分布式光伏电源接入对中压配网运维检修安全生产作业的影响探讨

在分布式光伏电源接入情况下的中压配网的检修风险特点，对应制定主要的应对措施，提出规范化分布式光伏接入配电网的检修流程，制定了计及分布式光伏接入下配电网检修工作的现场操作规范及安全监督体系。提出了基于物联网技术的配网设备运检智能化的设想，以运用先进技术手段降低和防范配网运维检修人员的风险。

一、分布式光伏接入对中压配网运维检修的正面影响

1.提升配网运行效率与经济效益。降低线路损耗与负荷平衡，分布式光伏就近消纳电能，减少长距离输电需求。光伏发电高峰时段（午间）与用电负荷高峰重叠，可有效削减主干线路的峰值负载，降低线路损耗率达 10%-30% 。延缓电网扩容投资，在负荷密集区，分布式光伏可替代部分增容改造需求。如整县推进试点中，分布式光伏渗透率达 33.3% 的台区，减少了配变扩容频次，降低电网升级成本。

2.推动运维智能化升级。全景感知与故障预判能力，分布式光伏配套的智能监控装置（如逆变器数据采集、环境传感器）为配网提供实时运行数据。通过数字孪生平台集成分析，可提前预警组件隐裂、热斑等故障，提升检修主动性。例如安科瑞系统实现组件级关断与 AI诊断，故障响应效率提升 40% 。远程程序化操作普及，光伏并网点需配置远程可控断路器，推动配网遥控操作覆盖率提升。示范区依托配电自动化主站，实现光伏并网开关远程分合闸，减少人工现场操作风险。

3.增强供电可靠性与韧性。局部孤岛供电保障重要负荷，具备构网型储能的光伏系统可在主网故障时切换至孤岛运行模式，为医院、数据中心等关键负荷持续供电。电压支撑与电能质量改善，现代逆变器具备无功调节功能（如午间吸收容性无功、夜间发出感性无功），可动态补偿线路电压波动。

4.促进政策与标准体系完善。承载力评估机制优化规划，为应对高渗透率光伏接入，浙江嵊州、江苏等地推行配网“红黄绿”三色分区管理，基于实时数据动态调整接入容量上限，避免台区反向重过载。并网技术标准强制升级，新版国标（GB/T 33982-2023）要求光伏具备高/低电压穿越、功率预测、一次调频等功能，倒逼设备制造商提升技术门槛。10kV 光伏项目需配置分钟级功率控制能力（误差 ⩽1% ），从源头保障并网安全性。

二、分布式光伏接入对中压配网运维检修的负面影响

1.运维安全风险加剧。非计划孤岛威胁人身安全，电网故障停电时，若光伏未及时解列，会形成独立供电孤岛并向检修线路反向送电，直接威胁运维人员触电安全。电压波动引发设备隐患，光伏出力受光照影响随机波动，叠加负荷变化易造成馈线末端电压越限（如午间电压抬升超上限、夜间骤降）。长期电压超标可能加速设备绝缘老化，增加故障率。短路电流异常增大检修风险，分布式光伏提供的反向短路电流可能导致故障点电弧持续燃烧，使瞬时故障转为永久性故障，延长停电时间并扩大检修范围。

2.运维检修复杂度与成本攀升。多电源点管控难度陡增，配网由辐射状变为多源网络，停电检修需同步隔离电网侧与光伏侧电源点，操作步骤倍增。例如，某供电企业因未同步隔离光伏电源，导致检修中线路带电险情。继电保护系统失效风险，保护误动/拒动：光伏反向短路电流干扰保护装置判断，导致上游保护拒动或下游保护误跳闸。重合闸失败：光伏持续向故障点供电阻碍电弧熄灭，重合闸失败率提升30% 以上。智能化不足拖累检修效率，偏远地区配网设备老化严重（如防雷能力弱、高杆被植被缠绕），叠加光伏接入后故障点增多，传统人工巡检模式难以快速定位故障，检修耗时延长 40% 。

