基于“三全”的有源配電網調度管理提升實踐

■ 國網浙江省電力有限公司德清縣供電公司 賴旬陽 盛躍峰 毛鴻飛 馬 舒

目標及工作概述

背景

目前，德清電網變電總容量為3164 MVA，其中220 kV變電站4座、110 kV變電站16座、35 kV變電站4座。2020年全社會最高負荷102.07萬kW，同比增長21%，管轄配網線路382條，全社會售電量53.77億kWh，同比增長5.33%。德清縣調管轄發電廠40座，總裝機容量356.26 MW，其中熱電廠4座，生物質能發電2座，小水電1座、10 kV及以上光伏電站33座，光伏總裝機容量195.76 MW，占比55%。自2021年6月20日國家能源局發布整縣屋頂分布式光伏開發試點以來，德清縣積極申報示范縣建設，縣域光伏發展將進入快車道。接下來，分布式光伏將“井噴式”快速發展，這對分布式光伏安全并網提出了更高要求。

分布式光伏發電調節能力弱，出力間歇性、波動性、隨機性強，大規模分布式新能源接入電網，顯著增加了配網復雜性和管控難度，對電網安全穩定運行產生重大影響。主要體現在以下方面：

一是分布式光伏監控手段匱乏。經10 kV或35 kV線路并網的分布式光伏，一般通過調度數據網接入SCADA系統，在調度端實現可觀、可測；經220 V或380 V線路并網的光伏，通過并網表計上傳至用采系統。若在調度端實現分布式光伏數據全采集、全覆蓋，實時掌握分布式電源運行狀態，需要新建數據集成平臺，勾通SCADA系統與用采系統，實現光伏發電數據集中管理，運行狀態集中式展示。

二是故障處理不及時安全運行水平低。目前，傳統的110 kV、35 kV變電站單相接地仍采用人工拉路法，以湖州電網為例，平均每年發生單相接地故障約80次，平均每發生一次單相接地須試拉線路3至4條次，最多的13條以上才拉路成功。在10 kV線路故障跳閘動作電流及保護詳細動作信息獲取方面，主要依靠變電運維人員到現場手動翻看保護裝置，再調度電話匯報，平均需要30 min左右，嚴重制約了故障輔助研判途徑，影響并網線路故障隔離時長。

三是分布式光伏協調調控高效消納難。高滲透率分布式電源接入配電網，易出現電壓越限問題，導致分布式電源脫網率高、發電效率低。分布式電源單體可控性差、出力波動性強，為了適應分布式電源發電特點，需要靈活安排配網運行方式，以防止滲透率較高區域，變電站主變負荷低谷期消納能力不足，有功倒送現象的發生。

目標

以配網狀態全感知、調控模式全智能、源網荷儲全交互為目標，上線新能源智能管控平臺，實現縣域分布式光伏可觀、可測、可控，支撐整縣屋頂光伏建設。上線新型小電流接地選線裝置平臺、二次設備智能管控平臺實現精準選線，數字化驅動，支撐有源配網故障快速研判；建立網源協調機制，配網經濟重構，調度端實施10 kV分布式光伏AVC控制，配網靈活重構，促進光伏友好消納。

工作概述

為了實現德清縣域分布式光伏可觀、可測、可控，提升有源配電網感知能力，增強調度端數據智能化應用水平，“源網荷儲”充分互動，德清公司上線首個縣域清潔能源智能管控平臺、綜合利用小電流接地選線、二次設備智能管控平臺、配網自動化IV主站開展有源配電網故障研判，建設分布式光伏AVC，靈活安排配網運行方式，實現分布式光伏安全經濟消納。

一是通過融合終端及新能源消納調控平臺，實現配網狀態全感知。初步完成區域清潔能源在線監測平臺建設，實現縣域10 kV及以上分布式光伏可觀、可測、分布式能源數據集成可視化，具備光伏電站運行狀態監控、縣域光伏發電預測、新能源減排效應分析等功能。利用融合終端全覆蓋安裝，實現臺區配網運行狀態全感知，低壓用戶及分布式電源狀態的全接入、全監測、全展示。

二是通過智能管控平臺自動化技術應用，實現調控模式全智能。在變電站部署二次設備在線監視與智能診斷模塊，實現10 kV配網線路故障波形、保護動作信息遠方調閱，支持有源配電線路故障信息智能分析，設備缺陷與隱患提前預警，結合小電流接地選線及以配網自動化IV主站故指、智能開關及FA信息，開展故障快定位、快研判，優化故障處置流程，加快有源配網故障隔離，提升配網自愈能力。

三是通過配網多元化靈活資源統籌管理，實現源網荷儲全交互。源網協調管理，促進有源配電網安全經濟運行。實施分布式光伏電站AVC控制，優化潮流分布，建立光伏參與配網無功電壓調節機制；開展配網優化重構，提升配網調控裕度，實施重載線路負荷重組、重載長線路串聯補償，靈活安排運行方式等手段，提升經濟運行水平；利用智能融合終端邊緣計算能力，試點開展“臺區統一調度、臺區內自治”的低壓分布式電源調度管理新模式。

