智能配电网讲座

精选优质文档-倾情为你奉上智能配电网讲座徐丙垠1 3 李天友2 5 薛永端3 金文龙4(1. 山东理工大学山东淄博；2. 福建省电力公司福建福州；3. 山东科汇电力自动化公司山东济南；4. 中国电机工程学会北京；5. 华北电力大学北京)目录1. 前言近年来智能电网已成为电力业界的热门话题被认为是改变未来电力系统面貌的电网发展模式。特别是在纽约时报报导了美国政府将建设智能电网列为其经济振兴计划的主要内容后更是在全世界范围内掀起了研究智能电网的热潮。我国对建设智能电网也高度重视。2007 年底华东电网启动了智能电网项目的可行性研究；2009 年3 月国家电网公司提出要“建设坚强的智能化电网”。目前智能电网的影响受到了国内外政治、经济、金融投资界的高度关注。智能电网包括智能输电网和智能配电网两个方面的内容其中智能配电网具有新技术内容多、与传统配电技术区别大的特点在智能电网中具有举足轻重的作用。智能电网内容广泛且在不断地发展变化之中。为促进我国配电工程技术人员了解、交流、学习智能配电网技术共同致力于我国智能配电网技术的发展应供用电编辑部之邀笔者撰写了本讲座。本讲座拟分4 讲是依据现阶段对智能配电网的认识和研究成果介绍以下智能配电网技术的主要内容: 智能配电网概述； 分布式电源并网技术； 高级配电自动化； 高级量测体系。2. 第一讲智能配电网概述2.1. 智能电网及其发展2.1.1. 智能电网的定义“智能电网”(Smart Grid) 最早出自美国“未来能源联盟智能电网工作组”在2003 年6 月份发表的报告。报告将智能电网定义为“集成了传统的现代电力工程技术、高级传感和监视技术、信息与通信技术的输配电系统具有更加完善的性能并且能够为用户提供一系列增值服务。”在此之后陆续有一些文章、研究报告提出智能电网的定义；此外还有类似的“Intelli Grid”、“Modern Grid(现代电网) ”的称谓。尽管这些定义、称谓在具体的说法上有所不同但其基本含义与以上给出的定义是一致的。“智能”二字很容易使人认为智能电网是一个属于二次系统自动化范畴的概念。事实上智能电网是未来先进电网的代名词我们可从技术组成和功能特征两方面来理解它的含义。1) 从技术组成方面讲，智能电网是集计算机、通信、信号传感、自动控制、电力电子、超导材料等领域新技术在输配电系统中应用的总和。这些新技术的应用不是孤立的、单方面的不是对传统输配电系统进行简单地改进、提高而是从提高电网整体性能、节省总体成本出发将各种新技术与传统的输配电技术进行有机地融合使电网的结构以及保护与运行控制方式发生革命性的变化。2) 从功能特征上讲，智能电网在系统安全性、供电可靠性、电能质量、运行效率、资产管理等方面较传统电网有着实质性的提高；支持各种分布式发电与储能设备的即插即用；支持与用户之间的互动。2.1.2. 智能电网的发展尽管智能电网的概念是在2003 年提出的但智能电网技术的发展最早可追溯到20 世纪60 年代计算机在电力系统的应用。20 世纪80 年代发展起来的柔性交流输电( FACTS) 与诞生于20 世纪90 年代的广域相量测量(WAMS) 技术也都属于智能电网技术的范畴。进入21 世纪分布式电源(Dist ributed Elect ric Resource DER 包括分布式发电与储能) 迅猛发展。人们对DER 并网带来的技术与经济问题的关注在一定程度上催生了智能电网。近年来国际上对智能电网的研究可谓方兴末艾。2002 年美国电科院创立了“Intelli Grid”联盟(原名称为GEIDS) 开展现代智能电网的研究已提出了用于电网数据与设备集成的Intelli- Grid 通信体系； 2003 年7 月 美国能源部发表“Grid2030”报告提出了美国电网发展的远景设想之后美国能源部先后资助了GridWise 、Grid-Works、MGI (现代电网) 等智能电网研究计划。在实际应用方面德克萨斯州的CenterPoint 能源公司、圣狄戈水电公司(SDG & E) 等都在着手智能电网项目的实施或制定发展规划；作为美国盖尔文电力行动计划( GEI) 的一部分伊利诺斯工学院( IIT) 正在实施“理想电力( Perfect Power) ”项目。欧洲国家也在积极推动智能电网技术研发与应用工作。欧盟于2005 年成立了“智能电网技术论坛”；以欧洲国家为基础的国际供电会议组织(CIRED) 于2008 年6 月召开了“智能电网”专题研讨会。在智能电网建设方面意大利电力公司( ENEL) 在2002 年2005 年投资了21 亿欧元实施智能读表项目使高峰负荷降低约5 %据报道每年可节省投资近5 亿欧元； 法国电力公司( EDF) 以智能电网作为设计方针改造其配电自动化系统。我国对智能电网的研究与讨论起步相对较晚但在具体的智能电网技术研发与应用方面基本与世界先进水平同步。我国地区级以上电网都实现了调度自动化35 kV 以上变电站基本都实现了变电站综合自动化有200 多个地级城市建设了配电自动化。广域相量测量系统(WMAS) 、FACTS 等技术的研发与应用都有突破性进展。最近国家电网公司提出“建设坚强的智能化电网”极大地推动了我国智能电网研究的开展。2.2. 智能配电网的功能特征智能配电网(Smart Distribution Grid SDG)指智能电网中配电网部分的内容。与传统的配电网相比SDG具有以下功能特征。2.2.1. 自愈能力自愈是指SDG能够及时检测出已发生或正在发生的故障并进行相应的纠正性操作使其不影响对用户的正常供电或将其影响降至最小。自愈主要是解决“供电不间断”的问题是对供电可靠性概念的发展其内涵要大于供电可靠性。