青海省农村牧区可再生能源利用瓶颈问题调查与实证

■ 杨广智 吴红军 张海满 王晏 王建军 王昌贤

(1.青海省农村牧区能源办公室；2.青海省太阳能电力有限责任公司)

1 青海省太阳能资源

青海省太阳能资源丰富，尤其是柴达木盆地更是全国光照资源最丰富的地区，年日照时数在3200～3600 h之间，年总辐射量可达7000～8000 MJ/m2，为全国第二高值区。在相同面积和容量的情况下，光伏并网发电可比相邻的甘肃、新疆多发15%～25%的电量。青海省地处青藏高原的东北部，大部分地区地广人稀，主要分布在光照资源丰富的柴达木盆地和三江源地区，是建设光伏电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。

2 省内已建成的离网光伏电站的建设基本情况和运行情况

2.1 基本情况

2.1.1 青海省“送电到乡”工程

青海省农牧区地域广阔、人口分散，配电网发展相对滞后。为全面解决广大农牧区基本生活用电问题，自2002年，青海省“送电到乡”工程利用国家投资的近4亿元，在玉树、果洛和黄南等6州23县建成光伏电站和风光互补电站共112座，总装机容量3943 kW，共解决112个无电乡，约5万人口的基本生活用电问题，这些电站主要由青海新能源(集团)有限公司承担设计、施工和安装。此类电站数量多，平均装机容量在10～50 kW，投资少，建设周期短。2005年该工程全部完成。

2.1.2 “中德财政合作”太阳能光伏电站项目

“中德财政合作”太阳能光伏电站项目共建设太阳能光伏电站56座，其中，海北州8座、海西州4座、海南州3座、黄南州3座、玉树州38座。“中德财政合作”太阳能光伏电站项目中光伏的总装机容量为454.4 kWp、柴油发电机1085 kW，共解决3686户牧民群众用电。

该项目中每座光伏电站的装机容量在5～10 kW，投资较大。总投资中包含科研费用，除省财政或国外机构一次性投资外，项目建设地所在州县政府配套部分资金，系统设计和电站本体安装全部由青海省新能源研究所承担，机房和输电线路的施工由地方政府负责完成，项目完成后，产权及管理全部移交给乡村政府。

2.1.3 “金太阳”项目

为加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，2009年，财政部、科技部、国家能源局联合发布了《关于实施金太阳示范工程的通知》，以财政补助、科技支持和市场拉动方式合力推动项目实施。对于偏远无电地区的独立光伏系统的建设资金由国家财政部按总投资的70%补助，30%由承建企业自筹。项目完成后，产权及管理全部移交给乡村政府或用户。

青海省通过“金太阳”工程共建设太阳能光伏电站43座，总容量2290 kWp，分属玉树、果洛2州 11 个县6个镇21个乡，解决 5203 户牧民群众用电。其中，玉树州6个县 2个镇19个乡37座光伏电站，总容量 2030 kWP；果洛州5个县4个镇2个乡6座光伏电站，总容量260 kWP。

2.2 运行情况

此次实地调查选取了“送电到乡”工程中的10座光伏电站、“中德财政合作”太阳能光伏电站项目6座光伏电站和“金太阳”项目10座光伏电站。对其运行情况进行了实地调查后发现，除“中德财政合作”太阳能光伏电站项目中的6座光伏电站和“金太阳”项目中的6座光伏电站全部正常运行外，“送电到乡”工程中有5座光伏电站已处于停用状态，另外在运行的5座光伏电站中有4座光伏电站因电力供应紧张，出现限时限电现象(每晚供电时间最差的不足2 h，最多的在4 h左右)，仅有1座光伏电站至今处于正常运行的状态。

2.3 停用原因

在对“送电到乡”中的10座光伏电站调查时，我们根据现场的了解调查和对设备的测试发现，4座光伏电站出现限电限时现象的主要原因之一是因为其蓄电池组中的大部分蓄电池已出现不存电现象，已基本上达到使用寿命，但又没有专项资金进行更换；另外一个主要原因是随着社会经济的发展，广大用户的生活水平得到了很大提高，用户的用电设备不仅是电视机，同时还增加了洗衣机、小型冰柜等，导致光伏电站当初的设计容量已无法满足现有农、牧民的用电需求。5座光伏电站出现停用状态的主要原因在于光伏电站的管理人员管理不当，每座光伏电站中的大部分电池板被盗，但又不能及时更换，导致蓄电池组长期处于亏电状态而出现了损坏，已完全处于报废状态，又没有其他任何资金进行更新和更换。

