新能源及分布式电源接入浙江配电网适应性研究

何英静，李 帆，沈舒仪，王曦冉

（国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008）

0 引言

近年来，为适应经济发展方式转变和能源结构调整需要，以光伏、风电为代表的新能源发电正逐步成为浙江省能源发展战略的重要组成部分。分布式电源的接入增加了系统备用电源的数量与容量，一定程度上提高了系统的可靠性。但当分布式电源的渗透率提高至一定程度后，系统的部分负荷必将由分布式电源主动承担，此时配电网上级降压变电站的容量配备理论上可以小于系统总负荷。在这种情况下，由于光伏、风电等分布式电源出力的波动性及其自身可靠性等原因，其出力不足或退出运行可能会导致系统缺电，从而影响系统的可靠性。同时光伏、风电等新能源接入配电网后，配电系统从单电源结构变为多电源结构，引起潮流大小和方向发生改变；不同类型、容量的分布式电源分散在不同位置，电网运行中会出现靠近分布式电源的地方电压幅值有所升高，甚至超过电压要求上限的情况；由于分布式电源出力变化随机性大，使得电压波动大，容易出现闪变。为反映分布式电源接入前后配电网运行状态的变化情况，以下从可靠性、负载率、短路电流、电能质量4个方面进行适应性研究。

1 适应性研究评价

适应性研究是对某一地区电网根据给定的新能源及分布式电源规划方案接入的适应能力研究。

根据各地区新能源及分布式电源的特点，从电源类型、电压等级、城农网等不同纬度考虑，选取浙江嘉兴秀洲光伏园区配电网、尖山新区分布式光伏接入配电网、尖山区域风电站接入配电网等作为研究对象，分析现状配电网对各类新能源接入的适应性研究评价。

1.1分析评价方法

采用指标评分加权的方法对待评价的区域电网进行适应性评价。基本思路为：根据待评价区域的基础数据，计算得到《分布式电源接入电网评价导则》中的各指标值和对应的指标评分，再由公式（1）计算得到各指标的加权评分值，得到适应性分析结果。

式中：M为所选区域电网的适应性评分；yk为所选区域电网的第k项具体指标数值；m为所选区域电网评价的指标项数，m≤10；wk为所选区域电网的第k项具体指标权重，m项权重之和应为1。

若选择的待评价区域电网较大，不便于整体分析，可采用分层分区思想，将电网评价范围划分为区域电网、各电压等级电网、各分区电网3层；若同一个电压等级中存在电气联系较弱或相对独立的分区电网，且每个分区均有电源接入，应进一步划分出分区电网。电网分层结构如图1所示。

图1 电网分层结构

分层分区完成后，采用层次分析法，进行区域电网评价，方法如下：根据指标评分加权方法可得到各分区电网适应性评分，然后由公式（2）计算各电压等级电网适应性评分，由公式（3）得到区域电网适应性评分值。

式中：Mi表示序号为i的电压等级电网适应性评分；Wi表示电压等级序号为i，分区序号为Aj的分区电网的适应性评分权重，Aj项权重之和应等于1。

式中：MMREA为分布式电源接入后区域电网的适应性评分；n为区域电网评价的不同电压等级数量，n≤5；Wi表示电压等级序号为i的电压等级电网的适应性指标权重，n项权重之和应等于1。

1.2 评价流程

适应性评价流程如图2所示：

（1）确定电网评价区域范围。

（2）搜集所选区域的电网基础数据，包含电源数据、变压器数据、线路数据、负荷数据等。

（3）根据电网基础数据，计算评价指标体系中的各指标值。

（4）根据导则评分公式计算各指标的评分值。

（5）根据式（1）计算所选评价区域的评分值。

（6）评价结论分为3级，得分大于0分为“具备较强适应能力”，0分为“具备适应能力”，小于0分为“不具备适应能力”。

（7）根据所选评价区域的评分值进行适应性分析，对“不具备适应能力”的方案，重新改造再进行适应性评价。

图2 适应性评价流程

2 案例分析

通过3个典型案例对新能源及分布式电源接入配电网的适应性进行论述分析。

2.1 秀洲光伏园区分布式光伏接入配电网（城网分布式电源）

根据规划资料，秀洲光伏高新技术产业园区光伏渗透率达18.7%。对分布式光伏项目并网进行DigSilent仿真计算，仿真按照分布式电源的不同出力分为5个场景，场景1—5中分布式电源出力分别为100%，80%，50%，30%，0%，计算结果如图3—6所示。

图3 秀洲光伏园区短路电流

图4 秀洲光伏园区变压器负载率

图5 秀洲光伏园区各场景支路负载率

图6 秀洲光伏园区节点电压偏移率

分布式电源接入系统后，不满足N-1的变压器增加比例为0%，不满足N-1的线路增加比例为-11.1%，因此变压器、线路可靠性的指标分值分别为0分和1.67分，可靠性指标总分值为1.67分。负载率、短路电流、电能质量指标总分值均为0分。

