著影响。本文提出了VSC有功无功协调的电压就地控制方法，并采用电压灵敏度实现快速调节。

以图5为例，VSC2量测交流线路末端的电压，并基于该电压量测值对VSC功率进行调节。电压－有功（无功）灵敏度代表i节点有功（无功）功率调节单位量引起的j节点电压的偏移量，基于配电网电压灵敏度，VSC2交流侧的电压调节方程为：

式中：$\Delta V_{}^{\rm AC}$为VSC2是拟调节的电压偏差；$V-P$为有功功率–电压调节；$V-Q$为无功功率–电压调节；$S_{\rm VSC2}^{V - P}$和$S_{\rm VSC2}^{V - Q}$分别为监测点节点与VSC2之间的电压-有功和电压-无功灵敏度；$\Delta P_{\rm VSC2}^{\rm AC}$和$\Delta Q_{\rm VSC2}^{\rm AC}$分别为VSC2交流侧的有功和无功调节量。

如果忽略VSC2的损耗，VSC2交流侧和直流侧有功功率调节量应满足：

式中：$\Delta P_{\rm VSC2}^{\rm DC}$为VSC2直流侧有功功率。

当交流线路发生电压越限时，为了减小对直流线路的影响，首先调节VSC2的无功功率。将$\Delta P_{\rm VSC2}^{\rm AC}$置零，仅调节VSC2的无功功率。VSC2的无功功率调节量$\Delta Q_{\rm VSC2}^{\rm AC}$为：

为了保证电压调节具有一定的裕度，抑制光伏波动导致电压越限风险，将电压调节的上下限设为额定电压的±5%。

如果无功调节量$\Delta Q_{\rm VSC2}^{\rm AC}$超出VSC2的容量约束，则有功和无功功率同时进行调节：

式中：$S_{\max }^{\rm VSC2}$为VSC2的额定容量。

将节点有功、无功表达为与网络电压、相角的关联方程：

式中：${f_{\rm PF\_P}}$为节点有功与网络电压、相角的关联方程；${f_{\rm PF\_Q}}$为节点无功与网络电压、相角的关联方程；${P_{\rm load}}$、${Q_{\rm load}}$分别为节点负荷的有功无功；${P_{\rm PV}}$、${Q_{\rm PV}}$分别为节点光伏的有功无功；$V$、$\delta$分别为节点的电压和相角。

为了描述VSC相邻两时刻无功变化的关联性，可以对$\psi (\cdot )$即无功节点无功的变化对节点电压变化影响的矩阵方程，求偏导数，即${{\partial \boldsymbol \psi } \mathord{\left/ {\vphantom {{\partial \boldsymbol \psi } {\partial \boldsymbol Q}}} \right. } {\partial \boldsymbol Q}}$：

式中：${{\partial \boldsymbol \psi } \mathord{\left/ {\vphantom {{\partial \boldsymbol \psi } {\partial \boldsymbol Q}}} \right. } {\partial \boldsymbol Q}}$为VSC相邻两时刻无功变化矩阵参数；${{\partial \boldsymbol f} \mathord{\left/ {\vphantom {{\partial \boldsymbol f} {\partial \boldsymbol V}}} \right. } {\partial \boldsymbol V}}$为VSC电压-无功控制斜率矩阵参数；${{\partial \boldsymbol V} \mathord{\left/ {\vphantom {{\partial \boldsymbol V} {\partial \boldsymbol Q}}} \right. } {\partial \boldsymbol Q}}$为电压-无功灵敏度矩阵参数。

从式（6）中可以看出${{\partial \boldsymbol f} \mathord{\left/ {\vphantom {{\partial \boldsymbol f} {\partial \boldsymbol V}}} \right. } {\partial \boldsymbol V}}$可以用对角矩阵进行表述：

式中：$\boldsymbol M$为集群分布式光伏电源的斜率矩阵；${m_i}$为节点$i$并网时VSC的下垂控制参数（${m_i} \geqslant 0$）。

