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摘要：分布式光伏发电作为可再生资源利用的重要形式之一，如今在我国逐渐得到应用。但其是否可以适应配电网的自动化运行，仍然需要进一步的研究。本文对分布式光伏发电对配电自动化的影响作了系统分析，并给出了相应的措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词：分布式光伏发电；影响；应对；探讨
0 引言
所谓的分布式光伏发电，指的是采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统，其遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，是如今可再生资源利用的重要形式之一。而对于配电网来说，分布式光伏发电的应用对其有着一定的影响，需要我们采取有效措施做好应对，以使两者可以互相适应，从而为我国配电网的建设带来帮助。
1 分布式光伏接入对配电自动化影响分析
即馈线自动化影响和运行监控影响两个方面。
1.1 馈线自动化影响分析
馈线自动化是配电自动化系统的一项重要功能，已建成配电自动化系统采用的故障定位策略是依靠短路电流在配电网上的分布来进行故障定位，传统故障定位原理如下：如果一个区域的一个端点上报了短路电流信息，并且该区域的其他所有端点均未上报短路电流信息，则故障在该区域内；若其他端点中至少有一个也上报了短路电流信息，则故障不在该区域内。
对于分布式光伏发电接入馈线的情形，当某个区域发生故障时，除了该区域的主电源侧端点会流过主网电源供出的短路电流以外，该区域与分布式光伏发电连接的端点也会流过相应分布式光伏发电供出的短路电流。在配电网短路情况下，分布式电源对馈线和开关中流过的短路电流的影响可用图1来说明，当2号馈线开关B与C之间发生短路时：
（1）主电源和各个分布式光伏发电均向短路点注入短路电流，短路电流增大；
（2）短路点上游开关S2和开关B流过来自主电源、本馈线上游接入的光伏（PV2）和其他馈线上光伏（PV1和PV4）的短路电流；其中来自分布式光伏发电的短路电流使得故障段馈线电压上升，从而导致主电源供出的短路电流与没有光伏时相比有所降低。
图1 分布式光伏发电对配电网短路电流的影响
若主网电源供出的短路电流与分布式光伏发电供出的短路电流相差较大时，可以通过提高短路电流上报阈值，来区分主网电源与分布式光伏发电供出的短路电流，从而根据短路电流信息进行故障定位。当主网电源与分布式光伏发电供出的短路电流相差不大时，则难以进行区分，依靠传统故障定位原理进行故障定位可能发生误判。
例如，对于图2的情形，区域（A，B，C）内部故障时，开关S和A流过主电源供出的短路电流，开关B、E和G流过分布式光伏发电（PV）供出的短路电流，若两者差别较大，则可以通过设置恰当的短路电流上报阈值，使得只有S和A上报短路电流，依据传统故障定位原理可以正确判断出故障发生在区域（A，B，C）内。
图2 分布式光伏发电接入配电网的情形
若主网电源与分布式光伏发电（PV）两者供出的短路电流差别不大，则难以设置出恰当的短路电流上报阈值，可能造成S、A、B、E和G均上报短路电流信息，依据传统故障定位原理无法正确地判断出故障区域。
系统短路容量越小、故障区域距离主电源越远，则主电源供出的短路电流越小；故障区域对侧的分布式光伏发电容量越大、距故障点越近则分布式光伏发电供出的短路电流越大。通过对不同光伏接入容量、不同系统短路容量、不同导线型号的配电网短路进行仿真结果分析可知：
（1）针对电缆线路，在最不利条件下，当分布式光伏发电接入容量占负荷容量25%，供电半径在15km以内，或接入容量占负荷容量达到50%，供电半径在5.9km以内，馈线自动化不受到分布式光伏发电接入的影响，无需做调整。
（2）针对架空线路，在最不利条件下，当分布式光伏发电接入容量占负荷容量25%时，供电半径6.3km以内，或接入容量占负荷容量达到50%时，供电半径1.9km以内，馈线自动化故障定位不受到分布式光伏发电接入的影响，无需做调整。
一般城市配网电缆馈线供电半径大部分都在5km以内，在分布式光伏发电接入容量不超过馈线载流量25%的条件下，各公司的电缆馈线基本都能满足传统故障定位规则要求。
