分布式光伏規模化接入對配電網的影響診斷分析

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 分布式光伏接入配電網情況分析

1.1 分布式光伏接入分布特征

截至2022年底，河南全省分布式光伏裝機總容量1781.02萬 kW，分布式光伏用戶60.15萬戶，其中工商業用戶22.29萬戶，自然人光伏37.86萬戶。全省共有光伏臺區16.84萬個，涉及10 kV線路13191條。

分布式光伏裝機按照并網電壓等級分類情況：10 kV電壓等級并網總裝機容量為350.9萬 kW，共計4655個站點，并網容量占比19.7%。380 V電壓等級并網總容量為1380.62萬 kW，共計543373個站點，并網容量占比77.52%。220 V電壓等級并網總容量為49.5萬 kW，共計53513個站點，并網容量占比2.78%。

臺區滲透率（并網容量占臺區配變容量比例）：分布式光伏臺區共有168426個，其中滲透率低于40%的臺區107419個，占比63.78%；滲透率在40%～60%之間的臺區21528個，占比12.78%；滲透率在60%～80%之間的臺區16690個，占比9.91%；滲透率在80%～100%之間的臺區10913個，占比6.48%；滲透率在100%～200%之間的臺區10829個，占比6.43%；滲透率大于200%的臺區1047個，占比0.62%。由此可見，大部分臺區滲透率低于40%，臺區滲透率超過100%的占比僅為7.05%。

1.2 分布式光伏開發模式

當前河南省分布式光伏的開發模式主要包括自然人報裝與工商業報裝。自然人報裝的特點是報裝數量多、單體容量小，以戶用光伏為主；工商業報裝的特點是報裝數量少、單體容量大，以工業廠房、商業樓宇房頂為主。

1.3 分布式光伏發展趨勢

政策和市場雙重驅動下，河南分布式光伏發展速度將遠超前期規劃。《河南省“十四五”現代能源體系和碳達峰碳中和規劃》指出，預計到“十四五”末全省新增光伏并網容量1000萬 kW以上。但是，僅2022年新增超過770萬 kW。按照中國光伏行業協會估算，河南分布式光伏理論總體開發空間為83 GW（8300萬 kW），居全國之首，若以2022年的發展速度，十四五末河南預計將新增2100萬 kW分布式光伏，屆時分布式光伏裝機總量將達到3700萬，預計占裝機總量的33%。隨著光伏建設成本的降低、新能源政策的持續強化和各地“整縣屋頂光伏”試點項目的逐步落地，河南分布式光伏在未來仍將持續快速發展。

2 分布式光伏規模化接入和安全運行關鍵問題分析

2.1 分布式光伏超電網承載力開發并網

按照DL/T 2041?2019《分布式電源接入電網承載力評估技術導則》標準要求，分布式電源不能向220 kV及以上電網反送電，反送潮流不得超過設備容量的80%，當前河南省分布式光伏迅猛發展，部分地區光伏裝機容量已明顯超出電網承載力，且該問題日益嚴重，威脅電網設備安全運行。

2.2 分布式光伏規范接入問題

一是在電氣連接方面對標準執行的差異性較大。分布式光伏項目建設主體多，各項目在明顯斷開點設置、防雷設計、接地措施等方面的執行情況差異較大，缺乏統一設計。在設備選型方面未嚴格落實相關標準，在保護動作時間及整定值、電壓及頻率耐受性、防孤島保護、電弧智能檢測及快速切斷等方面與電網運行特性的適配性較差，安全風險較大。2022年8月份抽樣調研了18個地市的33個臺區共861個光伏用戶，其中314戶未按GB/T 29319?2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》配置明顯斷開點，占比36.5%，當發生電網停電后分布式光伏不能保證可靠退出，具有向線路反送電的風險，威脅作業人員人身安全。

