青海省農村牧區可再生能源利用瓶頸問題調查與實證

■ 楊廣智 吳紅軍 張海滿 王晏 王建軍 王昌賢

(1.青海省農村牧區能源辦公室；2.青海省太陽能電力有限責任公司)

1 青海省太陽能資源

青海省太陽能資源豐富，尤其是柴達木盆地更是全國光照資源最豐富的地區，年日照時數在3200～3600 h之間，年總輻射量可達7000～8000 MJ/m2，為全國第二高值區。在相同面積和容量的情況下，光伏并網發電可比相鄰的甘肅、新疆多發15%～25%的電量。青海省地處青藏高原的東北部，大部分地區地廣人稀，主要分布在光照資源豐富的柴達木盆地和三江源地區，是建設光伏電站、建立太陽能電力輸出基地的優選區域。

2 省內已建成的離網光伏電站的建設基本情況和運行情況

2.1 基本情況

2.1.1 青海省“送電到鄉”工程

青海省農牧區地域廣闊、人口分散，配電網發展相對滯后。為全面解決廣大農牧區基本生活用電問題，自2002年，青海省“送電到鄉”工程利用國家投資的近4億元，在玉樹、果洛和黃南等6州23縣建成光伏電站和風光互補電站共112座，總裝機容量3943 kW，共解決112個無電鄉，約5萬人口的基本生活用電問題，這些電站主要由青海新能源(集團)有限公司承擔設計、施工和安裝。此類電站數量多，平均裝機容量在10～50 kW，投資少，建設周期短。2005年該工程全部完成。

2.1.2 “中德財政合作”太陽能光伏電站項目

“中德財政合作”太陽能光伏電站項目共建設太陽能光伏電站56座，其中，海北州8座、海西州4座、海南州3座、黃南州3座、玉樹州38座。“中德財政合作”太陽能光伏電站項目中光伏的總裝機容量為454.4 kWp、柴油發電機1085 kW，共解決3686戶牧民群眾用電。

該項目中每座光伏電站的裝機容量在5～10 kW，投資較大。總投資中包含科研費用，除省財政或國外機構一次性投資外，項目建設地所在州縣政府配套部分資金，系統設計和電站本體安裝全部由青海省新能源研究所承擔，機房和輸電線路的施工由地方政府負責完成，項目完成后，產權及管理全部移交給鄉村政府。

2.1.3 “金太陽”項目

為加快國內光伏發電的產業化和規模化發展，2009年，財政部、科技部、國家能源局聯合發布了《關于實施金太陽示范工程的通知》，以財政補助、科技支持和市場拉動方式合力推動項目實施。對于偏遠無電地區的獨立光伏系統的建設資金由國家財政部按總投資的70%補助，30%由承建企業自籌。項目完成后，產權及管理全部移交給鄉村政府或用戶。

青海省通過“金太陽”工程共建設太陽能光伏電站43座，總容量2290 kWp，分屬玉樹、果洛2州 11 個縣6個鎮21個鄉，解決 5203 戶牧民群眾用電。其中，玉樹州6個縣 2個鎮19個鄉37座光伏電站，總容量 2030 kWP；果洛州5個縣4個鎮2個鄉6座光伏電站，總容量260 kWP。

2.2 運行情況

此次實地調查選取了“送電到鄉”工程中的10座光伏電站、“中德財政合作”太陽能光伏電站項目6座光伏電站和“金太陽”項目10座光伏電站。對其運行情況進行了實地調查后發現，除“中德財政合作”太陽能光伏電站項目中的6座光伏電站和“金太陽”項目中的6座光伏電站全部正常運行外，“送電到鄉”工程中有5座光伏電站已處于停用狀態，另外在運行的5座光伏電站中有4座光伏電站因電力供應緊張，出現限時限電現象(每晚供電時間最差的不足2 h，最多的在4 h左右)，僅有1座光伏電站至今處于正常運行的狀態。

