《分布式电源并网及运行管理》全套教学课件

分布式电源并网及运行管理全套可编辑PPT课件相关政策近几年国家支撑分布式光伏发展及并网相关政策分布式光伏技术典型标准体系表带来的挑战随着分布式光伏规模化发展和接入，电力系统信息感知和调控能力不足，现有技术手段难以做到全面“可观、可测、可调、可控”，调控管理体系无法适应新形势发展要求，进一步加剧对系统调度运行的挑战。分布式光伏信息采集和传输环节错综复杂，技术支撑手段不足。因短期迸发式增长，分布式光伏采集、传输、监视等业务量和数据量呈指数上升，各地区缺乏统一信息接入方案，影响数据记录的准确度与可靠性；以中低压并网为主的分布式光伏存在监视数据缺失、运行信息延迟、安全防护薄弱等问题，数据可获取性和可利用率不高，致使网供负荷进一步失真，给系统调度运行和业务应用带来极大的安全隐患。电网缺乏在线实时监测预警，难以保证高渗透率分布式光伏的安全性[。分布式光伏接入较为随意，并未考虑网架接纳能力与就近负荷匹配度，容易引起局部地区线路、变压器过载以及中低压配电网向高压配电网甚至主干电网倒送功率；设备参数多元性以及技术支撑滞后性使得电网精准建模难度加大，传统电网潮流计算、静态稳定分析、短路电流计算等校核手段准确度下降；分布式光伏大量接入还会导致可切馈线有源化加剧，进而降低电网对分布式发电运行的风险感知、量化评估及防控预警能力，影响系统调控运行。分布式光伏因随机性、波动性和间歇性特点，预测难度较大。光伏发电预测依赖气象监测、数值天气预报和运行数据等信息。考虑经济成本及安装条件等因素，分布式光伏尚不具备气象监测和NWP信息，且鲜有功率预测系统，给系统负荷和潮流带来极大不确定性；与集中式相比，分布式光伏功率预测结果置信度较低，其就近消纳将对并网母线负荷预测、电网阻塞、多层级功率平衡及系统正负备用留取等造成困扰。“可观可测”程度较低电力平衡调度难度提升，系统灵活性资源稀缺。分布式光伏规模化并网以中低压为主，暂未全额纳入电网发用电平衡体系，同时分布式光伏发电与负荷用电重合叠加，使得电网调峰特征发生显著变化；分布式光伏装机比重持续增加，但其电力电量支撑能力与常规电源及集中式新能源相比存在较大差距，未能形成可靠替代能力，一方面等效减少常规机组平均出力和利用小时数，另一方面又对常规机组调峰深度和响应速度有苛刻要求，加剧了系统平衡的矛盾。系统调频能力受到影响，新的稳定性问题显现。分布式光伏规模化并网将替代部分常规同步电源，导致受端电网等效惯量进一步降低，抗扰动能力不断下降，出现新的稳定分析与控制等问题；分布式光伏规模化并网将消纳大量负荷，低频低压可切负荷量相继减少，将出现午间可切负荷量大幅降低的风险，影响电网三道防线安全。英国“8.9”大停电事故中，分布式光伏因涉网性能参数弱导致频率抗扰动能力差，先后出现2次集中脱网，扩大事故影响范围。局域调压能力下降，电能质量受到较大影响。区别于常规电网单点辐射状结构，分布式发电受地理位置及配网线路电阻较大、电抗较小等影响，极易出现光伏大发/小发抬高/拉低配电线路及台区的末端电压，引起电压越限、三相不平衡等问题；现有自动电压控制体系鲜有接入分布式光伏场站，网络末端电压偏差和越限风险加剧，原有AVC系统为平抑分布式光伏并网点电压波动，频繁启停降低设备使用寿命。场站并网设备性能偏低，难以直接调控。分布式光伏主要安装在配用侧，其并网时间、地点、厂商不一，设备“遥控、遥调”水平参差不齐，无法有效接收主站调度指令；此外，单个场站装机容量小、地理位置分散、功率波动大，直接控制难度大、成本高，进一步削弱光伏调节能力。“可调可控”能力偏弱分

布

式

电

源

概

述第1章

本章叙述了不同国家、地区和组织对分布式电源的定义，国内外分布式电源的发展现状以及为规范分布式电源管理制定的相关标准，为调度机构制定促进分布式电源合理有序发展的策略方针奠定了基础。1.1分布式电源特征与定义特征：靠近负荷，直接向用户供电

通常接入低压配电网

装机容量小，通常总装机容量不超过10MW

清洁高效我国政府相关文件中的定义：分布式发电是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。其依据为《分布式发电管理暂行办法》(发改能源C2013J1381号)。我国相关标准中的定义：分布式电源是指接入35kV及以下电压等级、位于用户附近，就地消纳为主的电源，包括同步发电机、异步发电机、变流器等类型。其依据为《分布式电源并网技术要求》(GB/T33593—2017)、《分布式电源接入配电网技术规定》(NB/T32015—2013)。我国企业相关通知规范中的定义：分布式电源是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户侧自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。其依据为《关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知》(国家电网办C2013J1781号)。1.2分布式电源发展现状及趋势国外分布式电源的发展是因地因网制一，并无统一范式，在电力工业不同时期、各国经济社会不同发展阶段，分布式电源发展的内属和表现形式均存在差异。就整体而言，在大电网规模化发展、充分发挥电网规模经济的大背景下，分布式电源仅是大电网的有益补充；此外，在当今新一轮能源革命形势下，高效环保将成为分布式电源发展的主题和方向。我国分布式电源的发展在已有较长的历史，从最早分散独立电网供电开始，就采用了小容量的热电联产和小水电发电。随着经济和技术的发展，我国逐渐形成了互联的大型电网，并且有大型发电站并网发电。在有电网调节手段的基础上，分布式电源才开始进一步发展。近年来，城市冷热电多联供系统和建筑光伏、小风电等分布式电源开始逐步增多。由于我国天然气尚属稀缺资源、配套管网设施不健全，分布式天然气发电发展较又，但光伏、小水电，余热、余压、余气综合利用发电，生物质能发电等发展迅速。我国在政策方面对分布式电源的发展十分重视，相继颁布了《可再生能源法》和《可再生能源中长期发展计划》，计划在2020年分布式电源容量达到总装机容量的8%。分布式电源发展趋势：未来5~10年，是全球新一轮科技革命和产业变革从蓄势待发到群体进发的关键时期，物联网、云计算、大数据、人工智能等技术广泛渗透于经济社会各个领域，绿色低碳发展理念推动能源清洁生产技术的大规模应用，世界能源资源版图将有所改变。一方面，随着全球新一轮科技革命和产业变革的推进，以及“十三五”国家战略性新兴产业规划，未来我国分布式电源将在多能互补、“互联网＋”智慧能源及综合能源系统等方面取得更进一步的发展。另一方面，微电网、综合能源等分布式电源应用形式，可有效提高分布式电源的运行控制水平，促进分布式电源的就地消纳，受到了政府、研究机构、企业等的广泛关注，政府连续发文支持微电网、综合能源、能源互联网等新技术、新形式。未来，我国将分布式新能源纳入电力和供热规划以及国家新一轮配网改造计划，促进”源一网一用”协调发展。为实现新能源灵活友好并网和充分消纳，加快安全高效的输电网、可靠灵活的主动配电网以及多种分布式电源广泛接入互动的微电网相关建设，建立适应分布式电源、电动汽车、储能等接入需求的智能化供需互动用电系统，建成适应新能源高比例接入的智能电网。1.3分布式电源标准体系163第2章

