分布式光伏并网点电压控制调整方法研究

罗 韬，王志伟，赵海波

(1.国网山西省电力公司，山西 太原 030021；2.国网临汾供电公司，山西 临汾041000；3.国网山西省电力公司经济技术研究院，山西太原 030021）

0 引言

山西省是全国重要的能源基地，煤炭资源储量丰富，风能、太阳能等可再生清洁资源技术可开发量亦非常可观。“十三五”期间山西电网高速发展，从单纯的电力外送电网发展成连接华北、华中的特高压交直流混联大电网，电力供应能力、新能源接纳能力和电力资源配置能力发生了巨大改变。随着山西省能源机制体制市场化改革的不断推进，电力产业结构持续优化，新能源装机经历了爆发式发展，风电装机年均增长17%，光伏装机年均增长76%，成为全网第二、第三大电源类型，新能源装机达到3 282.7万kW，占比从“十二五”末的10.97%增长到31.6%。今后一段时期，山西省发挥能源革命排头兵示范引领作用，新能源必将迎来一个发展高峰，预计2025年装机占比将超过40%，发展绿色低碳的可再生能源是实现“碳达峰”“碳中和”目标的必然选择，创造条件采取有效措施提高新能源消纳能力、保障分布式光伏安全稳定并网发电，是完成“十四五”电源发展目标的基础和保障。

1 山西省分布式光伏发展现状

山西地处华北西部、黄土高原东翼，全年日照数在2 200～3 000 h之间，年日照百分率为51%～67%，仅次于青藏高原和西北地区，水平面年总辐射量在1 400（kW·h）／m2～1 650（kW·h）／m2之间，太阳能资源由北向南逐渐降低，绝大部分地区全年日照数在2 600 h以上，约1/3的地区全年日照数在2 800 h以上，具备太阳能规模开发的资源优势和广阔的开发前景。“十三五”期间，在国家有关新能源、扶贫政策的鼓励下，山西省分布式光伏呈现出“点多面广、局部高密度并网”的爆发式发展态势，对配电网的电压协调控制提出了更高要求。

1.1 分布式光伏接入现状

截至2020年底，山西省光伏装机达到1 304.27万kW，其中以10 kV及以下电压等级接入电网，单个项目容量不超过6 MW的分布式光伏装机274.1万kW，接入数量约10.56万座/户（含各级政府扶贫光伏项目2.7万户），发电量31.25亿kW·h。从地域分布看，忻州、临汾、大同、长治、晋中等地市装机超过30万kW，分别达到72.16万kW、56.15万kW、37.52万kW、35.95万kW、31.69万kW，占到总装机容量的47.82%。从运行绩效看，省调、35 kV地调和10 kV及以下分布式光伏电站利用小时数分别为1 338.91 h、1 352.34 h、1 279.73 h。分布式光伏运行绩效低于集中式光伏的主要原因，一是部分场站特别是偏远地区的扶贫光伏日常运行管理和改造维修缺乏有效的技术支撑，导致设备运行状态不佳；二是光伏大发时段部分位于电网末端的光伏电站存在电压越高限自动停机，影响发电效率。

分布式光伏的运营模式主要分为统购统销和自发自用余量上网2种模式，根据发电容量以380 V/220 V～35 kV电压等级单点或以组合方式接入公用电网或用户的母线、开关站、线路、配电室、箱变低压母线。随着分布式光伏装机不断增加，对电网运行的影响呈现“局部向全局发展、配电网向主网延伸”的趋势，“分布式、高渗透”特点日益明显，配电网从传统的“无源网络”逐步发展为“有源网络”，电网由单一的单向潮流变为双向潮流，电源侧和负荷侧的波动性叠加，给电网运行管理、电力平衡、无功调节控制等提出了新的挑战[1]。

1.2 分布式光伏接入对电网负荷特性的影响

“十三五”期间，随着国家“三农”政策的持续深化，光伏扶贫、小城镇改造、煤改电、机井通电、村村通动力电等环保和惠民工程大力实施，局部区域负荷呈现出季节性、时段性大幅波动的特点，受季节、外部气候、环境影响较大，存在很大的不确定因素，特别是春灌和夏季、冬季负荷高峰部分时段会出现负荷突增或突降。由于分布式光伏接入的分散性和不确定性，电网负荷水平受光伏出力时段性影响越来越大，负荷特征发生明显变化，在晴天光伏大发时段，早高峰的尖峰特征逐步削弱，负荷曲线“鸭型”特征日趋明显，传统午高峰时段不再存在，午间负荷甚至低于后夜负荷值成为全天负荷低谷。

