整县屋顶分布式光伏开发建设相关问题研究报告

■中国电机工程学会农村电气化专业委员会

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（市、 区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作，通知要求试点县（市、区）政府牵头，会同电网企业和相关投资企业，开展试点方案编制工作。

各省（自治区、直辖市）积极响应，据7月28日国家能源局新闻发布会，已有浙江、河南、湖北、江苏、广东、陕西、安徽等22个省(自治区、直辖市)提交了试点方案。东中部地区上报试点数量相对较多，平均每省上报的整县申报规模超20个。保守估计已经上报的22个省(市、自治区)有超过400个县参与到此次分布式光伏整县推进试点中。根据目前签约情况来看，预计最终规模或将超过100 GW。

8月4日，北京怀柔区首个党政机关屋顶分布式光伏发电项目——区发改委屋顶分布式光伏发电示范项目正式并网发电。采用合同能源管理方式建设运行，由建设方出资，享有项目20年产权及收益，合作期内光伏电量以电网电价8折销售给区发改委使用，余电反送公共电网。

浙江省在2016年就提出了建设百万家庭屋顶光伏工程的计划，制订了2016—2020年全省建成家庭屋顶光伏装置100万户以上。截至2021年6月，全省分布式光伏发电项目装机1137.4万kW，并网项目数达到24.2万个，其中92.1%为居民光伏项目。2021年6月，浙江省能源局发布《浙江省整县（市、区）推进分布式光伏规模化开发试点工作方案》，要求全省山区26个县全部参与试点并鼓励积极性高、日间负荷大的区县参与试点。截至2021年7月30日，全省有34个县（市、区）与电力公司签署了整县光伏规模化开发合作协议。

开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏建设，有利于整合新能源资源，实现集约开发，有利于节约优化配电网投资，有利于引导居民绿色能源消费，是实现“碳达峰、碳中和”与乡村振兴两大国家重大战略的重要措施。但由于分布式光伏的大规模集中建设并在短期内就地分散接入农村配电网，也会带来很多问题和挑战，比如电网承载能力和消纳能力、对负荷侧和配电网电压稳定的影响、谐波干扰、配电网安全、电量消纳及配套政策、光伏设备的运维管理等等。对此，应该抓紧开展相关工作研究，制订相关技术标准，完善工作流程，积极稳妥地推进。

大规模（屋顶）分布式光伏分散接入农村配电网面临的问题

据《2 0 2 0年国家电网公司年鉴》，2019年，国家电网公司供区农网供电可靠率为99.82%，综合电压合格率为99.80%，户均配变容量为2.76 kVA。但是，我国农村电网发展水平存在较大的地区差异，经济发达地区与欠发达地区的农村电网差异非常大，欠发达地区的农村电网仍然相对薄弱，供电线路长、承载容量小、自动化程度低、用电量低，对分布式光伏的消纳能力较弱。

截至2020年底，国家电网公司经营区内分布式光伏并网容量7804.35万kW（全国约8100万kW），同比增长20.28%；并网数量187.65万座，同比增长29.75%。南方电网公司经营区内分布式光伏装机311万kW，2020年风光发电量为86亿kWh，占分布式电源发电量比例23.3%。

由于分布式光伏的接入，配电系统由原来的放射状无源网络变为具有大量分布式电源的有源网络，电网的物理特性将发生很大变化。

接入点（电网）的承载能力和上网电量的消纳问题

农村电网与县城电网经历过多次改造升级，基本能够满足城乡居民生活用电与各行各业用电需求，但容量裕度有限，一些地区仍存在供电半径大、峰谷差大、电压质量差等问题，对光伏接入的承载能力有限，而当地的用电水平较低，就地消纳能力不足。

当大量分布式光伏发电接入后，光伏发电功率超过电网的承载能力后，会对电网的安全运行产生重大影响。如果本地用电量较低无法消纳光伏发电量，将产生大量的返送电量。此时，电网设备会出现电力倒送电现象，导致配电设备和线路过载。

