基于“三全”的有源配电网调度管理提升实践(图文)

　　目标及工作概述

　　背景

　　目前，德清电网变电总容量为3164 MVA，其中220 kV变电站4座、110 kV变电站16座、35 kV变电站4座。2020年全社会最高负荷102.07万kW，同比增长21%，管辖配网线路382条，全社会售电量53.77亿kWh，同比增长5.33%。德清县调管辖发电厂40座，总装机容量356.26 MW，其中热电厂4座，生物质能发电2座，小水电1座、10 kV及以上光伏电站33座，光伏总装机容量195.76 MW，占比55%。自2021年6月20日国家能源局发布整县屋顶分布式光伏开发试点以来，德清县积极申报示范县建设，县域光伏发展将进入快车道。接下来，分布式光伏将“井喷式”快速发展，这对分布式光伏安全并网提出了更高要求。

　　分布式光伏发电调节能力弱，出力间歇性、波动性、随机性强，大规模分布式新能源接入电网，显著增加了配网复杂性和管控难度，对电网安全稳定运行产生重大影响。主要体现在以下方面：

　　一是分布式光伏监控手段匮乏。经10 kV或35 kV线路并网的分布式光伏，一般通过调度数据网接入SCADA系统，在调度端实现可观、可测；经220 V或380 V线路并网的光伏，通过并网表计上传至用采系统。若在调度端实现分布式光伏数据全采集、全覆盖，实时掌握分布式电源运行状态，需要新建数据集成平台，勾通SCADA系统与用采系统，实现光伏发电数据集中管理，运行状态集中式展示。

　　二是故障处理不及时安全运行水平低。目前，传统的110 kV、35 kV变电站单相接地仍采用人工拉路法，以湖州电网为例，平均每年发生单相接地故障约80次，平均每发生一次单相接地须试拉线路3至4条次，最多的13条以上才拉路成功。在10 kV线路故障跳闸动作电流及保护详细动作信息获取方面，主要依靠变电运维人员到现场手动翻看保护装置，再调度电话汇报，平均需要30 min左右，严重制约了故障辅助研判途径，影响并网线路故障隔离时长。

　　三是分布式光伏协调调控高效消纳难。高渗透率分布式电源接入配电网，易出现电压越限问题，导致分布式电源脱网率高、发电效率低。分布式电源单体可控性差、出力波动性强，为了适应分布式电源发电特点，需要灵活安排配网运行方式，以防止渗透率较高区域，变电站主变负荷低谷期消纳能力不足，有功倒送现象的发生。

　　目标

　　以配网状态全感知、调控模式全智能、源网荷储全交互为目标，上线新能源智能管控平台，实现县域分布式光伏可观、可测、可控，支撑整县屋顶光伏建设。上线新型小电流接地选线装置平台、二次设备智能管控平台实现精准选线，数字化驱动，支撑有源配网故障快速研判；建立网源协调机制，配网经济重构，调度端实施10 kV分布式光伏AVC控制，配网灵活重构，促进光伏友好消纳。

　　工作概述

　　为了实现德清县域分布式光伏可观、可测、可控，提升有源配电网感知能力，增强调度端数据智能化应用水平，“源网荷储”充分互动，德清公司上线首个县域清洁能源智能管控平台、综合利用小电流接地选线、二次设备智能管控平台、配网自动化IV主站开展有源配电网故障研判，建设分布式光伏AVC，灵活安排配网运行方式，实现分布式光伏安全经济消纳。

　　一是通过融合终端及新能源消纳调控平台，实现配网状态全感知。初步完成区域清洁能源在线监测平台建设，实现县域10 kV及以上分布式光伏可观、可测、分布式能源数据集成可视化，具备光伏电站运行状态监控、县域光伏发电预测、新能源减排效应分析等功能。利用融合终端全覆盖安装，实现台区配网运行状态全感知，低压用户及分布式电源状态的全接入、全监测、全展示。

　　二是通过智能管控平台自动化技术应用，实现调控模式全智能。在变电站部署二次设备在线监视与智能诊断模块，实现10 kV配网线路故障波形、保护动作信息远方调阅，支持有源配电线路故障信息智能分析，设备缺陷与隐患提前预警，结合小电流接地选线及以配网自动化IV主站故指、智能开关及FA信息，开展故障快定位、快研判，优化故障处置流程，加快有源配网故障隔离，提升配网自愈能力。

　　三是通过配网多元化灵活资源统筹管理，实现源网荷储全交互。源网协调管理，促进有源配电网安全经济运行。实施分布式光伏电站AVC控制，优化潮流分布，建立光伏参与配网无功电压调节机制；开展配网优化重构，提升配网调控裕度，实施重载线路负荷重组、重载长线路串联补偿，灵活安排运行方式等手段，提升经济运行水平；利用智能融合终端边缘计算能力，试点开展“台区统一调度、台区内自治”的低压分布式电源调度管理新模式。

