并网导则的主要内容简介

尽管各电网运营商所制定的并网导则不尽相同，其规定所涉及的范围却相似，以风电并网导则为例，各国并网导则无一例外地都对风电系统的静态和动态特性作出详细规定。在所有国家的风电并网导则中，丹麦的Danish并网导则、德国的E.ON并网导则、爱尔兰的WFPS1并网导则和英国的并网导则都值得注意。上述导则的具体内容充分考虑了其所适用电网的特点，在细节规定上有一定的不同，例如，丹麦的风电渗透率居全球最高，2010年达到21%^[35]，为实现电力系统的稳定运行，丹麦《Danish并网导则》对风电场的调频调压及故障下的响应特性作出详细规定；德国E.ON并网导则是全球第一个并网导则，经过长时间的检验和多次修订，该导则目前已非常具体，具有较高的参考价值；爱尔兰国土由多个海岛组成，海岛之间的电网通过较长的输电线相互连接，为典型的弱连结构，这与我国风电并网方式（集中布置，长距离传输）有相似之处，值得借鉴^[36]；英国的并网导则则为其进一步提高电网中风电的渗透率作了充分准备。

2.3.2.1 风电系统并网导则

1.静态特性要求

（1）有功功率与频率控制要求

风电场应配置有功功率控制系统，具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力。

英国并网导则要求风电场能参与电力系统的一次和二次调频；在此基础上，爱尔兰的WFPS1并网导则详细规定了不同频率范围下风电场的有功功率输出：若电网频率处于正常范围，风电场不满发，其输出最大有功功率为其额定功率的90%；若电网频率高于（低于）正常频率范围，则降低（提高）风电场有功功率输出，以维持电网的频率稳定；其他国家的并网导则都规定了限电运行，但对电网频率低于额定时风场的调频能力未作规定。例如，德国E.ON并网导则规定，当电网频率高于50.2Hz时，风电场须以40%P_out/s（P_out为风电场当前输出有功功率）的速率降低其出力；对于海上风电场，则要求在电网频率高于50.1Hz时，风电场须以98%当前有功功率/s及25%当前有功功率/s的速率降低其出力。

对于有功功率和频率控制，我国并网导则也有相似的要求。当风电场输出有功功率高于其额定功率的20%时，风电场内有功功率输出超过额定容量20%的所有机组，必须能够实现有功功率的连续平滑调节，并参与电力系统的有功功率控制；当电力系统频率高于50.2Hz时，风电场必须根据电力系统调度机构的指令降低其有功功率输出，严重情况下，整个风电场在延迟一定时间后需退出运行。

（2）无功功率与电压控制要求

风电场应配置无功功率与电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构的指令，风电场自动调节其输出无功功率，实现对风电场并网点电压的控制。

英国和德国E.ON并网导则针对不同的并网电压等级，详细规定了风电场允许的功率因数运行范围（包括海上风电场）；英国、爱尔兰和丹麦《Danish并网导则》还对风电场输出无功与有功功率的关系作出了规定。爱尔兰并网导则还进一步规定风电场须具备远程电压控制的能力[与传统自动电压调节器（Automatic Voltage Regulator，AVR）类似]，即风电场可通过控制其输出无功功率来调节并网点处升压变压器高压侧的电压，输出无功功率和并网点电压的关系遵循下垂特性，下垂斜率在0～10%之间可变，由输电系统调度员（Transmission System Operator，TSO）决定。风电场的电压调节设定值需在接收到调度指令后的1min内完成重新设置，之后的1s内其输出无功功率需达到指令值的90%。

同样，我国并网导则也对上述内容作出了详细规定。风电机组的并网功率因数必须在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调；公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制并网点电压在标称电压的97%～107%范围内；风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节风电场内电压，确保风电场内风电机组正常运行。

