0 引言

随着国家对分布式电源的政策支持，分布式电源并网容量迅速增加，将对电网的安全稳定运行带来很大影响^[1]。目前国内尚没有分布式电源接入中低压配电网安全性评估方法，如何科学、定量地评估分布式电源接入的安全性仍是电力系统面临的难题^[2]。本文提出具有可操作性的分布式电源接入中低压配电网安全性评估方法，预防分布式电源接入中低压配电网后的运行风险，为配电网的安全运行提供参考。

1 分布式电源接入中低压配电网安全性评估指标分析 1.1 电能质量

分析分布式电源接入中低压配电网后引起的电压偏差、电压波动和闪变、三相不平衡度、谐波等电能质量指标数据^[3-4]。

1.1.1 电压偏差

电压偏差是分布式电源接入配电网安全性评估的重要指标之一，最大电压偏差出现在分布式电源满功率运行至输出功率降为零的稳态电压变化过程中。电压偏差计算方法见公式（1）^[5]：

(1)

式中的电压测量值通常采用仿真方法得到。

1.1.2 电压波动和闪变

（1）电压波动可以通过电压方均根值曲线来描述，电压变动d和电压变动频度r是衡量电压波动大小和快慢的指标。电压变动d的定义见公式（2）^[6]：

(2)

式中ΔU—电压方均根值曲线上相邻2个极值电压之差；

U_N—系统标称电压。

单次电压变动d可根据系统和负荷参数进行估算，当已知三相负荷的有功功率和无功功率的变化量分别为ΔP_i和ΔQ_i时，计算见公式（3）：

(3)

式中R_L、X_L—PCC点（公共连接点）的电网阻抗电阻、电抗分量，根据用户给定的PCC点短路容量S_d可计算出X_L，X_L=100/S_d，通常电网阻抗角取70°，R_L=X_L/ tanθ；

（2）依据逆变器的闪变参数测试结果和系统阻抗参数，计算分布式光伏系统从逆变器传递到PCC点的闪变值，以及分布式光伏系统在公共连接点母线的闪变值，依据关于闪变限值的国标规定^[6]，分析分布式光伏系统正常运行时产生的闪变值是否合格。

1.1.3 电压不平衡度

根据电压不平衡度的近似计算公式^[7]，设PCC点的正序阻抗和负序阻抗相等，则负序电压不平衡度ε_u2计算方法见公式（4）：

(4)

式中I₂—负序电流；

S_K—PCC点的三相短路容量；

U_L—线电压。

1.1.4 谐波^[8] 1.1.4.1 谐波电压畸变率

第h次谐波电压含有率R_H，Uh计算方法见公式（5）：

(5)

式中U_h—第h次谐波电压（方均根值）；

U₁—基波电压（方均根值）。

第h次谐波电压含有率R_H，Uh与第h次谐波电流分量I_h的关系见公式（6）：

(6)

近似的工程估算方法见公式（7）：

(7)

式中U_N—电网的标称电压；

I_h —第h次谐波电流；

Z_h—系统的第h次谐波阻抗。

谐波电压含量U_H计算见公式（8）：

(8)

电压总谐波畸变率D_TH，U见公式（9）：

(9)

1.1.4.2 谐波电流

根据光伏电站逆变器的谐波电流特性，得到光伏电站单个逆变器的各次谐波电流频谱，如果光伏电站有若干个逆变器，则存在各逆变器的谐波电流叠加问题。根据标准^[8]，2个谐波源的同次谐波电流在1条线路的同一相上叠加，当相位角不确定时，计算方法见公式（10）：

(10)

