分布式光伏高比例接入的國外經驗及實踐啟示

曹煒，董浩洋，李蕓，衛(wèi)皇蒞，高生凱

（上海電力大學電力工程學院，上海 200090）

目前，以光伏、風電為代表的新能源大力發(fā)展，逐漸減少一次能源消耗及污染物的排放，在全球能源問題和環(huán)境問題中發(fā)揮著至關重要的作用[1-3]。目前，我國已經成為全球新能源規(guī)模最大、發(fā)展最快的國家[4]。但是隨著分布式光伏接入比例的提升，對我國電網運行也產生一定的挑戰(zhàn)[5-9]。

我國經濟發(fā)達、人口稠密的負荷密集區(qū)，光伏發(fā)展具有分布式、集中式并重的特點，華東區(qū)域正是這樣。2019年華東電網分布式光伏裝機容量約達23 GW，占光伏總裝機的46.7%和全網總裝機的6.3%。同時，隨著國家“光伏扶貧”的推進以及分布式光伏相關激勵政策的出臺，分布式已成為華東電網光伏發(fā)展的重要趨勢，部分地區(qū)已出現(xiàn)分布式光伏發(fā)電功率倒送主網的情況（即可認為該部分地區(qū)的分布式光伏接入水準已達到較高比例），相關配電網的無功平衡、電壓控制、分布式光伏接入標準和防孤島保護等潛在問題逐漸凸顯。

德國作為歐洲能源轉型的先行國之一，2002年—2019年期間光伏總裝機完成了從0.3 GW至49 GW的轉變，分別占同年德國總裝機的0.27%和23.5%[10]，而分布式光伏裝機2019年已達光伏總裝機的95%以上，并仍具有良好的發(fā)展?jié)摿?。一項德國?lián)邦交通和數字基礎設施部（federal ministry of transport and digital infrastructure）委托的研究估計德國具有150 GW的屋頂光伏潛力和143 GW的地面光伏潛力，考慮電源組合經濟優(yōu)化后，德國聯(lián)邦經濟事務與能源部（federal ministry for economic affairs and energy）于2018年10月提出了2030年和2050年光伏總裝機分別達到100 GW和200 GW的計劃[11]。此外，2014年德國部分地區(qū)已出現(xiàn)分布式光伏功率倒送主網的現(xiàn)象，且根據預測2024年這種現(xiàn)象會進一步增加，德國經驗對我國部分電網應對分布式光伏大量接入面臨的問題具有極大的參考意義。

此外，隨著分布式光伏高比例接入，會出現(xiàn)電網故障中分布式光伏脫網，加劇電力系統(tǒng)功率不平衡、加快系統(tǒng)頻率下降進程的現(xiàn)象。英國2019年8月9日發(fā)生的大停電事故暫態(tài)過程中，分布式光伏脫網3批次，出力損失累計達700 MW，占低頻減載保護觸發(fā)前出力損失的37%以及全程總出力損失的33.7%。分布式光伏脫網在一定程度上加速觸發(fā)了該電網頻率下降速率，加快了低頻減載保護動作，最終造成約110萬用戶（約1 000 MW負荷）在15～45 min內停電。事故后，英國電網加速了分布式光伏的防孤島保護改進進程[12-14]。英國此次停電事故的經驗與教訓對我國電網的分布式光伏接入管理也具有一定的借鑒意義。

文章收集梳理德國等分布式光伏高比例接入電網的實踐經驗與教訓，針對我國部分電網面臨的類似挑戰(zhàn)，提出相關應對建議。

1 德國光伏發(fā)展經驗

德國以分布式為主的光伏電源，正在逐步改變德國電網的負荷分布狀況。2014年德國部分地區(qū)已呈現(xiàn)負負荷情況（即分布式光伏功率倒送主網），預計2024年德國大部分地區(qū)均會呈現(xiàn)該現(xiàn)象[15]，負荷情況如圖1所示。德國光伏穩(wěn)定快速的發(fā)展既得益于德國一系列與時俱進不斷更新的、極具可操作性的能源法案的引領，也得益于具有法案支撐的、對分布式光伏明確具體的接入管理。

