光伏电站并网运行典型问题分析

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(国网江苏省电力有限公司电力科学研究院,江苏 南京 211100)

1 引言

近年来，随着光伏发电成本的逐渐降低，我国光伏发电装机容量呈快速增长,2016年，我国光伏发电新增和累计装机容量均达全球第一[1],截至2017年上半年，光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式累计装机容量1032万千瓦[2],全国新增光伏发电装机容量同比增长9%。随着电网中光伏发电占比的逐渐提高，光伏发电对电网的影响也愈加凸显。

大规模光伏并网运行会对电力系统的电压越限、潮流、网损、振荡存在较大的影响，大规模光伏集中接入负荷水平较低的电网，接入的地区电网短路容量相对较小，随机波动的有功出力穿越近区电网以及长输电通道，影响到电网无功平衡特性，光伏电源无功电压支撑能力较弱，发生电压质量越限甚至电压失稳的风险加大，光伏接入改变了电网既有的辐射状网架结构，单电源结构变成了双电源或多电源，电网潮流分布大小、方向等复杂多变，潮流变得更加难控，进而影响到电网的电压质量[3-9]。在系统频率方面，随着光伏渗透率的提高，电力系统静态频率偏差会增加，越限的可能性也会相应加大[10]；云团移动等天气原因会造成大规模光伏系统出力的大幅度波动，并影响区域电网频率的稳定[11-12]。另外，光伏接入也会对电力系统继电保护产生一定的影响，光伏电站弱电源特性会造成送出线路的光伏侧电流保护不能启动、差动电流保护灵敏度下降以及距离保护误动和拒动，需要对原有的保护配置进行调整[13-16]。

当前光伏对电力系统的影响研究以理论建模仿真为主，分析不同工况下运行情况，这种方式得到的计算结果与光伏实际运行特性和影响差异较大，不能真实反映并网存在的问题，需要基于实测数据对光伏运行特性及对电力系统的影响进行研究。本文基于江苏电网部分光伏电站实测运行数据，分析了光伏电站在有功潮流、无功电压、电能质量等方面存在的典型问题。

2 有功潮流

光伏电站并网后对有功潮流的影响主要由光伏出力的间歇性、随机性、波动性引起。光伏出力主要由太阳辐照度决定，天气变化导致光伏电站有功出力出现短时频繁波动，将影响电力系统的频率稳定性。国家标准允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏电站有功功率变化速率超出限值的情况，但当并网光伏电站容量较大时，光伏电站对电网频率稳定性的影响不容忽视，特别是当光伏并网容量较大时，在满足同母线负荷需求的基础上将会出现向上级电网倒送功率的现象，对地区潮流分布产生影响。

2.1 单日有功输出波动分析

对选取的光伏电站全年间隔1分钟有功运行数据进行实测统计分析，分别提取光伏电站单日有功功率变化速率最大的一天，有功变化速率超标频次见表1。

表1 单日有功变化速率超标频次

由表1可知，光伏有功输出具有明显的随机性和波动性，单日内最大有功变化速率均接近或超过装机容量的50%，最大达装机容量78.3%。分布在不同地区的光伏电站有功变化速率超过10%装机容量/min的年总次数均在2000次以上。

对光伏出力波动原因进行分析，提取100MW光伏电站D站两个月的有功出力及日幅照度数据进行分析(图1为3天数据曲线)，光伏有功出力曲线变化趋势与日幅照度曲线基本一致，即日辐照度是导致光伏出力变化的主要原因。

2.2 不同天气有功输出波动分析

天气状况直接影响光伏发电的功率输出，仍以光伏D站为例，晴天、多云、阴天、雨雪四种典型天气下的单日有功输出如图2和表2所示。

图1 某100MW光伏电站3天日出力及幅照度曲线

图2 某100MW光伏电站在四种典型天气的有功输出曲线

由表2可知，天气对光伏有功输出的波动水平有显著影响，晴天时光伏出力平稳；多云天气受云层间断遮挡影响，光伏有功输出波动较大，光伏有功输出波动大于10%装机容量/min的次数较多，1分钟内变化可超过装机容量的50%；阴天时，光伏出力波动较大，但是相对多云天气变化缓慢，1分钟内波动变化量最大仅为15.63MW/min；雨雪天气时，光伏整体有功输出水平很低，有功波动较小。

