分布式光伏并網點電壓控制調整方法研究

羅 韜，王志偉，趙海波

(1.國網山西省電力公司，山西 太原 030021；2.國網臨汾供電公司，山西 臨汾041000；3.國網山西省電力公司經濟技術研究院，山西太原 030021）

0 引言

山西省是全國重要的能源基地，煤炭資源儲量豐富，風能、太陽能等可再生清潔資源技術可開發量亦非常可觀。“十三五”期間山西電網高速發展，從單純的電力外送電網發展成連接華北、華中的特高壓交直流混聯大電網，電力供應能力、新能源接納能力和電力資源配置能力發生了巨大改變。隨著山西省能源機制體制市場化改革的不斷推進，電力產業結構持續優化，新能源裝機經歷了爆發式發展，風電裝機年均增長17%，光伏裝機年均增長76%，成為全網第二、第三大電源類型，新能源裝機達到3 282.7萬kW，占比從“十二五”末的10.97%增長到31.6%。今后一段時期，山西省發揮能源革命排頭兵示范引領作用，新能源必將迎來一個發展高峰，預計2025年裝機占比將超過40%，發展綠色低碳的可再生能源是實現“碳達峰”“碳中和”目標的必然選擇，創造條件采取有效措施提高新能源消納能力、保障分布式光伏安全穩定并網發電，是完成“十四五”電源發展目標的基礎和保障。

1 山西省分布式光伏發展現狀

山西地處華北西部、黃土高原東翼，全年日照數在2 200～3 000 h之間，年日照百分率為51%～67%，僅次于青藏高原和西北地區，水平面年總輻射量在1 400（kW·h）／m2～1 650（kW·h）／m2之間，太陽能資源由北向南逐漸降低，絕大部分地區全年日照數在2 600 h以上，約1/3的地區全年日照數在2 800 h以上，具備太陽能規模開發的資源優勢和廣闊的開發前景。“十三五”期間，在國家有關新能源、扶貧政策的鼓勵下，山西省分布式光伏呈現出“點多面廣、局部高密度并網”的爆發式發展態勢，對配電網的電壓協調控制提出了更高要求。

1.1 分布式光伏接入現狀

截至2020年底，山西省光伏裝機達到1 304.27萬kW，其中以10 kV及以下電壓等級接入電網，單個項目容量不超過6 MW的分布式光伏裝機274.1萬kW，接入數量約10.56萬座/戶（含各級政府扶貧光伏項目2.7萬戶），發電量31.25億kW·h。從地域分布看，忻州、臨汾、大同、長治、晉中等地市裝機超過30萬kW，分別達到72.16萬kW、56.15萬kW、37.52萬kW、35.95萬kW、31.69萬kW，占到總裝機容量的47.82%。從運行績效看，省調、35 kV地調和10 kV及以下分布式光伏電站利用小時數分別為1 338.91 h、1 352.34 h、1 279.73 h。分布式光伏運行績效低于集中式光伏的主要原因，一是部分場站特別是偏遠地區的扶貧光伏日常運行管理和改造維修缺乏有效的技術支撐，導致設備運行狀態不佳；二是光伏大發時段部分位于電網末端的光伏電站存在電壓越高限自動停機，影響發電效率。

分布式光伏的運營模式主要分為統購統銷和自發自用余量上網2種模式，根據發電容量以380 V/220 V～35 kV電壓等級單點或以組合方式接入公用電網或用戶的母線、開關站、線路、配電室、箱變低壓母線。隨著分布式光伏裝機不斷增加，對電網運行的影響呈現“局部向全局發展、配電網向主網延伸”的趨勢，“分布式、高滲透”特點日益明顯，配電網從傳統的“無源網絡”逐步發展為“有源網絡”，電網由單一的單向潮流變為雙向潮流，電源側和負荷側的波動性疊加，給電網運行管理、電力平衡、無功調節控制等提出了新的挑戰[1]。

1.2 分布式光伏接入對電網負荷特性的影響

“十三五”期間，隨著國家“三農”政策的持續深化，光伏扶貧、小城鎮改造、煤改電、機井通電、村村通動力電等環保和惠民工程大力實施，局部區域負荷呈現出季節性、時段性大幅波動的特點，受季節、外部氣候、環境影響較大，存在很大的不確定因素，特別是春灌和夏季、冬季負荷高峰部分時段會出現負荷突增或突降。由于分布式光伏接入的分散性和不確定性，電網負荷水平受光伏出力時段性影響越來越大，負荷特征發生明顯變化，在晴天光伏大發時段，早高峰的尖峰特征逐步削弱，負荷曲線“鴨型”特征日趨明顯，傳統午高峰時段不再存在，午間負荷甚至低于后夜負荷值成為全天負荷低谷。