圖1 德國2014年以及預測2024年電網負荷情況Fig.1 Germany 2014 and forecasted 2024 grid load situation

1.1 法案引領

德國于2000年開始頒布實施可再生能源法案《可再生能源法（EEG）》（erneuerbare-energiengesetz（德）），其后根據能源轉型進程和光伏發(fā)展的實際情況，進行不定期的修訂和完善[16-22]。

該法案意味著光伏相對傳統(tǒng)能源獲得更優(yōu)先的發(fā)電權，并且獲得20 a以上的固定“上網電價（feed-in tariff，F(xiàn)IT）”，除了出售給運營商的批發(fā)收入以外，還可以向電力用戶收取額外的可再生能源稅（EEG附加稅）。

為進一步推動光伏的快速發(fā)展，《可再生能源法2004》提高對光伏發(fā)電的補貼以及取消對電力供應商的新能源發(fā)電設備的補貼限制，使得2004年—2009年期間，光伏裝機容量大幅增加，其年平均光伏裝機增加率高達74.5%，截至2009年底光伏總裝機已達到2004年光伏總裝機的9.6倍[18]。同時，光伏容量的飛速增長以及高昂的光伏補貼給德國電網帶來一定的挑戰(zhàn)。為了保證光伏的穩(wěn)定發(fā)展，《可再生能源法2009》規(guī)定光伏發(fā)電補貼逐年降低[19]；《可再生能源法2014》規(guī)定部分光伏項目需自行通過電力市場消納[20]；《可再生能源法2016/2017》規(guī)定逐漸取消綠色電力入網價格補貼，并將采用招投標模式確定對光伏項目的建設與補貼資助[21-22]。

德國的一系列《可再生能源法》中提到的可再生能源消納措施具體而微，極具可操作性。例如，在《可再生能源法2017》中有如下規(guī)定（此前在《可再生能源法2014》中也有所提及）：

1）容量在30～100 kW之間的光伏裝置在系統(tǒng)過載時可遠程控制削減發(fā)電；

2）容量小于30 kW的光伏裝置系統(tǒng)過載時可遠程控制削減發(fā)電或者將有效發(fā)電功率控制在總容量的70%以下（一個地塊或一棟樓里的都應該算一個光伏裝置）。

此外，還有其它的法案和《可再生能源法》相配合，例如：《德國能源法EnWG》規(guī)定了配電系統(tǒng)運營商應向與之簽訂了網絡使用合同的低壓供應商和最終用戶削減電網費用，以換取對電網最終可中斷負荷的控制權等[23]。

再如，《計量點操作法（the metering point operation act）》規(guī)定了智能測量系統(tǒng)的安裝標準及收費標準[24]：

1）年耗電量達6 000 kW·h的消費者需加裝智能測量系統(tǒng)，且從2017年起8 a內，根據總耗電量的不同（6～100 MW·h），每年收取不同的費用（100～200歐元）；

2）年耗電量不超過6 MW·h的消費者需加裝智能測量系統(tǒng)，且根據年耗電量的不同（不超過2～6 MW·h），每年收取不同的費用（23～60歐元）；

3）裝機容量超過7 kW的用戶需加裝智能測量系統(tǒng)，且從2017年起根據每年總裝機容量的不同（7～100 kW），收取不同的費用（100～200歐元）；

4）裝機容量不超過7 kW的用戶，且從2018年起新裝機部分都將加裝智能測量系統(tǒng)，每年收取費用不超過60歐元；

這些法案為分布式光伏發(fā)展提供了堅實的法律依據，規(guī)范了電網運行商和光伏業(yè)主的行為，推動并保障了德國分布式光伏的健康發(fā)展。

1.2 德國的分布式光伏接入管理

以上述極具可操作性的一系列法案為依托，德國先后制定了《中、低壓配電網并網技術標準（VDE-AR-N 4110/4105）》等，包含了有功控制、無功能力、電能質量、保護配置和電網故障分析等各個方面，部分相關內容介紹如下[25-27]。

