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1光伏及储能接入电网技术要求中国电力科学研究院国家能源太阳能发电研发(实验)中心2报告提纲1 项目背景标准建设情况23 新能源发电安全运行问题标准解析3并网方面：太阳能资源具有波动性和间歇性，加之电力系统中电力电子元件与电网设备相互作用，运行特性复杂，进一步增加了运行风险，对电力系统安全稳定运行造成较大影响。新能源发电遇到的问题 运行方面：“强直弱交”形态明显，特高压网架还处于发展过渡期；电网大规模储能应用不足，我国在储能技术的研究和应用方面较国外先进水平还有一定差距。 。 消纳方面：我国2013年首次出现弃光，2016年，全国弃光74亿千瓦时。国网经营范围内弃光电量69亿千瓦时，主要集中在西北，新疆、甘肃弃光电量占全网的80%。 20142016年国网经营区弃光电量和分布4对电网安全运行影响 电压 频率 次同步-4- 单 一 交 流 故 障 可 导致 灵 绍 、 银 东 直 流两 回 直 流 功 率 同 时降 至 零 ， 引 起 系 统频 率 升 至 50.5Hz以上 ， 易 引 发 新 能 源大 规 模 脱 网 2015年 7月 1日 ， 由于 新 疆 哈 密 山 北 地区 风 电 机 组 产 生 次同 步 谐 波 ， 经 5级变 压 ， 传 递 到 300多 公 里 ， 引 起 新 疆花 园 电 厂 3台 66万千 瓦 机 组 扭 振 保 护动 作 ， 火 电 机 组 相继 跳 闸 ， 电 厂 全 停 。扎 鲁 特 -青 州 特 高压 直 流 换 相 失 败期 间 ， 送 端 电 网暂 态 过 电 压 达 到1.3倍 额 定 电 压 ，近 区 风 机 等 新 能源 机 组 有 可 能 大规 模 连 锁 脱 网 。新能源机组并网发电安全运行问题p 风能、太阳能资源具有波动性和间歇性，加之电力系统中电力电子元件与电网设备相互作用，运行特性复杂，进一步增加了运行风险，对电力系统安全稳定运行造成较大影响。5从2009年起，随着分区标杆电价等一系列国家鼓励政策的出台，风电步入爆发式增长阶段。由于发展太快，发电设备技术性能没有得到及时改进，以致于发生风电机组大规模脱网等事故。例如，2011年全年因风电机组穿越能力差，共发生8起大规模脱网事故，风机脱网累计5447台次，损失出力合计694万千瓦。新能源机组并网发电安全运行问题一是同步发电机组规模越大，系统的转动惯量就越大承受外部扰动的能力就越强。二是同步发电机组规模越大，系统保持同步运行的能力就越强。三是同步机组规模越大，系统短路容量也越大，承受无功波动的能力就越强。6当 前 电 网西北 华东火 电 30%常 规 机 组转 动 惯 量有 效 转 动 惯 量 火 电 20% 常 规 机 组转 动 惯 量有 效 转 动 惯 量-6-新能源机组并网发电安全运行问题 系统转动惯量随着新能源装机和直流工程的发展而大幅下降。由下图可知，在西北送端电网中，目前风电和光伏发电装机占系统总装机容量的比例已经超过30%，到2020年这一比例将超过50%。由于风机转动惯量小、光伏发电没有转动惯量，而且目前新能源机组尚不参与调频调压，因此西北电网的抗扰动能力等同于下降30%和50%以上。在华东受端电网中，目前馈入的直流输电功率已超过其发电功率的20%，到2020年这一比例将超过40%，相当于华东电网抗扰动能力分别下降20%和40%以上。7现有国家相关标准中对常规火电、水电机组一次调频调压性能都有明确规定，但对新能源机组一次调频调压性能未做要求，因此，风电光伏发电站不参与系统的调频调压。新能源机组并网发电安全运行问题 随着新能源机组出力占比不断增加，系统频率调节能力持续下降，大功率缺失情况下，极易诱发全网频率问题。随着新能源并网容量快速增长，交流电网短路容量不足，应对无功冲击能力和电压调控能力下降。东 北 电 网 负 荷 水 平 5500万 千 瓦 ， 在 伊 穆 直流 闭 锁 缺 失 300万 千 瓦 功 率 情 况 下 ： (1)若 网 内 无 风 电 ， 频 率 下 跌 0.7Hz； (2)若 网 内 风 电 出 力 达 到 1000万 千 瓦 ， 频 率下 跌 1.1Hz， 引 发 低 频 减 载 动 作 (49.2Hz)。 西 北 电 网 负 荷 水 平 6800万 千 瓦 ， 损 失 350万千 瓦 功 率 情 况 下 ： (1)若 网 内 无 风 电 ， 频 率 下 跌 0.65Hz； (2)若 网 内 风 电 出 力 达 到 1200万 千 瓦 ， 频 率下 跌 0.95Hz， 比 无 风 电 时 增 加 0.3Hz。 