含光伏电站的配电网检修技术应用分析

我国光伏电源的发展速度不断加快，光伏电源并网对传统配电网产生了一定影响。对配电网进行检修时要根据含光伏电站配电网的实际需求应用不同的检修方式，保证电网检修的可靠性。此外，在检修操作中需要采取有效措施排查安全隐患，以保证配电网的安全性。

一、光伏电站配电网基本概念

光伏电站配电网的基本概念涉及电力系统的末端分配网络及其与分布式光伏的交互关系，核心要点如下：

1.配电网的定义与组成。配电网是从输电网或发电厂接受电能，通过配电设施就地或按电压等级分配给终端用户的电力网络。其主要构成包括：物理设备：架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿电容、计量装置及附属设施。拓扑结构：通常采用闭环设计、开环运行的辐射状结构，以实现高效电能分配。

2.配电网与分布式光伏的交互关系。结构转型，光伏电站接入后，配电网从单向放射状结构变为多电源结构，系统中发电（光伏）与用电并存，改变了传统电力流向。电流特性变化，光伏并网导致短路电流的大小、方向及分布特性发生改变，需重新评估保护装置的适应性。功能拓展，配电网从纯电能分配转向兼具电能消纳与调度功能，需协调光伏出力波动与用户负荷需求。

3.光伏接入配电网的关键技术要求。并网点，光伏系统输出汇总点（无升压站）或升压站高压侧母线（有升压站）。接入点，光伏系统与电网的连接处，可能是公共电网或用户电网。公共连接点（PCC），用户系统与公用电网的接口，需满足电能质量与保护要求。接入方式，专线接入（专用开关设备）或 T 接（直接并入线路）。

4.电压等级与容量匹配。光伏电站接入电压等级需根据装机容量选择：

低压配电网（220/380V）：适用于小型分布式光伏（如户用系统）。中压配电网（6-20kV）：适合工商业中型光伏项目。高压配电网（35-110kV）：用于集中式大型光伏电站。

二、配电网检修技术

配电网检修技术是为保障电力供应可靠性而发展的综合性技术体系，核心是通过状态监测、故障诊断和智能作业手段实现设备全生命周期管理。其关键技术及应用要点如下：

1.检修模式演进。状态检修，基于实时监测数据（如温度、绝缘参数）预测设备故障周期，替代传统定期检修模式，减少过度维护成本，提升检修针对性。

应用红外热成像、无人机巡检等技术识别设备异常（如光伏板热斑、导线断股）。

标准化分级检修，检修类别：C 类检修（常规维护）：结合线路周期开展设备清扫、紧固及绝缘测试。A/B 类检修（部件更换）：针对严重缺陷设备（如锈蚀塔材、老化避雷器）实施局部或整体更换。E类检修（应急抢修）：突发故障时快速恢复供电。

2.核心检修技术。不停电作业技术，带电作业：作业人员穿戴绝缘装备，在高压线路上直接进行测试或更换设备，需严格遵循安全距离规范。旁路作业：通过临时电缆转供电能，实现设备断电检修期间用户零停电，适用于开关柜更换等复杂场景。故障诊断与处理，雷击防护：安装避雷器并定期检测接地电阻，减少雷击导致的绝缘闪络。导线修复：采用预绞丝补修法（损伤截面积 .<7% ）或补修管（损伤截面积 7%-25% ），严重时切断重接。杆塔维护：混凝土杆裂纹采用环氧树脂灌浆，铁塔锈蚀部件防腐喷涂或更换。安全管控措施，技术措施：严格执行“停电-验电-挂接地线”流程，验电器需匹配电压等级并双人监护。组织措施：实行工作票制度，明确负责人与操作人员权限，高危作业需全程监护。

3.智能化升级方向。机器人应用，配网带电作业机器人可完成导线剥皮、安装接地环等操作，单相作业时间缩短至 15 分钟，降低人工安全风险。数字孪生与预测维护，构建配电网数字模型，仿真检修操作对系统影响，结合 AI 算法预测设备衰减周期（如变压器绝缘老化）。标准化与互联互通，推行设备接口协议统一（如 DL/T 634.5104）、数据格式标准化（COMTRADE），提升多系统协同效率。

三、含光伏电站配电网检修挑战

含光伏电站的配电网检修面临多维度技术挑战，主要集中于保护机制重构、电能质量治理与安全风险防控三大领域，具体分析如下：

1.保护机制重构挑战。短路电流方向变化，光伏接入使配网从单向辐射状转变为多电源结构，故障时短路电流方向反转，导致传统过流保护误动或拒动。需配置方向性继电装置（如光纤差动保护），并校核定值灵敏度。保护选择性丧失，光伏容量增大可能掩盖故障特征，使上下游保护配合失效。

2.电能质量治理难题。电压波动超标，光伏出力波动与负荷叠加，引发电压偏差（实测 ± 10% 超限），尤其在馈线末端。需动态调节SVG/SVC 无功补偿设备，响应速度需 ⩽200ms 。谐波污染加剧，逆变器开关操作产生 5/7 次特征谐波，荆门项目 THD（总谐波畸变率）达3.2% ，超出国标 ⩽2% 限值，需加装 LC 滤波器。

3.安全运维风险。非计划孤岛运行，电网故障时光伏持续供电威胁检修人员安全。现行标准要求孤岛检测时间 ⩽2 秒，但河北平山县项目实测响应时间为 125 毫秒，仍存时间窗风险。反送电防护不足，检修段隔离需物理断开点（如双断点隔离开关），但老旧配网缺乏方向性过流保护，反送电事故率达 0.7 次/千站·年。

4.新型技术瓶颈。承载力瓶颈，光伏高渗透区配网容量饱和，超容区域限发率 515% ，检修期调节裕度不足。智能诊断缺失， 70% 分布式光伏无红外成像/无人机巡检，热斑故障发现延迟 ⩾48 小时，检修效率下降 30% 。数据孤岛，运维平台协议不统一（如 Modbus vs IEC61850），故障信息整合耗时 小时，抢修决策滞后。

5.系统性解决路径。保护升级，推广自适应保护装置（如江苏柔性配电网项目），动态识别潮流方向，误动率降低至 0.5% 。智能运维体系，预测维护：AI 分析组串电流离散率，预判组件衰减（如新疆天富电站故障定位提速 60% ）；数字孪生：构建三维电站模型（如 CET中电技术方案），仿真检修操作对电网冲击。

标准强化，执行 ⟨⟨GB/T29319⟩⟩ 低电压穿越标准（电压 20% 时维持 0.15 秒），配套光储协同调频。

6.季节性防护策略。夏季高温防护，变压器增设油温监测（ >85% 启动风冷），故障停机减少 35% 。调整巡检时段至清晨，避免组件高温虚警。冬季积雪应对，逆变器 IP65 防护 ¹+ 自加热功能（ -25°C 正常启动），黑龙江项目发电损失率 ∠%19 。

综上所述，检修技术正向“状态感知实时化、作业方式智能化、决策支撑数字化”演进，通过数字孪生、机器人等技术实现停电时长缩减 50% 以上，支撑新型配电网高可靠性需求。光伏配网检修需突破"保护逻辑重构-电能质量协同-智能预警前置"技术链，通过数字孪生与自适应保护降低故障率 40% ，支撑新型电力系统安全演进。

参考文献：

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