區域電網內光伏電力高占比時電網過壓問題的分析

王 飛，李永勝

(1.天威新能源系統工程(北京)有限公司，北京 100010；2.國網青海省電力公司海東供電公司，海東 810699)

0 引言

為響應國務院“打贏脫貧攻堅戰”的號召，國家能源局于2015年底印發了《關于加快貧困地區能源開發建設 推進脫貧攻堅實施意見的通知》(國能規劃[2015]452號)。該文件為扶貧光伏電站提供了政策支持，帶動了各省扶貧光伏電站的建設，并開發了農光互補、屋頂分布式、村級集中式、合資共建等多種模式的扶貧光伏電站。

2018年1 月，國家能源局、國務院扶貧開發領導小組辦公室聯合發布了《關于下達“十三五”第一批光伏扶貧項目計劃的通知》(國能發新能[2017]91號)，該文件下達了14個省(自治區)、236個光伏扶貧重點縣的光伏扶貧項目，共8689個村級電站，總裝機規模約為4.186 GW；扶貧光伏電站模式固定為“政府全部投資，建設村級扶貧光伏電站”的模式。

2019年4 月，國家能源局、國務院扶貧開發領導小組辦公室發布了《關于下達“十三五”第二批光伏扶貧項目計劃的通知》(國能發新能[2019]37號)，該文件下達了15個省(區)、165個縣的光伏扶貧項目，共8689個村級光伏扶貧電站，總裝機規模約為1.673 GW。

上述村級光伏扶貧電站(以下簡稱“村級電站”)將對脫貧攻堅戰起到關鍵作用，但如此大規模的村級電站并入設計容量本就較低的村級電網，勢必會對各地的電網造成巨大影響。本文以某個接入10 kV中低壓電網的村級電站為例，對其造成的區域電網過壓問題進行了分析，提出了相應的解決方案并進行了驗證。

1 村級電站概況

1.1 站內概況

用于本文分析的村級電站建設在當地山頂的一片開闊平地上，總裝機容量為6902.28 kWp，采用315 Wp的單晶硅光伏組件共21912塊。每22塊光伏組件組成1個光伏組串，共計996個光伏組串。每12個或13個光伏組串接入1臺80 kW的光伏逆變器，其中接入12個組串的光伏逆變器數量為31臺，接入13個組串的光伏逆變器數量為48臺，共計79臺光伏逆變器。每11臺或17臺光伏逆變器接入1臺升壓箱變，其中接入11臺光伏逆變器的升壓箱變數量是1臺，升壓箱變容量為1000 kVA；接入17臺光伏逆變器的升壓箱變數量是4臺，升壓箱變容量為1600 kVA，共計5臺升壓箱變。5臺升壓箱變通過2回光伏進線接入電站的開關站內，匯流后經1回10 kV線路輸出到站外的公共連接點。同時，村級電站配有輸出額定容量為±2 MVar的靜止無功發生器(SVG)。

1.2 站外概況

村級電站的出線支路是通過長372 m的架空線路以“T”接的形式就近并入附近的10 kV電網主線；以1臺桿上斷路器作為支路與電網的分段斷路器，實現并網支路與主網的分段保護；并網支路與主網間的“T”接點與上級變電站輸出側之間是長14.8 km的主干線路。

村級電站接入的區域電網的上級變電站的電壓等級為35/10 kV，主變容量為5.0+6.3 MVA(2臺主變并列運行)；10 kV單母線接線的出線為4回，本次并網接入的主線路為其中1回。站外線路總長為48.59 km，其中主干線長為16.5 km，導線型號為JKLGYJ-10kV-120/20(20 ℃時導線導體直流電阻為0.253 Ω/km)；分支線路總長為32.09 km，導線型號為JKLGYJ-10kV-95/15。截至2018年底，村級電站所在的整個區域電網的裝機容量為6.13 MVA，其中包含裝機容量為5.87 MVA 的47臺公用變壓器，裝機容量為0.26 MVA的15臺專用變壓器。區域電網主干線路設計容量為5.97 MVA，其中村級電站并網當月中午(11:00～13:00)的有功功率負荷均值為0.501 MW。

2 電網過壓問題的概述與分析

2.1 電網過壓問題

上述村級電站投入運行后，在不投入SVG的情況下(正常情況下，SVG的投運控制應由當地電網地調統一控制，且一般不開啟)，隨著村級電站并網輸出有功功率的增大，其在線路中的負荷占比也逐漸增大。某次當村級電站的并網輸出有功功率達到3.30 MW、負荷占比達到56.2%時，并網點AB相電壓達到了11.500 kV，村級電站的全部逆變器由于電網過壓觸發了過壓保護停機，逆變器停止工作。

