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分布式新能源具有单点接入容量小（从几千瓦到几兆瓦不等）、接入点分散的特点。分布式新能源的广泛接入不仅改变了配电网的原有结构，也改变了配电网运行的特点。本节将从配电网运行特性、负荷预测、电能质量、继电保护、运行控制等五方面进行介绍。
传统配电网的典型结构特征是电源少、结构简单（环状或放射状）、潮流方向单一。当分布式新能源接入后，配电网变为多电源复杂网状结构，且潮流将不再是单一方向。对配电网运行特性的影响具体如下：
（1）分布式新能源接入配电网后，使得电网的负荷预测和运行具有更大的不确定性，配电网由原来的单电源网络变为多电源网络，潮流不再是固定的单一方向。在进行潮流分析时，必须考虑多电源协调配合以及分布式新能源发电随机变化等因素。
（2）分布式新能源出力较小，受自然条件（太阳能辐射度、风速等）的影响较大，出力具有一定的波动性，在进行潮流分析时，不能一概等效为常规的稳定电源。由于风电机组输出的有功功率与风速有关，无功功率与并网点电压有关，因此其潮流计算模型也应该引入与风速、并网点电压有关的参量。而对于分布式光伏电源的潮流计算模型，需计及光照条件等影响。
（3）随着局部高比例分布式新能源的接入，主网下网潮流变小，甚至出现潮流倒送情况（江苏某地区220kV变电站最大反向负载率超过80%），导致地区网供负荷特性发生变化，网供负荷低谷出现在白天用电高峰期。某地区分布式新能源大量接入前后电网日负荷对比曲线图如图3-17所示，其中2016年电网春节期间电网最低负荷由原来的05：00左右转移至13：00左右。
图3-17 某地区分布式新能源大量接入前后电网日负荷对比曲线图
在分布式新能源接入配电网后，负荷预测除了考虑原有的传统负荷预测，还要开展分布式新能源的电力电量预测。因此分布式新能源接入配电网后，负荷预测考虑的因素明显增加，不仅要考虑地区经济结构、发展趋势、人口密度、负荷性质等因素，还需要考虑气象条件、自然环境、政策导向等因素，使得负荷预测在建模过程中需要考虑的不确定因素显著增加。
在分布式新能源高比例接入地区，对负荷预测精度的影响较为明显。分布式新能源出力大量接入配电网负荷预测曲线对比图如图3-18所示，其中：图3-18（a）为阴雨天分布式新能源（主要为光伏）出力很小情况下的负荷预测；图3-18（b）为晴天分布式新能源大发情况下的负荷预测。
从图3-18可以看出，当分布式新能源出力很小时，预测与实际基本一致；当分布式新能源大发时，电网腰荷尖峰时段消失，将对分区负荷预测及母线负荷预测准确性产生较大影响。
图3-18 分布式新能源大量接入配电网负荷预测曲线对比图
分布式新能源启停与出力波动会引起系统电压波动，其波动幅值与分布式新能源接入点的系统短路容量直接相关。分布式新能源接入点越接近线路末端，线路阻抗越大，并网点系统短路容量越小，分布式新能源启停或出力波动所引起的电压波动就越大。分布式新能源一般采用低压分散接入方式或中压馈线接入方式并网，对于中压馈线接入方式，特别是采用专线接入的分布式新能源，由于直接接入变电站母线，线路阻抗较小，并网点系统短路容量较大。因此，相对于低压分散方式接入的情况，相同容量分布式新能源启停或出力波动所引起的电压波动较小。
分布式新能源没有接入前，配电网是一个单方向辐射型网络，分布式新能源接入后，配电网就变成了一个多源网络，对于每一个节点来说，电压的大小和方向将会是多变的。若其与附近的负荷协调运行，分布式新能源可以抑制系统电压的波动，否则会加重系统的电压波动。
此外，分布式新能源的启动与停运会受到多种因素的影响，易引起配电网电压的闪变，主要因素有用户需求或者气候条件的变化，也有电源和控制设备之间的相互影响。一般情况下，增大分布式新能源的容量可以补偿电压波动，抑制闪变的发生，而增加分布式新能源数量则会加剧电压波动和闪变。
分布式新能源的接入减少了馈线中的传输功率，同时还因为有分布式新能源无功出力的支持，会使得并网点附近的电压发生变化，改变配电网的电压分布。通常分布式新能源接入配电网后会抬高接入点及其所在馈线的电压，对于馈线电压的支撑作用非常明显。
分布式新能源出力大小、接入位置以及电源类型都会对配电网的电压分布造成影响。图3-19为某地区电网两个典型分布式光伏并网点电压监测图，其中分布式光伏并网点电压水平在中午出力最大时刻达到最大，可见分布式新能源出力越大，对并网点电压的抬升作用越明显。
图3-19 某地区电网两个典型分布式光伏并网点电压监测图
