分布式光伏电源接入服务优化策略

● 国网湖南省电力有限公司 李洪光 叶伏虎

近年来，随着分布式光伏电源大量接入电网系统，对电网近期以及远景规划均有较大影响，通过运用精益管理评价工具进行分析，发现存在以下问题：接入系统方案评审流程不完善；分布式光伏电源就地消纳情况不明；与电网规划衔接不够；电量损耗大、经济效益较低。国网常德电力经济技术研究所通过构建分布式光伏电源接入系统全过程技术支撑机制，编制《常德电网分布式光伏消纳方案》，并协同发展部、营销部规范评审流程，加强对从业人员业务培训，结合区域范围内的负荷发展、电网规划情况，从线损的角度提出局部区域最佳分布式光伏电源接入点，提高电网经济运行效益。

1 分布式光伏电源接入服务问题分析

1.1 评审流程不完善

具体表现：以常德电力经研所为例，2016年共完成10千伏接入系统评审23项，检查评审各个环节的资料情况，发现会议通知、评审意见以及技术报告环节情况很好，但是在预审和正式评审环节中，专家的预审意见单完整度仅43.48%、中间意见单完整度仅65.22%。

风险分析：造成工程延迟。预审过程若被忽略，则正式评审时提交的资料可能会存在缺失或者技术报告深度达不到评审需求，浪费人力物力，甚至可能导致项目延后；重要技术要点被遗漏，中间意见单由参会专家书写，代表了专家一致性的评审意见，技术报告应按照中间意见单进行修改或者回复。若缺少该环节，则技术方案编写人员可能会忽略专家意见，导致重要技术要点未纳入技术报告，严重时会导致工程中断。

1.2 分布式光伏就地消纳情况不明

具体表现：以国网常德供电公司为例，对公司主要从事光伏接入系统专业人员从6个方面3个等级来进行问卷调查，每次选取人员样本3人、项目总数15个，共45人次。6个方面：光伏出力特性、当地负荷特性、周边电网结构、可接入线路情况、台区变压器容量、预计光伏消纳率、区域预计可建设最大规模；3个等级：清楚、模糊、不清楚。超过50%的人次对于光伏出力特性、当地负荷特性、周边电网结构、台区变压器容量等基本情况均比较清楚，但超过50%的人次对预计光伏消纳率及区域可建设最大规模情况表示不清楚。

风险分析：造成能源浪费。专业人员对于当地光伏的消纳情况不清楚，仅依靠最大负荷指标理解光伏消纳是具有一定片面性，需结合光伏发电与用电负荷特性做整体性评价。若对当地负荷不清楚或者光伏建设后的消纳率不清楚，将错过地区最佳光伏接入点，造成能源浪费。

投资损失：仍然以上述实例分析，若按照天水线最大电流选择光伏建设规模，则地区建设规模要比能消纳的光伏规模大得多，造成大量光伏无法就地消纳，可能会造成部分光伏不能发电上网，影响光伏投资者的收益。

1.3 光伏电源建设与规划衔接不够

具体表现：按目前地市公司各部门对110kV及以下光伏电源接入以及电网规划工作职责范围划分，结合实际操作流程来看，光伏电源建设与规划衔接薄弱环节主要出现在110kV、380/220V光伏电源接入工作中。110kV电网层面，地市公司发展部负责电网规划管理，接入系统方案由省经研院编制，故对于110kV电网光伏电源接入工作管理力度不大，市经研所负责该电压等级层面电网规划报告编制工作，导致110千伏电网层面的电网规划与光伏电源建设衔接度不够。380/220V层面，光伏接入由营销部统一管理，但其未参与电网规划工作，虽然经研所提供技术支撑，但管理方面还是会很容易出现电网重复投资或者存在供电瓶颈问题。县公司是10kV及以下电网的规划制定和执行者，而在光伏电源接入系统中参与度不强，将会与其规划脱节。

风险分析：造成项目重复投资。若光伏电源建设不与规划紧密衔接，容易造成刚改造完成的线路或台区因光伏电源的接入需要重新进行改造，同一项目还得重复投资建设。在对电网改造时，要同时考虑电网规划与电源规划之间的联系，尽量一次改造到位。

1.4 电量损耗大导致电网经济效益降低

具体表现：常德电网2016年9月首座规模光伏电站上网，容量为2×20MWP，电网光伏接纳时间短，光伏对于电网的实际影响体现不明显，人员经验尚浅。因此，对于光伏电站的建设规模以及系统接入方案未能较好地把握，存在光伏电站发电量在当地不能消纳，需要通过变电站主变反送上网，通过上级电网消纳，使得线损较就地消纳要高，其经济效益降低。