2.3 停用原因

在對“送電到鄉”中的10座光伏電站調查時，我們根據現場的了解調查和對設備的測試發現，4座光伏電站出現限電限時現象的主要原因之一是因為其蓄電池組中的大部分蓄電池已出現不存電現象，已基本上達到使用壽命，但又沒有專項資金進行更換；另外一個主要原因是隨著社會經濟的發展，廣大用戶的生活水平得到了很大提高，用戶的用電設備不僅是電視機，同時還增加了洗衣機、小型冰柜等，導致光伏電站當初的設計容量已無法滿足現有農、牧民的用電需求。5座光伏電站出現停用狀態的主要原因在于光伏電站的管理人員管理不當，每座光伏電站中的大部分電池板被盜，但又不能及時更換，導致蓄電池組長期處于虧電狀態而出現了損壞，已完全處于報廢狀態，又沒有其他任何資金進行更新和更換。

3 存在的問題和原因分析及重點研究內容

3.1 獨立運行光伏電站存在的問題和原因分析

3.1.1 獨立運行光伏電站存在的問題

1)由于項目實施地偏遠、信息閉塞、交通不便、居民文化素質偏低等問題，無法建立完善的管理運行維護體系。

2)由于相關政策法規不健全，電費收繳困難等問題，造成電站沒有管理機構、電站機手不到位、機手流失嚴重。

3)由于管理不規范和維護跟不上，導致了電池板等固定資產流失，造成巨大浪費，無法從根本上解決無電地區的用電問題。

4)光伏電站地處偏遠牧區，這些地區人口的文化水平相對較低，管理人員的素質較差，很難勝任電站的日常維護、檢修及排除簡單故障的工作，影響了電站的使用壽命。

5)向用戶收取的電費較低甚至不收電費，使得電站的經濟性極差，日常維護、檢修費用和部分設備的二次更新費用沒有資金支持，仍需政府的再次投入，很難做到“以電養電”。

6)不收費或缺乏管理導致用戶對電站不珍惜，違規用電的現象經常發生。

3.1.2原因分析

1)管理原因。因離網光伏電站的業主方不能確定，責任不明確，一般都是由當地的鄉村政府或由承建單位委托的機手來進行管理，管理比較混亂，出現光伏電站的設備被盜、用戶違規用電等普遍現象。同時因管理人員的工資較低或根本不能解決的問題導致出現無人愿意主動去管理的現象。

2)設備原因。“送電到鄉”工程和“中德財政合作”項目實施較早，大型獨立光伏電站正處于應用階段，采用的光伏設備自動化程度不高，技術不是太成熟，故障率偏高。

3)資金原因。缺乏電站長期運維的有效機制，一旦設備損壞或被盜，又得不到其他資金的支持，導致設備無法更換，整個光伏電站就會處于停用狀態。

3.2 分布式光伏電站存在的問題和原因分析

3.2.1 投資成本較高

儲能系統建設投資成本較高。為滿足微電網孤網運行要求，實現自身電力電量平衡，要求配置的儲能裝置容量占總容量的80%以上，但目前儲能系統建設投資成本較高。

微電網監控平臺及能量管理系統目前尚處于試運行階段，投資成本高。

微電網運行維護需培訓專門的微網運行維護人員，承擔微網所有設備的運行維護責任，尤其對于偏遠地區或孤立海島的微電網，相較一般電網運維成本高。

3.2.2 配套政策不成熟

根據我國《可再生能源法》規定，“國家鼓勵和支持可再生能源并網發電”，“國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度”。政策環境支持微電網并網，但對電網企業的合理補償存在較大欠缺，電網企業利益無法得到保證。

關于微電網建設、運營模式，政府相關政策尚不清晰。

3.2.3 標準規范不完善

目前，分布式電源已有相應的國際標準，國內標準正在制定及完善中，但對于微電網接入、規劃設計、建設運行和設備制造等環節缺乏相應的國家層面的技術標準和管理規范。

3.3 重點研究內容

3.3.1 獨立運行光伏電站

項目業主的確定和運行管理模式是保證整個光伏電站正常運行最重要的外在因素。青海省內所建的離網光伏電站的管理現狀基本上是由總承包商/承建單位委托鄉政府和經過培訓合格的電站機手管理。大多數鄉村政府對電站的管理只停留在保護好電站的概念，類似保險絲斷了這樣簡單的故障，采取的措施要么是從千里外捎信告知承建單位“電站壞了”，要么是聽之任之。經培訓合格的大部分機手因工資待遇低或無法保障等原因導致基本上全部離職。只有少數電站在運行期間向用戶收取少量電費用于支付電站管理人員的工資，至今電站還在正常運行。下文就項目業主的確定和運行管理模式進行探討。