针对供电半径较长的架空线路则可能出现传统故障定位原理不能适应的情况，需要进一步对架空线路的馈线自动化功能做出调整。
1.2 运行监控影响分析
分布式光伏发电接入电网还改变了配电网的潮流分布，影响着配电网的稳态电压分布。一方面，分布式光伏发电的合理配置对配电网的电压具有支撑作用；另一方面，分布式光伏发电的无约束运行可能导致配电网某些节点出现过电压或严重电压波动。
对分布式光伏发电大量接入对配电网电压偏差和电压波动仿真结果如图3和图4。分析结论如下。
Y：母线电压升，X：PV容量与短路容量比，
Y：母线电压，X：PV容量与短路容量比
图3 光伏容量对母线电压抬升量及母线电压的影响
图4 不同光伏容量对馈线末端电压的影响
负荷沿线递减且分布式光伏集中于馈线末端时，对电压越限及电压波动的影响最突出。
对于单电源辐射式接线的配电网，无论分布式光伏发电电源在何处并网，馈线末端的电压波动总是最大。
光伏功率波动引起的电压波动与光伏容量和馈线长度成正比。
光伏输出功率的变化量越大，引起相关配电线路的电压波动越大。
2 分布式光伏接入对配电自动化应对措施
2.1 馈线自动化应对措施
Q/GDW480-2010《分布式电源接入电网技术规定》规定，非有意识孤岛的分布式光伏发电必须在馈线故障后2s内从电网脱离。据此，可采用分布式光伏发电脱网特性与重合闸的配合来消除短路电流中分布式光伏发电的影响。具体改进的策略如下。 （1）增加变电站重合闸延时时间，故障发生后2s内，该馈线上的分布式光伏发电全部从电网脱离。变电站出线断路器跳闸后经2.5s～3.5s延时进行重合，若是永久性故障，则变电站出线断路器再次跳闸，此时配电自动化系统二次采集到的故障信息就排除了分布式光伏发电的影响。
（2）配电终端上送过流信号不作保持，缩短信号保持时间在1s内。
现有配电终端通常为考虑过流信号可靠上送及线路巡检等原因，将过流信号保持较长时间（数分钟或小时），这将影响二次过流信号的上报。需要将过流信号的保持时间缩短或不作保持，但要保证信号的可靠上送。
主站故障处理功能需要增加对两次过流信号的叠加分析功能。应用于架空线路的馈线自动化，配电自动化主站故障处理功能软件需要增加过流信号叠加分析的功能。主站将重合闸前后两次收到的配电线路过流信号进行叠加匹配分析，对故障进行定位和分析处理。
分布式光伏发电并网发电接入容量超过线路容量的25%时，需要重新整定配电终端上报故障信息的阈值，提高设定值。具体整定原理如下。
设馈线末端发生两相相间短路时的短路电流为I"SC.min，灵敏度系数为Ks，Ks一般可取1.5～1.8，则配电终端的故障上报阈值Iset可整定为：
（1）
其中I"SC.min考虑了分布式光伏对主电源供出的短路电流的影响。设不考虑分布式光伏时馈线末端最小两相短路电流为ISC.min，馈线上分布式电源的额定电流为IPV，则式（1）整定计算所用的短路电流可按下式估算：
上述改进策略对于接入任意容量的分布式光伏发电的情形都适用，并且不必改变配电自动化系统的硬件，只需在故障处理应用软件中略加改动即可。
2.2 运行监控应对措施
分布式光伏发电并网运行扩大了配电调度运行监控的范围，增加了对配电网电压分布监控的要求以及对分布式光伏发电并网接入运行控制管理的要求，其复杂性和难度将随着分布式光伏发电渗透率的提高而增加。
对配电自动化系统的运行监控改造可以分为两个阶段实施：
（1）分布式光伏发电接入容量小于线路容量的25%时，主站系统增加对分布式光伏发电并网监控的基本功能。
（2）分布式光伏发电接入容量大于线路容量的25%时，需要配备分布式光伏发电并网运行分析扩展功能。
2.2.1 分布式光伏发电并网监控基本功能
（1）分布式光伏发电并网监测功能
在现有的配网运行监控功能的基础上，增加对10kV高压侧并网点及380V低压侧相关光伏接入信息的监测和控制，详细情况如表1所示。
表1 分布式光伏发电并网配电网新增监控信息表
针对分布式光伏发电接入10kV配电网并网情况，按照相关技术标准和《电力二次系统安全防护规定》要求，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令；分布式光伏发电应装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》要求的A级电能质量监测装置。
