摘要：针对新能源发电并网对传统电网正常运行的影响，阐述了国内外新能源发电并网标准，并比较了国内外常用光伏发电和风力发电的并网标准，指出了制定新能源并网标准应重点考虑电能质量、保护与控制等方面的事宜，为我国制定其他形式的新能源并网标准以及发展和完善现有标准提供了可借鉴的参考。
关键词：新能源发电;智能电网;光伏发电;风力发电;并网标准
0 引 言
在能源危机及环境污染日益加重的情况下，人们更加注重太阳能、风能等可再生清洁能源的研究，但是由于分布广泛、能量密度低以及间歇性然等特点，大量新能源发电接入电网给传统电网的电能质量、保护与控制等方面带来了诸多不利影响。如何安全可靠地接入各种新能源发电，以减轻对现有电力系统的影响，不仅是智能电网的发展目标，同时也是智能电网面临的一大挑战。为此，本文对现有的光伏发电、风力发电并网标准进行了技术比较，指出了在新能源发电并网中应该重点考虑的问题。
1新能源发电并网标准概述
新能源发电的主要形式包括光伏发电、风力发电、生物质能发电和燃料电池等。国际上大多数新能源发电并网标准是针对目前应用较为广泛的光伏发电和风力发电而制定。因此，本文中重点进行光伏发电和风电并网技术标准的比较。
许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏标准u。J。如美国的IEEE，NEC，UL标准等，中国光伏标准委员会及中国国家电网也制定了光伏发电系统并网标准。而国际电工委员会制定的IEC标准是被广泛接受和采用的国际标准。
中国国家电工委员会(IEC)在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC 61400H-7]系列标准，并被欧洲、法国、日本、丹麦等国家或地区接纳和采用，作为制定本国标准的重要依据。该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。IEEE提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范旧1。中国国家标准是依据IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家风电并网标准制定的。
此外，IEEE 1547—2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电(Distributed Generation，DG) 性能、运行、测试、安全、维护方面的标准和要求，得到了国际上最广泛的认可一J，目前已经发展成为一系列的标准¨0。161(作为分布式发电的光伏发电和风力发电可参考此标准)。许多国家都有自己的 DG并网技术标准：加拿大两个主要的DG互联标准包括C22.2NO.257和C22.3NO.9。新西兰在 2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS 4777.1，AS 4777.2，AS 4777.3…。。在英国，G59/1 文件¨8|、ERll3/1¨引提供了不同容量和电压等级的 DG并网准则和要求。
2光伏发电并网技术要求比较
2.1并网方式
我国GB/T 19939—2005标准㈣1根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流的并网方式。
日本《电气事业法》(1998年)对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则作了如下区分：单独家用电用户的电力容量为不足50 kW的发电设备与低压配电线(电压600 V以下)并网，不足 2 000 kW的发电设备与高压配电线(电压大于600 V，小于7 000 V)并网。表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类口¨。
2.2电能质量
光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并符合标准。
2.2.1电压偏差
通常情况下，光伏发电系统并网不允许参与公共连接点(PCC)电压的调节，不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围，不应造成超过所连接区域电力系统设备额定值的过电压，也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。表2是国内标准GB/T 19964—2005心2|、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定(试行)》心31和国外标准IEEE 929、IEEEl547对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。
2.2.2电压波动和闪变
IEEE 1547标准指出：分布式电源不能使地区电力系统电压超过ANSI C84.1—1995‘241标准所规定的范围;与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%;分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。IEEE929—2000规定电压闪变限值不应超过 IEEE519—1992¨刈中的规定。
IEC61727—2004旧钊规定：光伏系统运行不应该使电压闪变超出IEC61000—3—3(<16A系统)、 IEC61000一3—5(≥16A系统)中相关的规定。
国家电网公司《光伏电站接人电网技术规定 (试行)》规定，光伏电站接入电网后，在PCC点的电压波动和闪变应满足GB/T12326—200812¨的规定，光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例、以及系统电压等级做不同处理。
2.2.3频率
几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定，如表 3所示。
2.2.4谐波与波形畸变
大部分的标准规定，光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平，以确保不会给并网的其他设备带来危害。测量并网系统注入的谐波电流时，不应包括任何由未连接光伏发电系统的电网上的谐波电压产生的谐波电流。国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示。
2.2.5直流分量
直流电流注入可能会导致变压器和电动机饱和和发热，也可以造成这些无源器件生产不可接受的谐波电流。当DG功率转换器直接与电网连接 (不带隔离变压器)，就有可能注入直流电流，影响变压器和其他磁性元件的饱和度及可能造成邻近电机的转矩脉动。国内外标准对DG并网注入的直流分量均有限制，如表5所示。
2.3保护与控制
几乎光伏发电并网标准均规定，当电力系统产生不正常运行状况时，需要光伏发电系统做出相应响应。这种响应可以确保系统和人员的安全，避免设备遭到损害。当电力系统发生故障时，光伏发电应该停止供电;在电力系统重合闸前，光伏发电应停止供电。
IEEEl547标准中，对异常电矽频率的响应时间的设置均考虑分布式电源的容量大小，分布式电源容量小于或等于30 kW时，设定点和分闸时间应固定或可调;容量大于30 kW时，频率设定点应可调。
2.3.1电压异常
各标准对于光伏发电异常电压的响应时间要求如表6所示，光伏发电应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除。