3 存在的问题和原因分析及重点研究内容

3.1 独立运行光伏电站存在的问题和原因分析

3.1.1 独立运行光伏电站存在的问题

1)由于项目实施地偏远、信息闭塞、交通不便、居民文化素质偏低等问题，无法建立完善的管理运行维护体系。

2)由于相关政策法规不健全，电费收缴困难等问题，造成电站没有管理机构、电站机手不到位、机手流失严重。

3)由于管理不规范和维护跟不上，导致了电池板等固定资产流失，造成巨大浪费，无法从根本上解决无电地区的用电问题。

4)光伏电站地处偏远牧区，这些地区人口的文化水平相对较低，管理人员的素质较差，很难胜任电站的日常维护、检修及排除简单故障的工作，影响了电站的使用寿命。

5)向用户收取的电费较低甚至不收电费，使得电站的经济性极差，日常维护、检修费用和部分设备的二次更新费用没有资金支持，仍需政府的再次投入，很难做到“以电养电”。

6)不收费或缺乏管理导致用户对电站不珍惜，违规用电的现象经常发生。

3.1.2原因分析

1)管理原因。因离网光伏电站的业主方不能确定，责任不明确，一般都是由当地的乡村政府或由承建单位委托的机手来进行管理，管理比较混乱，出现光伏电站的设备被盗、用户违规用电等普遍现象。同时因管理人员的工资较低或根本不能解决的问题导致出现无人愿意主动去管理的现象。

2)设备原因。“送电到乡”工程和“中德财政合作”项目实施较早，大型独立光伏电站正处于应用阶段，采用的光伏设备自动化程度不高，技术不是太成熟，故障率偏高。

3)资金原因。缺乏电站长期运维的有效机制，一旦设备损坏或被盗，又得不到其他资金的支持，导致设备无法更换，整个光伏电站就会处于停用状态。

3.2 分布式光伏电站存在的问题和原因分析

3.2.1 投资成本较高

储能系统建设投资成本较高。为满足微电网孤网运行要求，实现自身电力电量平衡，要求配置的储能装置容量占总容量的80%以上，但目前储能系统建设投资成本较高。

微电网监控平台及能量管理系统目前尚处于试运行阶段，投资成本高。

微电网运行维护需培训专门的微网运行维护人员，承担微网所有设备的运行维护责任，尤其对于偏远地区或孤立海岛的微电网，相较一般电网运维成本高。

3.2.2 配套政策不成熟

根据我国《可再生能源法》规定，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电”，“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”。政策环境支持微电网并网，但对电网企业的合理补偿存在较大欠缺，电网企业利益无法得到保证。

关于微电网建设、运营模式，政府相关政策尚不清晰。

3.2.3 标准规范不完善

目前，分布式电源已有相应的国际标准，国内标准正在制定及完善中，但对于微电网接入、规划设计、建设运行和设备制造等环节缺乏相应的国家层面的技术标准和管理规范。

3.3 重点研究内容

3.3.1 独立运行光伏电站

项目业主的确定和运行管理模式是保证整个光伏电站正常运行最重要的外在因素。青海省内所建的离网光伏电站的管理现状基本上是由总承包商/承建单位委托乡政府和经过培训合格的电站机手管理。大多数乡村政府对电站的管理只停留在保护好电站的概念，类似保险丝断了这样简单的故障，采取的措施要么是从千里外捎信告知承建单位“电站坏了”，要么是听之任之。经培训合格的大部分机手因工资待遇低或无法保障等原因导致基本上全部离职。只有少数电站在运行期间向用户收取少量电费用于支付电站管理人员的工资，至今电站还在正常运行。下文就项目业主的确定和运行管理模式进行探讨。