二是部分設備在通信鏈路方面未落實標準要求，大量設備存在接入壁壘。一方面，部分逆變器未按GB/T 33592?2017《分布式電源并網運行控制規范》和NB/T 32004?2018《光伏并網逆變器技術規范》要求設置本地通信接口，造成數據采傳困難；另一方面，各品牌型號光伏設備的通信協議各異，嚴重影響通信效率。例如，2022年9月份抽查了2848個光伏用戶，其中135戶未開放光伏逆變器本地通信接口，1988戶本地通信接口被占用（涉及95類型號逆變器和8種通信規約），嚴重影響光伏數據接入。

三是設備接入缺乏安全認證，容易成為攻擊跳板。目前低壓側分布式光伏建設過程中，由于考慮成本，逆變器等設備未加裝加密芯片，缺乏身份鑒別、安全認證等防護措施，并且存在同一臺設備既接受電網調控，又接受外部光伏平臺調控的情況，在缺乏認證的情況下，入侵者可輕易接入，非法入侵光伏電站電力監控系統網絡，甚至攻擊部署在互聯網上的光伏平臺，控制大規模的光伏設備頻繁投退。

2.3 分布式光伏“可觀可測可控”能力不足

分布式光伏柔性控制需求日益迫切，但柔性控制的控制差異化配置方案和實施計劃尚未明確。河南省電力公司已提出了“1個基礎方案 + 5個升級方案”的分布式光伏“三可”技術路線，當前以基礎方案為主，后續對不同的未來場景平滑過渡到升級方案。基礎方案實現15 min級的“可觀可測”和“剛性可控”，能夠基本滿足業務需求，但隨著分布式光伏的快速發展，未來僅采用剛性控制可能引發用戶投訴糾紛。“5個升級方案”中有4個可實現柔性控制，能夠兼顧光伏出力調節和用戶滿意度，未來應用需求更加迫切。

分布式光伏“可觀可測可控”覆蓋率低、采集上傳頻率不統一，可用性不夠。當前河南省分布式光伏用戶60.15萬戶，接入16.84萬臺10 kV公用配變；基于用采方案實現了60.15萬戶分布式光伏運行電壓、電流、電量等信息的采集，采集方式為15 min/次采集就地存儲，依據本地通信模塊的配置不同，每24 h或者1 h匯總至主站，數據上傳成功率為90%左右。用采方案采集覆蓋率高，但數據采集頻率和成功率不高，不能實現柔性控制，可用性不夠。對于配自方案，當前16.84萬個光伏臺區，其中配置融合終端的1.1萬個，可實現1 min/次的數據采集就地存儲，每5 min的數據上傳至主站，數據實時性高，可實現柔性控制，但終端覆蓋率較低。

分布式光伏調控依據不充分，未能對電網運行提供支撐。配電網由目前的檢修調度向功率調度轉變，應根據電力平衡、設備重過載等情況采用差異化控制策略，為電網運行提供支撐。相關的國家標準如GB/T 33592?2017《分布式電源并網運行控制規范》，明確指出接入10 kV、380 V 的分布式光伏向公用電網輸送電量，應具備接受電網調度指令進行有功功率控制能力。由于分布式光伏屬于用戶資產，溝通協調難度較大，接受調控義務在實踐中一直未執行，未能對電網運行提供支撐。

2.4 分布式光伏就地消納壓力巨大

分布式光伏就地消納能力嚴重不足，造成各級電網嚴重功率上翻。分布式光伏增長應與用電負荷發展相適應，確保分布式光伏電力在配電網系統平衡，不應向220 kV電網反送電，就地就近消納。但是，分布式光伏主要分布在農村地區，日常負荷極低，且缺少配套的儲能裝置，造成分布式光伏發電功率大于所接入配電網用電負荷，難以實現分布式光伏就地平衡消納，導致河南全省超過50個220 kV變電站因分布式光伏出現功率上翻。

分布式光伏大規模接入導致河南全省午間新能源消納風險加劇。分布式光伏大規模接入疊加集中式新能源發電影響，導致系統調節能力不足，電力平衡難度加大，新能源消納矛盾加劇。從省網整體看，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V”特性突出，在春秋季午間光照較好情況下，分布式光伏出力將超出電網消納能力，集中式新能源與分布式光伏消納的疊加矛盾將集中顯現，新能源消納風險加劇。

