降低分布式光伏对台区线损影响的措施探索

  完成单位：国网山东省电力公司诸城市供电公司

  主要完成人：关涛、宋超、张琦、唐艳萍、周其朋、李明、赵明田、王朋、韩静

  一、研发背景

随着整县分布式光伏的稳步推进，光伏对电网的影响越来越大，当光伏电源连接到某个区域的电网系统中后，电网系统中的电流分布也会发生变化，存在于电网中的功率的流向也不再是向负荷流动的单一路线，这使得电网由单一电源结构变为多电源结构，容易出现潮流逆向流动的情况，变压器负荷大幅波动，对配电网的经济运行，特别是台区线损产生较大影响。

二、发明团队介绍

国网诸城市供电公司依托“双示范”建设办公室，成立“分布式光伏对台区线损影响”课题研究小组，组织营销部、电力调控分中心、运维检修部、各供电所为支撑的多专业协同管控机制。技术团队主要技术成员介绍如下

分布式光伏对线损的影响与容量、接入位置、用电负荷及电网结构有一定关联，分析可以得出在光伏并网中实现局部电网最低线损率的方式如下：在光伏电源的安装工程中，技术人员要优先选择电压等级最高的节点作为光伏电源的接入节点，并且要保证所选择的接入节点是靠近最高电压等级节点变压器一侧的，并且要保证接入节点所占的负荷比例比电网中的其他节点要大，光伏电源的最佳容量为该地区总电网负荷量的30%左右。在上述条件的基础上选择光伏电源的接入节点，就能保证光伏并网中地方电网线损率是最低的。

（一）对线损电量的影响

1.功率方面。当光伏上网负荷小于台区承载负荷时，线损率会降低，反之，线损率则会大幅度升高。当台区挂接的分布式光伏容量相对较小且就地消纳时，发电负荷与用电负荷部分抵消，可以有效降低电网潮流，从而降低损耗电量。当台区挂接的分布式光伏容量相对较大，无法就地消纳时，产生反向潮流，增加了损耗电量。即随着发电负荷的逐渐增大，台区线损呈现先降低再升高的趋势。

以南朱解村南Ⅷ台架200kVA（台区编号4218519）为例，从线损率曲线和电量两方面分析。该台区2020年4月22日前接带有1户容量为6千瓦的全额上网光伏户，因并网日期较早（2017年4月17日），该户并网前后的线损率变化暂无法分析。2020年4月22日，该台区并网2户容量均为20.52千瓦的全额上网光伏户，该台区并网容量达到47.04千瓦，占配变容量比为23.52%。2020年3月台区线损率3.74%，2020年4月台区线损率3.64%，2020年5月台区线损率3.21%，具体见下面的线损率图表，可以看出在该台区接带少量光伏时，台区线损率呈现一定程度下降。

南朱解村南Ⅷ台架200kVA在上述光伏基础上，2020年11月新增2户光伏，分别为11月2日新增17千瓦光伏，11月16日新增28.6千瓦光伏，至此，该台区并网容量达到92.64千瓦，占配变容量比为46.32%。2020年11月台区线损率3.97%，较2020年10月线损率上升0.22个百分点，在接带光伏相对较多、超过用电负荷时，台区线损率呈现一定范围内波动趋势。

南朱解村南Ⅷ台架200kVA在上述5户光伏基础上，2021年4月16日新增25千瓦光伏，5月19日新增25千瓦光伏，至此，该台区并网容量达到142.64千瓦，占配变容量比为71.32%。2021年10月台区线损率3.75%，2021年11月台区线损率3.79%，即接带光伏较多、大幅超过用电负荷时，台区线损率呈现略有上升趋势，但升压造成的变压器损耗等受限于配变高压侧未安装计量暂时无法纳入统计。