1)项目业主的确定。项目业主必须是注册在当地的、有足够经济实力的独立法人，而且要有电站管理经验和能力；项目业主也可以是电站承建商、州县电力公司、私营可再生能源服务公司等，但必须是经省改委批准，业主也可由省改委在全省范围内招标产生。业主公司有权决定管理模式和选择管理者，有电费标准制定的参与权、有权制定规章制度、有权接受政府的投资和补贴等；同时也有义务管理好电站，如果不直接参与管理，则有义务代表国家、政府监督管理，如果参与管理，则应保证电站15～20年的可靠运行并保证供电质量。

2)运行管理模式。总承包商成为业主并经营电站管理。确定总承包商为项目业主，总承包商在项目建设的同时利用项目建设资金完成电站机手的培训和远程监控管理系统，待项目竣工验收合格后，与省发改委签订产权移交合同，与州县发改委签订电站机手聘用合同，并在3年保修期内使电站机手成为高素质专业维护管理人员，使运行维护网络系统正常运转，实现远程监控管理。该模式中离网型电站的管理不是项目业主的主要业务，测算电价时只考虑蓄电池的二次更新费用和网络正常运行费用，不考虑业主单位的收益，这样可减轻农、牧民负担，减少政府对电站的投入资金，也能做到固定资产保值。由专业化的企业管理电站能提高电站管理水平，延长电站使用寿命。

业主与当地政府签订电站管理合同。由当地政府管理电站，由业主选择承建商，并组织工程的竣工验收，验收合格后产权全部移交业主，承建商对电站保修3年。业主与乡政府签订电站管理合同，乡政府的主要职责是按业主要求做好用户和用户管理(包括安全用电、用电制度、电费收取)、电站设备的日常维护和简单操作、与业主及时必要的沟通。其他如电站工作人员的管理、人员培训、设备更新、电站运行和维修等由业主完成。该模式中乡政府与业主在合同约定下各司其职，管理成本较低。收取的电费用于电站管理人员的工资、设备的正常维护、蓄电池的二次更新。业主单位在电站寿命期内的管理成本由国家再次投入。

3.3.2 太阳能光伏系统的微网技术

微网是由分布式电源、储能和负荷构成的可控供能系统，可平滑接入大电网和独立自治运行，是发挥分布式电源效能的有效方式。它具有如下特征：

1)以分布式发电技术为基础，融合储能、控制和保护装置；

2)靠近用户负荷；

3)接入电压等级是配电网电压等级；

4)能够工作在并网和孤岛两种模式；

5)分布式电源占有一定比例。

重点研究内容包括：

1)微网在并网和孤岛运行模式下的协调控制策略(自动发电/频率控制、自动电压/无功控制、快速稳定技术)；

2)研究可实现并网/孤网无缝切换的解并列技术；

3)多元复合储能的经济规划；

4)功率型和能量型储能的优化协调控制技术；

5)不同储能系统协同的微网能量管理控制策略；

6)研制多元复合储能系统的并网接口设备。

4 青海省无电人口及解决方案

4.1 青海省的无电人口情况

经统计，截至2012年底，青海省共有4166个行政村(社区、牧委会)，大电网已覆盖4051个村，已修建离网光伏电站解决用电问题48个村，还有67个无电村。经统计全省尚有79328户无电户，其中，集中户(20户以上)20243户。

4.2 解决方案

基本原则：光伏电站建设充分考虑到将来国家电网的延伸，以及最大效能发挥光伏电站的功效，改造扩容及新建的光伏电站具备分布式微电网特征，光伏电站可运行在并网模式和孤网模式。

4.2.1 “送电到乡”光伏电站技术改造

1)国家电网覆盖的37座光伏电站，保持太阳能发电功率不变，通过更换蓄电池和控制器、逆变器，光伏电站具备独立运行功能和并网运行功能，改造容量0.98 MW。升级改造的光伏电站具备的条件：国家电网覆盖；不扩容。

