浙江电监办答发展分布式光伏发电的若干问题

 

并网与电网安全新问题需引起重视

现状：分布式光伏发电对配电网电压形态、网损、电压闪变、谐波、短路电流、有功及无功潮流、电路元件的热负荷、暂态稳定、动态稳定、频率控制等方面特性会产生影响。这种影响在分布式光伏发电大量运行时较为突出。对电网安全运行的影响主要是接入分布式光伏电站的配电网停电检修时，如光伏电站孤岛运行，向系统倒送电，会引起人身、设备安全事故。其次，光伏发电受太阳光照影响极大，阳光充足时段，接入光伏电源可能使馈线负荷节点电压被抬高，甚至超上限。第三，光伏发电注入功率会使配电网继电保护范围缩小，不能可靠地保护整体线路，甚至在其他并联分支故障时，引起继电保护误动作。

2012年9月原国家电监会组织起草的《太阳能（光伏）发电站并网安全条件及评价规范》（送审稿）根据光伏发电对电网和电站安全运行可能造成的影响，提出了并网运行的技术和管理要求，包括：在涉网输出汇总点设置易于操作、可闭锁的并网总断路器，继电保护定值应当执行定值通知单制度并与定值单相符,逆变器应具有低电压穿越能力，并通过低电压穿越能力测试等等，但这些技术和管理要求对于分布式光伏发电特别是居民家庭光伏发电项目而言显然过高。

对策：建议政府主管部门结合实际，在确保电站和电网安全稳定运行的情况下，研究提出针对分布式光伏发电，特别是居民家庭光伏发电项目并网的技术规定和规范标准。同时，建议电网企业尽快明确业务流程，规范现场检修作业，充分发挥并网专用断路器和防孤岛运行装置在光伏并网安全运行中的作用，梳理接入分布式光伏的配电网检修作业流程，以及光伏电站配合操作流程，确保日常维护检修时设备及人员的安全。对于不同区域、不同电压等级、不同装机容量的光伏并网项目归属哪一级调度管理，电网企业应尽快明确分布式光伏调度管理权限及范围，确定分布式光伏监控信息归口系统。对于光伏发电的电能质量，电网企业应加强对分布式光伏并网前的电能质量评估和并网调试的检测，对于分布式光伏并网引起电能质量污染的项目，提出配套建设治理谐波装置，并在光伏项目并网后开展电能质量实时监测。

上网电量结算尚无法实质操作

现状：对于分布式光伏发电上网电量的计量和电费结算问题，国家电网公司明确了上、下网电量分开结算的原则，对建于用户内部场所的分布式光伏发电项目发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自主选择，用户不足电量由电网企业提供。在实际操作中，具体的计量方法和结算价格以及用户售电给电网公司的合同、并网协议文本等内容均有待明确。目前居民家庭光伏发电上网电量只能计量，尚不能进行电费结算，长期以往，将影响居民家庭使用光伏发电的积极性。另一个难题是，即使结算价格和条件已经明确，由于居民家庭用户并非企业法人，也无法开具发票到电网企业进行结算。

除了以上问题外，国家电网公司　　 《光伏并网意见》对并网服务程序提出了明确的要求，为提高分布式光伏发电并网服务水平起到了积极作用，但在实际执行过程中，仍存在一些具体问题。如浙江省电网营销系统新增配套光伏扩建业务模块还没有建立，无法在系统中实现业务流转和表计配送、抄表、结算等基本功能以及时限统计、电量分析、报表生成等辅助功能；居民用电信息采集系统只能接收正向电量，没有反向抄见电量功能，无法自动获取反向电量（也就是上网电量）；智能电能表计量方式不能适应光伏发电双向峰谷单独计量的模式；并网接入服务程序和时限仍有改进的空间，对居民家庭光伏发电可以采用通用（典型）接入方案的方式，简化接入方案制定程序，从而缩短流程，提高工作效率。

对策：建议政府价格主管部门尽快出台光伏发电上网电价结算标准和计量规范，明确分布式光伏发电项目系统备用容量费、高可靠性供电费用及其他各类基金和附加的收取和免收政策，便于电网公司对上网电量进行准确及时计量和结算。建议税务主管部门积极研究解决居民家庭用户在电费结算过程中如何开具发票的问题。建议电网企业积极研究上、下网电量的计量方法，选择科学可靠的专用计量设备，完善光伏项目营销管理系统，做好光伏发电上网电量的计量和核算工作，以方便下一步的电费结算。

建议电网企业充分认识分布式光伏发电的意义，切实做好分布式光伏发电项目的并网服务工作。积极研究分布式发电并网工程中出现的新问题，在电网规划、营销接入、远程监控、电费结算、咨询服务、检修管理等方面完善相关内容，优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率。特别是针对居民家庭用户分布式光伏发电并网问题，能够解决的，要尽快想办法解决；属于政策层面的，要积极向有关部门提出意见建议，不断提高光伏并网服务水平。同时电网企业要加强智能电网建设，提高消纳可再生能源的能力，加强配电网运行和分布式电源的管理水平。