分布式电源并网对配电网电能质量的影响研究

李永华

（安徽国祯生态科技股份有限公司，安徽 阜阳 236000）

0 引 言

分布式发电（Distributed Generation，DG），又称分布式电源，是指直接接入配电网或者分布在用户现场周围的容量较小的发电系统。与传统的配电网系统相比，基于分布式电源并网的配电网系统可以提供更加安全稳定的电能，而且该并网电源形式比较多，如风能、热能、太阳能及各类燃料电池等，使得分布式发电具有很好的应用价值。

1 分布式电源并网对配电网电能质量的影响

1.1 对配电网损耗的影响

一般来说，配电网运行会产生一定损耗，这种损耗主要体现在系统本身的潮流方面。而分布式光伏并网由于对系统潮流分布构成直接影响，因此会间接影响配电网系统的损耗。传统的配电网系统在接入分布式光伏电源后，系统输送功率的单相流动方式发生变化，进而造成系统损耗出现增高或降低的问题。这一情况主要受分布式光伏并网接入位置、容量及网络拓扑结构等因素的影响。例如，某一个测试系统中，通过改变分布式光伏电源接入位置、容量等参数，经过定量分析后得到配电网相关的损耗数据信息[1]，如图1所示。由测试分析可知，配电网系统的损耗问题与分布式光伏电源接入位置和容量有直接关系。位置方面，在1—17馈线上，系统损耗出现先降后增的趋势，最低点位于馈线中间；容量方面，在位置参数不变的情况下，随着容量的不断增加，系统损耗出现先减小后增大的趋势。

图1 配电网系统的损耗与接入位置和接入容量的关系图

1.2 对电压分布的影响

在图2所示的系统中，分布式光伏电源接入前m节点的电压为：

分析式（1）可以发现，配电网系统的节点电压与线路传输功率具有一定的关系，并且后者在一定程度上与负荷功率存在联系。在这种情况下，假设m节点位置接入容量为PDG+jQDG的分布式光伏电源，则会改变该节点的负荷功率参数和电压，详细如下：

分析式（2）发现，配电网系统在进行光伏并网后，本身的节点电压和线路传输功率都发生了改变。通常情况下，传统的配电网系统呈现辐射状态，这种情况下系统运行过程中节点电压会沿着馈线潮流方向呈现降低的发展趋势。但是，当分布式光伏电源接入系统后，配电网系统中馈线的传输功率下降，节点电压呈现升高的发展趋势，从而造成一些负荷节点电压出现偏移和超标问题[2]，并且这种偏差的大小与分布式光伏电源接入位置、容量等参数也存在关系。对于接入点电压Vm来说，其必须要小于电压偏差要求的最大电压Vmax，这样线路电压才能满足相关要求，由此可以确定线路最大的分布式光伏电源接入容量。

图2 含分布式电源的辐射状配电网络模型

在配电网系统3个节点位置（1、8、17）接入适当容量的光伏电源，将其类型设定为PQ节点。经过相应的计算和分析，分布式光伏电源接入位置与系统电压幅值变化结果见图3。从图3可知，分布式光伏电源接入之后，系统的节点电压确实呈现增高的趋势，而且光伏电源接入位置与电压复制幅值大小存在一定的关联，具体体现为：光伏电源接入位置越接近电源本身，电压越小，越接近线路末端，节点电压越大。

1.3 对电能质量的影响

分布式光伏并网对配电网电能质量影响最为巨大。第一，分布式光伏电源的接入，会导致配电网系统出现电压闪变的问题。由于分布式光伏并网的启动和停止会受到诸多因素的影响和干扰，这种极大的不确定性使得配电网出现电压闪变的问题。第二，对配电网造成谐波污染。实际并网中，因为电力电子技术逆变器开关器件出现频繁操作，即开启和断开，导致开关附近产生谐波分量，最终对配电网造成谐波污染。第三，对配电网电压波动产生影响。以往的配电网中有无功负荷会随时间变化造成系统电压波动，而对于分布式光伏并网来说，其对于配电网电压波动的影响要结合实际分析。分布式光伏电源接入与本地负荷协调运行时，会抑制系统电压的波动；反之，如果分布式光伏电源接入与本地负荷不协调时，系统的电压波动不仅不会被抑制，反而更加严重。