电 压 波 动 （ 千 伏 ） 短 路 电 流 （ 千 安 ）无 功 冲 击（ 万 千 乏 ）短 路 电 流 减 小 ， 电 压 波 动 增 大-7-8新疆、甘肃、宁夏、河北等风电富集地区电网多次监测到由风机产生的次同步谐波。2015年7月1日，新疆哈密山北地区风电机组持续产生次同步谐波，花园电厂机组轴系次同步扭振保护动作，导致3台66万千瓦机组相继跳闸。随着风电、光伏的快速发展，由新能源引起的电网次同步振荡风险进一步加大。 本次事故中，山北地区风机产生的次同步谐波，经过5级变压，传递到300多公里外的火电厂，并最终造成电厂全停。 事件发生后，国网公司立即组织新疆加强次同步谐波监测，制定预案，并部署次同步谐波安控系统，有效控制了次同步谐波影响。P8-8-新能源机组并网发电安全运行问题10月 1日 山 北 地 区 次 同 步 谐 波 录 波 波 形安 控 正 确 动 作 切 除 部 分 风 电 机 组 后 ， 振 荡 消 失9随着特高压工程投运，浙江、江苏、安徽等省受端电网特征明显，分布式光伏爆发式增长，与集中式光伏、风电、水电等易形成叠加效应，加剧了电网调峰困难。分布式光伏发电对电网运行的影响 国庆、春节等假日，电网负荷下降明显，无功大量过剩；在分布式光伏大发时，电网局部区域有功倒送严重，使系统电压进一步提升，甚至越限，影响系统电压稳定性。 分布式光伏并网过于集中时，易导致并网点或母线电压长期接近或超电压上限运行，造成设备绝缘下降或损坏；光伏变流器等电力电子元件大规模接入电网，易导致谐波、电压闪变、三相不平衡等电能质量指标超标。101 新能源发电安全运行问题标准建设情况2 标准解析3报告提纲11标准建设情况 目前已从基础通用、规划设计、技术要求、测试评价、调度管理和验收等相关环节建立起针对光伏发电的较为完善的标准体系，其中涉及分布式光伏的功率预测、并网、保护、自动化等多个技术方面，共计57项标准：调度管理相关国家标准12项、电力&能源行标10项；规划设计相关国家标准3项、能源行标1项；技术要求相关国家标准4项、能源行标1项；测试评价相关国家标准3项、能源行标7项；基础通用相关国家标准5项、气象行标1项；验收相关国家标准1项。12标准建设情况 以GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定、GB/T 29319光伏发电系统接入配电网技术规定、GB/T 33593分布式电源并网技术要求为纲领，形成了接入35千伏及以下电压等级的光伏发电并网系列标准。 该系列标准中的功率控制、故障穿越、安全保护、电网适应性、调度自动化系统、电能质量、功率预测等方面的详细技术标准与分布式光伏密切相关，逐步形成了互相交叉、有力支撑的分布式光伏技术标准体系，为并网运行的执行提供了较为具体的技术参考和标准支撑。13标准建设情况14标准建设情况 目前与分布式光伏相关的标准涉及到分布式电源、光伏发电、分布式能源、微电网等相关技术领域。在不同的领域技术领域关注重点不同： 分布式电源领域并网标准主要从配电网的电源角度进行规定； 光伏发电领域并网标准主要关注光伏随机性对电网的影响及其对电网的支撑； 分布式能源领域尚未形成完善的技术体系； 微电网领域并网和运行控制主要关注微电网与大电网之间的互联互通。 分布式光伏处于交叉领域，分布式光伏发电的并网标准条款存在交叉和模糊的区域。15标准建设情况 储能变流器是储能系统与外部连接的枢纽元件，为加强储能技术引导和产业规范，需完善储能变流器领域的标准体系和认证规则，为储能产业发展提供服务支撑。国内储能变流器标准体系如下：1. 国家标准：GB/T 3 4 1 2 0 -2 0 1 7 电 化 学 储 能 系 统 储 能 变 流 器 技 术 规 范 GB/T 3 4 1 3 3 -2 0 1 7 储 能 变 流 器 检 测 技 术 规 程 2. 行业标准：NB/T 3 3 0 1 4 -2 0 1 4 电 化 学 储 能 系 统 接 入 配 电 网 运 行 控 制 规 范 NB/T 3 3 0 1 5 -2 0 1 4 电 化 学 储 能 系 统 接 入 配 电 网 技 术 规 定 NB/T 3 3 0 1 6 -2 0 1 4 电 化 学 储 能 系 统 接 入 配 电 网 测 试 规 程 3. 企业标准：Q/GDW 6 7 6 -2 0 1 1 储 能 系 统 接 入 配 电 网 测 试 规 范 Q/GDW 1 5 6 4 -2 0 1 4 储 能 系 统 接 入 配 电 网 技 术 规 定 161 新能源发电安全运行问题标准建设情况2 标准解析3报告提纲17/43光伏逆变器标准解析光伏发电并网逆变器技术要求 国标标 准 编 号 待 发 布 标 准 性 质 中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准18标准解析A类光伏逆变器指通过35kV及以上电压等级接入电网，或通过10 kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站使用的光伏逆变器。