1.2.1 電壓幅值

規(guī)定了電網中每個公共連接點的電壓幅值變化跟沒有連接分布式光伏時相比不能超過2%，低壓并網標準要求不得超過3%。

1.2.2 無功調節(jié)

規(guī)定了并網點功率因數應在某個范圍內可調（根據并網容量分為-0.9～+0.9或-0.95～+0.95）；對于特別小的分布式光伏，要求其功率因數固定即可。例如德國《低壓配電網并網技術標準》對3.68 kV·A≤S≤13.8 kV·A的分布式光伏要求如圖2斜線扇形區(qū)域所示的有功無功運行范圍，對應的功率因數從-0.95～+0.95；當有功功率在20%額定功率之下時，對功率因數沒有要求[27]。

圖2 德國《低壓配電網并網技術標準》中3.68 kV·A≤S≤13.8 kV·A時的功率因數范圍（-0.95～+0.95）Fig.2 The power factor range（-0.95～+0.95）for 3.68 kV·A≤S≤13.8 kV·A in German“technical standards for low-voltage distribution network grid connection”

這意味著當分布式光伏發(fā)出較高的有功功率造成并網點電壓升高時，分布式光伏可以吸收部分無功功率來降低電壓；反之分布式光伏可以發(fā)出部分無功功率以支撐電壓。這樣就在一定程度上緩解了波動性電源就地并網時帶來的電壓波動問題，在不集中安裝無功補償設備的情況下，分布式光伏可以利用其無功能力進行電網電壓調節(jié)，提高電壓合格率[28-30]。

1.2.3 系統(tǒng)安全與保護

規(guī)定了分布式光伏的保護裝置應具備高、低壓保護和過、欠頻保護等，相關設置如表1所示。

表1 分布式光伏涉網保護設置Tab.1 Distributed photovoltaic grid protection settings

2 英國倫敦“8·9”大停電事故中的分布式光伏

2.1 事故前電網相關情況

停電事故發(fā)生前，英國同步電網具有29 GW負荷、32 GW接入輸電網的發(fā)電容量和10.5 GW接入配電網的分布式光伏發(fā)電容量，具有約210 GV·A·s動能[12]。發(fā)電組成如圖3所示。

圖3 英國“8·9”事故前接入輸電網的發(fā)電組合情況Fig.3 The combination of power generation connected to the transmission grid before the“8·9”accident in the UK

此外該事故前英國電網相關保護措施如下[11]：

防孤島保護。英國的分布式光伏防孤島保護有兩種形式，包括約有8 500 MW的頻率變化率（rate of change of frequency，RoCoF）保護和約有2 000 MW的相位偏移（vector shift）保護。對于5 MW及以上光伏電站RoCoF保護觸發(fā)閾值已由過去的0.125 Hz/s改為1 Hz/s；5 MW以下的分布式光伏電站保護觸發(fā)閾值仍為0.125 Hz/s。

低頻減載（low frequency demand disconnection，LFDD）。英國國家電網公司部署的系統(tǒng)LFDD措施，是按照電網規(guī)程（Grid Code.A.5.5.1）[31]要求的閾值分輪次進行的。英格蘭及威爾士區(qū)域在頻率下降至48.8 Hz時自動減載5%的負荷，蘇格蘭區(qū)域在頻率下降至48.6 Hz時才會自動減載5%的負荷。

頻率響應措施。根據英國系統(tǒng)安全與供電質量標準（securityandqualityofsupplystandard，SQSS）[32]對電網頻率的要求：1）系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率需控制在49.5～50.5 Hz之間；2）暫態(tài)期間頻率高于50.5 Hz或低于49.5 Hz的時間不超過60 s，同時系統(tǒng)需具備抵御1 000 MW發(fā)電損失和560 MW負荷損失的能力。

2.2 事故過程中的分布式光伏損失

事故過程中的事件順序和事故頻率曲線如圖4所示，其中分布式光伏的損失可分為以下三個部分：

圖4 英國“8·9”事故頻率變化曲線及相關事件Fig.4The frequency curve of the“8·9”accident in the UK and related events

