分布式电源的安全管理分析及对策

● 湖南·国网株洲供电公司 苏 鑫 吴 珊 陈贵斌

近几年来，国家提出并鼓励发展新能源的政策，电网企业积极响应，加大新能源消纳力度，新能源已成蓬勃发展态势。但光伏发电、风电等分布式新能源频繁接入电网，给电网系统人身、设备带来较大安全风险，网源矛盾较突出。为切实解决这些矛盾，笔者选取了湖南攸县作为调研点，深入国网攸县供电公司新能源现场，对新能源现状、安全管理情况进行调研，深入查找新能源安全风险和存在的问题，针对存在的问题，提出了具体的防范措施。

1 攸县新能源现状

1.1 新能源规模

攸县目前新能源只有光伏电站，已建成投产10kV并网光伏电站1座，容量742kW；380V及以下并网的分布式光伏电站42座，容量9830kW；在建35kV并网的光伏电站1座，容量40MW。

1.2 380V及以下光伏电站情况

380V及以下光伏电站共有4种情况，第一种为居民用户，第二种为T接在公用低压线路上，第三种为接入公变台区低压回路，第四种为通过专用变压器升压至10kV。

2 分布式光伏电站有关技术要求

2.1 基本原理

光伏电站一般由太阳能电池组件、直流配电单元、并网逆变器、交流配电单元等组成，太阳能通过电池组件转化为直流电，再通过并网逆变器将直流电转化为与电网同频率、同相位的交流电，经变压器升压后馈入电网。

逆变器是光伏系统核心设备，它的基本原理是将直流电压经过直流EMI滤波电路、逆变单元，将直流电压变换为三相交流电压，通过输出滤波器滤除高频分量，再经过一级交流接触器后，通过交流EMI电路和交流断路器后接入电网。逆变器有4种工作模式：开机自检、正常工作、待机状态、故障状态。

2.2 技术要求

（1）分布式光伏电站应具有在电网故障及恢复过程中的自保护能力。

（2）分布式光伏电站的接地方式应与电网侧的接地方式相适应，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。

（3）分布式光伏电站所采用的逆变器应通过国家相关机构的检测或认证，应具备快速检测孤岛且断开与电网连接的能力，应具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能。防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合。

（4）对接入分布式光伏电站的线路载流量、变压器容量进行校核，以满足光伏电站发电上网和离网后用户用电需求。

（5）分布式光伏电站公共连接点的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、谐波等电能质量指标应满足国家标准规定。

（6）接入220/380V配电网的分布式光伏电站并网验收时，应测量其并网点谐波。

（7）分布式光伏电站接入10～35kV配电网，并网点开断设备应采用易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的断路器；分布式光伏电站接入380V配电网,并网点开断设备应采用易操作、具有明显开断指示、可开断故障电流的并网专用开关。

3 存在的主要问题

3.1 电网和设备安全方面

（1）孤岛危害。孤岛现象指电网失电时，分布式光伏电站仍保持对失电电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：干扰电网的正常合闸；电网不能控制孤岛中的电压和频率，电压和频率异常，从而损坏配电设备和用户设备。

（2）光照资源的随机性、间歇性对电网产生冲击。因辖区内负荷有峰谷，若辖区光伏电站较多，在阳光充足时，光伏电站发电功率突增，造成变电站变压器功率突减,带来网络损耗的增加。

（3）对电压造成影响。配电网一般呈辐射状，电压沿馈线潮流方向逐渐降低。接入光伏电站后，由于馈线上的传输功率减少，使沿馈线各负荷节点处的电压被抬高，可能导致一些负荷节点的电压偏移超标。

（4）并网验收不规范带来运行安全隐患。首次试送电时逆变器的防孤岛性能未测试；在并网验收时厂方人员参与度不高，对产权所有人或光伏电站运管人员交底不到位；380V及以下的光伏电站基本没有严格测试逆变器，并网未能严格验收。