新能源消納與電力保供問題共存，電網面臨“消納”與“保供”雙重壓力。河南省負荷已突破7800萬 kW，在負荷高峰期，傳統電源裝機容量捉襟見肘，局部出現功率缺額的問題，保供電形勢極其嚴峻。大規模分布式新能源接入增加了用電負荷的日峰谷差，常規電源開機容量過大影響午間新能源消納，開機容量過小造成晚高峰供電能力不足；加之極端天氣對新能源發電和負荷用電的雙重影響，在度冬、度夏大負荷期間新能源發電的不可控與波動性嚴重降低了電網頂峰保供能力；另外，由于缺少靈活儲能和統一調控手段，分布式光伏發電時段與負荷高峰時段難以匹配，造成光伏電量無法在負荷尖峰時段可靠“頂峰”。

2.5 分布式光伏接入下電網安全運行問題

分布式光伏設備涉網性能偏低導致電網穩定運行風險增加。分布式光伏現行標準多為產業發展初期制定，將分布式光伏作為非主流電源考慮，對其涉網技術指標要求偏低，涉網性能較差，不具備一次調頻和動態電壓支撐能力。分布式光伏規模化發展，進一步擠壓網內火電機組的開機空間，將導致系統轉動慣量下降、頻率支撐能力不足。電網故障情況下，大規模分布式光伏脫網可能引發連鎖反應，大電網安全運行風險加大。

配電網保護整定配合難度增大。一方面，配電網采用輻射狀供電方式，保護跳閘后可能形成局部電網孤島運行模式，造成重合閘和備自投功能失效。另一方面，110 kV及以下變壓器和線路保護以階段式過流保護為主，過流保護存在反方向誤動、過流速斷越級跳閘、靈敏度降低等問題。

2.6 分布式光伏接入下配電網運維安全風險問題

無序并網導致配電線路故障風險升高，電網運維工作量驟增。農村地區是分布式光伏的主要分布場景，但河南農村配電網整體網架薄弱，普遍存在設備老舊、容量小的問題，難以承載當前大規模分布式光伏的上送功率，甚至導致配變和互感器燒毀、低壓出線絕緣損壞、跌落式熔斷器誤斷等故障。其次，用戶側光伏專變和并網專線存在部分組件防雷水平低、接地不可靠等問題，故障隱患較多，全省已發生多起因光伏并網設施引發的全線停電。

運維工作復雜程度和安全風險增加。光伏并網配套裝置如智能開關、直流設備、光伏通信單元等大量接入電網，電網運維工作技術難度增大。大量反向重過載設備須特巡，巡檢范圍和頻次顯著增加，給運檢工作帶來人員、設備方面的較大壓力。目前在滲透率大于25%的光伏臺區，配變低壓母線處未按照GB/T 3342?2016《戶用分布式配變低壓側應光伏發電并網接口規范技術》要求裝設反孤島保護裝置，且部分并網點缺乏明顯斷開點，存在反送電安全風險。

3 分布式光伏接入問題治理措施

3.1 開發并網環節應對措施

措施一：開展全省220 kV變電站供電范圍光伏承載力滾動評估，制定分布式光伏開發時序。以就近消納、就地平衡為主，協調光伏開發與區域內電網建設、用電負荷同步發展，引導光伏優先在具有可開放容量的區域開發。

措施二：開展中低壓電網承載力精細核算。參考DL/T 2041?2019《分布式電源接入電網承載力評估導則》標準要求，統籌考慮光伏、儲能、可調節負荷等資源，每月定期測算并公開線路和臺區光伏可開放容量，引導光伏有序報裝，扭轉“先并網、后改造”的被動局面。

措施三：加強薄弱環節治理，提高分布式光伏承載力。電網改造升級資金應優先向光伏裝機已超出承載力區域傾斜，采用無功裝置配置、儲能配置、中壓轉供、低壓柔性互聯等差異化措施，改善電網現狀，服務分布式光伏并網。