分布式电源原理及其并网接入方式分布式电源类型多样，目前常见的包括分布式光伏、分散式风电、分布式储能、小水电、微型燃气轮机等类型，不同类型分布式电源利用的一次能源形式不同，其运行特点也不尽相同。通常，分布式电源的类型和容量决定了其接入电网的方式。2.1分布式电源类型及运行特点分布式电源类型在用户场地附近建设，通常采用用户侧自发自用为主、多余电量上网的运行方式，且在配电系统内平衡调节为特征的光伏发电设施。所产生电力可自用也可上网，并且在配电系统平衡调节的风力发电。广义上，储能即能量存储媒介，通过某种介质或装置，将一种形式的能量转换为另一种形式的能量并存储起来，在需要时以特定能量形式释放出来。狭义上是指利用化学、物理或者其他方法将电能存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。小水电通常是指装机容量很小的水电站或者水力发电装置。在现阶段，我国小水电通常指装机容量在50MW及以下的水电站。根据冷热负荷的位置，布置微型燃气轮机，可减少管道的铺设费用，减少热量的损失，提高经济效益。分布式光伏发电分散式风电分布式储能小水电微型燃气轮机分布式光伏发电光伏发电原理：利用太阳电池的光生伏打效应，将太阳辐射能转换成电能。单体光伏组件运行特点：光伏组件的输出功率等千输出电压乘以工作电流。分布式光伏并网发电系统：主要由光伏组件、升压斩波变换器、逆变器、控制器等部件组成。分布式光伏系统运行特性：分布式光伏系统具有有功输出间歇性、波动性的特点；在电能质量方面，

分布式光伏的谐波电流会注入配电网，引起配电网谐波超标；在无功输

出和功率因数方面，接入不同电压等级的分布式光伏系统无功输出能力

不同，较高电压等级的分布式光伏系统具有主动无功控制的能力。发电原理运行特点分散式风电风力发电的原理：利用风力带动风轮旋转，再通过增速机将旋转的速度提升，进而使发电机发电。风电发电系统：分为恒速恒频风力发电系统和变速恒频风力发电系统。发电原理恒速恒频风力发电系统变速恒频风力发电系统恒速风力发电系统多采用直接并网的鼠笼式异步发电机。该种类型的风力发电系统，其机组容量已达MW级，具有性能可靠、成本低、控制与结构简单的特点。变速恒频风电系统中发电机一般采用双馈异步发电机或永磁同步发电机。变速恒频风力发电系统可以使风力机在很大风速范围内按最佳效率运行。当低于额定风速时，变速恒频系统中的变速发电机通过整流器和逆变器来控制其电磁转矩，实现对风力机的转速控制；当高于额定风速时，可通过调节节距将多余能量除去。分散式风电存在一般风力发电的输出功率特性，其波动性随并网台数的增大而减小，并网也会对电网无功电压造成影响。

风电机组发电特性风电机组的性能可以用功率曲线来表达。功率曲线是用作显示在不同风速下(切入风速到切出风速）风电机组的输出功率。运行特点1.5MW风电机组功率特性曲线

风电机组出力波动性不同时间尺度下风电出力波动率的最大值随时间尺度的增加而逐步增大。风电机组有功功率波动率随风电机组的台数增加而降低。不同维度下风电功率波动概率分布

无功电压传统配电网一般呈辐射状，稳态运行状况下，沿馈线潮流方向电压逐渐降低。接入风电后，在稳态运行情况下（视负荷恒定不变），由于馈线上的传输功率减小以及风电输出的无功支持，使得沿馈线的各负荷节点处的电压被抬高。电压被抬高多少与接入风电的位置及总容量的大小有关。分布式储能

机械储能：分为压缩空气储能、飞轮储能。电磁储能：分为超级电容器储能、超导磁储能。电化学储能：主要组成包括电池单元、电池管理系统、逆变并网系统、监控系统、电气及继电保护系统等。

优势在发电侧，储能可以提高风能、太阳能等可再生能源发电的电能质量，优化发电侧的电源结构，减少火力发电机组用千旋转备用的比例，从而减少燃料使用和污染物排放，提高发电效率。在输配电侧，储能可以作为系统内的调峰、调频电源，相比千传统方式其具有响应快速、准确和效率高等优势，同时可减缓及降低输配电设备投资，提高设备的利用效率。用户侧的分布式储能，主要利用当前用电峰谷价差下的“谷充峰放”模式，以改善电力用户电费结构，降低用电成本为目的，客观上有利于缓解电网峰谷差调节压力，可提高电能质量和用电可靠性。发电原理运行特点

问题用户具备的自平衡能力将改变负荷特性。大量储能设备无序运行可能对配电网造成冲击。大量用户侧储能经公共通信网络接入，存在被恶意控制的网络安全风险。增加配电网运行管理难度。小水电水力发电的原理是指利用河流、水库的水位能转换成电能，具有环保、成本低、设备简单等优点。

优势小水电能源转换效率高。小水电负荷调节响应快。发电原理运行特点

问题电压波动幅度尤为明显。不发无功或者是无功发不出的现象普遍存在，且较为严重。小水电监测不足。

筑坝发电方式

筑坝发电方式微型燃气轮机典型单轴结构微型燃气轮机发电工作原理为：先从离心式压气机出来的高压空气先在回热器内由涡轮排气预热；然后进入燃烧室与燃料混合、燃烧，高温燃气送入向心式涡轮做功，直接带动高速发电机（转速在50000~120000r／min）发电；最后高频交流电流经过整流器和逆变器，即“AC-DC-AC"变换转化为工频交流电输送到交流电网。发电原理微型燃气轮机系统中燃料和空气的流量精确可控，当微型燃气轮机成功启动并达到稳定工作状态之后，其输出的电功率是稳定的，并网运行时不会对电网造成功率冲击。现有的25~300kW微型燃气轮机发电机组，扣除各种损耗后外输电的发电效率为26%~30%，压气机的增压比多为3.0~4.0，涡轮的最高效率点对应流量系数在0.2~0.3，载荷系数在0.9~1.0，机组燃气初温小于900℃，回热器的回热度不大于0.9。

