CN109599892A - 一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法，包括以下：建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型；确定分布式光伏接入电网后配电网安全标准及电网参数计算方法；开展区域分布式光伏资源总量评估，预测规划年分布式光伏发展水平；确定规划年电网网架及运行方式，确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置和大小信息，在系统中建模分析电网潮流；不同情景模式时，分析10千伏规划电网分布式光伏消纳能力；根据分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平。本方法能够有效分析现状和规划电网分布式光伏的消纳能力，解决常规电网对分布式电源的接入问题，促进电网和分布式光伏的协调发展。
Description
技术领域
本发明涉及光伏发电领域，特别涉及一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法。
背景技术
随着世界范围内环境质量的不断下降，以及传统的化石燃料资源日益枯竭，人们越来越提倡绿色环保的生活概念。作为典型的清洁可再生能源，光伏由于其资源丰富、应用范围广等特点，近年来得到了飞速的发展。2017年光伏装机已超过了煤电、核电，成为全球最大的新增电力装机品种。随着大量分布式光伏接入10千伏配电网，其发电出力间歇性和波动性的特征给配网运行带来了很大挑战。目前配电网对分布式能源的并网采取“接入即忘记”的管理方式，配电网规划也很少考虑分布式电源接入对电网的影响，不少区域已出现分布式光伏无法消纳的情况。接下来伴随着成本下降，分布式光伏仍会迎来大规模的增长，急需一种可供推广的10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估方法，促进分布式光伏和电网的协调发展。
发明内容
本发明就是为了解决10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估问题。
为实现上述发明目的，本发明采取以下技术方案：
一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法，包括以下步骤：
S1、建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型；
S2：开展区域分布式光伏资源总量评估，预测规划年分布式光伏发展水平；
S3：确定规划年电网网架及运行方式，确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息，在电网仿真软件中建模分析电网潮流；
S4：不同情景模式时，分析10千伏规划电网分布式光伏消纳能力；
S5：根据步骤S4得到的分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平；
优选地，步骤S1中，电网分布式光伏消纳能力评估模型，包括：电网安全稳定运行可承载能力模型C1，电网最大消纳容量模型C2；其中，模型C1是：从电网的安全稳定运行角度出发，确定分布式光伏接入电网后配电网安全标准、约束条件、电网参数及电网参数计算方法，按照约束条件，分析光伏接入后电网参数；模型C2是电网本地最大消纳容量，即光伏出力可以在本地就近消纳的最大能力，满足潮流不倒送至220千伏电网。
优选地，所述约束条件包括：
D1：主变最大负载能力；
D2：线路最大负载能力；
D3：接入点电压在规定的最大和最小值范围内；
D4：接入点电压不平衡在规定范围以内；
D5：接入点谐波在规定范围以内；
D6：各节点短路电流不超过规定的最大值。
优选地，所述电网参数包括：电网各节点电压偏差、电压不平衡、谐波、短路电流水平、线路负载率和主变最大负载率。
优选地，所述电网参数计算方法如下：
A1、电压偏差：
电压偏差(％)＝(实际电压－ε额定电压)/额定电压×100％；
A2、电压不平衡：
式中：εU1表示三相电压的正序电压不平衡度，单位为百分比；εU2表示三相电压的负序电压不平衡度，单位为百分比；U1表示三相电压的正序分量方均方根，单位为伏(V)；U2表示三相电压的负序分量方均方根，单位为伏(V)；U0表示三相电压的零序分量方均方根，单位为伏(V)；
