光伏发电与风力发电的并网技术标准

光伏发电与风力发电的并网技术标准 王 继东 1 ，张 小静 1 ，杜 旭浩 1 ，李 国栋 2 （1. 天津大学 智能电网教育部重点实验室 ，天津 300072； 2. 天津电力科学研究院 ，天 津 300022） 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 中图分类号 TM 732；TM 61 文 献标识码 A 文 章编号 1006－6047（2011）11－0001－07 收 稿日期 2011-05-10；修 回日期 2011-09-25 基 金项目 国家重点基础研究发展计划 （973 计 划 ）资助项目 （2009CB219700）；国家自然科学基金资助项目 （51007062） Project supported by the National Basic Research Program of China （973 Program） （2009CB219700） and the National Natural Science Foundation of China（51007062） 电 力 自 动 化 设 备 Electric Power Automation Equipment Vol．31 No.11 Nov.2011 第 31 卷 第 11 期 2011 年 11 月 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 ，IEEE15472003 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 IEEE1547.1IEEE1547.6（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 ／ T199392005 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 600V 以 下 ）并网 ，不足 2000kW的 发 电设备与高压配电线 （电压大于 600V小 于 7000V）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］ 。 每家用户的电力容量 ／ kW 并 网系统 的区分 电气设备 的种类 光伏发电系统的 输出容量 受电电力的容量 （合同电力 ） 20 以 下 ［0，50］ 和 低压配 电线并网 一般电气设备 （小功率发电设备 ） （50，2 000］ 和 高压配 电线并网 专用电气 设备 20 以 上 50 以 下 （0，50］ 和 低压配 电线并网 专用电气 设备 （50，2 000］ 和 高压配 电线并网 专用电气 设备 50 以 上 （0，50］ 和 高压配 电线并网 专用电气 设备 （50，2 000］ 和 高压配 电线并网 专用电气 设备 表 1 光伏发电系统并网方式 Tab.1 Grid-connection mode of PV power generation system 第 31 卷电 力 自 动 化 设 备 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 （0.4kV、1035 kV、66kV）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 。 IEEE9292000 ［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 ／ T199642005 ［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 ANSIC84.11995 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 IEEE5191992 ［13］ 中 的规定 。 IEC617272004 ［14］ 规 定 光伏发电系统 运行不应该使电压闪变超出 IEC61000-3-3（＜16A 系 统 ）、IEC61000-3-5（≥16 A 系 统 ）中的相关规定 。 GB ／ Z199642005 ［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 ／ T159452008 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 ／ T159452008 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］ 。 标 准 并网处电压偏 差 （占额定电压 的百分数 ） 正常运行电压 范围 （占额定电 压的百分数 ） IEEE9292000 - 88％～110％ IEEE15472003 GB／ T199392005 - GB／ Z199642005 90％～110％ 国 家电网公司 光伏电站接入 电网技术规定 85％ ～110 ％ 35 kV 及 以上 ＜10％， 20 kV 及 以下三相 7％ 35 kV 及 以上 ＜10％， 20 kV 及 以下三相 7％ 35 kV 及 以上 ＜10％， 20 kV 及 以下三相 7％ 表 2 光伏发电系统运行电压范围 Tab.2 Operating voltage range of PV power generation system 标 准 正常运行频 率范围 频率偏差 限值 IEEE9292000 IEEE15472003 59.3～60.5 - IEC617272004 - 1 GB ／ Z199642005 GB／ T199392005 - 0.5 国 家电网公司 光 伏电站接入电网 技术规定 49.5～50.2 - 表 3 光伏发电系统正常运行频率范围 Tab.3 Normal operating frequency range of PV power generation system Hz 王继 东 ，等 光伏发电与风力发电的并网技术标准 第 11 期 国 家标准 、IEC617272004 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 标 准 THD／ ％ IEC617272004 GB ／ Z199642005 GB ／ T199392005 ＜4.0 ＜2.0 ＜1.5 ＜0.6 － 5．