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一、总体思路 整县分布式光伏规模化建设，应推动源、网、荷、储一体化发展。结合本地区现有光伏立体空间（屋面、地面等）能装尽装，利用偏远农村、新型社区、工业园区、学校医院、农业空间实现光伏多元化发展，鼓励多种形式的“光伏+”产业发展。合理选择并网接入方式，推进光伏发电就近并网、就近消纳，充分利用区域电网合理规划分布式光伏电站，减少改造电网投资，分步推进示范建设发挥示范引领作用。根据用电规模和方式，合理布置集中储电等方式促进就地消纳（少部分直流消纳+大部分交流消纳）、余电上网的发展思路，重点推进农村光伏扶贫、零碳社区、低碳校园、红色基地、工业园区等消纳。 二、基本原则 整县分布式光伏规模化开发建设，需结合实施乡村振兴战略配套出台针对性政策措施，鼓励建设光伏示范村、示范社区等，推进分布式光伏健康有序发展。 统筹规划，有序布局。坚持规划引领，统筹规划分布式光伏发展、能源结构调整及乡村振兴战略。 清洁低碳，绿色发展。坚持绿色发展理念，加大分布式光伏等清洁能源的推广力度，逐步降低煤炭消费比例，稳步提高清洁能源使用占比。 应用为主，产用协调。积极扩大应用领域，推动分布式光伏利用，积极培育新型市场，为上游制造产业提供充足市场空间。 部门联动，政策保障。健全完善项目审批手续，创新服务机制及服务模式，简化项目审批服务流程，推动并保障分布式光伏能源项目快速落地。 三、接入系统方案 3.1 接入电压等级 对于单个并网点，接入的电压等级应按照安全性、灵活性、经济性的原则，根据分布式光伏发电容量、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、地区配电网情况综合比选后确定。 接入电压等级选择10 kV。单个并网点容量300kW～6 MW 推荐采用10 kV 接入；设备和线路等电网条件允许时，也可采用380 V接入。 接入电压等级选择380 V。单个并网点容量300kW以下推荐采用380 V接入。当采用220 V单相接入时，应根据当地配电管理规定和三相不平衡测算结果确定接入容量。一般情况下单点最大接入容量不应超过8 kW。 3.2 典型设计方案 单户接入方案。户用分布式光伏以单一自然人备案方式为主，就近接入，如为自然人自行建设，消纳方式一般为自发自用、余电上网，如为投资企业建设，消纳方式一般为全额上网。单户接入方案示意图如图1所示。
图1 单户接入方案示意图 规模化接入方案。整县分布式光伏规模化开发主要特点之一就是租赁自然人屋顶、空闲土地、水面、棚顶等进行建设，采用全额上网模式，主要有以下3种方式。 一是就近全额接入0.4 kV配电网。本方式适用于并网容量小于台区配变容量的分布式光伏并网，如远超出配变容量，不建议采用此模式。 二是并网直流汇集、逆变为交流后，通过升压变就近接入10 kV 线路，且实现光储一体。通过升压变就近接入10 kV线路示意如图2所示。
图2 通过升压变就近接入10 kV线路示意图 三是并网直流汇集、逆变为交流后，通过一次或二次升压后专线接入公用变电站。建议10 MW及以下采用10 kV 专线并网，10~40MW 采用35 kV 专次升压后专线接入公用变电站。建议10 MW及以下采用10 kV 专线并网，10~40MW 采用35 kV 专线并网，40~100 MW采用110 kV专线并网，100 MW及以上采用220 kV专线并网，且实现光储一体。专线并网方案示意图如图3所示。
