整縣屋頂光伏推進背景下的配電網技術研究

呂超然 ，呂 翔 ，張文瑤

（1.國網河南博愛縣供電公司，河南 博愛 454450;2.國網河南焦作供電公司，河南 焦作 454150;3.國網河南孟州市供電公司，河南 孟州 454750）

1 整縣屋頂分布式光伏發展現狀及趨勢

2021 年6 月20 日，國家能源局綜合司正式下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，擬在全國組織開展整縣推進屋頂分布式光伏開發試點工作。《通知》明確，黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于50%；學校、醫院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于40%；工商業廠房屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于 30%；農村居民屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于20%。

2021 年9 月8 日，國家能源局綜合司正式下發《關于公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》，各省共報送試點縣區676 個（其中河南66 個，覆蓋所有的地市），全部列為整縣屋頂分布式光伏開發試點。通知要求，各地電網企業要在電網承載力分析的基礎上，配合做好省級電力規劃和試點縣建設方案，充分考慮分布式光伏大規模接入的需要，積極做好相關地區電網規劃，加強配電網建設改造，做好屋頂分布式光伏接網服務和調控運行管理。

1.1 光伏發展現狀及規模預測

截至2021 年底，河南全省光伏總裝機容量為1156 萬kW，占全省總裝機容量的14%；各類屋頂光伏接近390 萬kW，占光伏總裝機容量的33.7%。

從安裝位置看，現有屋頂光伏裝機容量61.7%為住宅屋頂，37.3%為工商業廠房，剩余1%為黨政機關、學校等公共建筑；從并網電壓看，72.9%的用戶為380 V，26.8%的用戶為220 V，0.3%的用戶為10 kV；從消納模式看，84%的用戶為全額上網，15.9%用戶為自發自用、余電上網，不足0.1%的用戶為全部自用。

“十四五”期間，河南分布式光伏新增裝機約2000 萬～2300 萬kW。其中，66 個整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點擬建設規模約1500 萬kW；試點之外的地區分布式光伏開發規模約500 萬～800 萬kW。

1.2 分布式光伏消納現狀

截至2021 年底，河南省未發生棄風、棄光現象，但受調峰能力制約，全省現狀接納能力已接近極限。

電網整體消納能力。截至2021 年底，河南省風電、光伏裝機規模已達到3406 萬kW，占全省電源總裝機比例超過30%，裝機容量首次進入國網前五。2021 年河南省新能源發電464 億kW·h，同比增長85.0%，占全社會用電量的12.7%，同比上升5.3%。為保障新能源全額消納，須要利用大型機組啟停、省間調峰資源互濟等多種特殊措施，消納形勢十分嚴峻。

現狀電網承載力。依據DL∕T 2041-2019《分布式電源接入電網承載力評估導則》，按照區縣→地市→省自下而上順序初步測算，現階段河南屋頂分布式光伏可新增裝機空間約2062 萬kW。其中，市轄區、縣域裝機空間分別為1130 萬kW、932 萬kW。同時，配電網的分布式光伏承載力會隨著氣候變化、負荷演變、電網建設、電源接入等動態變化，須動態定期進行評估。

試點地區電網承載力。近九成的整縣屋頂分布式光伏開發試點規劃建設規模超出地區配電網承載力。粗略統計，河南66 個整縣屋頂分布式光伏開發試點可新增裝機空間約780 萬kW，僅為1500 萬kW規劃建設規模的一半。按照單個試點20 萬～30萬kW 平均裝機規模判斷，除新鄉縣、濟源、鄭州金水區、鄭州高新區、新密、登封、航空港區、長葛8 個區縣外，其余58 個試點光伏開發規模均超出其現狀電網承載力。

1.3 分布式光伏并網技術及管理現狀

河南電網管轄范圍內10 kV 及以上分布式光伏主要通過電力調度數據網和無線公網兩種方式實現運行信息的實時采集。380/220 V 接入的低壓分布式光伏，通過營銷用采系統實現每15 min 一個點的并網運行信息采集，但數據可靠性、實時性方面尚不能達到運行控制的需要。

目前分布式光伏設計、建設、驗收、運維等由于缺乏統一標準，質量參差不齊，并且缺乏有效運維，發生異常故障得不到及時處理可能進而影響配電網的安全穩定運行。部分電站缺少防雷、防孤島等裝置。部分分布式光伏報裝容量與接入電壓不匹配，造成發電功率與所在層級負荷嚴重不匹配情況。易造成網絡阻塞，勢必增加電網改造工程量，影響電網運行的效率和效益，對系統經濟性和安全性造成不利因素。

