大规模光伏电站集中并网对电网的影响分析及对策

秦睿，董开松，汪红燕，杨萍，刘海燕

(1.甘肃省电力公司 电力科学研究院，甘肃 兰州 730050;2.兰州供电公司，甘肃 兰州 730050)

0 引言

目前，某省电网共并网光伏电站33座，总装机达到了943.5 MW，主要集中在网架薄弱的偏远地区，其中甲地区436 MW，乙地区378.5MW，丙地区69MW。按该省光伏发展规划，预计年底并网光伏电站将达62座，光伏总装机将达到2000 MW［1］。光伏并网发电系统没有旋转惯量、调速器及励磁系统，不具备调压、调频以及调峰能力。受其发电特性影响，出力变化大，电压控制困难，对电网会产生一定程度的谐波污染［2－4］。在大规模风电并网的前提下，电网全部消纳大规模光伏电量能力严重不足，而国家对光伏电站接入的宽松政策和新能源优先调度政策的执行，使常规电源运行和经营越发困难，大规模光伏电站并网发电后对电网运行的影响日益显现。

1 大规模光伏电源并网对大电网和配网的影响

1.1 大规模光伏集中并网对大电网运行的影响

(1)资源与负荷逆向分布带来的送出与消纳问题

大规模光伏电站“远离负荷、集中开发、高压输送”给电网带来的影响是送出线路距离较长、线损增加、线路复合利用率低［5－7］。某地区常规电源装机容量加上超过6000 MW风电的投运，已远远超过当地负荷。

考虑电网稳定极限限制及疆电送西北电力两方面因素。在750 kV二通道投运前，已投光伏和风电仅能送出1600～2600 MW，新建大规模光伏电站只能起到对风电的互补作用。二通道投运后，规划中的大规模光伏也将陆续建成投产，届时该地区新能源总容量将达到10000MW，该地区光伏和风电外送容量约为2100～4600 MW之间。因此，750 kV二通道的投入运行并不能从根本上缓解新增光伏的送出压力。

另外，大部分光伏电站均通过35 kV或110 kV并入电网。而该地区110 kV及以下电网网架结构、设备状态等方面已不能适应大量光伏电力输送要求，无法达到对光伏电力的最大理论送出值，部分110 kV线路不满足N－1原则，形成了光伏送出的瓶颈。

(2)幅照强度波动性、随机性强带来的运行控制问题

光伏电源出力波动性和随机性特点明显，且光伏电站自身无惯性环节，呈现有功功率阶跃性变化特点，需要增加旋转备用容量进行调节。受省级电网光伏装机容量快速增加、网内机组设备容量不足、网架结构限制、风电反调峰作用等因素影响，电网调峰将面临很大的困难。

目前，某省电网主要依赖省内水火电机组调峰。电网内水电具备调峰能力的容量约3620MW，受季节性来水因素限制了调峰能力，受防凌、灌溉等外在因素全年调峰能力差异较大;火电具备调峰能力的容量约10600MW，其一受运行方式制约，特别是在水电大发期间，火电开机容量小，纯凝火电机组发电负荷率低，调峰能力受到制约;其二是部分主力火电厂的调峰能力受电煤限制，不能达到额定出力，削弱其调峰能力。在大规模光伏发电投运后，区域电网总调峰能力也无法满足该省大规模光伏并网后的调峰要求。

(3)大规模接入电网的安全稳定

随着光伏电站规模的不断加大，光照强度短期波动和周期性变化引起的线路电压超限现象将逐步出现;而光伏发电的运行控制特性完全由电力电子逆变器决定，没有转动惯量和阻尼特性，与常规发电机组有较大的区别。

大规模光伏接入电网后，会造成电网电压运行控制困难。一是目前光伏电站均在恒功率因数1下运行，不具备对电网的无功支撑能力。二是受光伏发电特性影响，电网潮流变化大，无功电压难以实现分层分区、就地平衡，造成运行中并网点变电站电压波动范围大，电压调整困难。三是光伏电站虽配置了动态无功补偿设备，但由于存在动态补偿容量不足，均运行于功率因数1的状态下，且缺乏统一运行调整，当系统发生较大扰动时，无法参与无功调节，不仅不能给予电网有力的无功支撑，一定程度上反而加剧了故障切除后的电网过电压。

(4)大量使用电力电子并网设备带来的电能质量等问题

光伏发电并网逆变器易产生谐波、三相不平衡，输出功率不确定性易造成电网电压波动、闪变。严重的情况下，需要配置相应的电能质量治理装置。

1.2 大规模分布式光伏电源接入对配电网的影响

大规模分布式光伏电源的接入将使配电网中的潮流方向发生一定的变化，从而造成一系列的影响，归纳整理后就是两大类问题，一是分布式电源并网系统本身的结构和性能各异的问题，二是分布式电源并网后对电力系统运行、控制、保护、结构设计等各方面产生的影响。

