分布式电源接入方式的研究.docx

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分布式电源接入方式的研究

分布式电源接入方式的研究

潘红武

（湖州电力设计院，浙江湖州313000）

摘　要：

概述了分布式发电的特性，就其接入对配电网的影响进行了分析。

微网的应用可以很好解决大电网和分布式电源间的矛盾，是今后分布式电源接入和智能电网建设的主要趋势。

举了二个不同分布式电源接入案例，探讨了接入系统的主要技术要求。

关键词：

分布式电源；配电网；微网；接入方式

0引言

分布式发电（DistributedGeneration，DG）通常是指分布在用户附近，发电功率在数千瓦至50兆瓦、可独立地输出电、热或（和）冷能的系统。

相关发电技术主要包括：

微型燃气轮机、内燃机、风力发电、光伏电池、生物质能发电等。

按发电能源是否可再生将分布式电源分为两类：

一类称为利用可再生能源的分布式电源，主要包括太阳能光伏、风能、地热能、海洋能等发电形式；另一类称为利用不可再生能源的分布式电源，主要包括内燃机、热电联产、燃动机、微型燃气轮机、燃料电池等发电形式。

分布式发电一般采用可再生能源，具有良好的社会和环境价值。

该类新能源发电可以实现低污染甚至无污染排放，可为电网提供削峰填谷的作用，并且可以在一定程度上解决供电质量和供电可靠性问题。

1分布式电源接入方式

分布式发电系统发电规模相对较小，布点分散一般分布在用户附近，独立输出电能可孤网运行也可以并网运行。

系统内电源与分布式发电相结合可以节省投资、降低能耗、提高电力系统可靠性和灵活性。

分布式发电系统和集中供电系统配合具有如下优势：

（1）各个独立的分布式发电系统可以通过自行控制，避免发生大规模停电事故，供电可靠性较高。

（2）分布式发电技术可以弥补系统内电源安全稳定性的不足，意外灾害发生时，分布式发电系统可以继续供电，成为集中供电方式不可缺少的重要补充。

（3）分布式发电能够减少输配电损耗，减少新建配电站以及降低新建配电站所附加的输配电成本。

（4）分布式发电适合向农村、山区、中小城市或商业区的居民供电，减小环保压力。

（5）调峰性能好，操作简单，启停快速，便于实现全自动化。

分布式电源（DG）可以并联或者通过联络开关切换两种方式接入电网，如图1所示。

并联接入方式时，系统和DG机组保持与负荷相互连通。

如果在正常情况下主要由系统承担负荷，DG机组处于热备用状态，当系统电源故障时，DG机组能瞬时承担起负荷，不会出现停电的情况。

而当DG机组故障时，系统能瞬时弥补负荷差值，所以也不会停电。

分布式电源并网运行时，配电网从一个辐射式的网络变为一个多电源与用户互连的网络，这种方式既可以保证配电网的可靠性又能发挥分布式发电的经济性。

这将是今后分布式发电并网运行的主要方式。

联络开关切换方式时，任意时刻仅有DG或者系统电源中的一个和负荷相连，另一个仅在开关切换后工作。

此时，一旦主电源停电，需要将系统电源切除投入DG机组，而主电源DG机组停电时就将切换到系统电源后工作。

因此，与并联运行方式相比，切换模式设备和运行更加简单，需要较少的调节和控制回路，DG运行成本更低，因为DG仅在需要时运行。

而并联运行时，DG必须保持运行，即使不发电，也要处于运转状态。

这种方式对电网影响较小，但对DG和其承担的负载运行要求较高，否则负载供电的可靠性就会降低。

图1DG接入电网的两种方式

2分布式电源接入对配电网影响

分布式电源的接入将会对配电网产生影响，主要如下：

1.对网损的影响

分布式电源的接入使得配电网中各支路的潮流不再是单方向流动，这一现象的出现将引起系统网损发生变化，而且网损与系统连接的DG的具体位置和容量大小以及网络拓扑结构密切相关。

