黄碧斌 分布式光伏接入配电网关键问题.pdf

分布式光伏接入配电网关键问题 光伏发电电力运营与电网规划相关内容培训会 全球分布式光伏发展基本情况 分布式光伏接入配电网的技术适应性问题 分布式光伏接入配电网的发展规划问题 一 二 三 主要内容 2 分布式光伏接入配电网的并网运行管理问题 四 3 一、欧洲 2015年欧洲各国各类光伏比例 各国光伏类型差异较大 ， 和国情 、 政策等有关； 多数国家的居民光伏装机容量较小 ， 以光伏电站和工业光伏为主 。 全球第 2 全球第 5 全球第 10 4 德国光伏年度新增装机情况（ 2000-2015） 二、德国 德国年度各种类型光伏装机占比（ 2000-2015） 单个项目平均装机容量出现波动 ， 源于政策变化； 早期以居民光伏为主 ， 后期以工商业和电站为主 ， 和我国路径不同； 2010-2012年的迅猛发展主要是工业光伏和光伏电站 。 美国年度新增光伏装机容量 2000-2015 新增规模自 2011年以来快速增加； 居民光伏比例较高 ， 接近年度新增的 30%， 高于德国近几年的 20%； 近年来各类光伏比例基本保持不变 。 三、美国 7 美国年度新增电源装机容量占比（ 2010-2015） 2015年新增光伏装机容量创下历史新高 ， 占比首次超过天然气 。 全球分布式光伏发展基本情况 分布式光伏接入配电网的技术适应性问题 分布式电源接入配电网的发展规划问题 一 二 三 主要内容 8 分布式电源接入配电网的并网运行管理问题 四 一、分布式光伏的出力特性 从短时和日出力特性来看 ， 分布式光伏发电出力呈现较强的波动性 、 显著的时段性 。 相对于集中式连片的光伏电站具有出力平滑效应 ， 分布式光伏发电装机容量小 、 面积不大 ， 受云层 、 温度等多方面影响较大 ， 出力波动性相对更大 。 9 典型日出力特性 典型周出力特性（ 10月 22日 -10月 28日） 小时级出力波动 可达到装机容量 50% 10 从年度出力特性来看 ， 光伏发电出力呈现明显的季节特性 ， 春秋季发电较多；全年大部分时段出力小于其装机容量的 50%。 该江苏分布式光伏发电项目在春季 、秋季发电较多 ， 夏冬季出力较小 ， 尤其是南方较冷的一月和二月份以及处于梅雨季节的六月份 。 这也和夏季负荷高峰具有一定的匹配作用 。 年出力特性 全年出力分布 11 从日出力特性匹配来看 ， 光伏发电出力和日间负荷匹配度较高 ， 具有正调峰特性 ， 但由于晚上难以发电 ， 难以有效匹配晚高峰 。 典型日分布式光伏发电出力和居民负荷特性 12 分布式光伏大规模接入将给电力系统带来如下挑战： 改变电压分布 ， 可能出现电压越限和电流过载； 传统配电网的调压原则是按照高压侧到低压侧的潮流单向流动考虑 ， 通常将母线电压维持在一个较高范围内 （ 如 103% 105%的额定电压 ） ， 从而保证线路上电压不低于额定的下限值 。 随着未来分布式光伏发电的增多 ， 潮流出现反向时 ， 通过馈线阻抗产生的压降将使负荷侧电压比母线电压高 ， 进而可能出现电压升高和电流过载问题 ， 尤其在本地负载较小时 。 分布式光伏接入对馈线电压的影响 二、分布式光伏接入带来的技术挑战 13 以金寨县为例 ， 呈现白天送出 、 夜晚受进的特点 。 2015年最大送出电力 21万千瓦 ， 最大受进电力 5万千瓦 。 部分时段居民用户电压已达到 260V、 村级光伏电站并网点电压达到 450V。 电压越限的问题主要取决于网络参数和上网功率的大小 。 该问题尤其容易出现在农网地区 ， 主要有原因是农网多采用架空线 ， 长度较长 ， 因此阻抗相对较大 ， 容易出现电压升高问题 ， 同时线路载流量较小也容易引起电流过载问题 。 