摘要： 主要比较了国内外常用的光伏发电与风力发电的并网技术标准，分别从并网方式，电压偏差、电压波动和闪变、频率、谐波、直流注入等电能质量指标，保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。 指出了国内现有标准存在的不足，在并网技术标准的制定过程中，应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。
关键词： 新能源发电; 智能电网; 光伏发电; 风电; 并网技术; 标准
欧美发达国家近年提出 SmartGrid、IntelliGrid 等概念和研究计划[1]。 风力发电、光伏以及燃料电池发电等分布式可再生能源由于其本身的不稳定性，给传统配电网 的 电 压、电 能 质 量、继电保护等方面带来了诸多不利影响[2-3]。 新能源发电并网标准是推进新能源与智能电网发展的技术基础和先决条件。本文对现有的光伏发电与风力发电并网技术标准分别进行了比较，指出了在光伏发电与风力发电并网标准中应该重点考虑的问题。
1 光伏发电与风力发电并网标准概述
许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏发电系统并网技术标准，如美国的 IEEE、NEC、UL 标准等，我国光伏标准委员会及国家电网公司也制定了光伏发电系统并网标准。 国际电工委员会(IEC)制定的 IEC 标准是被广泛接受和采用的国际标准。
国际电工委员会在 1994 年率先制定了风轮发电 机 系 统 IEC61400 系 列 标 准，并 被 日 本 和 欧 洲众多国家和地区接纳和采用，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。 此外， IEEE 也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范[4]。 中国国家标准是参考 IEC61400 系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。
此外，IEEE1547—2003 标准第一次尝试统一所有 类 型 分 布 式 发 电 DG(Distributed Generation)性能、运行、测试、安全、维护等方面的标准和要求，得到了国际上最广泛的认可[5]，目前已经发展成为一系列的标准 IEEE1547.1—IEEE1547.6(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 2 个主要的 DG 互 联 标 准 为 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 AS4777.1、AS4777.2、AS4777.3[6]。
2 光伏发电并网技术标准
2.1 并网方式
我国 GB / T19939—2005 标 准[7]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 2 种并网方式，但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。
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上进行如下区分：单独家用用户的电力容量不足 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 600V 小于 7 000V)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[8]。
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]中，根据光伏电站接入电网的电压等级(0.4 kV、10 ~ 35 kV、66 kV)将光伏电站划分为小型、中型和大型，但没有明确光伏电站的容量。 IEEE929—2000[10]中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为 ≤10 kW、10 ～ 500 kW 和≥500 kW。 建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技 术 规 定》、IEEE929 和日本的相关规定，综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量，选择合适的并网电压等级和电气设备。
2.2 电能质量
任何形式的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都应受控，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至少符合电能质量国家标准。
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 / Z19939— 2005[7]、GB / T19964—2005[11]、国 家 电 网 公 司《光 伏电站接入电网技术规定》[9] 和国外标准 IEEE929[10]、 IEEE1547[12]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。
由表 2 可见，我国标准均规定光伏发电系统并网处电压偏差应满足相应的电能质量国家标准，但是对正常运行电压范围的划分有所差别。 建议根据光伏发电系统的并网容量、合同电力、并网电压等级等因素综合考虑制定合适的正常运行电压范围，既要避免范围限定过于严格，不利于降低光伏发电系统的并网运行利用率，也要避免范围过于宽泛，影响到并网电力系统的安全、稳定性。
2.2.2 电压波动和闪变
IEEE1547 [12]标准指出：分布式电源不能使地区电力系统电压超过 ANSIC84.1—1995 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[10]规定电压闪变限值不应超过 IEEE519—1992[13]中的规定。 IEC61727—2004[14]规定：光伏发电系统运行不应该使电压闪变超出 IEC61000-3-3(<16 A 系统)、IEC61000-3-5(≥16 A 系统)中的相关规定。
GB / Z19964—2005[11]及国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]均规定，光伏电站接入电网后，PCC 点的电压波动和闪变应满足 GB / T12326— 2000 的规定，光伏电站引起的电压闪变值应根据光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。
一般而言，光伏发电系统与电网相联引起的电压波动和闪变很小，基本不会引起电网的电压波动和闪变值越限。
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[7，9-12，14]。
我国国家标准并未对光伏发电系统的正常运行频率范围做出规定，仅规定频率偏差限值为±0.5 Hz。而 GB / T15945—2008 中规定，用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过 ± 0.2 Hz，当系统容量较小(系统装机容量不大于 3 000 MW)时可以放宽到 ± 0.5 Hz。
IEEE929 [10]中指出，对于小型独立的电力系统，不宜将频率偏差规定得太小，通常要在上述规定的频率范围外有一定的频率偏差。 如将系统频率偏差规定得过小，势必影响电气设备对频率的适应性。 对于大型的光伏发电系统，电网也许需要其能够主动参与调节电网频率。 因此，本文建议可以将光伏发电系统看作一类特殊的负荷，采纳 GB / T15945—2008 中的方法，对容量较小的光伏发电系统制定较为宽泛的正常运行频率范围和偏差限值。