并网后对电压质量的影响

光伏发电的出力，完全取决于光照强度，在日间日照较好的情况下，光伏发电功率较大，与此同时用电负荷较轻，产生电力倒送会导致配电网过电压。随着日落光伏发电功率逐渐下降，此时农村用户负载却又上升，导致部分用户又出现低电压问题。目前，农村电网的配电变压器基本上不具备自动调压能力，难以应对光伏发电对负荷侧电压波动的影响。

目前，部分光伏发电使用的逆变器存在质量不稳定现象，长期运行后，技术指标下降，会严重影响电能质量，导致局部电压波动。

分布式光伏的大规模接入会使电网电压波动进一步加大，而分布式光伏应具备的“低电压穿越能力”不足，当电网电压在一定范围内变化时，分布式光伏应保证在网稳定运行，避免发生非正常系统解列，出现弃光问题。

谐波的影响及危害

分布式光伏高比例接入时，由于逆变器等电力电子元件大规模接入电网，加上有些逆变器质量不佳，导致电网谐波污染并严重超标。电网谐波的危害是多方面的，会导致电网损耗增大、继电保护误动作、仪表测量不准确、线路过热、电磁谐振、干扰通信、绝缘老化加速、电网设备和用电设备损坏等等，降低了供电可靠性和电能质量。据嘉兴供电公司统计，在嘉兴海宁尖山区域曾多次出现电网侧谐波电流越限的情况，如2021年3月，海宁尖山53%的监测点有谐波电流超标记录。

反送电对线损的影响

光伏电站在不同接入点不同接入容量下的网络损耗是不同的，分布式光伏接入位置离负荷端越近，网络损耗越小。

当光伏发电出力，大于节点处的负荷，配电线路上的潮流反转，系统的网络损耗逐渐增大。

“孤岛”运行对电网（作业）安全的影响

虽然光伏电站都加装了反孤岛保护，但如果保护失效仍有可能出现“孤岛效应”。对配电设备和作业人员的安全存在重大隐患： 当检修人员停止电网的供电，并对线路和电力设备进行检修时，光伏电站仍向电网供电，会造成检修人员伤亡事故；在电网发生故障时，由于光伏电站没有解列，仍继续供电，当电网恢复供电时，电网电压和并网输出电压在相位上可能存在较大差异，瞬时产生很大的冲击电流，从而损坏设备。

反送电对电网潮流和继电保护的影响

分布式光伏接入电网，使配电网由传统的单向辐射网络变为双向潮流网络，上送潮流可能会大于原下送潮流，使得配电线路设备选型标准必须相应提高。分布式光伏并网改变了传统配网的潮流分布规律和网供负荷的性质，故障特性亦随之发生改变，继电保护整定计算和控制更为繁复，对保护配置的要求更高。对于含高比例分布式光伏的配电网，传统单端保护无法满足运行要求，配电网保护方式和相关技术标准及继电保护装置的选择等的研究需进一步深入。

分布式电源（装置）日常维护

光伏发电的资产属于投资人所有，无法纳入公共配电网设备的统一管理中。目前并网的光伏发电设备主要由产权所属单位、个人或委托第三方公司承担主体运维责任。

整县推广屋顶光伏后，会出现运维管理主体多，管理质量参差不齐和无人管理的问题，对发电设备安全和电网安全都会带来威胁。

缺少主动监测预控手段。分布式光伏分散接入，仅在用户侧安装防孤岛装置、隔离开关或空气开关等开断设备，不支持远方操作，无法接入统一平台。运维人员处理并网过电压等问题时，缺乏实时监测、分析或预警控制等技术手段，存在用户误动安全装置和盲目送电的风险。

政策支持

大规模分布式光伏接入必然会引起农村电网投资的较大幅度增加，原来制定的农村电网建设和投资标准将会有较大突破。需要将其纳入农村电网输配电价格的测算之中，研究乡村电网投资在国家和地方财政政策、金融优惠、市场支持等政策。

