采取不同补偿方案后的线路电压见图10。

       方案1：末端补偿电抗器补偿。图10(a)为2.2节中每户接入0.01 MW光伏发电引起电压越限时采取不同容量电抗器补偿后线路电压的变化曲线。可以看出，补偿容量为0.03 Mvar时，线路末端电压为404 V，整条线路上电压都满足国标要求。

       方案2：中央主控 + 逆变器无功功率控制。在线路上装设一套中央控制器，采集线路各用户电压后，按照一定电压控制目标进行算法求解，得出每户逆变器需要吸收的无功功率，再以指令形式发送至每户逆变器执行。

       如果控制每一点电压均为1.0 pu，则需要吸收的无功容量较大，因此可控制线路电压按照一定斜率升高，最后一点电压为标准要求的最高电压，且平均每户逆变器吸收无功功率均等。  

       1）逆变器控制方案1。控制线路各点电压为1.0 pu，以算例说明2种控制方案下逆变器的无功需求，采用方案1时，每2个用户之间的电压差为

       QU1 = QU4 = QU7 = 0.026 Mvar，QU2 = QU3 = QU5 = QU6 = QU8 = 0.025 Mvar，共需无功容量为0.2 Mvar，补偿后线路各点电压曲线如图10(b)所示。可见，若控制每一户电压为380 V， 需要吸收的无功功率过大。

       2）逆变器控制方案2。控制线路末端的电压不超过Umax。在第2种情况下，根据指定的电压控制方案，8个用户点逆变器吸收的无功功率均为 0.006 Mvar，总容量为0.048 Mvar，此时线路各点电压满足控制要求，其值如下：U0 = 380 V； U1 = 385.8 V；U2 = 391V；U3 = 395.4V；U4 = 399.2V；U5 = 402.2V；U6 = 404.5V；U7 = 406.1V；U8 = 406.8V。线路各点电压曲线如图10(c)所示。可见，在这种情况下，逆变器吸收的无功功率比控制每一点电压为 380 V时吸收的无功功率大大降低，线路各点电压也在电压偏差要求的范围内。

       方案3：安装储能装置。图11为每户接入 0.01 MW光伏发电后，8个用户电压在1 d 24 h的变化曲线，其中8号用户的电压最高，且光伏发电接入后的9~17 h期间8号用户的电压超出1.06 pu。因此，在9~17 h内限制每个光伏发电出力只发5 kW，共储存电能34 kW⋅h，在晚高峰光伏没有出力时段消纳这些电能。