式中I_h—第h次谐波电流；

I_h1—谐波源1的第h次谐波电流；

I_h2—谐波源2的第h次谐波电流；

K_h—系数，按表 1选取^[8]。

2个以上同次谐波电流叠加时，首先将2个谐波电流叠加，然后再与第3个谐波电流叠加，以此类推，即可得到整个光伏电站注入接入系统PCC点的总谐波电流。

根据计算结果，光伏电站注入PCC点的各次谐波电流如果满足标准要求^[8]，则无需配置滤波装置；如果存在某次或某几次谐波电流超过国家标准要求，则针对超标的谐波电流滤波支路，需要配置一定容量的滤波装置，暂按照配置无源滤波器考虑。给出滤波器相关支路的滤波容量，最终可得到投入滤波器后光伏电站注入PCC点的谐波电流。

1.1.5 直流电流分量

在理想情况下，逆变器的输出电压和输出电流都是标准的交流信号，不存在直流分量问题，因此在并网逆变器的设计中往往忽略这方面的问题。但在工程实例中，直流电流分量已经成为光伏并网发电装置的1个重要指标，并网发电装置向并网点注入的直流电流分量不应超过装置交流额定电流的0.5%。

分布式电源并网发电装置（逆变器）的交流电流额定值计算方法见公式（11）：

(11)

式中I_NDR—分布式电源并网发电装置的交流电流额定值；

S_NDR—分布式电源的额定容量；

U_NDR—分布式电源的额定电压。

将用户逆变器型式试验报告中的直流电流分量与I_NDR进行比值，若比值>0.5%则为不合格，比值≤0.5%则为合格。

1.2 设备供电能力

设备供电能力主要包括主变压器最大负载率、接入系统线路最大负载率、线路热稳定校验、电压异常响应特性、频率异常响应特性。

1.2.1 主变压器最大负载率

主变压器最大负载率用来计算分析光伏电站接入后，上一电压等级的变压器负载率是否满足设计要求，是否存在过载情况。从原理上分析，主变压器负载率与主变压器供电地区的负荷、发电量相关，如果需要计算最大负载率，则要考虑最严重的方式，即负荷最大且发电最小的方式。以光伏电站接入为例，不考虑光伏电站的上网方式，应该将光伏电站自供电的最大负荷与该地区的最大负荷进行叠加，不再考虑光伏电站的出力，此时计算得到的负载率应为上一电压等级主变压器的最大负载率。主变压器最大负载率标准值为100%，计算值不超过100%即认为合格。主变压器最大负载率的计算与光伏电站接入系统的消纳方式有关。

1.2.1.1 全部自用方式

全部自用方式原则上不允许用户多余的电能注入电网，若发生多余电能注入电网将被逆功率控制器切除。所以，计算主变压器最大负载率时，按照较为严重的方式计算，即光伏电站出力为0，用户负荷全部由电网供电，计算方法见公式（12）：

(12)

1.2.1.2 自发自用余量上网方式

自发自用余量上网方式指光伏电站发电出力在满足用户负荷需求后，若有多余的电能注入电网，在光伏电站出力不能满足用户负荷需求时，则需要电网供电。计算主变压器最大负载率时，按照较为严重的方式，即光伏电站出力为0，用户负荷全部由电网供电，计算方法同公式（12）。

1.2.1.3 完全上网消纳方式

完全上网消纳方式指光伏电站发电出力全部注入电网，由于光伏电站出力可以抵消部分上级变电站的部分负荷，可以减轻主变压器的负载率。所以，计算主变压器最大负载率时，按照较为严重的方式，即光伏电站出力为0，计算方法见公式（13）：

(13)

按照光伏电站装机容量为0处理后，主变压器最大负荷率计算方法见公式（14）：

(14)

1.2.2 接入系统线路最大负载率

线路最大负载率，主要用来计算分析光伏电站接入后，接入系统的线路负载率是否满足设计要求，是否存在过载情况。如果光伏电站为专线接入，则特指接入系统的专线负载率；如果光伏电站为T接接入，则特指T接接入的原主干线路负载率。从原理上分析，线路负载率与该馈线供电地区的负荷、发电量均相关，如果需要计算最大负载率，则要考虑最严重的方式，即负荷最大且发电量最小的方式。以光伏电站接入为例，不论光伏电站的上网方式，应将光伏电站自供电的最大负荷与该地区的最大负荷进行叠加，不再考虑光伏电站的出力，此时计算得到的负载率应为该馈线的最大负载率。接入系统线路最大负载率标准值为100%，计算值不超过100%即认为合格。接入系统线路最大负载率的计算与光伏电站接入系统方式、电量消纳方式有关。