A3、谐波：
第i个用户注入公共连接点的第h次谐波电流允许值为：
式中：Sk1表示公共连接点的实际最小短路容量，单位为MVA；Sk2表示基准短路容量，单位为MVA；Ihi表示第h次谐波电流允许值，单位为A；Si表示第i个用户的用电协议容量，单位为MVA；St表示公共连接点的系统供电设备容量，单位为MVA；α表示相位叠加系数； A4、短路电流：
IK＝IK1+IK2
式中：IK为分布式光伏接入后故障点最大短路电流，IK1为不考虑光伏电站接入时故障点最大短路电流，IK2为仅考虑光伏电站接入时分流至故障点最大短路电流，ES为配电系统等效主电源；ZS为主电源的等效阻抗；ZL1为不考虑光伏电站接入时线路等效阻抗；ZL2为所接光伏线路等效阻抗；ZLD1为光伏系统等效阻抗；IPV为光伏电站注入的电流。
A5、负载率，包括线路负载率和主变负载率，
线路负载率TL：
式中：TL表示线路负载率(％)；PL表示线路最大传输功率；KL表示分布式光伏接入后最大出力；SL表示线路最小计算负荷；
主变负载率TS：
式中：TS表示主变负载率(％)；PS表示主变额定功率；KS表示分布式光伏接入后最大出力；SS表示主变最小计算负荷。
优选地，步骤S3中，包括以下步骤：
S31、根据不同类型区域发展情况，评估分布式光伏所在位置及资源总量；
S32、根据电网规划的目标年限，结合近期的政策及市场情况估算规划目标年分布式光伏发展水平,确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息。
优选地，步骤S4中，包括以下步骤：
S41、确定规划年电网网架及运行方式；
S42、依据S41中的电网网架及运行方式，建立10千伏电网及主变电网模型，将负荷和分布式光伏接入电网中，仿真分析电网潮流，建立电网潮流仿真模型。
优选地，步骤S5中，包括以下步骤：
S51、在电网潮流仿真模型中，采用不同情景模式，评估电网规划网架在各种最恶劣情况下的运行情况，校验电网规划的合理性；
S52、设定各种情景，根据步骤S1中建立的模型，分析光伏接入后的电网参数是否满足需求。
优选地，步骤S6中，根据分布式光伏消纳能力分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平。
优选地，分布式光伏消纳能力分析结果和针对性措施，包括：
B1、在主变和10千伏线路负载率超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整、主变或线路增容改造的方式提高电网消纳水平；
B2、在电压偏差超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取添加储能装置、增加无功补偿、主变或线路增容改造、增加10千伏有载调压变压器的方式提高电网消纳水平；
B3、在三相电压不平衡导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取改变光伏接入线路位置的方式提高电网消纳水平；
B4、在谐波超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取增加谐波补偿装置的方式提高电网消纳水平；
B5、在分布式光伏倒送至220千伏电网导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取增加添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整的方式提高电网消纳水平。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
本发明采用的评估方法，能有效地分析现状和规划电网分布式光伏的消纳能力，提供了常规电网对分布式电源接入依据，促进了电网和分布式光伏的协调发展。
进一步地，通过建立10千伏电网分布式光伏消纳能力评估模型，确定分布式光伏接入后电网消纳能力计算方法，建立对电网消纳能力的评估基础。
进一步地，通过区域分布式光伏发展水平评估，明确区域分布式光伏发展潜力、水平和目标年规划，建立了对电网消纳能力的评估依据。
进一步地，通过对负荷和分布式光伏的定点定容、最小计算负荷选取和电网建模潮流分析，确保了电网分布式光伏消纳分析结果的准确性。
进一步地，通过选取多情景分析方式，分析10千伏规划电网在最恶劣情景下的运行情况，保证了电网对于各类运行条件下的适应性。
