整县屋顶光伏推进背景下的配电网技术研究

吕超然 ，吕 翔 ，张文瑶

（1.国网河南博爱县供电公司，河南 博爱 454450;2.国网河南焦作供电公司，河南 焦作 454150;3.国网河南孟州市供电公司，河南 孟州 454750）

1 整县屋顶分布式光伏发展现状及趋势

2021 年6 月20 日，国家能源局综合司正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县推进屋顶分布式光伏开发试点工作。《通知》明确，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。

2021 年9 月8 日，国家能源局综合司正式下发《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，各省共报送试点县区676 个（其中河南66 个，覆盖所有的地市），全部列为整县屋顶分布式光伏开发试点。通知要求，各地电网企业要在电网承载力分析的基础上，配合做好省级电力规划和试点县建设方案，充分考虑分布式光伏大规模接入的需要，积极做好相关地区电网规划，加强配电网建设改造，做好屋顶分布式光伏接网服务和调控运行管理。

1.1 光伏发展现状及规模预测

截至2021 年底，河南全省光伏总装机容量为1156 万kW，占全省总装机容量的14%；各类屋顶光伏接近390 万kW，占光伏总装机容量的33.7%。

从安装位置看，现有屋顶光伏装机容量61.7%为住宅屋顶，37.3%为工商业厂房，剩余1%为党政机关、学校等公共建筑；从并网电压看，72.9%的用户为380 V，26.8%的用户为220 V，0.3%的用户为10 kV；从消纳模式看，84%的用户为全额上网，15.9%用户为自发自用、余电上网，不足0.1%的用户为全部自用。

“十四五”期间，河南分布式光伏新增装机约2000 万～2300 万kW。其中，66 个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点拟建设规模约1500 万kW；试点之外的地区分布式光伏开发规模约500 万～800 万kW。

1.2 分布式光伏消纳现状

截至2021 年底，河南省未发生弃风、弃光现象，但受调峰能力制约，全省现状接纳能力已接近极限。

电网整体消纳能力。截至2021 年底，河南省风电、光伏装机规模已达到3406 万kW，占全省电源总装机比例超过30%，装机容量首次进入国网前五。2021 年河南省新能源发电464 亿kW·h，同比增长85.0%，占全社会用电量的12.7%，同比上升5.3%。为保障新能源全额消纳，须要利用大型机组启停、省间调峰资源互济等多种特殊措施，消纳形势十分严峻。

现状电网承载力。依据DL∕T 2041-2019《分布式电源接入电网承载力评估导则》，按照区县→地市→省自下而上顺序初步测算，现阶段河南屋顶分布式光伏可新增装机空间约2062 万kW。其中，市辖区、县域装机空间分别为1130 万kW、932 万kW。同时，配电网的分布式光伏承载力会随着气候变化、负荷演变、电网建设、电源接入等动态变化，须动态定期进行评估。

试点地区电网承载力。近九成的整县屋顶分布式光伏开发试点规划建设规模超出地区配电网承载力。粗略统计，河南66 个整县屋顶分布式光伏开发试点可新增装机空间约780 万kW，仅为1500 万kW规划建设规模的一半。按照单个试点20 万～30万kW 平均装机规模判断，除新乡县、济源、郑州金水区、郑州高新区、新密、登封、航空港区、长葛8 个区县外，其余58 个试点光伏开发规模均超出其现状电网承载力。

1.3 分布式光伏并网技术及管理现状

河南电网管辖范围内10 kV 及以上分布式光伏主要通过电力调度数据网和无线公网两种方式实现运行信息的实时采集。380/220 V 接入的低压分布式光伏，通过营销用采系统实现每15 min 一个点的并网运行信息采集，但数据可靠性、实时性方面尚不能达到运行控制的需要。

目前分布式光伏设计、建设、验收、运维等由于缺乏统一标准，质量参差不齐，并且缺乏有效运维，发生异常故障得不到及时处理可能进而影响配电网的安全稳定运行。部分电站缺少防雷、防孤岛等装置。部分分布式光伏报装容量与接入电压不匹配，造成发电功率与所在层级负荷严重不匹配情况。易造成网络阻塞，势必增加电网改造工程量，影响电网运行的效率和效益，对系统经济性和安全性造成不利因素。

