分布式电源接入对电网安全运行的影响研究

2015-04-18赵辉程李文书

电力安全技术 2015年9期

赵辉程，李煜，李文书

(国网江苏省电力公司南京供电公司，江苏南京 210019)

分布式电源(distributed generation，DG)区别于传统集中发电、远距离传输和大互联网络的发电形式，是指在用户所在场地或附近建设安装，运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且以配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用的多联供设施。分布式电源对优化能源结构，推动节能减排，实现可持续发展具有重要意义。

1 DG对电网安全稳定运行的影响分析

随着DG渗透率的不断提高，其对电网安全稳定运行的影响逐渐显现。

(1) 对规划的影响。DG投资主体分散，具有发展随意性强、建设周期短的特点，增加了规划的不确定性，加大了电源电网协调发展难度。

(2) 对电网结构的影响。DG并网使得配电网拓扑结构和潮流分布发生改变，成为多电源、环网状电网，潮流由单向变成双向流动，增加了配电网网架构建的复杂性。

(3) 对电能质量的影响。DG的间歇性、波动性易引起电压偏差、波动和闪变等问题，电力电子设备大量并网导致配电网谐波治理难度加大。

(4) 对保护控制的影响。目前，配电网整体自动化、信息化水平不高，通信通道覆盖率低，难以实现对DG信息的全面掌握和管理，形成运行控制盲点。

1.1 对电能质量的影响

1.1.1 电压偏差

DG接入后，对系统电压具有支撑作用。接入点越远离系统母线，对线路的电压影响越大；接入点越分散，对系统电压的支撑作用越大；装机容量越大，对系统电压的影响越大。DG功率因数由超前变为滞后的过程，也是DG由吸收无功功率变为输出无功功率的过程。当DG发出的无功功率大于负荷吸收的无功功率时，馈线上的最高电压将出现在DG所在的节点处。由于馈线上的传输功率减小以及DG输出无功功率支持，各负荷节点处的电压被抬高，对电压偏差造成影响。如图1所示，以链式配电网为例，中轻负荷时DG的接入会导致某些节点电压偏差超过限值，进而引起用户侧过电压。

图1 DG并网对电压偏差的影响

1.1.2 电压波动

一方面，DG输出功率的变化会引起电压波动。由于DG的启动和停运与自然条件、用户需求、政策法规、电力市场等诸多因素有关，不规则启停会导致输出功率波动。对于光伏、风力等自然能发电系统，外界能源输入的变动是输出功率变动的主要原因；对于热电联产机组，供热要求的变动会引起输出功率的变动。另一方面，DG的并入增加了系统短路容量，既提高了系统电压强度，又抑制或削弱了区域配电网内出现的电压波动。此外，单相DG的并网会加剧不平衡问题。

1.1.3 谐波污染

DG通过电力电子设备接入配电网，其开关器件频繁闭合易产生开关频率附近的谐波分量，对电网或用户造成谐波污染。谐波的类型和严重程度取决于功率变换器技术和DG的互联结构。对于光伏发电而言，逆变器使用大量的电力电子元件，在将直流转换为交流的过程中不可避免地产生谐波。根据电机绕组的设计情况、铁芯的非线性化、电机接地情况及其他因素，旋转电机和同步电机也可能给电力系统带来大量谐波。

一定容量的DG接入配电网，会对馈线上的谐波电压和电流分布产生影响。在接入位置不变的情况下，DG的总出力占比越高，同一馈线沿线各负荷点电压总谐波畸变率越大；DG越接近系统母线，对系统的谐波分布影响越小。DG导致的谐波会引起一些问题，如电压畸变超标、电容组的共振等。

1.1.4 供电可靠性

DG对供电可靠性的影响与安装地点、容量、连接方式等有关。当DG作为备用电源接入电网时，提高了配电网的供电可靠性，但经济性不高。当配电网作为DG的后备电源时，DG处于经济运行工况下，用户只需支付很小的电量差价，就可获得可靠性高的供电，但对配电网的可靠性没有实质改变。研究表明：当馈线发生故障时，可能出现孤岛运行，因此DG安装在负荷密集处，更有利于提高供电可靠性。当DG承担基本负荷时，DG本身的质量将是影响供电可靠性的最主要因素。

1.2 对配电网继电保护的影响

故障情况下，除系统电源向故障点注入短路电流外，DG也向故障点注入短路电流分量，较原系统(无DG并网)而言，因后续并网的DG会改变系统短路电流的大小与方向，故原有继电保护配置已无法满足运行要求。DG对短路电流产生的具体影响与其装机容量、接入点的位置密切相关，下面结合含DG的典型配电网结构(见图2)具体分析。