3.2 人身安全方面

（1）电网运维人员对新能源认识不够。普遍没有意识到光伏电站是一个新的电源点，认为电网侧停电后，光伏电站不存在反送电情况，对人身安全、电网安全不构成风险。

（2）如发生孤岛现象，可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全。

（3）380V及以下的光伏电站尽管在并网点前（一般为逆变器）设置了切换开关，但没有明显的断开点，安全措施不可靠。

（4）基层供电所及运行单位基础台帐不完善。普遍没有光伏电站在电网上的具体接入情况，存在安全防范措施不到位的风险。

（5）新能源运营方运管不力。小型光伏电站无运管人员，如有检修施工需求，一般自行处理，未与电网运维人员形成有效沟通。

4 对新能源安全管理工作的建议

4.1 保障电网安全和设备安全方面

（1）加强新能源接入规划。根据变电站负荷情况，按照就近消纳、尽可能减少向高电压等级倒送的原则，确定辖区新能源发展规划，可划分为建议不发展、中度发展、高度发展等级别，从源头上引导新能源有序接入。

（2）加强新能源接入方案审批。重点把好并网点开断设备、无功配置、二次方案、通信方案审批关口，对装机容量较大的引导用户采用专线接入方式。

（3）加强10～35kV接入的新能源继电保护管理。新能源涉网继电保护定值严格按照国家电网公司企业标准分布式电源涉网保护技术规范（Q/GDW11198—2014）执行。分布式电源所有者根据相关技术规程、电网运行情况及设备技术条件、调度部门的要求，做好对所辖设备的整定值校核工作。涉网保护定值在调度部门备案，备案包括如下内容：并网点开断设备技术参数；保护功能配置；故障解列定值；逆变器防孤岛保护定值；阶段式过电流保护定值；重合闸相关定值。

当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，及时校核相关涉网保护的配置和整定，避免发生保护不正确动作。

（4）加强新能源并网验收、调试。10～35kV接入的新能源并网验收、调试由调度部门组织，380V及以下的由营销部门组织，安质部、运检部、调度部门参与。验收前，需取得以下合格资料：并网验收、调试申请资料；涉网继电保护定值（10～35kV）；主要电气设备清单；主要设备技术参数和型式认证报告、电池阵列的相关技术参数和逆变器的检测认证报告；新能源发电系统验收和调试报告（10～35kV）；电气试验及保护整定调试报告（10～35kV）。同时，厂方人员、产权所有人相关人员到场，做好技术交接工作。首次试送电时，逆变器的防孤岛性能必须测试。

4.2 确保人身安全方面

（1）加强电网运维人员新能源安全意识教育。提高电网运维人员对新能源的认识，停电作业前要采取安全技术措施。

（2）加强协议签订。10～35kV接入的新能源必须签订并网调度协议，协议中明确产权分界点、调度范围相关事项。新能源运营方报送具备相应技术能力的运行人员。380V及以下的由属地供电单位签订安全协议，协议中明确产权分界点及安全管理事项。

（3）加强380V及以下的光伏电站涉网安全管理。增设相应容量的刀闸，做好防人员误动的措施。同时，刀闸安装位置既应不受新能源运营方约束（如围栅内），又不能影响电网侧检修（如配电台区）。对于采用专变升压的方式，可不增设刀闸，但台区高压熔断器操作应不受新能源运营方约束。刀闸和高压熔断器有明确的设备编号，归属地电网运维人员操作，电网侧有检修时，为防止反送电，验电后高压熔断器应带走。新能源运营方如需检修停电，应向属地供电单位申请，供电企业配合停电，履行许可。

（4）加强基础资料管理。由属地供电单位建立清晰的新能源台帐和配网新能源接入点图纸，在本单位存档并实时更新，作为作业前填写两票的依据，同时报送调度部门。

（5）加强设备状态检测。建立光伏电站巡检抽检机制，明确新能源入网核心设备的测试项目，配备相关检测设备，开展技术培训。