运行特点2.2分布式电源并网方式配电网典型拓扑结构

配电网电源点建设落后于城市建设。

早期建设的线路导线截面小、年久失修，线损率高。

供电不可靠因素增多。

城市电网结构复杂，电网改造涉及面广，停电影响大。

配电作业人员需要尽快熟悉配电网所采用的新技术、新材料、新设备、新工艺。配电网存在的突出问题分布式电源典型接入方式一般8kW及以下电源接入220V配电网接入用户220V电网（同接入用户380V电网）8~400kW电源接入380V配电网3400~6000kW电源接入10kV配电网专线接入10kV公共电网T接接入10kV公共电网专线接入用户10kV电网T接接入用户10kV电网专线接入380V公共电网T接接入380V公共电网接入用户380V电网各类型分布式电源接入方式分布式光伏发电分散式风电分布式储能微型燃气轮机可以分为3种模式：1.完全自发自用模式，在系统组成上相对简单，适用于白天用电量大的居民用户或者工商业用户，但必须保证能全部自用；2.自发自用余电上网模式，系统组成相对复杂一些，但自用或者卖电，比较灵活，且自用比例越高，成本回收周期越短；3.全额上网模式，适用于白天用电量少的用户，成本回收期相对延长。范围条件：1.接入电压等级应为110kV及以下，并在110kV以下电压等级内消纳，不向110kV的上一电压等级电网送电；2.35kV及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用电网现有的变电站和配电系统设施，优先以T接方式或者π接的方式接入电网；3.110kV(东北地区66kV）电压等级接入的分散式风电项目只能有一个并网点，且总容量不超过50WM；4.在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入容量。分散式接入集中式接入含分布式电源的配电网电压控制第3章

本章在介绍分布式电源对配电网潮流分布的影响、配电网无功电压控制原理的基础上，分析各类型分布式电源的无功出力能力以及分布式电源有功出力对配电网电压的影响，并以分布式电源中最常见的分布式光伏发电为例，阐述含分布式电源的分层分布式配电网电压控制技术。3.1分布式电源对配电网潮流的影响假设线路上的每个节点都接有分布式电源，实际中没有接入分布式电源的节点其接入容量为零。理论分析多点接入分布式电源的配电网结构第m个负荷节点的电压Um为：第m个负荷节点与第m－1个负荷节点之间的电压差ΔUm为：以某厂区实际配电系统为例，进行分布式光伏发电系统接入配电网后潮流及电压分布分析。某厂区分布式光伏发电系统10kV并网示意图多接入点分布式电源接入对配电网潮流分布的影响分布式电源并网时，分布式电源对馈线上的潮流和电压分布产生一定影响，影响大小主要取决于分布式电源的接入容量、接入位置、运行方式等条件。

在确定并网位置的前提下，分布式电源的总出力决定了其对线路电压的影响程度，总出力越大，电压影响也越明显。一定容量的多个分布式电源并入配电网，分布式电源越接近系统母线，对电压影响越小；分布式电源相对集中在线路未端节点时，对馈线未端电压的影响效果优于同样容量的分布式电源分散接入配电网多个节点。分布式电源运行于发出无功状态对配电网内各节点的电压抬升效果更明显，即对电压分布影响更大。不同并网容量情况下场景设置：功率因数cosφ=1下，分布式光伏发电系统渗透率分别为0%、25%、35%、45%、55%、65%、75%、85%、95%。大负荷运行方式下小负荷运行方式下不同接入位置时分布式光伏发电系统接入配电网潮流及电压分析

增加分布式光伏发电系统接入点个数后3.2配电网电压与无功补偿无功电源比较充足，能满足较高电压下的无功功率平衡，电网就有较高的运行电压水平；反之，无功不足就反映为运行电压水平偏低。无论是调整电源无功出力的调压还是调整负荷无功需求的调压，都是改变无功平衡状态以实现电压调整。配电网无功和电压关系电力系统中无功与电压的关系曲线在电气线路上安装相关装置以减少无功功率的方式就称为无功补偿。采用无功补偿的作用减少电力损失。

改善供电品质，提高功率因数，减少负载总电流及电压降。

延长设备寿命。满足电力系统对无功补偿的监测要求。传统的电网电压调节方法调节发电厂同步发电机组机端电压

调节有载调压变压器分接头

通过无功补偿装置来调节无功功率潮流分布，从而改变线路压降，调节配电网尤其是未端电网电压，常用的无功补偿装置包括并联电容器、晶闸管控制电容器、静止无功补偿器、静止同步补偿器等。国内配电网采用的无功补偿方式变电站集中补偿方式低压配电网无功补偿方式（通常采用的方法主要有随机补偿、随器补偿和跟踪补偿3种）杆上无功补偿方式

用户终端分散补偿方式分布式电源无功出力能力分析根据分布式电源的并网设备类型，可将具备无功控制能力的分布式电源分为通过变流器并网的分布式电源、通过双馈式感应发电机组并网的分布式电源以及通过励磁调压型同步发电机组并网的分布式电源。3.3含分布式电源的配电网电压分布分布式电源并网等效电路PV为光伏发电类型的分布式电源p＋jQ为分布式电源注入系统的功率SL=pL＋jQL为系统负荷R和X分别为线路电阻和电抗Us

为等值系统电压节点电压分布改善分布式电源接入前和分布式电源接入后，公共连接点电压变化量ΔU为：上式表明，节点的电压变化量与分布式电源输出的有功功率有关，当并网分布式电源输出功率发生变化时会引起分布式电源接入点电压的变化，即分布式电源接入配网后，实现了有功功率的就地平衡，减小了输电线路的电压降落。分布式电源导致配电网过电压分布式电源接入前和分布式电源接入后，PCC点电压变化量ΔU为：上式表明，分布式电源大容量接入以后，导致分布式电源输出的有功不但满足了当地的负荷需求，同时还向电网倒送潮流，导致潮流逆转，这样分布式电源并网点电压变化量与分布式电源的出力近似成正比关系，即分布式电源出力越大，并网点电压就会越高，极有可能造成电压越限问题。若分布式电源运行在单位功率因素情况下，电压变化量ΔU为：3.4分布式电源逆变器的功率控制并网逆变器的数学模型三相并网逆变器拓扑结构T1~T6代表三相逆变桥的6个开关管C代表直流母线电容L代表滤波电感R代表包括电抗器电阻在内的每相线路的电阻usa、usb、usc代表电网电动势。三相电压型PWM逆变器用开关函数表述时的数学模型为：并网逆变器的有功无功控制有功无功控制的控制目标是使逆变器发出指定的有功和无功功率，该方法以功率控制为外环，将逆变器的有功和无功出力进行解耦，从而于现对两者的独立调下，内环则采用电流控制。功率外环控制设计电流内环控制设计根据对电压外环、电流内环控制的设计，搭建并网逆变器pQ控制原理图3.5含分布式电源的电网分层分布式电压控制模式及策略含分布式电源的电网分层分布式电压控制模式控制层级的划分分区原则：1.馈线上两个分段开关间隔内如果包含可控分布式电源，

则其成为一个独立的自治区域。2.馈线上从分界开关到线路未端，如果包含可控分布式电源，则其是一个独立的自治区域。协调变量：各自治区域对系统运行状态、可控单元限值以及全局向局部下发的区域关口指令构成了整个协调控制体系中的协调变量。无功控制的时间尺度在时间层面，由于全局优化与区域自治控制对象响应时间的差异较大，因此针对两者各自的响应速度与控制周期，分为长时间尺度与短时间尺度。分层分布式电压控制模式配电网全局无功电压优化模型含分布式电源的配电网无功电压协调优化模型，包括目标函数和约束条件两个部分。

