2026-09-11 · Edison-pq-doctor · 黑石 · Robert Black

工商业分布式光伏接入后的电能质量问题及治理思路

摘要

分布式光伏接入并不必然造成电能质量问题，但会改变原有配电系统的潮流方向、无功平衡及网络阻抗特性，从而使传统补偿和控制策略的适用边界发生变化。本文以某电子元件制造企业低压并网现场抽测为依据：接入光伏的1600 kVA变压器在约316 kW有功负荷下，进线测得约180 kvar容性无功、功率因数约0.87超前；同期未接光伏的两台变压器无功均为感性。测试期间补偿柜退出运行，进线有功始终为正，可排除电容器过补和有功倒送。在此基础上，讨论光伏接入后可能出现的谐波与并联谐振风险、电压抬升问题，并提出“先监测、后诊断，再确定治理措施”的工程思路。功率因数异常为实测结论；谐波谐振、电压越限为机理推演与行业经验，不作为本现场异常认定。储能在电压暂降等供电质量问题中的应用具有进一步研究价值，本文不作实证结论。

关键词： 分布式光伏；电能质量；功率因数；无功补偿；谐波；电压越限

1 引言

截至2025年底，全国光伏发电装机容量达12亿kW，其中分布式光伏5.3亿kW，约占光伏总装机的44%^[1]。国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》对分布式光伏的开发建设、并网运行等环节作出规范^[2]。工商业用户侧由单纯受电逐步转为“负荷与分布式电源并存”，潮流由单向变为双向。

传统工业配电中，电能质量问题主要来自负荷侧。光伏接入后，更值得关注的往往不是“逆变器本身坏了”，而是：原有配电系统的运行条件发生了什么变化，原有的补偿、控制和保护策略是否仍然适用。本文不以“光伏存在四类电能质量问题”作为主线，而以一次真实现场测试为起点，把坐实的无功问题讲清楚，再把谐波、电压作为同类场景需要校核的风险加以讨论。

2 典型现场案例：光伏接入后的容性无功

2.1 项目概况与测试条件

某电子元件制造企业厂区为两路10 kV进线，配置4台变压器：1号、2号各2500 kVA，3号、4号各1600 kVA，4号本次未测。3号变低压侧接入分布式光伏：屋顶组件约280 kWp，5台组串式逆变器交流侧额定合计约250 kVA，经低压并网柜接入3号变低压母线。各台变压器低压侧均配置约480 kvar接触器投切无功补偿。测试仪器为Class A级电能质量分析仪。

测试于2026年8月某工作日下午进行。测试期间1、2、3号补偿柜均临时退出，以观察系统自然无功。1号、2号变监测时长分别约90 min以上，3号变约17 min。录波覆盖低出力时段，光伏关口有功约50 kW。3号变补偿柜日常为自动投切；测试窗内退出，不能把当日录波写成补偿正在投入。

2.2 主要测试结果

3号变进线实测：相电压214～219 V（典型218 V，约−0.9%），有功170～556 kW（典型约316 kW，全程为正），无功约−84～−212 kvar（典型约−180 kvar，容性），功率因数典型值0.87超前，THDu约2.1%，THDi约1.4%。同期1号、2号变未接光伏，无功均为感性，见表1。

表1 三台变压器同期实测对比（补偿柜均已退出）

图1 3号变低压进线有功与无功实测趋势（变压器进线侧，非光伏关口）

图2 三台变压器无功对照。同一时段、补偿均未投；无功符号随“是否接入光伏”变化，不随电容柜变化

3号变进线约−180 kvar是净值，不是逆变器单独输出了180 kvar。同厂、同日、补偿同样未投，未接光伏的变压器无功为感性，说明厂区负荷整体为感性；3号变负荷侧亦应消耗感性无功。因此逆变器侧容性输出应大于180 kvar。光伏关口无功未单独计量，本文不把180拆成两笔“实测”。