1.3 配電網結構對分布式光伏接入的適應性分析

山西省地形南北長、東西窄，山區面積近80%，負荷集中在太行、呂梁山脈中間的狹長谷地，中部汾河兩岸，南北同蒲、石太、中南鐵等大鐵路干線沿線的平川地帶經濟發展較快，負荷集中；東西兩翼地形多為高山丘陵，經濟發展較為緩慢，負荷相對較小，但資源豐富、電源裝機占比高。分布式光伏因其分散性、單點容量小的特點，多采用“就地接入”原則就近接入鄰近的配電網。

按電網結構看，10 kV接線模式主要包括輻射、單聯絡，多聯絡線路占比僅為4.527%，互聯率相對偏低，站間轉移負荷能力較弱，10 kV架空線路主要呈單輻射、單聯絡及多聯絡結構運行，10 kV電纜主要呈單射、雙射和環網結構運行。

從供電區域看，在城市及經濟發展較快的重要產業示范園區，采取“網格化”供電模式，電網調節靈活、供電可靠性高、用電負荷基數大，分布式光伏接入后對電網潮流分布和電壓影響相對較小，光伏電站運行穩定。受地理結構、區域發展不平衡制約，部分縣級供電區域負荷密度低、網架結構薄弱、供電距離長，10 kV單射式供電占到90%以上，供電半徑超過15 km的線路占比近30%，與分布式光伏持續快速發展之間的矛盾更加突出。光伏發電高峰時段電網潮流分布發生較大變化，部分輕載線路潮流轉向重載甚至過載，沿線電壓升高，電壓嚴重越限甚至造成光伏逆變器停機，直接影響光伏電站運行效率和沿線用戶的供電可靠性。

1.4 分布式光伏接入對配電網電壓影響分析

1.4.1 分布式光伏接入后的電壓偏移

分布式光伏接入后的電壓偏移按公式ΔU=（PsR+QsX）/U計算，光伏并網點電壓U=Us+（PsR+QsX）/U，光伏并網前或低出力方式下,潮流從電網側向負荷側流動，Us≥U；光伏發電出力P+jQ超過并網點用電負荷PL+jQL后，潮流從電源側向電網側流動，Us≤U,電壓從電網側到電源側逐步升高，光伏發電功率和線路阻抗R+jX共同影響電壓偏移幅度。

圖1為光伏電站并網示意圖。從圖1可以看出，光伏電站與電網的電氣距離越小、發電功率變化幅度越小，光伏并網點電壓波動越小。在電網阻抗、用電水平一定的情況下，光伏發電功率的變化是影響系統電壓波動的主要因素。目前，我國規定的中低壓配電網用戶側允許電壓偏移值35 kV為0～+10%、10 kV為±7%、220 V為+5%～-10%，事故狀態下正偏移最大不能超過+10%[2]。

圖1 光伏電站并網示意圖

1.4.2 配電網無功補償方式

山西配電網無功補償方式主要采用配電變壓器低壓側補償方式，配置低壓無功補償的配電變壓器占比約56.35%，補償率16.16%，配置無功補償的線路比例僅為4.36%，整體補償度偏低。傳統配電網的無功補償以容性補償為主，主要用于調整功率因數，解決用戶側低電壓問題，難以兼顧分布式光伏大量接入后因發電功率波動引起的電壓問題。

1.4.3 光伏設備電壓調整能力

《光伏發電系統接入配電網技術規定》（GB/T 29319—2012）要求光伏電站參與電網電壓調節，功率因數應在超前0.95～滯后0.98范圍內連續可調，在85%～110%之間應能連續運行。在實際運行中，多數光伏設備具備功率因數超前0.90～滯后0.90的調節能力，但電壓調整幅度非常有限。經現場測試，逆變器功率因數從1調整到滯后0.90，電壓僅降低了1 V左右，調壓效果不明顯。

2 分布式光伏接入配電網電壓控制調整方法

2.1 優化接入方式

光伏電站接入后的電壓水平取決于其接入電壓等級、并網容量和并網電氣距離，理論上光伏負荷距低于最大負荷距運行電壓可以滿足正常并網要求。考慮功率因數0.98，10 kV電壓等級光伏電站建議接入容量距離理論計算結果如表1所示。從表1可以看出，采用LGJ-150導線、接入距離10km的光伏電站裝機容量以1 810～2 500 kW為宜。

表1 光伏電站建議接入容量距離表

分散接入低壓電網的屋頂光伏、村級電站，接入總容量應與配電變壓器容量匹配。通過分析高電壓問題臺區，光伏上網容量不宜超過配電變壓器容量的50%。對于已經接入的部分光資源集中區域，光伏裝機和接入位置難以改變，可以考慮增加配電變壓器數量/容量、縮短臺區供電半徑，以減小線路阻抗，改善電壓過高問題。