附图说明
图1是本发明实施例的流程图。
具体实施方式
本发明的一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法，针对多情景模式下，对10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法，分析10千伏规划配网对于区域分布式光伏发展的适应性，便于促进分布式光伏发电和电网的协调发展。
本发明的评估方法，包括以下步骤：
S1、建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型；
S2：开展区域分布式光伏资源总量评估，预测规划年分布式光伏发展水平；
S3：确定规划年电网网架及运行方式，确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息，在电网仿真软件中建模分析电网潮流；
S4：不同情景模式时，分析10千伏规划电网分布式光伏消纳能力；
S5：根据步骤S4得到的分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平；
本评估方法通过建立10千伏电网分布式光伏消纳能力评估模型，确定电网消纳能力分析的原则和边界条件；开展区域分布式光伏资源总量评估，预测规划年分布式光伏发展水平；通过对负荷和分布式光伏的定点定容分析，在系统中建模分析电网潮流；通过选取多情景分析方式，论证分布式光伏接入后电网存在问题；根据10千伏规划电网分布式光伏消纳能力分析结果，针对性制定措施提高电网消纳水平，实现了对10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的有效评估。
本发明的一个具体实施例中，步骤S1所述建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型，具体方法如下：
S11、根据分布式发电市场化交易试点文件相关要求，分布式电源就近消纳不能倒送至220 千伏电压等级，因此，为满足此要求，本发明对电网光伏消纳容量设置两个模型：电网安全稳定运行可承载能力模型C1，电网本地最大消纳容量模型C2；
S12、电网安全稳定运行可承载能力模型C1，从电网的安全稳定运行角度出发，确定分布式光伏接入电网后配电网安全标准、约束条件、电网参数及电网参数计算方法，根据约束条件，分析光伏接入后电网参数。
约束条件包括：
约束条件1：主变最大负载能力；
约束条件2：线路最大负载能力；
约束条件3：接入点电压在规定的最大和最小值范围内；
约束条件4：接入点电压不平衡在规定范围以内；
约束条件5：接入点谐波在规定范围以内；
约束条件6：系统短路电流不超过规定的最大值；
所述电网参数包括：电网各节点电压偏差、三相电压不平衡、谐波和短路电流水平，以及考虑潮流倒送后的线路负载率和主变最大负载率。
电网参数的计算方法，分别描述如下：
电网参数1、电压偏差：
根据《电能质量供电电压允许偏差》(GB12325-2008)规定，在电力系统在正常运行条件下，用户受电端供电电压的允许偏差为：10kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％；其计算方法为：
电压偏差(％)＝(实际电压－额定电压)/额定电压×100％
电网参数2、电压不平衡：
根据《电能质量三相电压允许不平衡度》(GB/T15543-2008)规定：电力系统公共连接点正常运行方式下，电压不平衡度允许值为2％，短时间不得超过4％。
其计算方法为：
式中：U1-三相电压的正序分量方均方根，单位为伏(V)；
U2-三相电压的负序分量方均方根，单位为伏(V)；
U0-三相电压的零序分量方均方根，单位为伏(V)。
εU1表示三相电压的正序电压不平衡度，单位为百分比；εU2表示三相电压的负序电压不平衡度，单位为百分比；电网参数3、谐波：
根据《电能质量公用电网谐波》(GB/T14549-93)规定：分布式光伏接入电网引起的谐波不应超过各电压等级的总谐波畸变率，其中10千伏电网电压总谐波畸变率不超过4.0％，奇次谐波电压含有率不超过3.2％，偶次谐波电压含有率不超过1.6％。
其计算方法为：
第i个用户注入公共连接点的第h次谐波电流允许值为：
式中：
式中：Sk1表示公共连接点的实际最小短路容量，单位为MVA；Sk2表示基准短路容量，单位为MVA；Ihi表示第h次谐波电流允许值，单位为A；Si表示第i个用户的用电协议容量，单位为MVA；St表示公共连接点的系统供电设备容量，单位为MVA；α表示相位叠加系数。