从供售电量及发电量数据，可以简要分析一下该台区低压潮流随着新增光伏容量增加的变化情况。

2020年3月台区总表正向供电量11483kWh，光伏发电805kWh，台区总表反供上级电量0kWh，用户售电量11828kWh。2020年4月台区总表正向供电量10420kWh，光伏发电886kWh，台区总表反供上级电量0kWh，用户售电量10895kWh。即在无光伏或少量光伏的情况下，基本为单纯的由上一级电网为主供电源向台区分散的低压用电负荷供电，潮流方向为单向流动，线损相对较大。2019年1月至2020年4月平均线损率为4.55%。

2020年5月台区总表正向供电量7923kWh，光伏发电5544kWh，台区总表反供上级电量1882kWh，用户售电量11153kWh。2020年11月台区总表正向供电量5132kWh，光伏发电5057kWh，台区总表反供上级电量3019kWh，用户售电量6765kWh。此时，4月下旬并网的2个光伏户已正常发电，潮流方向为双向流动，较大部分发电量台区内低压就地消纳，由光伏并网点流向低压用电负荷；少部分发电量在低压就地消纳不了的情况下，潮流为通过配变反供至上一级电网。在发电量能够就地消纳且抵消较大量的由配变供至低压用电的负荷时，线损会有一定幅度降低。2020年6月至2021年4月平均线损率为3.55%。

2021年10月台区总表正向供电量4875.6kWh，光伏发电13646.89kWh，台区总表反供上级电量10627.8kWh，用户售电量7200.79kWh。2021年11月台区总表正向供电量4977kWh，光伏发电13760.41kWh，台区总表反供上级电量10976.4kWh，用户售电量7051.57kWh。在台区接带光伏容量较大的情况下，潮流方向仍为双向流动，低压用电负荷就地消纳的发电量占比降低，而通过配变反供至上一级电网的电量占比大大增加，线损由之前的下降转为上升渠道。2021年5月至2022年4月平均线损率为3.88%。

另以贾悦东朱堡二配为例进行逐户光伏影响分析。

东朱堡村II配电室400kVA，台区编号0001289540，实际容量为200千伏安，该台区共接带15个全额上网自然人屋顶光伏户，总容量359.14千瓦，按照系统变压器容量计算占比为89.785%，按照实际变压器容量计算占比为179.57%。统计2018年1月至今，每个月的台区线损率见下表。

表1  台区线损率统计表

该台区安装光伏前，2018年7月台区线损率6.96%，2019年6月台区线损率4.73%，2019年7月台区线损率6.43%。2019年7月25日安装第1户光伏/容量15.4千瓦，考虑到光伏安装后，受台区线损建模等流程时限影响，实际并网发电日期通常晚于立户日期，即对台区线损的影响应从次月开始计算较为合理。

但从2019年7月台区线损率看，7月25日之后的台区日线损突然飙升至10%左右，与常规分析的安装光伏后台区线损率将逐步下降呈现不同。

2019年8月26日安装第2户光伏/容量9.24千瓦，因采集问题，当天台区线损率突降至-17.32%，应予以剔除，但从线损率曲线看，该光伏户接入后，台区线损率并没有较大幅度降低，前4天平均线损率为6.48%，后5天平均线损率为6.29%。

2021年7月22日安装第3户光伏/容量27千瓦，7月25日安装第4户光伏和第5户光伏/容量均为25千瓦，当月前20日台区线损率平均5.39%，第3户光伏接入后，台区线损率没有降低，第4户和第5户光伏接入后，当月后5日台区线损率平均5.39%，

通过试验证明，光伏并网最佳容量值应当为地方电网负荷值的30%，此时能够更好的发挥出光伏并网的优势。

2.电压方面。光伏出力变大时，光伏接入点的电压就会成为这个部分线路电压最高的地方。当台区挂接的分布式光伏容量相对较小且在线路末端时，光线较好时可以有效提升台区线路末端的电压值，减少台区低压线路因电压降引起的损耗电量。若光伏在台区配变附近，受配变低压侧电压较高影响，光伏输出电压更高，影响降损效果。受光照因素影响，分布式光伏通过逆变器后的电压容易产生波动，尤其是在光照强度变化较为显著的区域，发电过程中的有功功率和无功功率差异较大，容易出现由接入电压波动、负荷不匹配等造成的电压失衡。

