分布式光伏规模化接入对配电网的影响诊断分析

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 分布式光伏接入配电网情况分析

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装机总容量1781.02万 kW，分布式光伏用户60.15万户，其中工商业用户22.29万户，自然人光伏37.86万户。全省共有光伏台区16.84万个，涉及10 kV线路13191条。

分布式光伏装机按照并网电压等级分类情况：10 kV电压等级并网总装机容量为350.9万 kW，共计4655个站点，并网容量占比19.7%。380 V电压等级并网总容量为1380.62万 kW，共计543373个站点，并网容量占比77.52%。220 V电压等级并网总容量为49.5万 kW，共计53513个站点，并网容量占比2.78%。

台区渗透率（并网容量占台区配变容量比例）：分布式光伏台区共有168426个，其中渗透率低于40%的台区107419个，占比63.78%；渗透率在40%～60%之间的台区21528个，占比12.78%；渗透率在60%～80%之间的台区16690个，占比9.91%；渗透率在80%～100%之间的台区10913个，占比6.48%；渗透率在100%～200%之间的台区10829个，占比6.43%；渗透率大于200%的台区1047个，占比0.62%。由此可见，大部分台区渗透率低于40%，台区渗透率超过100%的占比仅为7.05%。

1.2 分布式光伏开发模式

当前河南省分布式光伏的开发模式主要包括自然人报装与工商业报装。自然人报装的特点是报装数量多、单体容量小，以户用光伏为主；工商业报装的特点是报装数量少、单体容量大，以工业厂房、商业楼宇房顶为主。

1.3 分布式光伏发展趋势

政策和市场双重驱动下，河南分布式光伏发展速度将远超前期规划。《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》指出，预计到“十四五”末全省新增光伏并网容量1000万 kW以上。但是，仅2022年新增超过770万 kW。按照中国光伏行业协会估算，河南分布式光伏理论总体开发空间为83 GW（8300万 kW），居全国之首，若以2022年的发展速度，十四五末河南预计将新增2100万 kW分布式光伏，届时分布式光伏装机总量将达到3700万，预计占装机总量的33%。随着光伏建设成本的降低、新能源政策的持续强化和各地“整县屋顶光伏”试点项目的逐步落地，河南分布式光伏在未来仍将持续快速发展。

2 分布式光伏规模化接入和安全运行关键问题分析

2.1 分布式光伏超电网承载力开发并网

按照DL/T 2041−2019《分布式电源接入电网承载力评估技术导则》标准要求，分布式电源不能向220 kV及以上电网反送电，反送潮流不得超过设备容量的80%，当前河南省分布式光伏迅猛发展，部分地区光伏装机容量已明显超出电网承载力，且该问题日益严重，威胁电网设备安全运行。

2.2 分布式光伏规范接入问题

一是在电气连接方面对标准执行的差异性较大。分布式光伏项目建设主体多，各项目在明显断开点设置、防雷设计、接地措施等方面的执行情况差异较大，缺乏统一设计。在设备选型方面未严格落实相关标准，在保护动作时间及整定值、电压及频率耐受性、防孤岛保护、电弧智能检测及快速切断等方面与电网运行特性的适配性较差，安全风险较大。2022年8月份抽样调研了18个地市的33个台区共861个光伏用户，其中314户未按GB/T 29319−2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》配置明显断开点，占比36.5%，当发生电网停电后分布式光伏不能保证可靠退出，具有向线路反送电的风险，威胁作业人员人身安全。

二是部分设备在通信链路方面未落实标准要求，大量设备存在接入壁垒。一方面，部分逆变器未按GB/T 33592−2017《分布式电源并网运行控制规范》和NB/T 32004−2018《光伏并网逆变器技术规范》要求设置本地通信接口，造成数据采传困难；另一方面，各品牌型号光伏设备的通信协议各异，严重影响通信效率。例如，2022年9月份抽查了2848个光伏用户，其中135户未开放光伏逆变器本地通信接口，1988户本地通信接口被占用（涉及95类型号逆变器和8种通信规约），严重影响光伏数据接入。

三是设备接入缺乏安全认证，容易成为攻击跳板。目前低压侧分布式光伏建设过程中，由于考虑成本，逆变器等设备未加装加密芯片，缺乏身份鉴别、安全认证等防护措施，并且存在同一台设备既接受电网调控，又接受外部光伏平台调控的情况，在缺乏认证的情况下，入侵者可轻易接入，非法入侵光伏电站电力监控系统网络，甚至攻击部署在互联网上的光伏平台，控制大规模的光伏设备频繁投退。