针对分布式光伏发电接入380V配电网的情况，分布式光伏的电能计量装置应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，采集数据上传至相关电网调度部门。
（2）分布式光伏发电并网接入运行控制管理
分布式光伏发电运行方式及安全管理，实现光伏并网/退出安全操作监视与校验；分布式光伏发电并网/退出管理按照并网调度等相关协议流程执行。
2.2.2 分布式光伏发电并网扩展功能
（1）含分布式光伏发电的配电网电压无功优化
分布式光伏发电并网后，会使得沿馈线的各负荷节点处的电压有所提高，甚至某些节点的电压会超过上限，对用户产生影响；分布式光伏发电的投退，也会导致馈线电压波动。分布式光伏发电并网后，只能在一定程度上改善配电网的无功不足，且有些分布式电源不但不能提供无功功率反而会消耗无功功率，含分布式光伏发电的配电网的无功优化采用合适的无功控制方案实现配网节点电压在规定范围内，具体包括在合适的节点位置安装合适容量的无功电源进行无功补偿，降低系统网损以及对无功补偿装置的综合优化控制。
（2）分布式光伏发电计划调度及功率平衡分析
分布式光伏发电大量并网，高渗透率情况下，分布式光伏发电计划调度及功率平衡分析考虑到分布式电源出力的不规律性，结合发电预测以及负荷预测，以区域电量平衡为原则，制定调度周期内各时段的分布式光伏发电功率控制策略，形成一个调度周期内的分布式光伏发电调度计划，并对分布式光伏发电功率计划的下发、调整以及执行结果监视的进行管理。
3 结论
综上所述，分布式光伏发电作为一种新的再生能源利用形式，其与配电网之间的适应问题需要得到有效的解决。因此，我们就需要分析两者间的影响，并采取有效措施做好控制与管理，从而促进分布式光伏发电又好又快发展。
参考文献：
[1]于磊、许丽丽、周鑫.分布式光伏发电对配电网的影响及对策[J].华北电力技术.2013（10）.
[2]许晓艳、黄越辉、刘纯、王伟胜.分布式光伏发电对配电网电压的影响及电压越限的解决方案[J].电网技术.2010（10）.
摘要：分布式光伏发电作为可再生资源利用的重要形式之一，如今在我国逐渐得到应用。但其是否可以适应配电网的自动化运行，仍然需要进一步的研究。本文对分布式光伏发电对配电自动化的影响作了系统分析，并给出了相应的措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词：分布式光伏发电；影响；应对；探讨
0 引言
所谓的分布式光伏发电，指的是采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统，其遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，是如今可再生资源利用的重要形式之一。而对于配电网来说，分布式光伏发电的应用对其有着一定的影响，需要我们采取有效措施做好应对，以使两者可以互相适应，从而为我国配电网的建设带来帮助。
1 分布式光伏接入对配电自动化影响分析
即馈线自动化影响和运行监控影响两个方面。
1.1 馈线自动化影响分析
馈线自动化是配电自动化系统的一项重要功能，已建成配电自动化系统采用的故障定位策略是依靠短路电流在配电网上的分布来进行故障定位，传统故障定位原理如下：如果一个区域的一个端点上报了短路电流信息，并且该区域的其他所有端点均未上报短路电流信息，则故障在该区域内；若其他端点中至少有一个也上报了短路电流信息，则故障不在该区域内。
对于分布式光伏发电接入馈线的情形，当某个区域发生故障时，除了该区域的主电源侧端点会流过主网电源供出的短路电流以外，该区域与分布式光伏发电连接的端点也会流过相应分布式光伏发电供出的短路电流。在配电网短路情况下，分布式电源对馈线和开关中流过的短路电流的影响可用图1来说明，当2号馈线开关B与C之间发生短路时：
（1）主电源和各个分布式光伏发电均向短路点注入短路电流，短路电流增大；
（2）短路点上游开关S2和开关B流过来自主电源、本馈线上游接入的光伏（PV2）和其他馈线上光伏（PV1和PV4）的短路电流；其中来自分布式光伏发电的短路电流使得故障段馈线电压上升，从而导致主电源供出的短路电流与没有光伏时相比有所降低。