例如目前的供电可靠性管理不计及一些持续时间较短的断电但这些供电短时中断往往都会使一些敏感的高科技设备损坏或长时间停运。2.2.2. 具有更高的安全性SDG 能够很好地抵御战争攻击、恐怖袭击与自然灾害的破坏避免出现大面积停电；能够将外部破坏限制在一定范围内保障重要用户的正常供电。2.2.3. 提供更高的电能质量SDG 实时监测并控制电能质量使电压有效值和波形符合用户的要求，即能够保证用户设备的正常运行并且不影响其使用寿命。2.2.4. 支持DER 的大量接入这是SDG 区别于传统配电网的重要特征。在SDG里不再像传统电网那样被动地硬性限制DER 接入点与容量而是从有利于可再生能源足额上网、节省整体投资出发积极地接入DER 并发挥其作用。通过保护控制的自适应以及系统接口的标准化支持DER 的“即插即用”。通过DER 的优化调度实现对各种能源的优化利用。2.2.5. 支持与用户互动与用户互动也是SDG区别于传统配电网的重要特征之一。主要体现在两个方面:一是应用智能电表实行分时电价、动态实时电价让用户自行选择用电时段在节省电费的同时为降低电网高峰负荷作贡献；二是允许并积极创造条件让拥有DER (包括电动车) 的用户在用电高峰时向电网送电。2.2.6. 对配电网及其设备进行可视化管理SDG全面采集配电网及其设备的实时运行数据以及电能质量扰动、故障停电等数据为运行人员提供高级的图形界面使其能够全面掌握电网及其设备的运行状态克服目前配电网因“盲管”造成的反应速度慢、效率低下问题。对电网运行状态进行在线诊断与风险分析为运行人员进行调度决策提供技术支持。2.2.7. 更高的资产利用率SDG 实时监测电网设备温度、绝缘水平、安全裕度等在保证安全的前提下增加传输功率提高系统容量利用率；通过对潮流分布的优化减少线损进一步提高运行效率；在线监测并诊断设计的运行状态实施状态检修以延长设备使用寿命。2.2.8. 配电管理与用电管理的信息化SDG 将配电网实时运行与离线管理数据高度融合、深度集成实现设备管理、检修管理、停电管理以及用电管理的信息化。2.3. 智能配电网的主要技术内容SDG集现代电力新技术于一体具体内容主要有以下几个方面。2.3.1. 配电数据通信网络这是一个覆盖配电网中所有节点(控制中心、变电站、分段开关、用户端口等) 的IP 通信网采用光纤、无线与载波等组网技术支持各种配电终端与系统“上网”。它将彻底解决配电网的通信瓶颈问题给配电网保护、监控与自动化技术带来革命性的变化并影响一次系统技术的发展。2.3.2. 先进的传感测量技术如光学或电子互感器、架空线路与电缆温度测量、电力设备状态在线监测、电能质量测量等技术。2.3.3. 先进的保护控制技术包括广域保护、自适应保护、配电系统快速模拟仿真、网络重构等技术。2.3.4. 高级配电自动化目前的配电自动化技术包括配电运行自动化(安全监控和数据采集、变电所综合自动化、馈线自动化) 、配电管理自动化(配电地理信息系统、设备管理、检修管理等) 以及用户自动化这3 个方面的内容。这些内容都属于SDG技术的范畴。为与目前大家熟知的配电自动化区分美国电科院提出了高级配电自动化(Advanced Dist ribution Automation ，ADA) 的概念。ADA 是传统配电自动化(DA) 的发展也可认为是SDG 中的配电自动化。ADA 的新内容主要支持DER 的“即插即用”它采用IP 技术强调系统接口、数据模型与通信服务的标准化与开放性。为使SDG 技术概念更有针对性笔者建议ADA 仅包括配电运行自动化与配电管理自动化将用户自动化内容列入下面介绍的高级量测体系。2.3.5. 高级量测体系(Advanced Metering Architecture，AMA) 是一个使用智能电表通过多种通信介质按需或以设定的方式测量、收集并分析用户用电数据的系统。AMA 是支持用户互动的关键技术是传统AMR 技术的新发展属于用户自动化的内容。2.3.6. 分布式电源(DER)并网技术包括DER 在配电网的“即插即用”以及微网(Micro Grid) 两部分技术内容。DER 的“即插即用”包括DER 高度渗透的配电网的规划建设、DER 并网保护控制与调度管理、系统与设备接口的标准化等。微网是指接有分布式电源的配电子系统它可在主网停电时孤立运行。DER 并网研究内容还包括有源网络(Active Network) 技术。有源网络指分布式电源大量应用、深度渗透潮流双向流动的网络。2.3.7. 柔性配电技术(DFACTS)DFACTS 是柔性交流输电(FACTS) 技术在配电网的延伸包括电能质量与动态潮流控制两部分内容。DFACTS 设备包括静止无功发生器(SVC) 、静止同步补偿器( STA TCOM) 、有源电力滤波器(APF) 、动态不停电电源(UPS) 、动态电压恢复器(DVR) 与固态断路器( SSCB) 、统一潮流控制器(UPFC) 等。2.3.8. 故障电流限制技术指利用电力电子、高温超导技术限制短路电流的技术。综上所述SDG技术包含一次系统与二次系统两方面的内容。一个具体的SDG功能的实现往往涉及多项技术的综合应用。以自愈功能为例首先一次网架的设计应该更加灵活、合理并应用快速断路器、故障电流限制器等新设备；在二次系统中应用广域保护、就地快速故障隔离等新技术以及时检测出故障并进行快速自愈操作。2.4. 建设智能配电网的作用与意义电力系统已诞生一百多年了尽管其电压等级与规模与当年相比已有天壤之别但系统的结构与运行原理并没有很大的变化。进入21 世纪面对当今社会与经济发展对电力系统提出的新要求和计算机、电力电子等新技术的广泛应用有必要重新审视过去电网建设的模式探讨未来电网的发展新方向而智能电网正是人们对这一问题思考、研究的结果。