2.3 分布式光伏“可观可测可控”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异化配置方案和实施计划尚未明确。河南省电力公司已提出了“1个基础方案 + 5个升级方案”的分布式光伏“三可”技术路线，当前以基础方案为主，后续对不同的未来场景平滑过渡到升级方案。基础方案实现15 min级的“可观可测”和“刚性可控”，能够基本满足业务需求，但随着分布式光伏的快速发展，未来仅采用刚性控制可能引发用户投诉纠纷。“5个升级方案”中有4个可实现柔性控制，能够兼顾光伏出力调节和用户满意度，未来应用需求更加迫切。

分布式光伏“可观可测可控”覆盖率低、采集上传频率不统一，可用性不够。当前河南省分布式光伏用户60.15万户，接入16.84万台10 kV公用配变；基于用采方案实现了60.15万户分布式光伏运行电压、电流、电量等信息的采集，采集方式为15 min/次采集就地存储，依据本地通信模块的配置不同，每24 h或者1 h汇总至主站，数据上传成功率为90%左右。用采方案采集覆盖率高，但数据采集频率和成功率不高，不能实现柔性控制，可用性不够。对于配自方案，当前16.84万个光伏台区，其中配置融合终端的1.1万个，可实现1 min/次的数据采集就地存储，每5 min的数据上传至主站，数据实时性高，可实现柔性控制，但终端覆盖率较低。

分布式光伏调控依据不充分，未能对电网运行提供支撑。配电网由目前的检修调度向功率调度转变，应根据电力平衡、设备重过载等情况采用差异化控制策略，为电网运行提供支撑。相关的国家标准如GB/T 33592−2017《分布式电源并网运行控制规范》，明确指出接入10 kV、380 V 的分布式光伏向公用电网输送电量，应具备接受电网调度指令进行有功功率控制能力。由于分布式光伏属于用户资产，沟通协调难度较大，接受调控义务在实践中一直未执行，未能对电网运行提供支撑。

2.4 分布式光伏就地消纳压力巨大

分布式光伏就地消纳能力严重不足，造成各级电网严重功率上翻。分布式光伏增长应与用电负荷发展相适应，确保分布式光伏电力在配电网系统平衡，不应向220 kV电网反送电，就地就近消纳。但是，分布式光伏主要分布在农村地区，日常负荷极低，且缺少配套的储能装置，造成分布式光伏发电功率大于所接入配电网用电负荷，难以实现分布式光伏就地平衡消纳，导致河南全省超过50个220 kV变电站因分布式光伏出现功率上翻。

分布式光伏大规模接入导致河南全省午间新能源消纳风险加剧。分布式光伏大规模接入叠加集中式新能源发电影响，导致系统调节能力不足，电力平衡难度加大，新能源消纳矛盾加剧。从省网整体看，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V”特性突出，在春秋季午间光照较好情况下，分布式光伏出力将超出电网消纳能力，集中式新能源与分布式光伏消纳的叠加矛盾将集中显现，新能源消纳风险加剧。

新能源消纳与电力保供问题共存，电网面临“消纳”与“保供”双重压力。河南省负荷已突破7800万 kW，在负荷高峰期，传统电源装机容量捉襟见肘，局部出现功率缺额的问题，保供电形势极其严峻。大规模分布式新能源接入增加了用电负荷的日峰谷差，常规电源开机容量过大影响午间新能源消纳，开机容量过小造成晚高峰供电能力不足；加之极端天气对新能源发电和负荷用电的双重影响，在度冬、度夏大负荷期间新能源发电的不可控与波动性严重降低了电网顶峰保供能力；另外，由于缺少灵活储能和统一调控手段，分布式光伏发电时段与负荷高峰时段难以匹配，造成光伏电量无法在负荷尖峰时段可靠“顶峰”。

2.5 分布式光伏接入下电网安全运行问题

分布式光伏设备涉网性能偏低导致电网稳定运行风险增加。分布式光伏现行标准多为产业发展初期制定，将分布式光伏作为非主流电源考虑，对其涉网技术指标要求偏低，涉网性能较差，不具备一次调频和动态电压支撑能力。分布式光伏规模化发展，进一步挤压网内火电机组的开机空间，将导致系统转动惯量下降、频率支撑能力不足。电网故障情况下，大规模分布式光伏脱网可能引发连锁反应，大电网安全运行风险加大。

配电网保护整定配合难度增大。一方面，配电网采用辐射状供电方式，保护跳闸后可能形成局部电网孤岛运行模式，造成重合闸和备自投功能失效。另一方面，110 kV及以下变压器和线路保护以阶段式过流保护为主，过流保护存在反方向误动、过流速断越级跳闸、灵敏度降低等问题。

2.6 分布式光伏接入下配电网运维安全风险问题

无序并网导致配电线路故障风险升高，电网运维工作量骤增。农村地区是分布式光伏的主要分布场景，但河南农村配电网整体网架薄弱，普遍存在设备老旧、容量小的问题，难以承载当前大规模分布式光伏的上送功率，甚至导致配变和互感器烧毁、低压出线绝缘损坏、跌落式熔断器误断等故障。其次，用户侧光伏专变和并网专线存在部分组件防雷水平低、接地不可靠等问题，故障隐患较多，全省已发生多起因光伏并网设施引发的全线停电。