3.三相平衡方面。当台区挂接单相光伏集中在某一相上时，容易出现该相大幅度反供而其他相需从台区配变用电情况，将大大增加变压器的损耗电量。近年来，农村屋顶多数安装三相光伏，此种情况并不常见。

4.无功方面。因光伏设备不产生无功，在电网和用电负荷正常运行时，在接入点区域，流通电流明显加大，线路有功损耗和无功损耗会呈现增加趋势。

（二）对线损率的影响

大部分情况，线损电量与线损率成正比，但存在以下几种场景会出现例外：

1.当光伏采集异常时，会造成台区管理线损临时突增，影响台区线损指标。

2.现场并网与系统流程存在脱节时，会造成台区管理线损短时突增。

3.在轻载且有分布式光伏反供的台区上，容易出现因台区总表计量表计倍率误差造成的负损情况。关口表因精确位数和倍率问题，会造成轻载台区的线损率在正负损或高损低损之间波动。

（三）解决措施

1.功率方面。一是对于台区新上光伏，应严格按照专业部门核定的可开放容量进行消纳，通过在营业厅、微信群甚至政府官方渠道公示可开放容量，引导光伏开发企业避开可开放容量较小的台区，避免无序发展造成台区反向重载甚至过载。二是针对目前同村多台区现状，建议在后续配网升级改造过程中，通过加装低压分段开关实现台区间拉手联络，将光伏重载的低压支线调整至光伏轻载台区接带，或通过低压改造，将较大容量的光伏接入白天用电负荷较大的台区，引导就地消纳，降低线损电量。三是加强对光伏安装容量的核查，通过比对备案容量、现场光伏板数量及单板容量等信息，严格入网验收把关，确保并网时不出现超容。加强用采系统光伏运行数据监测分析，针对光伏在上午十点至下午两点间效率最高的现状，对比筛查实际发电负荷与备案容量间的关系，严控发电负荷，后续安装规约转换器后，采取技术手段确保日常发电负荷不超容，特殊时期发电负荷能消纳。

2.电压方面。一是对于并网点电压越限问题，可通过减小光伏出力，或利用光伏电源逆变器无功输出特性来调整线路电压分布。在光伏设备入网时，明确逆变器电压范围，确保投运的逆变器在国家规定范围内，甚至将逆变器解网电压范围往下压缩，降低大批量分布式光伏项目对局部电网电压越限的影响。即限定好逆变器输出电压上限。二是为了防止分布式光伏电源接入导致配电网部分节点电压越限，可从配网侧和光伏电源测入手采取措施来对配电网电压进行控制，通过逆变器有功/无功综合控制策略，在配电网有电压越限风险时，限制光伏电源有功输出，抑制过电压发生。目前配网侧的主要措施有：合理规划设计光伏电源的接入位置和容量；调整变压器的分接头；并网点电抗器补偿等，但这些方法均有不足之处。三是将无功调压控制的目标电压设定，降低线路中的多余的无功损耗，利用反馈闭环，在输出节点采样，通过环路反馈，控制逆变器的开关脉宽，或通过调控逆变器的有功功率调节，调节转换的交流电压，使输出节点电压实现越限控制。但从分布式光伏电压响应的国家标准看，输出的电压仍将在242V附近，仍然大幅高于235.4V的供电系统电压允许上限。四是加大逆变器输出电缆线径，因为电缆越粗，阻抗越低。移动逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低。通过这两种方式，减小对逆变器采样并网点电压的压降，降低逆变器的受影响程度，对电网电压更为灵敏的响应。