图1 分布式光伏发电对配电网短路电流的影响
若主网电源供出的短路电流与分布式光伏发电供出的短路电流相差较大时，可以通过提高短路电流上报阈值，来区分主网电源与分布式光伏发电供出的短路电流，从而根据短路电流信息进行故障定位。当主网电源与分布式光伏发电供出的短路电流相差不大时，则难以进行区分，依靠传统故障定位原理进行故障定位可能发生误判。
例如，对于图2的情形，区域（A，B，C）内部故障时，开关S和A流过主电源供出的短路电流，开关B、E和G流过分布式光伏发电（PV）供出的短路电流，若两者差别较大，则可以通过设置恰当的短路电流上报阈值，使得只有S和A上报短路电流，依据传统故障定位原理可以正确判断出故障发生在区域（A，B，C）内。
图2 分布式光伏发电接入配电网的情形
若主网电源与分布式光伏发电（PV）两者供出的短路电流差别不大，则难以设置出恰当的短路电流上报阈值，可能造成S、A、B、E和G均上报短路电流信息，依据传统故障定位原理无法正确地判断出故障区域。
系统短路容量越小、故障区域距离主电源越远，则主电源供出的短路电流越小；故障区域对侧的分布式光伏发电容量越大、距故障点越近则分布式光伏发电供出的短路电流越大。通过对不同光伏接入容量、不同系统短路容量、不同导线型号的配电网短路进行仿真结果分析可知：
（1）针对电缆线路，在最不利条件下，当分布式光伏发电接入容量占负荷容量25%，供电半径在15km以内，或接入容量占负荷容量达到50%，供电半径在5.9km以内，馈线自动化不受到分布式光伏发电接入的影响，无需做调整。
（2）针对架空线路，在最不利条件下，当分布式光伏发电接入容量占负荷容量25%时，供电半径6.3km以内，或接入容量占负荷容量达到50%时，供电半径1.9km以内，馈线自动化故障定位不受到分布式光伏发电接入的影响，无需做调整。
一般城市配网电缆馈线供电半径大部分都在5km以内，在分布式光伏发电接入容量不超过馈线载流量25%的条件下，各公司的电缆馈线基本都能满足传统故障定位规则要求。
针对供电半径较长的架空线路则可能出现传统故障定位原理不能适应的情况，需要进一步对架空线路的馈线自动化功能做出调整。
1.2 运行监控影响分析
分布式光伏发电接入电网还改变了配电网的潮流分布，影响着配电网的稳态电压分布。一方面，分布式光伏发电的合理配置对配电网的电压具有支撑作用；另一方面，分布式光伏发电的无约束运行可能导致配电网某些节点出现过电压或严重电压波动。
对分布式光伏发电大量接入对配电网电压偏差和电压波动仿真结果如图3和图4。分析结论如下。
Y：母线电压升，X：PV容量与短路容量比，
Y：母线电压，X：PV容量与短路容量比
图3 光伏容量对母线电压抬升量及母线电压的影响
图4 不同光伏容量对馈线末端电压的影响
负荷沿线递减且分布式光伏集中于馈线末端时，对电压越限及电压波动的影响最突出。
对于单电源辐射式接线的配电网，无论分布式光伏发电电源在何处并网，馈线末端的电压波动总是最大。
光伏功率波动引起的电压波动与光伏容量和馈线长度成正比。
光伏输出功率的变化量越大，引起相关配电线路的电压波动越大。
2 分布式光伏接入对配电自动化应对措施
2.1 馈线自动化应对措施
Q/GDW480-2010《分布式电源接入电网技术规定》规定，非有意识孤岛的分布式光伏发电必须在馈线故障后2s内从电网脱离。据此，可采用分布式光伏发电脱网特性与重合闸的配合来消除短路电流中分布式光伏发电的影响。具体改进的策略如下。 （1）增加变电站重合闸延时时间，故障发生后2s内，该馈线上的分布式光伏发电全部从电网脱离。变电站出线断路器跳闸后经2.5s～3.5s延时进行重合，若是永久性故障，则变电站出线断路器再次跳闸，此时配电自动化系统二次采集到的故障信息就排除了分布式光伏发电的影响。
（2）配电终端上送过流信号不作保持，缩短信号保持时间在1s内。
现有配电终端通常为考虑过流信号可靠上送及线路巡检等原因，将过流信号保持较长时间（数分钟或小时），这将影响二次过流信号的上报。需要将过流信号的保持时间缩短或不作保持，但要保证信号的可靠上送。