图2 含DG的典型配电网结构

1.2.1 对继电保护的影响

当DG1上游f1故障时，P1保护能可靠动作切除故障。但DG1将对故障点持续注入短路电流，可能使故障点电弧持续，造成线路重合闸失败，扩大停电事故；若DG2容量足够大，流过保护P2的反向故障电流达到动作值时，保护P2快速动作切除故障，同时DG与系统解列形成电力孤岛。

当DG1下游f2故障时，由于DG分流作用，使流过上游P1开关的故障电流减小，灵敏度降低，可能发生拒动；由于系统电源和DG的共同作用，流过下游P2开关保护的电流增加，扩大电流速断保护的保护范围，继电保护的选择性可能无法满足。当相邻馈线f3故障时，DG提供的反向故障电流经保护P1流向故障点，若反向故障电流达到动作值时，必然引起保护P1误动作。

1.2.2 对重合闸动作方式的影响

DG并网后，当断路器因线路故障跳闸时，若DG不能及时退出运行，将产生非同期重合闸和故障点电弧重燃的威胁，使自动重合闸失败。同时，故障后形成孤岛系统，一般与主网不能保持同步；重合闸动作时，还可能形成非同期重合闸，从而对电网和DG造成巨大冲击。因此，自动重合闸动作时，必须考虑两侧保护的时间配合和电源同步问题。

1.3 对电网调控运行的影响

1.3.1 加大电网调控的风险

与传统电厂相比，DG容量小、数量多，分布具有很大的随机性。电网调度、监控人员难以及时、全面掌握，加大了电网调控、运维检修资料的补充及更新的工作量，同时也增加了漏监控、误调度、倒送电的风险。

1.3.2 提高负荷预测的难度

由于DG多以用户自发自用为主，从某种意义上说，DG的接入增加了系统的备用容量，起到削峰填谷、平衡负荷的作用，相当于减少配电网系统的负荷增长，导致原有负荷增长预测模型不适用。DG对电力电量平衡以及最大负荷功率预测的准确性均有较大的影响。DG大量并网后，如何解决其与实际负荷的拟合问题，已成为配电网规划研究的焦点之一。

1.3.3 增加潮流计算的复杂度

极端情况下，当系统中各节点接入的DG刚好满足该节点负荷需求时，线路中将不需要传输功率。由于大部分DG的输出功率不恒定，负荷也不恒定，所以潮流方向可能出现变化，这就要求潮流计算能够解决潮流反向问题。配电网的潮流流向和传输功率大小都不能确定，且网络损耗大小也是变化的。针对不同类型的配电网络和DG，可建立相应的数学模型或考虑多种负荷方式，将DG和负荷的混合节点作为PV或PQ节点来处理。

1.3.4 对电网备用容量的影响

电网中接入DG的功率波动特性与电网负荷波动特性一致时，分布式能源就具备自然调峰作用；反之，将会使电网调峰问题变得更加突出。DG并网后，电网的可用调峰容量减去平衡负荷波动的备用容量后，剩余可用调峰容量就用于DG调峰。如果整个电网用于DG的备用容量有限，无法完全平衡DG的功率波动时，就需要限制DG的渗透率。

DG接入电网的波动是由风力发电、小水电、光伏发电等引起的，而风电功率、光伏功率的波动对电网则完全是随机的，最严重时相当于全部DG装机容量大小的功率在短时间内投入或切出。因此，接入大量的DG必须考虑配备相应容量的备用电源，以便在输出功率波动时平衡发电与负荷需求，保证电网安全稳定运行。

1.3.5 对系统稳定性的影响

大规模DG接入电网时，对无功功率需求是导致电网电压稳定性降低的主要原因。DG并网可能改变配电网的功率流向和潮流分布，这是原有电网在规划和设计时未曾考虑的。因此，随着DG注入功率的增加，DG附近局部电网电压和联络线功率将超出安全运行范围，影响系统的稳定性。随着DG装机容量在系统中所占比重的不断增加，输出的不稳定性将对电网功率冲击效应不断增大，对系统稳定性的影响就更加明显，严重时将使系统失去动态稳定性，导致整个系统瓦解。

1.4 对涉网作业安全的影响

DG的接入增加了配电网络结构的复杂程度，也增加了配电网的涉网作业的安全风险。在配电网检修或故障的情况下，可能由于DG向系统倒送电造成安全措施不到位，对作业人员的人身安全构成威胁。而且，这种潜在威胁将随着DG数量的不断增加而持续加大。

1.4.1 通过10 kV系统并网的DG

当并网线路或并网线路系统侧变电站开关处发生故障时，保护、安全自动装置应跳开DG的并网点开关，防止DG向系统倒送故障电流。但是，若保护、安全自动装置或并网开关发生异常，未能及时解列用户侧DG的并网开关，DG仍可能通过并网线路继续向系统倒送故障电流。

