连南光储微电网升级改造方案与实践

陈松波，罗伟彬，梁唐杰

(1.广东电网有限责任公司清远供电局，广东 清远 511500；2.佛山电力设计院有限公司，广东 佛山 528200)

0 引言

连南瑶族少数民族自治县位于中国广东省西北部，经济相对落后，是广东省主要的贫困县之一。连南具有丰富的水电、光伏发电资源。境内溪河纵横，水电站星罗棋布；年日照天数达234 d，年平均日照时数1 549.6 h，天然光照条件充足、光热资源丰富，是建设太阳能光伏发电场的理想区域。

南方电网公司印发《南方电网公司关于学习贯彻落实党的十九大精神推进2018年全面深化改革的实施意见》，要求深化供给侧结构性改革，着力解决发展不平衡、不充分问题，大力推进清洁能源消纳，大力补齐农村电网短板。这就要求电网企业必须把握新时代特点，深刻认识我国社会主要矛盾的变化，把满足人民追求美好生活的电力需要作为一切工作的出发点和落脚点，着力解决好电网发展不平衡、不充分的问题，让广大人民群众从“用上电”到“用好电”，持续提升电能质量、供电可靠性和供电能力。

落实乡村振兴战略，协同政府做好电力行业扶贫和定点扶贫工作，并结合美丽乡村、光伏扶贫等国家政策[1-2]，本文对连南试点区域提出光储微电网升级改造方案，并对试点方案进行投资估算及效果分析。实践应用结果表明：所提出的改造方案对改善农村电能质量和供电可靠性，使用户从“用上电”到“用好电”，具有重大的参考价值及推广意义。

1 连南电网概况

1.1 电源方面

1) 主网电源单线单变。连南地区大量10 kV线路电源存在单线单变现象，其电源站点主网不满足N-1校验，一旦电源主网受灾断电将需要较长的复电时间。

2) 分布式电源成分单一。分布式电源以小水电为主，主要由小水电组成的分布式电源对电网的冲击和影响均较大。

3) 负荷需求不匹配。小水电数量多、布点散，难控制；部分区域存在小水电过于集中，丰水期危及当地电网和用户设备安全运行问题；小水电分布与负荷需求不匹配，不利于小水电自身的安全可靠消纳；部分水电接入线路存在发供混用情况，不利于电网安全运行。

1.2 电网方面

1) 网络结构薄弱。连南县内大片地区只由单一110 kV变电站或35 kV变电站供电，而且35 kV站点少，导致供电区域过大，配电网以10 kV为主，35 kV网络结构薄弱。

2) 单辐射线路多。10 kV线路采用单辐射型接线模式比例较高，单辐射型线路在线路故障时，将造成大规模停电，供电可靠性较低。

3) 供电半径较长。部分辐射型线路供电半径大于相关技术标准要求，在用电高峰期由于线路压降容易造成线路末端电压偏低。

1.3 供用电方面

1) 电能质量问题。部分低压台区存在电压质量不合格、三相不平衡、电压波动等电能质量问题，部分台区存在线损率高、负荷季节性、节日性变化较大的特点，配电变压器未处于经济运行方式。

2) 供电可靠性低。由于部分区域单线单变问题，不能满足N-1，供电可靠性较差。

1.4 设备运维方面

1) 线路故障率高。连南地形以山地为主，10 kV公用线路48回，总长度约为567.21 km，多数架空线路长度长，运行条件复杂，影响线路安全运行的因素多。

2) 故障定位困难、复电时间长。连南地区线路处于山区，地形条件复杂、受环境气候影响明显，电力走廊内自然环境(地形、地质、植被)、人类活动(鱼塘、农田、施工等)复杂多变，不可避免地受到自然环境及人为因素的双重影响，发生故障时难以定位、导航到故障点，复电时间长，设备运维难度大。

1.5 通信方面

1) 通信制式落后。配网线路目前通信方式以无线公网为主，租用设备通信制式落后，对无公网信号的偏远地区，光缆无法铺设，通道及设备巡检受到限制，不能满足配网业务发展需求。

2) 通信可靠性低。连南山区无线公网覆盖率低，电力通信专网通信覆盖亦不足，通信可靠性低。

2 解决思路

针对上述问题，围绕“用上电、用好电”的核心要求，提出以下解决思路：

1) 连南地区分布式电源数量众多，发供电线路共用，电源分布与负荷需求不匹配，不利于电能的安全可靠消纳。建立微网系统并对分布式电源配置适当容量的储能及控制系统[3-4]，在改善电压质量、提高供电可靠性的同时，建设低碳节能智能电网。

2) 目前连南地区分布光伏发电快速增长，可考虑将这些清洁能源对电网进行补充，使用虚拟同步电机技术进行并网发电，主动支撑电网频率、电压波动，有力保障电网安全稳定运行。

