王应华 李晓瑾

摘要：本文从中部地市电网接纳分布式光伏发电的现状出发，分析了光伏电站接入系统相关问题，阐述了现阶段地市电网接纳光伏发电的工作思路。

关键词：中部地市光伏发电现状分析

中图分类号：TB857文献标识码： A

1 中部地市光伏发电产业规模

相对于东部发达省市，中部地市光伏发电相对滞后，光伏发电产业仍处于起步阶段，但发展势头迅猛。截至目前，黄石市已并网光伏发电项目17项，总装机容量18.0709MW,其中通过10kV电压等级接入电网运行有1个站点，装机容量7.169MW；通过 0.38kV电压等级接入电网运行有13个站点，装机容量10.8349MW；通过0.22kV电压等级接入电网运行有3个站点，装机容量0.017MW。另黄石网有2个光伏发电并网项目未投产，其中之一容量6.684MW，通过10kV线路直接并网运行，正处于施工阶段；另一50MW中型光伏电站规划通过220kV变电站的110kV母线并网运行，主要为利用矿业废地。

2 光伏发电接入系统现状及存在的困境

根据国家能源发展的相关支持政策，分布式光伏将呈现强劲增长态势。按照黄石公司目前光伏分布式电厂并网及运行情况及对周边地市的走访与调查，光伏电站管理主要存在以下几个方面的问题。

2.1 分布式光伏电站信息接入难度大

《光伏电站接入电网技术规定》国家电网科[2011]663号文件要求，光伏发电站向调度端提供的信号至少应包括：1）光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；2）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；3）光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；4）主变压器分接头档位、主断路器开关状态等。

2.2 并网运行光伏电站对系统运行的影响将逐步凸现

目前黄石市已并网光伏发电总装机容量18.0709MW，报装的并网项目布点及容量分散，且不具备规律性配电网中光伏电源和普通用户纵横交错，电网结构复杂，用户和系统的安全亟待有力保障。配网侧光伏电站的调度、操作、运维模式亟待规范，目前缺乏有力的技术保障，仅能通过各种协议对停送电、事故下各方行为进行约束，来保障电网及设备、人身安全。

2.3 光伏发电项目并网工作亟待规范

根据《分布式电源并网相关意见和规范（修订版）》国家电网办[2013]1781号文要求，地市公司发策部负责组织相关部门审定35kV、10kV接入项目，营销部负责组织相关部门审定380V接入项目。

中铝铜板带光伏是黄石电网第一个通过10kV电压等级并网运行的光伏电站，鉴于当时国家电网公司相关政策仍在不断调整之中，省内光伏发电项目发展迅猛，并网服务工作还未规范，中铝铜板带光伏接入系统方案仅根据用户需求、政府部门的要求进行确定，未考虑电网的运行管理等因素。中铝铜板带光伏接入用户降压站10kV母线并网运行，非地调直接调度管辖设备，需用户、光伏电站、地调签订三方协议进行调度运行管理，管理模式繁琐。

对于目前黄石已投运的中小型光伏电站，用户侧现场运维管理仍欠缺。首先是光伏电站运行人员水平参差不齐，缺乏统一的培训。其次是部分电站无现场光伏电站的运维规程。再是调度对分布式电站的管理仍处于十分粗矿的水平。部分用户对光伏电站带来的系列安全等问题认识不深刻。

2.4 分布式电源接入对保护配置的影响

当系统发生故障时，为了减小分布式光伏电源对配电网其它用户的影响，系统侧保护采取先切除故障、后重合闸的方式。即故障后解列装置先切除含有光伏并网的线路，待光伏退出后系统侧线路重合送出负荷。一方面故障解列装置以及线路PT加装，从技改项目立项到施工所需时间长，跟不上分布式光伏电源并网节奏；另一方面，分布式光伏在线路加装PT前即并入系统运行迫使线路重合闸退出运行，从而降低了普通用户供电可靠性。