因此分布式电源要尽量在滞后功率因数下运行，并且接入位置应尽量靠近负侧，这样可以减少系统网损。

2.对电能质量的影响

分布式发电对电能质量主要有两个方面的影响：

一方面为产生电压闪变。

分布式发电发出的电能如果超出了用户的需要，则可能导致分布式发电装置所在点电压过高，产生系统的反向潮流。

另一方面则是注入大量的谐波。

由于大量电力电子器件应用于分布式发电，所以不可避免地给系统带来大量谐波。

3.对继电保护的影响

分布式发电将对配电网原有的继电保护产生较大的影响：

1）分布式电源运行时可能会引起继电保护的失效。

分布式电源产生的故障电流可能会减小流过馈线继电器的电流，从而使继电保护失效。

2）分布式电源接入配电网后可能会使继电保护误动作。

相邻馈线的故障有可能会使原本没有故障的馈线跳闸，从而造成不必要的用户停电。

3）改变了配电网的故障水平。

出现故障或进行开关操作时，产生过电压造成设备损坏。

4.对系统可靠性的影响

分布式电源可作为备用电源为要求不间断供电的用户提供电能，在峰谷电压的情况下，该措施可保障电力的可靠性，改善电能质量，并减少电费支出。

当大电网发生故障时，用户可断开分布式电源和大电网。

当故障恢复时，用户又可以把分布式电源接入电网，但是DG频繁断开与接入大电网可能会对电力系统可靠性产生不利的影响。

3微网的应用

分布式电源的接入可以延缓输、配电网升级换代所需的巨额投资，同时可以有效改善大电网的供电可靠性并且可以提高供电质量。

但是,由于分布式电源多数依靠新能源及可再生能源发电,因此面临着分布式电源单机接入成本高,功率输出具有随机性和波动性等问题。

因此,大系统往往采取限制、隔离的方式来处理分布式电源,以期减小其对大电网的冲击。

为了协调大电网与分布式电源间的矛盾,充分发掘分布式能源为电网和用户所带来的价值和效益,进一步提高电力系统运行的灵活性、可控性和经济性以及更好地满足电力用户对电能质量和供电可靠性的更高要求，2001年美国威斯康星大学R.H.Lasseter教授首先提出了一种能更好地发挥分布式发电潜能的一种组织形式——微网（MicroGrid）。

微网是一种由负荷和微电源（即微网中的分布式电源,如光伏发电、风力发电、微燃气轮机、燃料电池等）共同组成的系统,它可同时提供电能和热量；微网内部的电源主要由电力电子器件负责能量的转换,并提供必需的控制；对于大电网，微网可以被看成是系统中的一个可控单元,它在短暂时间内反应以满足其外部输配电网络的需要；对于用户端来说,微网可以满足他们的特定电能质量要求,并且增加供电的可靠性,降低线损。

它通过整合分布式发电单元与配电网之间的关系,在一个局部区域内直接将分布式发电单元、电力网络和终端用户联系在一起,可以方便地实现热电（冷）联供方案,优化和提高能源利用效率,减轻能源动力系统对环境的影响,推动分布式电源上网,降低大电网的负担,改善电网的安全可靠性。