运维工作复杂程度和安全风险增加。光伏并网配套装置如智能开关、直流设备、光伏通信单元等大量接入电网，电网运维工作技术难度增大。大量反向重过载设备须特巡，巡检范围和频次显著增加，给运检工作带来人员、设备方面的较大压力。目前在渗透率大于25%的光伏台区，配变低压母线处未按照GB/T 3342−2016《户用分布式配变低压侧应光伏发电并网接口规范技术》要求装设反孤岛保护装置，且部分并网点缺乏明显断开点，存在反送电安全风险。

3 分布式光伏接入问题治理措施

3.1 开发并网环节应对措施

措施一：开展全省220 kV变电站供电范围光伏承载力滚动评估，制定分布式光伏开发时序。以就近消纳、就地平衡为主，协调光伏开发与区域内电网建设、用电负荷同步发展，引导光伏优先在具有可开放容量的区域开发。

措施二：开展中低压电网承载力精细核算。参考DL/T 2041−2019《分布式电源接入电网承载力评估导则》标准要求，统筹考虑光伏、储能、可调节负荷等资源，每月定期测算并公开线路和台区光伏可开放容量，引导光伏有序报装，扭转“先并网、后改造”的被动局面。

措施三：加强薄弱环节治理，提高分布式光伏承载力。电网改造升级资金应优先向光伏装机已超出承载力区域倾斜，采用无功装置配置、储能配置、中压转供、低压柔性互联等差异化措施，改善电网现状，服务分布式光伏并网。

措施四：争取政策，按电网承载力有序提供并网服务。争取政府政策，制定光伏并网要求，明确屋顶光伏项目在取得备案手续和电网公司出具的接入系统方案前，严禁提前开工建设；加强光伏建设、接入、验收和运行维护管理，明确电网公司的职责范围，支持电网公司按线路、台区可开放容量有序提供并网服务。

3.2 接入环节应对措施

措施一：开展存量改造和增量管控工作，统一电气连接和通信链路。遵循省内分布式光伏接入的电气连接和通信链路统一要求，加大协调沟通力度，推动存量设备按照统一标准改造，严把增量项目验收关口，杜绝不合规的项目并网。例如，对存量本地通信接口被占用的逆变器，进行通信接口“一分二”改造，对存量通信协议不同的逆变器，开展协议解析功能开发；对增量用户，在通信接口与通信协议方面形成省内统一要求，开展光伏逆变器通信测试及验收服务，协助各单位备案查验。

措施二：建立健全分布式光伏安全接入技术管理体系。分布式光伏接入公司生产控制大区，应加强安全隔离、访问控制、认证及加密、流量监测与分析等安全防护；分布式光伏接入公司管理信息大区，应通过终端接入子域，并遵循国家电网互联〔2021〕24号《智慧物联体系安全防护方案》相关安全防护要求；分布式光伏接入公司互联网大区，应通过公众服务子域或终端接入子域，并遵循相关安全防护要求。在满足上述基本要求的前提下，应针对海量分布式光伏接入，统一制定兼顾经济性与可靠性的具体安全防护措施。措施三：统筹制定完善的分布式电源并网服务验收细则。系统梳理各级政策和相关技术标准，细化电网企业对分布式电源的并网要求，形成并网验收细则；定期对各地市落实情况进行监督、检查，坚持“不达标、不并网”，确保管住增量，实现分布式光伏发电规范化接入。

3.3 监控环节应对措施

措施一：因需施策，差异化推进分布式光伏“可观、可测、可控、可调”。加强各技术路线的差异化配置，依据台区光伏渗透率、电力平衡等因素，差异化采用基于用采集中器和台区智能融合终端的技术方案。对反向重过载问题严重的光伏台区，优先使用“新型台区智能融合终端 + 光伏信息采集单元”的方式，实现台区重过载、电压越限的自适应治理，实现“可观、可测、可控、可调”；对当前运行正常的光伏台区，优先使用经济造价低的用采方案，实现“可观、可测、可控”。根据光伏台区的运行情况，按月诊断新增反向重过载台区情况，升级改造实现光伏台区“可调”。

措施二：加强与政府沟通，推进低压分布式光伏调控授权。重新审视分布式光伏与传统电源在调控需求的区别，加强与政府沟通，推进低压光伏可控可调政策出台。同时开展分布式光伏运行数据采集频次需求研究，从分布式光伏调控对单点出力数据误差容许度、分钟级数据采集的技术经济可行性角度，推动分布式光伏可控可调技术路线落地，支撑电网安全运行。