2 整縣屋頂分布式光伏當前存在問題

2.1 電網規劃投資方面

按照整縣屋頂分布式光伏開發試點申報方案，全省66 個試點地區申報開發屋頂光伏1500 萬kW，根據各類屋頂光伏自發自用電量調研分析結果，考慮屋頂光伏設備的平均利用小時數為1000 h，則公司合計減少約售電量76 億kW·h；按2021 年全省平均電價為0.56 元/kW·h 計算，預計公司每年減少經營收入約42.55 億元。

根據目前了解的66 個試點縣申報方案及擬開發規模，“十四五”期間，為滿足屋頂分布式光伏接入需求，電網在加快中低壓配電設施改造的同時，須同步對上級供電線路及變電站等進行建設改造，電網服務分布式光伏接入的投資在38 億元以上。如推廣或擴大試點規模，電網配套投資將進一步加大。

2.2 電網承載消納方面

配網運行特性發生將發生本質改變。配電網已發展成雙向有源網絡，分布式光伏發電功率反送現象日趨明顯，中低壓線路及配變反送重載問題逐步顯現，特別在農村地區表現的尤為明顯。隨著光伏接入規模的不斷增長，其影響已經擴散至高壓配網甚至主網層次。未來隨著整縣光伏的推進，分布式光伏將呈現更大范圍的上送趨勢。

源荷特性難以實現時空匹配。光伏出力存在明顯的空間性、間歇性和季節性特點。河南光伏資源多集中在南部和西部地區，而負荷多集中在中部和北部地區。光伏發電出力最大出現在午間，且夏季出力＞春秋出力＞冬季出力，而近年來河南省用電負荷高峰主要發生在夏冬季節的晚間。從省網整體來看，考慮午間分布式光伏大發影響，省網用電負荷特性將發生變化，午間省網用電負荷“深伏”特點突出，日最低負荷可能出現在午間，調峰受阻新能源消納風險加劇。因此，夏冬季晚間光伏無法滿足用戶的供電需求，須電網企業預留足夠的備用火電容量。

整體消納與局部阻塞風險并存。目前，河南電網已接入大量新能源電站，電網消納空間已被大量占用，推進屋頂光伏須充分考慮電網整體消納能力和局部阻塞風險。從整體看，隨著特高壓直流送電功率的提升和新能源裝機的快速增長，省內調峰資源嚴重不足，難以滿足新能源快速增長需求。從局部看，全省新能源大發時段，各級電網潮流上送明顯，部分配電網超負荷運轉，局部電網斷面存在新能源送出阻塞風險。

2.3 配電網運行控制方面

電壓雙向越限。分布式光伏并網使配電網由單電源變成了多端電源。由于光伏逆變器通常運行于純有功發電（功率因數接近1），并且中低壓配電網線路阻抗偏大，所以往往導致光伏側電壓過高，從而帶動臺區電壓抬高。在調研中發現，光伏側電壓抬高甚至會導致逆變器自身過電壓保護動作使光伏脫網，由于缺少監控裝置，用戶往往不能及時掌握信息，不能排除故障，從而影響發電收益。而部分用戶則將逆變器保護電壓設定值抬高避免過電壓脫網，但此種方式可能會對附近用電設備產生負面影響。在電壓調節方面，配電臺區電壓主要通過調整配變檔位、投切電壓無功設備等手段進行調節，實時性差，難以及時跟蹤臺區電壓變化；當低壓供電線路較長時，末端容易出現“低電壓”問題。因此，分布式光伏逆變器部分臺區出現“白天電壓高、夜間電壓低”的問題，即在日照較好的情況下，出現功率倒送致使出現電壓越限問題；在夜間負荷高峰時段，部分用戶又存在“低電壓”問題。以南陽市西峽l0 kV 重農線西營拆遷區臺區為例，臺區內有41 個光伏用戶接入，總合同容量302.58 kW，臺區容量400 kW，滲透率為75.56%，2021 年6 月1 日中午11:00 達到三相高壓越線峰值(A 相相電壓245.8 V、B 相相電壓246.6 V、C 相相電壓246.1 V）。

