羅 韜，王志偉，趙海波

(1.國網(wǎng)山西省電力公司，山西 太原 030021；2.國網(wǎng)臨汾供電公司，山西 臨汾041000；3.國網(wǎng)山西省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，山西太原 030021）

0 引言

山西省是全國重要的能源基地，煤炭資源儲量豐富，風(fēng)能、太陽能等可再生清潔資源技術(shù)可開發(fā)量亦非?？捎^。“十三五”期間山西電網(wǎng)高速發(fā)展，從單純的電力外送電網(wǎng)發(fā)展成連接華北、華中的特高壓交直流混聯(lián)大電網(wǎng)，電力供應(yīng)能力、新能源接納能力和電力資源配置能力發(fā)生了巨大改變。隨著山西省能源機制體制市場化改革的不斷推進，電力產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，新能源裝機經(jīng)歷了爆發(fā)式發(fā)展，風(fēng)電裝機年均增長17%，光伏裝機年均增長76%，成為全網(wǎng)第二、第三大電源類型，新能源裝機達(dá)到3 282.7萬kW，占比從“十二五”末的10.97%增長到31.6%。今后一段時期，山西省發(fā)揮能源革命排頭兵示范引領(lǐng)作用，新能源必將迎來一個發(fā)展高峰，預(yù)計2025年裝機占比將超過40%，發(fā)展綠色低碳的可再生能源是實現(xiàn)“碳達(dá)峰”“碳中和”目標(biāo)的必然選擇，創(chuàng)造條件采取有效措施提高新能源消納能力、保障分布式光伏安全穩(wěn)定并網(wǎng)發(fā)電，是完成“十四五”電源發(fā)展目標(biāo)的基礎(chǔ)和保障。

1 山西省分布式光伏發(fā)展現(xiàn)狀

山西地處華北西部、黃土高原東翼，全年日照數(shù)在2 200～3 000 h之間，年日照百分率為51%～67%，僅次于青藏高原和西北地區(qū)，水平面年總輻射量在1 400（kW·h）／m2～1 650（kW·h）／m2之間，太陽能資源由北向南逐漸降低，絕大部分地區(qū)全年日照數(shù)在2 600 h以上，約1/3的地區(qū)全年日照數(shù)在2 800 h以上，具備太陽能規(guī)模開發(fā)的資源優(yōu)勢和廣闊的開發(fā)前景?！笆濉逼陂g，在國家有關(guān)新能源、扶貧政策的鼓勵下，山西省分布式光伏呈現(xiàn)出“點多面廣、局部高密度并網(wǎng)”的爆發(fā)式發(fā)展態(tài)勢，對配電網(wǎng)的電壓協(xié)調(diào)控制提出了更高要求。

1.1 分布式光伏接入現(xiàn)狀

截至2020年底，山西省光伏裝機達(dá)到1 304.27萬kW，其中以10 kV及以下電壓等級接入電網(wǎng)，單個項目容量不超過6 MW的分布式光伏裝機274.1萬kW，接入數(shù)量約10.56萬座/戶（含各級政府扶貧光伏項目2.7萬戶），發(fā)電量31.25億kW·h。從地域分布看，忻州、臨汾、大同、長治、晉中等地市裝機超過30萬kW，分別達(dá)到72.16萬kW、56.15萬kW、37.52萬kW、35.95萬kW、31.69萬kW，占到總裝機容量的47.82%。從運行績效看，省調(diào)、35 kV地調(diào)和10 kV及以下分布式光伏電站利用小時數(shù)分別為1 338.91 h、1 352.34 h、1 279.73 h。分布式光伏運行績效低于集中式光伏的主要原因，一是部分場站特別是偏遠(yuǎn)地區(qū)的扶貧光伏日常運行管理和改造維修缺乏有效的技術(shù)支撐，導(dǎo)致設(shè)備運行狀態(tài)不佳；二是光伏大發(fā)時段部分位于電網(wǎng)末端的光伏電站存在電壓越高限自動停機，影響發(fā)電效率。

分布式光伏的運營模式主要分為統(tǒng)購統(tǒng)銷和自發(fā)自用余量上網(wǎng)2種模式，根據(jù)發(fā)電容量以380 V/220 V～35 kV電壓等級單點或以組合方式接入公用電網(wǎng)或用戶的母線、開關(guān)站、線路、配電室、箱變低壓母線。隨著分布式光伏裝機不斷增加，對電網(wǎng)運行的影響呈現(xiàn)“局部向全局發(fā)展、配電網(wǎng)向主網(wǎng)延伸”的趨勢，“分布式、高滲透”特點日益明顯，配電網(wǎng)從傳統(tǒng)的“無源網(wǎng)絡(luò)”逐步發(fā)展為“有源網(wǎng)絡(luò)”，電網(wǎng)由單一的單向潮流變?yōu)殡p向潮流，電源側(cè)和負(fù)荷側(cè)的波動性疊加，給電網(wǎng)運行管理、電力平衡、無功調(diào)節(jié)控制等提出了新的挑戰(zhàn)[1]。