3)连南地区多山地区无线通信可靠性差，地广人稀、负荷小，现状采用光纤通信成本高，安装施工不方便，投资效益不理想。使用通用分组无线业务(general packet radio service，GPRS)的同时试点使用中压载波通信技术，以电力线本身作为通信媒介，无需另设通信通道，具有实施方便、投资效益高等优势。

3 光储微电网升级改造实际案例

选取典型10 kV线路进行光储微电网试点建设，消纳分布式电源，同时在线路上选取台架变进行低压三相不平衡及低电压综合治理。

3.1 试点线路现状分析及存在问题

3.1.1 线路现状

试点10 kV线路位于连南北部山区，全线均为架空线。线路装接容量较小，变压器容量总计795 kV·A，最大容量变压器为315 kV·A镇府公变，另有200 kV·A坑口公变1台，其余均为100 kV·A以下变压器，最小变压器容量为10 kV·A。镇府公变共接入用户180户，坑口公变接入用户73户，合计占线路用户总数约60%，用户相对集中。线路负载较低，2017年线路最大电流11 A，各公用变压器年平均负载率均值约为20%。距离10 kV出线端最远的狮颈公变8 224 m。用户计划建设光伏发电项目250 kW(p)。

3.1.2 存在问题分析

10 kV存在问题包括：

1) 电源方面。上级电源属于单线单变供电，无可环网电源和线路，供电可靠性较差，加上线路处于山区及重冰区，主网一旦失电复电时间长。此外，试点线路目前已有用户计划投资光伏项目250 kW(p)，可为光储微电网提供电源。

2) 供电质量方面。试点线路属于辐射型接线，无可转供环网线路、不满足N-1校验，供电可靠性差；线路偏长，末端存在压降，影响供电质量。

3) 运维抢修方面。试点线路地处偏远山区，线路距最近的运维班组超过30 km，线路故障多由于气象灾害造成，一旦停电发电车无法及时到达现场进行临时供电，客户停电投诉长期存在。

4) 馈线自动化方面。试点线路未配置馈线自动化设备，自动化程度低。

综合以上特点，试点线路具备连南地区中压电网的典型问题，适合进行微电网建设试点，在改善该线路供电可靠性和电能质量的同时，该试点改造工程能为未来偏远地区电网改造和规划建设积累宝贵经验。

低压台区存在问题包括：

1) 电能质量。低压线路末端电压偏低。

2) 三相不平衡。配变负载率较低，线路台区三相不平衡现象普遍。所有公用变压器三相不平衡度均超过15%，三相不平衡现象严重。三相不平衡会造成变压器和线路损耗增加，有功功率降低，使变压器局部发热，严重时甚至烧毁变压器和用户设备。

3) 检修维护。试点线路为辐射型线路，无可转供环网线路、不满足N-1校验，供电可靠性低。位于偏远山区，线路故障后检修难度高，复电时间长，缺乏备用电源作为支撑，用户用电体验差。

3.2 升级改造方案

3.2.1 总体思路

开展光储微电网建设，配合用户计划建设的光伏发电项目，建设由分布式光伏虚拟同步电机、储能调控系统、微电网综合控制器组成分层级的分布式电源微网综合控制系统。

微网坚持“指标最优、储能容量最小、成本最小”3个基本原则，根据微电网系统分布式电源的装机容量及接入负荷大小和性质，确定孤岛模式或并网模式下的边界约束、仿真预测数据和负荷预测数据，计算分布式电源孤岛模式或并网模式下同一时段发电功率和负荷需求的电量差，从而得到多种运行模式下微电网储能系统容量及相应的集成设计方案。根据微电网需求合理配置储能装置的容量与布点，使储能系统具备一定程度和范围的功率调节能力；储能系统接入到各分布式电源出口处，根据分布式电源发电功率、负荷用电功率及电能调节的要求，实时改变输入和输出功率。

3.2.2 微电网建设方案

试点线路综合考虑用户计划建设光伏项目，其适合采用集中式光储模式。

1) 容量及接入位置的选取[5-6]。

考虑到试点线路及配变负载率均较低，2017年线路年最大电流11 A，线路平均负载率低于10%。说明试点线路峰值负荷约190 kV·A，年平均负荷低于80 kV·A，考虑未来负荷增长及线路损耗，在试点线路配置250 kW具备虚拟同步发电机功能的潮流控制器，储能DC/DC变流器及光伏DC/DC变流器均接入潮流控制器的直流侧，实现功率的联合调度。

配合用户计划建设的光伏发电项目，综合考虑用户计划建设光伏项目适合采用集中式光储模式。针对用户计划建设150 kW光伏发电系统，由于磷酸铁锂储能系统以0.3 C放电倍率充放电时对储能电池的寿命最优，且放电深度一般为储能容量的80%左右，因此考虑配置250 kW·h磷酸铁锂储能系统。