14 带来电压波动闪变 、 谐波 、 三相不平衡等电能质量问题； 非计划孤岛给电网检修人员和电力用户带来安全风险； 1 2 3 4A DCBa b c d2 MW 3 MW 2 MW 1 MWLP 1 LP 3 LP 4LP 2I s l a n dDG孤岛运行方式 配电网检修或者故障时 ， 分布式电源可以继续向部分负荷供电 ， 形成供电孤岛 。孤岛是引入分布式电源以后配电网中新出现的一种新运行方式 ， 可以减小停电面积 ， 提高供电可靠性 ， 但是 ， 非计划孤岛可能会对系统 、 用户设备 、 维修职员等造成危害 ， 可能出现的供需不平衡还将严重损害电能质量 ，反而降低了配网供电可靠性 。 15 可能显著改变系统供电负荷曲线 ， 对系统有功平衡带来挑战 ， 对电网的运行灵活性提出更高需求 。 大比例分布式光伏接入后的净负荷“鸭形”曲线 以海宁示范区 110千伏尖山2号变供电区为例 ， 分布式光伏渗透率达到 63%， 净负荷曲线的峰谷特性发生明显改变 ， 低谷出现在正午 ， 仅为日高峰的 30%。 三、适应分布式光伏接入的技术措施 大规模光伏发电接入不存在难以解决的技术问题 ， 目前面临的主要是技术解决方案的经济性问题 。 提高电力系统接纳能力的技术解决措施包括电网改造 、 智能化 、 电源主动参与等方面 。 16 17 以实际低压配电网进行分析 ， 当装机容量 （ 180kW） 达到变压器容量 （ 250kVA）的 72%时 ， 可以通过电网改造 、 限定出力 、 自动功率调节和智能配电变压器等策略 ，确保电网稳定运行 。 18 各种措施实施效果和成本投入相差较大 ， 且在城市和农村电网 、 中压和低压电网也有较大差别 ， 需要从整个电力系统角度综合评估和优化 ， 采取经济有效的技术措施 。 中压电网： 一是配电网侧措施 ， 主要有加强电网网架建设 、 采用中低压有载调压变压器 、 网络重构；二是用户侧措施 ， 主要有光伏逆变器有功和无功调节联合优化 、 光伏有功和无功控制 。 低压电网： 一是配电网侧措施 ， 主要有加强电网网架建设 ， 采用中低压有载调压变压器；二是用户侧措施 ， 主要有储能 、 光伏逆变器有功调节方式优化 。 全球分布式光伏发展基本情况 分布式光伏接入配电网的技术适应性问题 分布式光伏接入配电网的发展规划问题 一 二 三 主要内容 19 分布式光伏接入配电网的管理问题问题 四 20 一、国外实践经验 发展规划通常包含发展目标 、 发展布局和建设时序等三个方面问题 。 （ 1）发展目标方面 国外通常综合考虑国家能源战略目标 、 能源资源禀赋 、 社会可承受能力 、 技术装备水平 、 行业发展需要等因素 ， 确定各类型分布式发电的发展目标 。 德国从核能和化石能源向可再生能源转变。 美国天然气资源丰富，管网发达，以天然气热电联供为主。 日本能源资源贫乏，坚持天然气多联供和分布式可再生能源并举。 首先，国外分布式发电发展路径和目标很大程度上取决于各个国家的能源战略选择和能源资源禀赋。 21 分布式发电仍依赖补贴，利用成本最终将由全社会进行分摊。 不仅要从分布式发电自身行业发展、节能减排等需求出发，还充分考虑国家的财政支付能力和终端用户的电价承受能力。 目前国外分布式电源发电较快的国家，基本上都是经济发展国家，而且也不是不计代价的发展，而是在发展目标和社会成本之间寻求平衡。 其次，国外分布式发电发展目标也会兼顾社会承受能力，避免对用户或其他行业产生较大影响。 德国早期推动光伏发电的发展除了有自身能源转型的需求，还有自身光伏产业的考虑。 2013年 5月，德国出台储能激励政策。