【风险评估】分布式电源并网对电网的影响及风险评估的研究附Matlab代码

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🔥 内容介绍

一、研究背景：分布式电源崛起下的电网转型挑战

在 “双碳” 目标驱动下，分布式电源（以分布式光伏、分散式风电为主）呈现爆发式增长，截至 2024 年底全国分布式光伏装机已达 3.75 亿千瓦，占光伏总装机的 42.3%。这类电源的广泛接入推动配电网从传统 “无源” 单向辐射网络向 “有源” 双向交互系统转变，但也带来一系列新问题：浙江等省份已出现 18 个县（区）无新增分布式光伏接入空间，部分区域因并网管控不足导致线路重过载、电压越限等问题频发。与此同时，高比例电力电子器件接入使电网呈现低惯量、弱阻尼特性，抗干扰能力显著削弱，故障特征更趋复杂。因此，系统解析分布式电源并网影响并建立科学的风险评估体系，成为保障新型配电网安全稳定运行的核心需求。

二、分布式电源并网对电网的多维度影响解析

（一）电网结构与潮流影响：从单向传输到双向交互

1. 拓扑形态重构

分布式电源的多点接入打破传统辐射状网络结构，形成多电源供电格局。例如，居民屋顶光伏集群并网后，配电网从 “电源→用户” 的单向潮流变为 “主网 + 分布式电源→用户” 的混合潮流，极端情况下午间光伏大发时段可出现潮流反向，导致传统保护装置失去方向判别依据。

1. 潮流分布失衡

风光出力的波动性加剧潮流动态波动：光伏午间出力高峰时，台区变压器可能因功率倒送出现过负荷；风电夜间出力骤增时，偏远线路易发生潮流拥堵。浙江某工业园区因分布式光伏集中并网，已出现 10kV 线路午间过载率达 120% 的情况。

（二）电能质量影响：扰动源增多与特性异变

1. 电压波动与越限

分布式光伏出力的瞬时变化（如云层遮挡导致功率 10 秒内波动 30%）会引发并网点电压闪变，而大规模并网时的无功功率盈余可能导致暂态过电压。某高新企业反映，电压波动已造成电子陶瓷产品报废率上升 5%。

1. 谐波与振荡问题

光伏逆变器、风电变流器等电力电子设备会注入 3 次、5 次谐波，当谐波频率与电网谐振频率耦合时，易引发宽频带振荡。高比例跟网型（GFL）控制电源的锁相环负阻效应，进一步加剧振荡风险。

（三）安全稳定影响：惯量缺失与故障特性复杂化

1. 惯量支撑能力削弱

分布式电源通过电力电子换流器并网，不具备传统同步发电机的转动惯量，导致系统惯量随渗透率升高而下降。当渗透率超过 30% 时，系统频率偏差幅度可扩大至 ±0.5Hz 以上，恢复时间延长 2 倍以上，极易引发频率崩溃事故。

1. 故障特征畸变

新能源的弱馈性使故障电流幅值受限（通常仅为额定电流的 1.2-1.5 倍），且波形存在畸变与相角波动，导致传统电流保护灵敏度下降。某配电网故障案例显示，分布式电源并网后保护误动率从 0.3% 升至 2.1%。

（四）调度运行影响：可控性下降与协同难度增加

1. 调度边界模糊

分布式电源多为用户侧自发自用，具有 “小、散、乱” 特点，且出力受气象条件影响显著（如光伏出力预测日误差可达 15%-20%），导致调度部门难以精准掌握电源状态。

1. 源荷协同失衡

风光出力与负荷需求的时空错配加剧电网调峰压力：夜间风电出力高峰时居民负荷低谷，午间光伏大发时工业负荷可能处于生产间歇，易造成弃风弃光或负荷缺电。

三、分布式电源并网风险评估体系构建

（一）风险评估方法：层次化与动态化结合

1. 层次化评估流程

采用 “设备层→台区层→区域层” 三级评估模式：①设备层聚焦变压器、线路等关键设备的过载与老化风险；②台区层分析电压稳定性与潮流合理性；③区域层评估系统惯量、频率响应等整体安全水平。浙江衢州通过该模式实现分布式光伏并网风险的精准定位，提前整改隐患 32 处。