应开展的相关工作

试点县配电网对屋顶分布式光伏接入能力调查和评估

国家电网杭州萧山区供电公司工作人员在杭州帝凯工业有限公司的光伏屋顶，检查光伏设备并网运行情况

一是开展县域分布式光伏屋顶资源可开发潜力调查工作，查清可利用的屋顶资源及可安装的容量；二是弄清现有中低压配电网和配电变压器的承接能力（最大接入功率）。经过综合分析、评价，结合配电网发展规划，对所在县近期和中远期可接纳光伏发电能力作出评估，指导各单位协助政府开展屋顶光伏建设。

分布式光伏大规模接入对配电网和负荷侧电压影响的测试

在光伏发电出力、接入位置、线路参数和负荷水平不同的情况下，现场实测单个和多个分布式光伏并网对配电网电压的影响，提出解决方案，解决配电网中高渗透率分布式光伏造成的电压越限问题，改善系统节点电压，实现分布式光伏就地自适应的电压控制。

加强分布式光伏并网全过程管理，对新并网分布式光伏，在投运前做好电压、频率保护定值的统一整定和管控，对已并网的分布式光伏，做好涉网电压、频率保护定值的重新核查和整定。

不同容量光伏发电接入低压配电网的谐波测试

研究高密度分布式光伏接入后农村配电网的谐波监测和治理问题。按照原来规定的谐波“谁产生、谁治理”的原则，大量分布式发电接入农村配电网后，注入电网谐波的溯源问题更为复杂，很难找到具体的谐波注入用户。在大量分布式光伏并网的农村配电网，在不同容量下对负荷侧、配电变压器侧的谐波影响程度进行现场测试并出具分析报告，制定消除谐波的技术措施，以保证电网的安全运行和供电质量。

大规模光伏并网对继电保护影响的测试

大规模分布式光伏发电并网后，对配电网短路电流和保护定值将产生很大影响；反送电对保护配合方式将产生影响；重合闸的设定原则要做调整。应研究制定适应大规模光伏接入配电网的继电保护设置原则和标准。例如在保护系统方面，为防止保护误动，须考虑在系统侧变电站内出口断路器加装功率方向保护；为防止保护拒动，必要时在光伏系统并网端加装断路器，并装设纵联差动保护。

在安全自动装置方面，为减弱对重合闸的影响，系统侧应增设检无压重合。

在配电自动化系统方面，电流集中型配电自动化系统的智能开关需加装电流方向元件，配电自动化系统主站需变更故障区间判断逻辑等。

根据最新技术标准要求，加强分布式光伏并网全过程管理，对新并网分布式光伏，在投运前做好电压、频率保护定值的统一整定和管控，对已并网的分布式光伏，要做好涉网电压、频率保护定值的重新核查和整定。

现有光伏并网装置“反孤岛”能力及相关风险分析

有研究表明，若不加装反孤岛，接入的光伏容量最多只能为变压器容量的25%，若加装反孤岛装置，可以增加到变压器容量的80%。应根据光伏的安装容量大小和变压器的自身容量，加装反孤岛装置。

在光伏系统侧须装设检同期设备，并装设反孤岛装置及装设低周、低压解列装置，增强电网“反孤岛”能力。

应用智能测控保护装置，实现对分布式电源遥测、遥控，实现快速“反孤岛”保护，缩短故障切除时间，解决配电台区监控手段缺乏问题，保障分布式电源和电网的安全稳定运行。

电量反送和转移消纳对线损的影响分析

当光伏发电量大大超出原有供电量水平时，对电网的电能损失将产生较大影响。电网企业应结合典型工程案例进行计算分析，得出定性定量的结果并报告相关部门。

适应分布式就地消纳和上网（转移）的计量方式研究

分布式光伏产生的电量原则上应就地消纳，但也会产生余电上网，有的甚至大部分上网。国家对发电上网和不同类型负荷用电有着严格的电价政策，近期又拟调整峰谷电价政策。对光伏电量就地消纳、上网转移消纳应分别计量，按类、按时段区分，与之配套的计量装置和计量原则须提前研究明确。

