分布式光伏接入对电网承载力的挑战有哪些？
企业
科技
2024-12-06 11:47
辽宁
![]()
![]()
传统电网设计主要基于集中式的发电站向用户输送电力，而随着分布式新能源（Distributed
Generation, DG）如太阳能光伏（PV）、风能等的大规模接入，配电网由原来的单向无源网络逐渐转变为双向有源网络。这种变化使得传统的电网设计和规划方法难以应对新的需求。例如，在山东、河南等地，由于分布式光伏装机量增速较快，导致一些区域电网出现了反向重过载现象，即在光伏发电高峰时段，过多的电能从低压侧反送至高压侧，给电网带来了额外的压力。![]()
随着分布式新能源比例的增加，配电网面临的不确定性也大大增加。为了更好地处理这些不确定性和随机性，配电网规划需要从传统的确定性规划转向考虑多种场景的概率性规划。这意味着不仅要在静态条件下评估电网性能，还要模拟不同天气条件、负载模式等因素下的动态响应。例如，《分布式电源接入电网承载力评估导则》定义了配电网承载力各个评级依据，并要求进行热稳定计算、电压偏差校核等多项测试来确保电网的安全运行。分布式新能源的加入改变了电力系统的原有结构，使得系统运行更加复杂。特别是在高渗透率情况下，传统“源随荷动”的调度模式不再适用，取而代之的是更为复杂的“源荷互动”。这要求电网具备更高的灵活性以适应快速变化的工作状态。比如，在某些地区，当大量分布式光伏同时发电时，会造成局部电网电压过高或频率不稳定的问题，影响整个系统的稳定性。分布式光伏接入后，特别是在光照强烈的时间段内，导致配电网末端电压升高，超出允许范围，从而影响供电可靠性和电能质量。此外，由于DG出力具有间歇性和波动性，它也会对系统的频率稳定性构成威胁。为此，智能逆变器技术被广泛应用，通过调节输出功率来维持电压水平；同时，还需要采用先进的电压控制策略，如无功补偿装置（Reactive Power Compensation, RPC），以保证电网的正常运作。![]()
分布式光伏接入往往集中在特定区域，尤其是在农村或城市郊区，这会导致该区域内出现明显的潮流反转现象——白天过剩的电力会沿着馈线回流到上级变电站。如果这部分电力超过了线路的设计容量，则会发生所谓的“反向过载”。另外，对于远离电源点的终端用户来说，它们所经历的电压会因为光伏阵列产生的额外电流而显著上升，形成“末端过电压”，这对设备安全构成了潜在风险。新能源预测难、控制难、调度难是当前面临的主要问题之一。分布式电源的出力依赖于自然条件，如阳光强度和风速，这些因素很难精确预报。因此，现有的负荷预测方法无法准确捕捉到DG的实际贡献，进而影响到电网的整体调度效率。为了解决这个问题，研究人员正在探索利用大数据分析、机器学习算法等新兴技术开发更精准的DG和气象预测模型。分布式能源系统的投资和经营模式尚未成熟，缺乏长期稳定的资金支持和回报机制。一方面，初期建设成本较高，包括购买设备、安装调试以及后续维护费用；另一方面，由于政策法规的变化和技术进步的速度较快，投资者面临着较大的市场风险。政府应出台相关政策鼓励社会资本进入这一领域，并建立合理的收益分配体系，确保项目的可持续发展。管理和监控大规模分布式能源系统的技术还不够成熟。随着越来越多的小型发电单元接入电网，如何有效地收集数据、实时监测状态并及时做出反应成为了一个亟待解决的问题。目前，虽然有一些初步尝试，如基于物联网(IoT)平台实现远程控制，但整体上仍处于起步阶段。未来需要进一步研发和完善相关技术和工具，以提高系统的运行效率和安全性。目前，行业内关于分布式能源接入的标准还不统一，不同厂家的产品之间存在兼容性问题。这就意味着即使在同一国家内部也可能出现接口不一致的情况，增加了项目实施难度。为此，有必要制定一套完整的国家标准乃至国际标准，规范DG接入流程和技术参数，促进各组件之间的无缝对接。![]()
![]()
![]()