2 整县屋顶分布式光伏当前存在问题

2.1 电网规划投资方面

按照整县屋顶分布式光伏开发试点申报方案，全省66 个试点地区申报开发屋顶光伏1500 万kW，根据各类屋顶光伏自发自用电量调研分析结果，考虑屋顶光伏设备的平均利用小时数为1000 h，则公司合计减少约售电量76 亿kW·h；按2021 年全省平均电价为0.56 元/kW·h 计算，预计公司每年减少经营收入约42.55 亿元。

根据目前了解的66 个试点县申报方案及拟开发规模，“十四五”期间，为满足屋顶分布式光伏接入需求，电网在加快中低压配电设施改造的同时，须同步对上级供电线路及变电站等进行建设改造，电网服务分布式光伏接入的投资在38 亿元以上。如推广或扩大试点规模，电网配套投资将进一步加大。

2.2 电网承载消纳方面

配网运行特性发生将发生本质改变。配电网已发展成双向有源网络，分布式光伏发电功率反送现象日趋明显，中低压线路及配变反送重载问题逐步显现，特别在农村地区表现的尤为明显。随着光伏接入规模的不断增长，其影响已经扩散至高压配网甚至主网层次。未来随着整县光伏的推进，分布式光伏将呈现更大范围的上送趋势。

源荷特性难以实现时空匹配。光伏出力存在明显的空间性、间歇性和季节性特点。河南光伏资源多集中在南部和西部地区，而负荷多集中在中部和北部地区。光伏发电出力最大出现在午间，且夏季出力＞春秋出力＞冬季出力，而近年来河南省用电负荷高峰主要发生在夏冬季节的晚间。从省网整体来看，考虑午间分布式光伏大发影响，省网用电负荷特性将发生变化，午间省网用电负荷“深伏”特点突出，日最低负荷可能出现在午间，调峰受阻新能源消纳风险加剧。因此，夏冬季晚间光伏无法满足用户的供电需求，须电网企业预留足够的备用火电容量。

整体消纳与局部阻塞风险并存。目前，河南电网已接入大量新能源电站，电网消纳空间已被大量占用，推进屋顶光伏须充分考虑电网整体消纳能力和局部阻塞风险。从整体看，随着特高压直流送电功率的提升和新能源装机的快速增长，省内调峰资源严重不足，难以满足新能源快速增长需求。从局部看，全省新能源大发时段，各级电网潮流上送明显，部分配电网超负荷运转，局部电网断面存在新能源送出阻塞风险。

2.3 配电网运行控制方面

电压双向越限。分布式光伏并网使配电网由单电源变成了多端电源。由于光伏逆变器通常运行于纯有功发电（功率因数接近1），并且中低压配电网线路阻抗偏大，所以往往导致光伏侧电压过高，从而带动台区电压抬高。在调研中发现，光伏侧电压抬高甚至会导致逆变器自身过电压保护动作使光伏脱网，由于缺少监控装置，用户往往不能及时掌握信息，不能排除故障，从而影响发电收益。而部分用户则将逆变器保护电压设定值抬高避免过电压脱网，但此种方式可能会对附近用电设备产生负面影响。在电压调节方面，配电台区电压主要通过调整配变档位、投切电压无功设备等手段进行调节，实时性差，难以及时跟踪台区电压变化；当低压供电线路较长时，末端容易出现“低电压”问题。因此，分布式光伏逆变器部分台区出现“白天电压高、夜间电压低”的问题，即在日照较好的情况下，出现功率倒送致使出现电压越限问题；在夜间负荷高峰时段，部分用户又存在“低电压”问题。以南阳市西峡l0 kV 重农线西营拆迁区台区为例，台区内有41 个光伏用户接入，总合同容量302.58 kW，台区容量400 kW，渗透率为75.56%，2021 年6 月1 日中午11:00 达到三相高压越线峰值(A 相相电压245.8 V、B 相相电压246.6 V、C 相相电压246.1 V）。

