张 旭，李俊鹏，陈辉梅，朱承甜，柴伦浩，魏小芳

（国网陕西安康供电公司供电服务指挥中心，陕西 安康 725000）

分布式电源并网影响电网系统调节能力，影响系统电压，引起电压波形发生畸变，引发电网谐振，也会影响线路保护的正确动作，对电网安全稳定运行、故障处理带来一定的隐患。针对分布式电源并网对电网的影响及安康分布式电源运行中存在的问题，配网调控中心从服务“用户为中心”出发，以日常调度运行管理、继电保护管理、自动化运行管理3 个方面为抓手，深化制度化、规范化、安全化的管理要求。通过深化分布式电源管理，进一步推动了分布式电源接入、运行管理规范化，明确各部门职责，规范电源接入各环节时限，提升分布式电源管理、施工人员业务能力，缩短了分布式电源的接入时间及故障处理时间，增加分布式电源发电量5 万kW·h 左右。通过上门技术指导、简化接入流程及调度运行管理流程，合理安排电网运行方式，截至2023 年3 月，22 座并网的10 kV 分布式电站未发生因专业管理问题造成的弃电，未发生分布式电站的用户投诉，提升了优质服务水平。

1 安康市光资源概况及分布式电源现状

安康市年日照时数偏少、辐射强度一般、大气透明度好，年日照时数为1 400～1 700 h，年平均日照百分率为60%～64%，年平均太阳总辐射量为4 100～4 400 MJ/m2。根据中国太阳能资源区划指标、安康市属于我国太阳能资源第Ⅱ类地区，年日照时数偏少，为太阳能资源一般区域。在汉江北岸和月河川道区进行太阳光伏发电合理选择，具备一定的经济技术开发价值。

截至2022 年底，安康地区已并网新能源项目均为光伏电站22 座，总装机容量27.427 6 MW。并网380（220）V 电站712 座，总装机容量19.936 MW。

近年随着光伏发电产业快速发展，结合国家精准扶贫政策的贯彻落实，光伏扶贫电站项目在安康电网增长较快。但是这种类型的光伏电站在建设过程中，普遍采用整体发包建设的模式，施工单位为了降低施工成本，不能按照设计、审查文件落实相关技术要求，光伏电站项目方也不能积极落实管理要求。已投运光伏电站项目均未满足在并网变电站侧安装电压互感器、调度自动化安装等技术要求，存在安全自动装置误整定、误动、非同期合闸的安全事故风险，可能扩大电网事故范围，波及主网安全运行。分布式电站运行管理方值班人员业务技能低，调度运行管理要求不能严格落实，对电网安全稳定运行、故障处理带来一定的隐患。

2 内涵和主要做法

针对分布式电源并网对电网的影响及安康分布式电源运行中存在的问题，配网调控中心提出以用户为中心，横向强化内部专业协同、纵向提升用户服务质量的“一个中心、两条主线、八步工作”的管理理念，发挥专业管理优势、建立协同管控体系，积极有序治理问题。通过完善协同工作机制，查找涉及清洁能源并网消纳各环节管理漏洞，建章立制，提升效率。通过超前电网规划，加强设备运维、缩减投运环节、科学发电调度、提升人员技能、指导电站故障、防控风险隐患、优化运行方式，以日常调度运行管理、继电保护管理、自动化运行管理等方面为抓手，深化制度化、规范化、安全化的管理要求，全面提升分布式电源消纳能力，履行企业设备责任。

2.1 调度运行管理

2.1.1 合力分析、电网规划超前引领

电网建设水平极大程度地限制了分布式能源的发展能力，能否有足够的裕度确保能源接入，对电网发展提出了更高的要求。协同发展部、调控中心、运检部、经研所及营销部门，联合分析诊断电网现状，梳理出薄弱环节和制约能源消纳的主要因素，评估电网稳定运行能力及能源并网消纳裕度。结合地区光伏就地接入和消纳工程，在《安康地区10 kV 城市配电网网格化规划方案》中明确增加了光伏发电、电动汽车和配网自动化等内容，深化电网与电源统一规划，合力安排建设时序，绘制出科学的“发展路线图”，为安康地区分布式能源接入和发展创造必须的空间。

2.1.2 规范业务制度，提升管理质效

随着分布式电源并入安康电网，配网调控中心编制了《分布式电源并网技术要求》《光伏发电站继电保护技术规范》《关于印发分布式电源并网相关实施细则和运行管理规定的通知》等标准及制度，组织自动化、保护、调度运行等各专业，制定《国网安康供电公司10 kV 分布式电源并网接入指导手册》。规定了分布式电源接入的继电保护、自动化及解列装置的配置要求，明确了分布式电源验收、提交资料的明细及时限要求，初步规范了分布式电源的管理流程。