智能电网技术的发展正在给电力系统带来一场深刻的变革。配电网直接面向用户是保证供电质量、提高电网运行效率、创新用户服务的关键环节。在我国由于历史的原因配电网投资相对不足自动化程度比较低在供电质量方面与国际先进水平还有一定的差距。目前电力用户遭受的停电时间95 %以上是由于配电系统原因造成的(扣除发电不足的原因)；配电网是造成电能质量恶化的主要因素；电力系统的损耗有近一半产生在配电网；分布式电源接入对电网的影响主要是对配电网的影响；与用户互动、进行需求侧管理的着眼点也在配电网。因此建设智能电网必须给予配电网足够的关注。结合我国配电网实际积极研发应用SDG技术对于推动我国配电网的技术革命具有十分重要的意义。SDG将使配电网从传统的供方主导、单向供电、基本依赖人工管理的运营模式向用户参与、潮流双向流动、高度自动化的方向转变。随着我国SDG建设的进展将产生越来越明显的经济效益与社会效益主要以下3 个方面。2.4.1. 实现配电网的最优运行达到经济高效SDG应用先进的监控技术对运行状况进行实时监控并优化管理降低系统容载比并提高其负荷率使系统容量能够获得充分利用从而可以延缓或减少电网一次设备的投资产生显著的经济效益和社会效益。2.4.2. 提供优质可靠电能保障现代社会经济的发展SDG在保证供电可靠性的同时还能够为用户提供满足其特定需求的电能质量；不仅可以克服以往故障重合闸、倒闸操作引起的短暂供电中断而且可以消除电压聚降、谐波、不平衡的影响为各种高科技设备的正常运行、为现代社会与经济的发展提供可靠优质的电力保障。2.4.3. 推动新能源革命促进环保与可持续发展传统的配电网的规划设计、保护控制与运行管理方式基本上不考虑SER 的接入而且为不影响配电网的正常运行现有的标准或运行导则对接入的DER 的容量及其并网点的选择都做出了严格的限制 制约了分布式发电的推广应用。SDG具有很好地适应性能够大量地接入DER 并减少并网成本极大地推动可再生能源发电的发展大大降低化石燃料使用和碳排放量在促进环保的同时实现电力生产方式与能源结构的转变。2.5. 参考文献1 帅军庆. 瞄准世界前沿建设智能电网J . 国家电网2008 (2) .2 Smart Grid Working Group. Challenge and Oppor2tunity : Charting a New Energy Future AppendixA : Working Group Report s R . Energy Future Co2alition. USA 2003 (6) .3 余贻鑫. 面向21 世纪的智能配电网J . 国家电网2008 (5) .4 丁民丞. 方兴未艾的智能电网J . 国家电网2008(5) .5 李天友金文龙徐丙垠. 配电技术M . 北京:中国电力出版社2008.3. 第二讲分布式电源并网技术智能电网区别于传统电网的一个根本特征是支持分布式电源(Dist ributed Energy Resources ，DER) 的大量接入。满足DER 并网的需要，是智能电网提出并获得迅速发展的根本原因。本讲介绍分布式电源的基本概念及其并网技术，作为读者学习、了解智能电网技术的基础知识。3.1. 分布式电源的概念分布式电源指小型(容量一般小于50MW) 、向当地负荷供电、可直接连到配电网上的电源装置。它包括分布式发电装置与分布式储能装置。分布式发电(Distributed Generation ，DG) 装置根据使用技术的不同，可分为热电冷联产发电、内燃机组发电、燃气轮机发电、小型水力发电、风力发电、太阳能光伏发电、燃料电池等；根据所使用的能源类型，DG可分为化石能源(煤炭、石油、天然气) 发电与可再生能源(风力、太阳能、潮汐、生物质、小水电等) 发电两种形式。分布式储能(Distributed Energy Storage ，DES) 装置是指模块化、可快速组装、接在配电网上的能量存储与转换装置。根据储能形式的不同，DES 可分为电化学储能(如蓄电池储能装置) 、电磁储能(如超导储能和超级电容器储能等) 、机械储能装置(如飞轮储能和压缩空气储能等) ，热能储能装置等。此外，近年来发展很快的电动汽车亦可在配电网需要时向其送电，因此也是一种DES。3.2. 分布式电源的发展3.2.1. 分布式发电技术的发展长期以来，电力系统向大机组、大电网、高电压的方向发展。进入20 世纪80 年代，各种分散布置的、小容量的发电技术又开始引起人们的关注，经过20 多年的发展，分布式发电已成为一股影响电力工业未来面貌的重要力量。引起这一变化的原因主要有以下几个方面。1) 应对全球能源危机的需要。随着国际油价的不断飙升，能源安全问题日益突出，为了实现可持续发展，人们的目光转向了可再生能源，因此，风力发电、太阳能发电等备受关注，快速发展并开始规模化商业应用，而这些可再生能源的发电大都是小型的、星罗棋布的。2) 保护环境的需要。CO2 排放引起的全球气候变暖问题，已引起各国政府的高度重视，并成为当今世界政治的核心议题之一。为保护环境，世界上工业发达国家纷纷立法，扶持可再生能源发电以及其他清洁发电技术(如热电联产微型燃气轮机) ，有利地推动了DG的发展。3) 天然气发电技术的发展。对于天然气发电来说，机组容量并不明显影响机组的效率，并且天然气输送成本远远低于电力的传输，因此比较适合采用有小容量特点的DG。4) 避免投资风险。由于难以准确地预测远期的电力需求增长情况，为规避风险，电力公司往往不愿意投资大型的发电厂以及长距离超高压输电线路。此外，高压线路走廊的选择也比较困难。