分布式光伏发电并网对电网影响及应对技术措施陆晓芸

分布式光伏发电并网对电网影响及应对技术措施陆晓芸

陆晓芸

(云南瑞滇电力工程设计有限公司云南昆明650011)

摘要：分析了分布式光伏发电并网对电网存在影响，提出了分布式光伏发电并网应满足的条件，给出了分布式光伏发电并网无功补偿容量的计算方法。

关键词：分布式光伏发电并网对电网的影响；光伏发电并网应遵循的原则；光伏电站应符合的技术条件；无功补偿容量计算

一、光伏电站建设必要性

光伏发电是最具有潜力的可再生能源发电技术，太阳能光伏发电既没有燃料消耗，又没有废水、废气和废渣等污染物排放，以其清洁、源源不断、安全等显著优势成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位；从资源的合理开发利用来说，利用厂房等建设太阳能光伏电站，可有效节省土地资源，充分体现新能源光伏电站节能环保的特色。

二、云南省太阳能资源情况

云南的太阳能资源仅次于西藏、青海等省区，是中国最丰富的省份之一。云南省各地区全年平均日照时数在960～2840h之间、太阳辐射总量在3620～6682MJ／㎡之间；全省年平均太阳能辐射总量大于5000MJ／㎡的地域约占全省总面积的90％。有59个县的年太阳总辐射在5500MJ/㎡以上，有12个县在6000MJ/㎡以上。

三、光伏电站原理

太阳能光伏发电是利用光生伏特效应（一中量子效应）直接将太阳能光能转变为电能。太阳能光伏发电系统由光伏组件、直流监测配电箱、并网逆变器、计量装置及上网配电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流监测配电箱汇集至并网型逆变器，将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流。如下图所示。

四、光伏电站的分类

根据光伏电站接入电网电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。

1.小型光伏电站为通过380V电压等级接入电网的光伏电站。

2.中型光伏电站为通过10kV～35kV电压等级接入电网的光伏电站。

3.大型光伏电站为通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。

五、光伏电站的效率

并网光伏发电系统的发电量与当地的太阳辐射能量、太阳电池组件总功率、系统总效率等因素有关。并网光伏发电系统的总效率由光伏组件阵列效率、逆变器效率和交流并网效率三部分组成。

系统的总效率η=η1×η2×η3

η1：光伏阵列效率；

η2：逆变器转换效率，指的是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。

η3：交流并网效率，即从逆变器输出至低压电网的传输效率。

六、光伏发电并网对电网影响

由于太阳能光伏发电系统的一些特点，光伏发电系统接入电网时对系统电网的影响主要有以下几个方面：

1.由于光伏发电系统的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。

2.光伏发电系统输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生大量的谐波。

3.光伏发电系统并网时向电网馈送直流分量。

4.光伏发电系统基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡与电压调节问题。

七、光伏发电并网应遵循的原则

1.有功功率

（1）光伏电站上网并网运行后，有义务按照调度指令参与电力系统调频、调峰和备用。光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。光伏电站应能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。

（2）光伏电站有功功率变化包括10min有功功率和1min有功功率变化。光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。光伏电站10min有功功率变化最大限值为装机容量的1/3，1min有功功率变化最大限值为装机容量的1/10，其中太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制。该要求也适用光伏电站的正常启动和停机。

（3）在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化的最大限值。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。

2.无功功率和电压

（1）光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力进行无功功率和电压调节。

光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内，其调节速度的控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

（2）光伏电站配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。

八、光伏电站应符合的技术条件

由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换成交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。

1.谐波

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值见下表。

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。

2.电压波动

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定，对于光伏电站出力变化引起的电压波动，其频度可以按照1<r≤10(每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。

3.电压不平衡度

光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡度》规定的限制，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不得超过2.6%。

4.直流分量

光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

5.电压异常时的响应特性

按照下表要求的时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中的任何一相。

7.功率预测

根据《光伏发电并网技术标准》（Q/CSG1211006-2016）要求，装机容量10MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统应具备0h～72h短期光伏发电功率预测以及15min～4h超短期光伏发电功率预测功能。

