分布式光伏涉网性能管理探讨

崔 良， 付泽勋， 胡文丽

（国网保定供电公司， 河北 保定 071000）

引言

2019 年8 月9 日16 时52 分，英国发生大规模停电事故。其故障原因为网内风电等新能源耐频、耐压特性较差，在故障初期纷纷离网造成故障进一步扩大[1-3]。据统计，事故发生时，英国电网风力发电渗透率达35%。

截至目前，河北南网新能源装机1 927 万kW，光伏装机1 549 万kW，占比达80%。其中，分布式光伏装机770 万kW，与集中式光伏规模基本相当；分布式光伏中，户用分布式光伏装机693 万kW，占比超9成。预计“十四五”末，河北南网光伏总装机规模将达3 092 万kW，占全口径装机容量的39.5%，超过火电成为河北南网第一大电源，亟需针对分布式光伏开展涉网性能管理，以应对高比例新能源电力系统故障引发电网频率、电压波动时，可能存在的新能源大规模脱网风险。本文结合河北南网新能源发展现状，在现有分布式光伏涉网性能相关技术标准基础上，提出分布式光伏涉网性能管理相关建议，以实现分布式光伏涉网安全管理。

1 现有技术标准对比及分析

本文主要依照GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、GB/T 29319—2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》、GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》和GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》四个现行国家标准，针对分布式光伏电压和频率耐受两项重点指标开展对比分析。

其中GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》适用于光伏发电站等集中场站；GB/T 29319—2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》适用于380 V 以及10 kV 接入用户侧的光伏发电系统；GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》适用于35 kV 及以下接入的分布式电源；GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》适用于全部并网型光伏逆变器。

1.1 电压耐受方面

GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》和GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》中关于集中式场站电压耐受要求相同，且能满足大电网运行要求。具体要求见图1 和图2。

GB/T 29319—2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》和GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》中关于低压分布式耐压要求相同为：U＜0.5pu时，最大分闸时间不超过0.2 s；0.5pu≤U＜0.85pu 时，最大分闸时间不超过2.0 s；0.85pu≤U≤1.1pu 时，连续运行；1.1 pu＜U＜1.35pu 时，最大分闸时间不超过2.0 s；1.35pu≤U 时，最大分闸时间不超过0.2 s。鉴于目前集中式和分布式逆变器在电压耐受方面一致，河北公司对分布式设备按照集中式场站技术标准要求管理。

1.2 频率耐受方面

GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》对于集中式以及分布式光伏逆变器的耐频特性要求一致，且最为严苛能满足大电网运行要求。具体情况见表1。河北公司按照该技术标准开展分布式光伏耐频特性管理。

表1 逆变器频率运行范围

2 涉网性能管理措施

为了避免新能源占比高、系统频率不稳和电压支撑能力不足引发的大停电事故，提升电力电子并网设备的惯性支撑、一次调频和暂态调压等主动支撑能力，河北公司选用最严苛的技术标准强化分布式光伏涉网性能管理，提升电网运行可靠性。

1）加强分布式光伏涉网相关制度规范建设。规范河北电网低压分布式光伏涉网特性参数，依据最新国家和行业标准，编制《低压分布式光伏接入电网技术要求》，从电能质量、频率适应、电压穿越和防孤岛保护等多个方面，对低压分布式光伏设备提出明确的要求，避免系统出现故障时非预期脱网，造成系统故障进一步扩大。

2）推动10 kV 分布式光伏与集中式同质化管理。加强10 kV 分布式光伏电站一、二次设备安全管控，现场配置AVC、AGC 设备、光差保护和独立防孤岛装置等，明确要求光纤接入调度数据网的链路通道，实现电站信息实时上传。建立省—地—站交互的新能源调度并网线上验收流程，实施场站自验收、地调预验收、省调验收三级调度验收模式。在设备检修、计划申报、故障处置等环节按照主网管理执行，在D5000 系统主站部署新能源自动发电控制系统和无功电压控制系统，实现分布式光伏电站有功出力的群调群控和无功电压的自动控制，保障安全有序接入、规范并网。

3）构建户用分布式光伏涉网性能全流程管控机制。推动构建低压分布式光伏“并网前告知—并网验收审核—并网后检测”的涉网性能全过程管控机制，将大电网的安全要求落实到户用分布式光伏并网管理流程中，有效控制增量设备对电网安全的影响。将低压分布式光伏接入电网技术要求纳入并网验收流程，以附件形式纳入用户的发用电合同在装表接电时进行签订，依法依规开展增量并网设备涉网性能管理；验收合格并网调试后，组织开展户用分布式光伏并网检测，核查逆变器运行参数，确保分布式光伏按照规定并网运行。

4）优化高比例分布式光伏下继电保护配置。大规模分布式光伏的接入使得电网故障特性发生显著变化，故障发生时，影响短路电流分布，可能导致变压器中性点过压、故障点不能有效熄弧。继电保护存在快速性和可靠性降低的风险。线路重合闸存在重合失败的风险，备自投存在自投不成功风险。分布式光伏接入初期、容量较小时，可通过限制其接入点、接入数量、准入容量等运行方式等，计算修正保护定值后，仍采用原有保护配置方案。分布式光伏大规模接入后，应对相关变压器中性点、断路器、PT、保护、重合闸和备自投等进行改造。

5）提升保定电网低频减载控制能力。通过对分布式光伏对低频减载能力影响分析，制定相应策略：一是制定低频减载方案时优先纳入不含分布式光伏或含分布式光伏较少的35 kV、10 kV 分路，确保在高峰、低谷时段低频减载对负荷的控制能力均满足方案的要求；二是定期梳理分布式光伏并网导致的10 kV反送线路，及时对低频减载方案进行调整、修改；三是采取措施提升光伏出力大发时段即中午12 时到14时的负荷水平，如利用价格杠杆，鼓励用户在光伏大发的时段多生产、多用电，来平衡分布式光伏出力；四是双碳目标下，分布式光伏会普遍存在于各10 kV 线路，建议低频减载设备厂家对装置进行升级。在动作逻辑中加入各分路电流或功率方向的判据，满足频率动作条件时，上送分路，不出口动作，最大程度上实现低频切除分路实际为电网负荷。

6）搭建有源配电网指标体系。从“有源配电网功率上送安全水平、有源配电网电压安全水平、有源配电网源载水平、分布式光伏感知控制水平、分布式光伏持续并网发电水平”等六方面，丰富有源配电网指标内涵，搭建指标体系，实时反映有源配电网运行状态，指导电网调度运行及后期规划建设。

3 结论

河北省电力公司结合分布式光伏发展情况，规范分布式光伏并网制度，建立分布式光伏涉网安全管理体系，有效较少并网后运行不稳定问题，提升安全稳定运行水平，实现传统电网向以新能源为主体的有源配电网的平稳过渡，为绿色电网的长远发展有重要意义。