2.3 为什么功率因数低不能直接加电容

传统补偿逻辑是：负荷呈感性、功率因数偏低，因而投入电容器。本案例说明，光伏接入后这一逻辑可能失效。3号变功率因数约0.87，但无功已经是容性。若只按功率因数大小投电容，将进一步加深容性无功。

排除分析如下。（1）测试期间补偿柜退出，现场约180 kvar容性无功不是电容器直接造成；短时试投一组电容仅使无功向容性多出约20 kvar，解释不了180 kvar。（2）进线有功始终为正，可排除有功倒送。（3）轻载约−90 kvar容性时电压并不明显偏低；有功上台阶时无功同步由约−90 kvar增至约−180 kvar，电压仅变化1～2 V，不像逆变器按电压缓慢调节。综合表1对照，初步判断容性无功主要来自逆变器的无功控制策略，而非电容过补。

需分清两个计量点。进线有功约316 kW是厂区用电，光伏关口有功约50 kW才是逆变器出力。逆变器交流额定约250 kVA，运行范围受视在容量圆约束：

*P*² + *Q*² ≤ *S*_N² (1)

按式(1)，50 kW时无功上限约245 kvar。进线−180 kvar是净值，245 kvar是上限，二者不相等。单台50 kVA级逆变器做不到这一量级，五台已并联到同一并网柜，同一套容性无功策略即可同向输出。这说明逆变器被设置为输出容性无功，而不是单位功率因数运行。满发时视在容量被有功占满，容性无功不易被常规抄表发现；低出力时段剩余容量自动打出容性无功，才是本案能够测到的窗口。

图3 进线实测点与逆变器容量圆。进线约316 kW、−180 kvar对应视在约364 kVA，画不进250 kVA的圆；关口约50 kW时圆内无功上限约245 kvar，与进线净值180 kvar不是同一物理量

即使逆变器运行于单位功率因数（Q=0），光伏有功接入仍可能降低滞后功率因数。功率因数定义为

cos*φ* = *P* / √(*P*² + *Q*²) (2)

光伏接入后，若无功不变而有功减小，滞后功率因数下降。数值示例：负荷500 kW、300 kvar感性，接入前功率因数0.857；接入300 kW光伏且逆变器Q=0后，净有功200 kW，功率因数降至0.555。稀释作用只解释滞后功率因数变差，解释不了本案0.87超前。本案主因仍是容性倒送。

传统无功补偿控制器多按单向潮流、识别感性不足来投切。母线已呈容性时，若日常仍按“功率因数低→投电容”动作，将加重容性。此为控制逻辑风险。测试窗内补偿已退出，当日录波不是过补。若在已有约−180 kvar容性时再投入一面约180 kvar辅柜，无功约−360 kvar，功率因数约0.66超前——此为推演，不是投运效果。

因此，对同时存在光伏和传统补偿的用户，应先判断无功的方向、大小和来源，再决定是否投切。功率因数不能作为“要不要加电容”的唯一判据。

3 光伏接入后的谐波与并联谐振风险

本案例测试期间补偿柜退出，THDu约2.1%，各次谐波低于参考限值。本文不把本案例认定为谐波异常现场。以下讨论针对存量纯电容补偿与光伏并存的一般风险，不是对本现场谐振的证明。

光伏逆变器输出电流含有谐波分量。GB/T 37408—2019对并网逆变器输出电流谐波提出要求^[3]。逆变器出口谐波与公共连接点（PCC）系统谐波不是同一指标。本次测点在变压器进线，THDi约1.4%反映进线电流畸变，不能直接当作单台逆变器出口谐波。多台逆变器同次谐波在PCC的合成遵循矢量叠加，工程估算方法见GB/T 14549—1993附录C^[4]，不能按“台数×单台谐波电流”算术相加后当作系统谐波。