(1)电压控制和保护不确定性

配电网内光伏发电系统一般不主动参与电压调节，但此类间歇性电源的接入不但会影响稳态电压分布，还会引起系统电压波动，特别是大规模光伏电站并入配网后，可能导致系统电压越限，因此配电网的电压控制将是主要的问题之一。分布式光伏发电接入后，配电网将成为一个多电源系统，形成新的接地电压源对配网保护会带来不确定性，要求继电保护设备具有方向性，因此继电保护装置的设计和应用思路必须在新的标准下开发和应用。

(2)故障处理及可靠性分析

光伏电源与配电系统并网后，配电网的整体结构和运行特性都将发生显著变化，其故障处理及可靠性分析不能直接套用传统方法。大量研究和实践结果表明:如果光伏等分布式电源仅作为备用电源，可以提高系统的供电可靠性;如果光伏等分布式电源与配电系统并网运行，则可能降低系统的可靠性。

(3)配电网重构和抗扰动能力

各类分布式电源接入后会形成新的拓扑接入结构，但目前国内外对各类结构的认识仍显不足，为适应分布式电源接入，配电网面临的重构问题，是影响配网安全稳定运行的非常重要的问题，需要超前规划与开展相关的研究工作。各类光伏发电接入配电网后，也会带来各种扰动，影响系统电能质量，主要体现在电压闪烁和谐波、电压脉冲、浪涌、电压跌落、频率偏移、瞬时供电中断等动态电能质量问题。

(4)分布式电源与微网安全稳定运行

微电网非正常运行状态包括故障状态和孤岛运行状态。微电网处于故障状态和孤岛运行状态时，会对配电网产生不可预知的影响，影响较大则就可危及配电网的供电可靠性;配电网发生故障或较大波动时，同样也会对微电网产生较大影响，轻则分布式发电离网运行，重则微电网系统崩溃。因此微电网与配电网互动影响必须考虑故障扰动、大负荷、大发电设备投切扰动的影响。

(5)分布式电源与微网核心技术研究

无论是美国的Intelligrid计划，还是欧洲的FENIX计划，都将含分布式发电供能系统的新型配电系统快速仿真视为其整个研究计划的核心和基础。因此，分布式电源与微网和配电网协调优化控制技术、多微网与配电网协调优化控制技术、微电网数字仿真技术等是当前急需要研究和掌握的。

1.3 功率预测不确定和不准确性问题

目前光功率预测系统尚不成熟。虽然大规模集中开发的光伏电站均按照要求建立了光功率预测系统。但从运行情况看，预测精度较差，预测结果仍不能对调度运行计划的安排提供足够有效的数据支持。受发电峰谷、昼夜变化、东西部时差、季节变化、气象条件变化等因素影响，给预测工作带来了不确定性。分布式光伏电源(或微网)建立单独的功率预测系统可能性更小，更多的是基于公共系统或经验，其预测工作的不确定性表现更为突出。

2 应对措施

2.1 建立新能源技术支持系统平台

建设分布式新能源与微网实验室，以新能源的规划、接入评估、调度运行、预测、检测等需求为目标，开展各类光伏发电特性和分布式电源与微网系统研究，制定大规模光伏发电并网和分布式接入的应对策略。主要研究分布式电源接入对大电网规划、设计、调度运行、智能控制、电量消纳等的影响;研究基于大电网环境下光伏、风力发电的运行控制特性及并网检测技术;研究在智能配电网环境下大量分布式电源和微电网运行、协调和控制问题;研究分布式能源并网对配电网的影响，增加配网可靠性、降低馈线损耗、保持本地电压稳定。

2.2 系统开展风光互补性试验与分析

风能和太阳能作为可再生新能源具有很好的互补性。与独立的大规模风力发电或光伏发电相比，大规模风光互补发电系统能使功率输出较平稳，增加电网对间歇性可再生能源的吸收接纳程度，风光互补发电技术能有效增强系统对天气变化的适应能力，具有更好的实用价值，它既可增加供电可靠性，又可降低系统的成本。某地区太阳能与风能在时间上和地域上都有很强的互补性。夏季太阳光强度大而风小，冬季太阳光强度弱而风大。良好自然条件给开展风光互补试验研究创造了很好的机遇。因此，开展大规模风光互补发电系统动态模型建立、并网运行特性分析以及风光协调调度管理等方面的研究可以更好的掌握大规模风光互补系统的系统配置、能量控制方式及市场应用前景，从而产生更好的经济和社会效益。