图3 专线并网方案示意图 3.3 主要设备 主接线。380 V：采用单元接线或单母线接线。10 kV：采用线变组接线或单母线接线。分布式光伏内部设备接地形式：10 kV 采用不接地方式，380 V 根据低压系统接地型式确定。 升压站主变压器。升压用主变压器容量宜采用315，400，500，630，800，1 000，1 250 kVA或多台组合，电压等级为10 kV/0.4 kV。若变压器同时为负荷供电，可根据实际情况选择容量。 开关设备。380 V：分布式光伏并网点应安装易操作、有明显开断点、具备开断故障电流能力的开断设备。断路器可选用微型、塑壳式断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，应具备电源端与负荷端反接能力。10 kV：分布式光伏并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。 无功配置。380 V：通过380 V电压等级并网的分布式光伏应保证并网点处功率因数在超前0.98至滞后0.98范围内。10 kV：通过10 kV 电压等级并网的分布式光伏功率因数应实现超前0.95至滞后0.95范围内连续可调；分布式光伏配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合分布式光伏实际接入情况确定，应优先利用逆变器的无功调节能力，必要时也可安装动态无功补偿装置。 逆变器。光伏发电系统逆变器应严格执行现行国家、行业标准中规定的包括元件容量、电能质量和低压、低频、高频、接地等涉网保护方面要求。 四、储能网络建设 结合源、网、荷的容量和空间，优化储能形式和位置，重点推广分布式（建筑）并网光伏系统和光伏储能一体化系统及区域集中储能系统，发挥对电网电力的削峰填谷作用。 白电夜用。在夜间、凌晨、傍晚等光伏发电功率低的时段，将储能作为机电设备的动力。 储能放电调峰。当光伏发电实际功率下降时，逐步将储能以电力形式释放，实现“削峰填谷”，从而达到分布式光伏电力输出的平稳，保障电网电力稳定。 五、对电网的影响 5.1 电网规划方面 规划边界发生变化。分布式光伏规模化开发，将改变传统电网的集中式输电格局，原有电力平衡、容量选取等电网规划边界产生较大变化。分布式光伏建设地点随机性较强，建设周期短，难以提前预测分布式光伏建设区域、并网规模及并网时序，电网的适应性需进一步增强，需研究现有规划项目建设必要性、时序、规模，实现与分布式光伏发展的有机结合。 负荷预测难度提升。分布式光伏出力具有较强的波动性和随机性，若无有效的总体光伏出力预测和分析手段，将对电网整体负荷预测精度产生不良影响。 设备选型标准被动提高。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，变压器、线路等设备选型标准需相应提高，以满足电网安全稳定运行和光伏出力可靠送出要求。 5.2 电网运行方面 调峰难度加大。分布式光伏出力具有较强的波动性和间歇性，分布式光伏规模化开发和集中接入，将会进一步增加系统调峰难度。 孤岛运行风险提高。分布式光伏规模化开发模式覆盖范围大，无防孤岛装置，受运维能力等因素影响，安全运行风险升高。事故或检修状态下，更易产生非计划性孤岛，威胁线路运维人员的人身安全。 电压质量问题突出。分布式光伏大量接入将形成电网双向潮流，导致台区出现反向的重过载现象，造成配电网中电压越限问题突出。 调度管理难度增大。分布式光伏技术上缺乏统一规范的接入标准，缺少可观、可测和可控手段，给电网负荷预测和运行控制带来较大挑战。 5.3 电网建设方面 电网一次设备容量裕度不足。当台区光伏发电量远超台区消纳能力，上送潮流将大于原下送潮流。现有自然村配变配置均不具备整村接入条件。考虑在低压电网内电力平衡后，仍需新增1倍以上配变容量，同时需对供电线路、变电站内主变压器及断路器进行同步改造。 电网保护配置需要优化调整。大规模分布式光伏接入以后，配电网变成了多电源供电结构，其故障电流的大小、持续时间及方向都将发生改变，容易导致过流保护配合失误，以及配电自动化故障判断失效，需对中压线路甚至变电站保护配置方案，以及相应的二次设备进行同步建设改造。（结束） 作者：陈定国、高益(262200)国网山东诸城市供电公司 |
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