光伏并网后，系统谐波源特性及网络等效阻抗可能变化。当系统等效电感与补偿电容形成的谐振频率接近主要谐波激励频率时，可能出现谐波放大。理想LC回路谐振频率为

*f*_r = 1 / (2π√(*L*_s*C*)) (3)

问题的关键不是“光伏一定会引起谐振”，而是：接入以后，原有补偿系统是否仍处于可接受的阻抗频率范围。行业可见的损坏路径是：未装光伏时电容柜长期运行，并网后出现过热、熔断或鼓包；检测往往发现某次谐波附近存在放大。这是多因素共同作用的结果，涉及电网等值阻抗、变压器漏抗、电容容量、是否串抗、负荷谐波源、逆变器输出阻抗与控制，以及系统阻尼，不能写成“光伏带来了新的谐波频率，因而触发谐振”。

工程上常采用串联电抗器构成失谐支路，以改变补偿支路的频率特性。电抗率k=X_L/X_C时，串联谐振对应次数约为

*n* = 1 / √*k* (4)

不同电抗率的选择应结合短路容量、补偿容量、谐波特征和目标谐振频率校核，不能把某一电抗率写成所有工业现场的固定配置。电容器运行后容量衰减会使k变小、串联谐振点上移，带串抗装置也需要定期核对电容状态。工频附近的并联谐振与开关频率附近的宽频振荡机理不同；本案无宽频实测，宽频振荡只作风险提示。

并联谐振条件下，电容容量的数量级估算可采用

*Q*_C ≈ *S*_k / *h*² (5)

式中S_k为母线短路容量，h为谐波次数。式(5)仅用于工程数量级判断，不可替代基于系统等值阻抗频率特性的谐振分析；实际校核宜按GB/T 14549附录B计算谐波阻抗^[4]。以3号变1600 kVA、阻抗电压约6%估算，低压侧短路容量约26.7 MVA，5次谐振对应电容约1070 kvar，高于该柜约480 kvar的配置。本现场测试时补偿已退出，谐波电压正常，上述估算不是本现场发生谐振的证明，只说明谐振风险必须按具体参数校核，并非凡纯电容、凡光伏接入都必然谐振。

对已安装纯电容补偿的光伏用户，并网或扩容后宜重新评估谐波及谐振风险。GB 50227—2017对变电站并联电容器装置的串抗设置分别采用“应”“宜”等表述^[5]，其适用范围与用户低压柜并不等同，不能直接当作工商业现场的强制条款。

4 光伏接入后的电压变化

传统配电的电压问题多表现为末端偏低。光伏出力较大、负荷较小时，有功可能由用户侧向上级电网流动，并网点及局部线路电压可能抬升。线路电压变化可近似表示为

Δ*U* = (*PR* + *QX*) / *U* (6)

低压线路R/X比较高，有功项往往不可忽略。数量级示例：某低压出线R=0.08 Ω、X=0.04 Ω，余电上网三相有功80 kW、容性无功10 kvar，线电压按0.4 kV计，ΔU约17 V，其中电阻项约占94%。这说明在高R/X比线路上，靠调节无功来压电压，效率有限。

本案例3号变进线典型218 V，约−0.9%，光伏抬升被偏低的系统电压掩盖，未出现电压越限。因此本文不把电压越限作为本现场异常结论，只作为同类场景需要关注的运行问题。

工程上还应区分两类要求。用户侧供电电压偏差按GB/T 12325—2008考核^[6]；分布式电源另有连续运行电压范围及保护要求^[7]。两者考核对象不同。用户电压合格，不等于并网点不存在运行风险，也不等于逆变器不会在另一套区间里动作。判断时应同时看电网本底电压、线路阻抗、光伏出力、负荷水平以及逆变器控制范围，而不是只核对用户电压是否越限。

治理上仍宜先分清有功主导还是无功主导，再匹配措施：参数与分接头、有功降额、逆变器无功控制、动态无功补偿，以及末端长线路上直接修正幅值的串联调压。本现场电压未越限，未采用硬件调压，以上为原则性讨论。