2022 年配网调控中心组织公司营销、发展、运检等各专业依据国家及公司的各项制度，参考安康实际情况，2021 年初发布了《国网安康供电公司10 kV 及以下分布式电源调度管理实施细则》，明确各单位在10 kV 分布式电源并网服务和运行管理中的职责，规范各项业务流程和管理要求，进一步提升了服务分式电源并网及运行管理的水平。

2.1.3 全员培训，提升人员技能

扎实开展公司内部培训。配网调控中心深入研究分布式电源接入、运行、管理等方面的问题，组织营销、发展、运检、集团公司等人员，从分布式电源的系统构成、接入方式及要求、二次设备控制回路及配置、并网流程及要求、常见故障处理原则及方法等内容，开展了《10 kV 分布式电源并网接入制度宣贯 》《光伏电站接入及常见故障介绍》等培训多次，培训人员120 人次。

针对安康地区负荷快速增长，电网稳定运行压力巨大，并网电站设备运行、倒闸操作风险增加，而用户值班人员业务水平能力低这一情况，2022 年3 月配网调控中心组织三期调管发电站、新能源电厂和用户变值班人员持证上岗培训班，并组织了持证上岗考试，参加培训人员共352 人，通过考试317 人，通过考试的人员将具备上岗资格。培训内容涵盖电力系统一二次设备基本理论知识：电网调度管理条例、调度术语，调控规程及业务流程，设备检修管理、无功电压运行管理及并网调度协议，并网电站调度操作及事故处理等，并对小水电调度管理和处罚实施细则进行了重点讲解，授课老师与水电站值班人员就现场运行及调度业务中出现的问题进行了交流。

通过培训，促进了各并网水电站对安康电网结构特点及运行状况的了解，强化了调度纪律的严肃性，提升了电站运行值班人员业务技术水平，为丰水期安康电网的安全运行奠定了坚实基础。

2.1.4 规范工作流程，服务品质到位

梳理流程、投运环节规范流畅。在受理用户新机投运申请后，消除冗余环节，使具备条件的用户尽快投人生产，才能最大限度保障用户的利益。国网安康供电公司协同调控中心、营销部、县公司、并网发电企业、建设方，加强小水电人网前期管理，确保新建电站的发电上网方式、容量、变电设备以及计量点的选择等严格遵循审批手续，尽量专线上网，完善通信、远动预计设施，为科学调度提供有效地技术支持，确保调度指令能够有效执行。建立一对一对接服务模式，开辟“绿色通道”加快理清问题，对每一环节进行跟踪督导，积极协调解决工作过程中存在的问题，促使并网电网与电源投运环节更加清晰，避免用户重复跑路。

规范事故处理流程及要求。针对调度调管的10 kV 分布式电源接入形式，分析故障处理要求，制定专线接入、10 kV 城农网T 接分布式电源线路故障跳闸事故处理流程，缩短光伏电站并网线路停电时间，提高用户服务满意度。如图1、图2 所示。

图1 10 kV 分布式电源跳闸故障处理流程

图2 10 kV 分布式电源接地故障处理流程

简化检修办理及审批流程。为了方便分布式电站值班人员报送停电计划，停电计划管理专责开通外网邮箱、微信、短信等各种计划报送方式，取消计划纸质报送要求，方便用户完成计划上报。由于专线及T 接城农网线路运维管理单位不同，配网调控中心统一用户停电计划上报窗口，由用户统一将停电计划上报至配调。配调审核后，根据接入方式不同，T 接10 kV 分布式电源公网侧并网开关停电检修工作，配调将停电申请转至并网线路运维单位，由运维单位在OMS 系统向管辖调度提交停电申请；10 kV 专线并网线路及分布式电源站内检修工作由配调负责在OMS 系统向管辖调度提交停电申请，并通知营销部，简化用户办理手续。

信息对等，“三公”调度透明科学。按照“公开、公平、公正”的原则，编制《安康电网分布式电源专线用户调管实施细则》，明确管理细则要求，杜绝管理中出现的信息不对等问题。对调管范围内光伏电站开展技术参数普查建档，全面掌握装机容量、无功补偿装置、计量方式、机组运行方式等技术参数，以便科学精确调度。建立常态化《并网调度协议》滚动核查、签订机制，定期安排专人核查调度协议是否过期、失效，采用能源监督管理局推荐的规范并网调度协议范本，对不合规范要求的协议重新签订。