1.2 分布式光伏接入對電網(wǎng)負(fù)荷特性的影響

“十三五”期間，隨著國家“三農(nóng)”政策的持續(xù)深化，光伏扶貧、小城鎮(zhèn)改造、煤改電、機井通電、村村通動力電等環(huán)保和惠民工程大力實施，局部區(qū)域負(fù)荷呈現(xiàn)出季節(jié)性、時段性大幅波動的特點，受季節(jié)、外部氣候、環(huán)境影響較大，存在很大的不確定因素，特別是春灌和夏季、冬季負(fù)荷高峰部分時段會出現(xiàn)負(fù)荷突增或突降。由于分布式光伏接入的分散性和不確定性，電網(wǎng)負(fù)荷水平受光伏出力時段性影響越來越大，負(fù)荷特征發(fā)生明顯變化，在晴天光伏大發(fā)時段，早高峰的尖峰特征逐步削弱，負(fù)荷曲線“鴨型”特征日趨明顯，傳統(tǒng)午高峰時段不再存在，午間負(fù)荷甚至低于后夜負(fù)荷值成為全天負(fù)荷低谷。

1.3 配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)對分布式光伏接入的適應(yīng)性分析

山西省地形南北長、東西窄，山區(qū)面積近80%，負(fù)荷集中在太行、呂梁山脈中間的狹長谷地，中部汾河兩岸，南北同蒲、石太、中南鐵等大鐵路干線沿線的平川地帶經(jīng)濟發(fā)展較快，負(fù)荷集中；東西兩翼地形多為高山丘陵，經(jīng)濟發(fā)展較為緩慢，負(fù)荷相對較小，但資源豐富、電源裝機占比高。分布式光伏因其分散性、單點容量小的特點，多采用“就地接入”原則就近接入鄰近的配電網(wǎng)。

按電網(wǎng)結(jié)構(gòu)看，10 kV接線模式主要包括輻射、單聯(lián)絡(luò)，多聯(lián)絡(luò)線路占比僅為4.527%，互聯(lián)率相對偏低，站間轉(zhuǎn)移負(fù)荷能力較弱，10 kV架空線路主要呈單輻射、單聯(lián)絡(luò)及多聯(lián)絡(luò)結(jié)構(gòu)運行，10 kV電纜主要呈單射、雙射和環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)運行。

從供電區(qū)域看，在城市及經(jīng)濟發(fā)展較快的重要產(chǎn)業(yè)示范園區(qū)，采取“網(wǎng)格化”供電模式，電網(wǎng)調(diào)節(jié)靈活、供電可靠性高、用電負(fù)荷基數(shù)大，分布式光伏接入后對電網(wǎng)潮流分布和電壓影響相對較小，光伏電站運行穩(wěn)定。受地理結(jié)構(gòu)、區(qū)域發(fā)展不平衡制約，部分縣級供電區(qū)域負(fù)荷密度低、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)薄弱、供電距離長，10 kV單射式供電占到90%以上，供電半徑超過15 km的線路占比近30%，與分布式光伏持續(xù)快速發(fā)展之間的矛盾更加突出。光伏發(fā)電高峰時段電網(wǎng)潮流分布發(fā)生較大變化，部分輕載線路潮流轉(zhuǎn)向重載甚至過載，沿線電壓升高，電壓嚴(yán)重越限甚至造成光伏逆變器停機，直接影響光伏電站運行效率和沿線用戶的供電可靠性。

1.4 分布式光伏接入對配電網(wǎng)電壓影響分析

1.4.1 分布式光伏接入后的電壓偏移

分布式光伏接入后的電壓偏移按公式ΔU=（PsR+QsX）/U計算，光伏并網(wǎng)點電壓U=Us+（PsR+QsX）/U，光伏并網(wǎng)前或低出力方式下,潮流從電網(wǎng)側(cè)向負(fù)荷側(cè)流動，Us≥U；光伏發(fā)電出力P+jQ超過并網(wǎng)點用電負(fù)荷PL+jQL后，潮流從電源側(cè)向電網(wǎng)側(cè)流動，Us≤U,電壓從電網(wǎng)側(cè)到電源側(cè)逐步升高，光伏發(fā)電功率和線路阻抗R+jX共同影響電壓偏移幅度。

