截至2021年底，2021年我国分布式光伏新增装机达到2928万千瓦，同比2020年装机增长89%，分布式市场发展迅猛。同时，随着分布式光伏整县试点项目公示，全国整县分布式市场正在如火如荼的推进。近期，江苏、福建、浙江等省份要求分布式光伏电站具备接入分布式电源主站的功能，这意味着我国分布式光伏已步入规模化容量市场，对分布式电源管理将正式进入到标准化进程。本次群控群调范围，主要针对10（6）kV~35kV电压等级并网接入中低压配电网的分布式光伏电站，其特点是数量庞大但分布分散，单体规模小但整体对网络影响大。
新标准、新要求
根据《电力系统安全稳定导则》(GB 38755-2019）、《分布式电源并网技术要求》（GB/T 33593-2017）、《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）和《分布式光伏发电接入配电网相关技术规定(暂行）》中的有关规定要求，通过10（6）kV~35kV电压等级并网的分布式电源应具有有功功率调节能力，并能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源有功功率输出;分布式电源参与配电网电压调节的方式可包括调节电源无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调节电源变压器变比，要求具备以下功能:
1、下辖逆变器（或数采装置）、无功补偿设备（含SVG、电抗器、电容器）必须具备数据上送能力，可接入三遥（遥测、遥控、遥调）功能;
2、按照给定的点表进行四遥功能配置，站内远动机汇总站内电气拓扑、调节电源、无功补偿设备运行信息;
3、站内远动机104数据转发配置至主站，功率调节模式为主站下发调节电源、无功补偿设备控制指令到远动机，远动机下发设备控制指令实现站内有功、无功、功率因素等的遥信采集、遥调功能和并网点开关的遥控功能;
4、通过数据网配置加密策略，打通与地调的前置通道,将信号转发至主站；
5、支持依据现场逆变器的运行功况，组串方式，将下达的目标值按规则分解为各个逆变器的调节量。
综上功能要求，以配电主站为核心，以电气距离接近、集中管控为原则，根据不同应用场景需求，支持直采方式或其它系统“代理”方式，进行一体化整合与集中协调控制，实现对多个分布式电源集中响应控制及调度指令。其目的是实现电网对所管辖地域分布式电站的群控群调管理。
分布式群控群调部署方案
针对分布式电站并网接入的新标准与新要求，接入配电主站，需要部署采集、控制终端，规范接入主站。配电主站可在不同的场景下，根据主站策略机制，按区域、馈线层实现分布式电源的集群化调节，参与电网的调峰调压。
国能日新分布式电源群控群调接入方案如下：
1、存量分布式光伏电站改造方案
对于原接入的分布式电源，利用原有通信通道，安防设备，新增子站服务器/群调群控终端，并对现场通信管理机/协议转换器进行改造，实现主站指令的分解，分配至各个逆变器。
2、新建分布式光伏电站接入方案
现场部署需新增群调群控控制终端，除具备原有调度所需的遥测、遥信、遥控功能外，还应支持遥调功能，即接收主站调节指令，并分解，执行到各个逆变器。
3、国能日新群控群调方案优势
全数据上传调度功能：支持向配电自动化主站上传功率、频率、信号等功能，实现全数据接入。有功精准快速控制：可以做到10秒内控制至目标值，收到主站有功为零指令时5秒内切除站点有功出力。无功电压精准快速控制：可以做到10秒内控制至目标值，控制指令模式包含无功、电压、功率因数、电压上限、电压下限等多种控制模式。
分布式群控群调实施的意义
分布式群控群调子站系统采用自律-协同的分布式发电分层分级群控群调方法，建立包括分布式电源集群自律控制、区域集群间互补协同调控的多层级群控群调体系，着力应对大规模分布式发电并网带来的控制对象的复杂性和多级协调的困难性问题；通过群控群调达到对分布式光伏的可控性，实现对分布式集群的灵活友好并网，解决分布式发电的消纳难与应用问题。另外，可充分提高区域电网的电能质量水平，减少因集中性并网带来的脱网等安全隐患。特别，像在浙江、江苏、安徽等省受端电网特征明显的地域，分布式光伏爆发式并网下，与集中式光伏、风电、水电等易形成叠加效应，加剧了电网调峰困难等等。
总之，国能日新技术专家建议，有效的分布式群控群调统筹管理，可实现对分布式发电集群电压、有功自律控制，合理解决新能源分布式发电可控性差、易脱网和消纳困难等问题。对于我国中东部和南部地域的新能源分布式电站应尽早并入调度主站实现协同管理。