一方面，减少上网电量，减少电网改造需求，但另一方面培育德国储能产业，推动德国储能的技术进步和成本下降，更具市场竞争力。 最后，国外发展分布式发电，不仅着眼于能源本身的利用，还注重相关技术创新和产业培育。 22 （ 2）发展布局方面 电网条件已成为优化布局需要考虑的重要因素 ， 通常以配电网不进行较大改造且分布式电源出力不受限为前提 ， 采用明确的量化标准 ， 建立灵活 、 自动的布局优化机制 ， 实现分布式发电和电网的协调规划 。 第一、电网条件已成为分布式发电优化布局需要考虑的重要因素 第二、国外分布式电源布局优化通常以配电网不进行较大改造且分布式电源出力不受限为前提 分布式电源规模小、建设周期短、规模位置难以提前预测。如果只考虑资源条件和项目本身的经济性，不考虑电网条件，极易造成资源条件较好的局部地区装机容量过大过于集中，对电力系统安全运行产生较大影响，从而大幅增加电网改造成本，并可能造成分布式电源项目出现弃风、弃光等问题，影响分布式电源的利用效率。 和常规电源不同的是，分布式电源主要在变电站内实现功率平衡，分布式电源规划一般基于已有配电网，以现有配电网不进行较大改造且分布式电源出力不受限为原则，确定分布式电源优化布局。 23 第三、通过采用明确的量化标准，建立灵活、自动的分布式发电与电网布局优化机制，提高可操作性、科学性和适用性 第四、事前管理优于事后管理，可以有效避免布局不合理 分布式电源接入中低压配电网，范围相对较小，因此，严格意义上的分布式电源与电网的协调规划，对精细度的要求很高，要求分布式电源的布局细化到每个变电站，但对于数量庞大的分布式电源来说，这是难以实现的。 美国、德国均建立了各自灵活的分布式电源与电网协调规划机制，使得分布式电源发展以电网接纳能力为基础，注重与电网规划的协调。通过采用明确的量化标准，也可以避免机制执行中存在的争议，保证该机制的可操作性、科学性和适用性。 从美国和德国的布局优化机制来看，美国布局优化机制多作用在项目建设之前，属于事前管理，而德国对于布局不合理的地方，往往已经在项目建成之后，属于事后管理。 两者相比，前者更为科学，可保证项目在规划阶段就能实现优化布局。 24 （ 3）发展时序方面 兼顾发展速度和质量 ， 实现健康有序可持续发展 。 首先，已有经验和客观规律显示科学确定发展速度，在发展过程中不断完善配套机制。 其次，分布式发电相比传统集中式电源更需注重发展速度和发展质量的平衡。 分布式发电的健康发展有赖于激励政策、管理规范和技术标准的完善，需要在发展过程中不断探索实践和积累经验，难以一蹴而就。 传统集中式电源，譬如风电场，在出现问题后进行“纠偏”，譬如加强检测认证、要求低电压穿越能力，所需要投入虽然高于发展初期直接要求的成本，但还不至于高非常多。 对于小型分布式发电来说，一是千家万户，星星点点，数量繁多，二是业主多不具备运行维护所需的技术能力，三是按照现在的要求，大多不在电网的监控范围之内 . 随着未来的快速发展，当出现问题时再回过头来改，所花费的成本将是巨大的，远远超过我们能够在早期发现问题、解决问题所投入的成本。 25 二、带来的一点启示 加强国家分布式电源总体规划和专项规划之间 、 电源规划与电网规划之间的 统筹衔接 ， 超前发布信息 ， 引导分布式电源均衡 、 有序发展 。 借鉴国外经验 ， 尝试 以渗透率指标为抓手 ， 统筹考虑电网接纳能力 ， 调控分布式电源总体规模和布局 。 在政策和规划制定中 ， 充分 发挥电网企业专业技术优势 ， 促进多方形成合力 ， 推动分布式电源持续快速健康发展 。 