1、淺析分布式光伏發電系統對配電網規劃的影響和對策劉南、宋濤（大連供電公司電力經濟技術研究所、大連供電公司）【摘 要】闡述光伏發電系統的組成和接網方式，對光伏電站接入系統后，從變電站建設、配電線路、繼電保護及通信、計量裝置等方面分析其對配電網規劃工作的影響，并提出對策。【關鍵詞】光伏發電系統；配電網規劃；影響；對策1 引言隨著國家電網公司關于做好分布式光伏電網并網服務工作的意見正式發布，可以預見，大量用戶使用光伏發電站，并將其接入電網系統將成為現實，供電企業應充分考慮由此帶來的各種影響，并積極地做好技術、管理上的儲備工作。2 分布式光伏發電系統分布式光伏發電系統是指位于用戶附近，所發電能就地利用，

2、以10 千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6 兆瓦的光伏發電項目。分布式光伏發電系統主要由太陽能電池方陣、蓄電池、控制器、直流配電柜、逆變器和交流配電柜等設備組成（如圖1）。太陽能電池方陣和逆變器是光伏發電系統的基本要素。其中太陽能電池組件通過串并聯形成太陽能電池方陣，并使電壓達到系統輸入電壓的要求。太陽能通過光伏組件轉化為直流電，通過直流配電箱匯集到逆變器（有蓄電池時，還經充放電控制器同時向蓄電池組充電），將直流電轉換為交流電。太陽能電池方陣直流配電箱逆變器交流配電箱控制器蓄電池圖 1 光伏發電系統構成示意圖3 分布式光伏發電站系統接入方式大連地區目前的電壓等級有500

3、kV、220kV， 66kV、 35kV、 20kV、 10kV 和 0.4kV 。其中， 35kV 電壓等級目前只在長海縣存在，屬于逐步淘汰的電壓等級，20kV 電壓等級處于發展階段，未來長興島中壓配電網將淘汰10kV 電壓等級，統一采用20kV 電壓等級。光伏發電系統并網的必要條件為：逆變器輸出的正弦波電流波形的頻率和相位與電網電壓的頻率和相位相同。由于光伏電源出力具有間歇性、周期性和隨機性，同時考慮到光1伏電源采用逆變器并網和存在孤島效應等因素，為避免光伏發電站大規模接入電網后，影響電能質量、電量計量計費和供電可靠性，降低光伏發電站對區域配電網的不利沖擊，需對不同總安裝容量的光伏電站的系

4、統接入方式作出明確規定，目前典型的接入方式有以下六種：（ 1）光伏發電站總安裝容量大于等于6000kW，小于 18000kW，可通過 20kV 專線接入66kV 變電站 20kV 間隔。（ 2）光伏發電站總安裝容量大于等于1000kW，小于 12000kW，可通過 20kV 專線接入66kV 變電站或開關站20kV 間隔。（ 3）光伏發電站總安裝容量大于等于1000kW，小于 6000kW，可通過10kV 專線接入66kV 變電站或開關站10kV 間隔。（ 4）光伏發電站總安裝容量大于200kW，小于 2000kW，可 T 接入 20kV 架空主干線路或接入 20kV 主干線路環網柜間隔；光伏

5、發電站總安裝容量大于200kW，小于 1200kW時，還可接入用戶高壓配電室間隔。（ 5）光伏發電站總安裝容量大于200kW，小于 1000kW，可 T 接入 10kV 架空主干線路或接入 20kV 主干線路環網柜間隔；光伏發電站總安裝容量大于200kW，小于 600kW時，還可接入用戶高壓配電室間隔。(6) 光伏發電站總安裝容量大于等于50kW，小于 200kW，可通過 0.4kV 低壓線路接入0.4kV 公用電網低壓間隔或0.4kV 用戶低壓間隔。4 分布式光伏發電系統對配電網規劃的影響和對策光伏發電系統接入配電系統后， 配電系統將由原來單一電能分配的角色轉變為集電能收集、電能傳輸和電能分

6、配于一體的新型電能交換系統。角色的變換必然帶來功能、設備、使用和控制上一系列的變化和調整，其對電網規劃，特別是配電網規劃將產生深刻而長遠的影響。以下，從變電站建設規劃、配電線路規劃、繼電保護及通信規劃和計量規劃等方面具體論述如下：4.1 變電站建設規劃容載比是配電網規劃的重要宏觀性指標，配電網規劃應保證合理的容載比，容載比一般可采用如下公式估算：式中：容載比（MVA/MW）；該電壓等級全網或供電區的年最大負荷；該電壓等級全網或供電區內變電站主變容量之和。2根據國網公司配電網規劃設計技術導則要求，一個電力規劃區域的容載比總體應控制在 1.8-2.2 范圍之間。也即年最大負荷增長的情況下，變電站主

7、變容量之和也需相應增長，才能保持供需平衡，滿足供電可靠性要求。變電站主變容量增長的方式通常有兩種： 1、新建變電站； 2、變電站主變增容。光伏發電系統大量接入配電系統后，配電系統網供負荷將會明顯減少，直接導致供電區年最大負荷低于預期值，在容載比有固定要求的情況下，變電站主變容量增長將得到限制，部分變電站新建工程或增容工程將不能按原規劃要求按期開展。雖然光伏發電系統會減少電網對傳統供電的依賴，但是，由于光伏電站輸出功率的不連續和不穩定性，為保證電網的可靠性和穩定性，電網發電容量中光伏發電的比例不宜超過 10% 15%。具體而言，光伏電站接入公用電網的總安裝容量應控制在上級變電站最小變壓器額定容量