电压稳定的判定条件随着迭代次数的上升，电压变化的程度逐渐减小并最终趋于稳定；该过程等效于光伏无功输出随着迭代次数的上升，无功变化的程度逐渐减小并最终趋于稳定。设定$\rho (\cdot )$表示任意矩阵的谱半径，即矩阵特征值绝对值的最大值。针对式（7）中描述的方程，根据谱半径上限定理，$\boldsymbol S_{}^{V - Q}$为电压-有功灵敏度即节点间的有功（无功）变化引起的节点$i$的电压变化，$\rho (\boldsymbol M{\boldsymbol S^{V - Q}}) < 1$代表网络中所有光伏电源中最不稳定的节点$t + 1$时刻无功绝对值输出较$t$时刻（$\forall t$）更小，无限次迭代后光伏无功变化趋于零。稳定性判定条件为：

基于式（8），一旦构建配电网电压-无功灵敏度矩阵以及光伏斜率矩阵，针对每一个节点的稳定性都可以表述成解析表达的形式，配电网电压-有功灵敏度矩阵与电压-无功类似：

式中：${\mathbb{N}^ - }$为除去首节点的网络节点集合，即节点$\left\{ {2,3, \cdots, n} \right\}$。

通过式（9）可以看出，含有集群分布式光伏单元的配电网电压稳定性问题主要受到光伏并网节点的位置以及电压-无功下垂斜率参数的影响。光伏并网点的位置主要影响式（9）中的$\boldsymbol S_{i,j}^{V - Q}$的参数，与网络的线路电阻、电抗参数，线路长度以及线路的拓扑结构相关，与VSC无功可调节容量无关；电压-无功下垂斜率即${m_i}$参数，该数值越大则$\rho (\boldsymbol M{\boldsymbol S^{V - Q}})$越容易接近1或者超过1，将会导致调压过程电压波动出现不收敛的情况。此外，需要注意的是，配电网电压稳定的条件是网络中任何一个节点都应满足式（9）的判定条件。

但是，随着光伏的不断并网，配电网的电压稳定性处于变化的状态，分析判断的结果通常滞后于VSC电压-无功控制律的设定。如果提前给定电压-无功的上限值的集合，网络中所有光伏并网节点在控制策略的设定上只要满足电压-无功上界值要求，即使并网光伏的位置容量总处于动态变化的过程，也能保证配电网的电压稳定性，客户自身在控制策略的制定上也能具有较好的灵活性。

根据式（9）推导的结果，若$\rho (\boldsymbol M{\boldsymbol S^{V - Q}}) \to 1$，代表随着控制迭代次数的不断上升，无功变化的程度并不会逐渐减小，及电压-无功的控制系统迭代次数将趋近于无限次，无法满足控制系统稳定条件。将满足$\rho (\boldsymbol M{\boldsymbol S^{V - Q}}) \to 1$时的下垂曲线斜率集合记为$\left\{ {\mathbb{M}|\overline {{m_i}} ,\;\; \forall i \in {\mathbb{N}^ - }} \right\}$，其中$\overline {{m_i}}$是每个节点的下垂斜率上限，即${m_i}$变化范围为$0 \leqslant {m_i} < \overline {{m_i}}$，$\overline {{m_i}}$和$\mathbb{M}$为：

2.1.2   台区间直流互联结构

图6展示了采用台区间直流互联方案，该方案无需改变原有交流配电网架构。只须在2个临近台区的首端间增加一组直流线路，即可实现台区间的功率转供。当台区B出现重过载问题时，可以将台区A的一部分功率转移到台区B，通过跨台区的功率调度解决两个台区的问题。此外，通过调节互联VSC的功率，可以有效缓解配变过载问题。

图  6  台区间直流互联结构

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VSC3量测所连配变的出口有功功率，通过调节VSC的有功功率缓解配变过载问题。具体控制方程为：

式中：$\Delta P_{}^{\rm VSC3}$为VSC3有功功率调节量；$\Delta P_{}^{\rm VSC3} > 0$为功率从VSC3的交流侧流向直流侧；$P_{}^{\rm DT}$为配电变压器出口的有功功率；$P_{\max }^{\rm DT}$和$P_{\min }^{\rm DT}$分别为配电变压器允许的最大、最小有功功率。