1.2.2.1 全部自用方式

计算接入系统线路最大负载率时，按照较为严重的方式即光伏电站出力为0，用户负荷全部由电网供电，计算方法见公式（15）：

(15)

1.2.2.2 自发自用余量上网方式

在该方式下，一般光伏电站装机容量>用户负荷最大值，所以计算接入系统线路最大负载率时，选择（光伏电站装机容量-用户负荷最大值）和用户负荷最大值2项参数中较大的值进行计算。若（光伏电站装机容量-用户负荷最大值）较大，计算方法见公式（16）：

(16)

若用户负荷最大值较大，与自发自用方式一致，计算方法见公式（17）：

(17)

1.2.2.3 完全上网消纳方式

接入系统线路最大负载率计算公式见（18）：

(18)

2 分布式电源接入中低压配电网安全性评估方法

在分布式电源申报接入电网时，电网企业需开展安全性评估分析工作，并出具评估报告，当计算结果符合相关标准^[5-8]时，才允许分布式电源接入电网。安全性评估工作的方法分为以下几个步骤。

2.1 步骤1：收集资料

（1）项目资料，包括项目的接入系统设计资料、项目建设的可行性研究资料、项目主要设备的型式试验报告资料等；

（2）电网侧资料，包括系统最小三相短路电流、系统继电保护定值、涉及的电网线路和变压器参数等；

（3）用户侧资料，包括配置的无功补偿设备形式、容量等参数，逆变器容量、谐波特性等。

2.2 步骤2：运行评估程序

本文提出的分布式电源接入中低压配电网安全性指标评估分析已在软件中实现，运行该评估程序后，按照操作说明，输入相关的计算参数，进行项目评估计算。

2.3 步骤3：输出评估报告

运行评估程序，自动计算项目接入电网后各项安全指标，输出评估报告。

2.4 步骤4：审核评估报告

审核评估报告，根据评估结果，选择是否配置无功补偿装置、防孤岛保护装置、防逆功率装置等，正式出具评估报告，盖章生效。

3 工程实例分析 3.1 评估报告

以呼和浩特市某1000 kW屋顶分布式光伏发电项目为例，该项目发电消纳方式为自发自用余量上网，电源接入方式是接入380 V用户内部电网后接入公用电网。将本文提出的分布式电源接入中低压配电网安全性评估方法应用于该分布式光伏发电项目，形成的安全性评估报告如表 2—表 4所示。

3.2 评估结论及建议 3.2.1 结论

呼和浩特市某1000 kW屋顶分布式光伏发电项目分布式光伏项目接入小黑河镇范家营村10 kV母线安全性评估，电能质量指标、设备供电能力指标等满足国标要求，且安全保护设备配置合理^[10]，准予接入。

3.2.2 建议

并网运行后用户侧向电网企业提供有关光伏发电系统运行特性的检测报告。

本次评估仅以项目本期为研究对象，暂不考虑项目接入前的背景情况。如果项目扩建或边界条件变化，需重新开展评估工作。

5 结束语

该项目并网后运行稳定，安全性评估各项技术指标达到相关标准要求，验证了该评估方法的合理性与可行性。该分布式电源接入中低压配电网安全性评估方法可为分布式电源接入电力系统的建设过程中提供相关安全性指标的评估方案，可帮助提升建设速度和运行维护水平，提高分布式电源接入配电网的供电可靠性、安全性，降低安全运行成本，降低设备损坏率。该评估方法为大规模分布式电源接入中低压配电网提供了有益的参考，具有极高的应用推广价值和经济效益。