（3）电压和频率运行范围

风电场保持正常运行的电网电压和频率范围。

各国并网导则都要求风电机组能够在一定的电压和频率范围内正常运行。德国E.ON、爱尔兰及丹麦的并网导则针对不同的并网电压等级，详细规定了风电场需保持正常运行的电压范围。对于频率范围，各国的规定也有所不同，德国E.ON甚至对陆上和海上风电场的并网频率范围也有所区分。

我国并网导则规定的风电场并网点电压范围为标称电压的90%～110%，在此范围内，风电机组应能正常运行；我国风电并网导则对于并网点频率范围及不同频率条件下风电机组的运行要求也有详细规定，见表2-1。

表2-1 不同频率条件下风电机组的运行要求

（4）电能质量

风电场保持正常运行的电网电能质量，包括电压偏差、闪变和谐波。

各国对电压偏差的要求不尽相同，我国要求风电场并网点电压的正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%，在正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的-3%～+7%范围内。

对于电压闪变，各国导则中，除了丹麦有详细规定外，爱尔兰、德国等导则都没有此方面的要求，一般可以参照关于电网电压闪变的第三方标准，如国际电工委员会（International Electrotechnical Commission，IEC）IEC 61000-3-7《电磁兼容》（Electro Magnetic Compatibility，EMC）标准^[37]；我国并网导则要求风电场所接入公共连接点的闪变干扰值应满足国标GB 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定。

针对谐波注入，丹麦并网导则也作了详细规定，其他国家的规定不详，关于谐波注入同样也可以参照第三方标准，如美国电气与电子工程师学会（Institute of Electrical and Electronics Engineers，IEEE）IEEE 519—1992《电力系统谐波控制的推荐规程和要求》^[38]；我国并网导则明确要求风电场所注入公共连接点的谐波电流应满足国标GB/T 14549—1993《电能质量　公用电网谐波》的要求。对于电压不平衡度的要求，我国可参照国标GB/T 15543—2008《电能质量　三相电压不平衡》，其他国家可参照第三方标准，如IEC的IEC 61000-3-13《电磁兼容（EMC）》标准^[39]。

2.动态特性要求

（1）低电压穿越（Low Voltage Ride-Through，LVRT）要求

电网故障导致并网点电压跌落时，风电场内的风电机组必须保持不脱网连续运行，并向电网提供一定的无功功率，以支持电网电压恢复，直到电网恢复正常。

1）低电压穿越区域：电网故障下，风电场保持并网连接的电压区间及相应的持续时间。

图2-3 E.ON低电压穿越曲线

在并网导则的制定过程中，各国电网运营商都充分考虑了其电网的实际情况，因此对于不脱网运行的电压区间及相应的持续时间，不同的并网导则在细节规定上有所不同。其中，以德国E.ON并网导则的规定最为详尽。E.ON并网导则对以下两种类型的发电系统作了区分：基于同步发电机的直接并网型发电系统（类型1）和除此以外的其他发电系统（类型2）。类型1和2的低电压穿越区域要求如图2-3所示。对于类型1发电系统，当电压跌落的幅值-时间特性在图2-3a所示曲线以下部分时，发电系统需保持并网，且不影响电网的稳定运行。对于类型2发电系统，当电压跌落的幅值-时间特性在图2-3b所示的限制线1以上部分时，发电系统需保持并网，且不影响电网的稳定运行；若电压跌落的幅值-时间特性在图2-3b所示的限制线1和限制线2之间，则发电系统需保持并网，且输出一定的无功功率，若风电场因某些原因无法履行该要求，在经与E.ON协商允许后，可以改变低电压穿越的限制曲线和故障期间的风电场的无功功率输出。故障期间，若风电场内个别发电机出现不稳定或保护响应，在与E.ON协商后，该发电机可允许短暂离网，但从脱网到发电机重新同步并网的间隔时间必须小于2s，并网后发电机的有功功率输出必须以不低于10%P_n/s（P_n为风电场额定输出功率）的速率恢复至故障前的数值；若电压跌落的幅值-时间特性在图2-3b所示点阴影区，风电场可脱网运行。

