分布式光伏接入对地市配电网调控运行的影响研究

满忠诚, 程青青, 王 磊, 刘新山, 李 丹

(国网宿迁供电公司, 江苏 宿迁 223800)

0 引言

近年来，随政府政策激励，我国分布式光伏接入电网快速发展[1,2]。在全国范围内，截至2020年底，我国分布式光伏发电累计装机容量7 831万千瓦，占太阳能发电总装机容量的31%，同比增长25%[3]。分布式光伏的大量接入，使得配电网从传统无源网络向有源网络转变，必然对传统电网产生影响，如就地消纳承载力不足、设备电压升高越限、系统调峰困难等[4-6]。为应对分布式光伏接入对电网的影响，文献[7]提出了长时间尺度下考虑电压越限风险的配电网无功优化调度模型，有效降低光伏并网引起的电压越限问题；文献[8]通过双层优化模型改善传统电网集中式控制的不足；文献[9]引入时段解耦动态模型来提高系统无功优化效果。本文将从分布式光伏接入对地市配电网调控运行的角度，分析分布式光伏接入对地市配电网的影响、地市配电网承载力的影响因素和评估流程，并给出算例，提出配电网调控应对分布式光伏接入的建议和举措。

1 分布式光伏发电运行特性

1.1 出力特性

光伏电源具有“白天发电，晚上停发”的典型特点，具有明显的时段性和波动性。图1展示了某地市某日负荷曲线与光伏出力曲线对比，可以看出，光伏出力随时间变化，具有显著时段性。

光照变化可使光伏电站输出功率在一个小时内骤降50%以上。图2展示了某地市某光伏电站的日负荷出力情况。受天气影响，光伏出力的波动性较大，以12时为例，偶尔多云、多云天气的出力情况不足晴天出力的50%。

图2 某地市某光伏发电典型日出力特性

从月度数据来看，华东地区光伏发电出力呈现明显的季节特性，春秋季发电较多，如图3所示。不同地区受经纬度和气候影响，年度出力特性有所差别。

图3 华东某分布式光伏发电年出力特性

1.2 电能质量特性

当前分布式光伏接入电网会引起配电网电压波动和闪变、直流注入超标等电能质量问题。分布式光伏并网造成的谐波主要以3次、5次、7次为主。选取某典型台区，台变容量为200 kVA，光伏并网额定容量为126 kW，测试点三相逆变器额定功率为20 kW，测试其在不同出力条件下输入电流各次谐波含有率，如图4所示。

图4 分布式光伏三相并网电压谐波含量

2 分布式光伏接入对配电网调控运行的影响

分布式光伏点多面广，暂未实现可观可测可控，给配电网调度控制带来很大挑战。

(1)增大配电网的短路电流水平，可能出现短路电流水平超标，扩大故障范围。在配电网故障时，分布式电源将提供短路电流，提高配电网的短路电流水平，容易导致断路器因开断能力不足而不能有效切除故障，从而使故障范围扩大，增加停电时户数，降低用户的供电可靠性。

(2)影响短路电流分布，引起保护装置拒动和误动，增加调控协调难度。中低压配电网为辐射型网架结构，保护多采用三段式过流保护。分布式多电源接入后，配电网的故障电流的大小、持续时间及方向都将发生改变，容易导致继电过流保护配合失误。

(3)电压波动闪变等电能质量问题降低用户供电可靠性，配网调控容易引起用户投诉。受自然因素影响，分布式光伏出力的随机性，易造成电网电压波动和闪变。近年来，高精端电子、服务行业的用电可靠性要求逐步提高，用户对电能质量异常感知明显。电压暂降引起用户失电或造成用户产品出现瑕疵的案例屡见不鲜，这会为电网调控专业带来用户投诉风险。

