黃振宏

（江門電力設計院有限公司，廣東江門 529000）

0 引言

2021年9月，國家能源局下發(fā)了《國家能源局綜合司關于公布整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單的通知》（國能綜通新能〔2021〕84號），廣東江門新會區(qū)被列為試點，要求在2023年底前完成規(guī)定比例的屋頂分布式光伏安裝。

電網企業(yè)要在分析電網承載力的基礎上，配合做好省級電力規(guī)劃和試點縣建設方案，充分考慮分布式光伏大規(guī)模接入的需要，積極做好相關縣區(qū)電網規(guī)劃，加強縣區(qū)配電網建設改造，做好屋頂分布式光伏接網服務和調控運行管理。

1 屋頂資源及光伏裝機摸查

對新會區(qū)范圍內的現狀屋頂資源進行篩選統(tǒng)計，挑選出各鎮(zhèn)、街內適宜建設光伏項目的優(yōu)質屋頂進行統(tǒng)一規(guī)劃布局，分階段、有計劃地開發(fā)園區(qū)光伏清潔能源。

預計新會區(qū)各工業(yè)園區(qū)廠房建筑，黨政機關等公共機構建筑，學校、醫(yī)院、商場、寫字樓等公共建筑以及居民建筑等可供連片集中規(guī)?；_發(fā)的建筑屋頂資源約677.52萬m，預計2025年可累計建成總裝機容量約365.81 MWp的分布式光伏電站。屋頂資源及光伏裝機摸查情況如表1所示。

2 區(qū)域電網承載能力分析

分布式光伏原則上按照國家要求全額消納，可優(yōu)先考慮接入所在供電片區(qū)就地消納。對新會區(qū)220 kV變電站級、110 kV變電站級承載能力分析如下：

（1）220 kV層面，分布式光伏項目主要接入220 kV新會站、古井站、能達站、石名站、銀湖站、禮樂站、三江站等7個220 kV供電片區(qū)，其中新會站、石名站、古井站接入分布式光伏容量較多，占比分別為51%、26.6%、20.3%。經消納能力測算，江門市新會區(qū)“十四五”期間各220 kV變電站對分布式光伏的承載能力充裕，分布式光伏接入不受限，各站點的消納裕度均較高。

（2）110 kV層面，分布式光伏接入新會區(qū)26個110 kV變電站，其中接入分布式光伏容量超過20 MW的有仁義站、蒼山站、濠沖站、崖南站等4個站點。經消納能力測算，江門市新會區(qū)“十四五”期間各110 kV變電站對分布式光伏的承載能力充裕，分布式光伏接入不受限，其中仁義站區(qū)域內擬接入的分布式裝機最多（58.4 MW），剩余的承載裝機裕度較低，其余110 kV站點消納裕度均較高。

“十四五”期間新會各供電片區(qū)可滿足試點方案整縣區(qū)屋頂分布式光伏接入，暫無主網配套建設需求。電網負載及光伏分布情況如表2所示。

3 區(qū)域配電網建設投資需求

3.1 接入方案概況

新會區(qū)工業(yè)園區(qū)廠房光伏規(guī)劃總容量為306.25 MWp，共64項。并網方案如下：

（1）單個容量在6 MW及以上的共16項，其中單個容量最大為30 MW。采用10 kV電壓等級接入，并網方案主要分為：專線接入110 kV及以上變電站10 kV母線，公共電網配電站或戶外開關箱等10 kV母線，用戶配電站10 kV母線。

（2）單個容量在6 MW以下的共48項，采用380 V或10 kV電壓等級，從公共電網配電箱、用戶側高壓室或專變房并網接入。

新會區(qū)黨政機關等公共機構建筑，學校、醫(yī)院、商場、寫字樓等公共建筑及居民建筑光伏規(guī)劃總容量59.56 MWp，共80項，主要采用380 V電壓等級并網。

3.2 電網配套工程建設規(guī)模及投資

預計“十四五”期間新會區(qū)新建及改造中低壓配網10 kV電纜線路13.0 km，10 kV架空線路27.9 km，新建及改造配變39臺，涉及容量24 570 kVA，新建0.4 kV低壓線路長度約62.6 km，新建及改造自動化終端9個，光伏接入配套電網工程投資4 661.5萬元。