与德国E.ON并网导则（2006版）相比，我国的风电并网导则相对宽松，其规定的低电压穿越区域如图2-4所示，当并网点电压高于20%标称电压时（不需要零电压穿越），风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行0.625s；并网点电压在发生跌落后若2s内能恢复到标称电压的90%，则风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。

图2-4 我国低电压穿越曲线

图2-3和图2-4都是针对单次电网电压跌落的要求，在此基础上，丹麦并网导则还对自动重合闸失败情况下的重复故障序列提出了相应的穿越要求（见图2-5）：若电网发生两相接地短路故障，持续100ms，间隔300ms后再发生一次新的100ms两相接地短路故障，要求风电机组不脱网运行；若电网发生单相短路故障，持续100ms，间隔1s后再发生一次新的100ms单相短路电压降落时，同样要求风电机组不脱网运行。

2）无功电流输出要求：电网故障期间风电场持续输出一定的无功功率，以支撑电网。

各国并网导则都规定了故障期间风电场的无功功率输出特性，由于电网结构不同，该规定也不完全相同。如爱尔兰电网呈典型的弱连接结构，故障期间的有功功率支撑更为重要，因而其导则规定故障期间风电场必须维持正比于并网点电压标幺值的有功功率输出，系统剩余容量用于输出无功电流。其他国家的并网导则一般仅规定故障期间风电场的输出无功电流，以德国E.ON并网导则为例，其规定如图2-6所示：当发电机端电压有效值跌落大于10%时，必须通过发电机向电网注入额外无功电流；无功电流控制必须在检测到电压跌落后的20ms内开始动作；输出无功电流与系统额定电流的比值（%）至少为电压跌落深度（%）的两倍；电压恢复至死区范围后（±10%额定电压），发电机的无功电流输出至少需维持500ms；机端电压恢复至正常水平的暂态过程必须在300ms内完成。

图2-5 重复故障序列穿越要求

我国的无功电流输出要求是针对总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群的，电网故障时，若并网点电压为20%～90%标称电压时，风电场应输出无功电流以支撑电压恢复；自并网点电压跌落时刻起，动态无功电流控制必须在75ms内动作，无功电流输出的持续时间应不少于550ms；故障期间，风电场输出无功电流I_T≥1.5×（0.9-U_T）I_N，（0.2≤U_T≤0.9）。式中，U_T为风电场并网点电压标幺值；I_N为风电场额定电流。

（2）有功功率变化率要求

图2-6 无功电流输出要求

正常运行条件下，风电场的有功功率变化速率及故障清除后有功功率恢复速率的要求。

正常运行条件下，不同并网导则对风电场输出有功功率变化率的要求也不同，如德国E.ON并网导则规定风电场的输出有功功率变化率最大为10%的并网容量/min，爱尔兰的要求则为1～30MW/min，丹麦并网导则规定为10%～100%的额定容量/min，我国导则的规定则更为详细，包括不同规模风电场在不同时间范围内的有功功率变化率，具体规定见表2-2。

表2-2 有功功率变化率要求

故障清除后的恢复阶段，不同并网导则也有不同的有功功率恢复速率要求，这些要求也是由所在电网的结构决定的。如德国E.ON并网导则要求：在故障恢复后的5s内，风电场有功功率输出恢复至额定值；与之相比，爱尔兰的规定更加苛刻，其并网导则要求的有功功率恢复速率为1s内恢复至90%的额定值，显然，与德国电网相比[一般会接入欧洲输电联盟（Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity，UCTE）]，爱尔兰的电网更加脆弱，因此所需要的有功功率恢复速率更快；我国的电网相对坚固，这方面的要求更低，有功功率恢复速率为10s内恢复至额定值。(www.xing528.com)