1)項目業主的確定。項目業主必須是注冊在當地的、有足夠經濟實力的獨立法人，而且要有電站管理經驗和能力；項目業主也可以是電站承建商、州縣電力公司、私營可再生能源服務公司等，但必須是經省改委批準，業主也可由省改委在全省范圍內招標產生。業主公司有權決定管理模式和選擇管理者，有電費標準制定的參與權、有權制定規章制度、有權接受政府的投資和補貼等；同時也有義務管理好電站，如果不直接參與管理，則有義務代表國家、政府監督管理，如果參與管理，則應保證電站15～20年的可靠運行并保證供電質量。

2)運行管理模式。總承包商成為業主并經營電站管理。確定總承包商為項目業主，總承包商在項目建設的同時利用項目建設資金完成電站機手的培訓和遠程監控管理系統，待項目竣工驗收合格后，與省發改委簽訂產權移交合同，與州縣發改委簽訂電站機手聘用合同，并在3年保修期內使電站機手成為高素質專業維護管理人員，使運行維護網絡系統正常運轉，實現遠程監控管理。該模式中離網型電站的管理不是項目業主的主要業務，測算電價時只考慮蓄電池的二次更新費用和網絡正常運行費用，不考慮業主單位的收益，這樣可減輕農、牧民負擔，減少政府對電站的投入資金，也能做到固定資產保值。由專業化的企業管理電站能提高電站管理水平，延長電站使用壽命。

業主與當地政府簽訂電站管理合同。由當地政府管理電站，由業主選擇承建商，并組織工程的竣工驗收，驗收合格后產權全部移交業主，承建商對電站保修3年。業主與鄉政府簽訂電站管理合同，鄉政府的主要職責是按業主要求做好用戶和用戶管理(包括安全用電、用電制度、電費收取)、電站設備的日常維護和簡單操作、與業主及時必要的溝通。其他如電站工作人員的管理、人員培訓、設備更新、電站運行和維修等由業主完成。該模式中鄉政府與業主在合同約定下各司其職，管理成本較低。收取的電費用于電站管理人員的工資、設備的正常維護、蓄電池的二次更新。業主單位在電站壽命期內的管理成本由國家再次投入。

3.3.2 太陽能光伏系統的微網技術

微網是由分布式電源、儲能和負荷構成的可控供能系統，可平滑接入大電網和獨立自治運行，是發揮分布式電源效能的有效方式。它具有如下特征：

1)以分布式發電技術為基礎，融合儲能、控制和保護裝置；

2)靠近用戶負荷；

3)接入電壓等級是配電網電壓等級；

4)能夠工作在并網和孤島兩種模式；

5)分布式電源占有一定比例。

重點研究內容包括：

1)微網在并網和孤島運行模式下的協調控制策略(自動發電/頻率控制、自動電壓/無功控制、快速穩定技術)；

2)研究可實現并網/孤網無縫切換的解并列技術；

3)多元復合儲能的經濟規劃；

4)功率型和能量型儲能的優化協調控制技術；

5)不同儲能系統協同的微網能量管理控制策略；

6)研制多元復合儲能系統的并網接口設備。

4 青海省無電人口及解決方案

4.1 青海省的無電人口情況

經統計，截至2012年底，青海省共有4166個行政村(社區、牧委會)，大電網已覆蓋4051個村，已修建離網光伏電站解決用電問題48個村，還有67個無電村。經統計全省尚有79328戶無電戶，其中，集中戶(20戶以上)20243戶。

4.2 解決方案

基本原則：光伏電站建設充分考慮到將來國家電網的延伸，以及最大效能發揮光伏電站的功效，改造擴容及新建的光伏電站具備分布式微電網特征，光伏電站可運行在并網模式和孤網模式。

4.2.1 “送電到鄉”光伏電站技術改造

1)國家電網覆蓋的37座光伏電站，保持太陽能發電功率不變，通過更換蓄電池和控制器、逆變器，光伏電站具備獨立運行功能和并網運行功能，改造容量0.98 MW。升級改造的光伏電站具備的條件：國家電網覆蓋；不擴容。