目标函数：目标函数一般从系统安全性、经济性、投资效益等方面考虑，具体包括有功网损最小、电压稳定

裕度最高或者综合经济效益最大等，有时也会同时考虑其中的两者或三者。

约束条件：约束条件包括等式约束和不等式约束。等式约束为潮流约束，具体为有功功率和无功功率的平衡

约束；不等式约束包括各分布式电源有功无功出力的上下限、SVC无功出力上下限以及有载调压

变压器档位和分组投切电容器组档位的取值约束等控制变量的不等式约束和节点电压的上下限等

状态变量的不等式约束。以上所建立的全局无功电压协调控制数学模型是一个大规模的混合整数非凸非线性规划问题,该模型特点为：非线性。模型的目标函数和约束条件的表达式均为非线性。

非凸性。模型的可行域是非凸的,其中潮流方程等式约束是该模型的一个强非凸源。

离散变量与连续变量并存。模型中既有分布式电源、SVC的无功出力和节点电压等连续变量，又有分组投切

电容器组等离散变量，组成一个混合整数规划类问题。多种无功源的局部协调控制方法基于规则的区域自治控制策略电压越限情况下的协调控制策略电压越限状态下控制策略的目标函数为配电网内各无功源输出调整量最小，其公式为预警状态下集中控制策略的等式约束和不等式约束，为系统潮流约束、无功源出力限制以及各节点电压安全范围约束，其公式为分布式电源对配电网的影响第4章

本章主要从电能质量、继电保护、供电安全性、供电可靠性、电网设备利用率、电网线损等方面阐述了分布式电源接入对配电网运行的影响。4.1分布式电源对配电网电能质量的影响对配电网电压质量的影响多接入点分布式光伏接入对配电网电压质量的影响1.分布式光伏出力使并网点母线在白天时电压正偏差明显增大，随着光伏容量的增加，日电压偏差增加明显。2.分布式光伏出力波动叠加负荷波动会引起并网点母线电压变动值增大，对馈线末端的电压变动影响最大；随着

光伏容量的增加，影响也随之加大。3.对于多点接入的分布式光伏发电系统，其电压波动值与并网点位置、个数，各并网点装机容量直接相关，并网

点越靠近系统末端，系统电压波动越明显；增加并网点个数，并将单点光伏容量减小，即分散接入可以一定程

度上减小系统电压波动。分布式电源接入对配电网谐波的影响1.分布式电源通过逆变器并网时，大量电力电子器件的应用会产生谐波。随着分布式电源在配电网系统渗透率的

增加，多个谐波源会叠加使谐波含量增加，叠加后的谐波电流为各个谐波源电流的矢量和。2.低次谐波与分布式电源发电功率正相关，高次谐波与逆变器IGBT的开关频率选择有关系，与逆变器负载率关联

性不大。4.2分布式电源对继电保护的影响对电流保护的影响接入位置的影响分布式电源接入线路末端：此时系统电源和分布式电源之间的线路由原来的单电源辐射供电变成双电源供电，

其他线路仍由系统电源单电源供电。在不同的短路位置，分布式电源的接入对系统中不同位置的保护产生不

同的影响。分布式电源接入线路中段：此时系统电源和分布式电源之间的线路以及分布式电源下游线路由原来的单电源

辐射供电变成双电源供电，其他线路仍由系统电源单电源供电。在不同的短路位置，分布式电源的接入对系

统中不同位置的保护产生不同的影响。分布式电源接入线路首端：此时在线路中发生短路故障时，流过保护的故障电流将增大，保护的灵敏性增加，

保护能够可靠动作。但是，若分布式电源容量过大，发生短路故障时，流过保护的电流增加过大，可能发生

过流保护动作范围延伸到下一级线路，从而影响保护的选择性。接入容量的影响分布式电源上游发生短路故障分布式电源下游发生短路故障对重合闸的影响在分布式电源接入前，配电网中线路发生故障，自动重合闸正常动作。若是瞬时性故障，线路将恢复供电；若是永久性故障，保护加速跳开断路器，对系统造成的冲击有限。当分布式电源接入后，若配电网中的线路发生瞬时性故障，在故障发生后，分布式电源若没有及时退出运行，则分布式电源将持续向故障点提供故障电流，有可能导致故障点电弧重燃，瞬时故障发展为永久性故障，最终导致重合失败，线路停电。此外，在重合闸动作前，若分布式电源没有及时退出运行，会导致重合闸在双侧带电情况下非同期合闸，非同期合闸引起的冲击电流和电压有可能会造成分布式电源的损坏。分布式电源接入配电网引起的重合闸失败及非同期合闸问题已经引起了供电部门广泛的关注，其产生的直接原因是分布式电源不能在故障发生后及时退出运行，这对防孤岛保护的可靠性和速动性都提出了很高的要求；此外，适当延长重合闸动作时间能一定程度上改善分布式电源接入对重合闸的影响。4.3分布式电源对配电网供电安全、供电可靠性的影响对配电网供电安全的影响分布式发电系统孤岛效应的影响孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。非计划孤岛的发生会给运行维护人员和系统设备带来如下危害：1.若分布式发电装置没有对电压和频率调节的能力，且没有安装限制电压及频率偏移的保护继电器，孤岛发生

后电压和频率会失去控制，发电系统中的电压与频率将会产生较大的波动，从而损坏电网和用电设备。2.如果重合闸过程中系统内的分布式电源和电网不同步，则孤岛系统重新接入电网时会导致电路中的断路器损

坏，并会产生很大的冲击电流，从而损害孤岛发电系统中分布式的发电装置，甚至会导致电网的重合闸失败。3.孤岛状态下一些被认为已和所有电源都断开的线路可能会带电，进而给电网的维修人员及用户带来人身伤害。对停电和检修管理的影响大量分布式电源接入后，停电计划要考虑电源，运行方式的调整，大容量分布式电源设备检修纳入检修月度计划管理，防止同时多个停电检修造成供需不平衡。由于难以对数量众多的分布式电源进行有效控制，停电检修计划安排的难度增加，配电网施工安全风险加大。对配电网供电可靠性的影响首先，分布式电源的接入导致配电系统继电保护配合等二次系统变化，如果分布式电源与配电网的继电保护配合不好使继电保护误动作，则会降低系统的可靠性；其次，不适当的安装地点、容量和连接方式也会降低配电网可靠性；再次，分布式电源本身的出力特性及设备质量问题也是导致配电网可靠性降低的一个因素；最后，由于系统维护或故障所引起的断路器断开、跳闸等形成的非计划孤岛，不但会对电力线路的维护人员或其他人员造成伤害，还可能出现电力供需不平衡，降低了配电网的供电可靠性。含分布式电源的配电网可靠性评估面临的问题主要如下：1.分布式电源出力波动性加剧了可靠性评估的复杂性2.分布式电源元件多、状态多，增加系统状态数量3.分布式储能运行特性的特殊性对可靠性的影响4.分布式电源的接入导致系统运行方式的改变5.分布式电源接入后的可靠性评价标准有待完善4.4分布式电源对电网设备利用率及耗损的影响对电网设备利用率的影响传统电网的设备利用率本节中将设备利用率等效为负载率，定义为变压器(线路）等设备所带有功负荷实际值与设备额定容量的比值。设备平均利用率定义为平均有功负荷与设备额定容量的比值。含分布式电琼的配电网设备利用率分布式电源接入后，会对配电网设备利用率带来以下影响：1.分布式电源接入后，就地负荷的部分需求由分布式电源供应，因此在分布式电源输出有功功率的时间段，和接入分布式电源前相比，电网设备载荷较低，即此时的电网设备利用率较低。2.为了保证供电可靠性，配电线路和变电设施需要为间歇性分布式电源提供备用，设备容量必须在分布式电