（3）高电压穿越（High Voltage Ride-Through，HVRT）要求

并网点电压出现瞬间骤升时，风电场内的风电机组必须保持不脱网连续运行，并从电网吸收一定的无功功率，直到电网恢复正常。

除了突切负荷等原因引起的电网电压骤升以外，电网故障下也往往伴随着高电压过程，如电网故障恢复后未及时切除风电场的无功补偿装置或未及时调整可调变压器的分接头都会引起瞬间的高电压过程。

各国并网导则中，对高电压穿越有详细规定的并不多，如德国E.ON并网导则的相关规定比较简单，其要求在电网电压骤升且低于1.2pu时，风电机组能够保持长期不脱网运行，并在此过程中吸收两倍于电网电压变化率的无功电流。全球第一个真正意义上的并网风电机组高电压穿越（HVRT）导则是由澳大利亚制定的。与低电压穿越导则类似，澳大利亚提出了图2-7所示的高电压穿越曲线，规定当并网点电压骤升至130%额定电压时，风电机组应维持60ms不脱网运行。我国的并网导则暂时无相关的规定。

图2-7 澳大利亚并网导则要求的高电压穿越曲线

（4）频率穿越（Frequency Ride Through，FRT）要求

并网点电压的频率在一定范围内瞬间变化时，风电场内的风电机组必须在一段时间内保持不脱网连续运行，直到电网恢复正常。

当电网频率突然变化时，为避免风电机组脱网而导致频率进一步的变化，需要风电机组在一段时间内保持并网运行，在大规模风电机组通过长距离传输线接入电网或接入中低压电网时，该要求对保证电网的稳定运行尤为重要。关于频率穿越的相关要求，目前在各国风电系统的并网导则中并未过多涉及，业内的关注和相关的研究文献还较少，有待进一步完善。

除了上述静态和动态特性的要求外，并网导则还包括其他的一些辅助要求，如通信要求、模型和参数要求、并网测试要求等。以我国并网导则为例，风电场向电力系统调度机构提供的信号至少应当包括以下方面：①单台风电机组运行状态；②风电场实际运行机组数量和型号；③风电场并网点电压；④风电场高压侧出线的有功功率、无功功率和电流；⑤高压断路器和隔离开关的位置；⑥风电场测风塔的实时风速和风向。另外，要求风电场开发商应提供可用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统模型及参数，用于风电场接入电力系统的规划设计及调度运行，且风电场应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电力系统调度机构。风电场接入电力系统的测试内容包括：①风电场有功功率/无功功率控制能力测试；②风电场电能质量测试，包含闪变与谐波；③风电机组低电压穿越能力测试、风电场低电压穿越能力验证；④风电机组电压、频率适应性测试，风电场电压、频率适应能力验证。

2.3.2.2 光伏发电系统并网导则

并网光伏发电系统的并网导则随着接入电网的电压等级而有所不同：接入低压电网的光伏发电系统通常功率等级较低且规模较小，为保护用电设备和人身安全，要求具有孤岛保护功能；而接入中、高压电网的光伏发电系统功率等级较高，为保障电网的安全稳定运行，要求具有低电压穿越能力。德国的BDEW中压电网发电设备并网标准规定得最为详尽和规范^[23]。我国光伏发电系统并网导则借鉴了其他国家中低压电网并网导则和我国风电并网导则的框架，相关国家标准已于2012年底正式颁布，并于2013年6月正式实施^[24]。

1.静态特性要求

德国BDEW中压电网并网导则与德国E.ON并网导则架构完全一致，都从静态特性和动态特性两个角度规定了并网导则，其中静态特性包括有功功率与频率控制要求、无功功率与电压控制要求、电压和频率运行范围以及电能质量。在静态特性的具体规定上，BDEW和E.ON的并网导则相同。