3 分布式光伏对地市配电网承载力评估方法分析

配电网承载力是指在设备持续不过载和短路电流、电压偏差、谐波不超标条件下，配电网接纳分布式电源的最大容量,可用来评估区域消纳能力。

3.1 地市配电网承载力的影响因素和评估流程

配电网承载力受多种因素影响。(1)配电网用电负荷水平及局部电力电量平衡情况。分布式光伏接入会让地区供电从主电网下送潮流变小，甚至出现配电网向主网潮流倒送的情况，部分220 kV主变甚至反向超载，导致地区网供负荷特性发生变化。目前分布式光伏缺乏有效的监测、预测和调节手段，不参与电网调频调压，影响电网的安全性和稳定性。且由于分布式光伏发电具有间歇性、波动性、随机性的特点，加大电网方式计划安排的不确定性。(2)分布式光伏接入引起的电能质量不达标等情况。分布式光伏大规模并网，易产生电网电压波动、谐波污染、三相不平衡等问题。(3)省级主网和跨省跨区消纳能力也是配电网承载力的制约因素之一。随着分布式光伏的不断发展，其对电网的影响已呈现从配电网到主网延伸的趋势，分布式光伏若大规模发展，叠加集中式新能源，将导致省级电网调峰能力和输送能力不足，分布式光伏接入电网承载力的容量必然会降低。

根据《分布式电源接入电网承载力评估技术导则》相关计算规定，分布式光伏接入配电网承载力评估流程如图5所示[10]。

图5 分布式光伏接入电网承载力评估流程图

3.2 评估算例分析

选取2021年4月25日为典型日，对某地市电网50个220 kV主变供电区域逐一开展计算，构建供电区域内220 kV～10 kV网络拓扑，在待评估区域电网正常运行方式下，开展热稳定计算分析，校核短路电流和电压偏差，确定待评估区域反向负载率及可新增分布式电源容量，并根据计算结果将供电区域划分为分布式电源接入绿色(推荐接入)、黄色(可以接入)、红色(暂停接入)区域。主要计算结果如下：

从分布式电源可新增总量来看，某地市总计可新增1 214.84 MW，同比增长3.53%。按供电区域来看，某地市电网共有50个220 kV主变供电区域，计算结果表明，主变最大反向负载率均小于0，总计可新增分布式电源容量占2021年调度最高负荷26.13%。

从电压等级来看，某地市110 kV和10 kV母线分布式电源可新增容量较大。按母线来看，220 kV母线可新增1 214.84 MW，110 kV母线可新增5 755.86 MW，35 kV母线可新增1 232.98 MW，20 kV母线可新增1 120.39 MW，10 kV母线可新增6 378.42 MW。其中部分10/20 kV母线存在由于短路电流超标而限制接入的情况，详情如表1所示。

表1 分布式光伏可新增容量统计

4 配电网调控应对分布式光伏接入的建议举措

(1)优化保护整定计算原则。在配电网保护整定方面，应考虑分布式光伏接入容量占该区域最大负荷的比例，以及分布式光伏的接入位置。

(2)进一步提升负荷精细化预测水平。统筹考虑地区经济结构调整、客户报装、气象变化等因素，运用大数据理论和科学模型，滚动做好日前及中长期负荷预测和研判工作。

(3)建设分布式光伏消纳能力实时监视系统，评估区域消纳能力。部署动态监测装置，强化源荷辨识和协同控制，实现负荷精准控制，减少故障停电影响范围。

(4)推动开发分布式光伏项目建设监控系统。参照集中式光伏，统一接入电网调度控制平台，满足实时和动态运行数据采集、监视控制和调度管理要求。对于接入中低压的分布式光伏项目，发挥新一代配电自动化系统、新型台区智能融合终端、用电信息采集系统实时感知优势，实现全电压等级可观、可测、可控。

(5)建设电网调度新能源支撑系统，完善开发分布式光伏功率预测、自动控制、运行评估和调度管理等功能模块。结合新型电力系统构建，推动抽水蓄能、燃气轮机、新型储能等灵活性调节资源建设，提升电网调峰与消纳能力。加强需求侧管理，扩大可调节负荷规模，提升响应能力，以需求侧柔性应对供应侧不确定性。

(6)加快分布式光伏“群控群调”。现有的配电网控制运行系统，以无源网的特点进行系统设计，对分布式光伏缺少优化调度手段，不具备调控功能。为进一步推动分布式光伏的可观、可测、可控，需对分布式光伏开展群控群调，提出更有效的优化调度模式，切实提高配电网消纳分布式光伏的能力。

5 结论

分布式光伏的大规模接入将给地区电网调控运行等方面带来较大影响。为应对高渗透率分布式光伏接入引起的电网运行问题，应加强配电网的信息化建设，精细电网负荷预测水平，推动分布式光伏“群控群调”，提高电网调度控制能力。建议定期开展配电网承载计算，逐步建立分布式光伏有序发展的评估预警机制，确保分布式光伏与电网、负荷的协调发展，在现有电网基础上最大限度接纳分布式光伏。