美国电力可靠性技术解决方案协会（CERTS）提出的微网基本结构如图2所示。

在此结构中，微网中包含有多个DG和储能装置,联合向负荷供电,整个微网对外是一个整体,通过一个主分离器和上级电网相联并网。

系统负荷可分为一般负荷、敏感负荷和可中断负荷。

整个微网系统在能量管理器统一控制下，由潮流控制器和保护协调器协助完成管理任务。

能量管理器统一调节各分布式电源的功率输出大小以及负荷控制，并在必要的时候控制微网进入独立运行状态。

图2CERTS提出的微网结构

微网既可以工作于独立运行模式，也可以工作于并网供电模式。

微网的控制方式主要为恒功率注入/输出控制方式、变功率注入/输出控制模式、联合最优功率控制方式三种。

分布式电源就近接入微网再与配电网并网的接入方式，可以充分利用绿色可再生能源，大大提高电网的安全性，预防电网大停电事故的发生，将是今后建设智能电网的一个主要趋势。

4分布式电源接入案例

随着我国能源战略调整，各类新能源项目如雨后春笋般纷纷出现，仅2011年至2012年期间，本市有近数十个光伏发电和风电项目立项并申请并网发电。

因此结合电网规划和项目实际，对分布式电源接入方案进行了各种尝试。

4.1案例一：

某制药厂光伏接入

◆项目概况

湖州长兴某制药厂屋面太阳能发电项目是2010年国家金太阳工程之一，也是全国13个高新区集中发展太阳能发电的示范点之一。

项目由具有金太阳工程应用经验的浙江正泰太阳能科技有限公司实施及运营。

该项目所在地目前有10kV用户变一座，主变容量1×500kVA。

太阳能发电作为一种绿色可再生能源，与产业基地内建筑相结合，建设太阳能光伏发电示范项目，既可以展示中国在可再生能源开发利用领域的先进技术和绿色环保的理念，又能充分体现长兴某制药厂产业基地绿色节能环保的特色。

该制药厂有限公司占地面积62亩，总建筑面积7万m2。

厂房混凝土屋面可利用面积达2000m2左右，项目安装在制药综合生产大楼和固体制剂车间屋顶，共采用230Wp组件840块，每20块组件成一个回路，共42个回路。

太阳能发电项目设计容量可达197.8kWp，每年发电量225575.14kWh，根据当前浙江省峰谷电价，白天高峰电价是0.899元/kWh（不包含变压器容量费），变压器容量费30元/kWh*月，企业每年能得到收益＝企业所用光伏发电优惠＋减少电网用电的变压器容量费＝225575.14kWh×0.899元/kWh×10％＋225575.14kWh/（30元/kWh）=27798.37元（注：

10％是企业所用光伏发电九折优惠）。

屋顶安装了光伏发电系统，相当于增加了一层隔热层材料（太阳能板吸收光热转换成光电），夏天可使室内温度降低2-3度，大大的减少了企业空调负荷用电，同时太阳能所发电能将归算到企业的减排指标，每年的社会效益相当于减少消耗标准煤75.34吨，减排二氧化碳200.4吨，效益十分明显。

◆并网技术方案

光伏并网发电系统是利用太阳能光伏组件将太阳能转换成直流电能，再通过并网逆变器将直流电逆变成与电网同频率、同相位的正弦波电流，逆变器的输出端通过配电柜与变电所内的变压器低压侧并联，实现低压并网。

根据国家金太阳能工程电力接入要求太阳能所发电能直接接入用户侧电网，多余电能允许上网的原则，计量方案如图4-31所示。

图3光伏并网发电系统计量方案

长兴某制药厂厂区10kV配电室新建1回0.4kV电缆线路，光伏电站通过该线路接入制药厂配电室0.4kV出线间隔。

项目采用汇流箱四台，直流配电柜一台，100kW并网逆变器2台，交流配电柜一台。

电缆截面按光伏发电容量考虑。

◆主要技术要求

a电能质量分析

系统电压波动：

长兴某制药厂房屋顶光伏发电系统实际输出最大交流功率约192千瓦。

单回线投切，电压波动小于1％（在标准的允许范围以内）。

b谐波：

由于太阳能光伏发电系统有较大容量的逆变器存在，在并网点装设电能质量在线监测装置，并对谐波采取必要控制措施。

c系统保护

光伏系统并网时，根据GB/T14285-2006《继电保护和安全装置技术规程》的相关规定，在光伏电站及电网侧配置齐全的接入系统继电保护及安全自动装置。

其中逆变器保护应具备极性反接保护、短路保护、过/欠电压保护、过/欠频率保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、逆向功率保护等，装置异常时自动脱离系统。

