7.3分布式发电并网策略与新技术

7.3.1分布式电并网求

7.3.1.1分布式电源并网技术标准

一些工业发达国家已对分布式电源并网的技术标准进行了研究制定。英国电力协会(ElectricityAssociation)早在1991年就发布了G59/1《联入式发电并入班区配电网的推荐技术标准》;国际电气电子工程师协会(EEE)于2003年6月发布了IEEE Std.1547《DER并网技术标准》2003年10月该标准被批准为国家标准。在我国，上海市电力公司和上海燃气集团公司联合制定了《分布式供能系统工程技术规程》，上海市政府于2005年8月发文要求在全市范围内贯彻实施这一规程。但总体来说，我国在这方面的工作还比较滞后，特别是接入配电线路的DER的并网问题，没有可供参考的技术标准、规范，急需启动有关标准的制定工作。

7.3.1.2分布式电源并网基本技术要求

为确保配电网的安全运行和供电质量，DER并网要满足以下基本要求:

(1)保证配电网电压合格，一般要求分布式电源并网所引起的公共联络点电压波动不超过±5%。IEEE1547《分布式电源接入应用导则》中明确规定:分布式电源不得违反或改变本地区电力系统在共同耦合点的电压水平。这意味着，分布式电源在共同耦合点要保持电力公司指明的电压等级或至少在已有馈线负载条件下与并网前的电压等级相等。

(2)保障电网频率的合格。当系统频率在表7-4规定的范围内变化时，分布式电源应该在表中给出的断开时间内停止向区域电网提供电能。根据IEEE1547标准。在北美的光伏系统工作频率范围在59.3~60.5Hz，而我国GB/T15945-200(电能质量电力系统频率偏差》规定电系统的频率正常应保持在50Hz0.2Hz。

表7-4   互联系统对异常频率的响应

    （3）配电设备正常运行电流不超过额定值，动热稳定电流不超过允许值

    （4）短路容量不超过开关、电缆等配电设备的允许值

    (5)电能质量合格，所引起的电压骤升，骤降、闪变、谐波不超过规定值。IEEE1547规定，当分布式电源并入电网时，注入公共连接点处的畸变电流不应超过表7-5所给定的限值；基值电流为分布式电源的额定电流；偶次谐波的限值为表7-5中奇次波限值的25%。IEEE1547标准严格限定负载注入电网的电流总谐波畸变要小于 5%，35 次以上谐波的畸变率要小于0.3%。

表 7-5  最大谐波畸变电流限值   

注： 偶次谐波要限制在表中奇次谐波的25%内。

(6)其他。当电力系统发生故障时，对非计划性孤岛，分布式电源的接连系统应在孤岛形成2s内检测到孤岛并断开分布式电源。在系统恢复正常之后，分布式电源还需要延迟5min以上的时间才能再次接入系统。对于计划性孤岛的处理，在未来对IEEE1547的修订中会提及。

一个成功的互联标准需要利益相关者之间的努力合作和协调，这些利益相关者包括设备制造商、电网营运商、国家的法规立法者、标准组织者、开发商和终端用户。标准的制定除了必须满足人员安全、电力系统运行安全和必须符合国家各种法规和制度外，还应满足非干扰的操作，即在增加分布式电源后，不应该改变现有的电力系统及其特性，应尽量减少不良操作对电力系统的影响，包括不会引入谐波、不会造成失步，不会导致不良闪烁、不会建立一个非计划孤岛等。此外，互联的准则和标准应当适用不同类型的分布发电设备和利益相关者，即所谓的无差异性。

7.3.2解决分布式电源并网问题的相关策略与技术

为解决以上所提到的各种分布式电源并网后对配电网所带来的问题，可以考虑以下四种解决方案或技术:

7.3.2.1分布式电源接入技术方案

DER 并网对配电网的影响与DER的容量及接入配电网的规模、电压等级有关。一般情况下，DER容量在250kVA以内的接入380/400V低压电网；DER容量在1~8MVA的接入 10kV中压电网;DER 容量更大一些的则接入更高电压等级的配电网。具体接入方式一般是:大容量的DER通联络线接到附近变电站的母线上，如图 7-8(a)所示;小型的DER就近并接在配电线路上，如图7-8(b)所示。

美国电气电子工程师协会(IEEE)的第21标准化工作组起草的 DER并网系列标准中，定义了以下两个参数来衡量DER并网对配电的影响:

图7-8DER接入配电网的方式

(a)DER 经过联络线接到变电站母线上:(b)DER就近并接在配电线路上

(1)刚度系数。指配电网中DER接入点的设计短路电流与DER额定电流的比值。

(2)短路电流贡献比。指配电网在DER接入点发生短路时，来自DER的短路电流与来自配电网的短路电流的比值。

刚度系数越大，短路电流贡献比越小，则配电网运行电压与短路电流受DER并网的影响越小。一般认为，如果刚度系数大于20，则 DER并网不会对配电网运行带来实质性影响。

