分布式光伏接入用户侧对功率因数的影响

徐琼

(国网上海市电力公司青浦供电公司，上海 201799)

随着全球经济的快速增长，能源需求量急剧扩大，传统化石能源逐步消耗殆尽，作为化石能源的替代品，太阳能具有储存量大、无污染等特点，是一种可再生清洁能源[1]。随着国家对光伏产业的大力支持和光伏发电成本的持续降低，光伏产业开始蓬勃发展，越来越多的企业和居民加入建设光伏发电行列。截至2020年底，我国新增光伏装机量为35 GW，累计光伏装机容量达到2.4亿kW。

光伏发电出力随太阳日照强度变化而变化，具有随机性、间歇性和波动性等特点[2]。大规模的分布式光伏发电接入后，不仅对配电网的电压分布、谐波以及可靠性等产生影响，而且对用户来说会直接影响内部负荷潮流分布[3]。对于光伏并网接入用户侧的这种接入方式来说，用户侧计量关口功率因数会出现达不到考核标准的问题，用户会在不同程度上存在力率调整电费损失情况[4]。

本文通过理论结合试验对分布式光伏接入用户侧后对功率因数的影响和原因进行分析，并有针对性地提出解决方案。

1 分布式光伏发电并网基本原理

典型的光伏发电并网系统主要由光伏电池阵列、逆变器和控制器等组成。光伏电池阵列将太阳能转化为电能，是整个并网发电系统的能量来源。太阳能电池输出直流电，经过升压DC/DC变换器将电压等级升高，再通过双向DC/AC逆变器将直流电转换为与电网电压幅值、频率和相位相同的交流电，然后接入交流电网供用户负载使用。

由于太阳能具有波动性与间歇性，采用最大输出功率跟踪(Max Power Point Tracking，简称MPPT)控制器,能够实时获取光伏电池功率，为光伏逆变器提供稳定的工作电压[5]。光伏发电并网系统结构如图1所示。

图1 光伏发电并网系统结构图

2 分布式光伏发电并网对用户功率因数的影响

2.1 分布式光伏发电接入用户侧

光伏发电典型并网模式有 “自发自用, 余电上网”“全部自用”“全额上网”3种。“自发自用，余电上网”和“全部自用”模式是光伏发电经逆变至并网柜接入用户侧原有配电设施，用户用电不足时由电网提供；“全额上网”模式是光伏发电经逆变就近接入公共电网，与用户用电没有关系。分布式光伏发电接入用户侧，在并网点设置发电计量表，用于计费补偿，在用户与电网的产权分界点设置上、下关口电能计量表，用于用户的上网、用网电量电费结算[6]。

分布式光伏发电接入用户侧接线图如图 1所示。

图2 分布式光伏发电接入用户侧

分布式光伏发电接入用户侧，按接入容量可接入的电压等级为10 kV和380/220 V。其中，接入容量大于400 kW时，采用10 kV电压等级三相接入方式；接入容量在8～400 kW时，采用380 V电压等级三相接入方式；接入容量在8 kW以下时，采用220 V电压等级单相接入[7]。图1显示了380 V接入用户侧和10 kV接入用户侧的情况。以380 V接入用户侧，是光伏组件逆变后直接接入用户配电站配变低压侧母线上；以10 kV接入用户侧，是光伏组件逆变后，需要经过升压变压器，将电压380 V升为10 kV电压，再接入到用户10 kV母线上。如10 kV接入升压变，就需要配置高压开关柜和对应的继电保护，其接入成本更高，并网技术要求也更高。

因此，考虑到接入成本、并网复杂性以及电费收益情况，目前大部分企业采取电压等级380 V并网的接入方式。

2.2 分布式光伏发电并网功率因数分析

根据水利电力部、国家物价局关于《功率因数调整电费办法》(水电财字215号文件)规定，容量在100 kVA及以上的电力用户均需进行功率因数标准考核，如未达到考核标准将计收力率调整电费，超过考核标准的按超过比例进行奖励[8]。其中10 kV工业用户功率因数要达到0.9，若功率因数长期远低于标准，不仅会威胁电网运行安全，而且用户承担的力率调整费用巨大。电力用户通常采用低压电容器柜进行无功补偿来达到功率因数标准。

在用户内部接入分布式光伏发电后，用户负载所需有功由电网和光伏发电共同提供。通过对逆变器进行设置，使光伏发电优先给负载供电，不足再由电网提供。用户负载所需无功由电网、补偿电容器和光伏发电共同提供，由于光伏发电逆变器功率因数基本设置在0.98以上，功率因数都较高，可认为光伏逆变器仅输出纯有功功率，负载所需无功基本由电网和补偿电容器提供。

电力企业用网关口计量电表的功率因数计算公式如下：

(1)