此外，国家电网公司在《光伏电站接人电网技术规定(试行)》中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。
2.3.2频率异常
当电网频率偏离规定的条件时，光伏发电系统应该停止向电网供电。如果频率在规定的跳闸时间内恢复到正常电网连续运行的情况时，就没有必要停止供电。频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作。表7是各标准对光伏发电系统频率异常时最大分闸时间的规定。
IEEE 929—2000标准规定对于大型系统，区域电力公司应该有能力根据实际需要调整该区域电网运行频率范围。而国网公司则要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力。
2.3.3防孤岛保护
在非计划孤岛运行下，光伏发电通过PCC接人电力系统供电，需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。由于超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电，在电网的电压和频率恢复到正常范围后，需延迟一段时间并人电网运行。表8是国内外标准对发生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定。
GB/T 19939—2005与国网标准指出，应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。IEEE 929— 2000和ULl741标准规定，所有的并网逆变器必须具有反孤岛效应的功能，同时这两个标准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。目前，我国还没有制定具有反孤岛功能的并网逆变器的相关标准。
3风力发电并网技术标准
3.1电能质量
3.1.1电压偏差
表9给出了国内标准(国家电网公司《风电场接人电网技术规定(修订版)》[28 3、GB/Z 19963— 2005[29。01)和国外标准(IEEE 1001—1988 c31|、加拿大各省电力公司标准∞纠)对风电场正常运行电压范围和风电场并网点处电压偏差限值的规定。在正常运行电压范围之内，风电场应能连续正常运行。
3.1.2电压波动和闪变
由于风机的出力会受到风速随机性的影响，所以在风力发电系统与电网接口处有可能造成电压波动。GB/Z 19963—2005与国家电网公司《风电场接人电网技术规定(修订版)》均规定，风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动应满足GBl2326—2008的要求，其中风电场引起的长时间闪变值P。。按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算，应根据IEC 61400—21有关规定进行。IEEE 1453— 2004标准∞纠中规定的闪变限值与中国国家标准基本相同，该标准同时规定了电压超过230 kV系统的闪变限值，可供中国参考使用。
3.1.3频率
中国和欧洲国家电网额定频率为50 Hz，美国和加拿大电网额定频率为60 Hz，因此，各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定也有所不同。大部分标准均规定，当电网频率超出表10所示的正常运行范围时，在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。表10给出了国内外标准中对风电场正常运行时的频率范围。
3.1.4谐波
GB/Z 19963与国网标准规定，当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时，需要对风电场注入系统的谐波电流作出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足 GB/T 14549—1993[34]的要求，其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算，应根据IEC 61400—21有关规定进行。
在IEC标准中，仅规定了整次谐波，在EN 50160和Measnet标准中，不仅定义了整次谐波，而且定义了间谐波和高次谐波。
3.2低电压穿越懈1
目前，中国的风力发电事业迅猛发展，伴随着风电装机容量的不断增加其占电网总装机容量的比例不断增大，尤其是在电网的末端其装机比重更大。当电网出现电压突降时，不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响，而且还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。低电压穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)就是当电网故障或扰动引起的风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落范围内，风电机组能够不间断并网运行。低电压穿越能力是指风电系统在并网点电压跌落时，能够保持并网，并向电网提供无功功率，菇持电网恢复，直到电网正常工作为止的能力。
3.2.1基本要求
各国对于低电压穿越的基本要求各不相同，但可以用几个关键点大致描述：并网点电压跌落至某一个最低限值u，时，风电机组能维持并网运行一段时间t，，且如果并网点电压值在一定时间限值t：内恢复到一定电压水平%时，风电机组保持并网运行。表11给出了各国标准中对风电场低电压穿’ 越能力要求中U，，t，，t：，v2等关键点的限值。
3.2.2有功恢复
国网规定：对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后快速恢复，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
德国规定：有功输出在故障切除后立即恢复，并且每秒钟至少增加额定功率的20%。网络故障时，机组必须能够提供电压扶持。如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%，机组必须切换到支持电压。机组必须在通过提供机端无功功率进行的故障识别后20 m8内提供电压支持，无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时无功电流增加2%。
此外，丹麦对于LVRT的要求具有双重电压降落特性。它要求两相短路100 ms后间隔300 ms再发生一次新的100 ms短路时不发生切机。单相短路100 ms后间隔l s再发生一次新的100 ms电压降落时要求也不发生切机。风电场应在电压重新到达0.9 pu以上后，不迟于10 s发出额定功率。电压降落期间，并网点的有功功率应满足以下条件：在电压恢复到0.9 pu后，应在不迟于10 s内满足与电网的无功功率交换要求。电压降落期间，风电场必须尽量发到风电场标称电流1.0倍的无功电流。
4结束语
新能源发电并网会对电力系统的电能质量，保护与控制等方面带来影响，在制定并网标准中应该重点予以关注。目前，除了光伏发电和风力发电，中国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范，而已制定的标准还不够成熟，尚需进一步发展和完善。 ——论文作者：张卫红，于吉庆，王坤
