福建基于柔直互聯的饋線型微網工程應用

林力輝 陳海龍 黃華生

(1.福建泉州供電公司，福建 泉州 362000;2.福建南安市供電公司，福建 泉州 362300)

1 概述

由于高比例分布式電源的接入，區域變電站負荷曲線呈現“反轉”，各層級潮流無序穿越。以某變電站為例，在節假日，10kV光伏出力會倒送至110kV電網，最大情況下會倒送14.9MW，達到主變壓器容量的18.6%。

由于分布式電源抗擾動能力低、轉動慣量不足，易發生集中脫網，給電網帶來安全穩定壓力。大面積分布式電源接入后會帶來配電網過/低電壓、電壓暫降、三相不平衡問題，當出力大于饋線負荷時，未被消納的發電將倒送至母線或上級電網，導致并網節點的電壓抬升過多，甚至高于始端電壓，同時損耗增大，系統嚴重故障時中壓系統分布式光伏可能大面積脫網[1-2]。

為應對分布式電源對現有配電網的形態和穩定運行的挑戰，供電部門2021年提出建設3個示范性工程，列為新型電力系統，其中包括基于柔直互聯的饋線型微電網示范項目。

2 建設方案

該示范項目采用兩端口柔性直流技術互聯，加上蓄電池組，構建“分層分級、峰谷協調、就地消納”的交直混合配電網模型，并最終實現饋線型微電網“自平衡、自調節、自管理”的功能[1,3-4]。

①柔性直流互聯系統兩端口分別通過交流電纜、分界開關(K1、K2)與10kV配電線路主干線連接。設備相當并接到饋線組的聯絡開關N47兩端。

②柔直互聯設備內置于預制艙。含2臺3MW柔性互聯變流器、2臺隔離變壓器、戶外預制艙(含照明、散熱、消防等設備)、兩側中壓開關柜及相關控制系統設備等。柔直互聯設備形成“交-直-交”混合配電網接線，詳見圖1。

圖1 柔直系統接線示意圖

③建設1座1MW/1MWh儲能預制艙。儲能電池通過DC/DC變換接入柔直系統的直流側。儲能預制艙內含1MWh液冷磷酸鐵鋰電池、能量管理系統、匯流柜、控制柜、水冷機組15kW、消防系統(七氟丙烷+惰性氣體)、UPS柜、DC/DC變換柜、直流配電單元等。

④兩條配電線路實現自動化改造中，涉及所有分段開關、分界開關、環網柜等。開關設備改造為一二次融合成套設備。

⑤柔直艙內配置微電網監控系統。控制層配置微電網協調控制器1臺、縱向加密認證裝置2臺，微電網協調控制器實現功率自平衡控制、消峰填谷控制、電壓自調節控制、并離網切換控制等自動化邊緣計算和監測功能。

⑥與DMS配電主站實現配微協同優化控制，實時在線展現微電網的運行、控制和監控，包括新增微電網優化控制調度輔助決策模塊、柔性直流系統管理模塊，饋線自動化功能輔助故障研判和輔助調度決策、經濟運行指標數據分析等。

⑦實現光伏電站群調群控能力。在10kV光伏電站群調群控子站增加虛擬同步機功能，在380V光伏電站增加群調群控子站。

⑧光伏電站與微電網控制系統，以及微電網控制系統與DMS的通信配置應用5G接入技術。

⑨采用集裝箱式儲能電站模式，即柔直互聯系統1和柔直互聯系統2集中布置于標準尺寸集裝箱內，由供應商負責出廠前調試后整體運輸到項目現場，現場由施工安裝單位進行外部電纜連接與系統聯調后投入運行。

⑩《電化學儲能電站設計規范》(GB51048-2014)，項目各構、建筑物和設備的火災危險分類及其最低耐火等級相關規定，鋰離子電池室火災危險性分類為戊級，耐火等級為二級，屋外布置時鋰離子電池設備火災危險性分類同樣為戊級，耐火等級為二級。

項目實時監測系統運行溫度，一旦出現溫度異常，將上報調度系統，嚴重時自動停止運行；設備和電池箱體、柜體及線纜等設備的材質選用阻燃材料；箱內壁選用防火等級為A級的金屬巖棉夾芯板，厚度50mm，耐火極限不小于1h；箱內設置手動自動一體化氣體滅火系統，滅火介質采用七氟丙烷(HFC-227ea)；電池集裝箱整個系統采取消防聯動設計，當消防控制器發出報警信號時，儲能系統、通風散熱等系統都會停止運行，以確保消防滅火系統能夠正常滅火。