B类光伏逆变器指通过380 V电压等级接入电网，以及通过10(6) kV电压等级接入电网用户侧的光伏发电系统使用的光伏逆变器。A类光伏逆变器宜具有一次调频控制的功能，当系统频率偏差值大于+0.03Hz，光伏逆变器应能调节有功输出，具体要求如下：a)当系统频率上升时，光伏逆变器应减少有功输出，有功出力可减少量应至少为20%PN；b)若光伏逆变器留有备用容量或配有储能设备时，当系统频率下降时，光伏逆变器可增加有功输出，有功出力可增加量宜为10%PN；c)一次调频的调差率应可设置；d)一次调频控制响应时间不应大于500ms，调节时间不应大于2s。19标准解析A类光伏逆变器应在所示实线矩形框内动态可调，B类光伏逆变器应在所示阴影框内动态可调。具备电网无功支撑能力的A类光伏逆变器无功功率输出范围宜在虚线矩形框内动态可调。A类光伏逆变器应有多种无功控制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，具备接受功率控制系统指令控制输出无功功率能力，具备多种控制模式在线切换的能力。光伏逆变器无功功率控制误差不应大于光伏逆变器额定有功功率的1%，响应时间不应大于1s。最大输出功率（kVA）输出有功功率（cos=0.95和 cos=0.90）20标准解析 低电压穿越：30额定功率/秒的功率变化率平滑的恢复至故障前的值。高电压穿越：电网故障期间逆变器输出的有功功率变化值不应大于10% Pn。 自光伏逆变器交流侧电压异常时刻起（UT0.9或UT1.1），动态无功电流的响应时间不大于60ms，最大超调量不大于20%，调节时间不大于150ms。 自动态无功电流响应起直到电压恢复至正常范围（0.9UT1.1）期间，光伏逆变器输出的动态无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化，并应满足下列公式：IT=K1（0.9-UT）IN （UT0.9） (1)IT=K2（1.1-UT）IN （UT1.1） (2)21/43储能变流器标准解析电化学储能系统储能变流器技术规范 国标标 准 编 号 GB/T 34120-2017标 准 性 质 中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准22标准解析序号 功能和性能要求 运行模式并网 离网 并离网1 效率 2 损耗 3 过载能力 4 电流总谐波畸变率 5 直流分量 6 电压波动和闪变 7 功率控制精度 8 功率因数 9 稳流精度与电流纹波 10 稳压精度与电压纹波 23标准解析序号 功能和性能要求 运行模式并网 离网 并离网11 电网适应能力 12 低电压穿越 13 充放电切换时间 14 电压偏差 15 电压总谐波畸变率 16 电压不平衡度 17 动态电压瞬变范围 18 温升 19 噪声 20 环境 24标准解析要求：在额定运行条件下，储能变流器的整流效率和逆变效率均应不低于94% 。 储能变流器并网点电压跌至0时，储能变流器能够保证不脱网连续运行0.15s； 储能变流器并网点电压跌至曲线以下时，储能变流器可以从电网切出； 提供动态无功支撑25标准解析要求：储能变流器应检测并网点电压，在电压异常时断开与电网的电气连接，此处不包括对电压支撑有特殊要求的储能变流器。 并入3 8 0 V配电网：当接入点频率低于4 9 .5 Hz时，应停止充电；当接入点频率高于5 0 .2 Hz时，应停止向电网送电； 并入1 0 (6 )kV及以上电压等级：具备一定的耐受系统频率异常能力。要求：储能变流器在恒流工作状态下，输出电流的稳流精度应不超过5 %；电流纹波应不超过5 %。要求：储能变流器在恒压工作状态下，输出电压的稳压精度应不超过2 %；电压纹波应不超过2 %。26标准解析要求：储能变流器输出大于其额定功率的2 0 %时，功率控制精度应不超过5 %。 要求：储能变流器的充放电切换时间应不大于1 0 0 ms 。要求：储能变流器应具有并离网切换功能。要求：负载从2 0 %上升至1 0 0 %或从1 0 0 %下降至2 0 %突变时，储能变流器输出电压瞬变值应小于1 0 %。主动并离网切换被动并离网切换27/43谢谢！
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