4 整縣區(qū)分布式光伏對電網的影響

4.1 對電網運行的影響

（1）影響分析：當大規(guī)模分布式光伏并網時，實時發(fā)電功率不斷變化可能帶來各級主配網設備潮流在正反向中不斷逆轉。目前380 V側并網光伏的發(fā)電量由現場計量終端—計量系統(tǒng)—調度系統(tǒng)的傳輸路徑發(fā)送至調度系統(tǒng)，每天僅發(fā)送當天總的發(fā)電量一個數據，未實現實時監(jiān)測。在未來整縣區(qū)光伏接入情況下，該問題將更普遍且監(jiān)控難度加大，可能導致設備、斷面不可預知的過載風險。根據《江門供電局配電網規(guī)劃建設改造技術指導原則》，超過400 kW的項目一般情況下應接入10 kV電壓等級?？紤]到經濟性等問題，目前新會區(qū)也存在不少超過400 kW分布式光伏接入380 V側的情況。

（2）解決措施：完善計量自動化系統(tǒng)與調度系統(tǒng)之間數據的發(fā)送機制，實現光伏發(fā)電量數據通過計量終端—計量自動化系統(tǒng)—調度系統(tǒng)按每15 min一個點的頻次的實時傳送。完善相關技術標準指引，要求分布式光伏接入方案對并網電壓等級開展技術經濟性的深入分析，明確負荷就地消納情況，校核短路電流及無功補償容量，明確開關選型并核實繼保保護適配性等。

4.2 對繼電保護的影響

（1）影響分析：分布式光伏并網改變了傳統(tǒng)配電網潮流單向流動的特性。故障時，并網的分布式光伏同大電網一起向故障點提供短路電流，會引起新會配電網饋線過電流保護不正確動作、主站集中式自愈故障點定位錯誤等風險；當110 kV變壓器10 kV側并網的分布式光伏電源總發(fā)電功率大于1.04倍同一時刻該110 kV變壓器所供的負荷功率時，存在110 kV變壓器間隙保護動作的風險?，F狀新會區(qū)110 kV變電站等效平均負載率低于10%的有4座（英洲、濠沖、牛灣、同慶），等效平均負載率在10%～20%的有6座（蒼山、康寧、創(chuàng)利、桂園、羅坑、元山）。經初步評估，本區(qū)光伏布點較為分散且單個容量有限，近期引發(fā)上級110 kV變壓器間隙保護動作的風險較小。若整縣區(qū)全面推進光伏，在輕載變電站相對普遍區(qū)域，此類風險必然增大。

（2）解決措施：依據饋線保護過電流定值、分布式光伏電源容量等參數，核算評估分布式光伏是否會造成饋線過電流保護誤動作，若是，將配電網饋線過電流保護設置為帶方向且正方向為變電站10 kV母線指向線路。短期內配電自動化主站增加聯切分布式光伏電源并網斷路器功能，遠期改造分布式電源并網線路上的三遙開關和配電自動化終端，開關類型由負荷開關改造為斷路器，便于直接切除短路電流，終端故障判據應可單獨上送方向信息，配電自動化主站應完善分布式電源并網線路處理邏輯，利用配電自動化終端上送的方向情況來完成故障點定位、隔離和負荷恢復?？紤]到分布式光伏發(fā)電功率曲線與110 kV主變所供負荷曲線相似，且新會區(qū)光照強度不屬于一、二類地區(qū)，同時新會區(qū)110 kV變壓器輕載情況整體較少，因此，分布式光伏并網引起上級電源110 kV變壓器間隙保護動作可能性較小，當前以監(jiān)測變電站饋線負荷功率與所供區(qū)域內分布式光伏電源發(fā)電功率為主。

4.3 對電網網架的影響

（1）影響分析：新會區(qū)已建成并運行的分布式光伏容量約63.6 MWp，電力在所屬供電臺區(qū)內實現100%就近消納。新會區(qū)作為整縣區(qū)屋頂分布式光伏開發(fā)試點地區(qū)，預計至2025年新建光伏365.8 MWp，累計光伏總裝機容量約429.4 MW，遠低于新會區(qū)電網供電最高負荷1 292 MW，因此正常運行方式下，區(qū)內光伏所發(fā)電量可以在負荷側實現全額消納，不會對網架產生影響。

