区域电网内光伏电力高占比时电网过压问题的分析

王 飞，李永胜

(1.天威新能源系统工程(北京)有限公司，北京 100010；2.国网青海省电力公司海东供电公司，海东 810699)

0 引言

为响应国务院“打赢脱贫攻坚战”的号召，国家能源局于2015年底印发了《关于加快贫困地区能源开发建设 推进脱贫攻坚实施意见的通知》(国能规划[2015]452号)。该文件为扶贫光伏电站提供了政策支持，带动了各省扶贫光伏电站的建设，并开发了农光互补、屋顶分布式、村级集中式、合资共建等多种模式的扶贫光伏电站。

2018年1 月，国家能源局、国务院扶贫开发领导小组办公室联合发布了《关于下达“十三五”第一批光伏扶贫项目计划的通知》(国能发新能[2017]91号)，该文件下达了14个省(自治区)、236个光伏扶贫重点县的光伏扶贫项目，共8689个村级电站，总装机规模约为4.186 GW；扶贫光伏电站模式固定为“政府全部投资，建设村级扶贫光伏电站”的模式。

2019年4 月，国家能源局、国务院扶贫开发领导小组办公室发布了《关于下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划的通知》(国能发新能[2019]37号)，该文件下达了15个省(区)、165个县的光伏扶贫项目，共8689个村级光伏扶贫电站，总装机规模约为1.673 GW。

上述村级光伏扶贫电站(以下简称“村级电站”)将对脱贫攻坚战起到关键作用，但如此大规模的村级电站并入设计容量本就较低的村级电网，势必会对各地的电网造成巨大影响。本文以某个接入10 kV中低压电网的村级电站为例，对其造成的区域电网过压问题进行了分析，提出了相应的解决方案并进行了验证。

1 村级电站概况

1.1 站内概况

用于本文分析的村级电站建设在当地山顶的一片开阔平地上，总装机容量为6902.28 kWp，采用315 Wp的单晶硅光伏组件共21912块。每22块光伏组件组成1个光伏组串，共计996个光伏组串。每12个或13个光伏组串接入1台80 kW的光伏逆变器，其中接入12个组串的光伏逆变器数量为31台，接入13个组串的光伏逆变器数量为48台，共计79台光伏逆变器。每11台或17台光伏逆变器接入1台升压箱变，其中接入11台光伏逆变器的升压箱变数量是1台，升压箱变容量为1000 kVA；接入17台光伏逆变器的升压箱变数量是4台，升压箱变容量为1600 kVA，共计5台升压箱变。5台升压箱变通过2回光伏进线接入电站的开关站内，汇流后经1回10 kV线路输出到站外的公共连接点。同时，村级电站配有输出额定容量为±2 MVar的静止无功发生器(SVG)。

1.2 站外概况

村级电站的出线支路是通过长372 m的架空线路以“T”接的形式就近并入附近的10 kV电网主线；以1台杆上断路器作为支路与电网的分段断路器，实现并网支路与主网的分段保护；并网支路与主网间的“T”接点与上级变电站输出侧之间是长14.8 km的主干线路。

村级电站接入的区域电网的上级变电站的电压等级为35/10 kV，主变容量为5.0+6.3 MVA(2台主变并列运行)；10 kV单母线接线的出线为4回，本次并网接入的主线路为其中1回。站外线路总长为48.59 km，其中主干线长为16.5 km，导线型号为JKLGYJ-10kV-120/20(20 ℃时导线导体直流电阻为0.253 Ω/km)；分支线路总长为32.09 km，导线型号为JKLGYJ-10kV-95/15。截至2018年底，村级电站所在的整个区域电网的装机容量为6.13 MVA，其中包含装机容量为5.87 MVA 的47台公用变压器，装机容量为0.26 MVA的15台专用变压器。区域电网主干线路设计容量为5.97 MVA，其中村级电站并网当月中午(11:00～13:00)的有功功率负荷均值为0.501 MW。

2 电网过压问题的概述与分析

2.1 电网过压问题

上述村级电站投入运行后，在不投入SVG的情况下(正常情况下，SVG的投运控制应由当地电网地调统一控制，且一般不开启)，随着村级电站并网输出有功功率的增大，其在线路中的负荷占比也逐渐增大。某次当村级电站的并网输出有功功率达到3.30 MW、负荷占比达到56.2%时，并网点AB相电压达到了11.500 kV，村级电站的全部逆变器由于电网过压触发了过压保护停机，逆变器停止工作。