針對因接入的村級電站光伏電力負荷占比過大而造成電網電壓過高并引發全電站逆變器過壓保護停機的問題，再次進行村級電站在不投入SVG情況下的并網試驗。試驗過程中，當村級電站并網輸出有功功率達到3.34 MW、負荷占比為56.9%時，電站內開始有逆變器觸發高壓保護停機，此時停止試驗，發現此時并網點AB相電壓為11.368 kV，未能再次達到11.500 kV；分析試驗中電壓的波動情況時，發現之前并網輸出有功功率達到3.30 MW時并網點AB相電壓達到11.500 kV可能是由于電網電壓的波動造成的，該波動還造成了電站全部逆變器同時過壓保護停機的情況。

因村級電站配置有輸出額定容量為±2 MVar的SVG，因此在發生電網過壓問題后，手動投入SVG，使其工作在恒電壓模式下，設置的村級電站并網點電壓為10.8 kV；當電站滿負荷運行(光伏發電實際有功功率峰值為5.75 MW)時，SVG發出的無功功率峰值達到-2.08 MVar，電站中的逆變器不再因為電網過壓問題而保護停機。

村級電站并網運行過程中的輸出有功功率、負荷占比及并網點AB相電壓參數如表1所示。

圖1為村級電站并網輸出有功功率的負荷占比不同時，并網點AB相電壓的變化情況。從圖中可直觀地看出，電站并網點AB相電壓基本與村級電站并網輸出有功功率的負荷占比呈正相關。

上述因并網輸出有功功率負荷高占比造成區域電網過壓，從而引發逆變器過壓保護停機的情況，在其他村級電站中也經常出現。

2.2 電網過壓問題的分析

電網過壓問題是村級電站中較為普遍的現象，原因包括：1)村級電站的建設與國家政策有關，此類電站多建設在偏遠農村，而農村電網的設計容量較小，但又需要建設滿負荷運行時接近整個線路容量的光伏電站，所以易造成電網過壓的情況。2)此類電站必須無限制的滿功率發電，否則易影響扶貧資金的落實，這就造成許多地方供電公司陷入了兩難境地，既要保證完成任務，又要保證區域電網的穩定和整改費用的控制。因此，對于區域電網接入扶貧光伏電站后的電網過壓問題，只能采取改進電網或增加電站無功補償設備的措施。

由于村級電站所處區域電網的村民居住用電負荷較低，而電站輸出的有功功率較大(預計有功功率峰值為5.90 MW)，所以村級電站所發電力除去區域電網內的消耗外，其余上網電量要通過上級變電站返送到其他用電線路；再加上村級電站的并網點位于區域電網配電線路，其距離上級變電站較遠，因此村級電站所發電力返送至上級變電站時造成的線路電壓損耗可能是造成電網過壓問題的主要原因。下文對這一推測進行驗證。

鑒于無法統計村級電站并網時主干線路的實時用電有功負荷，且村級電站所處區域電網負荷絕大部分為村民居住用電[1](0.26 MVA容量為行政辦公用電)，因此將該處區域電網在村級電站并網當月中午(11:00～13:00)的有功功率負荷均值0.501 MW作為村級電站并網時主干線路的實時用電有功負荷Pw，即Pw=0.501 MW。

根據村級電站的實際運行數據，SVG未投入時，村級電站的最大并網輸出有功功率為3.34 MW；由此，可認為在未投入SVG、電網產生過壓情況時，村級電站的晴天日有功功率峰值Pvj=3.34 MW(一般是在一天中的中午11:00～13:00之間)。

則晴天中午時，通過區域電網主干線路返送到變電站的有功功率峰值功率Pg可表示為：

代入相關數值可知，Pg=2.839 MW。

若光伏電力負荷占比過大，由線路引起的配電網電壓損耗也會較大。對區域電網主干線路進行簡化計算，只考慮線路的阻抗和感抗，可以得到架空線路的等效電路模型[2]，如圖2所示。

圖2 架空線路的等效電路模型[2]Fig.2 Equivalent circuit model of overhead line

圖2中，Ug為光伏電站并網點電壓；Uf為上級變電站輸出側的電壓；Ig為并網光伏電力的電流；If為上級變電站的輸入電流；R為線路電阻；L為線路的感抗。

由圖2可知，輸電線路的電壓損耗ΔU可表示為：

式中，φ為電壓電流相位差；查手冊后L取0.303 Ω/km；Ug取 11.368 kV。

其中，

式中，Q為輸電線路輸送的無功功率，當SVG不投入時，φ為零，則Q=0；Pg取839 kW。

因此，輸電線路的電壓損耗ΔU還可表示為：

本次輸送村級電站電力到上級變電站的架空絕緣導線的型號為JKLGYJ-10kV-120/20、電阻為0.253 Ω/km，當輸電線路長度為15.172 km時，輸電線路電阻R=3.84 Ω。

將相關數據代入式(2)～式(4)可知，在不投入SVG的情況下，村級電站的輸出有功功率達到3.34 MW時，輸電線路的電壓損耗ΔU=959 V。則上級變電站輸出側的電壓Uf=10.409 kV。