这都促使电力公司选择一些投资小、见效快的DG项目来就地解决供电问题。在国际上，DG 的发展方兴未艾。在美国，1978 年修改了公共事业法，以法律的形式要求各电力公司接受用户的小型能源系统，特别是热电机组并网；2000 年，热电联产装机容量已占总装机容量的7 %，预计到2010 年将占其总装机容量的14 %；2008 年，风力发电装机容量达2500 万kW；太阳能装机容量达87 万kW。欧洲在世界上最早开始应用DG。目前，丹麦、芬兰、挪威等国的DG容量均已接近或超过其总发电装机容量的50 %；欧洲DG 应用规模最大的德国，2008 年末风电装机容量达到2300 万kW ，太阳能发电装机容量达540 万kW。我国应用的DG 原来主要以小水电为主，风电、光伏发电等起步相对较晚。2003 年以来，国家强力推进节能减排，颁布了可再生能源法并制定了一系列促进可再生能源利用与提高能效技术发展的政策。到2008 年底，我国风力发电装机容量达到1200 万kW ，跃居世界第三位；光伏发电装机容量达到14 万kW。近年来，各国政府对能源安全与环境问题高度重视。美国、欧盟都提出2020 年应用可再生能源占总能源消费的比例超过20 %；我国也制定了2020 年应用可再生能源占消费总能源的比例达15 %的目标。目前，各国可再生能源发电容量在总发电装机容量中的比例远低于这些目标，可见DG的发展空间巨大。目前，风力发电等可再生能源发电的成本还远高于常规燃煤发电，只有国家实行优惠的税收政策并给予一定的财政补贴，才能调动投资者发展DG 的积极性。其次，DG 并网技术也是制约DG发展的重要因素，因此，智能电网的提出，从技术上为解决这一问题创造了条件。3.2.2. 分布式储能技术的发展能量储存是电力系统调峰的有效手段，作为一种成熟的储能技术，抽水蓄能电站获得了大量应用。近年来，作为补偿DG输出间歇性、波动性的有效手段，分布式储能技术受到了人们的重视。蓄电池是一种传统储能技术。钠硫电池具有大容量、高效率、结构紧凑、易扩展、对环境影响小等优点，技术进一步成熟后可用于城市电网和可再生能源发电补偿。超级电容器容量大、使用寿命长、环保，目前已有市场化应用。2005 年，美国加利福尼亚州建造了一台450 kW 的超级电容器储能装置，用以减轻950 kW 风力发电机组向电网输送功率的波动。飞轮储能效率高、寿命长，德国、美国等都在投资研制用于电网调峰的飞轮储能装置。超导磁能储能具有效率高、响应快等优点，目前已在风力发电系统中得到了应用。总体来说，分布式储能技术还在发展之中，还没有实现大规模产业化，需要国家在政策上给于引导和扶持。3.3. 分布式电源并网对配电网的影响3.3.1. 分布式电源并网的作用分布式发电装置并网后会给配电网带来一系列积极的影响。1) 提高供电可靠性。DER 可以弥补大电网在安全稳定性上的不足。含DER 的微电网可以在大电网停电时维持全部或部分重要用户的供电，避免大面积停电带来的严重后果。2) 提高电网的防灾害水平。灾害期间，DER可维持部分重要负荷的供电，减少灾害损失。3) DER 启停方便，调峰性能好，有利于平衡负荷。4) DER 投资小、见效快。发展DG 可以减少、延缓对大型常规发电厂与输配电系统的投资，降低投资风险。5) 可以满足特殊场合的用电需求。如用于大电网不易达到的偏远地区的供电；在重要集会或庆典上，DER 处于热备用状态可作为移动应急发电。6) 减少传输损耗。DER 就近向用电设备供电，避免输电网长距离送电的电能传输损耗。分布式储能装置并网后，可在负荷低谷时从电网上获取电能，而在负荷高峰时向电网送电，起到对负荷削峰填谷的作用，提高电网运行效率。其另一个重要作用，是与风能、太阳能等可再生能源发电装置配合使用，可就地补偿可再生能源发电装置功率输出的间歇性。3.3.2. 分布式电源并网带来的技术问题DER 的大量接入改变了传统配电网功率单向流动的状况，这给配电网带来一系列新的技术问题。1) 电压调整问题。配电线路中接入DER ，将引起电压分布的变化。由于配电网调度人员难以掌握DER 的投入、退出时间以及发出的有功功率与无功功率的变化，使配电线路的电压调整控制十分困难。2) 继电保护问题。DER 的并网会改变配电网原来故障时短路电流水平并影响电压与短路电流的分布，对继电保护系统带来影响:(1) 引起保护拒动。DER 对保护动作的影响如图1 所示。如果一个DER 接在线路的M处，当线路末端k 处发生短路故障时，它向故障点送出短路电流并抬高M 处的电压，因此使母线处保护R 检测到的短路电流减少，从而降低保护动作的灵敏度，严重时会引起保护拒动。(2) 引起配电网保护误动。在相邻线路发生短路故障时，DER 提供的反向短路电流可能使保护误动作。(3) 影响重合闸的成功率。在线路发生故障时，如果在主系统侧断路器跳开时DER 继续给线路供电，会影响故障电弧的熄灭，造成重合闸不成功。如果在重合闸时，DER 仍然没有解列，则会造成非同期合闸，由此引起的冲击电流使重合闸失败，并给分布式发电设备带来危害。(4) 影响备用电源自投。如果在主系统供电中断时，DER 继续给失去系统供电的母线供电，则由于母线电压继续存在，会影响备用电源自投装置的正确动作。3) 对短路电流水平的影响。直接并网的发电机都会增加配电网的短路电流水平，因此提高了对配电网断路器遮断容量的要求。4) 对配电网供电质量的影响。风力发电、太阳能光伏发电输出的电能具有间歇性特点，会引起电压波动。通过逆变器并网的DER ，不可避免地会向电网注入谐波电流，导致电压波形出现畸变。3.3.3. 分布式电源并网对配电网运行管理的影响1) DER 的接入，会增加配电网调度与运行管理的复杂性。