在我国，热电联产发电与小水力发电有着很广泛的应用，它们一般是并到配电变电站的母线上。这些DER的并网及保护控制技术已比较成熟，有大量的技术标准、规程可供参考。近年来，太阳能光伏发电、微型燃气轮机发电等容量在数百千瓦及以下的小型分布式电源有了很大发展，为降低成本，它们一般是就近接到配电线路上，这些小型DER的并网及其保护控制技术还需进一步探讨。

为减少投资、简化工作程序与运行管理，一些国家的供电企业对于小型DER并网采取“即接即忘(Connect and Forget)”的原则，即忽略其对配电网安全性、供电质量与保护控制方式的影响。为达到这一目的，需要对DER的接入容量进行严格限制。例如，美国对于小型(容量小于200kVA)DER 的并网，供电企业要求接入线路的 DER 总容量小于线路最小负荷的 10%。

7.3.2.2 基于配电自动化通信技术的分布式发电并网技术方案

(1)分布式电源经无线网络接入配电自动化系统的可行性分析。通过本章7.2节的分析可知，分布式电源并网所带来的许多问题都是根源于分布式电源与整个配电系统之间，以及分布式电源与分布式电源之间的信息交流不畅，分布式电源不能准确及时地配合系统设备的动作而动作。因此，如果能将分布式电源引入高级配电自动化系统中，由高级配电自动化系统来协调分布式电源和系统各个设备之间的动作，就能有效地解决这类DER并网的问题。

在逐渐开放的电力市场条件下，分布式电源必然是以分散的多点方式接入配电网，并距离配电监控中心较远，因此通过无线网络与配电监控中心进行信息交流是最经济、最可行的方法。本书选用稳定性较好、传输率较高的 GPRS 无线传输网络作为分布式电源接入方案的信息通道。GPRS 是建立在GSM基础上的分组交换系统，已有文献对基于GPRS的配电自动化系统进行了运行实测，结果表明:峰值传输速率可达171.2kbit/s，低于200字节的数据包传输时延在1s 以内，正常情况下的数据包发送成功率在99.9%以上。网络数据传输质量和稳定性较好。另外，GPRS可以保持线路永远在线，基本满足分布式发电的数据量较少、实时性要求较高的数据传输要求。

当然，GPRS网络还不能充分满足孤岛检测的实时性要求，但还是可以作为后备检测，在保护装置动作后，通过配电自动化系统核实形成孤岛的分布式电源是否正确断开，以确保用户和检修人员的人身安全。同时，随着技术的发展，更高速、更可靠的无线网络将会提供从根本上解决孤岛问题的途径

(2)分布式电源接入配电网自动化系统的方案构想。考虑现有的配电自动化系统基础，可选择配电自动化系统中无线抄表单元的GPRS系统作为DER数据传输的途径。接入方案大致如下:

1)将分布式电源数据接入GPRS终端。分布式电源数据可以通过终端预留的RS232 端口或 RS485 端口接入就近的无线抄表单元的 GPRS 终端设备。因为分布式发电数据的数据量少，实时性要求较高，而电能表数据的数据量较大、实时性要求较低，可以通过修改GPRS终端的数据传输程序，设置数据优先等级确保两类数据都能高效传输。

2)GPRS网络接入方式改造。为保证分布式电源数据传输的可靠性和实时性，可将 GPRS 的接入方式改为专线接入方式，确保 GPRS线路永远在线。

3)对配电制度化系统监控软件进行改造。由于配电自动化软件具有良好的可扩展性，可通过附加分布式电源数据处理模块的方式，在现有的配电自动化软件基础之上实现分布式电源监控。分布式电源并网同时会影响到电力系统潮流计算、状态估计等分析运算的计算方法，因此，对以此为基础的高级分析处理功能单元也要作出相应的改变。

(3)分布式电源接入配电自动化系统对分布式发电并网运行的意义。分布式电源接入配电自动化系统，可以实现配电自动化系统对分布式发电的检测和控制解决因信息交流不畅带来的分布式发电并网问题，保证分布式发电安全高效地并网运行。具体表现在以下四个方面:

1)能够在线监测分布式电源出口的电压质量，在电压超出范围时，确保分布式电源正确解列。

2)能够控制分布式电源的启停，降低区域分布式电源群起群落给系统带来的影响。

3)能够协调配电网电容投切补偿和分布式电源的无功调节，优化系统的功率因数控制，提高系统供电质量

4)能够在保护动作后，对分布式电源状态进行确认，确保分布式电源正确配合保护的动作，降低孤岛对用户及维护人员的安全威胁。

7.3.2.3 微电网技术

为了减少分布式电源对配电网的不利影响，同时发挥其固有优势，一个合理有效的解决方案是利用微电网技术。微电网技术从局部解决了分布式电源大规模并网时的运行问题。

微型电网(Microgrid)是将各类微型能源与电力储能装置及电力电子装置有机地结合起来，构建成一个集发电设备、储能设备一体化的微型发电系统，它通过电力电子装置实现与大电网的柔性联网。图7-9是一个简单的微电网结构图。