5 工程治理原则

上述案例说明，光伏接入以后，若干“默认逻辑”需要重审：功率因数低不一定要加电容；进线THDi高不一定等于公用电网谐波超标；电压偏高不一定是逆变器故障；出现谐波不一定立即安装有源滤波装置。

对工商业分布式光伏用户，建议按下列顺序开展。

第一，建立运行数据。至少掌握并网点及主要变压器的有功、无功、电压、电流、功率因数和谐波，并与光伏出力对照。本案为低出力时段抽测，用来说明容性倒送；覆盖全工况的连续监测是推荐流程，不是本文已经完成的工作。

第二，判断问题来源。功率因数要区分感性无功、容性无功和电流畸变造成的下降；谐波要区分谐波源、系统阻抗和可能的谐振放大；电压要区分电网本底、线路阻抗和光伏出力。

第三，再确定措施。无功问题优先核对逆变器参数，必要时更换能识别四象限的控制器，或配置动态无功补偿；谐波问题结合谐波源和阻抗选择失谐支路或有源装置；电压问题按主导因素选择控制或一次侧措施。有功接入造成的滞后功率因数稀释，不能靠把逆变器改成单位功率因数来消除，需要补偿装置跟着净有功变化。

核心原则可以概括为：先监测，后诊断；先确定问题，再选择设备。

6 储能：值得进一步研究的方向

光伏、储能与工业负荷进一步融合后，储能有可能成为电压暂降、短时功率支撑和出力波动等问题的技术手段之一。它能够快速调节有功，这是传统无功补偿装置不具备的能力。部分方案还可结合快速切换，为重要负荷提供短时供电保障，动作时间和能否替代不间断电源须按负荷特性校核。

本文没有储能参与电能质量治理的工程案例，不对工程效果作实证结论，也不把储能写成与功率因数、谐波、电压并列的第四类已验证问题。后续若具备现场数据，再对储能在电压暂降、快速功率支撑和光储荷协同控制中的作用作专题讨论。

7 结语

分布式光伏接入并不必然导致电能质量问题，但会改变原有配电系统的潮流方向、无功平衡及网络阻抗特性，从而使传统补偿和控制策略的适用边界发生变化。

本案例表明，仅依据功率因数大小决定是否投入电容器可能误判。接入光伏的3号变压器在约316 kW有功下出现约180 kvar容性无功，而未接光伏的变压器在相同测试条件下为感性无功；测试时补偿退出，日常补偿仍为自动投切。这说明逆变器无功策略与传统补偿系统需要协调。

谐波和电压同样不能简单归因于光伏设备本身，应结合运行数据、系统阻抗、网络结构和控制策略判断。面对分布式光伏快速发展的工业用户配电系统，电能质量治理正在由单一设备补偿转向源、网、荷的协调；储能在电压暂降等问题中的应用值得另文研究。基本工程原则仍然是：测清楚、诊断清楚，再决定怎么治理。

参考文献

1. 国家能源局. 2025年可再生能源并网运行情况[EB/OL]. (2026-02-12)[2026-08-27]. https://www.nea.gov.cn/20260212/742b8c6a078347b0b39de676c05c5d58/c.html.
2. 国家能源局. 分布式光伏发电开发建设管理办法[Z]. 2025.
3. GB/T 37408—2019, 光伏发电并网逆变器技术要求[S]. 北京: 中国标准出版社, 2019.
4. GB/T 14549—1993, 电能质量 公用电网谐波[S]. 北京: 中国标准出版社, 1993.
5. GB 50227—2017, 并联电容器装置设计规范[S]. 北京: 中国计划出版社, 2017.
6. GB/T 12325—2008, 电能质量 供电电压偏差[S]. 北京: 中国标准出版社, 2008.
7. GB/T 33593—2017, 分布式电源并网技术要求[S]. 北京: 中国标准出版社, 2017.