图3 分布式光伏电源接入位置与系统电压幅值变化关系

2 分布式光伏并网接入配电网提升电能质量的对策

2.1 中心控制层调节对策

2.1.1 开展配电网系统调度工作

开展配电网系统调度工作的本质在于对逆变器输出功率参考值进行调节。但是，这一调节工作具有波动性和间歇性特点，会导致光伏列阵整体输出功率受到干扰，最终出现功率不匹配的问题，也会对调度指令与光伏电源最大输出功率产生影响[3]。为了有效克服这一缺陷，在实际执行过程中，可以使用超级电容器储能装置进行有效调节和控制，以达到降低干扰和影响的目的。

2.1.2 低电压穿越配电网

实际的配电网运行中会不可避免地出现电压偏差问题，严重的偏差甚至超过10%。针对配电网电压偏差问题，需要分布式光伏并网系统对电压进行有效控制，具体是对系统有功功率进行容量消减处理，避免逆变器出现过流现象。如果在实际运行中，系统电压偏差在10%以内，并且配电网电压降低1%UN，那么系统有功功率就会减小5%左右，这种情况下必须对系统有功功率进行充分限制。

2.1.3 系统储能元件荷电状态优化

要想科学、合理、有效地提升并网后系统的安全性和可靠性，就要保证系统端电压在规范运行范围中；要想让配电网系统运行更加持续稳定，相关研究人员和作业人员就要对系统储能元件荷电状态进行优化和改良。在实际运行中，若发现系统中超级电容器存在电压过低的现象，为了保证系统端电压稳定，需要对超级电容器系统进行充电作业；反之，若发现存在电压过高的现象，需要执行放电操作，以避免系统电能过高从而超出标准，影响系统运行可靠性。

2.2 本地控制层调节对策

对于分布式光伏并网的本地控制层来说（见图4），需要加强超级电容器和逆变器的配合度，然后在此基础上进行结构的调整控制，包括系统侧结构调整、逆变器结构优化以及超级电容器改良等。在确保上述控制和优化工作顺利完成后，才能有效确保分布式光伏并网系统的安全稳定运行。

图4 配电网系统本地控制层调节

2.3 仿真解析

2.3.1 配电网系统调度仿真

配电网系统调度优化措施的仿真分析中，由于存在相对稳定的直流母线电压，因此最终的仿真结果比较理想。具体结果为：在0.1～0.5 s，分布式光伏列阵输出功率骤然增高；0.2～0.4 s，系统有功和无功调度参数改变。但是，因为超级电容器具有明显的运行优势和特点，所以确保了系统运行的稳定性。

2.3.2 配电网调频仿真分析

在配电网系统调频仿真分析过程中，如果电频出现偏移，则光伏电源会直接与调频结合，在此基础上确保直流母线电压的稳定性。详细分析结果为：在0.1～0.5 s内，光伏列阵功率瞬间增加，当功率在50.2 Hz以下时，并网后系统功率会与光伏列阵实际功率相等。而随着配电网系统频率的增高，光伏并网功率参考值会降低，一旦该指标出现偏高的现象，系统中剩余功率会被超级电容器所吸收，降低参考值参数指标。除此之外，与上述的调整对策相类似，该调频优化中将直流母线电压设定为800 V，可以有效确保其运行的稳定性。但需要注意的是，调频过程中要注意电压偏差问题，将其控制在合理范围后再开展后续操作[4]。

2.3.3 低电压穿越仿真分析

对系统低电压穿越模式的仿真分析，本质是对系统电压进行优化。详细的分析结果为：在0.1～0.5 s，系统功率依然出现瞬间增高的情况；在0.3 s前数值降低到0.8UN时，无功功率会通过逆变器作用进入电网系统，满足直流母线电压的需求。在电压处于0.98UN以内时，会对分布式光伏并网的有功功率产生抑制作用，配电网电压降低幅度与有功功率消减程度成正比，并且在最大可用容量作为基础的条件下，使逆变器成为无功电压的主要支撑。

2.3.4 超级电容器荷电状态优化仿真

在超级电容器荷电状态优化仿真验证中，一旦配电网系统电压没有达到标准，那么元件就会通过相应调整使直流母线的电压趋于稳定。如果端电压数值出现较低和较高的现象，可以通过充电和放电的方式进行处理，以达到调整和优化的目的。仿真结果如下：在运行0.1～0.5 s内，光伏阵列的输出功率瞬间增高；在0.7～1.1 s内，该数值出现下降的现象。

3 结 论

本研究主要分析了分布式光伏电源接入配电网系统后对系统本身的网损、电压及电能质量的影响情况，重点提出应对控制上述影响的策略，设计了两种层面的控制方案，即中心控制层和本地控制层。通过仿真试验分析发现，相关对策和措施可以达到提升系统电能质量目的，并且可以有效确保系统直流母线电压运行的可靠性。