谐波超标影响电能质量。分布式光伏高比例接入地区，变流器等电力电子元件大规模接入电网，导致电网谐波污染问题日趋严重。特别是近年来强调优化运营商环境，对接入的光伏逆变设备消谐装置未作强制要求，或者要求未严格落实，对电网设备寿命、安全稳定运行、电能质量都产生负面影响。根据监测显示，未经谐波治理条件下，部分监测点总谐波电流畸变率已超10%。对于低压台区谐波的监控工作，也存在考核点为并网点，而并非用户的接入点，所以造成谐波在线监测、监督工作缺少手段；谐波电流限值计算尚未统一。

三相不平衡与线损问题。户用分布式光伏单相并网进一步加剧低压配电网三相不平衡，甚至出现单相过载的现象。而且，在三相不平衡低压网络中，除正序电流产生的损耗外，还有负序电流及零序电流产生的损耗，总网络损耗也因此加大，降低了电网运行的经济性。2021 年，河南全省共出现台区不平衡151810 台次，共27968 个台区出现台区不平衡现象，其中，接有光伏的台区数量为5756 个，占比20.58%。数据显示，部分台区的三相均衡状况受到光伏并网装机影响。

配电网调控运行难度加大，增加分布式光伏观测面临盲区。按照目前运行现状，380/220 V 低压并网分布式光伏利用电能表采集当天电量，无法实现电力实时传输功能，河南全省有超过300 万kW 的低压光伏出力无法真实采集，只能通过估算得出。利用屋顶铺设分布式光伏，按照估算容量和目前的接入系统规范，预计大量光伏将通过380/220 V 低压接入电网，暂无法要求其通过调度数据网或无线安全接入区接入实时发电信息，如不解决将造成信息采集盲区，将对新能源出力采集，以及用电负荷预测等工作造成困难。

2.4 配电网运维检修方面

增加台区故障率。分布式光伏发电高峰期时瞬间负荷剧增会引起台区漏电保护器故障；由于分布式光伏并网断路器未与台区出口断路器进行级差配置，易产生户用光伏设备本身故障导致越级跳闸的风险；配电线路故障时可能出现“光伏孤岛”现象，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：孤岛效应可能导致接地、相间短路等故障不能及时清除，从而导致电网设备的损害，干扰电网正常供电系统的自动或手动恢复。当孤岛系统与电网恢复正常时，一方面，断路器等装置会因为光伏并网发电系统与电网发生不同步而损坏，另一方面，在并网恢复瞬间，因电压相位不同产生很强的冲击电流，损坏相关设备。

增加电网检修安全风险。目前对于10 kV 分布式光伏与380/220 V 分布式光伏及台区反孤岛装置配置并未做强制要求，各地区配置情况差异较大，并且由于后续运维缺失，装置误动作、不动作概率大幅增加，检修过程中极易发生反送电触电事故，严重危及作业人员人身安全。针对上述问题，基层人员采用逐户拉下分布式光伏并网断路器的方式防止检修时光伏倒送电。但由于户用分布式光伏数量多且较为分散，容易遗漏，若此时形成非计划孤岛状态，极易引发人身触电风险。

配网运维检修人才队伍短缺。基层人员光伏相关技能欠缺且意识准备不足，根据调研情况目前供电所层面运维人员缺乏光伏相关技术知识，且对整县光伏推进给配网带来的影响缺乏足够重视。缺乏相关技术培训与标准规范，目前尚未开展针对基层运维人员的光伏知识培训，针对整县光伏接入推进，尚未制定或修订相关标规范，以引导分布式光伏有序、平衡发展，安全、可靠运行。缺少运维系统支撑，现阶段尚未实现分布式光伏的可观、可测、可控，对分布式光伏运行情况掌握手段匮乏。

3 总体解决方案

为解决整县分布式光伏全面推广对电网规划投资、承载消纳、运行控制、运维检修方面带来的问题。须对配电网在结构形态、运检技术、调度控制、管理机制4 个方面进行升级。提升配电网在大规模分布式电源接入后的安全稳定和经济高效运营。

3.1 结构形态升级，提升主配网光伏消纳承载力

开展配电网承载力和消纳能力评估研究。聚焦整县屋顶光伏开发地区，深化光伏承载力分析和消纳能力评估的指导应用，支撑新能源及分布式光伏接入评审，优先安排接入消纳条件较好的区域、避免扎堆接入消纳能力限制区域，确保分布式光伏安全有序的接入电网。