d计量关口

光伏电站采用1回0.4kV线路接入长兴某制药厂配电室，所发电量全部上网，在制药厂配电室和光伏电站之间设置计量关口点。

计量关口点原则上设置在资产分界点，本工程计量关口点设置在制药厂配电室0.4kV出线侧，在计量关口点装设独立计量压变。

4.2案例二：

弁山风电项目

◆项目概况

弁山风电场总装机容量为22MW，11台2000kW风机，每台风机采用一机一变的单元接线方式，风机出口电压为0.69kV,经风机内置箱式变压器升压至35kV。

采用风机-内置箱式变压器在35kV侧组成联合单元接线，共设2组联合单元，每组联接6台风机，各联合单元组经35kV电缆集电线路接入35kV开关站，

◆接入方案

由于风电站所在位置处于电网网架较薄弱区域，周边可以选择并网的变电站较少，位置也较远。

按照其容量，可以考虑建设35kV专线并入最近的220kV变电站，但距离都在10公里以上；也可以就近T接在其他线路上，其中一回燃气电厂并网线距离最近，但燃气电厂起到区域电网调峰的重要作用，考虑到燃气电厂同步电机与风电异步电机相互之间影响，T接会影响燃气电厂并网可靠性。

最终推荐的并网方案是由风电场35kV开关站通过新建线路就近T接35kV横山线，T接点为35kV横山变电站出口附近，由此接入长兴电网。

◆主要技术要求

①风电场有功功率调节

风电场应配置风电功率预测系统，要求如下：

根据《风电场接入电网技术规定》，风电场需配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出；风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～48h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。

②风电场电压运行及控制

根据《风电场接入电网技术规定》，当风电场并网点的电压偏差在其额定电压的-10%～＋10%之间时，风电机组应能正常运行；风电场应配置无功电压控制系统，根据电网调度部门指令，通过无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制。

当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97%～107%范围内。

③风电场电能质量、谐波治理

风电场接入电网后，电能质量、谐波治理应满足《电能质量电压波动和闪变》、《电能质量供电电压允许偏差》等规程规范的要求。

为监测弁山风电机组的谐波含量及电压波动、闪变等情况，要求在弁山风电场侧和公共连接点（pcc）各装设一台能实时监测风电接入电能质量的电能质量在线监测仪。

④风电场低电压穿越措施

风电机组低电压穿越，是指当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围内，风电机组能够保证不脱网连续运行。

风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时保证不脱网连续运行625ms的能力，风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场的风电机组能够保证不脱网连续运行。

图4风电场低电压穿越要求

为保证风电场低压电穿越应采取以下措施：

a选择双馈异步风电机：

根据风电场本体设计单位提供资料，推荐弁山风电场风电机组，采用变桨距风电机，发电机是带滑环的双馈异步电机。

风电机可在不同速度进行运转，功率因数可调，具有低电压穿越能力。

b装设动态无功补偿装置SVG：

由于本工程风电机拟采用带变频系统的双馈电机，功率因数可调，风电机可发出或吸收少量无功，功率因数在-0.95～+0.95范围内可调。

经计算，当功率因数调节为约0.98（发出无功）时，可补偿风电场内无功损耗（箱变、线路、主变压器），此时可确保不吸收系统无功。

考虑在升压站母线上设置1套容量为8MVar的动态无功补偿装置（SVG），以确保风电场无功负荷就地平衡。

5小结

随着分布式电源（风力发电、光伏发电、燃料电池、微型燃气机、储能电池等）的接入和并网运行将给大电网带来一系列问题，包括电网负荷变化、网损变化，负荷预测都增加了更大的不确定性，系统供电的可靠性不确定性增加，数据量急剧增加，因此需要根据各种分布式电源的特性建立相应的分析模型。

当分布式电源在配网规划中比重增加，大量的随机性使得系统复杂性成倍增加，使得采用传统的规划方法去寻找最优网络规划方案非常困难，必须采用具有并行计算、启发式柔性和鲁棒性的规划方法，才是解决含有大量分布式电源（DG）的电力系统规划的主要研究方向。

各种分布式电源的接入使传统的配电网不再是传统意义上的单向输送和分配电能的终端网，而成为新能源接入、再分配和电能的双向互动的接入网和交互网，对电网规划、建设和运营等方面都提出新的挑战，加快建设智能电网是适应具有大量分布式电源微网接入的唯一解决办法。

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作者简介

潘红武（1971一），男，注册电气工程师，高级工程师，现在浙江省湖州电力局工作，担任湖州电力局电力经济研究所副所长、湖州电力设计院副院长，主要研究方向为电网规划、输变电工程设计等。