式(1)中用网关口表在计算功率因数时只计量用户负载使用电网的有功P用网，而负载所消耗来自光伏发电的有功P光伏不参与功率因数计算；而无功是采用负荷使用电网无功和上网无功的绝对值相加。由于光伏发电的存在，企业工厂用电优先使用光伏发电的电量。当分布式光伏发电量较大，用户负载用电量较小，光伏发电不能全部被负载消纳时，光伏发电会向电网倒送有功，即产生上网电量，此时用网电量P用网很小，关口表的功率因数就会降低，则会出现功率因数不达标的情况，对用户来说每月需要承担一部分的力率调整费用。

3 分布式光伏并网测试结果分析

3.1 现场光伏发电并网情况

用户园区的供电电压为10 kV，变压器容量为630 kVA，将容量为400 kW的光伏发电系统以电压等级380 V接入用户配电房低压母排上，测试并分析用户在24 h内的电压、电流、有功功率、无功功率以及功率因数的运行情况。

3.2 测试结果分析

分布式光伏并网测试结果如图3～7所示，分别为相电压、相电流、有功功率、无功功率和功率因数的曲线图。

图3 相电压曲线图

通过测试数据可以看出，在分布式光伏接入后，在6:00—8:00期间，用户园区负荷较小，相电流较小，电压降低。此时一天光照刚开始，光伏机组开始少量发电，园区负荷基本由光伏发电提供，用户负荷的有功功率最小，此段时间内系统的功率因数是一天中最低的。从图7可以看出，功率因数最低值达到0.39。在17:00—19:00期间，光照慢慢结束，光伏发电逐渐停止，而此时用户园区负荷仍然较大，用户电网相电流最大，最大值达到760 A，用户电网的有功功率最大，这段时间内关口表计量的功率因数最大，瞬时最大功率因数达到1.8，园区用电设备陆续开启，无功需求加大，电容柜进行逐步投切，功率因数提升，最高达0.98。经过电容柜补偿后，测得平均功率因数为0.80。

图7 功率因数曲线图

经过电容柜补偿后，功率因数有所提升，但在用户负荷较小，光伏上网功率高，功率因数较低，导致整体的平均功率因数不达标。从图4和图5可以看出，在20:00—22:00期间，由于负载的非线性和电容的非线性投切，系统中存在一定的谐波电流。

图4 相电流曲线图

图5 有功功率曲线图

图6 无功功率曲线图

4 解决方案

光伏逆变器通过调节指令来调节逆变器无功容量。当日照强度充沛时，逆变器的有功输出较高，而无功功率很小，不足以补偿变压器用无功功率损耗[9]。因此，具有一定规模的并网光伏电站应考虑配置无功补偿装置。传统电容柜自动投切装置是以投入电容器的数量决定补偿容量，当功率因数低于某一设定值时，电容器开关有效触发并逐级投切[10]，这种补偿装置存在无功补偿响应速度慢、阶梯投切等问题，而且也无法同时解决谐波问题。

为克服传统补偿器的缺点，需要一种混合型、智能化、集成化的补偿滤波装置进行补偿[11]。智能型混合滤波补偿技术如图8所示。智能型混合滤波补偿装置主要由两部分组成：一是低压电容器与电抗器串联组成低频通道，对系统进行无功补偿，同时根据串抗率的不同来抑制系统中特征次谐波的流入；二是采用有源滤波器或有源无功发生器装置，进行快速无功补偿，达到无功功率无级可调的效果[12]。这两者以模块的形式组合，借助绝缘栅双极型晶体管对输出电流相位的控制，实现对无功从感性到容性整个范围的连续调节，快速补偿系统对无功功率的需求。

图8 智能型混合滤波补偿技术

由图8可知，智能型混合滤波补偿装置安装在用户用电负荷端，通过采样高压侧的电压电流，计算出高压侧电网系统中的剩余无功，使用绝缘栅双极型晶体管(IGBT)来控制逆变交流电压的大小和相位，产生反相的补偿电流，与电网中的无功或谐波电流相抵消，在低压侧进行实时补偿，获得无功补偿和谐波消除的双重效果。

5 结语

(1)分布式光伏电站通过用户内部并入电网，会改变用户用电的潮流分布。当用户用电量较小，而光伏发电容量接近甚至超过用电容量时，可能会造成用户功率因数大幅下降，一方面威胁电网安全运行，另一方面会产生力率调整电费，对供用电双方均会产生损失。

(2)在光伏项目投资的初期，企业未来二十年的用电情况是无法预控的。企业在建设光伏发电系统时，有必要将无功补偿装置配置考虑进去，即使夜间光伏不出力，也可作为系统无功补偿设备，提高电网线路输电能力。

(3)本文提出了智能型混合滤波补偿方案，安装在用户用电负荷端，能实现感性、容性双向动态无功跟踪补偿，满足电网和用户的无功需求，提高功率因数，对光伏发电并网用户设备配置具有一定的指导意义。