1）短路期間的損失。短路故障期間分布式光伏的相位移動防孤島保護動作造成了150 MW的分布式光伏發(fā)電損失。

2）第1波頻率下降中的損失。故障清除后，霍恩（Hornsean）風電廠和小巴福（Little Barford）燃氣電廠分別出現(xiàn)發(fā)電損失，加上短路期間的分布式光伏損失累計量已超過SQSS規(guī)定的最大可抵御功率損失量（1 000 MW），頻率發(fā)生大幅度下降（實測值約為0.16 Hz/s），引起容量5 MW以下的部分分布式光伏頻率變化率防孤島保護動作，造成350 MW的分布式光伏發(fā)電損失。同時，一次頻率響應開始啟動，頻率止跌于49.1 Hz，開始回升。

3）第2波頻率下降中的損失。頻率回升過程中，小巴福燃氣電廠的第2次發(fā)電損失，使得累計發(fā)電損失（1 691 MW）超過頻率響應工作極限，頻率再次大幅下降。當頻率下降至49 Hz時，因部分負荷低頻減載的提前觸發(fā)，在切除該部分負荷的同時切除了其中的分布式光伏，造成了200 MW的凈分布式光伏發(fā)電損失，加劇了頻率下降。頻率下降至48.8 Hz時觸發(fā)低頻減載保護自動切除5%的負荷，造成本次大停電事故。

2.3 事故中分布式光伏對事故進程的影響分析和后續(xù)措施

英國“8·9”事故短路過程和頻率下降過程中的分布式光伏出力損失對頻率下降起推波助瀾的作用。事故全程中，分布式光伏先后因電壓相位移動防孤島保護、頻率變化率防孤島保護和所在負荷區(qū)低頻減載保護提前觸發(fā)造成分布式光伏發(fā)電損失共計700 MW，占低頻減載保護觸發(fā)前各種電源累計出力總損失（1 891 MW）的37%。表2給出了隨事故進程各事件累計的發(fā)電功率損失和不計頻率一次調節(jié)時的頻率下降率，后者由發(fā)電機轉子運動方程推演計算所得，計算公式如下式所示[13]：

式中：ΔP為系統(tǒng)功率缺額，MW；fN為系統(tǒng)額定頻率，50 Hz；Wk為系統(tǒng)動能，210 GV·A·s。

假設5 MW以下的分布式光伏在事故發(fā)生前已將頻率變化率防孤島保護的整定值從0.125 Hz/s更改為1 Hz/s，且較老式的相位偏移保護也更改為頻率變化率保護，那么可以避免第1波頻率下降階段中的分布式光伏脫網（500 MW），此時累計發(fā)電損失將為981 MW。即使隨后累加小巴福燃氣電廠的第2次發(fā)電損失（210 MW），累計發(fā)電損失也僅為1 191 MW，遠小于第1波頻率下降過程中止跌于49.1 Hz時的累計發(fā)電損失（1 481 MW），即該數值未達到1次頻率響應的工作極限，可能將不會造成第2波的頻率下降[13]（小巴福燃氣電廠的第3次發(fā)電損失187 MW是源于英國電網運營商的主動要求，并非不可控的被動損失），從而不會引起低頻減載保護的觸發(fā)而造成大量用戶停電。

事故后，英國電網運營商綜合各事故相關方的詳細報告公布了關于事故的最終報告（Technical Report on the events of 9 August 2019）[12]，指出整個事故過程中的所有繼電保護和自動裝置都正常動作，事故處理符合規(guī)范，但仍需平衡考慮安全風險與成本，重新審查國家電力傳輸系統(tǒng)安全與供電質量標準（SQSS）以確定是否在電力系統(tǒng)中提供更高的彈性標準，并加快5 MW以下的分布式光伏防孤島保護設定值的變更（由過去的0.125 Hz/s，更改為1 Hz/s）。

由此次大停電事故可見，分布式光伏防孤島如果采用頻率變化率保護，則其啟動值應大于電網安全標準中規(guī)定的可抵御的最大發(fā)電損失可能引起的頻率下降率，避免因分布式光伏在電網頻率下降的暫態(tài)過程中切出而加劇電網的有功不足、惡化頻率下降速率和事故進程。