当配变的负载率大于或等于80%时，VSC装置将启动功率补偿模式，直至负载率降至76%，然后退出此模式。滞环控制确保设备不会在短时间内频繁通断，从而起到保护设备的作用。图7为滞环控制的原理。

图  7  滞环控制原理图

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2.2   具备配电台区主动支撑能力的新型储能装置

电压合格率每上升一个“9”，投入成本大幅增加，直流储能系统能利用峰谷电价盈利。原有网架结构存在变压器过载、轻载和反向功率问题。调度储能环节可调节台区功率，缓解变压器过载和电压问题。储能作为备用电源，提升供电可靠性，在变压器检修或故障时，直流储能系统可为关键负载提供备用电源。

构网型储能PCS接到变压器低压侧，可以接入储能和光伏直流源，实现分布式光伏直流并网。图8为构网型PCS接入后的并离网切换方案。在主干线停电时，系统通过监测线路电压和频率，判定停电后进入主动孤岛（离网）模式，断开变压器低压侧开关，PCS从P/Q模式转为V/F模式，利用台区新能源（光伏、储能）构建微网供电。当PCS检测到恢复供电时，自动同步电网相位，闭合变压器低压侧开关，同时PCS转为P/Q模式，完成并网切换。

图  8  构网型PCS并离网切换流程图

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在电网正常时，构网型PCS/能量路由器设备通过储能技术，平滑消纳光伏功率，同时协助电网调节峰谷负荷。当电网出现异常，如故障时，设备会进行被动并离网切换，先与电网断开连接，然后运行于构网模式，为关键负荷提供电力。在电网检修期间，可以通过屏幕设置或主站通信进行主动并离网切换控制，主动换开关组，断开与电网的连接，并运行于构网模式，确保关键负载的不间断供电。

3.   分布式能源数字化技术

针对农村光伏台区缺少量测、监控和感知设备的问题，建立数字化感知装备体系，以实现配电台区数字化改造。通过实时监测光伏台区的电气量和电能质量数据，实现数据可视化、可管控和可优化。示范工程还利用智慧传感、物联网、北斗等技术，对接现有生产、调度和交易系统，实现能源资源的智能聚合、优化调度和市场交易。图9为分布式能源数字化结构。

图  9  分布式能源数字化结构图

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分布式能源信息传输时，总网络带宽被分为n个子载波，无线设备使用相同的子载波与4G基站通信。逐级消除干扰的同时进行通信，以获取端设备的数据。根据香农定理，信号从各个端设备${u_m}(m = 1,2,\cdots ,Z)$到4G通信基站${b_{{n}}}({{n}} = 1,2,\cdots ,Z)$的传输速率为：

式中：$g_m^{{{\text{b}}_n}}$为从${u_m}$到基站${b_{{n}}}$的通道增益；$\displaystyle\sum_{m = 1}^Z {{\left| {g_m^{{{\text{b}}_n}}} \right|}^2} \cdot P_m^{{{\text{b}}_n}} + {\sigma ^2}$为各个端设备间的信号干扰；${\sigma ^2}$为高斯白噪音。

3.1   端计算模型

端设备具有一定的计算能力，假设端设备一次只能执行一项任务，且设端设备${u_m}$产生的计算任务子任务为${v_{m,i}}$。任务的本地执行时间$T_{m,i}^1$为：

式中：${C_{m,i}}$为CPU处理子任务${v_{m,i}}$所需的周期数；${f_m}$为CPU的处理端设备${u_m}$所发信号的频率。

3.2   边缘计算模型

将任务从端设备发送到边缘终端执行需要3个阶段：上行传输、边缘终端执行、结果返回。假设子任务${v_{m,i}}$所传输的数据大小为$D_{m,i}^{\rm out}$。则任务发送到边缘终端的延迟为：

式中：$f_{\rm mec}^m$为由服务器分配给端设备的计算内存；$D_{m,i}^{\rm in}$为子任务${v_{m,i}}$输入数据的大小。

3.3   云计算模型

将任务从端设备发送到云服务器需要经历3个阶段：上行传输、边缘终端执行和结果返回。由于云服务器通常距离现场端设备较远，所以在计算信号传输时间时，需要考虑结果返回的延时。