圖1為光伏電站并網(wǎng)示意圖。從圖1可以看出，光伏電站與電網(wǎng)的電氣距離越小、發(fā)電功率變化幅度越小，光伏并網(wǎng)點電壓波動越小。在電網(wǎng)阻抗、用電水平一定的情況下，光伏發(fā)電功率的變化是影響系統(tǒng)電壓波動的主要因素。目前，我國規(guī)定的中低壓配電網(wǎng)用戶側(cè)允許電壓偏移值35 kV為0～+10%、10 kV為±7%、220 V為+5%～-10%，事故狀態(tài)下正偏移最大不能超過+10%[2]。

圖1 光伏電站并網(wǎng)示意圖

1.4.2 配電網(wǎng)無功補償方式

山西配電網(wǎng)無功補償方式主要采用配電變壓器低壓側(cè)補償方式，配置低壓無功補償?shù)呐潆娮儔浩髡急燃s56.35%，補償率16.16%，配置無功補償?shù)木€路比例僅為4.36%，整體補償度偏低。傳統(tǒng)配電網(wǎng)的無功補償以容性補償為主，主要用于調(diào)整功率因數(shù)，解決用戶側(cè)低電壓問題，難以兼顧分布式光伏大量接入后因發(fā)電功率波動引起的電壓問題。

1.4.3 光伏設(shè)備電壓調(diào)整能力

《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》（GB/T 29319—2012）要求光伏電站參與電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)，功率因數(shù)應(yīng)在超前0.95～滯后0.98范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)，在85%～110%之間應(yīng)能連續(xù)運行。在實際運行中，多數(shù)光伏設(shè)備具備功率因數(shù)超前0.90～滯后0.90的調(diào)節(jié)能力，但電壓調(diào)整幅度非常有限。經(jīng)現(xiàn)場測試，逆變器功率因數(shù)從1調(diào)整到滯后0.90，電壓僅降低了1 V左右，調(diào)壓效果不明顯。

2 分布式光伏接入配電網(wǎng)電壓控制調(diào)整方法

2.1 優(yōu)化接入方式

光伏電站接入后的電壓水平取決于其接入電壓等級、并網(wǎng)容量和并網(wǎng)電氣距離，理論上光伏負(fù)荷距低于最大負(fù)荷距運行電壓可以滿足正常并網(wǎng)要求?？紤]功率因數(shù)0.98，10 kV電壓等級光伏電站建議接入容量距離理論計算結(jié)果如表1所示。從表1可以看出，采用LGJ-150導(dǎo)線、接入距離10km的光伏電站裝機容量以1 810～2 500 kW為宜。

表1 光伏電站建議接入容量距離表

分散接入低壓電網(wǎng)的屋頂光伏、村級電站，接入總?cè)萘繎?yīng)與配電變壓器容量匹配。通過分析高電壓問題臺區(qū)，光伏上網(wǎng)容量不宜超過配電變壓器容量的50%。對于已經(jīng)接入的部分光資源集中區(qū)域，光伏裝機和接入位置難以改變，可以考慮增加配電變壓器數(shù)量/容量、縮短臺區(qū)供電半徑，以減小線路阻抗，改善電壓過高問題。

2.2 優(yōu)化電壓調(diào)整方式

中低壓配電網(wǎng)作為電網(wǎng)末端，系統(tǒng)電壓調(diào)節(jié)手段主要包括調(diào)節(jié)電源的功率、調(diào)節(jié)無功補償設(shè)備投入量以及調(diào)整變壓器變比等。接入35 kV電網(wǎng)的光伏電站均裝有動態(tài)無功補償裝置，接入后對配網(wǎng)運行電壓特性影響較小，電壓滿足運行要求。通過10 kV專線或T接接入配電網(wǎng)運行的光伏電站可以考慮加裝線路調(diào)壓器，隨發(fā)電功率變化對電壓進行自動調(diào)節(jié)，確保電壓滿足正常運行要求。對于分散接入的屋頂光伏，建議在配電變壓器10 kV側(cè)進線加裝雙向線路調(diào)壓器，兼顧高/低壓電壓調(diào)整需求。在光伏接入容量較大的區(qū)域，可以采用動態(tài)無功補償裝置提高無功調(diào)節(jié)能力。