表2 事故中電源非主動損失序列Tab.2 Power non-active loss sequence in accident

3 我國可再生能源政策和分布式光伏高比例接入對電網的影響及相關建議

3.1 我國能源政策

我國于2005年2月28日發(fā)布了《中華人民共和國可再生能源法》，并于2006年1月1日起開始正式實施，之后根據我國可再生能源發(fā)展情況展開了一系列的修訂[33-36]以及發(fā)布了配套的《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》[37]。

《中華人民共和國可再生能源法》為可再生能源在能源領域的開發(fā)提供了優(yōu)先級。此外，全額收購可再生能源的上網電量、成立可再生能源發(fā)展專項資金和對部分可再生能源項目給予稅收優(yōu)惠，都為我國可再生能源發(fā)展的初期提供了強有力的支撐。

2009年修訂發(fā)布的《中華人民共和國可再生能源法（修訂案）》[33]確定了可再生能源在電網調度中的優(yōu)先級，并制定了可再生能源應達到的發(fā)電量占總發(fā)電量的比重。同時，為了保證電網安全，規(guī)定了全額收購的可再生能源應符合相應的并網標準。

2016年發(fā)布的《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》[37]更是細化了全額保障性收購可再生能源的各項規(guī)定。在規(guī)定了保障性收購可再生能源發(fā)電量范圍的同時，也提出以將超額電量通過市場交易并給予相應可再生能源電價補貼的方式，鼓勵可再生能源多發(fā)滿發(fā)。此外，為促進分布式光伏等能源的發(fā)展，對其所發(fā)電量仍采取全額收購政策。

得力于我國法案對可再生能源發(fā)展的大力支持，截止到2019年底，我國的風電總裝機容量和光伏總裝機容量分別達到210 GW和204 GW，均位居全球第一。此外，2020年修訂發(fā)布的《中華人民共和國可再生能源法（征求意見稿）》[34]制定了可再生能源發(fā)展的中長期目標，并提出將全額保障性收購可再生能源的方式逐漸更改為各級市場主體需完成最低比重的可再生能源發(fā)電量消納指標，未完成消納指標的市場主體可通過市場交易履行其義務，為我國未來可再生能源的消納與發(fā)展提供了更多選擇和保障。

3.2 分布式光伏高比例接入的影響

隨著我國能源政策的不斷推進，分布式光伏進入大規(guī)模發(fā)展時期，但其高比例的接入也為我國電網帶來了以下方面的問題：

1）分布式光伏高比例接入地區(qū)的配電網電壓分布不合理。隨著部分地區(qū)分布式光伏并網容量的快速增長，大量負荷就地平衡，大大減少了電網對分布式光伏并網點的功率輸送，甚至還在某些時段出現(xiàn)分布式光伏功率倒送主網。雖然我國公布的《分布式電源并網技術要求》（GB/T 33593—2017）[38]規(guī)定了分布式電源的功率因數范圍以及在其無功輸出范圍內應具備根據并網點電壓水平調節(jié)無功輸出、參與電壓調節(jié)的能力，但并未在并網電壓偏差方面對分布式電源有區(qū)別于普通負載的特殊規(guī)定，僅要求滿足正常供電電壓標準，即接入20 kV及以下電壓等級的分布式電源電壓偏差不超過標稱電壓的±7%。目前，分布式光伏電站采用“就地控制”方式（定功率因數、定電壓和定無功），還不能感知周邊電網的狀態(tài)，不能像輸電網那樣根據負荷和分布式光伏出力的波動進行主動有效的無功電壓控制，分布式光伏并網點電壓出現(xiàn)抬升，地處配電線路末端且采用恒功率因數運行的光伏電站和分布式光伏并網集中的地區(qū)，其并網點電壓提升尤為明顯。而德國《中、低壓配電網并網技術標準》[25，27]對分布式電源有區(qū)別于普通負載的特別規(guī)定，即分布式電源接入后電壓幅值變化不能超過接入前的2%～3%。并且，德國在《可再生能源法》[16-20]中就規(guī)定了分布式電源要具備參與無功電壓調節(jié)的能力，甚至量化規(guī)定了在分布式光伏倒送嚴重、系統(tǒng)出現(xiàn)過載時，電網可以遠程控制削減分布式光伏發(fā)電量。隨后，在具體的《中、低壓配電網并網技術標準》中，德國按照分布式電源容量不同細化了不同的無功可調節(jié)區(qū)域，這使德國配網運行商可以在法律框架中遠程調節(jié)分布式光伏電站的有功和無功，大大緩解了高比例接入分布式光伏集中倒送帶來的電壓調節(jié)壓力。