0＜1.0 ＜0.5 - IEEE15472003 IEEE9292000 IEEE5191992 ＜4.0 ＜2.0 ＜1.5 ＜0.6 ＜0.3 奇 次谐波 25 以 内 5.0 奇次谐波电流畸变限值 ／ ％ （1，11） ［11，17） ［17，23） ［23，35） ［35，＋∞） 偶次谐波电流畸变限值 ／ ％ ［2，10） ［10，34） ［34，＋∞） 表 4 光伏发电系统谐波电流畸变限值 Tab.4 Harmonic current distortion limits of PV power generation system 标准 异常电压范围及响应时间 IEC617272004 GB ／ T199392005 国 家电网公司 光伏 电站接入电网技术 规定 ［0，50） 为 0.1 s ［50，85） 为 2.0 s （110，135） 为 2.0 s ［135，∞） 为 0.05 s IEEE15472003 IEEE9292000 ［0，50）为 0.16 s ［0，50）为 6 个 电网周期 ［50，88）为 2.00 s ［50，88）为 120 个 网周期 （110，120）为 1.00 s （110，137）为 120 个 电网周期 ［120，∞）为 0.16 s ［137，∞）为 2 个 电网周期 表 6 光伏发电系统对异常电压的响应时间 Tab.6 Response time of PV power generation system to abnormal voltage 标 准 IEEE15472003 IEEE9292000 IEC617272004 GB ／ T199392005 GB ／ Z199642005 国 家电网公司 光伏电站接入 电网技术规定 直流 分量 不应超过额定输 出电流的 0.5 不 应超过逆变 器额定输出电 流的 1 不 应超过交流 额定值的 0.5 表 5 光伏发电系统输出直流分量限值 Tab.5 Output DC component limits of PV power generation system 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 199632005 ［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 ／ Z199632005 ［16］ 、 国 家电网公司 风电场接入电网技术规定 ［17］ ）和 IEEE10011988 ［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 ／ Z199632005 ［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 GB123262008 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 。 IEEE14532004 标 准 ［19］ 中 规定的 220 kV 以 下 闪变限值与我国国家标准 GB123262000 相 同 ，该 标准同时规定了电压超过 230kV 系 统的闪变限值 ，而 在 GB123262000 中 没有规定 。 GB123262008 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 。 标 准 并网处电压偏差 （占额 定电压的百分数 ） 正常运行电压 （占额定电压的 百数 ） 国家电网公司 风电场 接入电网技术规定 ＜10％，一般为额定电压 的 -3％～7％ 90％～110％ GB ／ Z199632005 110 kV 及 以下系统 ＜10％。 220 kV 及 以上 系统 -3％ ～7％ 90％～110％ IEEE10011988 - 90％～110％ 表 9 对风电场运行电压范围的规定 Tab.9 Provisions of wind farm operating voltage range 标 准 防孤岛保护 动作时间 ／ s 恢 复并网 IEEE15472003 IEEE9292000 2 至 少 5 min 以 后 IEC617272004 GB／ T199392005 2 20 s～5 min 以 后 国家电网公司 光伏电 站接入电网技术规定 - 小 型光伏电站 20 s 5 min，大 中型光伏 电站执行电力电度 部门指令 表 8 光伏发电系统防孤岛保护动作时间和恢复并网时间 Tab.8 Operation time for anti-islanding protection and reconnection delay of PV power generation system 标 准 最大分闸时间 IEEE9292000 0.1 s IEC617272004 GB ／ T199392005 0.2 s 国 家电网公司 光伏 电站接入电网技术 规定 小型光伏电站 0.2 s。 大 中型光伏电站 具有一定的耐系 统频率异常的能力 IEEE1547 小 于等于 30kW系 统 ，频率大于 60.5 Hz或 小 于 59.3Hz 时 为 0.16 s。 大 于 30 kW 系 统 ，频 率大于 60.5 Hz 或 小于 57.0Hz 时 为 0.16 s；频 率小于 59.8 Hz 大 于 57.0 Hz （可 调设定点 ）时为 0.16 s 到 300 s 可 调 表 7 光伏发电系统对异常频率的响应时间 Tab.7 Response time of PV power generation system to abnormal frequency 第 31 卷电 力 自 动 化 设 备 U 1 ／ ％ （占 额定 电压的 百分比 ） t 1 ／ ms U 2 ／ ％ （占 额定 电压的 百分比 ） t 2 ／ s 20 625 90 2 15 625 90 3 0 150 85 3 标 准 国家电网公司 风电场 接入电网技术规定 0 150 90 1.5德 国 高短路电流 德国 低短路电流 15 600 左 右 90 3 美 国标准 加拿大 表 11 各标准中对风电场低电压穿越能力关键点的规定 Tab.11 Requirements of various standards for key points of wind farm LVRT 标准 正常进行频率范围 ／ Hz IEEE10011988 59．0～60．1 GB ／ Z199632005 49．5～50．