光伏运维四大难点分析！
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一直以来，光伏发电存在着重建设、轻运维的现象。截至2019年3月份，我国光伏并网装机量已接近180GW，总体看，光伏电站的运维存在着标准缺失、技术和管理水平不高、专业和集约化程度不够、效率低下等方面的问题。运维问题，已成为制约产业健康发展的瓶颈之一。光伏产业要实现高质量发展，除了要有较高的工程建设质量，还需要有高水平的运维服务，本文将针对提升光伏发电站运维质量的重点和难点，谈一些认识和看法。
光伏发电站运维的重点和难点 重点和难点1：完善流程、规范运做，不断提高运维的基础保证能力和流程管控水平。
图1.光伏电站运维流程示例 图1为光伏发电站运维的基本业务流程示例。总体而言▼ 1、我国光伏发电运维的专业化水平不高，集约化程度还不够。少部分电站的运维人员属于“草台班子”，只从事一些简单的检修工作，还谈不上流程管控和系统管理。 2、在图中所示的流程中，存在以下难点和需要重点解决的问题： l 在接手或准备接手电站的运维时，对电站现状了解不够，导致后续工作中责任不清，重点不突出。 l 对运维要求缺乏全面、系统的理解，包括适用的法规和标准要求、监管和调度部门及业主的要求;对电站的合标及合规性缺乏必要的评审，导致后续的运维中，指标不合理，运维方案针对性和可操作性不强，争议不断。 l 运维技术跟不上行业发展的需要，效能低下。 l 运维实施过程的受程程度低，难于实现预期的运维效果。 对电站效能水平的监测不系统，缺少“第三只眼”。 如前所述，我国光伏电站整体的运维水平不高，由此导致的损失不容忽视。一个高性能的电站，不但要“生得好“，还要养得好。光伏行业要实现高质量发展，需要着力提升整个链条的管控水平。
重点和难点2：对接需求，注重运维基础标准的制定和完善，并着力提高标准的适用性。
图2. 光伏电站运行与维护标准需求示例
图2为运维过程标准需求图示(技术标准，部分)。总体看▼ 1、虽然部分省(区)和大型企业已发布用于光伏电站运行和维护的地方或企业标准，但从行业角度，尚缺少适用于不同电站类型，科学、完整、适用的系统性标准。 2、由于与传统发电形式差异较小，可以等同或等效地采用传统发电形式即有的标准，光伏发电并网和交流侧运维所需的标准，包括国标、能源和电力行业标准、监管和调度部门发布的规范性文件，相对完整，比较系统，可操作性也较强，需要重点解决的是合规或合标方面的问题。 3、需要重点解决的是直流侧运维标准需求问题，这部分存在标准缺失、不系统、不适用的问题，特别是系统及其关键设备维护、性能和质量检测及合格或正常状态判定、故障诊断和修复等方面的标准。要解决这一问题，除运维本身，还需要从系统设计和设备选型、设备选购及工程施工角度考虑，特别是系统和设备的可维护性和互换性。 需要特别提醒的是：与整个行业整体发展环境有关，光伏行业的标准制定也局部地存在浮躁现象。有的标准制定过程“萝卜快了不洗泥”、缺乏深入研究，不接地气。我国已是光伏大国，标准制定方面与现有的光伏体量还不相称。另外，要想实现行业的高质量发展，需要有高质量的标准做先导。
重点和难点3：主动作为，提升电站运行过程的调控能力。
图3. 光伏电站运行考核指标示例
图3为电力监管部门对纳入电力调度管理的光伏电站运行考核指标示例(部分)。总体看▼ 1、随着非水可再生能源接入比例的提高，电力监管和调度部门对光伏电站的考核趋于严格。以西北地区为例，2015版“发电厂并网运行管理实施细则”，对风电和光伏为代表的新能源场站未提出明确的考核要求;而新发布的“细则”中对图3所列指标均明确了单独的考核要求。 2、按照各地近两年发布的“发电厂并网运行管理实施细则”，多数光伏电站无法全面达到细则中的考核指标要求。特别在AGC和AVC控制及无功补偿方面。 任何情况下，保证供电和用电安全都排在第一位。光伏发电具有间歇性、波动大的特点，按照现有的系统配置及电站自身的调控能力，渗透率达到一定程度后，确实会对供用电安全造成威胁。 要想解决，一是电网企业要积极应对新能源发电高比例接入后所带来的挑战，特别对分布式电源接入密度较高的区域，在供电网络重构、电力调度方式及其他方面要打破即有束缚、用发展眼光，运用现代化技术手段，进一步提高电网的柔性和韧性，包括通过经济手段动态调节弹性用电负荷。 二是发电企业要主动作为，在系统设计和二次系统的配置方面要考虑电网安全稳定地运行的需要，并考虑利用储能及其他手段，对出力曲线进行自我调节(见图4例)，使光伏发电由“紊”逐步向“稳”过渡。
图4. 光伏电站出力曲线示例 需要特别强调的是：去补贴和平价前期，降本将是光伏电站建设的主旋律，需要注意的是，该省的省，不该少的一样不能少，特别在满足电力调度要求方面。另外，光伏发电要逐步打消“特权”思想，充分利用政策的窗口期，全方位地提高行业的竞争优势，以确保在未来的市场中立于不败之地。
重点和难点4：充分利用现代技术手段，提高系统事故预防及故障诊断和修复能力。
图5. 电站巡检、维护、故障处理的一般流程 图5为光伏发电站日常巡检、故障诊断和修复的一般流程。总体看▼ 1、近几年建成投运的多数电站，运行监控系统比较完善，包括组串、方阵、发电单元、电站等各层级的性能及并网特性的监测，但部分地存在“重性能和主体、轻安全和辅助”的情况;另外，有些电站的监测系统存在可靠性不够，监测仪表和通讯设备的抗干扰能力差、故障及接入数据的断点和漏点多、界面不友好等方面的问题。 2、除纳入调度管理的继保及其他安全自动化装置外，其他用于安全防范的自动控制系统，部分地存在整定值或阀值的设定考虑不周，运行中存在随意改动的情况;另外，实际运行中，部分地存在安全预警系统精度和可靠性不够，漏报或误报情况较多的问题。 3、旨在发现和解决问题的线上巡检，部分地存在形同虚设的情况，一是由于专业能力不够，缺少对系统及其设备故障做出判断的必要知识;二是系统及其设备的故障或异常状态的判定标准不系统、与实际不符，容易造成漏判或误判。 4、由于专业能力不足并缺少指导，加之管理不规范，有些运维的线下巡检，只能做一些简单的结构性缺损或站场条件的检查，发现和解决问题的能力不足，导致一致影响发电性能，包括危及系统安全的故障或隐患长期存在。 5、在故障诊断和处置方面，借鉴其他形式发电的经验和做法，交流侧已积累了比较丰富的经验，包括必要的标准支撑;在直流侧，对性能有影响的缺陷或故障的诊断和处理，经验积累还不够，还谈不上标准。 6、在故障的修复，特别是备件更换方面，还存在较多问题，特别是出质保后的电站。 需要特别提醒的是： 1、智能化运维、站场少人或无人值守是大势所趋，其他少数开展监控系统开发和应用的单位，借助其多年深耕光伏系统的经验和其他方面的优势，在这方面已做了许多有益的工作。 2、可以用日新月异来形容光伏发电的技术发展，但同时也给后期运维来一些问题，最突出的就是系统的可维护性、备件的兼容性和可互换性，需要从标准和设计层面解决这一问题。 |
