中部地市光伏發電現狀及問題分析

王應華 李曉瑾

摘要：本文從中部地市電網接納分布式光伏發電的現狀出發，分析了光伏電站接入系統相關問題，闡述了現階段地市電網接納光伏發電的工作思路。

關鍵詞：中部地市光伏發電現狀分析

中圖分類號：TB857文獻標識碼： A

1 中部地市光伏發電產業規模

相對于東部發達省市，中部地市光伏發電相對滯后，光伏發電產業仍處于起步階段，但發展勢頭迅猛。截至目前，黃石市已并網光伏發電項目17項，總裝機容量18.0709MW,其中通過10kV電壓等級接入電網運行有1個站點，裝機容量7.169MW；通過 0.38kV電壓等級接入電網運行有13個站點，裝機容量10.8349MW；通過0.22kV電壓等級接入電網運行有3個站點，裝機容量0.017MW。另黃石網有2個光伏發電并網項目未投產，其中之一容量6.684MW，通過10kV線路直接并網運行，正處于施工階段；另一50MW中型光伏電站規劃通過220kV變電站的110kV母線并網運行，主要為利用礦業廢地。

2 光伏發電接入系統現狀及存在的困境

根據國家能源發展的相關支持政策，分布式光伏將呈現強勁增長態勢。按照黃石公司目前光伏分布式電廠并網及運行情況及對周邊地市的走訪與調查，光伏電站管理主要存在以下幾個方面的問題。

2.1 分布式光伏電站信息接入難度大

《光伏電站接入電網技術規定》國家電網科[2011]663號文件要求，光伏發電站向調度端提供的信號至少應包括：1）光伏電站并網狀態、輻照度、環境溫度；2）光伏電站有功和無功輸出、發電量、功率因數；3）光伏電站并網點的電壓和頻率、注入電網的電流；4）主變壓器分接頭檔位、主斷路器開關狀態等。

2.2 并網運行光伏電站對系統運行的影響將逐步凸現

目前黃石市已并網光伏發電總裝機容量18.0709MW，報裝的并網項目布點及容量分散，且不具備規律性配電網中光伏電源和普通用戶縱橫交錯，電網結構復雜，用戶和系統的安全亟待有力保障。配網側光伏電站的調度、操作、運維模式亟待規范，目前缺乏有力的技術保障，僅能通過各種協議對停送電、事故下各方行為進行約束，來保障電網及設備、人身安全。

2.3 光伏發電項目并網工作亟待規范

根據《分布式電源并網相關意見和規范（修訂版）》國家電網辦[2013]1781號文要求，地市公司發策部負責組織相關部門審定35kV、10kV接入項目，營銷部負責組織相關部門審定380V接入項目。

中鋁銅板帶光伏是黃石電網第一個通過10kV電壓等級并網運行的光伏電站，鑒于當時國家電網公司相關政策仍在不斷調整之中，省內光伏發電項目發展迅猛，并網服務工作還未規范，中鋁銅板帶光伏接入系統方案僅根據用戶需求、政府部門的要求進行確定，未考慮電網的運行管理等因素。中鋁銅板帶光伏接入用戶降壓站10kV母線并網運行，非地調直接調度管轄設備，需用戶、光伏電站、地調簽訂三方協議進行調度運行管理，管理模式繁瑣。

對于目前黃石已投運的中小型光伏電站，用戶側現場運維管理仍欠缺。首先是光伏電站運行人員水平參差不齊，缺乏統一的培訓。其次是部分電站無現場光伏電站的運維規程。再是調度對分布式電站的管理仍處于十分粗礦的水平。部分用戶對光伏電站帶來的系列安全等問題認識不深刻。

2.4 分布式電源接入對保護配置的影響

當系統發生故障時，為了減小分布式光伏電源對配電網其它用戶的影響，系統側保護采取先切除故障、后重合閘的方式。即故障后解列裝置先切除含有光伏并網的線路，待光伏退出后系統側線路重合送出負荷。一方面故障解列裝置以及線路PT加裝，從技改項目立項到施工所需時間長，跟不上分布式光伏電源并網節奏；另一方面，分布式光伏在線路加裝PT前即并入系統運行迫使線路重合閘退出運行，從而降低了普通用戶供電可靠性。