在大规模发展阶段或者高渗透率局部地区 ， 以分布式电源最大渗透率为参考 制定年度发展 规模 ， 并超前公布配电网剩余分布式电源接纳空间 ，分布式电源项目核准备案应考虑 先到先得 。 全球分布式光伏发展基本情况 分布式光伏接入配电网的技术适应性问题 分布式光伏接入配电网的发展规划问题 一 二 三 主要内容 26 分布式光伏接入配电网的并网运行管理问题 四 市场启动 快速发展 急剧扩张 高渗透率 平稳发展 着力开发规模及全额上网、忽略运行管控 细化并网管理、引入运行管理 注重安全性和经济性，优化管理 执行全面强化的运行管理 德国光伏并网管理规范演变： 27 一、德国管理经验 28 第一阶段：市场启动阶段，着力开发规模及全额上网、忽略运行管控 可再生能源法 激励补贴力度不大 ， 光伏发电发展速度较慢 ， 发展规模小 ， 处于市场启动阶段 ， 对电网的影响也较小 ， 因此 ， 该阶段管理要求强调光伏发电的及时并网和消纳 ， 在运行管理方面没有出台相关管理要求 ， 基本处于放任不管的状态 。 并网管理 经历了从全额收购到优先收购的变化过程 ， 仍总体思想仍是要求及时并网消纳 。 1991年 电力入网法 要求强制收购 ，但是随着水电和风电的快速发展 ， 全额收购存在一定难度 ，2000年 可再生能源法 改成 “ 优先收购 ” 。 提出电网企业应加强电网扩建以满足光伏发电接入需要 。 可再生能源法 规定电网企业应对现有电网进行扩建 ， 满足光伏发电接入需求 。 没有采取运行管理措施，基本处于放任不管。 截至 2003年底，光伏发电装机容量才达到 435MW，占比很小，接入电网后对电网规划、运行、保护配置等方面的影响基本可以忽略。 运行管理 第二阶段：快速发展阶段，细化并网管理、引入运行管理 2004年 可再生能源法 加大光伏发电的激励力度 。 从保障发展的角度， 对原有的并网管理要求进行了细化和完善 ， 确保及时并网和优先消纳 ， 保障项目投资商的利益 ， 从适应发展的角度 ， 考虑到大量并网带来的影响 ， 引入光伏发电出力控制管理和频率异常响应要求 ， 保障电网安全运行 。 并网管理 在继续强调及时并网消纳的同时，进一步细化明确光伏发电并网管理和电网扩建要求。 2004年 可再生能源法 规定电网运营商有义务及时和优先将可再生能源发电设施接入电网，并根据发电商接网需要，立即优化、加强和扩容现有电网，以保证购买、传输和分配可再生能源发电量。 相对于 2000年版， 2004版提出了更为详细的要求，包括优先接入点的选择、优先并网的例外情况等。 提出在特殊情况下可对光伏发电进行出力控制 ， 但是没有出台详细规定要求 。 可再生能源法 （ 2004版 ） 提出 ， 在未完成电网扩建之前 ， 为保证电网安全运行 ， 电网运营商可以主动调控可再生能源发电出力 。 为了避免光伏发电接入对电网事故控制或恢复的影响 ， 要求光伏发电在电网频率异常下立即脱网 。 根据德国 2006年 接入低压电网技术导则 （ DIN V VDE V 0126-1-1） ， 如果电网频率超过 50.2Hz， 连接于低压电网的光伏发电必须在 0.2s内脱网 ， 从而实现在电网频率异常时 ， 能够使得大量的小型光伏发电尽早脱离电网 ， 不对电网的事故控制或恢复产生负面影响 。 运行管理 第三阶段：急剧扩张阶段，注重安全性和经济性，优化管理 截至 2008年底 ， 德国光伏发电装机容量达到 8120MW， 已初具规模 ， 对电网运行的不利影响也逐渐凸显 。 在这样的形势下 ， 德国发展思路从注重规模向兼顾规模和质量转变 ， 2009年 可再生能源法 注重系统安全性和经济性， 优化管理要求 。 之后 ， 受到组件价格大幅下降的刺激 ， 光伏发电急剧发展， 对电网的影响比较突出 ， 德国明确对 100kW以上的光伏发电进行出力控制 。 