2.2.4 谐波与波形畸变
大部分国内外标准规定，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。 国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表 4 所示[7，10-14]。国家标准、IEC61727—2004 及 IEEE 标 准 均 规定偶次谐波电流畸变值不应超过奇次谐波的 25 %，对谐波次数小于 35 次的电流畸变限值的规定也相同。 但国家标准和 IEC61727 没有规定谐波次数大于 35 的谐波电流畸变限值，本文建议该限值可参考 IEEE1547 标准进行补充完善。
2.2.5 直流分量
当光伏发电系统的并网逆变器输出端直接与电网连接(不带隔离变压器)，逆变器存在参数不均衡、触发脉冲不对称等情况时，可能向电网注入直流电流。 直流注入将会对变压器等电网设备产生不良影响。 因此，国内外标准对光伏发电系统并网注入的直流分量均有限制，如表 5 所示[7，9-12，14]。
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中对光伏电站并网运行时馈入电网的直流分量的限值要比国家标准严格。 除了对光伏发电系统的直流注入进行限定之外，有些国家的标准还规定，一旦光伏发电系统的直流注入超过规定值就需在规定时间内切除电源[6]，这在我国标准中尚未体现。
2.3 保护与控制
2.3.1 电压异常
各标准对于光伏发电系统异常电压的响应时间要求如表 6 所示，光伏发电系统应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除[7，9-10，12，14]。
由表 6 可知，各标准对各范围异常电压的响应时间要求基本相同，对异常电压的划分范围有所差别。异常电压范围的划分与 2.2.1 节中的正常运行电压范围有关。
2.3.2 低电压穿越
有些标准还要求大型和中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力，国家电网公司《光伏 电 站 接入 电网技术规定》[9]中对大中型光伏电站的低电压穿越要求为：当并网点电压跌落至 20%标称电压时，光伏电站能保证不间断并网运行 1 s;且如果光伏电站并网点电压发生跌落后 3 s 内能恢复到标称电压的 90% 时，光伏电站应能保证不间断并网运行。 建议在制定或修改国家标准时重点考虑这方面的问题，当电网故障时，充分利用光伏发电系统的低电压穿越能力为电网提供电压支撑。
2.3.3 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，则不必停止供电。 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[7，9-10，12，14]。 光伏发电系统对异常频率的响应时间如表 7 所示。
国家电网公司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，这有利于光伏发电系统在一定条件下参与调节电网频率。 我国在制定国家标准时，也应当考虑电网的实际情况，规定光伏发电系统的耐受系统频率异常的能力。
2.3.4 防孤岛保护
防孤岛保护是分布式电源特有的保护。 几乎所有的标准均要求当光伏发电系统并入的电网失压，处于非计划孤岛运行时，需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。 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，需延迟一段时间再并入电网运行。 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[7，9-10，12，14]。
IEEE929[10]和 UL1741 标准还规定，所有的并网逆变器必须具有防孤岛效应的功能，同时这 2 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。 我国还没有制定具有防孤岛功能的并网逆变器的相关标准，建议尽快加以制定完善。
3 风力发电并网技术标准
3.1 并网方式
目前，国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。 考虑到不同的风力发电机组工作原理不同，因此其并网方式也有区别。 国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。 同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网;异步风力发电机组的并网方式则主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等[15]。
各种并网方式都有其自身的优缺点，根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式，可以减小风电机组并网时对电网的冲击，保证电网的安全稳定运行。
我国在制定风力发 电并网国家标准 GB / Z 19963—2005[16]时，只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平，是一个很低的标准。 近年来风电事业发展迅速，整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点，对电网的渗透率越来越高，为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源，有必要对原有标准进行升级完善。
3.2 电能质量
大部分国家和地区的风力发电并网标准均要求风电场正常运行时满足本国家和地区的电能质量标准。
3.2.1 电压偏差
表 9 给出了国内标准 (GB / Z19963—2005 [16]、国 家 电 网 公 司《风电场接入电网技术规定》[17 ])和 IEEE1001—1988[18]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。
3.2.2 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，有可能在风力发电系统与电网接口处造成电压波动。
GB / Z19963—2005 [16]与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》[17]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和闪变应满足 GB12326—2008 的要求，其中风电场引起的长时间闪变值 Plt 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 IEC61400-21 有关规定进行。
IEEE1453—2004 标准[19]中规定的 220 kV 以下闪变限值与我国国家标准 GB12326—2000 相同，该标准同时规定了电压超过 230 kV 系统的闪变限值，而在 GB12326—2000 中没有规定。 GB12326—2008 中虽然规定了系统正常运行时较小方式下 220 kV 以上的长时间闪变值 Plt，却未对短时间闪变值 Pst 做出具体说明，建议做出补充修订。——论文作者：王继东 1 ，张小静 1 ，杜旭浩 1 ，李国栋 2
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