风险分析：以20MWP光伏电站接入220kV变电站为例，根据春夏秋冬四季典型日光伏低压侧的负荷情况，全年光伏电源发电时间内光伏电源就地均消纳不了，需要通过220kV主变从低压侧 （10kV）逆变至中压侧（110kV）送至其余地区进行消纳。同时经过低电压等级线路损耗、主变上网损耗、高电压等级线路损耗、主变下网损耗、低压线路损耗等五级损耗才能到达售电端，不利于电网经济运行。

2 分布式光伏电源接入服务优化策略

2.1 评审流程不完善问题优化策略

建立评审全流程管控制度。由评审组织单位 （发展部、营销部）制定完整合理的评审流程，包括预审—评审—收口—出评审意见4个环节，按照不闭环不放过原则，严格每个环节的流程，重点要关注容易忽略的预审环节，填写预审、中间评审意见单，做到专家意见真实合理地在收口文本中体现，提高评审质量。同时加强专家库管理，对专家的专业态度、技术能力综合评价，实行滚动机制，提高专家库的能力水平。

建立内部自查与互查的评估制度。由地市公司经研所评审中心协助开展对光伏电源接入系统方案评审过程规范性以及归档资料完备性进行检查，资料归档管理参照标准执行，按月组织单位内部进行自查以及互查活动，及时通报检查情况并要求反馈整改情况。

2.2 专业人员对光伏就地消纳情况不清楚的优化策略

定期举办光伏电源建设相关培训班。重点是分析地区光伏出力特性以及负荷特性，从光伏电源选址定容、预计消纳率以及光伏电源对电网的影响等方面进行培训。

实行定期考试考核制度。主要通过培训考试、现场问答等方式进行，纳入单位、员工绩效考核。

2.3 光伏电源建设与规划衔接不够的优化策略

建立项目联络机制。加强地市公司发展部对属地110kV光伏电源项目的管理力度，经研所提供强力技术支撑，避免项目未经过内审就已经确定系统方案或选址定容，易造成光伏电源接入工作被动的局面。同时充分发挥规划的主导作用，结合电网近期规划与远景规划，给光伏电源项目的选址、规模及系统方案给出建议和指导意见，并将意见带回评审单位，实现光伏电源与规划的无缝对接。

建立光伏电源建设对接规划机制。为解决新能源与电网发展部协调问题，根据各自职责，经研所作为技术支撑单位，及时收集管理部门的各电压等级配电网光伏电源相关信息，并根据配电网规划成果，对光伏电源的选址定容、接入系统等提供专业意见，指导县公司进行电网规划和光伏电源建设。

建立信息协同机制。加强营销部、发展部、县公司的协同，营销部需及时将有关客户信息送达发展部及县公司，以便在进行电网规划报告编制时考虑可能的工程改造量以及电网结构优化等问题，并给出选址定容以及接入系统方案的意见，避免电网重复改造，重复投资。

2.4 电量损耗大导致电网经济效益降低的优化策略

严格落实规章制度。按照国网公司《分布式光伏电源并网服务管理规范》以及《分布式电源接入配电网设计规范》相关规定执行，不同接入系统客户光伏容量选择对应的电压等级接入，避免大容量光伏采用较低电压等级接入系统。

积极引导光伏电源的选址定容。针对当前电网网架结构以及目标网架，对于区域光伏电源的选址给出指导性意见，避免光伏电源规模超出就地消纳能力，需要远距离输送电力造成线损较大的情况，并引导客户选择电网输送电力线损较小的站址以及接入系统方案。

3 分布式光伏电源接入服务优化效果

3.1 建立评审全流程管控制度

经研所评审中心协助开展自查互查，定期对评审流程以及归档资料进行检查整改。经过整改，过程资料的完整度均达到100%，专家意见较好地在评审意见中得到了体现，评审流程顺畅，提高了工作效率，为客户节约了大量时间。

3.2 专业技术人员能力水平得到提高

发展部、营销部协同经研所上报培训计划，由培训中心进行课程安排。专业技术人员水平得到明显提高，对于光伏电源接入系统的基础知识均已掌握，对培训中心组织的相关考试考核，通过率达到100%，优秀率达到93.33%。

3.3 电源接入方案更加合理

充分发挥发展部、营销部的管理责任，强化经研所的技术支撑功能，结合县公司的电网规划项目安排，避免电网重复投资建设，积极引导客户选址定容，保证电网健康稳定发展。对接机制实施后，10kV及以下电网未发生电网重复投资项目，节约了电网投资。

3.4 经济效益显著提高

组织编制了《常德电网分布式光伏消纳方案》，技术报告详细分析了光伏电源选址定容的技术原则，同时严格执行国家电网公司对于不同发电容量接入对应电压等级的相关规定。2017年新投运110kV光伏电站2座、35kV光伏电站4座、10kV及以下光伏电站43座，降低线损率0.04%，节约200万元，对电网的降损起到了较好的作用，提高了电网经济运行效率。