諧波超標影響電能質量。分布式光伏高比例接入地區，變流器等電力電子元件大規模接入電網，導致電網諧波污染問題日趨嚴重。特別是近年來強調優化運營商環境，對接入的光伏逆變設備消諧裝置未作強制要求，或者要求未嚴格落實，對電網設備壽命、安全穩定運行、電能質量都產生負面影響。根據監測顯示，未經諧波治理條件下，部分監測點總諧波電流畸變率已超10%。對于低壓臺區諧波的監控工作，也存在考核點為并網點，而并非用戶的接入點，所以造成諧波在線監測、監督工作缺少手段；諧波電流限值計算尚未統一。

三相不平衡與線損問題。戶用分布式光伏單相并網進一步加劇低壓配電網三相不平衡，甚至出現單相過載的現象。而且，在三相不平衡低壓網絡中，除正序電流產生的損耗外，還有負序電流及零序電流產生的損耗，總網絡損耗也因此加大，降低了電網運行的經濟性。2021 年，河南全省共出現臺區不平衡151810 臺次，共27968 個臺區出現臺區不平衡現象，其中，接有光伏的臺區數量為5756 個，占比20.58%。數據顯示，部分臺區的三相均衡狀況受到光伏并網裝機影響。

配電網調控運行難度加大，增加分布式光伏觀測面臨盲區。按照目前運行現狀，380/220 V 低壓并網分布式光伏利用電能表采集當天電量，無法實現電力實時傳輸功能，河南全省有超過300 萬kW 的低壓光伏出力無法真實采集，只能通過估算得出。利用屋頂鋪設分布式光伏，按照估算容量和目前的接入系統規范，預計大量光伏將通過380/220 V 低壓接入電網，暫無法要求其通過調度數據網或無線安全接入區接入實時發電信息，如不解決將造成信息采集盲區，將對新能源出力采集，以及用電負荷預測等工作造成困難。

2.4 配電網運維檢修方面

增加臺區故障率。分布式光伏發電高峰期時瞬間負荷劇增會引起臺區漏電保護器故障；由于分布式光伏并網斷路器未與臺區出口斷路器進行級差配置，易產生戶用光伏設備本身故障導致越級跳閘的風險；配電線路故障時可能出現“光伏孤島”現象，由于系統供電狀態未知，將造成以下不利影響：孤島效應可能導致接地、相間短路等故障不能及時清除，從而導致電網設備的損害，干擾電網正常供電系統的自動或手動恢復。當孤島系統與電網恢復正常時，一方面，斷路器等裝置會因為光伏并網發電系統與電網發生不同步而損壞，另一方面，在并網恢復瞬間，因電壓相位不同產生很強的沖擊電流，損壞相關設備。

增加電網檢修安全風險。目前對于10 kV 分布式光伏與380/220 V 分布式光伏及臺區反孤島裝置配置并未做強制要求，各地區配置情況差異較大，并且由于后續運維缺失，裝置誤動作、不動作概率大幅增加，檢修過程中極易發生反送電觸電事故，嚴重危及作業人員人身安全。針對上述問題，基層人員采用逐戶拉下分布式光伏并網斷路器的方式防止檢修時光伏倒送電。但由于戶用分布式光伏數量多且較為分散，容易遺漏，若此時形成非計劃孤島狀態，極易引發人身觸電風險。

配網運維檢修人才隊伍短缺。基層人員光伏相關技能欠缺且意識準備不足，根據調研情況目前供電所層面運維人員缺乏光伏相關技術知識，且對整縣光伏推進給配網帶來的影響缺乏足夠重視。缺乏相關技術培訓與標準規范，目前尚未開展針對基層運維人員的光伏知識培訓，針對整縣光伏接入推進，尚未制定或修訂相關標規范，以引導分布式光伏有序、平衡發展，安全、可靠運行。缺少運維系統支撐，現階段尚未實現分布式光伏的可觀、可測、可控，對分布式光伏運行情況掌握手段匱乏。

3 總體解決方案

為解決整縣分布式光伏全面推廣對電網規劃投資、承載消納、運行控制、運維檢修方面帶來的問題。須對配電網在結構形態、運檢技術、調度控制、管理機制4 個方面進行升級。提升配電網在大規模分布式電源接入后的安全穩定和經濟高效運營。

3.1 結構形態升級，提升主配網光伏消納承載力

開展配電網承載力和消納能力評估研究。聚焦整縣屋頂光伏開發地區，深化光伏承載力分析和消納能力評估的指導應用，支撐新能源及分布式光伏接入評審，優先安排接入消納條件較好的區域、避免扎堆接入消納能力限制區域，確保分布式光伏安全有序的接入電網。