可见，秀洲光伏园区配电网结构相对完善，供电能力充足，光伏接入方案合理。新能源发展未对秀洲电网安全运行造成负面不利影响，区域电网对新能源接入具备较强适应能力，不需要进行分布式电源接入系统规划方案调整工作。

2.2 尖山新区分布式光伏接入配电网（农网分布式电源）

根据规划资料，尖山新区光伏渗透率达60%。通过对其分布式光伏项目并网进行仿真计算知，可靠性、负载率、短路电流及电能质量指标分值均为0分。其可靠性、电能质量分析结果如下：

2.2.1 可靠性

变电站低压侧母线光伏消纳能力受节点电压约束和支路功率约束影响较小，主要受变电站主变压器（以下简称主变）N-1约束。正常情况下光伏输出功率能够安全倒送；当一台主变故障，考虑运行主变的短时过载能力。忽略光伏输出功率在传输时网络损耗，表达如下式：

110 kV尖山变电站（以下简称尖山变，其余类推）主变容量为（1×5+2×8）万 kVA， 1 台 5 万kVA变压器，电压变比为110/35/10 kV；2台8万kVA变压器，电压变比为110/20 kV。2016年，尖山变最大负荷9.58万kW，光伏接入容量11.05万kW，考虑供区零负荷且光伏满出力，尖山1号主变倒送1.05万kW，尖山2号和3号光伏倒送功率约7.8万kW，1号主变不满足N-1要求，但可通过联络线路转供，2号和3号主变满足N-1要求；考虑供区最大负荷，光伏满出力（80%）、半出力（40%）、零出力情况，主变下送潮流分别为0.72万kW，5.15万kW，9.58万kW，零出力时1号主变负荷可以通过低压侧线路转供，2号和3号主变满足N-1要求。

但1号主变低压侧的线路转供能力有限，随着负荷的增长，电网运行可靠性将受到影响。

同样测算，安江变2台主变N-1均能通过。

2.2.2 电能质量

利用OPENDSS仿真软件采用解耦分析法及连续潮流法开展仿真计算，仿真的重点是线路负载率和节点电压。

对尖山区域典型日各台主变低压侧母线运行电压进行仿真计算，结果如图7—9所示。

图7 尖山1号主变低压侧母线电压

图7—9表明：尖山变1号主变10 kV侧母线电压在1.044～1.058 p.u.波动，平均值为1.053 p.u.；2号主变20 kV侧母线电压在1.045 6～1.050 3 p.u.波动，平均值为1.048 2 p.u.；3号主变20 kV侧电压在 1.041～1.056 p.u.波动，平均值为 1.051 p.u.。1号主变整体负荷较轻，电压相对较高；2号主变20 kV低压母线较为平稳；3号主变20 kV低压母线波动相对较大，主要原因是3号主变所辖馈线一日之内负荷波动较大，但母线电压仍然在所规定的允许范围之内。

图8 尖山2号主变低压侧母线电压

图9 尖山3号主变低压侧母线电压

可见，尖山新区配电网结构相对完善，供电能力充足，光伏接入方案合理，表示该区域电网为“具备适应能力”。但考虑极端情况下大规模并网对电网安全运行造成影响，春节等特殊时段存在出力倒送情况，不断增长的负荷亦将影响区域电网整体供电可靠性，有必要补强完善。建议方案如下：加强区域配电网络建设；对部分辐射状的公用配电线路进行联络补强，在此基础上，对线路负荷分布进行调整，减轻部分重载线路的负载率，确保联络线路转供能力，以满足全线转供要求。

2.3 尖山区域风电接入配电网（新能源电站）

通过对尖山110 kV中广核风电场接入系统进行适应性分析。中广核尖山风电场接入后，可靠性、负载率、短路电流、电能质量分值均为0分，表示区域电网为“具备适用能力”，中广核尖山风电场接入系统规划方案较为合理，不需要进行接入系统规划方案调整工作。

综上所述，通过对可靠性、负载率、短路电流、电能质量等情况进行分析，结合权重设置，对区域电网适应性进行综合评分，3个典型区域综合评价结果如表1所示。

表1 电网适用性评价结果

3 结语

通过对新能源及分布式电源规划方案接入的适应能力进行研究，发现浙江35 kV及以上配电网接纳新能源的能力较强，但需注意因新能源接入对电网电能质量造成污染，做好电源接入的电能质量评估工作，并提出针对性的治理措施。相对而言，农村电网存在电网结构薄弱、设备水平偏低、供电半径较长、就地消纳能力偏弱等问题，10 kV及以下分布式电源的大规模接入往往会降低配电网的可靠性、电能质量水平，需统筹考虑分布式电源的分布及接入规模，加快相关配套工程建设，优化配网结构，提高设备配置水平，保证分布式电源接入后安全稳定运行。

为避免局部电网出现新能源发电集中接入带来的消纳问题，需合理安排新能源建设时序，科学规划新能源发电接入方案。随着新能源发电渗透率的提高，多个谐波源叠加对电网电能质量影响也需要重点关注。建议加强对投运后的新能源发电功率预测及运行监控工作，对电源侧开展电能质量监测，以满足电网安全稳定运行。

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