第一章 引言

随着“双碳”目标推进，分布式光伏作为清洁电力的重要来源，在配电网中的接入规模持续扩大，配电网逐渐从传统电力分配载体转变为“源网荷储”协同的综合能源平台，其对光伏的消纳能力成为制约光伏开发价值的关键。然而，分布式光伏出力受光照、季节、天气影响呈强间歇性与波动性，高渗透率接入易引发配电网电压波动、功率逆向流动、设备过载等问题，不仅降低能源利用效率，还威胁电网安全运行。当前，配电网光伏消纳能力评估缺乏统一量化标准，且储能系统与光伏的协同控制机制不完善，难以有效缓解光伏出力波动。因此，研究配电网分布式光伏消纳能力评估及储能协调控制技术，对释放光伏消纳潜力、保障配电网稳定运行具有重要现实意义。

第二章 配电网分布式光伏消纳能力评估基础

2.1 配电网的拓扑结构与分布式光伏接入特性（接入位置、容量、出力波动）

配电网多呈辐射状拓扑结构，包含干线、分支线及配电变压器，不同节点的负荷密度、线路阻抗存在差异，直接影响光伏接入后的功率分布与电压水平。分布式光伏接入特性主要体现在接入位置、容量与出力波动三方面：接入位置上，靠近负荷中心的光伏可就近消纳，减少线路损耗；接入偏远节点则易因功率传输导致电压越限。接入容量需与配电网线路载流量、变压器容量匹配，容量过大易引发设备过载。出力波动是核心特性，受光照强度、云层遮挡、温度影响，日内出力呈“双峰”曲线，阴天或多云天气出力骤降，极端天气甚至中断，这种波动会打破配电网功率供需平衡，增加消纳难度。

2.2 影响光伏消纳能力的核心因素（负荷特性、电网约束、调控手段）

影响配电网光伏消纳能力的核心因素可分为负荷特性、电网约束与调控手段三类。负荷特性方面，负荷规模与时空分布决定本地消纳基础，高峰负荷时段与光伏出力高峰重叠度高，可提升消纳率；若负荷低谷时光伏出力高，易出现功率盈余^[1]。电网约束是硬性限制，包括线路载流量（避免过载）、节点电压偏差（需在±7%范围内）、变压器容量（防止过负荷），超出约束则需限制光伏出力。调控手段则是提升消纳的关键，传统调控（如切负荷、限光储）灵活性差，而储能系统、柔性负荷调控等新型手段，可通过平抑光伏波动、转移负荷需求，突破电网约束，显著提升消纳能力。

2.3 光伏消纳能力评估的关键指标（最大接纳容量、消纳率、电压偏差）

光伏消纳能力评估需依托科学的关键指标，核心包括最大接纳容量、消纳率与电压偏差。最大接纳容量是配电网在满足所有运行约束下，可接入的光伏最大总容量，是评估消纳潜力的核心指标，需结合潮流计算与约束校验确定。消纳率反映光伏实际利用效率，计算公式为“实际消纳的光伏电量/光伏总发电量×100%”，消纳率低意味着大量光伏电力因电网约束被弃用，需通过优化调控提升。电压偏差是评估电网安全的重要指标，光伏接入后若节点电压偏差超出允许范围，表明消纳能力已达上限，需限制光伏出力或采取调压措施，三者共同构成消纳能力评估的完整指标体系^[2]。

第三章 分布式光伏消纳能力评估方法与储能协调控制策略

3.1 基于潮流计算与场景模拟的光伏消纳能力量化评估方法

基于潮流计算与场景模拟的量化评估方法，先通过场景模拟构建光伏出力与负荷的典型场景。结合历史数据，采用蒙特卡洛法生成不同光照、负荷条件下的多组场景，涵盖光伏出力高峰/低谷、负荷高峰/低谷等极端情况，确保场景覆盖性。再对各场景进行潮流计算，采用牛顿-拉夫逊法或前推回代法，计算不同光伏接入容量下的线路功率、节点电压、设备负载率，校验是否满足电网约束。逐步增加光伏容量，直至某一场景触发约束（如电压越限、线路过载），此时的光伏容量即为该场景下的最大接纳容量。最后综合多场景结果，取最小值作为配电网整体最大接纳容量，实现消纳能力的精准量化。

3.2 储能系统与分布式光伏的协同运行机制（功率平抑、峰谷调节）

储能系统与分布式光伏的协同运行，通过功率平抑与峰谷调节两大机制提升消纳能力。功率平抑机制针对光伏出力波动，储能系统实时监测光伏出力，当出力骤升时，储能充电吸收盈余功率，避免配电网功率过载；当出力骤降时，储能放电补充功率缺口，维持功率稳定，通常采用滚动时域控制策略，以1-5分钟为周期动态调整充放电状态，将光伏出力波动控制在配电网可承受范围。峰谷调节机制则利用储能充放电特性，光伏出力高峰且负荷低谷时，储能充电存储盈余电力；负荷高峰且光伏出力低谷时，储能放电满足负荷需求，实现“削峰填谷”，减少功率逆向流动与弃光现象，提升光伏消纳率与配电网运行效率^[3]。

3.3 面向配电网安全的储能分层协调控制策略（本地控制、区域协调）

面向配电网安全的储能分层协调控制策略，分为本地控制与区域协调两层。本地控制层针对单站储能与光伏组合，以“就地平衡”为目标，基于本地监测数据（光伏出力、节点电压、负荷）自主决策充放电，如当接入节点电压超限时，储能通过放电或充电快速调压，响应时间控制在秒级，解决局部小范围的运行问题，保障单点安全。区域协调层则由配电网调度中心统筹，整合区域内多组光伏-储能系统、负荷数据，当局部调控无法满足约束（如多节点电压越限）时，调度中心通过通信网络下发协调指令，调整不同储能的充放电优先级与功率分配，实现区域内功率全局平衡，避免单点调控引发的连锁反应，确保配电网整体安全稳定运行。

第四章 结语

本文围绕配电网分布式光伏消纳能力评估及储能协调控制技术展开研究，系统梳理了配电网拓扑与光伏接入特性，明确了消纳影响因素与评估指标，构建了基于潮流计算与场景模拟的量化评估方法，设计了储能与光伏的协同运行机制及分层协调控制策略。研究表明，科学的消纳评估可精准掌握配电网光伏承载潜力，储能协同控制能有效平抑光伏波动、突破电网约束，提升消纳率与电网安全性。但研究仍存在局限，如未充分考虑极端天气下的多场景耦合评估，且区域协调控制的通信延迟问题有待优化。未来需深化多约束耦合评估模型，结合5G、边缘计算技术提升控制实时性，为高渗透率光伏下的配电网安全运行提供更完善的技术支撑。

参考文献

[1]罗涛,赵高帅,闫大威,张章.考虑配电网主动重构的分布式光伏消纳能力概率化评估方法[J].电力系统及其自动化学报,2025,37(1):64-73.

[2]蓝伟,郑丹.分布式光伏消纳下的低压配电网储能规划研究[J].光源与照明,2025(1):135-137.

[3]袁方方,赵江信,郭宝甫,田盈,王小凯,王银.分布式光伏电源与配电网协调控制策略研究[J].电测与仪表,2020,57(24):116-124.