风力发电、太阳能光伏发电等输出的电能具有很大的随机性，而用户自备DER 一般是根据用户自身需要安排机组的投切；这一切给合理地安排配电网运行方式、确定最优网络运行结构带来困难。2) DER 的接入，给配电网的施工与检修维护带来了影响。由于难以对众多的DER 进行控制，停电检修计划安排的难度增加，配电网施工安全风险加大。3.3.4. 分布式电源对配电网规划建设与经营的影响DER 的大量应用，给配电网的规划建设与经营带来了新挑战。1) 对配电网规划设计、负荷预测的影响。由于大量的用户安装DER 为其提供电能，使得配电网规划人员难以准确地进行负荷预测，进而影响配电网规划的合理性。2) 分布式发电并网的经济问题。由于DER的接入，特别是对于自备DER 的用户，为保证其自备DER停运时仍能正常用电，供电企业需要为其提供一定的备用容量，这就增加了供电企业的设备投资与运行成本，这些费用理应有一部分由DER 业主来分担。因此，需要完善电价政策，合理地调整供电企业与DER 业主的利益。3.4. 分布式电源并网技术3.4.1. 分布式电源并网基本技术要求为确保配电网的安全运行和供电质量，DER并网要满足以下基本要求。1) 保证配电网电压合格，所引起的电压偏移不超过允许的范围。2) 配电设备正常运行电流不超过额定值，动热稳定电流不超过允许值。3) 短路容量不超过开关、电缆等配电设备的允许值。4) 电能质量合格，所引起的电压骤升、骤降、闪变、谐波不超过规定值。3.4.2. 分布式电源接入方案的选择DER 并网对配电网的影响与DER 的容量以及接入配电网的规模、电压等级有关。一般情况下，DER 容量在250 kVA 以内的接入380 V/ 400V 低压电网； DER 容量在1 8 MVA 的接入10 kV等级中压电网；DER 容量更大一些的则接入更高电压等级的配电网。具体接入方式一般是大容量的DER 通过联络线接到附近变电所的母线上，如图2 (a) 所示。对于小型的DER ，为减少并网投资，就近并在配电线路上，如图2 (b) 所示。美国电气电子工程师协会( IEEE) 的第21 标准化工作组起草的DER 并网系列标准中，定义了以下两个参数来衡量DER 并网对配电网的影响。1) 刚度系数，指配电网中DER 接入点的设计短路电流与DER 额定电流的比值。2) 短路电流贡献比，指配电网在DER 接入点发生短路时，来自DER 的短路电流与来自配电网的短路电流的比值。刚度系数越大，短路电流贡献比越小，则配电网运行电压与短路电流受DER 并网的影响越小。一般认为，如果刚度系数大于20 ，则DER 并网不会对配电网运行带来实质性影响。在我国，热电联产发电与小水力发电有着很广泛的应用，它们一般是并到配电变电所的母线上。这些DER (小电源) 的并网以及保护控制技术已比较成熟，有大量的技术标准、规程可供参考。近年来，太阳能光伏发电、微型燃气轮机发电等容量在数百千瓦及以下的小型分布式电源有了很大发展，为降低成本，它们一般是就近接到配电线路上，这些小型DER 的并网及其保护控制技术还需进一步探讨。为减少投资、简化工作程序与运行管理，一些国家的供电企业对于小型DER 并网采取“即接即忘(Connect and Forget)”的原则，即忽略其对配电网安全性、供电质量与保护控制方式的影响。为达到这一目的，需要对DER 的接入容量做出严格限制。例如， 美国对于小型( 容量小于200kVA) DER 的并网， 供电企业要求接入线路的DER 总容量小于线路最小负荷的10%。3.4.3. 分布式电源并网保护分布式电源并网保护除分布式电源机组的保护外，主要是配备孤岛运行保护，简称孤岛保护。“孤岛”是指配电线路或部分配电网与主网的连接断开后，由分布式电源独立供电形成的配电网络。如图2 (a) 中，变压器低压侧断路器QF1 跳开后，分布式电源和母线上其他线路形成的独立网络就是一个孤岛。这种意外的孤岛运行状态是不允许的，因为其供电电压与频率的稳定性得不到保障，并且线路继续带电会影响故障电弧的熄灭、重合闸的动作，危害事故处理人员的人身安全。对于中性点有效接地系统的电网来说，一部分配电网与主网脱离后，可能会失去接地的中性点，成为非有效接地系统，这时孤岛运行就可能引起过电压，危害设备与人身安全。在DER 与配电网的连接点上，需要配备自动解列装置，即孤岛保护。在检测出现孤岛运行状态后，迅速跳开DER 与配电网之间的联络开关。一般来说，在孤岛运行状态下，DER 发电量与所带的负荷相比，有明显的缺额或过剩，从而导致电压与频率的明显变化，据此可以构成孤岛运行保护。孤岛保护的工作原理主要有以下3 种。1) 反应电压下降或上升的欠压/ 过压保护。2) 反应频率下降或上升的频率变化率保护。3) 反应前后两个周波电压相量变化的相量偏移保护。反映频率变化率的孤岛保护在电力系统功率出现缺额导致频率下降时也可能动作，这导致在电力系统最需要功率支持的时候切除DER ，使电网情况更为恶化。因此，实际应用中不宜将低频解列保护整定得过于灵敏，以避免这种不利局面的发生。在线路故障切除后，重合闸时间需要与孤岛运行保护配合，其等待时间要确保DER 解列并留有足够的故障点熄弧时间。3.4.4. DER并网技术标准一些工业发达国家已对DER 并网的技术标准进行制定。英国电力协会( Elect ricity Association) 早在1991 年就发布了G59/ 1 嵌入式发电并入地区配电网的推荐技术标准；国际电气电子工程师协会( IEEE) 于2003 年6 月发布了“DER并网技术标准IEEE Std. 1547”，2003 年10 月该标准被批准为国家标准。