1.4.2 通过380/220 V系统并网的DG

通过380/220 V系统并网的DG，多为居民用户，其在数量上将远超10 kV系统并网DG。380/220 V电压等级DG，不配置防孤岛检测及安全自动装置，而采用具备防孤岛能力的逆变器，即当系统故障时逆变器将自动关闭并网通道，防止倒送电。若此时逆变器发生故障，DG未按要求切断并网途径，将继续向外输送故障电流。

2 DG并网安全管理提升措施

2.1 加强调控运行管理

2.1.1 完善继电保护方案

通过继电保护的适应性改造及安全自动策略的合理配置，建立并完善局部电网继电保护、安全自动方案等保证并网安全运行的技术措施，为DG电站并网提供安全运行服务。目前，国内外主要通过以下途径对含DG配电网的继电保护进行研究：

(1) 改进传统的电流保护，如加装方向元件、采用自适应保护原理等；

(2) 将线路成熟的保护原理、方案应用于配网中，通过多端信息交换提高保护性能；

(3) 以智能设备和通信技术为基础的新型保护方案。

针对此提出的保护方案主要有：

(1) 通过在DG上游区域装设方向纵联保护、过流保护装设方向元件，判断故障位置的保护方案；

(2) 采用主从式结构和查询式通信，通过对比不同方向元件动作情况，判断故障位置的区域纵联保护方案；

(3) 利用工频电流变化量幅值和相位比较法准确进行故障定位的多智能体(agent)新型分布式电流保护方案；

(4) 利用故障分量实现无通道线路保护的方案；

(5) 对保护背侧网络进行等值变换构造配电网自适应保护的新原理。

对含DG的配电网，配置光纤分相差动保护作系统电源与DG间的主保护，过电流保护作后备保护；当故障发生在系统电源与DG以外区域时，保护装置动作值应随DG功率输出对电流所产生的助流或汲取作用重新整定。

2.1.2 加强电源出力预测

与常规电源相比，以光伏、风力发电为代表的分布式电源(天燃气发电除外)，其出力受光照、温度、风向等天气及环境因素的影响很大，输出功率呈现显著的随机性和群发性。如果能实现对分布式电源出力的有效预测，则可将其与城市的分散储能相结合，起到调峰作用，从而降低备用容量。分布式发电功率预测方法主要有：统计方法、物理方法以及两者相结合的混合方法。其中统计方法应用较为普遍，其基本思路为：根据历史统计数据找出天气状况与分布式电站出力之间的关系，建立相应的出力预测模型，然后根据实测数据和天气预报数据对分布式电站输出功率进行预测。因此，历史统计数据对提高出力预测的准确性显得尤为重要，电网调控部门需在分布式电源的并网、监测与控制中，持续做好相关数据的存储和统计分析。

2.1.3 加强防孤岛研究

孤岛效应是电网中一种多见的严重危害，会导致并网逆变系统和用电设备的损坏，还会给电力检修人员带来危险。安装孤岛检测装置可有效解决光伏发电系统电源中的非正常孤岛。防止孤岛效应可采取主动和被动式相结合的方式，进行检测和防止。目前，通用的主动式检测方法有：Sandia频率漂移法和Sandia电压漂移法；常用的被动式检测方法有：频率或者电压继电器检测、电压谐波检测、电压相位突变检测等。虽然主动式检测方法以及电网侧检测方法大都不存在检测盲区，但设备昂贵，配套设施复杂，影响DG的接入效率。相比而言，被动式检测方法不仅不会对电力系统产生干扰，且检测费用相对低廉;虽然存在检测盲区，但只要实际运行中供给的功率不大、保护配置到位，就可以通过调整运行方式完全避免。

2.2 加强电能质量管理

2.2.1 加强系统电压控制

常用的电压控制方法有2种：

(1) 逆变器的输出侧用1个带可调的自耦变压器，并通过1个闭环控制系统来实现分接头的变换，以有效控制输出电压的幅值；

(2) 利用静止逆变器输出交流电压的幅值与整流电路输入的直流电压成正比的原理，通过改变直流电压来控制输出电压。这种方案对于光伏发电等类似的、系统较薄弱的电网特别有利，如VAR技术能够在几分之一秒的时间内自动维持所规定的电网电压水平及电能质量。