2 国 家电网公司 风 电场接入电网 技术规定 49．5～50．2 表 10 对风电场正常连续运行频率的规定 Tab.10 Provisions of wind farm normal operating frequency range 3.2.3 频 率 我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有 所不同 。 表 10 给出了国内外标准对风电场正常连 续 运行时的频率范围 ［16-18］ 。 大 部分标准均规定 ，当电网频率偏移正常运行 范围时 ，在某些频率范 围内可以允许风机短时间运 行 。 我国国家标准和国网标准均要求频率与正常运 行范围有较小偏差时 ，风电场可以并网运行一段时 间 ；偏差过大时 ，风电场机组应逐步退出运行或根据 电网调度部门的指令限功率运行 。 德国 E.On 和 VET 公司规定频率高于 50.2 Hz 时风机减少出力 。 西 班牙规定低于 47.5 Hz 时风机停止运行 。 3.2.4 谐 波 GB ／ Z19963 与国家电网公司 风 电场接入电网 技术规定 中均指出 ［16-17］ ，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做出限制 。 风电场所在的公共 连接点的谐波注入电流应满足 GB ／ T145491993 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 IEC61400-21 有 关规定进行 。 3.3 低 电压穿越 低电压穿越 LVRT（Low Voltage Ride Through） 是 当电网故障或扰动引起的风电场并网点电压跌落 时 ，在一定电压跌落范围内 ，风电机组能够不间断并 网运行 。 目前我国风电事业迅猛发展 ，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 ，还会对风机本身寿 命及运行维护成本产生影响 。 国家标准尚未对此做 出任何规定 ，而国家电网公司 风电场接入电网技术 规定 以及美国 、加拿大 、欧洲众多国家的标准均已 经针对 LVRT 制定了相关要求 ，可 以作为重要的参 考依据 。 3.3.1 基 本要求 ［17，20］ 各 国对于 LVRT 的 基本要求各不相同 ，但可以 用几个关键点大致描述风电场 LVRT 的 要求 并网 点电压跌落至某一个最低限值 U 1 时 ，风 电机组能维 持并网运行一段时间 t 1 ，且 如果并网点电压值在电压 跌落之后的 t 2 时 间内恢复到一定电压水平 U 2 ，风 电 机组应保持并网运行 。 表 11 给出了各国标准中对 风 电场 LVRT 能 力要求曲线中 U 1 、t 1 、t 2 、U 2 等 关键点 的限值 。 国家电网公司 风电场接入电网技术规定 与美 国标准对 LVRT 的规定大致相同 。 加 拿大规定 ，各 省各地可以根据实际情 况进行相应修改 。 2001 年 之 前 ，德国电网上的风电机组 在电网故障时都会切除 ； 到 2001 年时有实现故障后有功支持的简 单要求 ； 2003 年之后提出更高要求 ，要求无功电流贡献以控制 电 压 。 此外 ，双重电压降落特性是丹麦并网要求的 一部分 ，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 1 s 再发生一次新的 100 ms 电 压降落 时也不发生切机 。 3.3.2 有 功恢复 ［17，20］ 国网标准要求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应快速恢复 ，以至少 每秒 10额定功率的变化率恢复至故障前的值 。 德国标准规定有功输出在故障切除后立即 恢复 并且每秒至少增加 20 的 额定功率 ；网络故障时 ， 机组必须能够提供电压支持 ；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 ms 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 同时增加 2 的 无功 电流 。 丹麦规定 风电场应在电压重新到达 0.9 p.u.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 p.u.后 ，应 在不迟于 10s 内 满足与电网的无功功 率交换要求 。 电压降落期间 ，风电场必须尽量发出 风电场标称电流 1.0 倍 的无功电流 。 王 继东 ，等 光伏发电与风力发电的并网技术标准 第 11 期 第 31 卷电 力 自 动 化 设 备 新国标的制定中 ，LVRT 是 让相关利益方颇有微 词的关键所在 。 LVRT 被认为是风电机组设 计制造 技术上的一大挑战 ，而且会增加风力发电成本 ，如果 制定的不够合理 ，可能会影响到风电开发商的积极性 ， 不利于风电产业的发展 ；另一方面 ，对于保证电网的 稳定性 ，在电网故障时提供无功功率 ，支持电网恢 复 ，LVRT 能 力必不可少 。 因此 ，如何制定恰当的 LVRT 标 准 ，妥善协调各方利益极为关键 。 对于接入点短路容量大的强系统 ，故障时电压 跌落低 ，没有强 LVRT 能力的风机也能实现穿越 ，因 此没必要对并网的风 机要求很高的 LVRT 能 力 ，从 而降低成本 ；而对接入点短路容量小的弱系统 ，故 障时电压也许会跌得很低 ，需要并网风机有很好的 LVRT 能 力 ，而对太弱的系统要求过高也不现实 。 因 此 ，在风电场规划设计阶段 ，有必要慎重选择并网 点 ，并对风机提出实际可行的 LVRT 要 求 ［21］ 。 4 结 语 加快制定各种形式新能源并网标准 以及完善现 有标准是推动 智能电网发展的原动力之一 。 目前 ， 除了光伏发电和风力发电 ，我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 。 本文针对目前新能源发电应用最为广泛的光伏 发电和风力发电 ，将国内外相关的主要并网技术标 准分别进行了综合比较分析 ，指出了国内标准存在 的不足并提出 了一些初步建议 ，为国内标准的进一 步完善提供参考依据 。 参考文献 ［1］ 张 强 ，张伯明 ，李鹏 . 智能电网调度控 制架构和概念发展述评 ［J］. 电力自动化设备 ，2010，30（12）1-6，35. 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