1.3 配电网结构对分布式光伏接入的适应性分析

山西省地形南北长、东西窄，山区面积近80%，负荷集中在太行、吕梁山脉中间的狭长谷地，中部汾河两岸，南北同蒲、石太、中南铁等大铁路干线沿线的平川地带经济发展较快，负荷集中；东西两翼地形多为高山丘陵，经济发展较为缓慢，负荷相对较小，但资源丰富、电源装机占比高。分布式光伏因其分散性、单点容量小的特点，多采用“就地接入”原则就近接入邻近的配电网。

按电网结构看，10 kV接线模式主要包括辐射、单联络，多联络线路占比仅为4.527%，互联率相对偏低，站间转移负荷能力较弱，10 kV架空线路主要呈单辐射、单联络及多联络结构运行，10 kV电缆主要呈单射、双射和环网结构运行。

从供电区域看，在城市及经济发展较快的重要产业示范园区，采取“网格化”供电模式，电网调节灵活、供电可靠性高、用电负荷基数大，分布式光伏接入后对电网潮流分布和电压影响相对较小，光伏电站运行稳定。受地理结构、区域发展不平衡制约，部分县级供电区域负荷密度低、网架结构薄弱、供电距离长，10 kV单射式供电占到90%以上，供电半径超过15 km的线路占比近30%，与分布式光伏持续快速发展之间的矛盾更加突出。光伏发电高峰时段电网潮流分布发生较大变化，部分轻载线路潮流转向重载甚至过载，沿线电压升高，电压严重越限甚至造成光伏逆变器停机，直接影响光伏电站运行效率和沿线用户的供电可靠性。

1.4 分布式光伏接入对配电网电压影响分析

1.4.1 分布式光伏接入后的电压偏移

分布式光伏接入后的电压偏移按公式ΔU=（PsR+QsX）/U计算，光伏并网点电压U=Us+（PsR+QsX）/U，光伏并网前或低出力方式下,潮流从电网侧向负荷侧流动，Us≥U；光伏发电出力P+jQ超过并网点用电负荷PL+jQL后，潮流从电源侧向电网侧流动，Us≤U,电压从电网侧到电源侧逐步升高，光伏发电功率和线路阻抗R+jX共同影响电压偏移幅度。

图1为光伏电站并网示意图。从图1可以看出，光伏电站与电网的电气距离越小、发电功率变化幅度越小，光伏并网点电压波动越小。在电网阻抗、用电水平一定的情况下，光伏发电功率的变化是影响系统电压波动的主要因素。目前，我国规定的中低压配电网用户侧允许电压偏移值35 kV为0～+10%、10 kV为±7%、220 V为+5%～-10%，事故状态下正偏移最大不能超过+10%[2]。

图1 光伏电站并网示意图

1.4.2 配电网无功补偿方式

山西配电网无功补偿方式主要采用配电变压器低压侧补偿方式，配置低压无功补偿的配电变压器占比约56.35%，补偿率16.16%，配置无功补偿的线路比例仅为4.36%，整体补偿度偏低。传统配电网的无功补偿以容性补偿为主，主要用于调整功率因数，解决用户侧低电压问题，难以兼顾分布式光伏大量接入后因发电功率波动引起的电压问题。

1.4.3 光伏设备电压调整能力

《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319—2012）要求光伏电站参与电网电压调节，功率因数应在超前0.95～滞后0.98范围内连续可调，在85%～110%之间应能连续运行。在实际运行中，多数光伏设备具备功率因数超前0.90～滞后0.90的调节能力，但电压调整幅度非常有限。经现场测试，逆变器功率因数从1调整到滞后0.90，电压仅降低了1 V左右，调压效果不明显。

2 分布式光伏接入配电网电压控制调整方法

2.1 优化接入方式

光伏电站接入后的电压水平取决于其接入电压等级、并网容量和并网电气距离，理论上光伏负荷距低于最大负荷距运行电压可以满足正常并网要求。考虑功率因数0.98，10 kV电压等级光伏电站建议接入容量距离理论计算结果如表1所示。从表1可以看出，采用LGJ-150导线、接入距离10km的光伏电站装机容量以1 810～2 500 kW为宜。

表1 光伏电站建议接入容量距离表

分散接入低压电网的屋顶光伏、村级电站，接入总容量应与配电变压器容量匹配。通过分析高电压问题台区，光伏上网容量不宜超过配电变压器容量的50%。对于已经接入的部分光资源集中区域，光伏装机和接入位置难以改变，可以考虑增加配电变压器数量/容量、缩短台区供电半径，以减小线路阻抗，改善电压过高问题。