推進配電網規劃與光伏接入有序銜接。結合地區屋頂光伏開發安排，適時組織分布式光伏上送需求摸排。對于承載能力較弱的配電網，結合規劃適時開展升級改造，提升配電網接入和消納能力。統籌地區用戶及電源接入需求，結合年度電網滾動規劃，調整110 kV 和35 kV 規劃項目，滿足試點地區分布式光伏“應接盡接、全額消納”。

開展配電網結構和形態升級關鍵技術研究。基于大規模分布式光伏接入配電網發展形勢，開展配電網規劃關鍵技術研究。重點開展縣（區）域網架與新能源及分布式電源發展的適應性；深化分布式電源、微電網等廣泛分布的配電網規劃技術研究，指導分布式電源等安全、有序的接入配電網；開展新形勢、新要求下的配電網建設改造原則和標準研究，推動配電網結構、形態及功能升級。選擇合適區域試點開展新型電力配電網規劃示范區，為應對大規模分布式光伏接入提供規劃技術支撐。

推進用能結構升級提升光伏就地消納能力。大力推進全社會用能結構升級。實施綠色公共機構改造行動，在全省黨政機關辦公區開展“合同能源管理+電能替代”集中示范。推動綠色農業發展，聚焦“糧藥茶煙”農業四大領域，全面推廣電烘干技術，持續擴大替代規模效應。在大棚種植、畜牧和水產養殖等領域，推廣農光互補等新技術，在鄉村旅游領域持續打造全電景區，打造一批電氣化示范村。持續推進充電基礎設施建設，推進規劃布局，將充電設施建設發展規劃納入城鄉發展規劃，提前做好充換電設施落地方案。

3.2 運檢技術升級，夯實配電網可靠運行基礎

在分布式光伏整縣推進背景下，加快推進光伏接入臺區智能融合終端的建設工作，實現整縣分布式光伏臺區融合終端全覆蓋。構建以融合終端為核心的臺區智能互動體系，實現分布式光伏的可觀、可測、可控、可調。依托不同場景下的源網荷儲資源，以“運行安全、運維智能、運營高效”為目標因地制宜開發應用。助力構建以新能源為主體的新型電力系統，積極服務“碳達峰、碳中和”目標實現。重點實施6 項關鍵技術。

3.2.1 實時數據全采集

通信方式：集中式儲能裝置在臺區側本地化部署，采用RS485 通信。光伏逆變器安裝在用戶側，采用物聯通信單元，將HPLC/RF 和RS485 不同的信道互相轉換實現數據交互。

實時采集：臺區智能融合終端周期采集臺區下轄光伏逆變器和儲能裝置的實時數據及告警信息，實現對并網設備狀態全面實時掌握。

實時數據：輸入/輸出功率、電壓、電流、有功、無功、發電量等。

告警信息：并網狀態、故障停運、輸出過流、孤島告警、故障通信、充放電狀態等。

3.2.2 并網多重保護

主動孤島保護：要求并網設備必須帶有穩定可靠的防孤島保護功能，當出現孤島現象，并網設備必須在規定時間內自動脫離電網。

App 自動控制：當監測到低壓配電臺區全停電或某一分支線路停電時，分布式光伏電源消納App立即向停電線路下的所有戶用逆變器或儲能裝置發送離網指令，起到防孤島的雙重保護。

遠程遙控離網：當運維人員對線路進行檢修時，為確保人身安全，支持在云主站手動對戶用的逆變器或儲能裝置發送停機脫離電網的指令操作。

3.2.3 過壓動態調節

高滲透率分布式光伏易導致臺區電壓升高，傳統解決方案是降低戶用安裝光伏的容量或變壓器增容。新技術采用對逆變器的動態功率調節實現過壓調節，并及時上送過壓告警狀態至配電云主站。

3.2.4 儲能有序調節

基于智能融合終端，實現配電臺區側儲能設備的有序調節，實現如下功能：增加臺區有功調節能力、抑制三相不平衡、提高無功補償能力、削峰填谷。

3.2.5 諧波監測治理

基于智能融合終端，實現配電臺區側諧波監測：不低于21 次三相電壓諧波實時監測；對于諧波嚴重干擾到電網正常運行的逆變器，靈活做告警乃至停機處理。

3.2.6 三相不平衡及線損調節

基于智能融合終端，實現配電臺區側三相不平衡實時檢測。發下不平衡指標超標，及時投入三相不平衡調節裝置，實現動態調節控制低壓配電網損耗最低。

3.3 調度控制升級，實現源網荷儲協同互動

建立新型配網調度控制模式。以現有配網圖模系統為基礎，建立并完善分布式電源建模，研究應用基于多種通信模式的分布式電源運行信息接入技術，探索基于非專用網絡的高安全性調度控制模式，提高具備全景觀測、精準控制、主配協同的新型有源配網調度技術支持能力，實現“數據一個源、配網一張圖、業務一條線”，接入配網實時信息，基本實現有源配電網的安全調度。