2.3 優(yōu)化電壓控制策略

針對光伏大發(fā)時段電壓嚴(yán)重越上限的現(xiàn)象，采取調(diào)整主變壓器和箱式變壓器分頭位置、制定更加合理的電壓控制上下限、協(xié)調(diào)主變壓器間或新能源場站間無功電壓配合等措施，使動態(tài)無功補償裝置無功出力更加合理，無功儲備更加充足，電壓運行更加平穩(wěn)。通過10 kV專線或T接接入配電網(wǎng)運行的光伏電站納入地調(diào)自動電壓控制AVC（automatic voltage control）整體控制調(diào)整，確保電壓滿足正常運行要求。

3 典型案例分析

3.1 臨汾永和咀頭供電臺區(qū)

臨汾市永和供電區(qū)分布式光伏并網(wǎng)容量共計28.06 MW，其中屋頂光伏分散接入，村級集中光伏接在配電變壓器低壓側(cè)出口、線路首端。光伏接入的384個臺區(qū)中有64個存在較為嚴(yán)重的高電壓問題，220 V系統(tǒng)正常臺區(qū)最高電壓平均為238 V，問題臺區(qū)最高電壓平均為254 V。問題臺區(qū)普遍存在配電變壓器容量小、低壓光伏裝機大、接入位置分散、供電半徑長、導(dǎo)線截面細(xì)等問題。以咀頭供電臺區(qū)為例，由110 kV芝河站10 kV南打線供電，配電變壓器容量400 kVA，接入扶貧光伏容量共400 kW，380 V低壓線路型號為JKLYJ-50、總長度1 960 m。晴天光伏大發(fā)時段電壓比陰天電壓高約15V，從配電變壓器出口側(cè)沿線路呈升高趨勢，最高電壓首端250V、末端275 V，電壓嚴(yán)重越限，甚至造成后段部分光伏逆變器越限停機，影響用戶發(fā)電效率。

對臺區(qū)供電網(wǎng)絡(luò)進行改造，增加配電變壓器容量、減小供電半徑，在8至9號線路中增加1臺200 kVA配電變壓器接入26戶、130 kW屋頂光伏，原有400 kVA配電變壓器接入14戶（70 kW）屋頂光伏和村級光伏（200 kW），并調(diào)整10、12、13、7并網(wǎng)點共45 kW屋頂光伏由原配電變壓器V相接帶。改造完成后，配電變壓器出口電壓從250 V降至225 V，降幅10%，區(qū)內(nèi)各光伏并網(wǎng)點電壓均有下降，滿足并網(wǎng)發(fā)電要求。

3.2 忻州市寧武后馬侖集中光伏電站

后馬侖電站裝機容量3700 kW，經(jīng)1回10 kV線路GKLGYG-95絕緣線路T接入10 kV大廟線，由110 kV東寨站供電，裝機容量大于理論負(fù)荷距。

光伏電站通過10 kV線路T接并網(wǎng)，光伏大發(fā)時段存在電壓升高情況，光伏30%出力時電站出口、T接點和東寨站10 kV母線電壓分別為11.025 kV、10.9 kV、10.6 kV，超過80%出力時電站出口電壓超過12 kV，并大幅抬高大廟線上接入的其他用戶電壓。白天光伏大發(fā)時段用戶用電電壓偏高，傍晚后光伏出力降零時又存在用戶電壓偏低問題，上級系統(tǒng)變電站電壓調(diào)節(jié)手段有限，難以兼顧全天電壓質(zhì)量。

在光伏電站出口處裝設(shè)有10 kV線路調(diào)壓器，調(diào)壓器投入運行后各點電壓均能滿足運行要求，但會增加約10%的線路損耗。造成的線損損耗增加可以通過輸配電價核定予以疏導(dǎo)，提高調(diào)壓器利用率，保障光伏正常發(fā)電和沿線用戶用電質(zhì)量。

4 結(jié)論及建議

為適應(yīng)光伏大規(guī)模持續(xù)接入的形勢，提高分布式光伏資源利用效率，提升發(fā)電效率，降低對用戶供電質(zhì)量的影響，提高光伏電站調(diào)節(jié)能力，根據(jù)理論計算和實例分析，得出以下結(jié)論及建議。

a）根據(jù)電網(wǎng)和光資源特點，優(yōu)化光伏接入方式，整合光伏資源優(yōu)先接入35 kV電網(wǎng)，或以村為單位以村級電站形式通過10 kV專線接入配電網(wǎng)。

b）充分考慮臺區(qū)配置、用電水平、地域特點等因素，合理確定光伏接入容量、接入位置。

c）選擇性加裝線路調(diào)壓器、動態(tài)無功補償裝置等電壓調(diào)節(jié)輔助設(shè)備，優(yōu)化地調(diào)AVC控制策略，保障光伏正常并網(wǎng)發(fā)電和向用戶可靠供電。