优化管理 装机初具规模 组件价格大幅下降 100kW出力控制 2008 2009 2010 2011 引入电网阻塞管理，对 100kW以上的光伏发电开展出力控制，保障电网运行安全。 功率 100kW以上的发电商需在 2010年底前使的发电设备具有远程控制能力和持续的电量记录功能。 对由于出力控制造成的光伏发电损失给予补偿，补偿费用由全体用户进行分摊。 运行管理 并网管理 注重电力系统的整体经济性，强调以经济的方式并网，进一步优化电网扩建条件。 当电网扩建费用超过发电本体建设费用的 25%时，电网企业可拒绝并网。 为了保障差异化激励政策的顺利实施，避免项目拆分以获得更高补贴，要求光伏发电运营商必须向联邦网络局上报安装位置和设备功率。 为保障光伏并网安全，对接入系统工程实施提出资质要求，确保系统工程质量。 第四阶段：高渗透率平稳发展阶段，执行全面强化的运行管理 截至 2011年底 ， 德国光伏发电装机容量已达到 2500万千瓦 ， 占全国总装机比例较大 ， 局部地区渗透率过高 ， 对电网运行已经带来了严重影响 。 因此， 德国拟在控制光伏发电发展速度的同时 ， 优化完善现有管理办法 ， 重点是执行全面强化的运行管理 ， 从运行管理实施范围 、 限电损失补偿 、 频率异常相应要求等方面提出了更为严格精细的管理要求 ， 保障大规模分布式光伏发电接入后电网的安全运行 。 并网管理 继续强调系统整体经济性 ， 实现优先并网和收购 。 2012年 可再生能源法 规定 ， 电网企业以 “ 经济的方式 ” 满足光伏发电系统并网要求 ， 联邦法院将 “ 经济的方式 ” 定义为：如果配套电网改造投资超过了光伏发电项目本体投资额的 25%， 则认为是不经济的 ， 电网企业可拒绝该项目的并网申请 。 扩大光伏发电监控管理范围 ， 对小于 100kW的光伏发电也进行监控 。 2012年以前 ， 德国仅对 100kW以上的光伏发电项目进行监控管理 。 根据 2012年 可再生能源法 ， 2012年 1月 1日后投产的小于 100kW的项目也被纳入监控范围 。 对不同装机容量的光伏发电机组 ， 采用差异化的运行管理要求 。 对已投产项目设置过渡期 ， 限时安装测量和监控装置 ， 成本由项目业主承担 。 进一步明晰光伏发电实施出力控制的条件和流程要求 。 德国明确了在出现以下情况时可实施光伏发电出力控制 ， 包括存在电网安全运行风险 、 电网过载 、 出现稳态或动态稳定性问题 、 电力孤岛风险 、 系统频率过高 、 设备维修等情况 。 运行管理 100kW 系统投产日期 2012年 1月 1日前 2012年 1月 1日后 2009年 1月1日前 2009年 1月 1日 -2012年 1月 1日 2012年 1月 1日后 2012年 1月 1日前 2012年 1月 1日后 出力控制要求 无 远程出力控制或70%出力限制 无 远程出力控制 远程出力控制以及实时功率监测 生效 日期 - 2012年 1月 1日 - 2014年 1月 1日 2012年 1月 1日 2012年7月 1日 2012年 1月 1日 修订低压电网技术准则 ， 对新建光伏发电提出新的频率规定 ，对原有光伏发电提出整改限期 。 将 接入低压电网发电机组的脱网频率上限提高到 51.5Hz， 并规定当电网频率在 50.2Hz与51.5Hz之间时 ， 发电机组应当以某一斜率降低或增加有功出力 。 运行管理 国家电网公司积极落实政府主管部门要求 ， 持续创新并网服务模式， 发布和修订分布式光伏并网服务意见 ， 细化完善相关工作规范和细则， 提高并网服务水平 ， 促进分布式光伏发展 。 