对大规模分布式光伏发电运行监测、管理平台建设的研究

县域电网在大规模接入光伏后，在各个电压等级上都可能出现比较严重的电能质量问题，可利用主站端的全局信息进行整体分析，选取问题突出的典型区域或者线路电压数据进行电压异常原因分析，摸清电压问题存在的特点、变化规律，寻找电网薄弱环节，给出分层级的电能质量治理解决方案。

提高乡村电网的智能化水平。适应分布式发电的大量接入是农村智能电网的发展目标，要重视研究乡村电网的数字化转型，将传统乡村电网改造成数字化乡村电网，重视研发性价比高、维护简便适应乡村电网的各类数据采集终端和装置，对接入电网的分布式新能源的数据实现自动采集、边缘处理。

浙江嘉兴建设了区域光伏信息采集系统，项目接入率达99%。该系统接入非户用分布式光伏数据信息，结合调度自动化、配网自动化、政府气象系统等数据，具备运行状态监视、数据统计分析、分布式电源发电及相关区域负荷预测等功能，满足分布式光伏精细化、有序化管理要求，提升服务和管控水平。

光伏发电量就地消纳和就近消纳的调查评估

对就地（用户侧）、就近（配电台区内）、转移（跨台区）消纳（电量）能力开展调查和评估。根据变电站负荷情况，按照就地和就近消纳、尽可能减少向上一级电网倒送的原则，确定辖区新能源发展规划，可划分为高速发展、中度发展、限制发展等级别，从源头上引导新能源有序接入。

挖掘源网荷各侧弹性资源潜力，完善需求侧响应机制，以需求侧的柔性适应供应侧的不确定性，提升可再生能源的消纳能力、缓解配电网调峰压力。

适应分布式光伏消纳的储能装置设置方式和相关技术研究

为提高配电网对并网光伏发电的消纳能力，在推广屋顶光伏的同时，应配套建设储能装置，按负荷（用户）侧储能、台区内集中储能（共享）、10 kV线路上设置储能（共享）进行研究评估，提出适合的方案。

浙江正在开展县域光伏发展适应性研究，在整县光伏建设区域，探索集中式和分布式相结合的储能配套方案，充分发挥储能对电网的多时空尺度支撑能力，有效解决山区县源荷发展不均衡、不对称的问题。积极参与微电网建设，充分发挥微电网在分布式新能源就近并网和消纳的作用。同时，推动出台“配额制”储能建设模式，解决在储能装置建设方面存在的“发电企业不愿投、电网公司不能投、社会资本不想投”困局。

修订完善乡村电网规划编制导则和设计、建设标准，今后在乡村电网的建设中要考虑大量分布式光伏（包括其他新能源）的消纳和配备一定数量的储能装置等，并作为乡村电网不可分割的组成部分。

实施电气化提升工程、电能替代工程，培育用电市场，就地就近消纳光伏发电，减少排放

为推动分布式能源就地消纳，应积极培育用电市场，通过农村电气化工程、电能替代工程等，提高电能在终端能源的比重；着力推动农业生产生活电气化，提升农村地区分布式光伏就地消纳能力。提高乡村电气化水平，全面拓展农业领域电气化市场，推动农业生产技术升级。借助农网升级改造，大力推广电排灌、电动农机具、农业养殖温控、电动喷淋、电孵化等电气化示范项目。大力推广高能效设备，推广校园电气化项目，乡村旅游电气化，试点在农村地区推广“电土灶”、电炊具、电采暖、电炒茶、电烘干等高能效电器设备应用，实现分布式光伏发电就地消纳。试点优化农村能源供给消费结构的新型模式，建设以村、镇为单位的乡村综合能源示范区。研究“近零能耗”住宅建设，为乡村能源绿色转型提供借鉴和示范。