电网参数4、短路电流：
分布式光伏接入电网引起变电站内母线的短路电流水平不应超过16-25kA。其中短路电流的计算考虑分布式电源接入后的故障点三相金属性短路故障运行方式下的最大短路电流。
计算方法如下：
IK＝IK1+IK2
式中：IK为分布式光伏接入后故障点最大短路电流，IK1为不考虑光伏电站接入时故障点最大短路电流，IK2为仅考虑光伏电站接入时分流至故障点最大短路电流，ES为配电系统等效主电源；ZS为主电源的等效阻抗；ZL1为不考虑光伏电站接入时线路等效阻抗；ZL2为所接光伏线路等效阻抗；ZLD1为光伏系统等效阻抗；IPV为光伏电站注入的电流。
电网参数5、负载率，包括线路负载率和主变负载率：
分布式光伏接入电网后的线路和主变负载不应超过安全容量，即线路和主变负载率不超过 100％。
计算方法如下：
线路负载率：
式中：TL—线路负载率(％)；PL—线路最大传输功率；
KL—分布式光伏接入后最大出力
SL—线路最小计算负荷。
主变负载率：
式中：TS—主变负载率(％)；PS—主变额定功率；KS—分布式光伏接入后最大出力；SS—主变最小计算负荷。
S13、电网本地最大消纳容量模型C2，是指光伏出力可以在本地就近消纳的能力。以供电区光伏出力最大时刻下的最小负荷为基准，考虑电网实际参数，计算在最大光伏发电出力、最小电网负荷状态下的潮流分布，满足分布式电源就近消纳不能倒送至220千伏电网的要求。
电网实际参数包括主变容量、电网拓扑结构、主变最大允许负载率、线路最大负载率。
本发明的一个具体实施例中，步骤S2所述开展区域分布式光伏资源评估，预测规划年分布式光伏发展水平，具体包括如下步骤：
S21、根据不同类型区域发展情况，评估分布式光伏所在位置及资源总量。
结合高精度卫星航拍图，将区域分为工业园区、农村区域、城镇区域；
其中工业园区现有区域结合屋顶安装适用度和区域光照条件分析屋顶式光伏所在位置及资源总量，规划空白地块考虑规划空地规划及新能源发展系数；农村区域结合百万屋顶计划、农村户数、现有户用新能源发展水平及屋顶适宜安装条件，参考国外光伏发展较饱和区域 10％-20％的居民安装比例，测算农村区域所在位置及资源总量；城镇区域根据航拍屋顶资料，结合市政部门提供的屋顶条件评估所在位置及资源总量。
S22、根据电网规划的目标年限，结合近期的政策及市场情况估算规划目标年分布式光伏发展水平,确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息。
根据不同类型区域，分别确定电网负荷位置、容量大小和分布式光伏的位置和大小信息：其中城镇区域根据空间负荷预测法进行预测；农村区域根据自然村的位置和负荷进行预测；分布式光伏位置和容量大小根据步骤S3分布式光伏资源发展水平和位置进行预测。本发明的一个具体实施例中，步骤S3所述确定规划年电网网架及运行方式，确定电网负荷位置、容量大小和分布式光伏的位置和大小信息，在系统中建模分析电网潮流，具体计算方法如下：
S31、确定规划年电网网架及运行方式：根据电网规划目标年数据，获得线路的网架结构、线路型号、线路走径和开关分布；
S32、结合步骤S41确定的电网网架及运行方式，步骤S32中确定电网负荷位置、容量大小和分布式光伏的位置和大小，在潮流仿真软件中建立10千伏电网及主变电网模型，将电网负荷和分布式光伏接入电网中，仿真分析电网潮流，建立潮流仿真模型。
本发明的一个具体实施例中，步骤S5所述不同情景模式时，分析10千伏规划电网分布式光伏消纳能力，具体计算方法如下：
S41、根据步骤S32中的潮流仿真模型，采用多情景分析方法，评估电网规划网架在各种最恶劣情况下的运行情况，校验电网规划的合理性；
S42、根据不同情景，结合步骤S1中的评估模型，分析光伏接入后电网参数是否满足要求。
本发明的一个具体实施例中，情景一选取最大网供负荷、最小分布式光伏出力时刻，用来分析电网规划网架在最大负荷需求下的运行情况，其中线路和主变最大负荷取自电网规划负荷预测结果。根据S1建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型C1，分析光伏接入后的电网各节点电压偏差、三相不平衡、谐波和短路电流水平，以及潮流倒送后的线路负载率和主变最大负载率，评估各指标是否满足需求。