措施四：爭取政策，按電網承載力有序提供并網服務。爭取政府政策，制定光伏并網要求，明確屋頂光伏項目在取得備案手續和電網公司出具的接入系統方案前，嚴禁提前開工建設；加強光伏建設、接入、驗收和運行維護管理，明確電網公司的職責范圍，支持電網公司按線路、臺區可開放容量有序提供并網服務。

3.2 接入環節應對措施

措施一：開展存量改造和增量管控工作，統一電氣連接和通信鏈路。遵循省內分布式光伏接入的電氣連接和通信鏈路統一要求，加大協調溝通力度，推動存量設備按照統一標準改造，嚴把增量項目驗收關口，杜絕不合規的項目并網。例如，對存量本地通信接口被占用的逆變器，進行通信接口“一分二”改造，對存量通信協議不同的逆變器，開展協議解析功能開發；對增量用戶，在通信接口與通信協議方面形成省內統一要求，開展光伏逆變器通信測試及驗收服務，協助各單位備案查驗。

措施二：建立健全分布式光伏安全接入技術管理體系。分布式光伏接入公司生產控制大區，應加強安全隔離、訪問控制、認證及加密、流量監測與分析等安全防護；分布式光伏接入公司管理信息大區，應通過終端接入子域，并遵循國家電網互聯〔2021〕24號《智慧物聯體系安全防護方案》相關安全防護要求；分布式光伏接入公司互聯網大區，應通過公眾服務子域或終端接入子域，并遵循相關安全防護要求。在滿足上述基本要求的前提下，應針對海量分布式光伏接入，統一制定兼顧經濟性與可靠性的具體安全防護措施。措施三：統籌制定完善的分布式電源并網服務驗收細則。系統梳理各級政策和相關技術標準，細化電網企業對分布式電源的并網要求，形成并網驗收細則；定期對各地市落實情況進行監督、檢查，堅持“不達標、不并網”，確保管住增量，實現分布式光伏發電規范化接入。

3.3 監控環節應對措施

措施一：因需施策，差異化推進分布式光伏“可觀、可測、可控、可調”。加強各技術路線的差異化配置，依據臺區光伏滲透率、電力平衡等因素，差異化采用基于用采集中器和臺區智能融合終端的技術方案。對反向重過載問題嚴重的光伏臺區，優先使用“新型臺區智能融合終端 + 光伏信息采集單元”的方式，實現臺區重過載、電壓越限的自適應治理，實現“可觀、可測、可控、可調”；對當前運行正常的光伏臺區，優先使用經濟造價低的用采方案，實現“可觀、可測、可控”。根據光伏臺區的運行情況，按月診斷新增反向重過載臺區情況，升級改造實現光伏臺區“可調”。

措施二：加強與政府溝通，推進低壓分布式光伏調控授權。重新審視分布式光伏與傳統電源在調控需求的區別，加強與政府溝通，推進低壓光伏可控可調政策出臺。同時開展分布式光伏運行數據采集頻次需求研究，從分布式光伏調控對單點出力數據誤差容許度、分鐘級數據采集的技術經濟可行性角度，推動分布式光伏可控可調技術路線落地，支撐電網安全運行。

措施三：完善調控機制，盡快明確中低壓配電網調控管理模式。根據接入電壓等級、規模容量、功能定位、服務對象等特性，明確可觀可測的精度深度，研究建立省調-地調-配調-臺區（自治單元）多級協同的調控機制，將配自、用采系統控制功能納入調度體系。統一調控資源，中低壓配電網調度應用滿足調峰調頻、無功電壓調節等多業務需求，支撐微電網、虛擬電廠、負荷聚合商根據電壓等級接入相應調度層級，促進網荷儲協調互動。

措施四：加強調控部門與氣象部門合作，提升調控精準度。通過加強調控與氣象部門合作，開展區域氣象預測與分布式電源出力和電網負荷出力預警分析，提前發布地區氣候情況和分布式光伏出力預警，一方面，促使運維部門提前做好電網設備保障運維，保障電網設備安全穩定運行，另一方面，提前做好應急預案，開展重點電網設備風險點把控分析，最大程度保障分布式電源消納和電網設備安全穩定運行。