2.2.2 装设电力滤波器

采用电力滤波器就地吸收谐波源所产生的谐波电流，是抑制谐波污染的有效措施。无源滤波器可以吸收谐波电流，还可以进行无功功率补偿，且运行维护简单。有源滤波器具有可靠性高、响应速度快的优点，可以有效地起到补偿或隔离谐波的作用，并联型有源滤波器还可以进行无功功率补偿。混合滤波器兼具无源滤波器成本低廉和有源滤波器性能优越的优点，属于有源滤波器的分支和发展。

2.2.3 提高接入系统电压

电网的电压等级越高，短路容量越大，容许存在的谐波电流也越大。因此，对大容量的谐波源，应尽可能用较高的电压等级供电。但这可能会增大用户的投资，有时也会受当地电网具体条件的限制。

2.3 加强全过程安全管理

2.3.1 优化接入系统流程

DG的安全高效接入需要各部门协同，建立服务DG并网管理的衔接机制。加强电网规划、调控、营销、运检等部门协调配合，梳理DG并网管理的各环节，明确业务流程，厘清责任界面，实现业务流程运行的横向协同和纵向贯通。做到DG并网技术管理衔接，接入设计和电网一二次系统运行的衔接，并网工程技术监督和电站验收投运的衔接。以提高技术规范执行水平为基础，统一保护、安全自动装置设计要求，统一DG并网收资模板及安全自动装置调度运行规定，为DG并网提供规范服务。

2.3.2 加强工程前期管理

专业部门在对接入系统方案进行评审时，要重点审查接入系统方案是否满足安全技术要求；评审所属继电保护及安全自动装置时，应严格遵守有关设计、运行和管理规程规范，与电网相配合。评审纪要中，应对接入系统方案是否安全、可靠作出结论性意见。

在签订DG接入工程施工合同时，由运检单位与施工方同步签订安全协议，明确各方安全职责、保障安全的措施和违反安全规定的处罚办法，未签订安全协议的工程不得开工。现场勘察时，应与运行设备带电部位保持安全距离，确保查勘人员安全。工程开工前，项目经理(工作负责人)应组织向施工人员进行全面的安全技术交底，告知作业现场存在的危险因素、防范措施及事故应急处理措施。

2.3.3 做好并网前准备

DG并网前，必须由专业部门组织验收调试。验收调试主要内容包括：

(1) 项目报验资料是否齐全完备，用户试验资料是否完整、准确，逆变器、并网开关设备等是否通过有资质的第三方认证等；

(2) 并网点应配备满足易操作、有明显断开点，具备开断短路故障电流等要求的开关设备；

(3) DG继电保护和安全自动装置的配置与定值整定，应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定；

(4) 配电自动化系统故障自动隔离功能应适应DG接入，确保故障定位准确，隔离策略正确。

与用户签订相关发用电合同时，应明确资产分界点、设备维护和事故责任分界点等事宜。对于10～35 kV DG应配备足够的运行值班人员，值班人员需持有效的进网电工许可证。有调度关系的，运行值班人员应参加电网调度部门组织的培训，经考核合格后颁发《调度运行值班合格证书》，方能上岗。运行值班人员操作DG现场设备应严格执行工作监护制度。

2.3.4 完善运维台账资料

配电网运维部门应及时掌握DG的接入情况，认真做好现场查勘和相关变更。DG并网前，应及时完成PMS图纸的修改及标注，涉网线路设备现场可设置“此处有xx V分布式电源”警示标识，10 kV接入项目装设至公共连接点10 kV开关类设备处，220/380 V接入项目装设至配变低压侧。

设备运维、抢修班组及低压抢修队伍均应建立专门的DG台账，包括：用户名称、接入容量、电压等级、所属10～35 kV线路名称、线路所涉厂站名称、220/380 V接入项目标明其上一级配变名称及杆号、10 kV接入项目标明其公共连接点开关设备名称。资料上报参照新设备投运流程进行。

2.3.5 加强检修施工安全管理

对于有DG接入的配电网，系统侧设备消缺、检修优先采用不停电作业方式，需要停电时应提前通知DG用户。检修施工涉及DG设施的，应加强电源点的管控。设备运检单位和施工单位应认真落实保证安全的组织措施和技术措施，切实做好停电、验电、装设接地线等工作。

(1) 有220/380 V DG接入的配变台区，若220/380 V线路停电检修，除拉开配变跌落式熔断器及低压开关外，还需在低压开关用户有可能倒送电侧加挂接地线；若其所属10 kV线路停电检修，停电区域内所有配变须拉开跌落式熔断器及低压开关，并在低压开关用户侧低压母线加挂接地线。

(2) 对有10 kV DG接入的配电线路停电检修时，若该DG接入点在停电检修范围内，该接入点开关须保持断开，并加挂接地线。

(3) 当箱变及环网柜设备接入DG，停电检修时相关开关设备应保持断开，并合上接地刀闸。