本发明的一个具体实施例中，又一情景选取最大分布式光伏出力、最小计算负荷时刻，用来分析电网规划网架在最大分布式光伏出力状况下的运行情况。其中线路负荷和主变最小计算负荷结合光伏每年的最大出力时间(一般为每年4月份)，选取线路和主变最小负荷日下11-14点最小负荷确定。根据S1建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型 C1，分析光伏接入后的电网各节点电压偏差、三相不平衡、谐波和短路电流水平，以及考虑潮流倒送后的线路负载率和主变最大负载率，评估各指标是否满足需求。
本发明的一个具体实施例中，再一情景选取最大分布式光伏出力、最小计算负荷时刻，用来分析电网规划网架在最大分布式光伏出力状况下的潮流倒送情况。根据S1建立10 千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型C2，分析最大分布式光伏倒送情况下的潮流分布，评估潮流是否倒送至220千伏电网。
本发明的一个具体实施例中，步骤S5所述根据10千伏规划电网分布式光伏消纳能力分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平。具体方法如下：
S61、针对主变和10千伏线路负载率超标导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整、主变或线路增容改造的方式提高电网消纳水平；
S62、针对电压偏差超标导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取添加储能装置、增加无功补偿、主变或线路增容改造、增加10千伏有载调压变压器的方式提高电网消纳水平；
S63、针对三相电压不平衡导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取改变光伏接入线路位置的方式提高电网消纳水平；
S64、针对谐波超标导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取增加谐波补偿装置的方式提高电网消纳水平；
S65、针对短路电流导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取调整电网接线方式，多母线分裂运行或母线分段运行，加装限流电抗器或其他短路电流限的方式限制短路电流水平；
S66、针对分布式光伏倒送至220千伏电网导致分布式光伏无法消纳的情况，可采取增加添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整的方式提高电网消纳水平。
以上内容是结合具体的/优选的实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，其还可以对这些已描述的实施例做出若干替代或变型，而这些替代或变型方式都应当视为属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种10千伏规划电网分布式光伏消纳能力的评估方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1、建立10千伏规划电网分布式光伏消纳能力评估模型；
S2：开展区域分布式光伏资源总量评估，预测规划年分布式光伏发展水平；
S3：确定规划年电网网架及运行方式，确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息，在电网仿真软件中建模分析电网潮流；
S4：不同情景模式时，分析10千伏规划电网分布式光伏消纳能力；
S5：根据步骤S4得到的分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平。
2.根据权利要求1所述评估方法，其特征在于：步骤S1中，电网分布式光伏消纳能力评估模型，包括：电网安全稳定运行可承载能力模型C1，电网本地最大消纳容量模型C2；其中，
模型C1是：从电网的安全稳定运行角度出发，确定分布式光伏接入电网后配电网安全标准、约束条件、电网参数及电网参数计算方法，按照约束条件，分析光伏接入后电网参数；
模型C2是电网本地最大消纳容量，即光伏出力可以在本地就近消纳的最大能力，满足潮流不倒送至220千伏电网。
3.根据权利要求2所述评估方法，其特征在于：所述约束条件包括：
D1：主变最大负载能力；
D2：线路最大负载能力；