光伏发电系统和储能系统通过一台315 kV·A箱式升压变压器升压后接入金狮线。同时，为避免离网运行时大功率负荷通过输电线路远距离传输造成损耗，储能系统和光伏系统的接入位置选取在图1所示位置。

图1 光储微电网改造方案Fig.1 Reconstruction scheme of microgrid with photovoltaic and stored energy

2) 运行方式[7]。

① 正常并网运行时，3处光伏发电系统均按最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)最大功率发电控制模式运行，所发电量采用全额上网计量模式，储能系统根据当地峰谷电价或用电高峰、低谷期由系统配置的微电网能量管理系统进行储能充放电功率控制，采用低谷期有效充电、高峰期有效放电的运行模式，满足就近负荷所需，减少大功率负荷的远距离传输。

② 在上级变电站35 kV侧失电或10 kV开关柜故障造成整条线路失电时，由系统配置的安全并离网接口装置和交直流潮流控制器进行配合，检测试点线路10 kV开关柜网侧电压及频率。其发生异常时，及时跳开出线开关，将试点线路转换为离网运行模式。离网运行期间检测到网侧电压恢复时可选择自动恢复并网和手动恢复并网运行模式，两种模式均为潮流控制器进行准同期逼近后经安全并离网接口装置准同期判别满足条件后同期合闸，不会对电网造成冲击。

③ 试点线路某点发生接地或短路故障时，由系统配置的安全并离网接口装置和交直流潮流控制器进行配合，及时跳开出线开关。如果系统判别仍未消除，则交直流潮流控制器停机。经故障判别及有效隔离后，可启动交直流控制器并运行在虚拟同步发电机模式下，满足非故障区域内负荷需求，保证用户的相对持续用电需求。

④ 镇府公变和狮颈公变处用户计划建设的光伏发电系统由逆变器自身保护功能完成有效的过流、过压、过频、欠频、绝缘异常、三相不平衡及孤岛检测等功能。并网运行时不需要进行控制；离网运行期间，当系统光伏发电功率之和大于负荷需求，且储能系统已充满时，由系统配置的微电网能量管理系统对其进行限功率控制，以保持系统离网能量平衡。

3.2.3 中压架空线故障精准定位方案

试点线路主干线路长达8 km左右，干线架设于交通不便的偏远山区，地形复杂不适合进行全线巡查，山区巡检往往伴随各种次生灾害，威胁巡检人员的安全。考虑到试点线路架设环境，为快速定位故障位置，降低检修难度，减少故障检修造成的停电时长并改善用户用电体验，计划在试点线路上安装故障定位系统。试点线路含有主干线1段，公用短支线2段，专用长支线2段(已停运)，计划使用故障定位系统主干线和公用短支线，按定位精度分为故障精确定位区段和故障区间定位区段。

1) 故障精确定位区段：计划选取试点线路主干线作为精确定位区段。在#1杆和#80杆安装精确故障定位设备各1套，共2套。由于干线较长且架设环境地形复杂，检修难度大，故障精确定位系统可极大地降低检修定位难度，为复电争取宝贵的时间。

2) 故障区间定位区段：由于不存在长支线的情况，暂不考虑配置区间定位。

3.2.4 系统通信及主站建设方案

终端采集的信号通过4G/加密专网无线传输方式将实时数据传输给位于县供电局的后台中心站监测软件，中心站通过终端传回的监测信号对故障进行诊断，并将诊断结果通过Web终端或短信及时通知运维人员，使线路维护人员随时掌握线路的运行情况，能及时定位配电线路精确的故障位置，帮助故障后快速定位故障点和恢复供电。

3.2.5 电力通道及设备智能巡检建设方案

计划对试点线路周边环境及气候进行动态监测，对影响线路安全运行的自然环境、人为因素进行收集、分类，并结合连南地区少数民族生产、生活习惯进行分析，制定差异化、分区段运维策略。

1) 微气象监控区段。

对线路通道经垭口区段，安装微气象在线监测装置，采集温度、湿度、降雨量、风速风向等数据，终端采集的信号通过4G/加密专网无线传输方式将实时数据传输给位于连南供电局的后台软件，为覆冰预测提供数据支撑。

2) 近场检测及警示监控区段。

对线路通道周边有采石场、建房、鱼塘、偷盗、耕作等区段，安装进场检测及警示监控装置。当人员或动物靠近时，发出声光告警，同时将现场图片通过4G/加密专网无线传输方式将实时数据传输给位于连南供电局的后台软件，后台可对现场进行视频监视与语音警告，防范人为外力破坏事件的发生。