推进配电网规划与光伏接入有序衔接。结合地区屋顶光伏开发安排，适时组织分布式光伏上送需求摸排。对于承载能力较弱的配电网，结合规划适时开展升级改造，提升配电网接入和消纳能力。统筹地区用户及电源接入需求，结合年度电网滚动规划，调整110 kV 和35 kV 规划项目，满足试点地区分布式光伏“应接尽接、全额消纳”。

开展配电网结构和形态升级关键技术研究。基于大规模分布式光伏接入配电网发展形势，开展配电网规划关键技术研究。重点开展县（区）域网架与新能源及分布式电源发展的适应性；深化分布式电源、微电网等广泛分布的配电网规划技术研究，指导分布式电源等安全、有序的接入配电网；开展新形势、新要求下的配电网建设改造原则和标准研究，推动配电网结构、形态及功能升级。选择合适区域试点开展新型电力配电网规划示范区，为应对大规模分布式光伏接入提供规划技术支撑。

推进用能结构升级提升光伏就地消纳能力。大力推进全社会用能结构升级。实施绿色公共机构改造行动，在全省党政机关办公区开展“合同能源管理+电能替代”集中示范。推动绿色农业发展，聚焦“粮药茶烟”农业四大领域，全面推广电烘干技术，持续扩大替代规模效应。在大棚种植、畜牧和水产养殖等领域，推广农光互补等新技术，在乡村旅游领域持续打造全电景区，打造一批电气化示范村。持续推进充电基础设施建设，推进规划布局，将充电设施建设发展规划纳入城乡发展规划，提前做好充换电设施落地方案。

3.2 运检技术升级，夯实配电网可靠运行基础

在分布式光伏整县推进背景下，加快推进光伏接入台区智能融合终端的建设工作，实现整县分布式光伏台区融合终端全覆盖。构建以融合终端为核心的台区智能互动体系，实现分布式光伏的可观、可测、可控、可调。依托不同场景下的源网荷储资源，以“运行安全、运维智能、运营高效”为目标因地制宜开发应用。助力构建以新能源为主体的新型电力系统，积极服务“碳达峰、碳中和”目标实现。重点实施6 项关键技术。

3.2.1 实时数据全采集

通信方式：集中式储能装置在台区侧本地化部署，采用RS485 通信。光伏逆变器安装在用户侧，采用物联通信单元，将HPLC/RF 和RS485 不同的信道互相转换实现数据交互。

实时采集：台区智能融合终端周期采集台区下辖光伏逆变器和储能装置的实时数据及告警信息，实现对并网设备状态全面实时掌握。

实时数据：输入/输出功率、电压、电流、有功、无功、发电量等。

告警信息：并网状态、故障停运、输出过流、孤岛告警、故障通信、充放电状态等。

3.2.2 并网多重保护

主动孤岛保护：要求并网设备必须带有稳定可靠的防孤岛保护功能，当出现孤岛现象，并网设备必须在规定时间内自动脱离电网。

App 自动控制：当监测到低压配电台区全停电或某一分支线路停电时，分布式光伏电源消纳App立即向停电线路下的所有户用逆变器或储能装置发送离网指令，起到防孤岛的双重保护。

远程遥控离网：当运维人员对线路进行检修时，为确保人身安全，支持在云主站手动对户用的逆变器或储能装置发送停机脱离电网的指令操作。

3.2.3 过压动态调节

高渗透率分布式光伏易导致台区电压升高，传统解决方案是降低户用安装光伏的容量或变压器增容。新技术采用对逆变器的动态功率调节实现过压调节，并及时上送过压告警状态至配电云主站。

3.2.4 储能有序调节

基于智能融合终端，实现配电台区侧储能设备的有序调节，实现如下功能：增加台区有功调节能力、抑制三相不平衡、提高无功补偿能力、削峰填谷。

3.2.5 谐波监测治理

基于智能融合终端，实现配电台区侧谐波监测：不低于21 次三相电压谐波实时监测；对于谐波严重干扰到电网正常运行的逆变器，灵活做告警乃至停机处理。

3.2.6 三相不平衡及线损调节

基于智能融合终端，实现配电台区侧三相不平衡实时检测。发下不平衡指标超标，及时投入三相不平衡调节装置，实现动态调节控制低压配电网损耗最低。

3.3 调度控制升级，实现源网荷储协同互动

建立新型配网调度控制模式。以现有配网图模系统为基础，建立并完善分布式电源建模，研究应用基于多种通信模式的分布式电源运行信息接入技术，探索基于非专用网络的高安全性调度控制模式，提高具备全景观测、精准控制、主配协同的新型有源配网调度技术支持能力，实现“数据一个源、配网一张图、业务一条线”，接入配网实时信息，基本实现有源配电网的安全调度。