根据事件记录，光伏电站所在区域电网出现3700MW有功缺额时，频率最大跌落0.24Hz，出现4900MW有功缺额时，频率最大跌落0.44Hz，当大量的光伏同时接入电网，光伏的短时剧烈波动会叠加到系统有功缺额中，可能导致较大的频率偏差。

2.3 并网点有功潮流影响

高渗透率光伏并网区域，光伏有功输出波动到达一定程度时，会造成区域电网有功波动，有可能出现局部潮流频繁反转情况。

光伏电站多数建设在偏远地区，接入地区用电负荷较低，电站所发电量很难就地消纳，光伏接入的35kV和110kV变电站功率倒送现象常有发生，严重时会越级倒送至220kV电网。图3为典型日某地区220kV变电站主变高压侧有功功率曲线，在上午8:30-10:00和下午15:00-16:00期间由于光伏出力较大，且频繁波动，出现了潮流频繁反转现象，而且10:00-15:00期间该变电站为向上级电网倒送功率状态。

图3 典型日并网点有功功率

3 无功电压

光伏电站接入电力系统后，作为电源改变了电网的潮流分布，同时光伏电站本身具有无功调节能力，光伏电站并网对区域无功电压平衡产生重要影响。

通过对选取光伏电站全年运行数据分析，220kV并网光伏电站基本无电压越限；110kV并网光伏电站电压存在不同程度越上限现象，如表3所示。

表3 部分光伏电站并网点母线电压

从表中可以看出，110kV光伏电站越限占比在3.3%～16.24%之间，部分光伏电站并网点电压越限较为严重。光伏电站D不同时段并网运行情况如图4所示，并网点电压频繁出现越上限现象。从图中可以看出光伏电站出力与并网点电压成一定程度的正相关性，随着光伏电站出力的增加，并网点电压呈现升高趋势。光伏电站的无功出力较小，未对并网点电压进行有效控制。

图4 典型时段光伏D站并网运行情况

国标要求110(66)kV电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的97%～107%范围内。同时要求通过110(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力，根据电网调度机构指令，光伏发电站自动调节其发出(或吸收)的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应满足电力系统电压调节的要求。实际运行过程中，虽然光伏电站AVC系统投入运行后电站并网点电压越限现象得到改善，图5～图6为AVC系统投入前后光伏电站D的并网点电压波形，仍会存在并网点电压偏高现象，光伏电站完全充分发挥电站的无功调节能力需要进一步提升。

图5 光伏D站AVC投运前电压情况

图6 光伏D站AVC投运后电压情况

4 电能质量

当前主流厂家的光伏逆变器通过控制可实现谐波电流发生量的抑制，控制光伏电站注入电网谐波电流不超标，表4～表6为实测部分光伏电站谐波数据统计，从表中可以看出谐波电流实测值均小于限值的50%，光伏电站注入电网谐波满足标准限值要求。

表7为实测部分光伏电站并网点长时间闪变值，光伏电站并网运行时长时间闪变基本小于国标限值50%，部分光伏电站长时间闪变略高，但也均未超过国标限值的80%。表8为部分光伏电站并网点负序电压不平衡度实测统计，光伏电站并网运行时负序电压不平衡度均小于国标限值50%。

从上述实测数据分析可知，光伏电站并网运行对电网电能质量影响相对较小。但若并网点短路电流较小时，谐波电流限值减小，也会出现电站注入电网谐波超标现象。

表4 D站注入电网各次谐波电流大值

表5 E站注入电网各次谐波电流大值

表6 K站注入电网各次谐波电流大值

表7 各光伏电站并网点长时间闪变值

表8 各光伏电站运行时负序电压不平衡度

5 结论

本文基于光伏电站实测运行数据，分析了光伏电站在有功潮流、无功电压、电能质量等方面存在的典型问题并得出一些结论，对提升光伏电站并网安全运行具有参考价值。

(1)光伏电站出力受天气、光照影响具有较强的随机性，引起光伏电站有功变化速率超过国标限值明显，随着规模化并网，可能影响系统有功平衡。

(2)光伏电站并网点电压越限次数发生概率大，光伏电站无功调节能力要进一步加强。

(3)光伏电站注入电网的谐波、负序等问题不再是主流问题，基本能满足国标要求。