主动创新 服务模式 扩大意见 适用范围 及时落实 国家要求 2012年 10月 ， 发布分布式光伏并网服务意见 ，简化并网流程 ， 提供优惠服务条件 ， 支持光伏产业可持续发展 。 2013年 2月 ， 发布分布式电源并网服务意见 ， 将服务范围从分布式光伏扩大到所有分布式电源。 2013年 11月 ， 修订分布式电源并网服务意见 ， 落实国家新政策 、 新要求 。 二、我国并网运行管理现状 38 第一类： 10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过 6兆瓦的分布式电源。 （基本能涵盖所有分布式光伏发电项目） 第二类： 35千伏电压等级接入，年自发自用电量大于 50%的分布式电源；或 10千伏电压等级接入且单个并网点总装机容量超过 6兆瓦，年自发自用电量大于 50%的分布式电源。 并网服务意见适用范围 （ Scope of Application） 对于接入点为公共连接点 、 发电量全部上网的发电项目 ， 小水电 ， 除第一 、 二类以外的分布式电源项目 ， 本着简便高效原则 ， 做好并网服务 。 发展部 基建部 运检部 交易中心 营销部 调度中心 39 95598 客户服务中心 一个窗口 、 一站式服务 、 内转外不转 常规电源 分布式光伏发电 提出并网申请 受理并网申请提出并网验收和调试申请受理 并网验收和调试 申请制订接入系统方案出具接网意见函签订购售电合同及并网调度协议并网验收及调试项目核准及工程建设并网运行安装电能计量装置并网服务程序项目业主 电网企业分布式光伏并网流程 （ PV ）确认接入系统方案40 简化并网流程 ， 限定工作时限 常规电源并网流程 41 减少接入系统设计环节 接入申请 委托开展接入设计 编制接入系统报告 组织召开设计审查会 印发接入系统方案 接入申请 制订并确认接入方案 送达接入系统方案 常规电源 分布式光伏发电 42 计量表计安装 计量 发用电合同签订（含调度） 合同 /协议 并网验收与调试 并网 减少并网验收调试环节 计量方案设计 计量方案评审 计量表计安装 计量 购售电合同签订 供用电合同签订 合同 并网调度协议签订 协议 并网验收 并网调试 并网 常规电源 分布式光伏发电 43 提供优惠并网条件 为分布式电源项目业主提供接入系统方案制定、电能计量装置安装、并网验收调试、电量计量、补贴转付等全过程服务，不收取任何费用。 对所有分布式光伏发电项目免收系统备用容量费。 支持分散接入低压配电网，按照国家政策全额收购富余电量。 承担接入公共电网的工程及电网改造投资。 接入公共电网 的接网工程 公共电网改造工程 电网企业负责， 并开辟绿色通道 44 并网事项 常规电源 分布式光伏发电 接入系统方案设计 业主委托设计单位、收费 电网企业承担、免费 系统备用费 收费 免收 并网验收和调试 业主委托专业机构、收费 电网企业承担、免费 接入公共电网投资 业主委托设计单位、收费 电网企业投资 关口、发电出口计量表投资 业主投资 电网企业投资 通讯专网投资 业主投资 电网企业投资 经营模式 全部上网 全部上网 全部自用 自发自用余电上网 45 分布式光伏并网事项 美国南加州爱迪生公司 国家电网公司 接入系统研究费用 初次评审费 800美元 （ 发电全部自用项目 ， 免收 ） 。 如未通过 ， 再交 600美元补充评审费 ， 并支付接入研究费 （ 保证金 ， 5MW 及以下 10000美元 ， 以上50000美元 +1000美元 /兆瓦 ） 。 