图1 新能源智能管控平台

图2 新能源智能管控平台光伏出力监测

　　主要做法

　　随着大量分布式电源接入，配电网趋于有源化，针对配网状态量感知范围不足、调度端数据智能化应用程度不高、源网荷储未能有效互动等问题，提出配网状态全感知、调控模式全智能、源网荷储全交互的“三全”有源配网管理提升方向。旨在推动配电网转型升级，促进大规模分布式新能源的高效消纳，有效应对多元化负荷的广泛接入。

　　配网状态全感知，支撑新能源有序管理

　　建设新能源智能管控平台，集成光伏发电数据。完成新能源数据集成平台建设，强化调度端数字化支撑。接入分布式光伏发电数据，推进光伏电源可观、可测，支持分布式光伏日发电曲线预测，实时跟踪电网消纳水平。将新能源发电出力、运行状态，并网线路、线路联络关系，上级主变的潮流分布等关键数据在一张图上清晰展现，实时计算各变电站的新能源渗透率，支撑配网运行方式灵活安排，通过新能源并网一张图，支撑电网高效消纳。

　　低压配电网状态全景感知，为低压光伏调度奠定基础。通过台区智能融合终端、无功补偿装置、三相不平衡动态调节装置、LTU、HPLC物联单元环境传感单元、智能电能表等智能识别和感知设备的全面覆盖，实现台区内各类设备电气量、运行状态量、环境量等信息的全面采集；低压配网电气拓扑动态识别，在配变侧部署台区智能融合终端，在分支、表箱侧等台区关键节点部署的LTU设备，进行前后逻辑关系的判断，确定拓扑网络关系，实现台区“配变—分支— 表箱”的电气物理拓扑自动辨识。

　　调控模式全智能，提升安全运行水平

　　应用新型小电流接地选线装置，缩减单相接地处置时长。积极部署基于暂态量分析的新型小电流接地选线装置，做到典型单相接地故障精准选线。系统选线成功率提高至95%以上，试拉条数降至1.2条/次；依托小电流接地选线录波主站，开展复杂类故障研判。通过调取零序电流波形，开展多条线路同相单相接地分析与研判，提高复杂类单相接地故障选线效率，极大地提升了配网单相故障处置效能，缩短故障隔离时间。

　　上线二次设备智能管控系统，辅助故障跳闸研判。在调度端建立管控平台，实现10 kV级配网线路保护动作详细信息、故障波形远方调阅。短路电流获取时间由原来的平均45 min下降至3 min，为调度员及时开展短路点研判和故障隔离创造条件。

　　深化配网二次设备智能管控系统应用，部署二次设备在线监视与智能诊断模块。对站内二次设备物理连接状态的在线监视，支持周期性保护设备远方自动巡视，综合二次装置温度、电源电压开展二次设备缺陷智能诊断。及时发现二次隐患并消缺，助力继保精益化管控，确保继保二次设备可靠工作。在此基础上，开发线路运行状态评估模块。通过线路历史故障数据分析，从故障类别、故障时间、故障电流大小等多角度研判，对配网线路运行状态开展综合评估，形成线路优化决策方案，指导配网运维和建设。实现配网二次设备管理从人工现场运维为主跨进至数字化驱动模式。

　　中低压融合协同研判，一体化自动识别停电范围。以智能调控平台为基础，利用配网IV区单线图以及台区智能融合终端成果构建“站—线—变—户”的配电网一张图的，通过台区智能终端对用户电表数据就地集成，利用终端边缘侧分析计算应用，将准确的停电故障产生位置、关联设备上送给配电自动化主站，结合配电自动化主站中低压故障一体化综合研判应用，可自动识别停电影响范围及重要敏感用户，停电故障停电准确定位与精准透明发布。

　　优化故障处置流程，打造配网抢修一体化运作模式。严格执行《德清县供电公司配网故障抢修管理办法》的要求，规范故障抢修工作流程。开展故障研判信息发布：取得初步结论，能够初步指导供电站所开展抢修工作。开展故障处置：根据故障的难易程度、设备损坏情况，分类开展故障处理技术指导及流程跟踪，及时拟定故障隔离及正常区域送电方案，组织调配抢修队伍力量。开展事故后评估：通过处置过程资料归档，出具分析报告，召开例会等方式总结。

图3 配网自动化主站配变台区“配变－分支－表箱”一张图

　　源网荷储全交互，提升光伏消纳水平

　　建立线路级光伏源网协调管理机制，优化潮流分布。实施10 kV级分布式光伏调度端AVC控制，通过源网协调监控装置接收调度端无功优化值，下发给各个逆变器，实现远程调配光伏无功资源，优化并网线路潮流，改善线路电压水平。

　　同时发挥新能源参与电网调节作用，减轻局部电网供电压力。对已投运的光伏并网专线间隔，通过站内间隔互换，利用光伏白天满发特性，降低并网线路上级主变重载的供电压力。依托配网自动化技术，结合光伏出力和配网负荷分布特点，开展配电网灵活重构，解决变电站主变负荷分配不均衡问题，提升变电站转供能力和主变利用效率。