2 技術亮點

①柔直系統模塊化可擴展。基于柔直互聯的饋線型微電網建設理念，也可由三聯絡線路組成饋線組，最大限度地實現共享儲能。

②微電網運行方式豐富。在保留原來交流系統運行方式基礎上，增加了雙端直流并列、單側直流運行等運行方式，構建出多種形態的微電網，滿足高比例分布式電源接入。項目對饋線的全場景供電需求和配電網柔性控制的要求具有較高的示范意義。雙端直流系統投入的運行方式可實現光伏跨區消納、負載轉供、儲能共享和調相機運行4種運行方式；單端柔直系統可實現調相機運行和光儲微電網運行模式。

③多條饋線之間通過柔直互聯實現不同電源點饋線之間互聯互備與可靠供電，實現分布式光伏在饋線組高效消納、互聯線路間功率平衡等功能。

④交直流混合配電網接入雛形。依托儲能資源，將柔直系統建設為饋線型微電網的能源匯集站、能源供給站；儲能系統從柔直直流側接入，滿足儲能資源在饋線組的容量共享，提升分布式光伏在饋線組高效消納能力[5-6]。

⑤柔直、儲能系統采用分布式可移動集裝箱部署，采用模塊化拼接方式建設，滿足基礎設施靈活部署要求。

⑥按照“分層分級、協調控制”原則建設微電網監控系統，實現微電網的能量優化管理、經濟調度及智慧運維，實現饋線型微電網“自平衡、自調節、自管理”。

3 實施成效

①饋線型微電網系統采用“分層分級、協調控制”的原則進行控制，建設成就地控制層—微網控制層—配微協同控制層的三層架構(圖2)。

②在配微協同控制層DMS系統建設微電網監控裝置，實現微電網運行監控以及微電網和配電網之間的協同優化控制。

圖2 控制系統架構圖

③在微網控制層配置微電網協調控制器，接入智能融合終端、儲能監控系統、光伏監控系統等終端設備信息，實現控制總量在微電網層級的快速分解，以及對各源、荷端的協同控制。

其中需要功率平衡策略調節，功率加載則以兩條線路負載平衡、光伏消納為目標。某典型日，從白蓮線流向垢坑線1MW，白蓮線負荷從1MW升高至2.27MW，垢坑線負荷從3.11MW下降至1.83MW；若不進行柔直加載，白蓮線最大負荷2.364MW，反送母線-1.11MW，峰谷差為3.48MW；垢坑線最大負荷3.85MW，峰谷差2.67MW;柔直加載后白蓮線最大負荷3.38MW，峰谷差為2.81MW；垢坑線最大負荷2.84MW，峰谷差2.39MW；能就地消納光伏發電，未反送母線(圖3)。

圖3 投運前的典型日典線(光伏反送3MW)

④對試點饋線的分布式光伏進行群調群控改造，實現對分布式光伏的“全采集、全感知、全控制”。

群調群控功能通過5G切片網絡通道與微電網協調控制器進行數據交互，實現分層分級控制。將解決大面積分布式光伏接入后帶來的配電網過/低電壓、系統轉動慣量不足、系統嚴重故障時分布式光伏可能大面積脫網等問題。

按調度、微電網系統、用戶設置三級控制策略，充分挖掘光伏逆變器可控資源，增加虛擬同步機功能。通過對逆變器調節模擬同步發電機的電氣模型、下垂調頻、調壓特性，使逆變器并網外部特性上與傳統同步發電機相似，增加微電網系統阻尼和慣性，參與系統的一次調頻，提升源端自治能力，緩解系統嚴重故障時中壓系統分布式光伏大面積脫網問題。充分挖掘光伏PCS可控資源，提升源端無功電壓調節能力，解決大面積光伏接入帶來的配電網過/低電壓問題。實現光伏電站開停機過程中的有功變化率的控制，使光伏電站在并網及正常停機的過程中，10分鐘功率最大變化量不得超過裝機容量，1分鐘功率變化不得超過裝機容量/5[7]。