在我国，上海市电力公司和上海燃气集团公司联合制定了分布式供能系统工程技术规程，上海市政府于2005 年8 月发文要求在全市范围内贯彻实施这一规程。但总体来说，我国在这方面的工作还比较滞后。特别是接入配电线路的DER 的并网问题，没有可供参考的技术标准、规范，急需启动有关标准的制定工作。3.5. 分布式电源并网技术的发展以上介绍的DER 并网技术是“有限接入”，即对于接入容量等做出严格限制。为了充分利用可再生能源，必须实现DER 并网的“宽限接入”和大量接入，这也是智能电网概念提出的根本原因之一，智能电网技术的发展，将使这问题能得到较好地解决。随着DER 的大量接入，配电网就由传统的无源网络将发展成为有源网络，当前，涉及这方面的技术研究主要有微电网技术与虚拟发电厂技术。3.5.1. 有源网络的基本概念有源网络(Active Network) 指的是分布式电源高度渗透、功率双向流动的配电网络。所谓“高度渗透”是指接入的DER 对配电网的潮流、短路电流产生了实质性的影响，使得传统配电网的规划设计、保护控制、运行管理方法不再有效。有源网络的概念是针对并网技术对DER 接入容量做出严格限制的配电网而提出的。有源网络不再单纯地为了不影响现有配电网而严格限制DER 的接入，而是让DER 尽可能地多发电(特别是对可再生能源) 、充分地发挥其对配电网的积极作用以及节省电力系统的整体投资。DER 的容量客观上是可以替代一部分配电容量的，从而减少对发、输、配电系统的投资。因此，考虑DER 对配电容量的替代作用，也是有源网络的一个重要的特征。有源网络给配电网的保护控制、运行管理提出了新挑战，它包括电压控制、继电保护、短路电流限制、故障定位与隔离、DER 调度管理等方面的问题。3.5.2. 微电网技术微电网(Micro Grid) 简称微网，是指由DG、DES 装置和监控、保护装置汇集而成的并为相应区域供电的小型发配电系统，能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。一般来说，微网是一个用户侧的电网，它通过一个公共连接点(Point of Common Connection ，PCC) 与大电网连接。图3 是美国电力可靠性技术解决方案协会(CERTS) 提出的微电网基本结构。按照常规的做法，DER 必须配备孤岛保护，在大电网停电时自动与主网断开。而微网可以在与大电网脱离后独立运行，由DER 维持区域内所有或部分重要负荷的供电，能够发挥出DER 在提高供电可靠性方面的作用。微网仅在PCC 点与大电网连接，避免了多个DER 与大电网直接连接。通过合理地设计，可使微网中DER 主要用于区域内部负荷的供电，做到不向外输送或输送很小的功率，使得大电网可以不考虑其功率输出的影响，继续采用“即接即忘”的并网方法。这样，就较好地解决了DER 大量接入与不改变配电网现有保护控制方式之间的矛盾。就微网本身来说，它是一个“有源网络”，需要解决功率平衡、稳定控制、电压调整、继电保护等一系列问题。微网技术还在研究发展之中，是智能配电网的重要研究内容。3.5.3. 虚拟发电厂技术虚拟发电厂(Virtual Power Plant ，VPP) 技术是将配电网中分散安装的DER 通过技术支撑平台实现统一调度并将其等效为一个发电区，实现分布式电源大量并网，达到DER 的优化利用、降低电网峰值负荷、提高供电可靠性的目的。VPP 的调度对象主要是可随时启动并且功率可调节的DER ，如热电联产微型燃气轮机、应急供电柴油发电机组以及各种DES 等。对于风能、太阳能发电等可再生能源发电来说，其输出具有不确定性，且一般需要在具备条件时让其足额发电，因此不能对其进行有效地调度。实施VPP 要有配网自动化系统(DAS) 作为技术支撑平台。VPP 是DAS 的一个高级应用功能。DAS 需要采集、处理分布式电源的实时运行数据，并能够对其进行调节、控制。除技术问题外，实施VPP 还涉及电价、政策法规等一系列问题，目前处于研究探讨阶段，还缺少成熟的经验。3.6. 参考文献1 PU TTGEN H B ， MACGREGOR P R ， LAMBERT F C. Dist ributed generation : semantic hype or the dawn of a new era ? J . IEEE Power and Energy Magazine ， 2003 ， 1 (1) : 22229.2 王成山，王守相. 分布式发电供能系统若干问题研究J . 电力系统自动化，2008 ，32 (20) :124 ，31.3 李天友，金文龙，徐丙垠. 配电技术M . 北京:中国电力出版社，2008.4 梁有伟， 胡志坚， 陈允平. 分布式发电及其在电力系统中的应用综述J . 电网技术，2003 ，27 (12) :71275 ，88.5 严俊，赵立飞. 储能技术在分布式发电中的应用J . 华北电力技术，2006 (10) :16219.6 Deng Zigang ， Wang J iasu ， Wang Suyu etc. . Status of High Tc superconducting Flywheel Energy Storage SystemJ . Transactions of China Elect rotechnical Society ， 2008 ， 23 (12) :1210.7 胡学浩. 分布式发电(电源) 技术及其并网问题J .电工技术杂志，2004 (10) :125.8 鲁宗相， 王彩霞，阂勇，等. 微电网研究综述J .