新能源發電并網標準比較

張衛紅，于吉慶，王 坤

(東北電力大學電氣工程學院，吉林吉林132012)

0 引言

在能源危機及環境污染日益加重的情況下，人們更加注重太陽能、風能等可再生清潔能源的研究，但是由于分布廣泛、能量密度低以及間歇性然等特點，大量新能源發電接入電網給傳統電網的電能質量、保護與控制等方面帶來了諸多不利影響。如何安全可靠地接入各種新能源發電，以減輕對現有電力系統的影響，不僅是智能電網的發展目標，同時也是智能電網面臨的一大挑戰。為此，本文對現有的光伏發電、風力發電并網標準進行了技術比較，指出了在新能源發電并網中應該重點考慮的問題。

1 新能源發電并網標準概述

新能源發電的主要形式包括光伏發電、風力發電、生物質能發電和燃料電池等。國際上大多數新能源發電并網標準是針對目前應用較為廣泛的光伏發電和風力發電而制定。因此，本文中重點進行光伏發電和風電并網技術標準的比較。

許多國家和地區都針對自己的實際情況制定了光伏標準［1－3］。如美國的 IEEE，NEC，UL 標準等，中國光伏標準委員會及中國國家電網也制定了光伏發電系統并網標準。而國際電工委員會制定的IEC標準是被廣泛接受和采用的國際標準。

中國國家電工委員會(IEC)在1994年率先制定了風輪發電機系統 IEC 61400［4－7］系列標準，并被歐洲、法國、日本、丹麥等國家或地區接納和采用，作為制定本國標準的重要依據。該系列標準主要涉及風輪發電機系統的設計、安裝、系統安全保護、動力性能試驗以及電能質量測試評定等方面的內容。IEEE提出了一些風能轉換系統與公用電網互聯規范［8］。中國國家標準是依據IEC61400系列標準和德國、丹麥等國家風電并網標準制定的。

此外，IEEE 1547－2003標準第一次嘗試統一所有類型分布式發電(Distributed Generation，DG)性能、運行、測試、安全、維護方面的標準和要求，得到了國際上最廣泛的認可［9］，目前已經發展成為一系列的標準［10－16］(作為分布式發電的光伏發電和風力發電可參考此標準)。許多國家都有自己的DG并網技術標準:加拿大兩個主要的DG互聯標準包括 C22.2NO.257 和 C22.3NO.9。新西蘭在2005年完成了基于逆變器的微電源標準AS 4777.1，AS 4777.2，AS 4777.3［17］。在英國，G59/1文件［18］、ER113/1［19］提供了不同容量和電壓等級的DG并網準則和要求。

2 光伏發電并網技術要求比較

2.1 并網方式

我國GB/T 19939－2005標準［20］根據光伏發電系統是否允許通過供電區的變壓器向高壓電網送電，分為可逆流和不可逆流的并網方式。

日本《電氣事業法》(1998年)對家用光伏發電系統與公用電力系統的并網原則作了如下區分:單獨家用電用戶的電力容量為不足50 kW的發電設備與低壓配電線(電壓600 V以下)并網，不足2 000 kW的發電設備與高壓配電線(電壓大于600 V，小于7 000 V)并網。表1列出了日本《電氣事業法》所規定的根據光伏發電系統輸出容量及受電電力容量的并網區分及電氣設備的分類［21］。

2.2 電能質量

光伏發電系統向當地交流負載提供電能和向電網發送電能的質量應受控，在電壓偏差、頻率、諧波、閃變和直流注入等方面應滿足使用要求并符合標準。

2.2.1 電壓偏差

通常情況下，光伏發電系統并網不允許參與公共連接點(PCC)電壓的調節，不應造成電力系統電壓超過相關標準所規定的范圍，不應造成超過所連接區域電力系統設備額定值的過電壓，也不能干擾電力系統中接地保護的協調動作。表2是國內標準 GB/T 19964 －2005［22］、國家電網公司《光伏電站接入電網技術規定(試行)》［23］和國外標準 IEEE 929、IEEE1547對光伏發電系統正常運行電壓范圍和公共連接點處電壓偏差限值的規定。

2.2.2 電壓波動和閃變

IEEE 1547標準指出:分布式電源不能使地區電力系統電壓超過 ANSI C84.1 －1995［24］標準所規定的范圍;與電網并列運行的分布式電源在PCC處引起電壓波動不應超過±5%;分布式電源不應該造成區域電力系統中其他用戶的電壓閃變。IEEE929－2000規定電壓閃變限值不應超過IEEE519 －1992［25］中的規定。

表1 光伏發電系統并網方式

表2 光伏發電系統運行電壓范圍

IEC61727 －2004［26］規定:光伏系統運行不應該使電壓閃變超出IEC61000－3－3(＜16A系統)、IEC61000－3－5(≥16A系統)中相關的規定。