主要做法

隨著大量分布式電源接入，配電網趨于有源化，針對配網狀態量感知范圍不足、調度端數據智能化應用程度不高、源網荷儲未能有效互動等問題，提出配網狀態全感知、調控模式全智能、源網荷儲全交互的“三全”有源配網管理提升方向。旨在推動配電網轉型升級，促進大規模分布式新能源的高效消納，有效應對多元化負荷的廣泛接入。

圖1 新能源智能管控平臺

圖2 新能源智能管控平臺光伏出力監測

配網狀態全感知，支撐新能源有序管理

建設新能源智能管控平臺，集成光伏發電數據。完成新能源數據集成平臺建設，強化調度端數字化支撐。接入分布式光伏發電數據，推進光伏電源可觀、可測，支持分布式光伏日發電曲線預測，實時跟蹤電網消納水平。將新能源發電出力、運行狀態，并網線路、線路聯絡關系，上級主變的潮流分布等關鍵數據在一張圖上清晰展現，實時計算各變電站的新能源滲透率，支撐配網運行方式靈活安排，通過新能源并網一張圖，支撐電網高效消納。

低壓配電網狀態全景感知，為低壓光伏調度奠定基礎。通過臺區智能融合終端、無功補償裝置、三相不平衡動態調節裝置、LTU、HPLC物聯單元環境傳感單元、智能電能表等智能識別和感知設備的全面覆蓋，實現臺區內各類設備電氣量、運行狀態量、環境量等信息的全面采集；低壓配網電氣拓撲動態識別，在配變側部署臺區智能融合終端，在分支、表箱側等臺區關鍵節點部署的LTU設備，進行前后邏輯關系的判斷，確定拓撲網絡關系，實現臺區“配變—分支—表箱”的電氣物理拓撲自動辨識。

調控模式全智能，提升安全運行水平

應用新型小電流接地選線裝置，縮減單相接地處置時長。積極部署基于暫態量分析的新型小電流接地選線裝置，做到典型單相接地故障精準選線。系統選線成功率提高至95%以上，試拉條數降至1.2條/次；依托小電流接地選線錄波主站，開展復雜類故障研判。通過調取零序電流波形，開展多條線路同相單相接地分析與研判，提高復雜類單相接地故障選線效率，極大地提升了配網單相故障處置效能，縮短故障隔離時間。

上線二次設備智能管控系統，輔助故障跳閘研判。在調度端建立管控平臺，實現10 kV級配網線路保護動作詳細信息、故障波形遠方調閱。短路電流獲取時間由原來的平均45 min下降至3 min，為調度員及時開展短路點研判和故障隔離創造條件。

深化配網二次設備智能管控系統應用，部署二次設備在線監視與智能診斷模塊。對站內二次設備物理連接狀態的在線監視，支持周期性保護設備遠方自動巡視，綜合二次裝置溫度、電源電壓開展二次設備缺陷智能診斷。及時發現二次隱患并消缺，助力繼保精益化管控，確保繼保二次設備可靠工作。在此基礎上，開發線路運行狀態評估模塊。通過線路歷史故障數據分析，從故障類別、故障時間、故障電流大小等多角度研判，對配網線路運行狀態開展綜合評估，形成線路優化決策方案，指導配網運維和建設。實現配網二次設備管理從人工現場運維為主跨進至數字化驅動模式。

中低壓融合協同研判，一體化自動識別停電范圍。以智能調控平臺為基礎，利用配網IV區單線圖以及臺區智能融合終端成果構建“站—線—變—戶”的配電網一張圖的，通過臺區智能終端對用戶電表數據就地集成，利用終端邊緣側分析計算應用，將準確的停電故障產生位置、關聯設備上送給配電自動化主站，結合配電自動化主站中低壓故障一體化綜合研判應用，可自動識別停電影響范圍及重要敏感用戶，停電故障停電準確定位與精準透明發布。

優化故障處置流程，打造配網搶修一體化運作模式。嚴格執行《德清縣供電公司配網故障搶修管理辦法》的要求，規范故障搶修工作流程。開展故障研判信息發布：取得初步結論，能夠初步指導供電站所開展搶修工作。開展故障處置：根據故障的難易程度、設備損壞情況，分類開展故障處理技術指導及流程跟蹤，及時擬定故障隔離及正常區域送電方案，組織調配搶修隊伍力量。開展事故后評估：通過處置過程資料歸檔，出具分析報告，召開例會等方式總結。

源網荷儲全交互，提升光伏消納水平

建立線路級光伏源網協調管理機制，優化潮流分布。實施10 kV級分布式光伏調度端AVC控制，通過源網協調監控裝置接收調度端無功優化值，下發給各個逆變器，實現遠程調配光伏無功資源，優化并網線路潮流，改善線路電壓水平。

圖3 配網自動化主站配變臺區“配變－分支－表箱”一張圖

同時發揮新能源參與電網調節作用，減輕局部電網供電壓力。對已投運的光伏并網專線間隔，通過站內間隔互換，利用光伏白天滿發特性，降低并網線路上級主變重載的供電壓力。依托配網自動化技術，結合光伏出力和配網負荷分布特點，開展配電網靈活重構，解決變電站主變負荷分配不均衡問題，提升變電站轉供能力和主變利用效率。