分布式新能源接入位置不同，其出力变化对配电网电压影响也不同。一般来说，分布式新能源对其接入点的电压影响最大，对线路其他节点电压的影响随这些节点与接入点距离的增加而下降。接入位置越接近线路末端，接入点及馈线其他节点的电压变化就越大；反之，接入位置越接近送端母线，接入点及馈线其他节点的电压变化就越小。分布式新能源分散接入对整条馈线电压支撑的效果较为平均，相对于同等容量集中接入末端节点，分散接入时整条馈线的电压变化相对较小。
此外，不同的电源类型对电压的影响也不同，同步电机型分布式电源接入配网后对电压抬升的作用较明显，这是由于其会发出较多的无功，逆变器型和异步电机类型接入的分布式电源对电压抬升不明显。
分布式新能源并网后产生谐波的原因主要有两个：一是分布式新能源发电出力具有波动性和随机性；二是分布式新能源并网过程中采用大量电力电子元件和设备会引起谐波。
分布式新能源多通过逆变器将直流电逆变成交流电并网，在逆变过程中将产生谐波，造成谐波污染。当配电网内逆变器型分布式电源规模不大时，设计良好的逆变器产生的谐波污染一般在可控范围内。但是，随着逆变器型分布式电源在配电网系统中渗透率的升高，多个谐波源叠加造成的谐波含量会严重影响电能质量。此外，多个谐波源还有可能在系统内激发高次谐波的功率谐振。
基于电力电子技术的逆变器型分布式电源的电压调节和控制方式与常规方式有很大不同，其开关器件频繁的启停易产生开关频率附近的谐波分量，其中高次谐波衰减很快，低次谐波的变化情况比较复杂。高渗透率下逆变器型分布式电源接入位置的不同、出力的大小对电网的谐波都会有不同程度的影响。
通常在不改变分布式电源接入位置的情况下，分布式电源总出力越大，渗透率越高，同一馈线沿线各负荷节点电压谐波畸变率就越大，严重时，某些畸变节点的谐波指标有可能超过规定的谐波电压或电流畸变率的限值，在这种情况下，就需要限制分布式电源的发电功率。此外，在总出力相同的情况下，其接入位置越接近线路末端，馈线沿线各负荷节点的电压畸变越严重；反之，分布式电源接入位置越接近系统母线，其谐波对系统的影响越小。因此，从减小谐波畸变的角度来看，分布式电源并不适宜在末端节点接入系统，可选择在线路接近系统母线处和馈线中间位置接入。
我国的中低压配电网大多是单侧电源和放射式配电，配电网中的电流以及功率基本上都是单向的，配电网线路的保护装置也依据单侧电源配置。现有配电网中的保护装置大多是配置三段式电流保护，即电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护，并配备了自动重合闸。三段式电流保护中的电流速断保护和限时电流速断保护是配电网线路的主保护，过电流保护为配电网线路的后备保护。
在现有保护配置下，如果在配电网中接入分布式新能源，将会对配电网的保护产生较大的影响。分布式新能源接入配电网，会改变原有配电网的结构特性，在配电网发生故障时，系统电源和分布式新能源可能同时向短路点提供短路电流。原有的配电网过电流保护是按照单电源、放射式结构设计和安装的，分布式新能源并入配电网会对配电网的短路电流产生影响，主要包括助增、汲流和反向短路电流等问题。
过电流保护是在线路发生故障时反应电流增大而动作的保护，可以对主线路的相邻线路进行保护，广泛应用于单电源放射型电网中。过电流保护通过设定动作电流大小和动作时间来确保保护的选择性和灵敏性。在分布式新能源接入配电网后，当线路上发生故障时，各节点电流大小和方向都会发生改变，对过电流保护的选择性和灵敏性造成影响，最终影响电力系统的可靠性和安全性，主要影响内容如下：
（1）引起过电流保护拒动。分布式新能源提供的故障电流降低了所在线路上游保护的检测电流值，若分布式电源容量较大，会使相应保护因达不到动作值而不能启动。
（2）引起过电流保护误动。相邻馈线发生故障时，大容量分布式新能源提供的反向电流会使其所在的正常运行线路的保护误动作。
（3）分布式新能源可能改变配电网故障电流的大小。故障电流大幅提高将加大对于开关设备的要求，增加投资成本。
配电网故障中，瞬时性故障所占的比例较高，自动重合闸的应用能大大提高系统供电可靠性、减少线路停电次数，特别是对单侧电源供电的单回线路效果尤为显著，因而在配电网中获得了广泛应用。
在接入分布式新能源前，自动重合闸在重合瞬时性故障的线路时，不会对系统造成太大的冲击，故障线路一般能恢复正常供电，可以很好地保证电网的可靠性。但当配电网中接入分布式新能源后，线路发生瞬时性故障时，分布式新能源很有可能在故障后并没有脱离线路，而是继续向故障点输送电流，这样就会导致故障点持续电弧，最终导致自动重合闸失败。此外，在故障发生后，电力孤岛与电网往往不能保持同步，在这种情况下非同期重合闸会引起很大的冲击电流或电压。具体分析如下：