國家電網公司《光伏電站接入電網技術規定(試行)》規定，光伏電站接入電網后，在PCC點的電壓波動和閃變應滿足 GB/T12326－2008［27］的規定，光伏電站在公共連接點單獨引起的電壓閃變值應根據光伏電站安裝容量占供電容量的比例、以及系統電壓等級做不同處理。

2.2.3 頻率

幾乎所有的標準都要求光伏發電系統并網時應與電網同步運行。各標準對光伏發電系統的正常運行頻率范圍或偏差限值做出了相關規定，如表3所示。

表3 光伏發電系統正常運行頻率范圍 Hz

2.2.4 諧波與波形畸變

大部分的標準規定，光伏發電系統的輸出應該有較低的電流畸變水平，以確保不會給并網的其他設備帶來危害。測量并網系統注入的諧波電流時，不應包括任何由未連接光伏發電系統的電網上的諧波電壓產生的諧波電流。國內外各標準對于諧波電流畸變的限值如表4所示。

2.2.5 直流分量

直流電流注入可能會導致變壓器和電動機飽和和發熱，也可以造成這些無源器件生產不可接受的諧波電流。當DG功率轉換器直接與電網連接(不帶隔離變壓器)，就有可能注入直流電流，影響變壓器和其他磁性元件的飽和度及可能造成鄰近電機的轉矩脈動。國內外標準對DG并網注入的直流分量均有限制，如表5所示。

表5 光伏發電系統輸出直流分量限值

2.3 保護與控制

幾乎光伏發電并網標準均規定，當電力系統產生不正常運行狀況時，需要光伏發電系統做出相應響應。這種響應可以確保系統和人員的安全，避免設備遭到損害。當電力系統發生故障時，光伏發電應該停止供電;在電力系統重合閘前，光伏發電應停止供電。

IEEE1547標準中，對異常電壓/頻率的響應時間的設置均考慮分布式電源的容量大小，分布式電源容量小于或等于30 kW時，設定點和分閘時間應固定或可調;容量大于30 kW時，頻率設定點應可調。

2.3.1 電壓異常

各標準對于光伏發電異常電壓的響應時間要求如表6所示，光伏發電應在指定的分閘時間內停止向電網供電或從電網中切除。

此外，國家電網公司在《光伏電站接入電網技術規定(試行)》中要求大型和中型光伏電站應具備一定的耐受電壓異常的能力，避免在電網電壓異常時脫離，引起電網電源的損失。

2.3.2 頻率異常

當電網頻率偏離規定的條件時，光伏發電系統應該停止向電網供電。如果頻率在規定的跳閘時間內恢復到正常電網連續運行的情況時，就沒有必要停止供電。頻率保護裝置允許時間延遲的目的是為了避免由于短期擾動引起的誤動作。表7是各標準對光伏發電系統頻率異常時最大分閘時間的規定。

表4 光伏發電系統諧波電流畸變限值

表6 光伏發電系統對異常電壓的響應時間

表7 光伏發電系統對異常頻率的響應時間

IEEE 929－2000標準規定對于大型系統，區域電力公司應該有能力根據實際需要調整該區域電網運行頻率范圍。而國網公司則要求大型和中型光伏電站應具備一定的耐受系統頻率異常的能力。

2.3.3 防孤島保護

在非計劃孤島運行下，光伏發電通過PCC接入電力系統供電，需要在規定的時間內檢測到孤島運行并停止供電。由于超出運行狀態導致光伏發電系統停止向電網送電，在電網的電壓和頻率恢復到正常范圍后，需延遲一段時間并入電網運行。表8是國內外標準對發生非計劃性孤島時保護動作的時間以及電網恢復正常后并網延時的限值規定。

表8 光伏發電系統防孤島保護動作時間和恢復并網時間

GB/T 19939－2005與國網標準指出，應設置至少各一種主動和被動防孤島效應保護。IEEE 929－2000和UL1741標準規定，所有的并網逆變器必須具有反孤島效應的功能，同時這兩個標準給出了并網逆變器在電網斷電后檢測到孤島現象并將逆變器與電網斷開的時間限制。目前，我國還沒有制定具有反孤島功能的并網逆變器的相關標準。

3 風力發電并網技術標準

3.1 電能質量

3.1.1 電壓偏差

表9給出了國內標準(國家電網公司《風電場接入電網技術規定(修訂版)》［28］、GB/Z 19963 －2005［29－30］)和國外標準(IEEE 1001－1988［31］、加拿大各省電力公司標準［32］)對風電場正常運行電壓范圍和風電場并網點處電壓偏差限值的規定。在正常運行電壓范圍之內，風電場應能連續正常運行。