相关工作建议

规划引领，标准先行

在对配电网接入能力调查和做出相关测试分析的基础上，依据已有的配电网规划，提出优化调整方案，指导近期和中远期可再生能源接入，在规划引领下实现分布式光伏有序建设和接入。一是做好前期屋顶潜力调查工作。积极配合地方政府开展县域分布式光伏屋顶资源可开发潜力调查工作，通过大数据技术手段，提高测算结果的科学性和准确性。二是做好光伏接入引导工作。全面梳理分布式发电在市场开发、建设、运营管理方面的制度标准，总结经验；政府应出台有关分布式光伏开发规模、建设方案、建设标准、投资模式、商业模式等指导意见，规范分布式光伏项目的实施。大规模分布式光伏开发建设并网发电，涉及很多技术、管理和政策问题，当前也面临很多瓶颈，要防止一哄而起和运动式推进，要在规划引领下实现有序发展。应发挥电网公司的技术、人才、管理优势，组织各单位开展光伏业务交流会，针对分布式光伏业务开展的关键点、难点、风险点做好识别及防控。

编制适应大规模屋顶分布式光伏接入配电网的技术标准、管理规定，完善相关管控流程，引导源、网、荷、储协同发展。

积极做好光伏并网服务工作。做好光伏并网配套工程建设，加强对农村配电网的升级改造，确保大量分布式光伏并网后的安全稳定运行。依托“新能源云”等平台，构建分布式光伏规模化开发全流程、全环节、全周期的服务体系，制定完善分布式光伏开发服务细则，实现分布式光伏并网“一条龙”服务。加强数字化供电所建设，推动供电所管理和服务能力双提升，服务分布式光伏发展。

价格引导，市场化运作

政府应制定系统备用容量费、市场交易等方面支持政策。完善以市场为导向的绿色低碳技术创新体系。推动新能源参与市场化交易，统一纳入省级交易平台。健全绿电交易市场体系，扩大交易规模，通过竞价发现绿电市场价格，激发市场活力。在合理的价格下引导投资方、消纳方和电网企业按市场化规则有序运作。

制订投资人在光伏并网需承担的储能和消谐的责任原则，对配套的储能装置和消谐设备可以由投资人自建自管，也可以采取按定额缴费，统一建设共享资源的办法。

明确由于分布式大规模并网引发的电网扩容改造投资来源或相应电价政策。

大规模分布式光伏电站接入配电网，不仅在技术和管理层面对配电网带来重大影响，而且也会对不同电压等级的配电网的投资成本、网损和运行成本等产生显著影响。如何进行分类定价并在各市场成员之间进行公平分摊，需要开展相关研究。

明确分布式光伏的定性、定量原则，确定分布式光伏投运后运维管理、信息监控、管理平台建设，离网后并网控制等管理责任及相应运营机制。

政企协作，有序发展

整县屋顶分布式光伏的建设离不开政府的宣传引导和推动，可在县域范围增设相关宣传栏及宣传标语，增加相关进展的新闻报道及曝光度，宣传整县屋顶分布式光伏建设对于实现我国“碳达峰、碳中和”目标的重要意义和作用，加强县域人民群众对于整县屋顶分布式光伏建设的认同感；在政府部门层面设置整县屋顶分布式光伏建设督导小组，制定阶段性建设规划与计划，定期检查总结建设情况，有力推动整县屋顶分布式光伏建设。

整县屋顶分布式光伏建设电网建设投资金额多、工程规模大、覆盖范围广，供电公司应主动沟通政府，赢得政府对此项工作的认可和支持，争取将屋顶分布式光伏的建设投资和配合电网建设涉及的民事工作纳入对各镇街的综合考核，为电网发展建设营造良好的外部环境。通过企业与政府的合作，实现资源与服务的共享，“政企联动、合力推进”，确保项目快速推进，高效利用，高质量发展。