建立臺區級多元互動機制，彈性資源就地平衡。試點開展臺區統一調度、臺區內自治的低壓分布式電源調度管理新模式。根據臺區電壓及功率因數水平，由智能終端生成控制策略，自動投切臺區電容器，實現無功就地補償；在線計算配變低壓出現三相不平衡度，設置預警閾值，由智能終端下發指令至換相開關，三相有功負荷臺區內自動平衡，解決臺區三相不平衡治理難題。依托智能融合終端邊緣計算能力，構建臺區級分布式能量管理系統，實現臺區內光伏就地消納、用戶負荷以及儲能、充電樁彈性資源臺區內平衡。在負荷高峰期，由智能融合終端以短信形式，在日前發起用戶側需求響應，利用智能終端，遙控用戶空氣能熱泵設備，在用電低谷時段提前儲熱；用電尖峰時段，在臺區接入儲能式設備，向臺區饋送電能；根據配變過載能力，由臺區智能融合終端實時控制充電樁輸出功率，限功率有序充電。

建立樓宇級微網輔助服務機制，提高配網運行可靠性。建立微網與配電網輔助服務調度模式，利用供電所“光儲充”一體化清潔能源消納模式，實現樓宇級用能碳中和。樓宇并網型微網作為可控單元即插即用，參與線路負荷調節，減小電力損耗，緩解配網線路供電壓力。同時充分發揮微電網保電功能，利用“光伏+儲能”向重要負荷不間斷供電。

應用效果

截至2021年7月底，上線新能源智能管控平臺，初步實現縣域分布式光伏可觀、可測，將有效支撐整縣屋頂光伏建設。在新型小電流接地選線裝置縣域全覆蓋，選線準確率97%以上，平均試拉條數降至1.2條/次；數字化驅動，支撐有源配網故障快速研判。調度端即時獲取10 kV配網線路保護動作詳細信息、支持故障波形遠方調閱，短路電流獲取時間由原來的平均45 min下降至3 min，支撐調度當值故障快速研判，綜合應用智能化調度手段，優化故障搶修流程，減少停電時間；建立網源協調機制，促進光伏友好消納，調度端實施10 kV分布式光伏AVC控制，實現并網線路經濟運行，春節期間遙調光伏電站進相運行10 Mvar，緩解主網無功倒送壓力。

社會效益得到明顯提升

形成“全景感知，協同互動”的清潔能源智慧管控平臺，實現光伏設備運行狀態的可視化。推動整縣分布式光伏有序并網，為分布式光伏高效消納提供數據平臺，支撐“十四五”期間完成30萬kW屋頂分布式光伏消納。為引領能源電力綠色轉型、實現縣域“雙碳”目標，打下堅實基礎。

經濟效益得到大幅提升

供電服務質量提升帶來的經濟效益。德清縣域每年配網主干線跳閘大約200條次，通過二次管控平臺的應用，故障平均修復時長由132 min下降到55 min，故障區段精準定位平均時長由30 min縮減至3 min。

德清縣域每年發生單相接地故障約40次，試拉線路共152條次左右，平均每發生一次單相接地需試拉線路3至4條次，最多的13條以上才拉路成功，通過該系統的調度應用，平均每年能減少150條以上非故障線路用戶停電，節省了6700多個時戶數。

德清縣域內故障搶修平均時長由132 min下降到55 min，德清光伏總裝機194 MW，最大出力占總負荷10%，每年配網主干線跳閘大約 200條次，約多上網電量4萬kWh，減少CO2排放20萬t。

運維難度降低帶來的經濟效益。通過優化故障搶修流程，大幅降低運維難度、人力成本。

新型小電流接地選線及二次設備管控平臺，實現故障信息自動上傳，并遠程完成二次巡檢工作，節省的人工費用。通過二次隱患提前預警，有效避免了保護裝置該動未動等引發的事故進一步擴大，甚至越級跳閘的發生。

源網荷儲全交互帶來的經濟效益。通過線路級、臺區級、樓宇級三級“源網荷儲”互動，提升供電可靠性，促進分布式光伏就地消納。通過配網重構，優化主網側潮流分布，防止變電站功率倒送，消納不足情況發生，在臺區側實現電能質量治理，有序充電等緩解配變重過載壓力，可節約配變增容投資成本。打造樓宇級“光儲充”一體化用電零碳供電所，具有廣闊的推廣前景。

管理成效得到顯著提升

隨著大量接入分布式新能源接入，傳統配電網由單一電源輻射式供電向多源供電模式發展，由“無源配網”向“有源配網”轉型升級。通過“三全”有源配電網管理提升實踐，解決了長期以來配網側新能源弱調度或無調度的局面。有效實現分布式電源可觀、可測、可控，綜合調度新技術平臺，實現配網故障智能化處置，并探索出臺區統一調度、臺區內自治、光伏及微網參與電網調節的調度新模式。

本典型經驗已在湖州電網推廣應用，也可在全省范圍推廣，助力國家“雙碳”行動，推動新型電力系統背景下的有源配電網調度方式轉型升級。