表9 對風電場運行電壓范圍的規定

3.1.2 電壓波動和閃變

由于風機的出力會受到風速隨機性的影響，所以在風力發電系統與電網接口處有可能造成電壓波動。GB/Z 19963－2005與國家電網公司《風電場接入電網技術規定(修訂版)》均規定，風電場所在的公共連接點的閃變干擾允許值和引起的電壓變動應滿足GB12326－2008的要求，其中風電場引起的長時間閃變值Plt按照風電場裝機容量與公共連接點上的干擾源總容量之比進行分配。風力發電機組的閃變測試與多臺風力發電機組的閃變疊加計算，應根據IEC 61400－21有關規定進行。IEEE 1453－2004標準［33］中規定的閃變限值與中國國家標準基本相同，該標準同時規定了電壓超過230 kV系統的閃變限值，可供中國參考使用。

3.1.3 頻率

中國和歐洲國家電網額定頻率為50 Hz，美國和加拿大電網額定頻率為60 Hz，因此，各個國家對于本國電網的正常頻率范圍和頻率偏差限值的規定也有所不同。大部分標準均規定，當電網頻率超出表10所示的正常運行范圍時，在某些頻率范圍內可以允許風機短時間運行。表10給出了國內外標準中對風電場正常運行時的頻率范圍。

表10 對風電場正常運行頻率的規定

3.1.4 諧波

GB/Z 19963與國網標準規定，當風電場采用帶電力電子變換器的風力發電機組或無功補償設備時，需要對風電場注入系統的諧波電流作出限制。風電場所在的公共連接點的諧波注入電流應滿足GB/T 14549－1993［34］的要求，其中風電場向電網注入的諧波電流允許值按照風電場裝機容量與公共連接點上具有諧波源的發/供電設備總容量之比進行分配。風力發電機組的諧波測試與多臺風力發電機組的諧波疊加計算，應根據IEC 61400－21有關規定進行。

在IEC標準中，僅規定了整次諧波，在 EN 50160和Measnet標準中，不僅定義了整次諧波，而且定義了間諧波和高次諧波。

3.2 低電壓穿越［32］

目前，中國的風力發電事業迅猛發展，伴隨著風電裝機容量的不斷增加其占電網總裝機容量的比例不斷增大，尤其是在電網的末端其裝機比重更大。當電網出現電壓突降時，不具備低電壓穿越能力的風力發電機組切機將對電網的穩定運行造成巨大影響。風力發電機組是否具備低電壓穿越能力不但會對電網的安全穩定運行產生巨大影響，而且還會對風機本身壽命及運行維護成本產生影響。低電壓穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)就是當電網故障或擾動引起的風電場并網點的電壓跌落時，在一定電壓跌落范圍內，風電機組能夠不間斷并網運行。低電壓穿越能力是指風電系統在并網點電壓跌落時，能夠保持并網，并向電網提供無功功率，支持電網恢復，直到電網正常工作為止的能力。

3.2.1 基本要求

各國對于低電壓穿越的基本要求各不相同，但可以用幾個關鍵點大致描述:并網點電壓跌落至某一個最低限值U1時，風電機組能維持并網運行一段時間t1，且如果并網點電壓值在一定時間限值t2內恢復到一定電壓水平U2時，風電機組保持并網運行。表11給出了各國標準中對風電場低電壓穿越能力要求中 U1，t1，t2，U2等關鍵點的限值。

表11 各標準中對風電場低電壓穿越能力關鍵點的規定

3.2.2 有功恢復

國網規定:對故障期間沒有切出電網的風電場，其有功功率在故障切除后快速恢復，以至少10%額定功率/秒的功率變化率恢復至故障前的值。

德國規定:有功輸出在故障切除后立即恢復，并且每秒鐘至少增加額定功率的20%。網絡故障時，機組必須能夠提供電壓扶持。如果電壓降落幅度大于機端電壓均方根值的10%，機組必須切換到支持電壓。機組必須在通過提供機端無功功率進行的故障識別后20 ms內提供電壓支持，無功功率的提供必須保證電壓每降落1%的同時無功電流增加2%。

此外，丹麥對于LVRT的要求具有雙重電壓降落特性。它要求兩相短路100 ms后間隔300 ms再發生一次新的100 ms短路時不發生切機。單相短路100 ms后間隔1 s再發生一次新的100 ms電壓降落時要求也不發生切機。風電場應在電壓重新到達0.9 pu以上后，不遲于10 s發出額定功率。電壓降落期間，并網點的有功功率應滿足以下條件:在電壓恢復到0.9 pu后，應在不遲于10 s內滿足與電網的無功功率交換要求。電壓降落期間，風電場必須盡量發到風電場標稱電流1.0倍的無功電流。

4 結束語

新能源發電并網會對電力系統的電能質量，保護與控制等方面帶來影響，在制定并網標準中應該重點予以關注。目前，除了光伏發電和風力發電，中國還沒有制定針對其他形式新能源發電并網的技術標準和規范，而已制定的標準還不夠成熟，尚需進一步發展和完善。

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［28］國家電網公司－2009風電場接入電網技術規定(修訂版)［S］.2009.

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［33］IEEE Std 1453 －2004 IEEE Recommended Practice for Measurement and Limits of Voltage Fluctuations and Associated Light Flicker on AC Power Systems［S］.2004.

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