南京易司拓电力科技股份有限公司 缑来兵

光伏发电是利用太阳能进行发电，其发电效率受到温度、光照等因素影响，白天因温度、光照有较大差异，导致发电量不同，晚间因温度低，无阳光不发电，从而造成光伏并网发电功率变化较大，台区电压也随之发生较大的变化，对电网造成较大的冲击。通过分析分布式光伏接入后对台区电压的影响，制定相应的措施可以有效减少分布式光伏并网对电力系统造成的不良影响，保证电力系统的稳定运行。

根据国家能源局发布的2022年全国电力工业统计数据显示，截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿kW，同比增长7.8%。其中，太阳能发电装机容量约3.9亿kW，同比增长28.1%。2023年太阳能发电装机规模将达到4.9亿kW。以某地区光伏数据接入为例，整体光伏用户发电功率呈现明显的正态分布，夏季发电周期基本在6时至18时，持续12小时；在中午12时发电达到高峰，在9时至15时发电效率较高，持续时间达到50%。因此，对于部分高渗透率的台区，在中午发电高峰时，台区电压会出现首端越下限，末端越下限的双向越限情况。

一是整体接入不平衡。电网规划和分布式新能源规划的主体单位不同，各主体之间缺乏有效的沟通，信息交互不协同，以及造成配电网规划资源的浪费。分布式电源无序接入配电网，某公司分布式光伏用户安装数量呈现明显的地域分布，分布极不平衡。据统计，单位1、单位2、单位3安装比较集中，分布式光伏用户占比达到62.43%；单位6和单位7安装较少，占比仅为16.41%。

二是部分台区光伏渗透率过高。某县公司作为整县光伏示范县，共计2620个配电台区，存在245个台区分布式光伏，渗透率大于80%，占比9.35%，高渗透率会造成配变台区电压两级越限，配变首端越上限，配变末端越下限；此外，分布式光伏造成高电压问题缺乏治理经验。随着整县光伏接入工作推进，光伏用户数量迅速增长，台区电压普遍抬升，会产生高电压投诉及其他一系列高电压问题，现阶段对分布式光伏接入造成配变电压越限问题缺少可推广应用的经验，及治理措施与技术手段。

数据选取某单位2022年典型负荷日（8月20日）的数据为基础，经过统计分析，不同光伏渗透率下台区电压的变化情况见表1。

通过数据分析、挖掘，探究不同光伏渗透率情况下对台区电压的影响，取台区A 相电压数据进行对比：光伏接入比例较低时，电压波动范围较小，能够有效保证负荷高峰时段抬升电压，台区电压趋于平稳运行；随着光伏接入比例增高，中午发电高峰时段电压提升效果明显增强，光伏接入比例达到70%左后，中午配变低压侧电压值比负荷低谷时电压值高9V，电压波动幅度较大；当分布式光伏接入容量超过配变额定容量时，中午阳光充足时出现明显的电压峰值，且配变低压侧电压值比负荷低谷时电压值高12.7V，电压波动幅度范围最大。分布式光伏渗透率与台区电压的关系如图1所示。

图1 不同渗透率情况下8月20日电压曲线图

通过不同时间、不同电表箱内用户的电压情况，获取在不同时段，光伏接入台区在各个位置的电压情况。选取某单位2022年9月2日，9点、13点、17点三个不同时段的数据，对台区不同位置的电压进行观测。甲台区变压器接入12个表箱，最远表箱距离变压器位置180m，具体拓扑如图2所示。

图2 甲台区表箱位置示意图

不同时段、不同位置的电压情况见表2。

表2 甲台区配变关口电压统计表

针对不同时段，根据观测点距离配电变压器的地理位置，绘制电压曲线如图3所示，可看出甲台区在不同观测点的电压均超242V，远超规定的电压上限235.4V，13时整体电压均升高明显，最高达到249V。

图3 观测点电压情况

乙台区变压器接入10个表箱，最远表箱距离变压器位置160m，具体拓扑如图4所示。

图4 乙台区表箱位置示意图

不同时段、不同位置的电压情况见表3。

表3 乙台区配变关口电压统计表

针对不同时段，根据观测点距离台区的地理位置，绘制电压曲线，如图5所示。可看出，乙台区不同观测点的电压均超239.5V，远超规定的电压上限235.4V，13点时整体电压均升高明显，最高达到251V。