源小出力的情况下留有裕度，这就导致其处于轻载的时间增加。因此，分布式电源接入仅在部分时间段内

可减小对电网设备容量的需求，总体上并不会降低设备投资。对配电网网损的影响线损率和网损率：线损电量占供电量的百分比称为线损率，网损电量占供电量的百分比称为网损率。配电网的损耗分析模型系统相电压为U，则未接入分布式电源前，流过系统的相电流为：此时，系统损耗为：理想配电网模型图分布式电源接入对网损变化的影响1.在负荷侧适当引入分布式电源可以减少网损，影响程度主要受接入点及其沿馈线辐射方向之后分布式电源相对负

荷的容量、分布式电源接入位置和运行方式(功率因数)3个因素的影响。2.一定供电范围内，分布式电源输出功率小于负荷2倍时，引入分布式电源会减少系统的有功损耗；与负荷值

相等时，系统损耗达到最小值；当分布式电源输出功率大于负荷2倍时，引入分布式电源会增加系统的损耗。3.相同容量的分布式电源接入位置越靠近负荷侧(配电系统末端)，对减小配电网损耗的效果越好。4.分布式电源运行于吸收无功状态时，其减少系统损耗的效果较单位功率因数及发出无功状态运行方式下差；

当分布式电源适当发出无功功率(功率因数高于负荷功率因数)，对减少系统损耗的效果较单位功率因数好。分布式电源接入后配电网损耗分析模型当分布式电源输出功率，可以得到网损的变化率为：当分布式电源输出无功功率时，网损变化率为：当分布式电源吸收无功功率时，网损变化率为：含分布式电源的系统线路总损耗针对多个分布式电源接入的情形，可得该系统的线路总损耗为：分布式电源功率预测与运行分析第5章

本章主要介绍分布式发电功率预测，并从分布式电源接入配电网的承载力、建设和运行风险及电能质量等方面开展分析评估，为支撑分布式电源运行管理提供科学依据。5.1分布式发电功率预测预测原理物理预测方法1.风功率物理预测方法是基于数值天气预报给出的空气密度、大气压力、风速、风向、温度等气象数据以及风

电场周围的地理信息计算风电机组轮毂高度处的风速及风向信息，再根据风电场输出功率曲线计算风电场的

出力。2.光伏功率物理预测方法是利用数值天气预报提供的地表太阳总辐射、温度等气象数据及光伏电站地理信息、光伏组件安装方式、安装面积、光伏组件参数、逆变器参数等信息，计算光伏组件倾斜面太阳总辐射，再根

据辐射功率转换曲线和组件转化效率的温度修正系数，计算光伏发电功率。统计预测方法统计预测方法不考虑发电机组所在区域的物理条件和光照、云层、风速、风向变化的物理过程，仅从历史数据中找出光照、风速、风向等气象条件与发电功率之间的关系，然后建立预测模型对分布式发电功率进行不同时段内的预测。利用统计预测方法既可以进行确定性预测，又可以进行不确定性预测。前者建立预测模型得到确定性预测值，后者按照一定的统计方法求出预测值的概率信息，对预测结果包含的风险进行评估。分布式发电网格化功率预测技术分布式发电群区域网格划分在划分网格时，需考虑不同地形因素下网格内分布式发电群功率输出的空间和时间差异性，尽量将出力特性较为相符的场站群划分为一个网格。自然因素划分原则非自然因素划分原则地形因素地理与气象因素网架结构负荷分布气象观测站的分布1.日出日没时间的空间差异。2.常见天气过程，影响太阳光辐照度的主要是低空云量和日照时间。在进行子区域划分时，必须考虑到不同地区不同电压等级传输线路上的断面约束对分布式发电群出力的影响。分布式发电群所在网格通常考虑建在地区负荷中心，即工业园附近;北方地区冬季供暖对季节性负荷的需求也很强烈。在考虑电站群的网格划分时，必须考虑已有气象观测站的分布，尽量在网格所在地理位置中包含运行情况良好的气象观测站。样本分布式发电遴选及样本分布式发电功率预测样本分布式发电选取1.拥有较完整的逐15min的全站输出功率数据。并网满1年的，需要1年的数据，不满1年的电站需从开始并网

正常发电以来的完整数据。2.在分布式发电附近建设有正常运行的气象站，并且该气象站的气象数据具有代表性，可以用来代表该电源

所在网格的气象资源特征。具备逐15min的气象站所观测的风速、风向、气压、温度、辐照度等气象数据。3.与网格内分布式发电群的总输出功率具有很好的相关性(相关性系数>0.75)。4.单个分布式发电自身的功率预测结果具有较高的精度(均方根误差RMSE<30%，且平均相对误差MRE<25%)。样本分布式发电短期发电功率预测对网格内样本分布式发电的短期发电功率预测可以参照目前现有的对单个新能源电站进行短期发电功率预测方法进行预测。样本分布式发电超短期发电功率预测对于样本分布式发电的超短期功率预测，目前最常用的是采用基于临近校对算法的多模型超短期功率预测技术。该方法适用于对有气象站实时观测数据接入的样本分布式进行0~4h的超短期功率预测。非样本电站及全区域分布式发电群总发电功率预测网格内分布式发电群功率预测模型1.基于装机占比的加权配置模型(模型一)，其公式为：2.基于多元回归的相关性分析模型(模型二)，其公式为：3.RBF神经网络模型(模型三)数据质量控制数据质量控制可以分为四个方面：1.对观测仪器的质量控制，如针对自动气象站所在的海拔、仪器安装等质量控制；2.通过实施监测系统在线实时数据检查，包括观测值范围和极值检查、内部一致性检查、时间连续性检查；3.非实时质量控制，主要是在实时质量控制之后，对和周边的总动气象站点进行空间连续性检查，可以使用统计分析和内存方法检验；4.人工质量控制，即人工检查可能出现的可疑值。质量控制方法：主要有格式检查、缺测检查、极值检查、异常值检查、时间一致性检查、内部一致性检查、空间一致性检查、综合判断检查等。5.2接入分布式电源的配电网分析评估分布式电源接入配电网承载力评估评估内容1.热稳定评估。应遵循系统设备热稳定不越限的原则。

考虑热稳定裕度下电网的分布式电源可接入容量pm的计算公式为：2.短路电流评估。短路电流校核结果应以接入分布式电源后系统各节点短路电流不超过设备短路电流允许值为原则。校核公式为：3.电压偏差校核。电压偏差校核应以无功功率就地平衡和分布式电源接入电网后电网电压不越限为原则。