綜上所述，當并網電壓達到11.368 kV時，上級變電站輸出側電壓Uf小于額定電壓的10.5 kV。從而可以得出結論：區域電網內光伏電力高占比時，因光伏電站所發電力減去區域電網內的電力消耗后，剩余上網電量要通過區域電網內線路返送至上級變電站，此過程中的線路電壓損耗會造成區域電網內光伏電站并網點的電網電壓升高，從而引起電網過壓問題。

3 電網過壓問題的解決方案

3.1 村級電站的解決方案

綜上所述，針對村級電站的電網過壓問題，可以從以下幾方面解決：

1)村級電站盡量選擇靠近上級變電站的位置，從而減小線路電壓損耗。當架空線路的長度縮短為2 km時，采用同樣規格的JKLGYJ-10kV-120/20電纜，線路的電阻則會降為0.506 Ω。當電站輸出有功功率達到3.34 MW且上級變電站輸出側電壓為10.409 kV時，輸出線路的電壓損耗為160 V，即光伏電站并網點電壓為10.569 kV。

同理，在上述條件下，當輸出有功功率達到5.9 MW時，電站并網點電壓約為10.758 kV，即電站滿功率發電時不會出現電網過壓的情況。

2)選擇并網點時，應盡量選擇較高的電壓等級并網，但這會增加建站成本。一般高電壓等級的電網線路容量較大，光伏電站接入后可避免在電網線路上出現容量占比過高的情況。但是，更高的電壓等級響應的變壓器及成套配電設備的成本也會隨之增加。

3)與當地供電公司協調進行線路的改造，擴大線路容量。擴大線路容量將直接導致線路阻抗的降低，而線路阻抗的降低將等比例的減少線路的電壓損耗。

4)在并網的電站中加裝較大容量的SVG，并對并網電壓用無功功率進行調壓。根據式(4)，當SVG所發無功功率Q＜0時，輸出線路的電壓損耗ΔU隨無功功率Q的增大而減小。

但是，通過無功補償實現光伏電站并網調壓時，電站配備的SVG容量不僅要滿足供電網的配置要求(電站容量的25%)[3]，還要考慮輸電線路的電壓損耗，滿足光伏電站滿負荷運行時的調壓要求。而且光伏電站正常運行時，SVG因為調壓的需要將長期大功率投入運行，這會導致SVG的無功調節余量降低、區域電網中經常有較大的無功功率、SVG本身損耗降低電站效益、線路功率損耗增加等情況發生，同時可能引發較為嚴重的諧波問題。

3.2 其他光伏電站的解決方案

其他光伏電站在區域電網內負荷占比較高時，預防電網電壓過高的方法為：

1)嚴格限制區域電網線路內并網光伏電力的容量。區域電網內并網光伏電力的負荷占比過高，除了會引起電網過壓問題之外，由于光伏發電受天氣不穩定性和瞬變性的影響，并網光伏電力還會導致區域電網的供電不穩定，造成區域電網的供電質量嚴重下降。

區域電網內并網光伏電力的可容許占比情況，應根據并網點位置、電網的負荷曲線、輸電線路的分布情況進行綜合考慮，嚴格限制輸電線路內光伏電站的裝機容量，從項目審批階段就杜絕并網光伏電力在區域電網內負荷占比較高的情況發生。

2)采用商業運行的儲能光伏電站模式。目前全國多地都在推動儲能光伏電站的發展，雖然造價較高，但是儲能光伏電站在對推進儲能電池分級利用、平抑電網峰谷值和電網調頻等方面都具有巨大作用。儲能光伏電站可根據電網的負荷需求、電站的發電能力、電網電價的峰谷價差等靈活調整整個電站的運行模式，這樣能較好地解決光伏電力在區域電網負荷占比過高時造成電網過壓的問題；同時，必要時還能為區域電網的穩定運行提供支撐。

以此村級電站為例，若其配備功率為3.5 MW、容量為20 MWh的儲能系統組成儲能光伏電站，可以基本實現區域電網的網內負荷控制。再參考上文表1中區域電網的負荷情況，配備儲能系統后該電站可以與整個區域電網組成一個微電網系統，通過上級開關站接入上級35 kV電網。如此組成的微電網再接入電網調度系統后，可以在很大程度上提高區域電網的供電可靠性和穩定性。同時，如果是存在峰谷電價差別的商業電站，可通過儲能系統控制峰谷時段的發電量，以此來使電站獲得更大的經濟效益。

4 結論

本文以接入10 kV中低壓區域電網的村級扶貧光伏電站為例，對其光伏電力負荷占比情況進行了分析，結果表明，光伏電力負荷占比與并網點電壓成正相關；然后針對村級電站接入區域電網后造成的電網過壓問題提出了解決方案，以期為此類電站今后遇到這一問題時提供指導。