分布式光伏涉網性能管理探討

崔 良， 付澤勛， 胡文麗

（國網保定供電公司， 河北 保定 071000）

引言

2019 年8 月9 日16 時52 分，英國發生大規模停電事故。其故障原因為網內風電等新能源耐頻、耐壓特性較差，在故障初期紛紛離網造成故障進一步擴大[1-3]。據統計，事故發生時，英國電網風力發電滲透率達35%。

截至目前，河北南網新能源裝機1 927 萬kW，光伏裝機1 549 萬kW，占比達80%。其中，分布式光伏裝機770 萬kW，與集中式光伏規模基本相當；分布式光伏中，戶用分布式光伏裝機693 萬kW，占比超9成。預計“十四五”末，河北南網光伏總裝機規模將達3 092 萬kW，占全口徑裝機容量的39.5%，超過火電成為河北南網第一大電源，亟需針對分布式光伏開展涉網性能管理，以應對高比例新能源電力系統故障引發電網頻率、電壓波動時，可能存在的新能源大規模脫網風險。本文結合河北南網新能源發展現狀，在現有分布式光伏涉網性能相關技術標準基礎上，提出分布式光伏涉網性能管理相關建議，以實現分布式光伏涉網安全管理。

1 現有技術標準對比及分析

本文主要依照GB/T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》、GB/T 29319—2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》、GB/T 33593—2017《分布式電源并網技術要求》和GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》四個現行國家標準，針對分布式光伏電壓和頻率耐受兩項重點指標開展對比分析。

其中GB/T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》適用于光伏發電站等集中場站；GB/T 29319—2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》適用于380 V 以及10 kV 接入用戶側的光伏發電系統；GB/T 33593—2017《分布式電源并網技術要求》適用于35 kV 及以下接入的分布式電源；GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》適用于全部并網型光伏逆變器。

1.1 電壓耐受方面

GB/T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》和GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》中關于集中式場站電壓耐受要求相同，且能滿足大電網運行要求。具體要求見圖1 和圖2。

GB/T 29319—2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》和GB/T 33593—2017《分布式電源并網技術要求》中關于低壓分布式耐壓要求相同為：U＜0.5pu時，最大分閘時間不超過0.2 s；0.5pu≤U＜0.85pu 時，最大分閘時間不超過2.0 s；0.85pu≤U≤1.1pu 時，連續運行；1.1 pu＜U＜1.35pu 時，最大分閘時間不超過2.0 s；1.35pu≤U 時，最大分閘時間不超過0.2 s。鑒于目前集中式和分布式逆變器在電壓耐受方面一致，河北公司對分布式設備按照集中式場站技術標準要求管理。

1.2 頻率耐受方面

GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》對于集中式以及分布式光伏逆變器的耐頻特性要求一致，且最為嚴苛能滿足大電網運行要求。具體情況見表1。河北公司按照該技術標準開展分布式光伏耐頻特性管理。

表1 逆變器頻率運行范圍

2 涉網性能管理措施

為了避免新能源占比高、系統頻率不穩和電壓支撐能力不足引發的大停電事故，提升電力電子并網設備的慣性支撐、一次調頻和暫態調壓等主動支撐能力，河北公司選用最嚴苛的技術標準強化分布式光伏涉網性能管理，提升電網運行可靠性。

1）加強分布式光伏涉網相關制度規范建設。規范河北電網低壓分布式光伏涉網特性參數，依據最新國家和行業標準，編制《低壓分布式光伏接入電網技術要求》，從電能質量、頻率適應、電壓穿越和防孤島保護等多個方面，對低壓分布式光伏設備提出明確的要求，避免系統出現故障時非預期脫網，造成系統故障進一步擴大。

2）推動10 kV 分布式光伏與集中式同質化管理。加強10 kV 分布式光伏電站一、二次設備安全管控，現場配置AVC、AGC 設備、光差保護和獨立防孤島裝置等，明確要求光纖接入調度數據網的鏈路通道，實現電站信息實時上傳。建立省—地—站交互的新能源調度并網線上驗收流程，實施場站自驗收、地調預驗收、省調驗收三級調度驗收模式。在設備檢修、計劃申報、故障處置等環節按照主網管理執行，在D5000 系統主站部署新能源自動發電控制系統和無功電壓控制系統，實現分布式光伏電站有功出力的群調群控和無功電壓的自動控制，保障安全有序接入、規范并網。

3）構建戶用分布式光伏涉網性能全流程管控機制。推動構建低壓分布式光伏“并網前告知—并網驗收審核—并網后檢測”的涉網性能全過程管控機制，將大電網的安全要求落實到戶用分布式光伏并網管理流程中，有效控制增量設備對電網安全的影響。將低壓分布式光伏接入電網技術要求納入并網驗收流程，以附件形式納入用戶的發用電合同在裝表接電時進行簽訂，依法依規開展增量并網設備涉網性能管理；驗收合格并網調試后，組織開展戶用分布式光伏并網檢測，核查逆變器運行參數，確保分布式光伏按照規定并網運行。

4）優化高比例分布式光伏下繼電保護配置。大規模分布式光伏的接入使得電網故障特性發生顯著變化，故障發生時，影響短路電流分布，可能導致變壓器中性點過壓、故障點不能有效熄弧。繼電保護存在快速性和可靠性降低的風險。線路重合閘存在重合失敗的風險，備自投存在自投不成功風險。分布式光伏接入初期、容量較小時，可通過限制其接入點、接入數量、準入容量等運行方式等，計算修正保護定值后，仍采用原有保護配置方案。分布式光伏大規模接入后，應對相關變壓器中性點、斷路器、PT、保護、重合閘和備自投等進行改造。

5）提升保定電網低頻減載控制能力。通過對分布式光伏對低頻減載能力影響分析，制定相應策略：一是制定低頻減載方案時優先納入不含分布式光伏或含分布式光伏較少的35 kV、10 kV 分路，確保在高峰、低谷時段低頻減載對負荷的控制能力均滿足方案的要求；二是定期梳理分布式光伏并網導致的10 kV反送線路，及時對低頻減載方案進行調整、修改；三是采取措施提升光伏出力大發時段即中午12 時到14時的負荷水平，如利用價格杠桿，鼓勵用戶在光伏大發的時段多生產、多用電，來平衡分布式光伏出力；四是雙碳目標下，分布式光伏會普遍存在于各10 kV 線路，建議低頻減載設備廠家對裝置進行升級。在動作邏輯中加入各分路電流或功率方向的判據，滿足頻率動作條件時，上送分路，不出口動作，最大程度上實現低頻切除分路實際為電網負荷。

6）搭建有源配電網指標體系。從“有源配電網功率上送安全水平、有源配電網電壓安全水平、有源配電網源載水平、分布式光伏感知控制水平、分布式光伏持續并網發電水平”等六方面，豐富有源配電網指標內涵，搭建指標體系，實時反映有源配電網運行狀態，指導電網調度運行及后期規劃建設。

3 結論

河北省電力公司結合分布式光伏發展情況，規范分布式光伏并網制度，建立分布式光伏涉網安全管理體系，有效較少并網后運行不穩定問題，提升安全穩定運行水平，實現傳統電網向以新能源為主體的有源配電網的平穩過渡，為綠色電網的長遠發展有重要意義。