主站故障处理功能需要增加对两次过流信号的叠加分析功能。应用于架空线路的馈线自动化，配电自动化主站故障处理功能软件需要增加过流信号叠加分析的功能。主站将重合闸前后两次收到的配电线路过流信号进行叠加匹配分析，对故障进行定位和分析处理。
分布式光伏发电并网发电接入容量超过线路容量的25%时，需要重新整定配电终端上报故障信息的阈值，提高设定值。具体整定原理如下。
设馈线末端发生两相相间短路时的短路电流为I"SC.min，灵敏度系数为Ks，Ks一般可取1.5～1.8，则配电终端的故障上报阈值Iset可整定为：
（1）
其中I"SC.min考虑了分布式光伏对主电源供出的短路电流的影响。设不考虑分布式光伏时馈线末端最小两相短路电流为ISC.min，馈线上分布式电源的额定电流为IPV，则式（1）整定计算所用的短路电流可按下式估算：
上述改进策略对于接入任意容量的分布式光伏发电的情形都适用，并且不必改变配电自动化系统的硬件，只需在故障处理应用软件中略加改动即可。
2.2 运行监控应对措施
分布式光伏发电并网运行扩大了配电调度运行监控的范围，增加了对配电网电压分布监控的要求以及对分布式光伏发电并网接入运行控制管理的要求，其复杂性和难度将随着分布式光伏发电渗透率的提高而增加。
对配电自动化系统的运行监控改造可以分为两个阶段实施：
（1）分布式光伏发电接入容量小于线路容量的25%时，主站系统增加对分布式光伏发电并网监控的基本功能。
（2）分布式光伏发电接入容量大于线路容量的25%时，需要配备分布式光伏发电并网运行分析扩展功能。
2.2.1 分布式光伏发电并网监控基本功能
（1）分布式光伏发电并网监测功能
在现有的配网运行监控功能的基础上，增加对10kV高压侧并网点及380V低压侧相关光伏接入信息的监测和控制，详细情况如表1所示。
表1 分布式光伏发电并网配电网新增监控信息表
针对分布式光伏发电接入10kV配电网并网情况，按照相关技术标准和《电力二次系统安全防护规定》要求，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令；分布式光伏发电应装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》要求的A级电能质量监测装置。
针对分布式光伏发电接入380V配电网的情况，分布式光伏的电能计量装置应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，采集数据上传至相关电网调度部门。
（2）分布式光伏发电并网接入运行控制管理
分布式光伏发电运行方式及安全管理，实现光伏并网/退出安全操作监视与校验；分布式光伏发电并网/退出管理按照并网调度等相关协议流程执行。
2.2.2 分布式光伏发电并网扩展功能
（1）含分布式光伏发电的配电网电压无功优化
分布式光伏发电并网后，会使得沿馈线的各负荷节点处的电压有所提高，甚至某些节点的电压会超过上限，对用户产生影响；分布式光伏发电的投退，也会导致馈线电压波动。分布式光伏发电并网后，只能在一定程度上改善配电网的无功不足，且有些分布式电源不但不能提供无功功率反而会消耗无功功率，含分布式光伏发电的配电网的无功优化采用合适的无功控制方案实现配网节点电压在规定范围内，具体包括在合适的节点位置安装合适容量的无功电源进行无功补偿，降低系统网损以及对无功补偿装置的综合优化控制。
（2）分布式光伏发电计划调度及功率平衡分析
分布式光伏发电大量并网，高渗透率情况下，分布式光伏发电计划调度及功率平衡分析考虑到分布式电源出力的不规律性，结合发电预测以及负荷预测，以区域电量平衡为原则，制定调度周期内各时段的分布式光伏发电功率控制策略，形成一个调度周期内的分布式光伏发电调度计划，并对分布式光伏发电功率计划的下发、调整以及执行结果监视的进行管理。
3 结论
综上所述，分布式光伏发电作为一种新的再生能源利用形式，其与配电网之间的适应问题需要得到有效的解决。因此，我们就需要分析两者间的影响，并采取有效措施做好控制与管理，从而促进分布式光伏发电又好又快发展。
参考文献：
[1]于磊、许丽丽、周鑫.分布式光伏发电对配电网的影响及对策[J].华北电力技术.2013（10）.
[2]许晓艳、黄越辉、刘纯、王伟胜.分布式光伏发电对配电网电压的影响及电压越限的解决方案[J].电网技术.2010（10）.