1. 动态评估模型

融合风光出力预测数据（采用 RVM-Adaboost 等高精度预测方法）与实时运行数据，构建时序风险评估模型。例如，基于次日光伏出力预测曲线，滚动计算不同时段的电压偏差风险，为调度决策提供提前量。

1. 风险等级划分

采用模糊综合评价法将风险划分为四级：①低风险（综合评分≤0.3）：无需干预；②中风险（0.3 <评分≤0.6）：加强监测；③高风险（0.6 < 评分≤0.8）：限负荷运行；④极高风险（评分> 0.8）：暂停并网。

（二）典型场景风险评估案例

以某 10kV 居民台区（含 50 户屋顶光伏，总容量 250kW）为例，开展风光场景风险评估：

1. 光伏午间大发场景（11:00-15:00）

• 关键风险：线路过载率 118%，电压偏差率 + 8.2%，谐波畸变率 6.3%

• 风险等级：高风险

• 致因分析：光伏出力达 220kW，潮流反向导致线路过载，逆变器谐波叠加引发电能质量问题

1. 风电夜间出力高峰场景（23:00 - 次日 5:00）

• 关键风险：系统惯量时间常数 2.8s，网损增长率 18%

• 风险等级：中风险

• 致因分析：区域风电渗透率达 35%，惯量支撑不足，低谷负荷与风电出力错配导致网损增加

四、风险防控与协同优化策略

（一）技术防控：提升电网适应能力

1. 硬件升级改造

对重载线路实施增容改造，推广智能调压变压器与故障限流器；在高渗透率区域配置构网型（GFM）逆变器，通过虚拟惯量控制提升系统抗扰能力。浙江电力已在分布式光伏集中区域部署 200 余台 GFM 逆变器，频率波动幅度降低 40%。

1. 源网荷储协同控制

基于改进 ISODATA 等聚类算法识别高消纳潜力负荷集群，构建 “分布式电源 + 储能 + 可调节负荷” 协同系统。例如，午间光伏大发时，调度商业空调负荷提升用电功率，同时启动用户侧储能充电，降低功率倒送风险。

（二）机制保障：完善并网管理体系

1. 分级并网管控机制

按分布式电源容量与接入位置制定差异化标准：20kW 以下居民光伏简化并网流程，100kW 以上工商业电源需开展接入系统专项论证。浙江推行的友好型屋顶光伏服务机制，有效解决了接网规模申报不规范问题。

1. 市场化激励约束

明确负荷聚合商、虚拟电厂等主体的责任义务，将分布式电源调节成本纳入市场交易体系；建立 “并网风险保证金” 制度，对造成电网故障的主体实施经济处罚。

（三）调度优化：实现动态平衡

1. 分层分级调控

构建 “省级协同 + 区域自治” 调控体系，配电网层面实现源网荷储实时平衡控制。国网浙江电力通过该模式，使分布式电源就地消纳率提升至 92%。

1. 极端场景应急处置

融合气象预警数据，建立台风、寒潮等极端天气下的风险预警模型。当预测风电出力骤降时，提前调度储能放电与可转移负荷启动，弥补功率缺口。

五、未来研究方向

1. 高渗透率下风险演化机理

深入研究渗透率超过 50% 时的电网动态特性，揭示低惯量系统中故障传播规律，建立 “渗透率 - 风险阈值” 对应关系模型。

1. 数字孪生驱动的评估优化

构建配电网数字孪生平台，集成分布式电源、负荷、电网设备的全量数据，实现风险的可视化评估与预演调控。

1. 跨区域协同评估

基于联邦学习框架，在保护数据隐私的前提下实现多区域并网风险数据共享，构建跨区域协同防控体系，应对分布式电源集群效应带来的跨区风险。

⛳️ 运行结果

🔗 参考文献

[1] 徐群.分布式电源并网对电能质量的影响分析与评估[D].华北电力大学,2012.DOI:10.7666/d.y2140606.

[2] 赵文龙.分布式电源对配电网保护影响的评估方法[D].山东理工大学,2014.

[3] 王洲、杨昌海、彭婧、杨婷婷、白永利.基于越限风险评估的分布式光伏电源接入配电网适应性研究[J].兰州理工大学学报, 2020, 46(4):5.DOI:CNKI:SUN:GSGY.0.2020-04-017.

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