措施三：完善调控机制，尽快明确中低压配电网调控管理模式。根据接入电压等级、规模容量、功能定位、服务对象等特性，明确可观可测的精度深度，研究建立省调-地调-配调-台区（自治单元）多级协同的调控机制，将配自、用采系统控制功能纳入调度体系。统一调控资源，中低压配电网调度应用满足调峰调频、无功电压调节等多业务需求，支撑微电网、虚拟电厂、负荷聚合商根据电压等级接入相应调度层级，促进网荷储协调互动。

措施四：加强调控部门与气象部门合作，提升调控精准度。通过加强调控与气象部门合作，开展区域气象预测与分布式电源出力和电网负荷出力预警分析，提前发布地区气候情况和分布式光伏出力预警，一方面，促使运维部门提前做好电网设备保障运维，保障电网设备安全稳定运行，另一方面，提前做好应急预案，开展重点电网设备风险点把控分析，最大程度保障分布式电源消纳和电网设备安全稳定运行。

3.4 消纳环节应对措施

措施一：滚动开展区域电网分布式光伏消纳能力测算，推动区域功率平衡。基于各220 kV供电区负荷发展情况、新能源出力等数据，以分布式电源不向220 kV电网反送电、220 kV以下功率反送低于80%为准则，并保证新能源整体利用率高于95%，综合开展分布式光伏承载力及新能源消纳能力测算，明确各地区、各220 kV变电站2023～2025年分布式光伏可开发容量，引导分布式光伏有序接入。

措施二：县域共享储能和分布式储能并举，促进分布式光伏就地就近消纳。针对存量分布式光伏超电网承载力导致的消纳问题，基于实际运行数据和网架结构，开展高比例分布式光伏县域配电网共享储能优化布局研究工作，制定分布式储能容量测算、布点选择典型方案，因地制宜配置县域电网新型共享储能，推行“光储融合”项目建设，丰富县域配电网有功调节手段及自平衡能力，有效解决分布式光伏消纳难题。

措施三：推动集中式规模化储能协同高效运行，解决“新能源消纳与电力保供”双重难题。聚焦电网调峰能力及电力顶峰保供能力提升，开展电网新能源弃电、电力供应缺口时空分布特性分析，并基于集中式规模化储能位置分布、容量大小、充放电能力等实际情况，以聚合释放规模化储能最大消纳与保供能力为目标，制定规模化储能全时段综合充放电运行策略，提升电力安全保障水平，满足高比例大规模新能源发展需要。

3.5 运行环节应对措施

措施一：规范分布式光伏涉网性能标准，开展并网设备涉网性能检测。制定《分布式光伏接入电网技术指导意见》，明确分布式光伏并网应遵循的技术原则，明确接入点选取方法、主要设备选型标准，规范分布式光伏电压/频率适应性、高/低电压穿越能力及电能质量等分布式光伏核心涉网性能标准；针对并网逆变器开展涉网性能入网检测和技术监督，确保并网装置涉网性能满足标准要求，保障大规模分布式光伏接入下电网安全稳定运行。

措施二：规范配电网继电保护与安全自动装置配置整定原则。分布式电源接入的35 kV及以下配电网过流保护定值整定应投入方向元件；分布式电源侧配置过流保护和故障解列装置，合理整定定值解决孤岛问题；优化系统侧重合闸和备自投与分布式电源故障解列装置配合关系，避免非同期重合风险。

3.6 运维环节应对措施

措施一：建立有源配电网运维标准体系，提升电网运维人员技能水平。建议向各单位征集含光伏电源的配电网在消缺排故、日常巡检等运维环节问题，优化运维检修工作流程和技术要求。开展专项培训，提升电网运维人员技能水平，适应有源配电网运检工作要求。

措施二：加大低压不停电作业推广力度，降低运维检修工作量和安全风险。含光伏线路或台区的故障抢修，应优先使用不停电作业方式，避免光伏反送电带来的安全风险，保障现场运维人员人身安全。

措施三：提高分布式光伏台区和线路问题治理时效性。在规划阶段要充分考虑分布式电源并网需求，适当提高配电网设计标准；建立常态化的配电变压器等物资轮换工作模式，按照分布式光伏装机优化匹配电网设备，提高资产利用率；建立分布式光伏严重超承载力台区、线路治理物资储备库，配合配变轮换等管理措施，及时治理反向过载、电压越限等问题。

4 结束语

本文从分布式光伏接入配电网基本情况、对电网产生的影响、规模化接入和安全运行引起的问题以及治理措施等方面来阐述分布式光伏对电网的影响。进而为分布式光伏规模化开发并网、规范接入、“可观可测可控”、就地消纳、安全运行以及运维安全等方面由引发的关键问题和具体治理措施提供了思路。