D3：接入点电压在规定的最大和最小值范围内；
D4：接入点电压不平衡在规定范围以内；
D5：接入点谐波在规定范围以内；
D6：系统短路电流不超过规定的最大值。
4.根据权利要求2所述评估方法，其特征在于：所述电网参数包括：电网各节点电压偏差、电压不平衡、谐波、短路电流水平、线路负载率和主变最大负载率。
5.根据权利要求2所述评估方法，其特征在于：所述电网参数计算方法如下：
A1、电压偏差：
电压偏差(％)＝(实际电压－ε额定电压)/额定电压×100％；
A2、电压不平衡：
式中：εU1表示三相电压的正序电压不平衡度，单位为百分比；εU2表示三相电压的负序电压不平衡度，单位为百分比；U1表示三相电压的正序分量方均方根，单位为伏(V)；U2表示三相电压的负序分量方均方根，单位为伏(V)；U0表示三相电压的零序分量方均方根，单位为伏(V)；
A3、谐波：
第i个用户注入公共连接点的第h次谐波电流允许值为：
式中：Sk1表示公共连接点的实际最小短路容量，单位为MVA；Sk2表示基准短路容量，单位为MVA；Ihi表示第h次谐波电流允许值，单位为A；Si表示第i个用户的用电协议容量，单位为MVA；St表示公共连接点的系统供电设备容量，单位为MVA；α表示相位叠加系数；
A4、短路电流：
IK＝IK1+IK2
式中：IK为分布式光伏接入后故障点最大短路电流，IK1为不考虑光伏电站接入时故障点最大短路电流，IK2为仅考虑光伏电站接入时分流至故障点最大短路电流，ES为配电系统等效主电源；ZS为主电源的等效阻抗；ZL1为不考虑光伏电站接入时线路等效阻抗；ZL2为所接光伏线路等效阻抗；ZLD1为光伏系统等效阻抗；IPV为光伏电站注入的电流；
A5、负载率，包括线路负载率和主变负载率，
线路负载率：
式中：TL表示线路负载率(％)；PL表示线路最大输送功率；KL表示分布式光伏接入后最大出力；SL表示线路最小计算负荷；
主变负载率：
式中：TS表示主变负载率(％)；PS表示主变额定功率；KS表示分布式光伏接入后最大出力；SS表示主变最小计算负荷。
6.根据权利要求1所述评估方法，其特征在于：步骤S2中，包括以下步骤：
S21、根据不同类型区域发展情况，评估分布式光伏所在位置及资源总量；
S22、根据电网规划的目标年限，结合近期的政策及市场情况估算规划目标年分布式光伏发展水平,确定电网负荷位置、容量大小及分布式光伏的位置、容量大小信息。
7.根据权利要求1所述评估方法，其特征在于：步骤S3中，包括以下步骤：
S31、确定规划年电网网架及运行方式；
S32、依据S31中的电网网架及运行方式，建立10千伏电网及主变电网模型，将负荷和分布式光伏接入电网中，仿真分析电网潮流，建立电网潮流仿真模型。
8.根据权利要求7所述评估方法，其特征在于：步骤S4中，包括以下步骤：
S41、在电网潮流仿真模型中，采用不同情景模式，评估电网规划网架在各种最恶劣情况下的运行情况，校验电网规划的合理性；
S42、设定各种情景，根据步骤S1中建立的模型，分析光伏接入后是否满足需求。
9.根据权利要求1所述评估方法，其特征在于：步骤S5中，根据分布式光伏消纳能力分析结果，针对性制定措施，提高电网消纳水平。
10.根据权利要求9所述评估方法，其特征在于：分布式光伏消纳能力分析结果和针对性措施，包括：
B1、在主变和10千伏线路负载率超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整、主变或线路增容改造的方式提高电网消纳水平；
B2、在电压偏差超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取添加储能装置、增加无功补偿、主变或线路增容改造、增加10千伏有载调压变压器的方式提高电网消纳水平；
B3、在三相电压不平衡导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取改变光伏接入线路位置的方式提高电网消纳水平；
B4、在谐波超标导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取增加谐波补偿装置的方式提高电网消纳水平；
B5、在分布式光伏倒送至220千伏电网导致分布式光伏无法消纳的情况下，采取增加添加储能装置、网架重构、负荷或光伏接入优化调整的方式提高电网消纳水平。
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