【光伏技术】分布式光伏3种并网模式方案详解

发布时间：2024-03-12 12:06:19　浏览次数：

近日，江苏省镇江、泰兴等地方供电公司收到上级通知，根据通知要求，受消纳空间所限，2020年春节过后，江苏省工商业分布式项目（包括低压上网）只允许自发自用，余电不得上网，并要求装防逆流装置。估计很多人第一次听说全部自发自用这个模式，国家电网对于分布式光伏发电应用允许光伏电站业主采用自发自用模式、自发自用余电上网或完全上网等三种结算模式。

各地方电力公司在实际操作过程中，会遇到一些阻碍，这些问题主要是由于光伏电站业主对于变电、配电系统的认识不足造成的。今天小编针对以上三种并网形式在操作过程中遇到的一些实际问题，和具体并网方案做一些阐述。

这种模式一般应用于用户侧用电负荷较大、且用电负荷持续、一年中很少有停产或半停产发生的情况下，或者是，就算放假期间，用户的用电维持负荷大小也足以消纳光伏电站发出的绝大部分电力。此系统应用如下图所示：

这类系统，由于低压侧并网，如果用户用电无法消纳，会通过变压器反送到上一级电网，而配电变压器设计是不允许用于反送电能的(可以短时倒送电，比如调试时，而长期不允许)，其最初潮流方向设计是固定的。所以需要安装防逆流装置来避免电力的反送。

针对一些用户无法确保自身用电能够持续消耗光伏电力，或者生产无法保证持续性的项目，建议不要采用此种并网方式。

单体500kW以下，并且用户侧有配电变压器的光伏电站，建议采用这种模式，因为其升压所需增加的投资占投资比例较大。

针对防逆流，市场有有多机防逆流和单机防逆流解决方案。

◆多机防逆流装置系统原理图（图2）：

◆单机防逆流装置系统原理图（图3）：

通过实时监测配电变压器低压侧出口电压、电流信号计算出输入电网的功率或接入点靠近电网侧的电能潮流方向，一旦发现逆变器向电网输入能量，立即通过RS485通讯的方式控制逆变器降低输出电流，减小光伏系统发电功率，从而达到光伏系统防逆流的功能。

大家还记得2019年光伏竞价项目吗？经过各部门的协商，江苏电力公司在最后时间节点给位于苏南的在建工商业分布式光伏电站开具了消纳意见函，而那些位于苏北地区的分布式电站则有一部分被“拒之门外”。看样子这种模式在消纳有问题的区域会被越来越多项目采用。

对于大多数看好分布式发电的用户来说，选择自发自用余电上网是最理想的模式，这样即可以拿到自发自用较高电价，又可以在用不掉的情况下卖电给电网。但是实际操作过程中阻力颇多，原因是光伏从业者和地方电网公司人员信息的不对称，互相缺乏对于对方专业知识的了解，这也是为什么该模式成为光伏电价政策和国网新政中最让人难以理解的部分。

光伏发电在自发自用余电上网模式时，用户(或者称之为“投资商”)希望所发电量尽可能在企业内部消耗掉，实在用不掉的情况下，可以送入电网，以不浪费掉这部分光伏电量。但电力公司最希望的是用户简单选择，要么自发自用，要么升压上网。因为，自发自用余电上网对于地方电力公司来说，要增加一些工作量：区域配网容量计算(允许反向送电负荷)、增加管理的电源点(纯自发自用可以降低标准来管理)、正反转电表改造后的用户用电计量繁琐(需要通过电表1和电表2的数值换算得出用户实际用电负荷曲线和用电量)、增加抄表工作量等。

当然，从本质上来说，电力公司无法获得用户自发自用电量的购售电差价，对于地方电力公司是一个实际损失。既增加了工作量，又没有实际利益，因此会设置各种理由让投资商不选择这种并网方案。但只要从技术上充分说明这就是国家电网公司允许的余电上网方案，并且有一个合理的设计稿，当地电力公司就无法轻易拒绝投资商的申请。

