喇先寿，段纪鹏，张 航

（国网青海省电力公司西宁供电公司，青海 西宁 810003）

0 前言

为响应国家“碳达峰、碳中和”目标，推动高海拔地区屋顶光伏试点工作顺利开展，光伏开发须要遵循“5432”方针，即党政机关建筑、公共建筑、工商业厂房、居民屋顶安装比例不低于50%、40%、30%、20%，为了使得屋顶分布式光伏能够“宜建尽建”“应接尽接”，须要对区域光伏承载能力进行计算评估，保证清洁能源全部并网消纳。

1 原则

1.1 屋顶光伏接入原则

装机容量在0.4 MW及以下时，根据居民住宅进户线载流量和可靠供电要求，合理确定接入用户内部电网的装机容量，充分发挥既有进户线作用。当整村开发规模超过低压网用电负荷，引起配变反向重过载或用户过电压时，可采用转变汇集升压后接入10 kV电网。规模较小的党政机关、学校、医院、厂区直接接入用户内部电网。

装机容量在0.4～6 MW之间时，采用10 kV电压等级并网。整村开发以及第三方开发的工业园区项目接入公共电网，学校、医院以及工业园区内用户投资开发的项目接入用户内部电网。

装机容量在6 MW及以上时，可用多条10 kV或35 kV线路接入公用变电站母线，适用于村庄规模较大或多个村连片开发、仓储物流园区等。

1.2 储能配置原则

试点区域开发按照“光伏 + 储能”方式推进，对未明确纳入保障性并网范围的项目，应以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑开发规模、负荷特性等因素，按照装机容量15%～30%、工作时长2～4 h配置储能设施，减少对其他灵活调节类电源的依赖。

2 承载能力评估

2.1 评估思路

针对目前西宁湟中区屋顶光伏试点摸排情况，首先对试点区域内公用110 kV高压变电站和典型光伏电站进行数量和负荷统计，筛选所有变电站2022年全年35 040个时刻的负荷出力数据（每15 min一个采集点）；分别找出春夏秋冬四季中最小负荷点的当日，作为四季最小负荷典型日，根据典型光伏电站的出力情况计算光伏出力系数；依据《配电网规划导则》，考虑变电站满足主变N–1，变电站不出现反向负载或者出现反向负载且瞬时反向负载率达到60%，负荷全部转移且不损坏设备的情况下，对承载能力进行计算评估。

2.2 承载能力评估

2.2.1 评估方法

通过前期实地调研，了解区域配电网负荷消纳能力的总体水平和站址分布，本文采用热稳定计算的方法进行评估，以此确定供电区域内可新增分布式光伏容量及承载等级。

单座变电站在时刻i的反向负载率 λi计算公式如下：

式中：Se为变电站实际运行限值，MW；PDi为分布式光伏在时刻i的出力，MW；PLi为待评估变电站在时刻i的现状网供负荷，MW。须要指出的是，对于现状已接入分布式电源的变电站，网供负荷PLi可能为负值。

新增分布式光伏容量须满足反向负载率 λi小于设备安全运行裕度约束kτ。则基于第i时刻数据计算现状电网设备可承载的新增分布式光伏出力为

考虑各时刻均应满足设备安全运行裕度约束，则待评估变电站可新增分布式光伏接入装机容量计算公式如下：

式中：Pm为可新增分布式光伏接入装机容量，MWp； αi为时刻i光伏出力系数，即该时刻出力与装机容量的比值。

2.2.2 计算过程

光伏出力系数计算：基于试点区域典型光伏电站2022年数据调研，对各区域典型光伏电站四季出力曲线进行优化拟合，绘制四季晴天光伏出力系数曲线，如图1所示。确定四季晴天不同时刻的 αi。

光伏承载能力计算：试点区域配电网屋顶分布式光伏承载能力研究，须对110 kV变电站进行逐一计算，并考虑配电网实际运行方式，最终对区域变电站承载能力进行汇总，同时根据变电站负荷的实际情况，光伏承载能力计算分为两种情况，变电站没有出现反向负载，变电站出现反向负载。

当变电站没有出现反向负载时：根据现状变电站四季典型日负荷曲线，与上文中地区光伏出力系数曲线拟合计算，取最小值得出各变电站可接入光伏装机容量。变电站四季典型日负荷曲线，如图2所示；110 kV变电站可承载装机情况，如图3所示。

图3 110 kV变电站可承载装机情况（MWp）

经计算得出，湟中区2座没有出现反向负载110 kV变电站最终光伏可装机容量为48.19 MW。

当变电站出现反向负载时：根据现状变电站四季典型日负荷曲线及反向最大负载日负荷曲线，结合各变电站反向负荷限额和主变N–1的情况，绘制变电站可承载负荷曲线，再与上文中地区光伏出力系数曲线拟合计算，取最小值得出各变电站可接入光伏装机容量。经计算得出，湟中区5座出现反向负载110 kV变电站最终光伏可装机容量为143.06 MW。

因此，西宁湟中区7座110 kV变电站最终光伏可装机容量合计为191.25 MW。

3 特性分析

3.1 承载能力强

高海拔地区具有光照时间长、光照强度大、荒漠地区广、降雨量小的特点，由于发电模式不同，高海拔地区考虑了电能反送的计算情况，使得分布式光伏承载力大于低海拔地区承载力。高海拔地区较早开始分布式光伏开发与利用，在完善地区电网设计时，线路采用线径大、型号统一、传输距离短的方式，配变采用容量大、密布点、短半径的特点进行统一改造，满足地区分布式光伏发展的需求。

3.2 消纳能力强

受地区政策影响，鼓励农村及工厂采用“自发自用，余量上网”供用电模式，并予以一定的补贴。在偏远农村，已经有超过80%的屋顶安装分布式光伏电池板，满足绝大部分用户照明、烹饪等自发自用的用电需求。大型工厂厂房安装光伏组件，可满足工厂照明、办公等低耗能用电需求。

3.3 调度灵活性强

分布式光伏可以作为电力系统的分布式备用电源，随着储能技术的不断完善，高海拔地区分布式光伏和分散式风电相结合的供电模式将会成为下一步的发展思路，一旦突发故障，两者均可以迅速灵活地将储存的电能提供紧急备用供电，将大大减小故障带来的损失。

3.4 电能损耗小

分布式光伏通常采取供电点处T接上网，通常供电距离不超过3 km，因此所产生的电能可直接消纳于供电点，避免了远距离输送电能导致电能损失，同时提高了偏远地区的供电能力。

3.5 可调节性强

目前，青海正在开展变电站空间布局工作，以应对高耗能（例如晶硅、光伏组件等）企业入驻。随着变电站和线路数目的不断增加，青海电网的网架愈发坚强，分布式光伏承载力也将不断提高。随着超高压远距离输电技术的日益成熟，将有大量分布式光伏上网，电能传输至东部电能紧缺地区，缓解供电压力。

4 结束语

随着国家清洁能源产业的快速发展，分布式光伏在高海拔地区能源占比将会越来越大。本文以西宁湟中区配电网最高电压等级110 kV高压变电站供电范围为基础，通过对负荷数据的分析计算，得出整个区域的分布式光伏承载能力，为更多须要光伏并网消纳的地区提供计算方法的参考。