2）部分分布式光伏低頻保護不能適應電網有功頻率緊急控制的要求。根據《分布式電源并網技術要求》（GB/T 33593—2017）規(guī)定[38]，通過380 V電壓等級以及通過10（6）kV電壓等級接入用戶側的分布式電源，當并網點頻率超過運行范圍（49.5～50.2 Hz）時，應在0.2 s內停止向電網供電。該標準中分布式電源的低頻保護觸發(fā)值（49.5 Hz）與我國某些區(qū)域電網（如華東電網）低頻減載保護觸發(fā)值（49 Hz）不匹配，會導致電網遇大功率缺額擾動時，通過380 V電壓等級以及通過10（6）kV電壓等級接入用戶側的分布式光伏在低頻減載啟動前脫網，加劇電網的有功不平衡，類似于英國倫敦“8·9”大停電事故那樣使系統(tǒng)頻率恢復條件惡化，甚至于意外啟動電網的低頻減載，造成停電事故，大面積影響社會生活。

3）分布式光伏防孤島保護的潛在問題。我國《分布式電源并網技術要求》[38]中僅規(guī)定分布式電源應具備快速監(jiān)測孤島且立即斷開與電網連接的能力，未具體指明防孤島保護的類型。據調研，我國主流逆變器生產廠家均采用主動式的防孤島保護。與歐洲采用的相位偏移、頻率變化率等被動式防孤島保護不同，主動式防孤島保護在失去主網電源的孤島狀態(tài)下，即使其內部能量能夠平衡也能檢出孤島狀態(tài)，從而解除與主網的聯(lián)系，提高了防孤島保護的可靠性。但各種主動式的防孤島保護是否會像英國倫敦“8·9”大停電事故中的相移式防孤島保護那樣在電網短路故障期間，頻率變化率防孤島保護在故障切除后的暫態(tài)過程中不當啟動，還需研究關注。在沒有確切結論之前需考慮分布式光伏意外脫網校核同步電力系統(tǒng)慣性和增加電網事故旋轉備用比例。

4）用戶側分布式（自發(fā)自用余電上網）光伏業(yè)主利益與電網運行存在矛盾。這主要表現(xiàn)在兩個方面。一方面，用戶側分布式光伏的大力推進，推動了分布式光伏產業(yè)的跨越發(fā)展，但很多這類分布式光伏業(yè)主的收入與預期有較大差別。因為分布式光伏接入會減少電網對用戶計量關口的有功饋入，如果用戶沒有因此調整無功功率補償方案，其計量關口的功率因數將降低。根據我國《功率因數調整電費辦法》[39]，該用戶可能會因為計量關口的功率因數不達標而被收取額外的懲罰性電費，致使用戶“省電不省錢”。如果用戶按計量關口功率因數來配置無功補償裝置并進行無功控制，當這個用戶有余電上網且余電相對較大時，又會導致分布式光伏并網點的電壓抬升，甚至出現(xiàn)越限的現(xiàn)象。從配網運行的角度出發(fā)，無功流向與有功流向相反有利于取得比較合理的饋線電壓分布。因此當用戶有余電上網時，希望用戶能夠吸收一定量的無功以抑制饋線電壓升高，但這卻有可能會導致其計量關口的功率因數偏低，如果仍然用此時的關口無功來計算月度功率因數，就將影響到該用戶需繳納的懲罰性電費[40]。另一方面，光伏扶貧中發(fā)現(xiàn)，光伏接入率高的村鎮(zhèn)臺區(qū)由于其三相光伏容量接入的不平衡，使得光伏出力較高時的網損通常高于光伏出力較小時的網損，這增加了電網配電損耗，增加了電網運營成本。三相功率不平衡和較低的功率因數都可能導致網損增加。