免收评审费 免收研究费 系统备用费 业主承担 免收 并网验收和调试 业主委托专业机构开展 协调电网企业参加 电网企业承担、免费 接入公共电网投资 业主承担电网改造投资和运维成本 电网企业投资、运维 关口、发电出口计量表 业主投资 电网企业投资 通讯专网 业主投资 电网企业投资 经营模式 与享受激励政策有关，不可任意选选择 全部上网 全部自用 自发自用余电上网 国家 并网成本分摊机制 深成本 浅成本 超浅成本 奥地利 丹麦 德国 荷兰 西班牙 法国 意大利 英国 保加利亚 捷克 匈牙利 立陶宛 波兰 罗马尼亚 斯洛伐克 斯洛文尼亚 国外分布式电源并网成本分摊方式主要有如下三种： 深成本： 项目业主承担接网成本和电网改造成本； 浅成本： 项目业主承担接网成本，以及部分电网改造成本；其余部分由电网企业承担； 超浅成本： 项目业主仅承担接网成本。其余部分由电网企业承担。 统计欧盟 16个成员国，实行深成本承担机制的有 7个，浅成本 2个，超浅成本 9个。我国采用超浅成本方式。 注：荷兰容量小于 10兆瓦时支付超浅成本接网费 ， 大于 10兆瓦时支付深成本接网费 。 立陶宛在少数情况下实行浅成本 。 47 常规电源 分布式光伏发电 一次系统接线方式 专线接入 专线接入，也可 T接 继电保护配置 线路光纤纵差、母线保护 双重配置 线路可只配置电流保护 通信要求 采用光纤通信 双通道 可采用无线公网通信 单通道 调度自动化要求 实时监控 380V只要求上传电量 简化并网技术要求 推广接入系统典型设计 48 方案编号 接入电压 运营模式 接入点 单个并网点 参考容量 XGF10-T-1 10kV 全部上网（接入公共电网） 专线接入变电站 10kV母线 1MW 6MW XGF10-T-2 专线接入 10kV开关站、配电室或箱变 300kW 6MW XGF10-T-3 T接 10kV线路 300kW 1MW XGF10-Z-1 自发自用 /余量上网（接入用户电网） 专线接入用户 10kV母线 300kW 6MW XGF380-T-1 380V 全部上网（接入公共电网） 配电箱 /线路 100kW ， 8kW及以下可单相接入 XGF380-T-2 箱变或配电室低压母线 20kW 300kW XGF380-Z-1 自发自用 /余量上网（接入用户电网） 用户配电箱 /线路 300kW ， 8kW及以下可单相接入 XGF380-Z-2 用户箱变或配电室低压母线 20kW 300kW 编制 13个分布式光伏接入系统典型设计方案 ， 包括 8个单点接入方案和 5个多点接入方案 。 公共电网10 kV 线路公共电网10 kV 母线.断路器图例用户内部负荷38 0V 母线.断路器/负荷开关产权分界点用户内部负荷公共连接点并网点并网点并网点并网点光伏电站用户10 kV 母线380/220V用户 配电箱380/220V架空 线多点、就地接入 10kV/380V 49 对多个屋顶的项目，不要求集中后接入配电网，可多点就地接入不同电压等级配电系统。 50 目前国家已经出台了一系列管理规范 、 技术标准 、 服务意见等部门 ， 有力地支持了分布式光伏发展 ， 适应了分布式光伏发展形势 。 但未来随着商业模式的逐步成熟 、 成本的进一步下降 ， 分布式光伏出现快速乃至迅猛发展 ， 就需要借鉴国外经验和我国风电发展实践 ， 完善建立相适应的管理要求 。 现有并网管理仍强调强制性的快速并网 ， 对不同并网方式下全系统经济性关注不够 ， 将大大增加全社会成本投入 ， 未来大规模发展也需要进一步优化现有管理要求； 现有运行管理要求的确定主要还是从减少业主投资成本 、 支持光伏发电发展的角度出发 ， 相比国外仍然相对较低 ， 难以保障未来大比例光伏接入后的电网安全运行 。 三、带来的一点启示 谢 谢！