方案：系統仍采用集中運行的技術方案，發電系統含有儲能單元，采用雙向儲能逆變器實現運行模式轉換。系統結構如圖1所示。

圖1 改造的光伏電站系統結構圖

在新的太陽能發電系統中，逆變器具備獨立運行功能和并網運行功能，具備增容并聯運行控制功能，蓄電池組具備儲能功能。

并網運行模式：在日照充足的條件下，系統會給蓄電池充電，多余的能量將由電網給負載供電。在負載較大時，儲能逆變器可向電網提供更多的能量，減小重負載對電網的沖擊；日照不足(陰雨、夜晚等)時，儲能逆變器將存儲在蓄電池中的能量轉換為電能給負載使用，直到蓄電池能量耗盡。

離網運行模式：電網異常時，儲能逆變器將存儲在電池中的能量轉換為電能，給負載使用，直到蓄電池能量耗盡。

升級改造方案：更換現有的蓄電池和控制器、逆變器，并調整原有的太陽能發電單元滿足新的系統工作電壓(不增加太陽能發電功率)。

2)國家電網沒有覆蓋的46座光伏電站，根據負荷增加情況進行擴容和微網改造，預留并網接口，以滿足居民用電需求和未來接入區域電網，即光伏電站具備獨立運行功能和并網運行功能。其中，增容建設光伏電站46座，用戶3246戶，總容量2.309 MWp。改造容量1.05 MW。升級擴容的光伏電站具備的條件：國家電網沒有覆蓋；擴容。

方案：升級擴容的光伏系統結構如圖2所示。原有的光伏電站升級改造為集中運行的電力支撐單元，新增儲能單元。擴容增加的太陽能發電單元，建設以戶為單位的并網太陽能發電單元，每戶建設規模1 kW。

圖2 擴容的光伏電站系統結構圖

新的太陽能發電系統中，電力支撐單元逆變器和儲能單元采用儲能雙向逆變器，具備獨立運行功能和并網運行功能，具備增容并聯運行控制功能；蓄電池組具備儲能功能。

運行模式：在日照充足的條件下，戶用并網發電系統多余的能量將反饋給電網為儲能單元充電。在負載較大時，儲能逆變器可向電網提供更多的能量；日照不足(陰雨、夜晚等)，儲能逆變器將存儲在蓄電池中的能量轉換為電能給負載使用，直到電池能量耗盡。

升級擴容方案：1)原有的光伏電站升級改造為集中運行的電力支撐單元，更換現有的蓄電池和控制器、逆變器，并調整原有的太陽能發電單元滿足新的系統工作電壓(不增加太陽能發電功率)；2)新建集中型儲能單元；3)新建戶用并網太陽能發電單元。

4.2.2 新建光伏電站

本工程符合集中建設條件的新建光伏電站81座，具備微網特征并預留并網接口，可獨立運行和并網運行。總裝機容量4.021 MWp。新建的光伏電站具備的條件：1)國家電網沒有覆蓋；2)集中戶20戶以上。

方案：新建的光伏系統結構與圖2所示一致。建設集中運行的電力支撐單元和儲能單元，建設以戶為單位的并網太陽能發電單元，每戶建設規模1 kW。其中，電力支撐單元的太陽能發電建設規模為村委會(學校、寺院或衛生院)等用電量大的單位所需的太陽能發電規模之和。

新建太陽能光伏電站系統的運行模式與需升級擴容的國家電網沒有覆蓋的46座光伏電站的運行模式一致。

新建方案：1)村委會等建設集中運行的電力支撐單元和儲能單元；2)新建村級低壓電網；3)新建戶用并網太陽能發電單元。

5 分布式離網光伏電站典型實例分析及優化

曲麻萊縣的一座二級水電站，冬日隔天供電，僅可供電6 h，群眾生活、企業生產存在不便。2012年，青海科技廳組織中廣核電力公司實施“金太陽”工程項目建設該電站。項目總投資2.3625億元，光伏總裝機容量7.203 MWp。2013年12月11日，電站建成并試運行，7.238 MWp離網型分布式光伏共享(微電網)系統建設規模為：光伏發電組件7238 kWp，鉛酸蓄電池30240 kVAh，鋰電池6000 kWh。項目設立14個自發自用的光電、水電與蓄電互補的分布式發電供電子系統、2個儲能子系統，構成離網型分布式光水蓄共享系統，每個分布式的光、蓄發電供電子系統與本區域用電負荷相對應，即發即用、就近消納、并與水電互補、受控調配共享。為了處理好光伏電源點、儲能電源點、小水電電源點與負荷分配的關系，光伏電站增加了一套調度自動化系統，合理控制電源點出力和負荷之間的關系。