8、的 10%-15%，這是對光伏電站和對應上級變電站規劃安排和項目評審時應特別注意的事項，容載比合理區間的設置也應考慮到這方面的影響，做出適當的調整。4.2配電線路規劃目前配電網的接線模式主要有架空線路雙回環網接線和多分段接線，電纜線路單側電源雙射接線、雙側電源單環接線、雙側電源雙環接線和雙側電源雙射接線，光伏發電系統接入后，配電線路將從原有的單側、雙側電源變為雙側電源和多側電源，原有的運行方式、電網結構均發生變化，在建設堅強電網的要求下，如何合理地調整、優化電網結構，加強電能質量的監控，調整配電系統故障時處理方案是規劃中必須考慮的問題。根據電網管理要求，光伏電站與配電系統的并網點應設置易于操作

9、、可閉鎖且具有明顯斷開點的并網總斷路器，以保證電網設備和人身安全。并網點必須有且只能有一個，在光伏電站采用多個逆變器或升壓變壓器的情況下，可采用母線進行匯接電流。在復雜電網中，應根據光伏電站出力和負荷情況，對光伏電站的供電范圍做出明確規定，通過保護設置，實現變電站供電和光伏電站供電互為備用，避免逆潮流發生。光伏發電系統在合理設置的前提下，能夠做到提高線路的利用效率、電壓質量和供電可靠性，同時節省電網投資。例如單電源長架空線路，按規劃要求，當 10kV 架空線路過長，電壓質量不能滿足要求時，可在線路適當位置加裝線路調壓器。這種方法只能解決由于線路電阻過高導致供電電壓下降的問題，如果線路所帶負荷過

10、高導致電壓下降，只能通過新設變電站，增加聯網線路，重新分割負荷，縮短供電半徑的方法來解決。無論是第一種方法，還是第二種方法，均需大量的投資。如果線路末端用戶建設光伏電站，則可以不需供電公司額外投資的情況下，解決此問題，同時將線路由單電源供電轉變為雙電源供電，在一定程度上提高了供電可靠性，這一點，對農網地區配電網優化調整尤為有利。3圖 2接入光伏電源的配網線路4.3繼電保護及通信規劃光伏發電系統接入后，電網潮流方向、運行方式發生改變，因此，必須重新調整原有的保護裝置，以保證電網的安全穩定運行。正常情況下，供電線路的電網側、系統變電站及用戶內部電網均應設置保護。電網調度做為光伏電站的運行管理部門，

11、必須與光伏電站建立通信通道，以實時掌握光伏電站的運行狀態，并對光伏電站接入和退出電網進行實時控制。光伏電站接入公用電網的供電線路在電網側應配置一套線路保護。10kV 并網線路一般配置方向過流保護（方向元件可投退），考慮到電網穩定要求，還需配置全線路速動保護。光伏電站采用 T 接方式接入配電線路時，電網側線路保護應具備重合閘功能，重合閘應具備檢測線路無壓功能。接入光伏電站的系統變電站應設置間隙零序電流保護和零序電壓保護。當并網光伏電站接入企業（用戶）內部電網，且為不可逆并網方式時，應配置逆功率保護。光伏電站并網總斷路器應配置速斷、過流保護，如距離及過流保護、帶方向的過流保護以及光纖差動保護。同時

12、，光伏電站必須具備快速監測孤島并立即斷開與電網連接的能力。并網斷路器應對電能質量進行監測，一般應具有低周、低壓及高周、高壓解列功能。光伏電站必須與電網調度建立通信通道。電網調度做為光伏電站的運行管理部門，必須對光伏電站的運行狀態實時掌握和控制，以保證電網運行安全。并網光伏電站的監測裝置應能實時采集并傳輸并網點的有功功率、無功功率、有功電量、功率因數、電壓、電流及變壓器分接頭檔位、斷路器和隔離刀閘位置信息。采用10kV 線路并網的光伏電站應能接收電網遠方調度控制指令，按調度要求接入或退出電網系統。4.4計量裝置規劃計量裝置做為光伏電站與供電公司貿易結算的依據，應安裝在用戶與公用電網的產權分界點處

13、，計量裝置應具備雙向計量功能，具備雙向有功和四象限無功計量功能，并配有標準通信接口，具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能。隨著智能電表的普及，可在計量裝置上實現更多的功能，例如，在用戶輸入、輸出功率不大的情況下，可利用智能電表實現并網斷路器及保護、通信功能，調度直接接收智能電表傳送的光伏電站4運行參數并對其運行狀態進行控制。電能計量裝置的配置和技術要求應符合DL/T 448 電能計量裝置技術管理規程和DL/T 5202 電能計量裝置系統設計技術規程。5 結論光伏發電系統將在未來的配電網系統中發揮重要作用，它的大量應用，將會給配網的規劃和管理帶來許多挑戰，通過對光伏發電系統特性的研究，配電網規劃必須從電網建設、配網技術原則、繼電保護和通信及計量裝置等方面做好技術和管理上的儲備，調整電網技術原則和標準，為光伏發電系統在配電網中安全、穩定和高效運行提供保障。參考文獻：1. 華北電力大學 白熊，杭州市電力局 王俊海 高振宇 周昱勇，光伏電站接入