分布式光伏電源的接入，保護整定配合上需要同時考慮受電及發電兩種情況。為滿足繼電保護選擇性，系統繼電保護時間由上而下逐級配合，達到配電網后時間裕度極小，導致保護配合困難。同時，相關文件規定10kV線路一般不考慮光纖保護，但對于我公司個別光伏由開閉所接入方式的相關線路在故障情況下可能失去方向及選擇性，亦造成或非計劃孤島可能性大幅增加。

如果分布式光伏集中區域布置，對于多個單電源點而言或仍滿足分布式條件，但對于單個系統站而言則屬于大型地區電源。該情況下防孤島問題，目前僅由接入系統時25%的接入容量控制來規避，公司文件和標準均沒有指出具體技術措施。

2.5 配電網發展滯后，接納分布式能源限制多

盡管最近幾年，黃石地區都在進行配電網的改造，但是相對于現有的配電網的薄弱網絡結構，并不能完全滿足分布式電源大量接入的要求，配電網智能化建設的緩慢推進對分布式電源接入的影響會越來越大。對于目前配電網對光伏電站接入方式、容量的限制，僅靠防孤島等保護實現解列的方案、以及配電網及微電網安全等問題，我們寄希望于配網的智能化來解決，目前黃石公司配網智能化方案還未具體實施，且就目前的智能化手段，亦無法全面解決以上問題，而在某種程度上進一步限制了分布式電源的接入，如在一些光伏電站的接入方案上，我們往往需要考慮光伏電站接入對后續的智能化改造的影響。建議加快配電網深度智能化的研究及實施。

3 中部地市電網接納分布式電源的工作思路

3.1 推進標準化精益化并網管理

對接入電網分布式電源調度運行、繼電保護、調度自動化、檢修等環節進行統一規范。編制技術規范覆蓋審查、設計、施工、驗收、運行等各環節，提升分布式電源并網管理的規范性和可操作性。

及時跟蹤國家最新的相關管理規定及技術標準，根據上級部門相關要求，及時修訂已發布的制度規范，落實實施細則，嚴格執行國家及行業各項標準。

3.2 加強分布式光伏調控運行管理

在項目的并網協議、臺賬管理、檢修管理、事故應急預案、繼電保護配置及整定技術要求等方面進行積極探索實踐，對公司各部室、二級單位、用戶開展相關運行管理的培訓。指導用戶制定現場運維規程，提升光伏電站現場運維水平。地、縣兩級調度統一開展分布式電源調度運行管理，組織地、縣兩級調度針對分布式電源聯合事故處置的要求，提升地縣兩級調度對光伏用戶服務水平。

加強分布式能源對電網影響的分析，對于已接入系統運行的電站加強監測，對電壓、頻率、諧波等指標進行全面分析。制定方案，對已接入系統或正在開展接入系統方案的項目開展安全評估，進行相關穩定及自動裝置的立項建設或改造。

3.3 引進區域分布式電源調控及運營平臺

充分分析現有自動化系統及通信通道技術條件，考察光伏管理先進地市，結合地區電網現狀，引起分布式能源調控及運營管理平臺。開展已投運光伏電站的信息接入系統，積極探索光纜、電纜、無線網絡等多種方式信息的接入，在安全與效益、效率上作出適當平衡；對已并網發電但不滿足信息接入要求的分布式光伏項目，調控、營銷等部門要積極與用戶溝通，逐步完善該類分布式光伏項目的信息接入，為調控運行提供良好的數據支撐；待平臺試運行完成后與現有調度自動化系統集成，實現發、用電信息采集、PMS、OMS、氣象等數據的交互。

3.4 加快推進光伏發電功率預測系統的建設

從氣象信息的獲取、黃石地區歷史同期數據的采集于挖掘、光伏電站的運行檢修管理等幾個方面著手，促成中大型光伏電站中短期日照及負荷預測系統建設，并與地調相應模塊接軌。分析各區縣電網光伏電量接納能力，針對光伏發電特點，提出光伏發電負荷預測系統功能需求，爭取項目立項。力爭早日落實合作單位及設備采購等工作，盡早投入運行。