含光伏电站的配电网检修方式研究

前言

在新型电力系统背景下，配电网中光伏电站等分布式能源（DER）高比例接入导致潮流双向流动、电压波动加剧，传统检修方式难以适应。含光伏电站的配电网检修需兼顾供电可靠性、DER 消纳能力、电网安全，通过优化检修计划、动态调整 DER 出力、强化协同控制实现“零停电”或“低影响”检修。以下从检修方式分类、实施要点、技术挑战三方面展开分析。

1 含光伏电站的配电网检修方式分类

1.1 按检修期间光伏电站运行状态划分光伏电站停运检修：

适用场景：光伏电站设备故障或计划性维护（如逆变器更换、组件清洗）。实施方式：检修前断开光伏电站并网开关，将光伏出力降至零，按传统配电网检修流程操作。风险点：需提前规划检修时间，避免与负荷高峰重叠，减少弃光损失。

光伏电站带电检修：

适用场景：配电网设备（如变压器、开关柜）检修，光伏电站需持续运行。实施方式：通过移动变电站、旁路电缆构建临时供电回路，转移负荷后隔离待检修设备，光伏电站保持并网发电。

技术难点：需动态平衡光伏出力与负荷需求，避免电压越限或潮流过载。

1.2 按检修期间 DER 协同控制方式划分

集中式控制检修：

实施方式：通过配网主站统一调度光伏电站出力、储能系统充放电、负荷转移策略。

优势：全局优化 DER 与配电网互动，降低检修风险。

案例：某城市配电网检修时，主站下发指令将光伏出力降低 30% ，储能系统放电支撑负荷，实现不停电检修。

分布式自治检修：

实施方式：光伏电站、储能系统、负荷终端基于本地信息自主决策，通过边缘计算实现协同控制。

优势：减少通信依赖，提升响应速度。

案例：某工业园区光伏电站通过本地控制器与储能系统联动，平抑检修期间电压波动，维持供电连续性。

2 含光伏电站的配电网检修实施要点

2.1 检修计划优化

光伏出力预测：基于 LSTM 神经网络或物理-数据混合模型，预测检修期间光伏出力（精度 ⩾90% ），支撑检修计划动态调整。

多目标优化：构建以供电可靠性（SAIDI ⩽0.5 小时/户·年）、弃光率（ ⩽5% ）、检修成本为目标的优化模型，采用 MINLP 算法求解最优检修窗口。

2.2 检修期间 DER 协同控制

光伏电站出力限制：检修前通过主站或本地控制器下发出力限制指令，将光伏出力降至额定容量的 50%-70% ，避免电压越限。

储能系统充放电策略：储能系统在光伏出力高峰时充电，负荷高峰时放电，平抑功率波动，支撑检修期间负荷供电。

柔性负荷参与：通过分时电价或补贴引导用户调整负荷（如电动汽车充电时间），平滑检修期间电网波动。

2.3 检修安全与风险防控

反送电风险防控：检修前断开光伏电站并网开关，悬挂“禁止合闸”标识牌，验电确认无电压后开展作业。

电压越限与潮流过载防控：部署 PMU 装置与 AI 电压预测算法，实时监测节点电压，当电压超出 ±5% 额定值时，自动触发 DER 出力调整或储能充放电。

通信中断应急处置：5G 或光纤通信中断时，切换至本地控制模式，通过预设策略维持 DER 与配电网协同运行。

3 含光伏电站的配电网检修技术挑战与应对

3.1 技术挑战与风险分析

3.1.1 光伏出力随机性与波动

挑战：光照突变（如云层遮挡）、天气变化导致光伏出力在检修期间快速波动（分钟级波动率超 30% ），引发电网电压越限（±5%额定值）、潮流过载，甚至保护误动。传统检修计划基于固定光伏出力预测，难以适应实时波动，导致 DER 消纳率低（弃光率超 15% ）、检修风险隐蔽。

风险案例：某配电网检修期间，光伏出力突降导致节点电压跌落至 0.9pu 以下，触发低压保护动作，造成非计划停机。

3.1.2 多主体协同控制复杂性

挑战：光伏电站、储能系统、配电网运营商、用户负荷等主体利益与目标不一致（如光伏电站追求发电收益、用户追求低电价），导致 DER 协同控制策略难以落地。缺乏统一协同平台与标准协议，各主体信息孤岛化，响应延迟超 1 秒，无法满足实时控制需求。

风险案例：某园区检修时，光伏电站与储能系统因通信协议不兼容，导致出力调整滞后，引发电压波动超 ±10% ，用户设备损坏。

3.1.3 通信与控制可靠性不足

挑战：5G 或光纤通信在复杂环境（如山区、地下管廊）中易受干扰，时延超 50ms，导致 DER 协同控制指令下发延迟，甚至通信中断。边缘计算节点算力不足，无法实时处理海量光伏出力数据与负荷波动，控制策略失效。

3.2 应对策略与解决方案

3.2.1 光伏出力预测与鲁棒控制

多场景光伏出力预测：基于 LSTM 神经网络与物理模型融合，构建晴天、阴天、雨天等多场景预测模型，精度达 90% 以上，支撑检修计划动态调整。

鲁棒 DER 协同控制：采用模型预测控制（MPC）算法，考虑光伏出力不确定性（如 ±20% 波动范围），优化储能充放电策略与负荷转移计划，降低电压越限风险 50% 以上。

3.2.2 多主体利益协调与标准化协同

市场机制设计：建立基于电价的 DER 协同激励机制，光伏电站通过参与调峰、调频获取补贴，用户通过需求响应降低电价，实现多方共赢。

标准化协同平台：开发基于 IEC61850 标准的 DER 协同控制平台，统一光伏电站、储能系统、配电网主站的通信协议与数据格式，实现毫秒级响应。

3.2.3 通信与计算能力提升

5G 专网与冗余通信：部署 5G 切片专网，配置双链路冗余通信，时延降低至≤20ms，可靠性提升至 99.99% ，支撑 DER 实时控制。

边缘计算与云边协同：在光伏电站、储能系统侧部署边缘计算节点，实现本地数据快速处理（响应时间≤50ms），云端进行全局优化与策略下发。

3.3 实施路径与保障机制

3.3.1 技术标准与规范制定

编制《含光伏电站的配电网检修技术导则》，明确光伏出力预测精度要求（ ⩾90% ）、DER 协同控制响应时间（ ⩽200ms ）、通信可靠性指标（ ⩾99.9% ）。制定 DER 协同控制平台接口标准，支持光伏电站、储能系统、配电网主站的即插即用与互操作。

3.3.2 人员培训与演练

开展 DER 协同控制、5G 通信、边缘计算等技术培训，提升运维人员对新型检修技术的实操能力。定期组织含光伏电站的配电网检修应急演练，模拟通信中断、光伏出力突变等场景，验证协同控制策略的有效性。

3.3.3 应急预案与后评估

建立含光伏电站的配电网检修应急预案库，涵盖电压越限、DER失控、通信中断等场景，明确处置流程与责任分工。检修完成后，开展后评估，分析 DER 消纳率、弃光率、电压波动等指标，反馈至优化模型，持续改进检修技术。

结束语

含光伏电站的配电网检修需通过检修计划优化、DER 协同控制、安全风险防控实现“零停电”或“低影响”目标。未来，随着 AI 预测技术、5G 通信、边缘计算的成熟，检修方式将向**“全自主协同、零风险执行”**方向升级，支撑配电网高比例 DER 接入与弹性运行需求。通过构建系统性 DER 协同检修体系，将为新型电力系统建设与“双碳目标实现提供关键保障。

参考文献：

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