3.3 應對分布式光伏高比例接入的相關建議

1）對高比例光伏配網中的調壓問題進行比較系統(tǒng)的技術經濟研究，借鑒國外經驗，尋找技術上、經濟上都可行的配網調壓解決方案。目前的智能電表已經可以讀取接入點電壓、電流及其與之相關的所有電氣量，如有功、無功及其方向等，妥善收集、存儲、使用這些數據，就可以為系統(tǒng)解決調壓問題提供數據基礎。

2）隨著儲能和微網成本降低，在光伏中配套儲能或將光伏集成入微電網。通過儲能或微電網技術可以靈活調節(jié)光伏業(yè)主關口功率，減少饋線上的功率波動，甚至給電網提供調頻服務和緊急功率支援等電網運行必需的輔助服務，從而有利于在光伏高比例接入下維持電網穩(wěn)定性，提高整個電網的光伏滲透率。

3）對自發(fā)自用的分布式光伏業(yè)主，在有余電上網時的無功功率不計入功率因數考核。

4）完善分布式電源入網相關標準：電壓方面，建立區(qū)別于一般供電電壓標準的分布式光伏并網電壓標準；涉網保護方面，分布式光伏低頻脫網整定值應與我國電網低頻減載保護定值相配合。

5）加強分布式電源接入管理，特別是分布式電源防孤島保護的設置和實際性能管理。對用戶側的分布式光伏的涉網保護進行統(tǒng)一管理。主動式防孤島保護是否會像設置不合理的被動式防孤島保護那樣在系統(tǒng)擾動時誤判孤島狀態(tài)（不是孤島而判為孤島），需進一步調研。同時也需加強對入網分布式電源的防孤島保護測試，既要能判斷出孤島，又要避免在系統(tǒng)故障及其恢復期間的暫態(tài)過程中誤判。如果存在誤判可能，電網運行校核考慮最大擾動時就需將可能的誤判量一并考慮在內。

6）注意村鎮(zhèn)臺區(qū)單相接入的分布式光伏的三相均衡接入，以降低臺區(qū)運行網損。

4 結論

1）德國分布式光伏快速穩(wěn)定發(fā)展得益于根據不同發(fā)展階段的需要不斷修訂的諸多具體且極具可操作性的能源法案的引領和支撐，還有與之相適應的分布式光伏并網標準在智能測量系統(tǒng)裝設、分布式光伏參與無功電壓調節(jié)、緊急控制和分布式光伏防孤島保護等方面提供的保障。

2）英國“8·9”事故中所有繼電保護和自動裝置都正常動作，但由于部分分布式光伏防孤島保護不當啟動而脫網，對整個事故的發(fā)展起到了推波助瀾的作用。如果該部分分布式光伏未脫網，可能不會發(fā)生該次大停電事故。

3）我國公布的一系列能源政策為可再生能源在電網調度中的優(yōu)先級、電價補貼、全額保障性收購和市場最低消納指標等方面提供有力支撐，且隨著相關政策的修訂，其可操作性逐漸改善。

4）在我國能源政策的大力支持下，分布式光伏的發(fā)展進入了新時期，但其局部地區(qū)高比例接入的特點對我國電網在各方面都產生了一定的影響。如：配網電壓分布不合理及無功電壓控制困難；分布式光伏低頻保護與電網有功頻率緊急控制不配合；防孤島保護實際性能不確定；用戶側分布式光伏業(yè)主利益與電網運行有待協(xié)調等。

5）為降低分布式光伏對我國部分電網的影響及增加其接入水平，建議全面系統(tǒng)研究配電網中的調壓問題，借鑒國外經驗尋找可行的配網調壓解決方案；利用儲能和微電網的技術提高光伏滲透率；完善分布式電源并網相關標準；調整分布式光伏業(yè)主在有余電上網情況下的功率因數考核條件；加強分布式電源接入管理，特別是分布式電源防孤島保護的設置和實際性能管理；注意村鎮(zhèn)臺區(qū)分布式光伏單相接入時的三相平衡度。