校核公式为：4.谐波校核。谐波电流校核应以系统中分布式电源接入电网节点谐波、间谐波不越限为原则。校核公式为：5.承载力等级划分评估流程数据要求1.数据准备：2.数据处理：计算电网运行大方式和小方式的电网阻抗参数。根据电网内电源装机的实际情况，将同一分区、同类型、同属性的电源机组归类整理和等值计算。在承载力评估时，可对外部网络简化处理，形成外网等值模型。外网等值模型不考虑外部电网的拓扑结构，但必须保留与内外部电网联络拓扑。网内各分区之间的交换功率限额数据，各分区之间的断面限额可为固定限值或者随时间变化的时间序列数据，各分区之间的多条线路应等值合并处理。等效用电负荷曲线为电网负荷曲线减去除分布式发电外的所有电源出力曲线，最小等效用电负荷应为计算周期内等效用电负荷曲线的最小值。电网数据、设备数据、运行数据、边界条件分布式电源接入配电网的风险评估研究含分布式电源配电网风险评估的过程中的关键问题1.分布式电源运行模型的建立。分布式电源的输出功率大多与气象因素存在直接关系，因而首先需要对气象概

率模型进行建立。同时，分布式电源的随机性和波动性也是模型建立中需要重点关注的内容。2.含分布式电源的静态安全风险模型。在配电网的静态安全风险模型中加入分布式电源可能导致电压越限和设

备过载的运行状态，针对不同的配电网运行状态，评估含分布式电源的配电网静态安全风险。3.含分布式电源的动态安全风险模型。为了客观地评估含分布式电源配电网的实际运行情况，针对不同的配电

网故障状态，需要对含分布式电源的配电网建立动态安全风险模型。4.含分布式电源的配电网运行风险评估指标体系。由于风险评估是对配电网遭受不同风险事件影响程度的评估，

因此有别于传统的评价指标，如可靠性指标表征系统特征属性的评价指标，风险评估指标体系应是建立在可

容许界限上的表征风险事件严重程度的指标体系。5.风险控制的必要性与风险评估反馈机制。需要建立评估反馈机制，根据分布式电源并网引起的运行风险，提

出相应的应对措施，提高配电网的运行安全性。5.3电能质量分析与评估电能质量分析分析方法包括：系统频率分析方法、电压偏差分析方法、电压不平衡度分析方法、电压波动分析方法、电压闪变分

析方法、谐波分析方法、功率分析方法电能质量评估电能质量限值计算分布式电源并网系统电能质量测试考核点1.电力公司和用户的公共连接点(A点)的电能质量评估。2.分布式电源并网系统接入点的电能质量评估(B点和C点)。供电质量限值计算1.系统频率限值。频率偏差限值为士0.2Hz，当系统容量较小时，偏差限值可以放宽到士0.5Hz。2.供电电压偏差限值。35kV及以上供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%;20kV及以下三相供电电

压偏差为标称电压的士7%;对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、

用电双方协商确定。3.三相电压不平衡度限值。负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%。4.电压波动限值5.电压闪变限值6.谐波电压限值用电质量限值计算1.谐波电流限值2.分布式电源并网系统接入中压系统时的谐波电流发射限值3.分布式电源并网系统接入低压系统时的谐波电流发射限值。分布式发电系统接入低压系统时，分布式发电系统

向系统接入点注入的各次谐波电流分量(方均根值)应满足《IEEERecommendedPractiesandRequirementsforHarmonicControlinElectri-calPowerSystems》(IEEE519-1993)或《电

磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制》(GB/Z17625.5-2003)规定的谐

波电流限值要求。4.负序电流限值。电力用户注入公共连接点的负序电流应满足：负序电流的95%概率大值满足

负序电流的最大值满足5.功率冲击限值的具体要求：分布式发电系统投运后，电力用户和电力公司公共连接点处的功率因数绝对值应不小于0.9。1）电力用户产生的有功冲击在公共连接点引起的系统频率变化不应超过士0.2Hz，

根据冲击负荷性质和大小以及系统的条件也可适当变动，但应保证近区电力网、

发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。2）电力用户的功率冲击在公共连接点处引起的电压波动应满足限值要求。3）分布式电源并网系统的功率冲击在分布式发电系统接入点处引起的电压波动应

满足限值要求。6.功率因数限值的具体要求：电能质量评估方法1.建立供配电系统运行参数基础资料1）工厂配电系统图。2）配电系统各段供电母线最大和最小短路容量。3）计算配电系统各节点处的电能质量限值。4）标准工况下，系统频率变化趋势及统计报表。5）标准工况下，各供电母线基波电压、电压偏差、三相电压不平衡度、电压变动与闪变、谐波电压等供电电压

质量参数变化趋势及统计报表。6）标准工况下，主要供电线路基波电流、负序电流、有功功率、无功功率、视在功率、功率因数、谐波电流等

用电参数变化趋势及统计报表。2.供电质量评估方法分为：系统频率评估方法、电压偏差评估方法、电压不平衡度评估方法、电压波动评估方法、

电压闪变评估方法、谐波电压评估方法。3.用电质量评估方法分为：谐波电流评估方法、负序电流评估方法、功率冲击评估方法、功率因数评估方法。分布式电源并网运行管理与市场交易第6章

为促进分布式电源健康发展，需要加强电网调度运行控制管理，从并网服务、调度运行管理、专业管理及分布式发电市场化交易管理等方面进行分类管控，保障电网和分布式发电的安全稳定和经济运行。6.1分布式电源并网服务与管理国外典型分布式电源并网管理模式：通过对德国、美国及日本典型国家分布式电源并网管理模式调研可知，简化并网流程、严格技术规范是实现高渗透率并网的前提；对不同容量的分布式电源进行分类或差异化管理是实现高渗透率接入后电网管理的有效手段；运行管理逐渐由粗放转为精细是实现高渗透率接入后电网安全的前提。我国分布式电源并网管理政策法规：我国在分布式电源并网服务方面，主要内容包括提供快捷、便利的并网服务；加强流程管控、提升服务效率；强化配网建设，及时改造，确保分布式电源无障碍接入；积极制定相关标准，规范服务体系；建立机制，及时拨付补助资金，按期结算等。分布式电源并网基本要求

分布式电源接入电网前，其运营管理方与电网运营管理部门应按照统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原

则签订合同。

以分布式电源接入配电网门能有效传输电力并且确保电网的安全稳定运行作为并网点的确定原则。

当公共连接点处并入一个以上的分布式电源时，应总体考虑它们的影响。分布式电源接入系统方案应明确用户进线开关、并网点位置，并对接入分布式电源的配电线路载流量、变压器容量、

开关短路电流遮断能力进行校核。分布式电源可以专线或T线方式接入系统。分布式电源并网电压等级可根据各电网点接入容量进行初步选择。分布式电源并网服务流程

接入系统前期。由分布式电源项目业主完成接入系统设计，提交评审申请及接入电网意见函申请，电网企业组织开

展分布式电源接入系统方案审定。并网工程建设。在工程建设中，由电网企业负责公共电网改造工程建设，包括随公共电网线路架设的通信光见及相

应公共电网变电站通信设备改造等。并网调度协议和购售电合同签署。完成项目和并网工程建设后，分布式电源项目业主可提出并网申请，电网企业确

认申请后签署并网调度协议和购售电合同，并报调度机构和交易中心等部门备案。并网调试和检测。电能计量装置安装、合同与协议签后，电网企业应组织相关部门开展项目并网验收及并网调试，

出具并网验收意见，调试通过后并网运行。并网运行。完成项目建设、合同签署、并网检测等流程后，分布式电源可正常并网运行，在并网运行时，分布式电

源的运行应服从电力调度机构的统一调度，并提供分布式电源运行监控等相关信息。并网检测。检测内容涵盖有功功率控制和无功/电压调节、电能质量、运行适应性、安全与保护功能、电源起停对