针对因接入的村级电站光伏电力负荷占比过大而造成电网电压过高并引发全电站逆变器过压保护停机的问题，再次进行村级电站在不投入SVG情况下的并网试验。试验过程中，当村级电站并网输出有功功率达到3.34 MW、负荷占比为56.9%时，电站内开始有逆变器触发高压保护停机，此时停止试验，发现此时并网点AB相电压为11.368 kV，未能再次达到11.500 kV；分析试验中电压的波动情况时，发现之前并网输出有功功率达到3.30 MW时并网点AB相电压达到11.500 kV可能是由于电网电压的波动造成的，该波动还造成了电站全部逆变器同时过压保护停机的情况。

因村级电站配置有输出额定容量为±2 MVar的SVG，因此在发生电网过压问题后，手动投入SVG，使其工作在恒电压模式下，设置的村级电站并网点电压为10.8 kV；当电站满负荷运行(光伏发电实际有功功率峰值为5.75 MW)时，SVG发出的无功功率峰值达到-2.08 MVar，电站中的逆变器不再因为电网过压问题而保护停机。

村级电站并网运行过程中的输出有功功率、负荷占比及并网点AB相电压参数如表1所示。

图1为村级电站并网输出有功功率的负荷占比不同时，并网点AB相电压的变化情况。从图中可直观地看出，电站并网点AB相电压基本与村级电站并网输出有功功率的负荷占比呈正相关。

上述因并网输出有功功率负荷高占比造成区域电网过压，从而引发逆变器过压保护停机的情况，在其他村级电站中也经常出现。

2.2 电网过压问题的分析

电网过压问题是村级电站中较为普遍的现象，原因包括：1)村级电站的建设与国家政策有关，此类电站多建设在偏远农村，而农村电网的设计容量较小，但又需要建设满负荷运行时接近整个线路容量的光伏电站，所以易造成电网过压的情况。2)此类电站必须无限制的满功率发电，否则易影响扶贫资金的落实，这就造成许多地方供电公司陷入了两难境地，既要保证完成任务，又要保证区域电网的稳定和整改费用的控制。因此，对于区域电网接入扶贫光伏电站后的电网过压问题，只能采取改进电网或增加电站无功补偿设备的措施。

由于村级电站所处区域电网的村民居住用电负荷较低，而电站输出的有功功率较大(预计有功功率峰值为5.90 MW)，所以村级电站所发电力除去区域电网内的消耗外，其余上网电量要通过上级变电站返送到其他用电线路；再加上村级电站的并网点位于区域电网配电线路，其距离上级变电站较远，因此村级电站所发电力返送至上级变电站时造成的线路电压损耗可能是造成电网过压问题的主要原因。下文对这一推测进行验证。

鉴于无法统计村级电站并网时主干线路的实时用电有功负荷，且村级电站所处区域电网负荷绝大部分为村民居住用电[1](0.26 MVA容量为行政办公用电)，因此将该处区域电网在村级电站并网当月中午(11:00～13:00)的有功功率负荷均值0.501 MW作为村级电站并网时主干线路的实时用电有功负荷Pw，即Pw=0.501 MW。

根据村级电站的实际运行数据，SVG未投入时，村级电站的最大并网输出有功功率为3.34 MW；由此，可认为在未投入SVG、电网产生过压情况时，村级电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之间)。

则晴天中午时，通过区域电网主干线路返送到变电站的有功功率峰值功率Pg可表示为：

代入相关数值可知，Pg=2.839 MW。

若光伏电力负荷占比过大，由线路引起的配电网电压损耗也会较大。对区域电网主干线路进行简化计算，只考虑线路的阻抗和感抗，可以得到架空线路的等效电路模型[2]，如图2所示。

图2 架空线路的等效电路模型[2]Fig.2 Equivalent circuit model of overhead line

图2中，Ug为光伏电站并网点电压；Uf为上级变电站输出侧的电压；Ig为并网光伏电力的电流；If为上级变电站的输入电流；R为线路电阻；L为线路的感抗。

由图2可知，输电线路的电压损耗ΔU可表示为：

式中，φ为电压电流相位差；查手册后L取0.303 Ω/km；Ug取 11.368 kV。

其中，

式中，Q为输电线路输送的无功功率，当SVG不投入时，φ为零，则Q=0；Pg取839 kW。

因此，输电线路的电压损耗ΔU还可表示为：

本次输送村级电站电力到上级变电站的架空绝缘导线的型号为JKLGYJ-10kV-120/20、电阻为0.253 Ω/km，当输电线路长度为15.172 km时，输电线路电阻R=3.84 Ω。

将相关数据代入式(2)～式(4)可知，在不投入SVG的情况下，村级电站的输出有功功率达到3.34 MW时，输电线路的电压损耗ΔU=959 V。则上级变电站输出侧的电压Uf=10.409 kV。

