中国储能网讯：我国分布式光伏呈现爆发式增长态势，给系统运行带来不少挑战。为缓解电网承载能力不足问题，近日，湖北省能源局发布《湖北省能源局关于加强分布式光伏发电项目全过程管理的通知（征求意见稿）》（下称《征求意见稿》）。《征求意见稿》明确提出，非自发自用的地面光伏不论规模大小，均按照集中式光伏电站管理，不得“化整为零”拆分为“全额上网”的分布式光伏抢占配电网接入资源。
在业内人士看来，我国分布式光伏发展迅速，对现有电力电量平衡和电网调度等都将产生一定影响，以省调作为新能源调度主体的调度机制将向省地两级调度作为新能源调度主体转变。
■■ 大部分地区
尚未独立开展出力预测
近期发布的《中国新能源发电分析报告2023》（下称“报告”）显示，2022年，我国分布式光伏发电新增裝机容量5111万千瓦，占全部光伏发电新增装机的近六成，达到58%。从并网电压等级看，接入380/220伏的低压分布式光伏占分布式光伏总装机的比重接近75%，其中，“三华”地区分布式光伏装机占比超过 90%；从发电渗透率看，“三华” 地区各省分布式光伏发电出力占用电负荷的最大比重均超过10%，其中河北南网分布式光伏发电渗透率最大达到48.5%。
国网能源研究院新能源所高级工程师叶小宁对《中国能源报》记者表示，分布式光伏点多面广，目前大部分地区没有对分布式光伏进行数据采集，未实现电力系统“可观可测”。除甘肃、河南等个别地区开展了10千伏以上分布式光伏出力预测外，其他大部分地区暂未独立开展分布式光伏出力预测。“分布式光伏运行数据不能全部按时传输至调度机构，纳入地区统计口径，增加了分布式光伏预测的难度及出力的不确定性，导致电网用电负荷曲线失真。”
“随着分布式光伏的规模化发展，分布式电源与电网多时空、多域的数据交互呈几何级增长，需要通过智能化调度方式，实时监测分布式各节点电压，实现电源设备共建共享。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在接受《中国能源报》记者采访时说，分布式电源规模化发展的省份为准确分析电网运行特性，已开展分布式电源建模及仿真计算。其实，分布式光伏实现“可观可测可调可控”也并非难事，可通过更换逆变器芯片，实现分布式光伏全景监控。
■■ 分布式光伏规模化发展
给调度带来挑战
在业内人士看来，分布式光伏规模化发展给电网调度运行带来新挑战。例如，午间电网调峰形势严峻、反向重过载现象逐渐显现、分布式电源涉网性能管理偏弱等。对此，《征求意见稿》提出，湖北各地发改委（局）要结合电网建设规划滚动修编，提升分布式光伏接网能力。
叶小宁表示，部分省份午间光伏大发时段，迫切需要分布式电源参与电网调峰，协同集中式光伏共同承担平衡调节义务。截至目前，山东和河北两个省份的分布式电源在春节等特殊时段已实际参与调峰，按照当前分布式电源发展趋势，预计到2025年，江苏、安微、浙江等省份也将需要分布式光伏参与电网调峰。
报告显示，分布式光伏电源发展超出“就近就地平衡”定位，发展较快的省份呈现“配网向主网延伸”趋势，造成电网多级设备不同程度重过载，对电网安全运行的影响不断加剧。
在叶小宁看来，分布式新能源接入配网线路末端，出力高发时段抬高并网点电压，电压有可能根据分布式新能源发电特性呈现白天高晚上低的特点，夜间有可能发生配电变压器的重过载现象，甚至有可能导致分布式新能源脱网。
■■ “省一地一县”
多级平衡管理模式亟待构建
业内人士认为，长期以来，我国采用省级电网作为独立平衡区的控制模式，对于地市级电网而言，不存在平衡调节问题，装机和负荷的规模可能相差很大。然而，分布式光伏电源的出现改变了这一状况。
“一方面，在推进分布式光伏规模化开发过程中，在部分偏远地区，一个市或县的分布式电源装机规模基本与其负荷水平相当，市、县级电网本身即可实现功率平衡。”叶小宁分析，另一方面，以园区为主体的微电网不断涌现，连接地市电网节点的一些微电网，依靠自身冷热电联供、分布式光伏、储能储热等实现内部功率平衡，只在个别时段和主网进行功率交换。随着分布式电源接入规模的扩大，电网中的潮流分布、电压分布等将发生颠覆性变化。
对于地市级电网运行管理而言，需要考虑分布式光伏装机和负荷的匹配，以及就地就近平衡调节问题。叶小宁建议，未来需构建“省-地-县”多级平衡管理模式，建立地、县调参与电力电量平衡的运行机制。根据分布式光伏所在地、县调管理范围，由地、县调按照不同电压等级分别开展计量和控制，代理分布式光伏参与市场，实现省、地、县协同管理、全景统筹。
叶小宁还建议，建立以省地两级调度作为新能源调度主体的调度机制。由于分布式光伏多采用低压并网模式，过去调度很少进行干预。但随着分布式光伏并网规模的增加，大量集中式新能源项目的并网和运行已超过省调的业务承载能力，部分集中式新能源场站的调度管理业务需要下调给地调。此外，分布式光伏和微电网的发展强化了地调对新能源的管理，地调在分布式电源的调度管理上应承担更多责任。