2.2 优化电压调整方式

中低压配电网作为电网末端，系统电压调节手段主要包括调节电源的功率、调节无功补偿设备投入量以及调整变压器变比等。接入35 kV电网的光伏电站均装有动态无功补偿装置，接入后对配网运行电压特性影响较小，电压满足运行要求。通过10 kV专线或T接接入配电网运行的光伏电站可以考虑加装线路调压器，随发电功率变化对电压进行自动调节，确保电压满足正常运行要求。对于分散接入的屋顶光伏，建议在配电变压器10 kV侧进线加装双向线路调压器，兼顾高/低压电压调整需求。在光伏接入容量较大的区域，可以采用动态无功补偿装置提高无功调节能力。

2.3 优化电压控制策略

针对光伏大发时段电压严重越上限的现象，采取调整主变压器和箱式变压器分头位置、制定更加合理的电压控制上下限、协调主变压器间或新能源场站间无功电压配合等措施，使动态无功补偿装置无功出力更加合理，无功储备更加充足，电压运行更加平稳。通过10 kV专线或T接接入配电网运行的光伏电站纳入地调自动电压控制AVC（automatic voltage control）整体控制调整，确保电压满足正常运行要求。

3 典型案例分析

3.1 临汾永和咀头供电台区

临汾市永和供电区分布式光伏并网容量共计28.06 MW，其中屋顶光伏分散接入，村级集中光伏接在配电变压器低压侧出口、线路首端。光伏接入的384个台区中有64个存在较为严重的高电压问题，220 V系统正常台区最高电压平均为238 V，问题台区最高电压平均为254 V。问题台区普遍存在配电变压器容量小、低压光伏装机大、接入位置分散、供电半径长、导线截面细等问题。以咀头供电台区为例，由110 kV芝河站10 kV南打线供电，配电变压器容量400 kVA，接入扶贫光伏容量共400 kW，380 V低压线路型号为JKLYJ-50、总长度1 960 m。晴天光伏大发时段电压比阴天电压高约15V，从配电变压器出口侧沿线路呈升高趋势，最高电压首端250V、末端275 V，电压严重越限，甚至造成后段部分光伏逆变器越限停机，影响用户发电效率。

对台区供电网络进行改造，增加配电变压器容量、减小供电半径，在8至9号线路中增加1台200 kVA配电变压器接入26户、130 kW屋顶光伏，原有400 kVA配电变压器接入14户（70 kW）屋顶光伏和村级光伏（200 kW），并调整10、12、13、7并网点共45 kW屋顶光伏由原配电变压器V相接带。改造完成后，配电变压器出口电压从250 V降至225 V，降幅10%，区内各光伏并网点电压均有下降，满足并网发电要求。

3.2 忻州市宁武后马仑集中光伏电站

后马仑电站装机容量3700 kW，经1回10 kV线路GKLGYG-95绝缘线路T接入10 kV大庙线，由110 kV东寨站供电，装机容量大于理论负荷距。

光伏电站通过10 kV线路T接并网，光伏大发时段存在电压升高情况，光伏30%出力时电站出口、T接点和东寨站10 kV母线电压分别为11.025 kV、10.9 kV、10.6 kV，超过80%出力时电站出口电压超过12 kV，并大幅抬高大庙线上接入的其他用户电压。白天光伏大发时段用户用电电压偏高，傍晚后光伏出力降零时又存在用户电压偏低问题，上级系统变电站电压调节手段有限，难以兼顾全天电压质量。

在光伏电站出口处装设有10 kV线路调压器，调压器投入运行后各点电压均能满足运行要求，但会增加约10%的线路损耗。造成的线损损耗增加可以通过输配电价核定予以疏导，提高调压器利用率，保障光伏正常发电和沿线用户用电质量。

4 结论及建议

为适应光伏大规模持续接入的形势，提高分布式光伏资源利用效率，提升发电效率，降低对用户供电质量的影响，提高光伏电站调节能力，根据理论计算和实例分析，得出以下结论及建议。

a）根据电网和光资源特点，优化光伏接入方式，整合光伏资源优先接入35 kV电网，或以村为单位以村级电站形式通过10 kV专线接入配电网。

b）充分考虑台区配置、用电水平、地域特点等因素，合理确定光伏接入容量、接入位置。

c）选择性加装线路调压器、动态无功补偿装置等电压调节辅助设备，优化地调AVC控制策略，保障光伏正常并网发电和向用户可靠供电。