很多光伏电站业主他们认为，只要在电表3处(400V侧)并网，光伏电力用户消纳不了的话，可以直接通过配电变压器反送至10kV侧(或35kV)。但实际上这是不允许的，违背了配电网的潮流设计，可能会引起400V侧的电压、功率因素等异常，同时某些保护设备也有可能会因此失去作用。

其实，对于分布式电站而言，采用升压并网和低压侧并网的成本差异不会太大，因为低压侧并网需要选择带变压器的逆变器(当然也可以选择10-30KW组串逆变器);升压上网时虽然增加了变压器，但是可以选择采用无隔离变压器的逆变器，综合成本两者差不多。只是增加了综合自动化保护系统和地调传输的费用。不过，同一厂区内，规模在MW级以上的电站，升压并网会对电能质量有一定保障，用户不用承担任何风险。

当然，此并网形式不太适用于用户进户母线为35kV以上的项目，这时候10kV或35kV完全是用户厂内母线，母线相连变电站是110kV或者220kV，则一般可以直接反送入网。因为此类变电站在最初潮流设计时，都是可以双向运行的。

也不适用于400V(或以下)进户的小型用电户(包括家庭和小商业)，因为其400V母线是和其他用电单位合用的，反送电不直接跨越变压器，而是在400V母线上消纳(原理上可以借用)。当然，在400V母线上，光伏等分布式发电的总装机容量会受到控制(此类容量比例没有固定的数值，根据当地400V环网内的负载情况确定，也可通过增加区域调控和储能配套来增加分布式电源装机容量)。

这种运营模式最大的缺点，是其收益模型不能固定，自发自用比例和余电上网比例始终在变化，电站融资、出售时评估价值会比实际产出有所打折，甚至资方因为担心用电户的未来经营状况而无法获得一个合理的资产价值。

在光伏发电大发展的近十年中，直接上网卖电一直是光伏应用的主流，因为其财务模型简单，并且相对可靠，而乐于被资本所亲睐，该模式具体并网形式见下图：

该并网形式不但适用于未来的分布式固定电价项目，选择直接脱硫电价卖给电网也不失为一种好的选择(当然要求该地区脱硫电价不低于0.4元)。这总比未来分布式电站的收益期要短一些。

而且，我们无法回避一件事情—光伏是资本推动型产业，属于固定收益型长效投资。在大多数企业追求发展的阶段是不太可能去持有光伏电站的，哪怕是现在很多手上握着一些光伏电站的业主。因此，光伏电站的转让市场未来是足够大的一个蛋糕，为买卖双方服务将成为炙手可热的业务，如保险服务、评估服务、检测服务、运维服务、第三方担保服务等。

最后，选择哪一种方式作为光伏电站的并网模式，只能由投资者自己琢磨了。

家用型光伏电站虽然不存在变压器问题，但原理上是类似的。在并网结算时，可以选择第二种和第三种方式，目前应以第二种为主，因为要获得除电网公司给予的脱硫电价以外，想得到政府额外固定电价的补贴(政府正在制定的四区域固定电价)，必须去发改委等部门申请，而且目前没有针对家庭电站的简化手续，时间比较漫长，花费精力也较大。

在行业内经常会有人提及电力和电量的概念。其实，这是两个不同的概念，而且有时不是很规范，但为了减少误解，特说明一下：人们常说的电力，一般是指瞬时负荷，也就是功率;不过，建议最好采用负荷这一专业名词。

通俗意义上的电量，是指通过瞬时值计算所得出累计量。纯自发自用项目，需要关注的是用户的用电负荷情况，也就是每天的用电负荷曲线，特别要关心最小值出现的频率和持续时间。自发自用余电上网项目，需要关注的是用户的用电电量情况，要获得每月的峰谷平尖分开计量的电量并用于计算未来光伏发电后的自用电比例。

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