综上所述，当并网电压达到11.368 kV时，上级变电站输出侧电压Uf小于额定电压的10.5 kV。从而可以得出结论：区域电网内光伏电力高占比时，因光伏电站所发电力减去区域电网内的电力消耗后，剩余上网电量要通过区域电网内线路返送至上级变电站，此过程中的线路电压损耗会造成区域电网内光伏电站并网点的电网电压升高，从而引起电网过压问题。

3 电网过压问题的解决方案

3.1 村级电站的解决方案

综上所述，针对村级电站的电网过压问题，可以从以下几方面解决：

1)村级电站尽量选择靠近上级变电站的位置，从而减小线路电压损耗。当架空线路的长度缩短为2 km时，采用同样规格的JKLGYJ-10kV-120/20电缆，线路的电阻则会降为0.506 Ω。当电站输出有功功率达到3.34 MW且上级变电站输出侧电压为10.409 kV时，输出线路的电压损耗为160 V，即光伏电站并网点电压为10.569 kV。

同理，在上述条件下，当输出有功功率达到5.9 MW时，电站并网点电压约为10.758 kV，即电站满功率发电时不会出现电网过压的情况。

2)选择并网点时，应尽量选择较高的电压等级并网，但这会增加建站成本。一般高电压等级的电网线路容量较大，光伏电站接入后可避免在电网线路上出现容量占比过高的情况。但是，更高的电压等级响应的变压器及成套配电设备的成本也会随之增加。

3)与当地供电公司协调进行线路的改造，扩大线路容量。扩大线路容量将直接导致线路阻抗的降低，而线路阻抗的降低将等比例的减少线路的电压损耗。

4)在并网的电站中加装较大容量的SVG，并对并网电压用无功功率进行调压。根据式(4)，当SVG所发无功功率Q＜0时，输出线路的电压损耗ΔU随无功功率Q的增大而减小。

但是，通过无功补偿实现光伏电站并网调压时，电站配备的SVG容量不仅要满足供电网的配置要求(电站容量的25%)[3]，还要考虑输电线路的电压损耗，满足光伏电站满负荷运行时的调压要求。而且光伏电站正常运行时，SVG因为调压的需要将长期大功率投入运行，这会导致SVG的无功调节余量降低、区域电网中经常有较大的无功功率、SVG本身损耗降低电站效益、线路功率损耗增加等情况发生，同时可能引发较为严重的谐波问题。

3.2 其他光伏电站的解决方案

其他光伏电站在区域电网内负荷占比较高时，预防电网电压过高的方法为：

1)严格限制区域电网线路内并网光伏电力的容量。区域电网内并网光伏电力的负荷占比过高，除了会引起电网过压问题之外，由于光伏发电受天气不稳定性和瞬变性的影响，并网光伏电力还会导致区域电网的供电不稳定，造成区域电网的供电质量严重下降。

区域电网内并网光伏电力的可容许占比情况，应根据并网点位置、电网的负荷曲线、输电线路的分布情况进行综合考虑，严格限制输电线路内光伏电站的装机容量，从项目审批阶段就杜绝并网光伏电力在区域电网内负荷占比较高的情况发生。

2)采用商业运行的储能光伏电站模式。目前全国多地都在推动储能光伏电站的发展，虽然造价较高，但是储能光伏电站在对推进储能电池分级利用、平抑电网峰谷值和电网调频等方面都具有巨大作用。储能光伏电站可根据电网的负荷需求、电站的发电能力、电网电价的峰谷价差等灵活调整整个电站的运行模式，这样能较好地解决光伏电力在区域电网负荷占比过高时造成电网过压的问题；同时，必要时还能为区域电网的稳定运行提供支撑。

以此村级电站为例，若其配备功率为3.5 MW、容量为20 MWh的储能系统组成储能光伏电站，可以基本实现区域电网的网内负荷控制。再参考上文表1中区域电网的负荷情况，配备储能系统后该电站可以与整个区域电网组成一个微电网系统，通过上级开关站接入上级35 kV电网。如此组成的微电网再接入电网调度系统后，可以在很大程度上提高区域电网的供电可靠性和稳定性。同时，如果是存在峰谷电价差别的商业电站，可通过储能系统控制峰谷时段的发电量，以此来使电站获得更大的经济效益。

4 结论

本文以接入10 kV中低压区域电网的村级扶贫光伏电站为例，对其光伏电力负荷占比情况进行了分析，结果表明，光伏电力负荷占比与并网点电压成正相关；然后针对村级电站接入区域电网后造成的电网过压问题提出了解决方案，以期为此类电站今后遇到这一问题时提供指导。