电力系统自动化，2007 ，31 (19) :.9 Christian Schulz ， Gerold R der ， Michel Kerrat .Virtual Power Plant With Combined Heat and Power Micro unit s C . CIRED Seminar 2008 :Samrt Grids for Dist ribution ，2008 (6) .4. 第三讲 高级配电自动化技术作为提高供电可靠性与配电网运营管理效率的重要技术手段， 配电自动化(DA)即受到了供电业界的广泛重视。根据智能配电网(SDG)的定义和功能， DA是其主要的技术内容， 但SDG的提出使DA面临新的机遇与挑战。根据SDG的建设目标， 深入研究、充实提高DA技术， 对于推动SDG的发展有十分重要的意义。为与DA传统区分， 将SDG中的称为高级配电自动化(Advanced Distribution Automation，ADA)。本讲介绍高级配电自动化的基本概念、系统构成、主要功能与关键技术等内容。4.1. 高级配电自动化的基本概念4.1.1. 离级配电自动化的定义与特点美国电力科学研究院(EPRI)在其“智能电网体系” (Intelli Grid Architecture)研究报告中提出了高级配电自动化的概念。该报告将ADA定义为“ 配电网革命性的管理与控制方法， 它实现配电网的全面控制与自动化并对分布式电源(DER)进行集成， 使系统的性能得到优化。ADA是对传统DA的继承与发展， 与传统DA相比， 其主要特点如下。1. 支持DER的大量接人并将其与配电网进行有机地集成。2. 实现柔性交流配电(DFACTS)设备的协调控制。3. 满足有源配电网的监控需要， 例如故障定位方法要适应DER提供故障电流的情况。4. 提供实时仿真分析与辅助决策工具， 更有效地支持各种高级应用软件(如潮流计算、网络重构、电压无功优化等)的应用。5. 支持分布式智能控制技术(详见本讲第3节的介绍)。6. 系统具有良好的开放性与可扩展性， 采用标准的信息交换模型与通信规约， 支持监控设备与应用软件的“ 即插即用” 。7. 各种自动化系统之间实现“ 无缝”集成， 信息高度共享， 功能深度融合。4.1.2. 高级配电自动化的技术内容ADA属于SDG中的DA，是SDG技术体系的重要组成部分，也是其中的一项基础技术。传统DA包含配电变电站、中低压配电网络、用户侧三个层次上的自动化内容，而在工程实践中，它一般指中低压配电网与用户侧的自动化。在SDG中，用户侧自动化支持与用户的互动等新型服务，其技术内容更为丰富。为使ADA 的功能特点更有针对性，建议将ADA技术内容限定为中压配电网的自动化，而把用户自动化作为独立的技术领域对待。ADA包含高级配电运行自动化(Distribution Operation Automation，DOA)和高级配电管理自动化(Distribution Management Automation，DMA)两方面的技术内容。高级DOA完成配电网安全监控与数据采集(DSCADA)、馈线自动化(FA)、电压无功控制、DER调度等实时应用功能；高级DMA以地理图形为背景信息，实现配电设备空间与属性数据以及网络拓扑数据的录人、编辑、查询与统计管理。在此基础上，高级DMA完成停电管理、检修管理、作业管理、移动终端(检修车)管理等离线或实时性要求不高的应用功能。4.2. 高级配电自动化系统4.2.1. 高级配电自动化系统的构成高级配电自动化系统包括高级DOA 系统与高级DMA系统两个子系统。1)高级DOA系统完成高级DOA功能，其结构如图1所示。与传统配电网自动化系统相比，它具有以下两个特点：(1)监控对象除传统的开关站、环网装置、柱上开关外还包括DER、DFACTS设备等。(2)除主站、通信网络与各种现场监控终端外，增加了分布式智能控制器(Distributed Intel ligent Controller，DIC)。DIC安装在变电站、开关站或其他选定的站点内，其作用类似于传统配电网自动化系统中的配电子站，收集并处理附近小区内相关站点终端的信息，完成一些实时性要求高的现场控制功能。2)高级DMA系统以自动绘图设备管理地理信息系统(AMFMGIS)为基础平台，通过停电管理、检修管理等应用软件完成高级DMA功能。与传统配电网自动化系统中的DMA 系统相比，高级DMA 系统强调与其他自动化系统之间的高度融合，实现系统构成与功能的优化。4.2.2. 高级配电自动化系统与其他自动化系统的关系集成ADA 的两个子系统以及与其他自动化系统之问，通过企业信息集成总线(Utility Integration Bus，UIB)交换信息实现“无缝”集成(如图2所示)。这些系统之间的数据交换关系如下。1)高级DOA系统从高级DMA系统中获取配电网设备属性与网络拓扑数据，以避免配电网数据的重复录入；高级DMA系统从高级DOA系统中获取包括故障信息在内的配电网实时运行数据，完成负荷统计、停电管理、检修管理等应用功能。2)高级DOA 系统从调度自动化系统(EMS)中获取变电站中压线路出线断路器运行信息，并向其传送开关操作控制命令。3)高级DMA 系统从高级量测体系(AMI)中获取用户停电检测信息，结合来自DSCADA的故障检测数据，实现故障定位、停电范围监测；通过向客户信息系统(CIS)、用户电话投诉管理(TCM)系统发布停电范围、原因、恢复供电时间等信息，供用户查询。4.3. 高级配电自动化主要功能与技术特征4.3.1. 配电网监控配电网监控即DSCADA，这是ADA的一个基本功能，SDG对其有不同于传统DA的高要求。