⑤對試點饋線進行標準自動化全覆蓋改造，提升一二次設備自動化水平；完善一二次融合開關配置，使光伏分界開關具備反孤島保護功能。項目其中10kV白蓮線供電半徑3.53km，2021年最大負載率40.1%，主干線以架空線路為主，10kV垢坑線供電半徑4.01km，2021年最大負載率62.01%，主干線以架空線路為主，白蓮線與垢坑線為單聯絡接線，網架結構已形成標準接線形式。10kV白蓮線柱上開關共9臺，其中1臺為一二次融合自動化開關；環網柜1座，為非一二次融合成套設備。10kV垢坑線安裝柱上開關共15臺，其中11臺為一二次融合開關，兩回線路按以下標準饋線自動化原則全覆蓋改造。

線路分段開關采用一二次融合成套柱上斷路器，具有相間短路、接地故障自動判別處理和“三遙”及遠方投退保護、重合閘及定值修改等功能，滿足加密認證等安全防護要求，接入配電自動化主站，實現故障定位、快速隔離、恢復及轉電。

線路用戶分界開關采用一二次融合成套柱上斷路器(用戶分界型)，具有用戶側相間短路、接地故障自動判別處理和“三遙”及遠方投退保護、重合閘及定值修改等功能，滿足加密認證等安全防護要求，接入配電自動化主站，實現用戶側故障定位、快速隔離。裝設在外部電源(及分布式電源)接入點處時，保護應具有過壓、高頻低頻等功能。光伏分界開關具備反孤島保護功能。微網能量管理系統應具備聯切用戶功能。同時，根據低頻減載切荷方案部署，賦予線路上用戶分界點低頻切負荷功能。

環網柜采用一二次融合成套設備或保測一體化設備，進、出線均裝設帶保護的斷路器。在滿足配網保護級數不多于三級的前提下，按照線路長度及負荷分布相對均衡的原則，在主干線路上選擇1～2個斷路器作為保護分段點。

4 經濟效益分析

本方案項目建設靜態投資1679萬元，壽命周期25年。其主要經濟指標分析如下：

①根據《省級電網輸配電價定價辦法》(發展價格規〔2020〕101號)要求，電網工程準許收益率為5%，本項目基準財務內部收益率確定為5%[6]。

②固定資產折舊采用分類平均年限法計算。20年折舊，殘值5%。

③運維成本按34萬元/年考慮。

④年收益測算182.7萬元。其中減少光伏倒送損耗收益0.7981萬元；減少電量損失收益2萬元；減少停電引起的搶修成本19.5萬元；減少停電引起的社會效益18.48萬元；解決過電壓問題帶來的效益84.3萬元；減碳排放效益52.8912萬元；減少配網改造和建設的收益4.75萬元。

⑤靜態投資回收期(稅后)13.67年，項目投資財務內部收益率(稅后)為5.38%。

5 新型電力系統下的規劃思路

“雙碳”背景下，供電公司在新型電力系統建設過程中不斷提出示范，理清重點思路和方向，履行電網的責任和態度[3]。

在電源側，在繼續支持提升清潔能源占比的基礎上，重點提升網架的消納能力。

在電網側，繼續加強配電網基礎建設，同時加大電網智能化建設，提高群調群控能力。主干配電網架安全保障能力進一步提升，對間歇性新能源和靈活性、多元化負荷適應能力進一步加強，通過構建基于柔直系統功率平衡基本解決電網設備輕重載問題。研究高比例分布式光伏并網條件。應用柔性直流互聯技術實現網架改造。新型電力系統根據各互聯饋線負荷及光伏出力柔性調整功率，降低因分布式光伏引起的反送風險[8]。

在負荷側，一方面積極配合政府推進電能替代，另一方面建立需求側響應庫，完善需求側響應策略；

在儲能側，配合化學儲能站、抽水蓄能電站建設等事項，開展儲能技術研究。

研究源網荷儲協同，實現源網荷儲資源深度互動，交/直流、配/微網融合的配電新形態全面形成，滿足各類源荷主體靈活、便捷、高效接入電網[8]。

6 結束語

隨著大規模分布式光伏、可調節負荷的接入，配電網從接受并分配電能、潮流單向流動的形態，逐漸演化為多向潮流，從交流系統逐漸演化為交直流柔性互聯系統。由于缺乏“源網荷儲”海量資源的監控和統籌優化控制技術，傳統的配電網已無法適應新形態配電網運行控制和分布式光伏消納的需要，亟需推進配—微網協同、源網荷儲一體化協調控制等新技術的試點建設和應用推廣。本文從一個基于柔直的饋線型微網示范項目出發，討論其建設概要、技術亮點、實施成效，并作經濟分析，對新型電力系統規劃提出展望思路，旨在為相關單位提供參考。