2.3 提高光伏集中接入地区电力外送及消纳能力

(1)加快电力外送新通道建设

尽早促成特高压直流输电工程开工建设，该工程投产后，其送电能力可达8000MW，可从根本上解决新能源送出，实现更大范围的资源优化配置。同时优化完善区域电网的网架结构，尽快建设一批330 kV变电站，切实有效地解决光伏集中区域的送出瓶颈问题。

(2)提高系统稳定水平，深挖外送潜力，促进就地消纳

根据系统稳定性分析计算，在不同开停机方式下，电网输电极限随着通道上各主力电厂开机数目的减少而降低。当通道主力电厂全停机时，通道送电极限将大幅下降，但在地区负荷较小时增开火电机组会挤占新能源送出通道。因此，在兼顾维持系统稳定与尽可能少地占用通道的基础上，合理安排输电通道上火电机组的运行方式，可提高电网稳定水平，支撑风电外送。同时，在地区规划布局适应新能源消纳的负荷点，可进一步减轻外送压力。已投产的东兴铝业、三新硅产业园等高耗能企业，实现了部分新能源发电的就地消纳，一定程度上缓解了送出压力。

2.4 提高电网调峰能力

(1)完善现有技术手段，深挖火电调峰能力

建立调度光功率预测系统，提高预测的准确度。根据功率预测结果，在满足系统旋转备用的前提下，尽量减小火电开机容量，提高火电调峰能力，从而实现对调度计划提供足够有效的数据支持。从开展《火电机组快速调节和深度调峰技术研究及示范应用》等科研攻关项目在现场的实际应用看，部分火电机组的调峰能力得到了充分挖掘和提高，采取相关技术及措施预计最大能够提高900MW调峰容量。

(2)加强调度管理，提高水电的调峰能力

加强水电发电计划及水电实时调度的管理，统一安排好水电机组调峰，充分挖掘水电机组的联合调峰能力，尽可能提高电网水电调峰力度。

2.5 优化电压控制手段，提高电网电压控制能力

(1)加快AVC和无功设备容量建设，统一协调电网无功控制

正在建设的AVC系统，统筹考虑了电网和光伏、风电场动态无功补偿装置、电容/电抗器等无功设备之间的协调控制。随着750 kV变电站两组线路可控高抗和两组主变低压侧动态无功补偿装置的投运，甲地电网的无功控制能力将大幅度提升，电压调节手段也将更为灵活。

(2)充分挖掘光伏电源对电网无功贡献的潜力

加强光伏电站动态无功补偿装置设备管理，充分挖掘其对电网无功贡献的潜力。根据囯网相关规定要求［8］，大中型光伏电站均具备一定的动态无功补偿能力。因此，和制造厂家、发电企业紧密合作，深入研究光伏发电技术，合理利用这部分无功调节能力，使大量光伏电站介入无功调节，对电网(至少在区域电网)电压的运行控制将产生实际意义。

3 光伏电站并网管理及技术监督

3.1 加强光伏电站并网检测和运行、评估管理

根据相关文件，认真开展光伏电站低电压穿越、电网适应性、电能质量、有功功率输出特性、SVG性能测试五项并网检测试验［9－10］。研究开展人工短路扰动试验，对大规模光伏电站的抗短路能力进行验证。严格按照接入电力系统技术规定、接入电网技术规定，把好光伏电站接入关和现场设备验收的评估工作:(1)光伏电站有功调节、无功电压控制的能力;(2)光功率预测系统建设和预测能力;(3)全站涉网保护定值与低电压穿越的逻辑关系和低电压穿越能力;(4)电站接入技术条件是否满足相关规范要求。

3.2 重视光伏电站技术监督

随着国家鼓励光伏发展政策的出台，诸如光电建筑、分布式接入电源等，会促进光伏电源的增长，对电网安全带来了巨大挑战。光伏机组类型复杂，对电网运行和稳定特性影响深刻，使得开展技术监督工作成为必要且十分迫切，矛盾也会日益突出。主要原因一是目前国家还未出台光伏电站技术监督标准;二是所有光伏发电企业对技术监督工作的认识不够，缺乏足够的重视。

4 结束语

大规模光伏电站和风电的叠加并网以及分布式光伏接入配网，给电网带来的消纳与送出、运行与控制、电网调峰、安全稳定、电能质量和配电网电压控制、抗扰动能力等是十分复杂的难题，需要从电网规划、设计、调度运行、智能控制、电量消纳等方面综合研究，同时对各类光伏发电特性、大电网环境下光伏发电的运行控制特性、智能配电网环境下分布式电源和微电网运行、协调和控制等问题进行研究，制定大规模光伏发电并网和分布式接入的应对策略，开展并网检测技术，努力降低大规模光伏电站并网和分布式光伏接入配网电网的影响。

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