升级大量分布式光伏接入后的配网保护应用。研究新型电力系统配电网故障机理及特性，掌握分布式电源对馈线故障特性的影响，分析新型配电网故障和扰动的响应机理及动态特性，提出新型配电网故障特征选取方法，实现分布式电源的最大利用率和故障快速隔离和供电恢复。

开展源网荷储多元协调调度控制。针对分布式光伏大规模接入带来的诸多问题，推动调度运行模式由传统的“源随荷动”向“源网荷储多元协调调度控制”的方式转变。建立源网荷储综合资源管理平台，开展各应用场景下调度新能源消纳能力评估和泛在资源互动响应关键技术的研究。

3.4 管理机制升级，促进队伍素质优化提升

联合多部门成立整县光伏柔性团队。明确工作职责和责任分工，成立支撑整县屋顶分布式光伏工作柔性团队。根据公司整体要求，制定工作目标，负责细化工作任务、管控工作进度、总结工作成效、推广工作经验，统筹落实各项工作内容。

制定完善相关标准规定为应对整县屋顶光伏接入推进，计划编制修订出台多项技术规范及典型事故案例，从而指引人员的技术水平和风险意识提高。

《分布式光伏并网技术标准》：明确面向整县屋顶分布式光伏开发的分布式光伏接入中低压配电网的典型模式、典型设计，完善已有分布式光伏并网相关技术标准，满足并网设备标准化、状态管控智能化、与用户设备调控互动化等方面的要求。

《分布式光伏数据接入标准》：规范中低压分布式光伏安全接入方式、数据接入、状态管控与调控方式，切实提升配电网对中低压分布式光伏的消纳、平衡调节和安全承载能力。

《分布式光伏并网管理体系》：规范分布式光伏入网设备管理，完善储能等配套支持政策体系，明确分布式光伏建设规范、设备性能、设备质量、并网接电、参与电网调节等监管要求，引导分布式光伏有序、平衡发展，实现分布式光伏“宜建尽建”“宜接尽接”。

《分布式光伏配电网工程建设规范》：统筹传统配电网建设、改造和新型电力系统建设需求，制定整县屋顶分布式光伏开发背景下配电网工程建设规范，优化配电网结构、设备选型、智能化等方面技术原则，明确中低压配电设备、线路、网架建设要求。

强化基层人员技能培训。建设有源配电网真型试验场。为应对分布式电源与电力电子设备（分布式光伏、电动汽车充电桩等）对配电网安全稳定运行带来的影响，进一步优化电力营商环境。建设涵盖10 kV 架空线、电缆与台区的配电网真型试验场，解决配电网发展中遇到的实际问题，提升用户用电可靠性，为配网新技术新设备的验证、专业管理决策提供实验支撑。

开展基层运维人员技能培训。建立新型配电网实训基地。开展针对基层运维人员的分布式光伏技能培训，内容涵盖：分布式光伏基本概念、基础电力电子知识、常见故障解析、反孤岛保护与防触电技术要求等。开展分布式光伏实训能力建设，通过理论与实操培训相结合，提高基层运维人员技能水平。

4 结束语

“双碳”背景下，新能源快速发展是必然趋势，屋顶分布式光伏整县开发符合国家政策和技术发展导向，应积极响应和支持。

整县屋顶分布式光伏开发对电网规划、运维检修、调控运行、建设改造、计量交易和公司经营等方面产生重大影响，为促进分布式光伏健康有序安全发展，应充分衔接电网现状承载力、能源消纳能力以及发展规划，由电网测算、政府下达分区域、分设备、分线路、分电压等级的年度建议装机容量，合理引导屋顶光伏发电资源的开发节奏和布局，优化节约配电网建设与运营成本，力促屋顶光伏开发和电网发展的双赢。