微电网系统承受扰动的能力相对较弱，尤其是在孤岛运行模式下，考虑到风能、太阳能资源的随机性，系统的安全性可能面临更高的风险，因此对系统进行有效的运行控制与能量优化管理是需要研究的重要内容。

(1)微电网的运行控制技术。主要包括以下两种控制模式:

1)主从控制模式。是指在微电网处于孤岛运行模式时，其中一个分布式电源(或储能装置)采取定电压和定频率控制(简称U/f控制，主控制器)，用于向微电网中的其他分布式电源提供电压和频率参考，而其他分布式电源则可采用定功率控制(简称 PQ控制，从控制器)。

主控制器要求:①功率输出在一定范围内可控，并具有快速跟随负荷波动的功能;②能在 PQ控制和 U/f控制间进行快速切换。

 7-9    简单的微电网结构图

主控制器选择:储能装置、微型燃气轮机等输出稳定且易于控制的分布式电源、储能装置和分布式电源结合。其中储能装置响应快，但孤网持续时间短;分布式电源孤网持续时间长，响应慢;而储能装置与分布式电源结合的方式，则能充分利用二者的优势。

2)对等控制模式。对等控制模式是指微电网中所有分布式电源在控制上都具有同等的地位，每个分布式电源都根据接入点电压和频率信息进行控制。一般采用Droop控制策略，参照有功功率输出和系统频率、无功功率输出和电压幅值之间的关系进行负荷变化量的分配。当微电网运行在孤岛模式时，微电网中每个采用Droop 控制策略的分布式电源都参与微电网电压和频率的调节。在负荷变化的情况下，自动依据Droop下垂系数分担负荷的变化量，最终实现输出功率的合理分配，使微电网达到一个新的稳态工作点。显然，采用Droop 控制可以实现负载功率变化在分布式电源之间的自动分配，但系统的稳态电压和频率也会有所变化。

(2)高级能量管理与优化运行技术。高级能量管理系统(Advanced Energy Management System，AEMS)是微电网的核心组成部分，能够根据能源需求、市场信息和运行约束等条件迅速作出决策，通过对分布式设备和负荷的灵活调度来实现系统的最优化运行。

微电网的AEMS与传统的EMS 的主要区别在于:①微电网内集成热负荷和电负荷，因此微电网的AEMS 需要热电匹配:②能够自由与电网进行能量交换;③微电网的AEMS能够提供分级服务,特殊情况下可牺牲非关键负荷或延迟对需求响应，为关键负荷提供优质电力保障。

(3)电力电子开关技术。电力电子开关技术是研发微电网并网的关键技术之一。根据微电网的特殊要求，需要研发适用的电力电子技术，如并网逆变器、静态开关等。

光伏电池、风机、燃料电池、储能元件、高频燃气轮机等都需要通过电力电子变换器才能与微电网相连接。变换器应具有响应速度快、惯性小、过流能力弱等特性，这使得微电网能量管理的控制理念与常规系统有很大不同。

静态开关是微电网与配电网间的公共连接装置。在发生一些故障或电能质量下降时，静态开关应该能自动地将微电网切换到孤岛运行状态;当事件消失时它也应自动实现微电网与配电网的重新连接。除了需要具备开关功能外，静态开关还需具备常规电力系统中保护、测量及通信等功能，需要同时不断地测量开关两侧(配电网侧与微电网侧)的具体运行状况，确定是否达到可操作的条件，直到孤岛运行的微电网与配电网同步时才可以闭合静态开关。7.3.2.4虚拟发电厂技术

虚拟发电厂(Virtual Power Plant,VPP)技术是将配电网中分散安装的分布式电源通过技术支撑平台实现统一调度并将其等效为一个发电区，实现分布式电源大量并网，达到分布式电源的优化利用、降低电网峰值负荷、提高供电可靠性的目的。VPP具有负荷预测、可再生能源发电预测、机组组合、发电和负荷管理以及交换监视等功能。VPP是由MS监督控制的小型和超小型分散发机的集合，其拥有者和操作者可以通过由电脑运算的操作规划(称为分散能源管理系统)来获得技术、经济和生态方面的信息。

虚拟发电厂的调度对象主要是可随时启动并且功率可调节的分布式电源，如热电联产微型燃气轮机、应急供电柴油发电机组及各种DES等。对于风能、太阳能发电等可再生能源发电来说，其输出具有不确定性，且一般需要在具备条件时让其足额发电，因此不能对其进行有效地调度。

实施VPP有配电网自动化系统(DAS)作为技术支撑平台。VPP是DAS的一个高级应用功能。DAS需要采集、处理分布式电源的实时运行数据，并能影对其进行调节、控制。除技术问题外，实施VPP涉及电价、政策法规等一系列问题，目前处于研究探讨阶段，还缺少成熟的经验。