（1）采用T接方式接入的分布式新能源，当线路出现故障时，速断保护动作，分布式新能源防孤岛保护如果不能很快动作并与配电网断开，由于分布式电源的存在，会对配电网自动重合产生以下潜在威胁：
1）非同期重合。分布式新能源接入配电网后，当故障出现在系统电源和分布式新能源之间的线路上时，如图3-20所示的F1处，则保护1动作切出故障线路，若分布式新能源未能在重合闸动作前退出，或者再并网动作与配电网重合闸时间不配合，将可能在自动重合闸动作时造成非同期合闸，导致重合闸失败。当分布式新能源为容量较大的旋转电机时，非同期合闸还将产生较大的冲击电流，可能会对配电网和分布式新能源产生冲击。若短路故障发生在系统电源和分布式新能源之间以外的线路上时，如图3-20中的F2处，分布式新能源和系统电源仍然保持电气联系，但由于分布式新能源并未连接在故障线路上，因此自动重合闸动作时不会发生非同期合闸的现象。
2）故障点电弧重燃。配电网中断路器因故障跳闸后，必须有充分的时间使故障点的电弧熄灭，才能保证重合闸成功。但在含有分布式新能源的配电网中，当断路器跳闸后，若分布式新能源不能及时解列，分布式新能源仍然向故障点提供电流，电弧持续燃烧，故障将继续。当进行重合闸时，由于系统电源的作用，可能会引起故障电流跃变，使得故障点电弧燃烧时间延长，导致绝缘击穿，进一步扩大事故。
图3-20 T接方式接入的分布式新能源对自动重合闸的影响
配电网现有自动重合闸动作时限一般为0.5s，较短的时限有0.2s，在含有分布式新能源的配电网中，自动重合闸时限过短，分布式新能源未退出运行，将可能导致非同期重合闸和电弧重燃现象，若增大自动重合闸时限，用户供电可靠性将会降低，因此，分布式新能源应能够快速检测到所在线路故障，并在故障发生后立刻退出运行。
3）重合闸不成功。分布式新能源接入后，线路两侧连接的是两个电源，线路故障时，如果只有系统侧保护动作跳闸而分布式新能源不跳开，则分布式新能源会继续向故障点提供短路电流，故障点仍处于游离状态。如果此时系统侧进行重合闸，必然会重合于故障状态，导致重合闸不成功。为了保证重合闸的成功率，必须保证在系统侧重合闸动作前，分布式新能源已停止运行或者已从配电网中切除。
（2）采用专线接入的分布式新能源，当母线其他馈线或系统侧发生故障时，分布式新能源不会连接在故障线路上，因此不会对配电网的自动重合闸产生影响。
由于分布式新能源接入点分散且数量巨大，受技术条件和经济成本的制约，大量分布式新能源不能安装专门的电力通信装置，难以像集中式新能源一样进行数据采集和安全监控，电力调度人员无法对分布式新能源进行实时监测，无法及时掌握分布式新能源运行状态，这在一定程度上增加了电网运行控制的难度，增加了电网安全稳定运行的风险。
分布式电源在并网后可能改变配电网的功率流向以及潮流分布，且随着分布式新能源的装机容量在整个系统中所占比例的不断增加，其发电出力可能超出当地负荷，不仅会使功率反向，甚至超过线路和变压器的限额，加之其输出功率的不稳定，严重时会危及系统稳定运行。
与集中式接入的新能源相类似，若不可调控的分布式新能源在整个电网中的装机容量比重较小，其出力波动对于电网频率影响较小，但若分布式新能源的数量及规模较大时，则其出力波动会增加系统调频难度。
分布式新能源大规模接入配电网，与集中式光伏、风电以及水电等易形成叠加效应，加剧电网调峰难度。一方面，其出力波动可能进一步加大系统的等效峰谷差，要求系统具有更高的灵活性；另一方面，其大规模接入会改变系统等效负荷的特性，在大规模光伏接入地区，由于白天光伏大发，主网等效负荷的最低点可能从后夜转移至白天中午。
（1）分布式新能源的接入导致配电网继电保护等二次系统配置要求产生变化，如果分布式新能源与配电网的继电保护配合不当，将会造成继电保护误动作，则会降低系统的可靠性。
（2）大多数分布式新能源发电系统不具备动态电压支撑、低电压穿越等功能，不能有效支撑电网安全稳定运行。
（3）由于系统维护或故障所引起的电力孤岛，不但会对电力线路的维护人员或其他人员造成伤害，轻微的负荷改变就可能出现电力供需不平衡，从而降低了配电网的供电可靠性。
为减少分布式新能源接入对配电网可靠性的影响，对分布式新能源提出以下要求：
（1）不允许孤岛运行。当配电网发生故障时，在保护动作之前就将分布式新能源从电网解列，或在保护动作之后由防孤岛保护将分布式新能源从电网切出。
（2）允许有计划的孤岛运行。计划性孤岛是指事先依据分布式新能源并网容量、运行状态和当地负荷的大小来确定好合理的孤岛区域，一旦电网发生故障或由于维修而造成停电时，就按照预先设定的控制策略，有计划地进行孤岛运行，并依靠技术手段维持孤岛内电压、频率稳定和保持功率平衡，以便使电力孤岛稳定运行，继续向区域内负荷供电。