方案：系统仍采用集中运行的技术方案，发电系统含有储能单元，采用双向储能逆变器实现运行模式转换。系统结构如图1所示。

图1 改造的光伏电站系统结构图

在新的太阳能发电系统中，逆变器具备独立运行功能和并网运行功能，具备增容并联运行控制功能，蓄电池组具备储能功能。

并网运行模式：在日照充足的条件下，系统会给蓄电池充电，多余的能量将由电网给负载供电。在负载较大时，储能逆变器可向电网提供更多的能量，减小重负载对电网的冲击；日照不足(阴雨、夜晚等)时，储能逆变器将存储在蓄电池中的能量转换为电能给负载使用，直到蓄电池能量耗尽。

离网运行模式：电网异常时，储能逆变器将存储在电池中的能量转换为电能，给负载使用，直到蓄电池能量耗尽。

升级改造方案：更换现有的蓄电池和控制器、逆变器，并调整原有的太阳能发电单元满足新的系统工作电压(不增加太阳能发电功率)。

2)国家电网没有覆盖的46座光伏电站，根据负荷增加情况进行扩容和微网改造，预留并网接口，以满足居民用电需求和未来接入区域电网，即光伏电站具备独立运行功能和并网运行功能。其中，增容建设光伏电站46座，用户3246户，总容量2.309 MWp。改造容量1.05 MW。升级扩容的光伏电站具备的条件：国家电网没有覆盖；扩容。

方案：升级扩容的光伏系统结构如图2所示。原有的光伏电站升级改造为集中运行的电力支撑单元，新增储能单元。扩容增加的太阳能发电单元，建设以户为单位的并网太阳能发电单元，每户建设规模1 kW。

图2 扩容的光伏电站系统结构图

新的太阳能发电系统中，电力支撑单元逆变器和储能单元采用储能双向逆变器，具备独立运行功能和并网运行功能，具备增容并联运行控制功能；蓄电池组具备储能功能。

运行模式：在日照充足的条件下，户用并网发电系统多余的能量将反馈给电网为储能单元充电。在负载较大时，储能逆变器可向电网提供更多的能量；日照不足(阴雨、夜晚等)，储能逆变器将存储在蓄电池中的能量转换为电能给负载使用，直到电池能量耗尽。

升级扩容方案：1)原有的光伏电站升级改造为集中运行的电力支撑单元，更换现有的蓄电池和控制器、逆变器，并调整原有的太阳能发电单元满足新的系统工作电压(不增加太阳能发电功率)；2)新建集中型储能单元；3)新建户用并网太阳能发电单元。

4.2.2 新建光伏电站

本工程符合集中建设条件的新建光伏电站81座，具备微网特征并预留并网接口，可独立运行和并网运行。总装机容量4.021 MWp。新建的光伏电站具备的条件：1)国家电网没有覆盖；2)集中户20户以上。

方案：新建的光伏系统结构与图2所示一致。建设集中运行的电力支撑单元和储能单元，建设以户为单位的并网太阳能发电单元，每户建设规模1 kW。其中，电力支撑单元的太阳能发电建设规模为村委会(学校、寺院或卫生院)等用电量大的单位所需的太阳能发电规模之和。

新建太阳能光伏电站系统的运行模式与需升级扩容的国家电网没有覆盖的46座光伏电站的运行模式一致。

新建方案：1)村委会等建设集中运行的电力支撑单元和储能单元；2)新建村级低压电网；3)新建户用并网太阳能发电单元。

5 分布式离网光伏电站典型实例分析及优化

曲麻莱县的一座二级水电站，冬日隔天供电，仅可供电6 h，群众生活、企业生产存在不便。2012年，青海科技厅组织中广核电力公司实施“金太阳”工程项目建设该电站。项目总投资2.3625亿元，光伏总装机容量7.203 MWp。2013年12月11日，电站建成并试运行，7.238 MWp离网型分布式光伏共享(微电网)系统建设规模为：光伏发电组件7238 kWp，铅酸蓄电池30240 kVAh，锂电池6000 kWh。项目设立14个自发自用的光电、水电与蓄电互补的分布式发电供电子系统、2个储能子系统，构成离网型分布式光水蓄共享系统，每个分布式的光、蓄发电供电子系统与本区域用电负荷相对应，即发即用、就近消纳、并与水电互补、受控调配共享。为了处理好光伏电源点、储能电源点、小水电电源点与负荷分配的关系，光伏电站增加了一套调度自动化系统，合理控制电源点出力和负荷之间的关系。