3) 影响线路运行的自然因素分析。

考虑到线路架设环境，需要对通道周边的局部地貌、地质情况、土地覆盖等进行数据获取与分析。数据获取的途径是充分应用前期设计、现场采集和遥感影像，并通过光谱分析的方法进行提取。

3.2.6 低压三相不平衡及电压综合治理方案

试点线路配变负载率较低，线路台区三相不平衡现象普遍。三相不平衡会造成变压器和线路损耗增加、有功功率降低，使变压器局部发热，严重时甚至烧毁变压器和用户设备[8]。为治理三相不平衡，保护电力设备，提高供电质量，选取位于线路最末端公变台区作为低压三相不平衡治理的试点，选取理由如下：

1) 试点台区由于低压负荷不均衡导致三相不平衡度高，具备低压三相不平衡治理的典型条件；

2) 试点台区位于线路末端，易受末端低电压现象的影响，适合电压综合治理；

3) 用户计划在试点台区公变低压侧安装光伏电源，为减小光伏电源对低压侧造成的冲击影响，同时方便项目同期建设，适合同步实施低压综合治理措施。

4 投资估算及效果分析

4.1 升级改造方案

试点线路光储微电网升级改造总投资443.6万元，其中，250 kW(p)光储系统建设333.3万元，微网控制保护系统69.5万元，中压架空线路故障定位系统16.4万元，电力通道及设备智能巡检(硬件部分)16.4万元，电力通道及设备智能巡检(硬件部分)12万元。

4.2 效果分析

通过在连南偏远山区建设光储微电网，并同时开展中压线路故障定位系统建设和低压三相不平衡治理，预期可达到以下效果：

1) 提高供电可靠性，减少故障停电时间。

在变电站故障或10 kV配电线路故障时可通过安全并网接口装置及时跳开分布式光储电站的并网开关，实现光储电站带就地负荷的离网独立运行，提高供电可靠性。

在电网故障停电情况下，通过光储微电网孤岛运行方式向客户提供约24 h应急备用电源，为电网故障排除及复电争取必要的时间，由此实现试点线路(10 kV金狮线全线)、试点台区(牛头公用台区、甘白公用台区)户年平均停电时间大幅减低，减少客户停电投诉率。

建立配电网通道及设备智能巡检系统，结合线路健康度、重要度和管控级别，加强对走廊内线路设备、外力破坏隐患点和特殊区域的动态监控，制定特殊时期、特殊气候、特殊区段的线路巡视策略，采用信息化技术手段确保巡视管控质量，降低自然灾害和人为损坏对线路运行构成的威胁，及时处置隐患，提高供电可靠性。

2) 实现中压架空线路故障快速、精准定位。

实现10 kV中压架空线路不同故障类型的判别，故障点准确定位，有助于快速定位故障与复电；解决巡检困难地区故障快速定位难题，有效缩短故障排查与恢复时间，缩小用户停电范围。

3) 治理低压三相不平衡问题，降低不平衡损耗。

实现试点台区低压三相不平衡电流动态补偿、无功功率补偿和谐波电流补偿，明显改善低压供电质量，降低因三相负荷不平衡造成的附加损耗。

4) 改善电压质量，提高电压综合合格率，降低综合线损率。

一方面，通过微电网潮流控制器控制技术对分布式电源有功率、无功功率的出力进行智能调节，在用电高峰期分布式光储系统可增加出力，以减少输电线路功率传输水平，减少输电线路末端电压下降。另一方面，三相不平衡补偿装置在对台区低压三相不平衡电流动态补偿的同时，数字信号处理(digital signal processing，DSP)控制器实时检测补偿点电压数据，并判断补偿点电压是否超过设定值：超过电压上限Umax时，此装置输出感性电流，补偿点电压降低；当低于电压下限Umin时，此装置输出容性电流，补偿点电压提升。最终使各相电压稳定在正常范围内，发挥低压侧电压支撑作用，提高电压综合合格率，降低综合线损率。

5) 促进分布式绿色能源消纳，增加线路供电能力。

采用分布式电源的微电网建设模式，促进分布式绿色能源就地消纳，效益明显。经测算，本项目光储微电网全生命周期预计能产生发电效益约630万元。同时由于分布式能源的就地消纳，可在不增加配变容量和传输线路容量的情况下，提高线路末端供电能力，满足更多用户用电接入需求，减少增容和增加供电点的投资。

5 结论

针对偏远山区中低压线路长、末端电压低、供电可靠性差的问题，结合本地丰富的光伏资源，提出了“光储微电网升级改造”与“三相不平衡治理”相结合的综合升级改造方案;采用“架空线故障精准定位”和“电力通道及设备智能巡检”后，可显著改善电能质量和供电可靠性，从而使用户实现从“用上电”到“用好电”。此外，本文方案还可解决分布式电源无序上网难题，有效提升能源的综合利用效率，提出的综合建设改造方案具有良好的推广应用价值。