电网的影响以及调度运行机构要求的其他并网检测项目。分布式电源电能计量点设置原则分布式电源采用专线接入公共电网的，电能计量点设在产权分界点。

分布式电源采用T接方式接入公用线路的，电能计量点设在分布式电源出线侧。

分布式电源接入企业(用户)内部电网的，电能计量点设在并网点。

其他情况按照合同执行。6.2分布式电源运行服务与管理国外典型分布式电源调度运行管理模式。建立完善的运行管理规范体系是保障分布式电源调度运行管理的重要抓手；出于安全考虑，必要情况下，可能会对分布式电源进行出力控制，甚至断开与电网的连接；促进开展虚拟电厂和需求侧等新形式的广泛使用，是分布式电源调度运行管理的有效措施；对不同容量的分布式电源进行分类或差异化运行管理是分布式电源调度运行管理的重要内容。我国分布式电源调度运行管理政策法规。现有运行管理的要求主要是从减少业主投资成本、支持分布式电源发展的角度出发，要求相对较低。分布式电源运行要求分布式电源运行管理基本要求：分布式电源主要接入地市级配电网范围内，当分布式光伏、风电、海洋能等发电项

目总装机容量超过当地年最大负荷的1%时，应开展短期和超短期发电功率预测，同时对其有功功率输出进行监测。分布式电源正常运行方式的运行要求：通过10(6)~35kV电压等级并网的分布式电源应具备有功功率调节能力，并能

根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源的有功功率输出，确保分布式电源最大输出功率及功率变化率

不超过电网调度机构的指定值，以确保电网故障或特殊运行方式时电力系统的稳定。分布式电源事故或紧急控制的运行要求：在电力系统事故或紧急情况下，为保障电力系统安全，电网企业有权限制

分布式电源出力或暂时解列分布式电源。分布式电源日常管理时间维度管理。时间维度管理是指从不同的时间分辨率出发，对分布式电源运行特性进行分析，包括而不限于分布

式电源调度运行日分析与管理、周(旬)分析与管理、月(季)分析与管理、年度分析与管理等，以及和分布式电源运行

相关的其他信息。空间维度管理。空间维度管理主要从不同地理位置、不同电源类型、不同电压等级和不同统计口径等角度着手，对

分布式电源重点地区及主要电压等级进行不同维度的运行分析管理。分布式电源运维与检修管理运维要求：1.首先应保证系统本身安全，确保系统不会对人员造成危害，并使系统维持最大的发电能力。2.系统中的主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内，达不到要求的部件应及时维修或更换。3.系统的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境通风散热应良好，设备上的灰尘和

污物应及时清理。4.系统的主要部件上的各种警示标识应保持完整，各个接线端子应牢固可靠，设备的接线孔处应采取有

效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。5.系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工作并保持清洁。6.系统中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求，并定期校准。7.系统运维人员应具备与自身职责相应的专业技能。8.系统运维的全部过程需要进行详细的记录，对于所有记录必须妥善保管，并对每次故障记录进行分析。运维内容：分布式光伏发电系统(含户用光伏)运维的主要内容涵盖了光伏组件及支架、直流汇流箱、直流配电柜、

逆变器、接地与防雷系统、数据通信系统、气象站，以及光伏系统与基础、光伏玻璃幕墙结合部分等。运维中存在的问题：大规模数据接入与存储带来的挑战、运维系统功能有待提升、光伏数据传输可靠性低。运维管理措施分布式电源检修管理。电网企业调度机构在分布式电源检修管理层面主要遵循制度包括严格执行现场勘察制度、严

格执行工作票制度、严格执行工作许可制度、严格执行工作监护制度。6.3含分布式电源的调度专业管理调度专业概述含分布式电源的调度计划专业管理含分布式电源的调度计划专业主要职责包括但不限于以下方面：1.制定年度（月度、周）调度计划，主要包括主要发、输、变电设备检修计划表，各电厂发电量调度计划表，

各电厂可调出力、计划出力表，主要新设备投产计划表等。2.制定日前调度计划，主要包括本地区预计负荷曲线及全日用电量，电厂有功出力曲线、机组运行、检修、备

用及开停机时间，水电及新能源日调度计划，电力交换曲线和全日交换电量，已批准的设备检修停役申请单

等，在节日或特殊保电期编制节日或特殊保电期调度计划。3.进行本地区负荷预测，包括年、月、周、日、超短期负荷预测及母线负荷预测，并在调度侧对风光等分布式

电源进行功率预测，与并网变电站所在的母线进行负荷等值。4.编制日前电能平衡计划，包括日负荷预计曲线、母线负荷预测曲线和本地区非统调电厂出力计划曲线，将集

中式新能源及分布式电源纳入日前发电计划，统筹电力电量平衡，优化配置调峰资源。5.日前计划安全校核，负责本地区电网日前发电计划和检修计划的量化安全校核，将修正后的日发电计划下达

本地区电厂。6.负责电网运行风险预警发布并落实职责范围内的预控措施。含分布式电源的调度运行方式专业管理分布式电源接入后运行方式专业的主要职责包括以下方面：1.负责辖区内电网运行方式专业管理工作，指导电力系统的建设、生产和运行，运行方式是电网规划重要依据。2.运行方式计算分析数据管理。3.电网正常及计划检修方式下的潮流分布情况、稳定水平情况和短路容量水平，评估电网运行风险，制订运行

限额及相应控制要求；组织编写潮流控制预案，年度度夏形势分析报告、重大保供电、节假日运行分析报告。4.负责所辖地区电网的安全稳定分析，编制运行方式、稳定限额和安全稳定措施等，配合上级调度完成重大方

式专题安全校核，并将稳定计算报告和安全稳定控制措施落实情况报上级调度备案。5.根据用户提供的有关资料，对新建或扩建设备进行设备命名及编号，并与相应用户签订调度协议。6.根据系统电压情况及时通知调整有关变电站主变分接开关位置，以保证系统电压质量。7.统计每月最大负荷及年最大负荷资料，做好负荷特性数据统计、上报工作；根据负荷预测情况对电网的远景

规划和发展设计及新建、扩建、改建工程的设计提出意见。8.开展电网风险管理，负责编制发布月度电网运行方式风险评估表和周电网运行风险预警通知单，做好年度和

月度风险报备工作；开展运行方式专业安全性评价工作，提出调整电网运行方式降低输变电线损的措施计划。9.开展风险预警分析，包括停电方式或特殊运行方式下设备N－1故障后的系统稳定情况，说明主要风险点；进

行风险分析时，应考虑设备N－1故障后不能恢复运行的情况。10.根据系统运行情况，为供电可靠率计算提供原始数据，为电网薄弱环节分析提供对策及建议。11.电网无功功率平衡和优化，编制电压曲线，收集电压监测点电压数据，做好电压合格率的计算和上报，重

点加强对分布式电源的电压监测。含分布式电源的调度控制专业管理调度控制专业主要是指调度运行管理，包括电网实时监控管理、在线安全分析管理、监控运行分析管理等内容，由各级调控机构组成。含分布式电源的继电保护专业管理含分布式电源的继电保护专业职责主要包括但不限于以下内容：1.负责调管范围内继电保护及安全自动装置的整定计算及管理工作，协调厂、网间相关继电保护电气设备的整