2.2 继电保护管理

随着分布式电源不断接入配电网，为了保证主电网及分布式电源系统的安全稳定运行，根据《陕西电网10 kV～35 kV 配网网继电保护整定计算规范》的指导原则，特制定安康供电公司分布式电源接入配电网系统的保护规定。

带分布式电源主网终端线路（和分布式电源与主网的联络线路），一律选用解列重合闸方式，当分布式电源或联络线路发生故障，分布式电源解列后，主网侧检无压重合，分布式电源侧不重合，保证了城市电网的可靠运行。

以分布式电源为界，在分布式电源上游保护加装方向性元件，防止保护误动作，同时在分布式电源项目的接入审查阶段就要求设计单位进行短路电流校验，提供分布式电源的短路阻抗等参数，如此则可以将分布式电源作为助增电源，根据分布式电源在故障情况下对故障电流贡献的大小，重新整定原有二段式电流保护，解决保护的拒动和误动问题。

对于接入分布式电源的非全电缆线路，为了提高重合闸成功率，同时避免非同期合闸带来的严重冲击，系统侧宜适当延长重合闸动作时限，条件满足的，系统侧重合闸继电器宜投入检线路无压，分布式电源侧投入检同期。

在分布式电源侧装设低周低压解列、防孤岛装置，在配电网发生故障时分布式电源立即退出，对传统的配电网保护无任何影响。

通过限制分布式电源的容量和接入位置，配电网的结构和保护配置不做改变。对于容量较大的分布式电源，要求加装故障限流器（FCL），在电网正常运行时，阻抗为0，而在线路发生故障，电流增大时表现为高阻抗，通过限制分布式电源提供的故障电流大小解决问题。

2.3 自动化管理

根据分布式电源接入的自动化管理要求：（1）现场具备回局本部自动化机房2 Mbit/s 专用光纤通道，租赁和自建光纤通道及传输设备配置；（2）现场具备经入网检测合格、具备入网许可证的远动装置和电量采集器，远动机具备IEC 104 规约2002 版接入主站能力，电量采集器具备IEC 102 规约。远动机和电量采集器应采用直流电源或逆变交流供电。配网调控中心逐步改造完成9 座光伏电站的自动化设备安装调试工作，同时在D5000 系统开设新能源监视画面，方便调度员实时监控新能源电站力、电流、电压等情况；（3）积极推动10 kV 分布式光伏及储能信息通过光纤通信接入配电网调度技术支持系统，实现并网运行信息实时观测，具备接收、执行调度端远方控制指令等能力；（4）结合HPLC 改造拓展智能表应用，在渗透率较高的地区对具备条件的低压分布式电源台区实现可观可测可调可控。

3 实施效果

3.1 分布式电站接入、运行管理规范化

通过明确各部门职责，规范电站接入各环节时限，加强分布式电站管理、施工人员业务能力的培训，安康电网并网10 kV 及以下分布式电站从用户提交申请至电站并网运行，平均工作流转时间比国网公司规定时间缩短10 kV 为17 天，380（220）V为5 天。

通过提升继电保护灵敏性、准确性及自动化信息采集的全面性加强调度员、监控员自动化信息的监控及判断，明确故障处理流程及要求，加强分布式电站运行值班员业务技能培训，缩短了10 kV 分布式电站并网线路故障处理的时间，平均跳闸故障缩短15 min，接地故障缩短20 min，全年增加分布式电站发电量8.12 万kW·h 左右。

3.2 优质服务水平显著提升

配网调控中心主动服务、积极作为，通过上门技术指导、简化接入流程及调度运行管理流程，合理安排电网运行方式，切实为分布式电站用户贴心服务。截至2023 年3 月，22 座并网的10 kV 分布式及380（220）V 电站712 座电站，未发生因公司原因造成的弃电，未发生分布式电站的用户投诉。在服务地方经济发展的同时确保了电网安全可靠运行，被评为安康市“脱贫攻坚先进单位”。

3.3 生态环境效益明显提升

通过大力实施分布式电源消纳服务工作，有效地降低了发电污染物排放，提高了安康地区对光能源的吸收消纳能力，促进电力系统整体节能减排，2022 年调管光伏清洁能源发电 3 906.14 万kW·h，减少标准煤消耗4 800.65 万t，减少二氧化碳排放12 769.72 万t，减少二氧化硫排放 0.56 万t。助力打赢蓝天保卫战，促进政府出台清洁取暖实施方案，完成26 个炒茶、烤烟、锅炉改造项目，电动车充电次数、充电量、充电桩利用率排名省公司第二，完成替代电量4 230 万kW·h。获得了极大生态效益，大大降低了对环境的影响及资源的耗用，为防污治霾提供有力保障，为安康市建设西北生态经济强市做出应有的贡献。