　　建立台区级多元互动机制， 弹性资源就地平衡。试点开展台区统一调度、台区内自治的低压分布式电源调度管理新模式。根据台区电压及功率因数水平，由智能终端生成控制策略，自动投切台区电容器，实现无功就地补偿；在线计算配变低压出现三相不平衡度，设置预警阈值，由智能终端下发指令至换相开关，三相有功负荷台区内自动平衡，解决台区三相不平衡治理难题。依托智能融合终端边缘计算能力，构建台区级分布式能量管理系统，实现台区内光伏就地消纳、用户负荷以及储能、充电桩弹性资源台区内平衡。在负荷高峰期，由智能融合终端以短信形式，在日前发起用户侧需求响应，利用智能终端，遥控用户空气能热泵设备，在用电低谷时段提前储热；用电尖峰时段，在台区接入储能式设备，向台区馈送电能；根据配变过载能力，由台区智能融合终端实时控制充电桩输出功率，限功率有序充电。

　　建立楼宇级微网辅助服务机制，提高配网运行可靠性。建立微网与配电网辅助服务调度模式，利用供电所“光储充”一体化清洁能源消纳模式，实现楼宇级用能碳中和。楼宇并网型微网作为可控单元即插即用，参与线路负荷调节，减小电力损耗，缓解配网线路供电压力。同时充分发挥微电网保电功能，利用“光伏+储能”向重要负荷不间断供电。

图4 优化流程，打造一体化抢修模式

　　应用效果

　　截至2021年7月底，上线新能源智能管控平台，初步实现县域分布式光伏可观、可测，将有效支撑整县屋顶光伏建设。在新型小电流接地选线装置县域全覆盖，选线准确率97%以上，平均试拉条数降至1.2条/次；数字化驱动，支撑有源配网故障快速研判。调度端即时获取10 kV配网线路保护动作详细信息、支持故障波形远方调阅，短路电流获取时间由原来的平均45 min下降至3 min，支撑调度当值故障快速研判，综合应用智能化调度手段，优化故障抢修流程，减少停电时间；建立网源协调机制，促进光伏友好消纳，调度端实施10 kV分布式光伏AVC控制，实现并网线路经济运行，春节期间遥调光伏电站进相运行10 Mvar，缓解主网无功倒送压力。

　　社会效益得到明显提升

　　形成“全景感知，协同互动”的清洁能源智慧管控平台，实现光伏设备运行状态的可视化。推动整县分布式光伏有序并网，为分布式光伏高效消纳提供数据平台，支撑“十四五”期间完成30万kW屋顶分布式光伏消纳。为引领能源电力绿色转型、实现县域“双碳”目标，打下坚实基础。

　　经济效益得到大幅提升

　　供电服务质量提升带来的经济效益。德清县域每年配网主干线跳闸大约200条次，通过二次管控平台的应用，故障平均修复时长由132 min下降到55 min，故障区段精准定位平均时长由30 min缩减至3 min。

　　德清县域每年发生单相接地故障约40次，试拉线路共152条次左右，平均每发生一次单相接地需试拉线路3至4条次，最多的13条以上才拉路成功，通过该系统的调度应用，平均每年能减少150条以上非故障线路用户停电，节省了6700多个时户数。

　　德清县域内故障抢修平均时长由132 min下降到55 min，德清光伏总装机194 MW，最大出力占总负荷10%，每年配网主干线跳闸大约 200条次，约多上网电量4万kWh，减少CO₂排放20万t。

　　运维难度降低带来的经济效益。通过优化故障抢修流程，大幅降低运维难度、人力成本。

　　新型小电流接地选线及二次设备管控平台，实现故障信息自动上传，并远程完成二次巡检工作，节省的人工费用。通过二次隐患提前预警，有效避免了保护装置该动未动等引发的事故进一步扩大，甚至越级跳闸的发生。

　　源网荷储全交互带来的经济效益。通过线路级、台区级、楼宇级三级“源网荷储”互动，提升供电可靠性，促进分布式光伏就地消纳。通过配网重构，优化主网侧潮流分布，防止变电站功率倒送，消纳不足情况发生，在台区侧实现电能质量治理，有序充电等缓解配变重过载压力，可节约配变增容投资成本。打造楼宇级“光储充”一体化用电零碳供电所，具有广阔的推广前景。

　　管理成效得到显著提升

　　随着大量接入分布式新能源接入，传统配电网由单一电源辐射式供电向多源供电模式发展，由“无源配网”向“有源配网”转型升级。通过“三全”有源配电网管理提升实践，解决了长期以来配网侧新能源弱调度或无调度的局面。有效实现分布式电源可观、可测、可控，综合调度新技术平台，实现配网故障智能化处置，并探索出台区统一调度、台区内自治、光伏及微网参与电网调节的调度新模式。

　　本典型经验已在湖州电网推广应用，也可在全省范围推广，助力国家“双碳”行动，推动新型电力系统背景下的有源配电网调度方式转型升级。

来源：《农电管理》2021年第12期总第313期