升級大量分布式光伏接入后的配網保護應用。研究新型電力系統配電網故障機理及特性，掌握分布式電源對饋線故障特性的影響，分析新型配電網故障和擾動的響應機理及動態特性，提出新型配電網故障特征選取方法，實現分布式電源的最大利用率和故障快速隔離和供電恢復。

開展源網荷儲多元協調調度控制。針對分布式光伏大規模接入帶來的諸多問題，推動調度運行模式由傳統的“源隨荷動”向“源網荷儲多元協調調度控制”的方式轉變。建立源網荷儲綜合資源管理平臺，開展各應用場景下調度新能源消納能力評估和泛在資源互動響應關鍵技術的研究。

3.4 管理機制升級，促進隊伍素質優化提升

聯合多部門成立整縣光伏柔性團隊。明確工作職責和責任分工，成立支撐整縣屋頂分布式光伏工作柔性團隊。根據公司整體要求，制定工作目標，負責細化工作任務、管控工作進度、總結工作成效、推廣工作經驗，統籌落實各項工作內容。

制定完善相關標準規定為應對整縣屋頂光伏接入推進，計劃編制修訂出臺多項技術規范及典型事故案例，從而指引人員的技術水平和風險意識提高。

《分布式光伏并網技術標準》：明確面向整縣屋頂分布式光伏開發的分布式光伏接入中低壓配電網的典型模式、典型設計，完善已有分布式光伏并網相關技術標準，滿足并網設備標準化、狀態管控智能化、與用戶設備調控互動化等方面的要求。

《分布式光伏數據接入標準》：規范中低壓分布式光伏安全接入方式、數據接入、狀態管控與調控方式，切實提升配電網對中低壓分布式光伏的消納、平衡調節和安全承載能力。

《分布式光伏并網管理體系》：規范分布式光伏入網設備管理，完善儲能等配套支持政策體系，明確分布式光伏建設規范、設備性能、設備質量、并網接電、參與電網調節等監管要求，引導分布式光伏有序、平衡發展，實現分布式光伏“宜建盡建”“宜接盡接”。

《分布式光伏配電網工程建設規范》：統籌傳統配電網建設、改造和新型電力系統建設需求，制定整縣屋頂分布式光伏開發背景下配電網工程建設規范，優化配電網結構、設備選型、智能化等方面技術原則，明確中低壓配電設備、線路、網架建設要求。

強化基層人員技能培訓。建設有源配電網真型試驗場。為應對分布式電源與電力電子設備（分布式光伏、電動汽車充電樁等）對配電網安全穩定運行帶來的影響，進一步優化電力營商環境。建設涵蓋10 kV 架空線、電纜與臺區的配電網真型試驗場，解決配電網發展中遇到的實際問題，提升用戶用電可靠性，為配網新技術新設備的驗證、專業管理決策提供實驗支撐。

開展基層運維人員技能培訓。建立新型配電網實訓基地。開展針對基層運維人員的分布式光伏技能培訓，內容涵蓋：分布式光伏基本概念、基礎電力電子知識、常見故障解析、反孤島保護與防觸電技術要求等。開展分布式光伏實訓能力建設，通過理論與實操培訓相結合，提高基層運維人員技能水平。

4 結束語

“雙碳”背景下，新能源快速發展是必然趨勢，屋頂分布式光伏整縣開發符合國家政策和技術發展導向，應積極響應和支持。

整縣屋頂分布式光伏開發對電網規劃、運維檢修、調控運行、建設改造、計量交易和公司經營等方面產生重大影響，為促進分布式光伏健康有序安全發展，應充分銜接電網現狀承載力、能源消納能力以及發展規劃，由電網測算、政府下達分區域、分設備、分線路、分電壓等級的年度建議裝機容量，合理引導屋頂光伏發電資源的開發節奏和布局，優化節約配電網建設與運營成本，力促屋頂光伏開發和電網發展的雙贏。