2.2 優化電壓調整方式

中低壓配電網作為電網末端，系統電壓調節手段主要包括調節電源的功率、調節無功補償設備投入量以及調整變壓器變比等。接入35 kV電網的光伏電站均裝有動態無功補償裝置，接入后對配網運行電壓特性影響較小，電壓滿足運行要求。通過10 kV專線或T接接入配電網運行的光伏電站可以考慮加裝線路調壓器，隨發電功率變化對電壓進行自動調節，確保電壓滿足正常運行要求。對于分散接入的屋頂光伏，建議在配電變壓器10 kV側進線加裝雙向線路調壓器，兼顧高/低壓電壓調整需求。在光伏接入容量較大的區域，可以采用動態無功補償裝置提高無功調節能力。

2.3 優化電壓控制策略

針對光伏大發時段電壓嚴重越上限的現象，采取調整主變壓器和箱式變壓器分頭位置、制定更加合理的電壓控制上下限、協調主變壓器間或新能源場站間無功電壓配合等措施，使動態無功補償裝置無功出力更加合理，無功儲備更加充足，電壓運行更加平穩。通過10 kV專線或T接接入配電網運行的光伏電站納入地調自動電壓控制AVC（automatic voltage control）整體控制調整，確保電壓滿足正常運行要求。

3 典型案例分析

3.1 臨汾永和咀頭供電臺區

臨汾市永和供電區分布式光伏并網容量共計28.06 MW，其中屋頂光伏分散接入，村級集中光伏接在配電變壓器低壓側出口、線路首端。光伏接入的384個臺區中有64個存在較為嚴重的高電壓問題，220 V系統正常臺區最高電壓平均為238 V，問題臺區最高電壓平均為254 V。問題臺區普遍存在配電變壓器容量小、低壓光伏裝機大、接入位置分散、供電半徑長、導線截面細等問題。以咀頭供電臺區為例，由110 kV芝河站10 kV南打線供電，配電變壓器容量400 kVA，接入扶貧光伏容量共400 kW，380 V低壓線路型號為JKLYJ-50、總長度1 960 m。晴天光伏大發時段電壓比陰天電壓高約15V，從配電變壓器出口側沿線路呈升高趨勢，最高電壓首端250V、末端275 V，電壓嚴重越限，甚至造成后段部分光伏逆變器越限停機，影響用戶發電效率。

對臺區供電網絡進行改造，增加配電變壓器容量、減小供電半徑，在8至9號線路中增加1臺200 kVA配電變壓器接入26戶、130 kW屋頂光伏，原有400 kVA配電變壓器接入14戶（70 kW）屋頂光伏和村級光伏（200 kW），并調整10、12、13、7并網點共45 kW屋頂光伏由原配電變壓器V相接帶。改造完成后，配電變壓器出口電壓從250 V降至225 V，降幅10%，區內各光伏并網點電壓均有下降，滿足并網發電要求。

3.2 忻州市寧武后馬侖集中光伏電站

后馬侖電站裝機容量3700 kW，經1回10 kV線路GKLGYG-95絕緣線路T接入10 kV大廟線，由110 kV東寨站供電，裝機容量大于理論負荷距。

光伏電站通過10 kV線路T接并網，光伏大發時段存在電壓升高情況，光伏30%出力時電站出口、T接點和東寨站10 kV母線電壓分別為11.025 kV、10.9 kV、10.6 kV，超過80%出力時電站出口電壓超過12 kV，并大幅抬高大廟線上接入的其他用戶電壓。白天光伏大發時段用戶用電電壓偏高，傍晚后光伏出力降零時又存在用戶電壓偏低問題，上級系統變電站電壓調節手段有限，難以兼顧全天電壓質量。

在光伏電站出口處裝設有10 kV線路調壓器，調壓器投入運行后各點電壓均能滿足運行要求，但會增加約10%的線路損耗。造成的線損損耗增加可以通過輸配電價核定予以疏導，提高調壓器利用率，保障光伏正常發電和沿線用戶用電質量。

4 結論及建議

為適應光伏大規模持續接入的形勢，提高分布式光伏資源利用效率，提升發電效率，降低對用戶供電質量的影響，提高光伏電站調節能力，根據理論計算和實例分析，得出以下結論及建議。

a）根據電網和光資源特點，優化光伏接入方式，整合光伏資源優先接入35 kV電網，或以村為單位以村級電站形式通過10 kV專線接入配電網。

b）充分考慮臺區配置、用電水平、地域特點等因素，合理確定光伏接入容量、接入位置。

c）選擇性加裝線路調壓器、動態無功補償裝置等電壓調節輔助設備，優化地調AVC控制策略，保障光伏正常并網發電和向用戶可靠供電。