分布式光伏接入距离配变越远，电压抬升效果越明显，并且可能会高于配变首端电压[1]；分布式光伏发电量越大，接入点电压越高。

创新分布式光伏接入管理机制。按照《分布式电源接入电网承载力评估导则》和工作要求，在网格划分的基础上，细化每台配电变压器，通过评估配电网运行情况和配变消纳能力，形成“三色九宫格”分布式光伏承载力评估模型，最大限度提高分布式光伏消纳能力。通过梳理配电网承载能力，为光伏安装企业提供引导，合理确定分布式光伏安装的容量和位置，降低分布式光伏接入对配电网的影响，以此解决台区重过载和低压线路末端短时低电压问题，配变承载能力见表4。

表4 “三色九宫格”配变承载能力统计情况

分布式光伏接入承载力情况评估等级划分如表5所示。

表5 开放配变接入分布式电源情况评估等级划分

应因地制宜，合理规划分布式光伏接入。充分考虑地区发展、供电区域类型等要求，按照基于现状，适度超前，分层分区的原则，提前做好配电网规划，将电网规划与政府结合，全面梳理各个地区的负荷特点，针对特定区域争取电价政策支持，在白天设置低谷电压，引导用户负荷与光伏出力有效平衡，降低潮流流动。在部分用电负荷较大的区域增加光伏布局，从而降低电网供电压力，提高光伏消纳能力。

2.2.1 通过逆变器参与调压

按照国标《光伏发电并网逆变器要求》(GB/T37408-2019)，逆变器的无功容量及无功控制功能应满足下列要求。

无功容量：逆变器稳态无功功率输出范围应满足，A 类逆变器应在所示实线矩形框内动态可调，B 类逆变器应在所示阴影框内动态可调。具备电网无功支撑能力的A 类逆变器无功功率输出范围宜在虚线范围内动态可调，逆变器的无功出力范围如图6所示。

图6 逆变器无功出力范围

无功控制：A 类逆变器应具有多种无功控制模式，包括电压/无功控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，具备接受功率控制系统指令并控制输出无功功率的能力，具备多种控制模式在线切换的能力。逆变器无功功率控制误差不应大于逆变器额定有功功率的1%，响应时间不应大于1s。B 类逆变器宜与A 类光伏逆变器的要求相同。

并网光伏逆变器最大无功容量和逆变器容量的关系为：

2.2.2 采用储能设备削峰填谷

受光伏发电自身间歇性、波动性的影响，分布式光伏高比例渗透给电网消纳、安全运行带来挑战。储能能够平抑光伏的间歇性、波动性。分布式储能的主要目的是调节峰谷用电问题，有利于电力调度，避免供电容量不足，减小台区电压波动幅度，降低峰值负荷，从而提升电网的运行效率。

2.2.3 通过多组并联电抗器减少电压波动

对于分布式光伏接入造成的台区电压波动问题，可在台区上装设多组自动投切并联电抗器补偿装置，从而达到“精细化补偿”的效果[3]。通过优化无功补偿方案，稳定台区电压，解决电压波动问题，改善供电质量，保证电网系统的稳定运行。同时跟踪运行时无功功率的变化，自动投切相应容量的电抗器，从而实现更加精细的电压控制，减少能耗，控制策略如图7所示。

图7 并联电抗器控制策略

分组自动投切并联电抗器治理效果论证：以某台区为例，配变容量为400kVA，接入分布式光伏容量238.6kW，光伏渗透率59.65%，经过对该台区2022年9月电表后台监测数据进行分析，发现该台区存在电压波动问题，波动范围为221～244V，即0.45%～10.91%，已超出国标要求的电压波动范围。对多组自动投切并联电抗器补偿装置投运后该台区电压压降情况进行模拟试验，试验结果见表6。

表6 电压压降情况统计表

装置投入前后台区电压对比，如图8所示。

图8 装置投入前后台区电压对比

从实验数据可以分析得出，采用多组自动投切并联电抗器补偿装置可有效改善因分布式光伏接入造成的台区电压高电压、波动大等情况，切实提高台区电能质量，该装置具有较强的可行性。

在国家“双碳”目标的政策支持和在高渗透率光伏接入配电网的背景下，