SDG应具有良好的可测性，能够实现配电网全局的“可视化”管理，这就要求DSCADA采集的数据更为全面、完整，除常规遥测、遥信与故障检测信息外，还包括设备运行状态等数据。DER与DFACTS设备的广泛应用，使SDG成为一个功率双向流动的复杂有源网络，必须使用快速仿真模拟等高级应用软件，以对其进行有效地控制与管理。为保证高级应用软件的运行效果，要求DSCADA能够实现高精度同步数据采集，并提供电压和电流的相量信息。4.3.2. 馈线自动化(FA)SDG要求FA完成配电网故障自动定位、隔离与恢复供电(Fault Location，Isolation and Service Restoration，FLISR)功能。FA 是SDG自愈功能的重要组成部分。SDG要求最大限度地减小故障引起的供电中断时间和影响范围。传统的FA依赖重合器顺序重合或主站遥控实现FLIsR，处理时间需要数分钟。ADA 中的FA应用分布式智能控制技术，能够将FLISR时间减少至1 S内；应用闭环运行(相邻分段开关之间配备差动保护)、动态电压恢复器(DVR)DER、微网等技术，实现馈线故障的“无缝”自愈，使用户免受故障影响。4.3.3. 电压无功控制在SDG中，一方面，DER的投入与退出及其输出功率具有很大的不确定性，使调度人员难以仅根据母线电压与负荷情况掌控配电线路电压的变化；另一方面；部分DER设备(如光伏发电逆变器)可同时作为无功输出设备，参与电网电压无功调节。高级DOA系统应能根据线路上不同监测点功率潮流和电压实时数据，综合决策，实现电压无功补偿设备(包括DER)的优化调节与控制。传统DA系统的电压无功控制功能十分有限，一般仅提供关键节点电压的监测与无功补偿装置的投切控制；为降低造价，有的系统甚至仅采集母线电压，使调度人员难以全面掌握线路电压变化情况。4.3.4. 支持虚拟发电厂技术高级D0A系统为虚拟发电厂(VPP)提供技术支撑平台，支持VPP是高级DOA系统区别于传统配网自动化系统的一个重要特征。VPP将配电网中分散安装的DER统 调度并将其看成一个虚拟的发电厂，实现DER与配电网的有机集成。高级D0A 系统采集、处理DER实时运行数据，并能够对其进行调节、控制，并采用配电网快速仿真模拟技术，辅助制定DER的调度决策。4.3.5. 分布式智能控制SDG中快速故障自愈电压无功控制、微网控制、广域保护(包括DER孤岛保护)等功能的完成需要两个以上监控站点的数据，称为广域控制功能。依赖控制中心的高级DOA 主站系统可完成广域控制动能，但处理速度难以满足实时性要求；而采用分布式智能控制技术，就地采集处理数据，输出控制调节命令，则可以显著地提高广域控制功能的响应速度。分布式智能控制有两种实现方式。1)基于终端的方式。终端通过对等通信(IP)网络获取相关站点终端数据，自行决策。不需要安装专门的装置，具有很高的实时性(最快达到20O ms以内)，但对终端处理能力要求高，且仅能用于IP通信网。2)采用分布式智能控制器(DIC)的方式。DIC通过通信网集中收集处理相关站点终端的数据，做出综合决策，将控制命令送回终端。该方式可用于串行点对点通信，具有很好的适用性。4.4. 高级配电自动化关键技术41 IP 通信网络通信网络对整个ADA系统的性能与可靠性有着决定性的影响。高级D1 A系统根据其实现的功能与技术要求应采用IP通信技术。目前，多数供电企业已经建立了覆盖控制中心、变电站、配电站等中心节点的光纤数据网，可作为DOA系统的骨干IP传输网。配电网中的环网设备、DER设备、配电站、变电站等站点的通信，宜采用光纤技术，构成局域通信网，再通过网络交换设备接入骨干网。对于个别光纤难以到达的站点可采用无线分组业务(GPRS)、无线(如ZigBee技术)、电力载波等技术接人。IP通信方式不同于传统DA采用点对点或点对多点通信方式，解决了终端只能与主站或配电子站通信而存在的问题：1. 终端之间不能交换数据，无法实现基于终端的分布式智能控制；2. 采用配电子站转发终端数据，终端与主站之间不是透明传输，配置与管理维护工作量大；3. 通信带宽窄，难以上传故障录波、电能质量扰动等数据量比较大的事件记录。4.4.1. 配电网测控体系根据DOA系统完成的功能，从逻辑上可把图1所示的高级DOA系统分成配电网广域测控体系和ADA应用软件(包括终端、DIC的应用软件)两个层次上的内容，如图3所示。配电网广域测控体系，简称配网测控体系(Distribution M easurement and Control Infrastructure，DMACI)，包括IP通信网络与主站、现场终端中的数据采集、数据管理、通信等技术内容，可为主站、DIC与终端中的ADA应用软件提供配电网运行数据采集、数据传输与管理服务。DMAC1支持常规DSCADA 的所有功能。除此之外，还具有以下特点。1)支持分布式智能广域控制，包括支持DIC的应用、终端问对等实时数据交换、事件信息与控制命令的快速传输等。2)支持同步相量测量。同步相量测量用于完成环网合环电流计算、广域保护、故障定位、电压控制等功能。 3)支持配电设备在线监测，能够记录 传输故障与电能质量扰动数据。4)具有良好的开放性，支持终端设备与应用软件的“即插即用”。做到这一点的关键是通信协议的标准化。具体措施是扩展用于变电站自动化的 IEC 6185o：标准，使其覆盖ER、DFACTS装置等配电网设备。美国电力科学研究院在这方面已做了大量的工作，国际电工委员会(IEC)也在开展这方面的工作。5)具有网络与系统管理功能，能够收集网络管理信息，向网络管理工作站报告网络与终端设备的错误信息。6)能够提供安全访问控制，使系统免受非法访问与恶意攻击的损害。4.4.2. 新型传感与测量技术传感和测量技术对ADA