我国光伏并网导则的架构也与风电系统并网导则一致，内容上的主要区别在于，不同功率等级的光伏电站在功率控制和低电压穿越要求方面有明显的区别。

按照接入电网的电压等级，光伏电站可分为：

小型光伏电站：通过380V电压等级接入电网的光伏电站；

中型光伏电站：通过10～35kV电压等级接入电网的光伏电站；

大型光伏电站：通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。

不同等级光伏电站的基本并网准则为：大中型光伏电站应具备电压源特性，能够在一定程度上参与电网的电压和频率调节。电压调节方式包括调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量及变分接头变压器的电压比等。对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功功率应能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统和主变压器的无功功率消耗及二分之一的光伏电站送出线路所消耗感性无功功率；其配置的感性无功功率应能补偿二分之一的光伏电站送出线路的充电无功功率。当电网频率出现波动时，光伏电站运行要求为：

（1）低于48Hz

根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定；

（2）48～49.5Hz

每次低于49.5Hz时，要求至少连续运行10min；

（3）49.5～50.2Hz

连续运行；

（4）50.2～50.5Hz

每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2min的能力，实际运行时间由电网调度机构决定，此时不允许处于停运状态的光伏电站并网；

（5）高于50.5Hz

在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许停运状态的光伏电站并网。

对于通过汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功功率应能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的感性无功功率及光伏电站送出线路所消耗的全部感性无功功率，其配置的感性无功功率应能补偿光伏电站送出线路的充电无功功率。

小型光伏电站可作为负载看待，应尽量不与电网产生无功功率交互，在电网频率和电压发生异常时应尽快切出；并网点频率在49.5～50.2Hz范围以外时，应在0.2s内停止向电网送电；并网点电压异常时，小型光伏电站的响应要求见表2-3。

表2-3 小型光伏电站在电网电压异常时的响应要求

2.动态特性要求

动态特性方面，德国BDEW并网导则与E.ON并网导则一致，对两种类型的发电设备作出区分：基于同步发电机的直接并网型发电系统（类型1）和除此以外的其他发电系统（类型2）。对类型2发电系统，BDEW要求的低电压穿越曲线与E.ON有些许区别，如图2-8所示。

与E.ON并网导则相比，图2-8所示曲线在30%额定电压以下部分增加了一片空白区域，电网电压处于该区域时，类型2发电系统的运行状态可由系统运营商自行决定，不要求保持并网。

对于接入中低压电压等级配电网的分布式发电系统（包括光伏并网发电系统），有的并网导则还明确提出了频率穿越的具体要求，如IEEE 1547并网导则要求：并网点电压频率在一定范围内变化时，要求分布式发电系统保持一段时间内不脱网运行^[40]。

图2-8 BDEW并网导则低电压穿越曲线

我国光伏并网导则对其动态特性规定较详细，根据光伏电站的规模和接入电网的电压等级，具体规定有所不同：对于接入低压电网的小型光伏电站，导则不要求其具有低电压穿越能力，取而代之，其应具备孤岛保护能力，即在电网失电时，光伏系统应能快速识别孤岛状态，且立即断开与电网的连接；对于接入中高压电网的大中型光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护，但应具备低电压穿越能力，故障超出一定时间后，公用电网的继电保护装置可切除光伏电站；为保障人身安全，接入用户内部电网的中型光伏电站，其防孤岛保护能力由电力调度部门确定。

我国光伏发电系统的低电压穿越导则与风电系统的相似，低电压穿越区域如图2-9所示。并网点电压跌至20%额定电压时，光伏电站应能够保证连续并网运行1s；若并网点电压在跌落后3s内能恢复到90%额定电压，光伏电站应能保证不间断并网运行；低电压穿越过程中，电网对光伏电站的无功补偿要求与风电并网导则中的相关要求一致。

光伏电站脱网后，在电网故障恢复阶段，电网电压和频率恢复到正常范围前，光伏电站不允许并网运行；恢复到正常范围后，小型光伏电站应经过一定的延时方可重新并网，延时时间一般为20s～5min，可根据光伏电站的容量大小和接入方式、结合分批并网的原则，由电力调度部门确定；大中型光伏电站则应按电力调度部门的指令确定并网时刻。

图2-9 我国光伏系统并网导则要求的低电压穿越曲线