分布式光伏电源的接入，保护整定配合上需要同时考虑受电及发电两种情况。为满足继电保护选择性，系统继电保护时间由上而下逐级配合，达到配电网后时间裕度极小，导致保护配合困难。同时，相关文件规定10kV线路一般不考虑光纤保护，但对于我公司个别光伏由开闭所接入方式的相关线路在故障情况下可能失去方向及选择性，亦造成或非计划孤岛可能性大幅增加。

如果分布式光伏集中区域布置，对于多个单电源点而言或仍满足分布式条件，但对于单个系统站而言则属于大型地区电源。该情况下防孤岛问题，目前仅由接入系统时25%的接入容量控制来规避，公司文件和标准均没有指出具体技术措施。

2.5 配电网发展滞后，接纳分布式能源限制多

尽管最近几年，黄石地区都在进行配电网的改造，但是相对于现有的配电网的薄弱网络结构，并不能完全满足分布式电源大量接入的要求，配电网智能化建设的缓慢推进对分布式电源接入的影响会越来越大。对于目前配电网对光伏电站接入方式、容量的限制，仅靠防孤岛等保护实现解列的方案、以及配电网及微电网安全等问题，我们寄希望于配网的智能化来解决，目前黄石公司配网智能化方案还未具体实施，且就目前的智能化手段，亦无法全面解决以上问题，而在某种程度上进一步限制了分布式电源的接入，如在一些光伏电站的接入方案上，我们往往需要考虑光伏电站接入对后续的智能化改造的影响。建议加快配电网深度智能化的研究及实施。

3 中部地市电网接纳分布式电源的工作思路

3.1 推进标准化精益化并网管理

对接入电网分布式电源调度运行、继电保护、调度自动化、检修等环节进行统一规范。编制技术规范覆盖审查、设计、施工、验收、运行等各环节，提升分布式电源并网管理的规范性和可操作性。

及时跟踪国家最新的相关管理规定及技术标准，根据上级部门相关要求，及时修订已发布的制度规范，落实实施细则，严格执行国家及行业各项标准。

3.2 加强分布式光伏调控运行管理

在项目的并网协议、台账管理、检修管理、事故应急预案、继电保护配置及整定技术要求等方面进行积极探索实践，对公司各部室、二级单位、用户开展相关运行管理的培训。指导用户制定现场运维规程，提升光伏电站现场运维水平。地、县两级调度统一开展分布式电源调度运行管理，组织地、县两级调度针对分布式电源联合事故处置的要求，提升地县两级调度对光伏用户服务水平。

加强分布式能源对电网影响的分析，对于已接入系统运行的电站加强监测，对电压、频率、谐波等指标进行全面分析。制定方案，对已接入系统或正在开展接入系统方案的项目开展安全评估，进行相关稳定及自动装置的立项建设或改造。

3.3 引进区域分布式电源调控及运营平台

充分分析现有自动化系统及通信通道技术条件，考察光伏管理先进地市，结合地区电网现状，引起分布式能源调控及运营管理平台。开展已投运光伏电站的信息接入系统，积极探索光缆、电缆、无线网络等多种方式信息的接入，在安全与效益、效率上作出适当平衡；对已并网发电但不满足信息接入要求的分布式光伏项目，调控、营销等部门要积极与用户沟通，逐步完善该类分布式光伏项目的信息接入，为调控运行提供良好的数据支撑；待平台试运行完成后与现有调度自动化系统集成，实现发、用电信息采集、PMS、OMS、气象等数据的交互。

3.4 加快推进光伏发电功率预测系统的建设

从气象信息的获取、黄石地区历史同期数据的采集于挖掘、光伏电站的运行检修管理等几个方面着手，促成中大型光伏电站中短期日照及负荷预测系统建设，并与地调相应模块接轨。分析各区县电网光伏电量接纳能力，针对光伏发电特点，提出光伏发电负荷预测系统功能需求，争取项目立项。力争早日落实合作单位及设备采购等工作，尽早投入运行。