定配合工作。2.参与继电保护动作行为分析，负责本地区电网继电保护及安全自动装置统计评价工作，并按要求定期上报计

划、分析等报表。3.开展分布式电源接入后的重点局部地区及典型案例继电保护整定计算专题研究。4.负责收集、整理继电保护运行资料和电气设备的有关参数。5.负责编制或修订继电保护年度整定方案。6.负责制订继电保护运行管理规定，组织制订或修编年度继电保护运行说明。7.负责辖区电网继电保护专业的安全性评价工作。含分布式电源的调度自动化专业管理含分布式电源的调度自动化专业职责主要包括但不限于以下内容：1.负责直调范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和

运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力监控系统安全防护工作。2.调度自动化信息管理。3.调度自动化运行管理。4.调度自动化检修管理。5.调度自动化缺陷管理。6.电力监控系统安全防护管理。7.通信通道运行要求含分布式电源的水电及新能源专业管理水电及新能源专业的主要工作职责包括但不限于以下方面：1.监控、指导、考核直调水电厂和直调新能源场站相关调度及自动化系统运行管理。2.运行管理本地区的水电、新能源调度应用模块，保障系统稳定、可靠运行，满足水电及新能源调度运行业务

的需要。3.开展本地区风光资源监测与评估，分析基于资源信息的理论功率计算。4.向上级调度机构传送重点水电厂、新能源场站的调度相关信息；考核下级调度机构水电、新能源调度应用模

块的运行情况，定期发布运行通报。5.组织处理影响本地区水电、新能源调度应用模块正常运行的数据通信故障。6.4分布式发电市场化交易管理分布式发电市场化交易规则《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源【2017】1901号）中对参与分布式发电市场化交易的项目的规模做了如下限制：1.接网电压等级在35kV及以下的项目容量不超过20MW;2.单体项目容量超过20MW但不高于50MW，接网电压等级不超过110kV且在该电压等级范围内就近消纳。考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别，可采取以下其中之一或多种模式：1.直接交易模式;2.委托电网企业代售电交易模式;3.电网收购交易模式。不同发电／交易模式下的结算电价和度电补贴分布式发电交易“过网费”制定“过网费”标准确定原则：其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。消纳范围认定及“过网费”标准适用准则：分布式发电项目应尽可能与电网连接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易，当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳，执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的“过网费”标准，依次类推。此时该分布式电源对电网运行的影响已扩大到上一级电压等级范围，已按接入上一级电压等级配电网对待，理应承担上一级电压等级的“过网费”。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近，则“过网费”越少。分布式发电市场化交易准入机制符合准入条件的分布式发电项目，需向能源主管部门备案并经电网公司进行技术审核，在分布式发电交易平台登记后进行交易。电网企业可接受发电项目委托，对电力进行代售。接受委托的电网经营范围包含售电、配售或电力供应等业务。参与电力交易的电力用户应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的，用电量且负荷稳定的企业或其他机构。分布式发电市场化交易对电网运行管理带来的挑战分布式发电市场化后，将会极大地刺激分布式电源出现较大幅度增长，对配电网接纳分布式电源能力及评估管

理带来了巨大挑战。分布式电源的大幅增长将大幅增加电网企业地县调度业务的范围及深度，如何开展交易平台建设，有力支撑电

量平衡、电量偏差调整、交易结算等业务开展成为电网企业调控管理的困难和挑战。

在专业队伍方面，我国电力市场方面人才相对匮乏，在分布式发电市场化交易层面更是捉襟见肘。新一轮的电

力市场化改革、新兴形式呈现的分布式发展，都将给电网企业的调控管理带来较大挑战。

在基础理论研究层面，分布式发电市场化对配电网电力平衡管理及技术支撑建设提出更高要求，如何建立配电

网安全校核机制，开展分布式光伏功率预测、有源配电网优化控制等基础研究将对市场化的开展和电网企业的管

理带来深层次的影响和挑战。分布式电源并网数据采集与监测第7章

分布式电源的快速发展对电网企业调度端实现数据接入全覆盖提出了新的要求。本章梳理了分布式电源运行管理对数据采集与通信的需求，描述了采集数据范围、采集数据频度，并以分布式光伏为例介绍了分布式电源静态信息。7.1分布式电源并网运行管理数据需求运行数据采集从分布式电源并网运行的角度，主要采集分布式电源的并网点数据，采集的数据包括但不限千以下内容：1.分布式电源并网点的有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数。2.分布式电源并网点的正向有功、反向有功、正向无功、反向无功电量值、分费率示数等。3.升压变压器高、低压侧的有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数。4.汇集线路的有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数。5.各电能表的事件记录。6.分布式电源各类开关位置信号及关键故障告警信号。对于不同类型的分布式电源，还可以采集其个性化的运行数据1.分布式光伏发电：气象信息、光伏逆变器信息。2.分布式风电：气象信息、风机信息。3.分布式储能：储能变流器信息、电池组信息。4.小水电：小水电机组信息、电能量信息、水情信息。采集数据频度380V/220V电压等级。

1）电量数据：每日00：00(24h周期)冻结上传2）曲线类数据：由采集终端当地储存，并响应采集主站端的召唤周期实现上传。2.10kV及以上电压等级1）对于采用调度数据网接入的分布式电源，其并网点和分布式电源本体运行数据实时接入调度系统的实时控

制区；其电能量数据和事件信息接入调度系统的非实时控制区，具体的数据采集频度由调度机构确定。

2）对于采用无线方式接入的分布式电源，其并网点和分布式电源本体的运行数据、告警与事件信息一般以固

定周期(如5min)采用自定义规约的方式实现数据上传；其电能量数据经用电采集系统实现上传，上传周期与380V/220V电压等级并网的分布式电源类似。7.2数据采集规约形式目前我国分布式电源数据采集及数据上传常用的规约形式主要有CDT规约、DL/T645规约、IEC60870-5-103规约、Modbus规约、IEC60870-5-101/104规约等。其中使用最广泛的通信协议是IEC60870-5-104协议（简称104协议），其具有数据流量大、可网络传输、实时性高、可靠性好等优点。然而，104协议是平面化的，它将通信规则和传输信息的语义组合在一起，104通信标准的功能不是成体系的完备结构，它不能离开通信规则而独立存在。104协议是面向点的数据，无法满足对分布式电源设备快速集成与灵活控制的要求。因此，在实际的应用中，应结合多种规约，发挥其各自优势，优化分布式电源数据采集。7.3分布式电源统一信息模型信息建模概览数据采集信息模型的层次结构逻辑设备概念逻辑设备、逻辑节点、数据对象、公用数据类之间的关系示例逻辑节点表说明系统逻辑节点1.物理装置信息（名称：LPHD)。该逻辑节点用于为物理装置的公用信息建模。2.公用逻辑节点。公用逻辑节点类为所有专用逻辑节点类提供强制数据或可选数据。它也包括可以用于所有专

用逻辑节点类中的诸如输入参考、统计计算方法等数据。3.逻辑节点：逻辑节点零(LLN0)