3.4 消納環節應對措施

措施一：滾動開展區域電網分布式光伏消納能力測算，推動區域功率平衡。基于各220 kV供電區負荷發展情況、新能源出力等數據，以分布式電源不向220 kV電網反送電、220 kV以下功率反送低于80%為準則，并保證新能源整體利用率高于95%，綜合開展分布式光伏承載力及新能源消納能力測算，明確各地區、各220 kV變電站2023～2025年分布式光伏可開發容量，引導分布式光伏有序接入。

措施二：縣域共享儲能和分布式儲能并舉，促進分布式光伏就地就近消納。針對存量分布式光伏超電網承載力導致的消納問題，基于實際運行數據和網架結構，開展高比例分布式光伏縣域配電網共享儲能優化布局研究工作，制定分布式儲能容量測算、布點選擇典型方案，因地制宜配置縣域電網新型共享儲能，推行“光儲融合”項目建設，豐富縣域配電網有功調節手段及自平衡能力，有效解決分布式光伏消納難題。

措施三：推動集中式規模化儲能協同高效運行，解決“新能源消納與電力保供”雙重難題。聚焦電網調峰能力及電力頂峰保供能力提升，開展電網新能源棄電、電力供應缺口時空分布特性分析，并基于集中式規模化儲能位置分布、容量大小、充放電能力等實際情況，以聚合釋放規模化儲能最大消納與保供能力為目標，制定規模化儲能全時段綜合充放電運行策略，提升電力安全保障水平，滿足高比例大規模新能源發展需要。

3.5 運行環節應對措施

措施一：規范分布式光伏涉網性能標準，開展并網設備涉網性能檢測。制定《分布式光伏接入電網技術指導意見》，明確分布式光伏并網應遵循的技術原則，明確接入點選取方法、主要設備選型標準，規范分布式光伏電壓/頻率適應性、高/低電壓穿越能力及電能質量等分布式光伏核心涉網性能標準；針對并網逆變器開展涉網性能入網檢測和技術監督，確保并網裝置涉網性能滿足標準要求，保障大規模分布式光伏接入下電網安全穩定運行。

措施二：規范配電網繼電保護與安全自動裝置配置整定原則。分布式電源接入的35 kV及以下配電網過流保護定值整定應投入方向元件；分布式電源側配置過流保護和故障解列裝置，合理整定定值解決孤島問題；優化系統側重合閘和備自投與分布式電源故障解列裝置配合關系，避免非同期重合風險。

3.6 運維環節應對措施

措施一：建立有源配電網運維標準體系，提升電網運維人員技能水平。建議向各單位征集含光伏電源的配電網在消缺排故、日常巡檢等運維環節問題，優化運維檢修工作流程和技術要求。開展專項培訓，提升電網運維人員技能水平，適應有源配電網運檢工作要求。

措施二：加大低壓不停電作業推廣力度，降低運維檢修工作量和安全風險。含光伏線路或臺區的故障搶修，應優先使用不停電作業方式，避免光伏反送電帶來的安全風險，保障現場運維人員人身安全。

措施三：提高分布式光伏臺區和線路問題治理時效性。在規劃階段要充分考慮分布式電源并網需求，適當提高配電網設計標準；建立常態化的配電變壓器等物資輪換工作模式，按照分布式光伏裝機優化匹配電網設備，提高資產利用率；建立分布式光伏嚴重超承載力臺區、線路治理物資儲備庫，配合配變輪換等管理措施，及時治理反向過載、電壓越限等問題。

4 結束語

本文從分布式光伏接入配電網基本情況、對電網產生的影響、規模化接入和安全運行引起的問題以及治理措施等方面來闡述分布式光伏對電網的影響。進而為分布式光伏規模化開發并網、規范接入、“可觀可測可控”、就地消納、安全運行以及運維安全等方面由引發的關鍵問題和具體治理措施提供了思路。