3.三相平衡方面。一是按照“源头预防、常态监测、科学施策、动态治理”的原则，加强单相光伏接入和单相用电负荷的均衡分配管理，结合负荷特性，采用运维管理为主、技术改造为辅的策略，建立配变台区三相负荷与光伏常态监测和动态调整管理机制，切实提高配电台区安全经济运行水平。二是重视低压配电网的合理规划布局，按照密布点、短半径原则优化配变布点，合理选择低压线路导线截面，缩短低压供电半径，梳理单相光伏接线情况，同一台区单相光伏尽量平均分布至不同相，改造不合理的电网结构，维修或更换年久失修电路以及破损电路，清理过长电路，更换过细电路，增大传输容量，降低线损电量。三是研究换相开关型三相负荷自动调节装置的应用可行性，由智能换相终端读取配变低压出线和所有换相开关单元各负荷支路的电流、相序实时数据，进行优化计算，由智能换相终端发出最优换相控制指令，各换相开关单元按照规定换相流程进行换相操作，实现用户负荷相序调整、配电台区三相负荷均衡分配。

4.无功方面。一是努力推动光伏客户应用逆变器调节无功，或加装静止型无功补偿装置（SVC）来实现无功负荷调节，有效消除分布式光伏电站接入后的无功功率，若无功功率波动，该装置可通过负反馈调节实现无功功率补偿，从而降低分布式光伏电站接入后各节点的电压偏差，从源端减少光伏缺乏无功对电网稳定性的影响。二是加大配变无功补偿装置安装，遵循就地平衡原则实施无功补偿，落实装设容量和安装位置，通过自动电容器组单点或多点分散式补偿，降低台区无功潮流流动，此种方案需注意投入产出比。

 四、成果（专利）转化情况介绍

“十四五”期间，诸城市预计新增光伏装机数量为65万千瓦，其中2021年分布式光伏装机新增约10.05万千瓦；2022年规划新增装机10.5万千瓦；2023年规划新增装机14.5万千瓦；2024年计划光伏新增装机16万千瓦；2025年规划新增分布式光伏装机13.95万千瓦。

国网诸城市供电公司深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极服务“双碳”目标，成立柔性攻关团队，深化创新驱动、示范引领，政企协同搭架光伏建设管理平台，构建“一中心一村一社区一片区一乡镇”示范场景，高质量推进以光伏新能源为主体、以整县光伏开发为特色的县域新型电力系统建设。

参与国网公司配电网可开放容量计算研究与验证试点，以昌城境内110千伏杨义站为测算对象，配合国网山东省电力公司和天津大学，开展试点区域配电网整体及分区、分设备可开放容量分析试点计算，为昌城镇未来3-5年配电网可开放容量提供参考依据。聚焦光伏整村开发，提前做好区域电网消纳能力研究，做好典型并网模式推广，做好“集中汇集、升压并网、配套储能”典型模式推广，积极对接地方政府，明确光伏配置储能规模比例，有效降低光伏上网电量对线损的影响。

推进AGC和规约转换器加装改造，夯实分布式电源“观测调控”技术支撑，依托新能源数字化监控中心，通过调度D5000系统和用采2.0系统，打造整县分布式光伏“柔性控制”示范、“集中监控”示范，形成可复制、可推广的整县分布式光伏“观测调控”典型模式。试点应用智慧化低频低压减载等安全自动装置，增加线路功率方向预判功能，提高大电网事故防御能力。

五、经济效益与社会效益介绍

通过对分布式电接入系统全网线损模型的设计和改进，实现了正确计算全网各电压等级的损耗，有利于开展“分区、分压、分线、分台区”的四分管理工作，并且可以起到监视结算关口电量、各元件损耗及直供电量是否正常的作用，从而达到提高公司经济效益的目的。

合理分配变电站布局和分布式光伏接入点，也能有效降低地区电网的线损率，提高供电的安全性，促进电网高效运作，减少无用途损耗。在沿海或较发达地区，由于用地资源紧张，线路无法进行改造情况下，可以升级原有电网，增大传输容量，降低电网电损，保证电网安全运行。其次，伴随着经济不断发展，要考虑到未来城市发展预期，根据城市发展规划和光伏接入规划，做好电力设备的新增、扩容以及改造，在其更新过程中，避免出现电力设施因为跟不上城市发展或新能源发展速度而导致电力满负荷、超负荷运转等情况出现，确保电网对经济社会发展的有力支撑。