3.系统稳定性与规划挑战。配网承载力超限引发连锁风险，高渗透率区域可能出现反向重过载（如山东、河南分布式光伏渗透率超 30% 的台区），导致配变烧毁。某供电企业因生物质电厂反送电错误判定红区，限制光伏接入并加剧局部供电压力。电能质量恶化增加维护频次，逆变器高频开关产生谐波污染，引发谐振放大和设备过热，需额外加装滤波装置并缩短预防性试验周期。

4.管理漏洞与政策执行偏差。并网流程违规拖延项目进度，供电企业超期答复分布式光伏并网申请，平均拖延 83 天，延误检修窗口期并引发用户投诉。承载力评估执行不规范，部分供电企业违规扩大“红区”范围（如哈尔滨将生物质电厂反送电区域承载力归零），限制光伏接入并加剧电网升级压力。计量与防窃电管理薄弱，用户端光伏计量表可能被篡改虚增发电量骗补，需投入额外人力核查数据一致性。

三、分布式光伏接入后中压配网运维检修策略调整

1.检修安全策略升级。多电源点隔离强制规范，执行“双挂牌、双锁闭”制度，检修前同步隔离电网侧开关与光伏并网开关，并加装物理锁具与警示标识。河南某供电企业未执行同步隔离引发带电作业险情案例印证其必要性。新增要求：推广远程程序化操作，通过配电自动化主站遥控断开光伏并网开关，减少人工干预风险。防孤岛保护双重校验，严控逆变器防孤岛保护动作时间 ⩽2 秒，检修前需实测保护动作有效性。配置电压扰动型主动防孤岛装置，强制破坏非计划孤岛。

2.继电保护系统改造。方向性保护全覆盖，将传统电流保护替换为方向过流保护，避免光伏反向短路电流导致上游保护拒动。示范区改造后故障隔离准确率提升至 98% 。配套措施：优化重合闸逻辑，增加电压闭锁（检测母线电压 ⩽20% 额定值）或延时 5 秒再重合。备自投逻辑适配，修改备自投启动条件，增加“功率方向判据”，避免因光伏维持电压导致备自投拒动。

3.智能化运维体系构建。数字孪生平台应用，集成逆变器运行数据、气象信息及电网拓扑，实现：故障预判：AI 诊断组件隐裂、热斑（准确率 >90% ）；承载力动态评估：按“红黄绿”三区动态调整接入容量（如浙江嵊州试点）。移动巡检工具升级，配备红外热像仪与图像识别终端，快速定位光伏板故障（如支架变形、电缆过热）。

4. 标准执行与管理强化。并网准入刚性约束，执行 GB/T33982-2023，要求逆变器具备：低电压穿越（ 20% 电压跌落维持 625ms ）；分钟级功率控制（误差 ⩽1% ）。承载力评估闭环管理，严禁擅自扩大“红区”（如哈尔滨生物质电厂误判案例），按月发布台区可接入容量清单。计量防作弊机制，采用双向加密通信电表，区块链存证发电数据，年度现场核查 ⩾30% 用户。运维策略转型方向，安全防控：从被动响应→多电源协同隔离 + 智能防孤岛；故障处置：从人工排查 $$ 数字孪生预判+移动终端定位；质量治理：从事后整改 $$ 逆变器/SVG 实时调控；管理效能：从经验决策 $$ 承载力动态评估 + 标准强制落地。未来重点：推广“四可”（可观可测可控可调）平台，实现分布式集群调控。

总之，运维检修风险防范措施，即将应用于分布式光伏接入量大的某地区电网公司的实际检修工作，经过实践检验后将进一步补充和完善所提出的研究内容；并在下一步的研究工作中将就智能化检修计划的制定和运检智能化的实现开展深入探究。

参考文献：

[1]赵华．光伏分布式发电接入方式分析及其对配电网运行的影响．2022.

[2]刘菊慧．分布式光伏电源接入对中压配网运维检修安全生产作业的影响分析.2023.