式中：$r_{\rm mcc}^{\rm in}$和$r_{\rm mcc}^{\rm out}$分别为端设备与云服务器之间的上行、下行传输速率；$f_{\rm mcc}^m$为$f_{\rm mcc}^m$由云服务器给端设备分配的计算内存。

4.   实施效果

4.1   示范台区电压越限问题改善效果分析

光伏高渗透率和重过载导致台区末端节点电压越限问题严重，主要在中午光伏大发时段。图10是台区A改造前后电压曲线。改造后，通过数字化光伏监控平台控制VSC和储能设备，电压越限问题得到解决。

图  10  台区A改造前后电压曲线

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改造前，为避免末端低电压，台区选择抬高首端电压，导致负荷小时过电压。改造后，采用交直流方法，通过省域分布式光伏监控平台控制端设备，采用VSC控制方法让直流线路首端给末端供电，同时治理末端低电压。负荷小时电压仍合格，解决了末端低电压问题。图11（a）（b）分别是台区A改造前后电压合格率。

图  11  台区A改造前后电压合格率

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在台区首、末端客户现场安装前后测试现场电压。同时，开启了4台电暖炉、3台洗衣机、2台电冰箱和2台电饭煲，为了模拟用电高峰时段的负荷情况。表1为台区A改造前后的现场电压对比情况。

表  1  台区A改造前后现场电压对比情况 V

	场景	改造前电压	改造后电压
首端客户	小负荷	238.4	233.2
	大负荷	236.5	221.5
末端客户	小负荷	235.5	225.5
	大负荷	233.7	223.8

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4.2   示范台区重过载问题改善效果分析

通过台区间VSC控制策略解决台区的电压越限问题。中午时段，VSC从并联直流线路向台区首端输送功率，减轻潮流逆流导致的电压越上限。夜间，由于光伏不发电且用电高峰，VSC向台区末端输送功率，减少电压降落。台区间VSC在正午将光伏功率转移到台区B，夜间则由台区A给台区B供电，缓解2个台区问题。图12为台区B改造前后负载率曲线。表2列出了示范台区现场测试的重过载小时数和首端平均功率。

图  12  台区B改造前后负载率曲线

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表  2  台区B改造前后重过载对比情况

	重过载小时数/h	首端平均功率/kW
改造前	3	38.98
改造后	0	20.05

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4.3   低压交直流混合配电网架结构经济分析

受惠于光伏大力开发，光伏组件产业链趋于成熟，光伏逆变器等基础电力电子元件市场价格逐年下跌，例如组串式逆变器价格从2014年的0.54元/W降至2023年的0.17元/W。普遍地，目前市面上主流供应商生产容量为50 kW低压电力电子设备价格可以控制在8～15万元^[27-28]。而开辟新的供电路径、架设电杆、新装变压器在农村山区，合计需投资20～30万元。

因此，低压交直流混合配电网架结构对于农村电网的改造成本更低。

4.4   分布式能源数字化技术成效分析

利用分布式能源聚合平台的实时监测功能，可以减少运维人员现场排查故障的时间，简化管理流程。平台聚合了多种信息，数据量丰富，内嵌数据分析功能，实现自动化分析，大大缩短分析时间。图13为传统方法与现有平台的成效对比。

图  13  分布式能源数字化技术成效分析图

Figure  13.  Distributed energy digital technology effectiveness analysis map

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5.   总结及展望

针对大规模光伏接入背景下的乡村低压配电网电压质量问题，本文从新型低压交直流网架结构和分布式能源数字化技术示范工程的建设经验进行介绍。首先，分析改造示范区情况，发现传统交流低压配电方案在农村电网存在严重电压质量问题，且国内缺乏相关工程案例作为参考。其次，提出交直流改造方案改善低压网络电压质量。该方案无需改变现有网架结构，能沿用原有线路进行电能传输，在建设成本方面有优势。此外，增加构网型储能变流器主动支撑设备，提高台区供电可靠性。再次，构建分布式能源数字化结构实现对配电网“可观、可测、可控、可调”。

未来将探索分布式能源聚合平台服务电网安全稳定运行和电力现货交易市场化的推进，研究现货背景下交易系统、技术系统对接及运营模式。