完全自发自用模式
该模式一般在用户侧电力负荷较大,电力负荷连续,一年内几乎没有停机或半停机,甚至在节假日,由于低压侧并网,用户的电力维护负荷足以吸收光伏电站产生的大部分电能时使用,如果用户无法吸收电力,则通过变压器将其送回上层电网。但是,配电变压器的设计不允许用于反向功率传输(可以用于短期反向功率传输,如调试期间,但不能用于长时间)。月经初潮的流向是固定的。因此,有必要安装反反向电流装置,以避免反向传输电力
对于一些无法确保自身电力消耗能够继续消耗光伏电力的用户,或者对于生产无法确保可持续性的项目,建议不要采用这种并网方式
对于单机功率在500kW以下且用户侧有配电变压器的光伏电站,建议采用这种方式,因为升压所需增加的投资占投资的很大比例
自发电上网模式
对于大多数对分布式发电持乐观态度的用户来说,选择自发电上网是理想的模式,这样他们不仅可以获得更高的自发电价格,还可以在无法使用时向电网出售电能。然而,在实际操作过程中存在很多阻力。究其原因,是光伏从业人员和当地电网公司人员的信息不对称,彼此缺乏专业知识的相互了解。这也是为什么这种模式已经成为光伏电价政策和国家电网新政中不可理解的一部分
当光伏发电处于电网自产剩余电力的模式时,用户(或“投资者”)希望所产生的电力将尽可能在企业内部消耗。如果真的不可用,可以将其送至电网,以免浪费这部分光伏电力。然而,电力公司希望用户可以简单地选择将其用于自己的用途,或者提高上网电压。因为,对于当地电力公司来说,需要增加一些工作量来连接剩余电力以供自用:计算区域配电网容量(允许反向输电负荷),增加管理供电点(可以通过降低标准来管理纯自生和自用),正反向电表改造后用户用电计量繁琐(需要通过电表1和电表2的数字转换获得用户的实际电力负荷曲线和用电量),增加抄表工作量等
当然,本质上,电力公司无法获得用户自发消费的购电和售电之间的差额,这是当地电力公司的真实损失。它不仅增加了工作量,而且没有实际好处。因此,将设置各种原因,让投资者不选择这种并网方案。但是,只要在技术上充分说明这是国家电网公司允许的剩余电网方案,并且有合理的设计草案,当地电力公司不能轻易拒绝投资者的申请
许多光伏电站业主认为,只要电网连接到电表3(400V侧),光伏电力用户无法吸收,他们就可以通过配电变压器直接将其输送到10kV侧(或35kV)。然而,事实上,这是不允许的,这违反了配电网的潮流设计,并可能导致400V侧电压和功率因数异常。同时,一些保护设备也可能失去其功能
事实上,对于分布式电站,升压并网和低压侧并网的成本差异不是太大,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系列逆变器);虽然在电网升压时增加了变压器,但可以选择不带隔离变压器的逆变器,综合成本大致相同。这只会增加综合自动保护系统和本地调度传输的成本。但在同一厂区内,对于MW以上规模的电站,升压并网将在一定程度上保证电能质量,用户无需承担任何风险
当然,这种并网方式不适用于用户进线母线大于35kV的项目。此时,10kV或35kV完全是用户的厂内母线,母线连接的变电站为110kV或220kV,一般可以直接回网。由于此类变电站在初始潮流设计期间可以双向运行,因此也不适用于具有400V(或以下)输入功率的小规模电力用户(包括家庭和小企业),因为其400V母线与其他电力用户共享,且反向输电不直接穿过变压器,但在400V母线上消耗(原则上可以借用)。当然,在400V总线上,控制光伏等分布式发电总装机容量(该容量比例没有固定值,根据当地400V环网负荷确定,也可以通过增加区域调节和储能设施来增加分布式发电装机容量)
最大缺点这种运营模式是其收益模式无法固定,自用比例和电网剩余电量比例始终在变化,电站在融资和出售时的评估值将与实际产量相比进行折现,甚至管理层也无法获得合理的资产价值,因为它担心电力用户的未来运营
3。全在线售电模式在过去十年光伏发电的巨大发展中,直接在线售电一直是光伏应用的主流。由于其财务模式简单且相对可靠,愿意受到资本的青睐
这种并网形式不仅适用于未来分布式固定电价项目,但也可以选择直接脱硫电价出售给电网(当然,该地区的脱硫电价不应低于0.4元)。这总是比未来分布式电站的受益期短;此外,我们无法避免一件事——光伏是一个资本驱动的行业,是一项长期的固定收益投资。在大多数企业追求发展的阶段,他们不太可能拥有光伏电站,即使现在很多光伏电站的所有者都掌握在他们手中。因此,未来光伏电站转让市场将是一块足够大的蛋糕,买卖双方的服务将成为热门业务,如保险服务、评估服务、测试服务、运维服务、三方担保服务等。