（2）解決措施：新會整區(qū)屋頂分布式光伏項目中，單個容量達到6 MW及以上的共16個，其余均為6 MW以下。結合廣東電網公司光伏接入準則及單回線路載流量要求，對超過10 MW的項目以2～4個并網點在不同饋線并網，6～10 MW的項目以1～2個并網點并網，6 MW以下項目以1個并網點并網，可保障在現狀網架基礎上，當個別光伏項目因為停工、停產出現光伏所發(fā)電量全額倒送時配網線路也能滿足載流量要求。

4.4 對電能質量的影響

（1）影響分析：光伏逆變器易造成諧波污染，影響附近廠區(qū)敏感負荷的優(yōu)質用電，影響電網與電站安全可靠運行，降低系統(tǒng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定性，高次諧波會導致設備過熱、絕緣破壞、逆變器脫網、運行故障等問題。考慮到項目經濟性，為縮短投資回報年限，大容量分布式光伏接入380 V側電網，居民用電負荷特性與光伏出力特性不匹配，可能出現午間光伏大發(fā)、無法就地消納，向電網大規(guī)模倒送電力，晚間居民用電高峰期光伏不出力的情況，導致光伏大發(fā)時電壓越上限，光伏欠發(fā)或停發(fā)時電壓越下限的問題。分布式光伏多接入用戶內部配電網絡，難以監(jiān)管，可能存在用戶私自更改逆變器過電壓保護動作定值，導致電壓越限嚴重，分布式光伏仍不脫網運行的情況。

（2）解決措施：對新建項目開展電能質量測試，檢驗并網的電能質量；定期導出、分析電站側電能質量監(jiān)測數據，對存在諧波污染的加裝必要的治理裝置。建議光伏業(yè)主在用戶側并網點配置分布式光伏安全擴容裝置，消除大容量低壓并網光伏項目運行風險；配置分布式電源無功補償控制器，解決光伏低壓并網時電力潮流倒送工況下的無功補償控制失靈問題。明確、細化施工單位選用設備的技術要求，包括對無功補償、諧波、故障隔離響應的要求等，比如：一次調頻響應方面，應要求響應滯后時間≤3 s，響應時間t≤5 s，調節(jié)時間≤15 s；無功電壓響應方面，應要求光伏動態(tài)響應時間≤30 ms，SVC系統(tǒng)響應時間≤30 ms。

5 開發(fā)過程存在的問題

政府尚未落實整縣區(qū)屋頂分布式光伏開發(fā)方案，屋頂開發(fā)位置及其可用面積、裝機容量未確定，尤其是工業(yè)廠房類光伏的開發(fā)，未與各工業(yè)區(qū)業(yè)主對接，未進行工業(yè)廠房屋頂活荷載評估。新會區(qū)工業(yè)廠房普遍為輕鋼結構建筑，采用彩鋼瓦廠房鋼架及檁條結構。依照《建筑結構荷載規(guī)范》（GB 50009—2012）、《鋼結構設計標準》（GB 50017—2017）要求，樓頂須滿足以下條件：

（1）恒載：鋪設光伏發(fā)電系統(tǒng)后恒載額外增加15 kg/m（即0.15 kN/m）。

（2）活載：輕鋼結構建筑，屋頂活荷載不低于50 kg/m。

整縣區(qū)屋頂分布式光伏開發(fā)需政府配合進行方案細化，委托設計、施工單位開展積極消納、延伸配套工作。

6 結語

整縣區(qū)屋頂分布式光伏大規(guī)模接入會引起中低壓配電網運行電壓不穩(wěn)定、線損高、功率因數低、諧波污染和調度控制難等問題，建議配套利用配網自動化系統(tǒng)、智能斷路器、智能電能表實現涉及中低壓線路、臺區(qū)的電壓、電流實時感知，由電網企業(yè)利用快速集群化功率監(jiān)測控制手段，群控群調光伏逆變器有功、無功功率，提高中低壓主干線路的電能質量，統(tǒng)籌大范圍分布式光伏接入電網的實時運行。