光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min～4h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0～24时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。

光伏发电站发电功率预测曲线应自动上传到电网调度机构。

单个光伏发电站日前的短期光伏发电功率预测月平均准确率应不低于85%，月平均合格率应大于80%；超短期光伏发电功率预测月平均综合准确率应不低于90%，月平均合格率应大于85%。

8.无功控制

光伏发电站的无功容量应按照分层分区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。

分布式光伏发电系统功率因数应在0.95（超前）～0.95（滞后）范围内连续可调。

分布式光伏发电系统在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构给定。

九、逆变器技术要求

1.光伏发电站通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换为交流，需要大量的电力电子设备，其中主要是逆变器。逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，同时光伏电站接入电力系统的并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足《电能质量公用电网谐波》GB/T14549的规定，要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数高于0.98。为了抑制谐波，可采用SVG与无源滤波器一起使用，即加装静止型动态无功补偿器。

2.光伏发电站安装的并网逆变器应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。

3.逆变器保护要求

为保护电网及光伏发电系统的安全运行，逆变器内部保护系统要求具有以下功能：

（1）同步闭环控制功能。逆变器实时对外部电网的电压、相位、频率等信号进行采样比较，始终保证逆变器输出与外部电网同步，电能质量稳定可靠，不会污染电网。

（2）自动关闭与运行功能。逆变器实时对外部电网的电压、相位、频率，直流输入及交流输入的电压、电流等信号进行检测，当出现异常情况时自动进行保护，断开交流输出。

（3）具有过压、失压、频率检测与保护、过载过流、漏电、防雷、接地短路、自动隔离电网、逆功能自动检测与保护功能。

（4）低/高压保护（含10kV系统重合闸）。当分布式光伏发电系统并网点超出规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。

（5）频率保护。当分布式光伏发电系统并网点频率超出47.5Hz～50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。

（6）防孤岛保护。系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。防孤岛保护动作时间不大于0.8s。

（7）反送电保护控制。逆变器应配置防止对逆变器反送电的保护装置，保证市电不对逆变器后端设备反送电。

十、无功补偿

1.无功补偿原则

（1）光伏电站10kV开关站的无功功率和电压调节能力应满足现行国家标准《光伏发电接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。

（2）无功补偿容量的计算，应充分分析逆变器无功调节能力，以及汇集线路、升压变压器和送出线路的无功损耗好充电功率等因素。

（3）光伏发电站动态无功补偿装置的响应时间不大于30ms，并网的逆变器无功响应时间不应大于75ms，并联电抗器/电容器、调压式无功补偿装置的响应时间应不大于1s。

2.无功补偿容量计算

（1）电缆的充电功率

充电功率：输电线路有对地电容，由线路的对地电容电流所产生的无功功率，称为线路的充电功率。线路的充电功率与电容电流的平方成正比。即：

QL＝L×(3U2/XC)=L×[（10.5/√3）2/（1/ωC）]

L：线路长度；

C：输电线路对地电容。电缆对地电容与电压等级、电缆截面及型号等因数有关。

（2）主变损失无功

主变无功损耗=I0％×SN/100＋β２ＵＫ％SN/100

I0％：空载电流；

ＵＫ％：短路电压；

β２：负载率；

SN：变压器额定容量。

（3）送出电力消耗的无功

ΔQ＝(P2+Q2)X/U2；

P：输送的有功功率，MW；

Q：输送的无功功率，MVar；

X：线路电抗，Ω；

U：线路额定电压，kV。

（4）无功补偿容量

无功补偿容量等于送出电力消耗的无功加主变损失无功减去电缆的充电功率。考虑到光伏电站应具备一定的无功电压调节能力，为了减小光伏电站出力对电网电压的影响、增加光伏电站的无功电压调节能力，建议适当增加无功补偿容量；同时为了平滑无功补偿设备的调节效应、减小无功设备的响应时间，建议采用SVG进行无功调节。