主动配电网关键技术在光伏高渗透工业新区电网的应用

郁家麟，肖龙海，江明强，刘继文，施海峰，方鑫勇

（国网浙江海宁市供电有限公司，浙江 海宁 314400）

0 引言

近年来，随着国家清洁能源政策的推动，分布式光伏大量接入配电网，其高渗透率、随机波动性对配电网造成广泛的影响，主要表现在： 改变配电网的电压水平、提高配电网的短路容量、增加继电保护策略的复杂度、影响网络的供电可靠性以及加剧电能质量的恶化等[1]。在工业高新区中，高精密负荷对电能质量和供电可靠性的要求往往更高，使这一问题更加突出。

传统主配电网规划思路是增加区域供电能力，包括通过变电站新建或增容扩建，线路单辐射网架结构升级等，通过变压器有载调压、电容器投切、改变开关状态进行电压与潮流控制。被动的传统改造方式无法根本上解决配电网中分布式光伏高渗透带来的影响。

2008 年国际大电网会议（CIGRE）C6 委员会C6.11 项目组发表的《主动配电网的运行与发展》研究报告中首次提出主动配电网[2]，其基本定义是： 通过灵活的网络拓扑结构[3]，利用先进的信息、通信以及电力电子技术，能够主动协调区域电网内分布式电源、分布式储能单元与可控负荷的关系，对局部的分布式能源进行主动控制和主动管理的配电系统。主动配电网能有效提升区域电网分布式电源消纳能力[4]，提升配电网资产的利用率、延缓配电网的升级投资[5]，提高配电网运行稳定性与供电可靠性，是配电网未来的发展模式和方向之一[6]。

目前国际上已广泛开展主动配电网项目研究，但均以交流电网为主[7]。国内也密切跟踪主动配电网技术前沿，广东、北京、厦门、贵州等地先后开展试点建设，但对工业高新区光伏高渗透区域应用分析较少。

本文以浙江海宁尖山工业高新区配电网为研究对象，探索柔性互联技术、分布式储能技术、交直流混合微电网技术、源网荷储协调控制技术在工业高新区光伏高渗透区域配电网的应用模式与实践成效，展望主动配电网技术在区域配电网发展中的应用前景。

1 研究对象与总体架构设计

1.1 研究对象的确定

海宁尖山工业高新区年最大负荷约140 MW，工业负荷占比85%以上，芯片制造、精密机械等高精尖产业密集，负荷对电能质量、供电可靠性敏感度极高。2016 年起，区域内分布式电源点大量接入，其中分布式光伏电站达83 座，装机总容量达22.48 万kW，已超过区域内单一电源点尖山变电站的主变容量。而区域内采用10 kV 和20 kV 配电网混合供电，联络水平不足。

海宁尖山工业高新区分布式光伏渗透率极高，2017 年日光伏功率渗透率最大值超过100%的达177 天，给该区域配电网带来一系列问题：一是光伏消纳不良，变电站主变及大量配电网线路出现功率倒送现象，继电保护误动风险加大，时有偶发性跳闸，供电可靠性保障难度加大。二是分布式光伏出力受天气条件影响极大，会引起电压随机性波动[8]，低负荷期间，馈线末端电压反而高于首端，电压越上限（1.07 p.u.）情况突出，如图1 所示。三是分布式光伏装置引入大量谐波，加之尖山区域化工、冶金、电子制造等工业负荷谐波源，区域电能质量劣化，5 次谐波电压超标严重。四是为实现区域内无功平衡，网侧断路器、电容器频繁投切带来了电压闪变等问题。

图1 某典型日各时段尖山20 kV 节点电压最大值

鉴于海宁尖山工业高新区分布式光伏高渗透的典型特征，考虑高精尖产业电力敏感负荷对电能质量、供电可靠性的高需求，在该区域进行主动配电网改造和关键技术应用分析具有重要意义。

1.2 总体架构设计

通过2018—2019 年2 年时间，应用主动配电网关键技术对海宁尖山区域配电网进行升级改造，探索主动配电网关键技术对增加区域电网分布式能源消纳、提高供电可靠性和改善电能质量的实践效果，总体架构如图2 所示。

通过柔直互联和配电自动化实现配电网分区安全可控、灵活柔性。

通过电网侧、线路侧、用户侧储能促进分布式光伏优质消纳。

通过并网侧设备谐波治理改造、加装电能质量在线监测装置实施监测、抑制用户侧谐波接入。

通过交直流混合微电网实现电网、分布式电源、负荷、储能广泛互联、智能互动。

通过区域源网荷储技术，提高电网资源配置能力，提升调控效率，实现电网对资源的无时延调控。

1.3 工程项目

图2 海宁尖山主动配电网总体架构

本文研究基于浙江海宁尖山基于柔性互联的源网荷储协同主动配电网建设成果，项目由海宁尖山主动配电网柔性互联换流站、源网荷储协调控制建设和新能源并网设备改造3 个工程构成。

2 主动配电网关键技术及实现

2.1 柔性互联技术应用

在尖山区域分布式电源高渗透率的情况下，柔性互联环节通过有功潮流动态调控，能够使得馈线负载分布在计及分布式光伏出力波动的情况下趋向均衡，促进分布式电源的就地消纳，缩短分布式电源跨区域传输的路径，提高经济性的同时，有助于系统的安全稳定运行。

2.1.1 联络点选取

基于正常运行时负载均衡、静态安全性、动态无功电压稳定、供电能力、短路电流水平、供电可靠性、经济性7 个指标开展层次分析法，用于分区柔性电网选址评估[9]。基于此方法，海宁尖山换流站联络点选择尖山变1 号主变馈线10 kV 凤凰线和3 号主变馈线20 kV 富江线，提出了柔性互联装备与配电网供区深度契合的“灵活双向互联”拓扑结构，如图3 所示。

2.1.2 柔性直流换流阀拓扑选取

图3 柔直换流站接线

适用于柔性直流（以下简称“柔直”）的拓扑包括串联两电平、功率模块级联两电平、三电平、MMC（模块化多电平）等[10]，MMC 拓扑还有几种改进型的拓扑，主要是全桥子模块MMC、半桥子模块和箝位双子模块MMC 等[11]。综合考虑区域配电网电压等级、可靠性、功率转移效率、占地面积与经济成本，参考舟山、南澳、厦门等国内已投运柔直工程，选择采用半桥MMC 拓扑结构，器件采用普通封装IGBT。

2.1.3 关键参数选取

考虑交流系统配合、绝缘水平、线路输送容量、电压波动抑制、冗余和经济性，选取柔直换流装置关键参数，如表1 所示。

2.2 分布式储能技术应用

分布式储能技术可以使能量的时空转移和能量流的有序流动成为可能，在电力系统中发挥着调峰、电压补偿、频率调节、电能质量管理等重要作用[12]。在海宁尖山区域布局分布式储能装置，让多种形式分布式储能优势互补，参与分布式光伏消纳。

表1 柔直换流装置关键参数

2.2.1 电网侧储能

换流站作为联络尖山区域配电网的重要枢纽，在换流站建设储能装置，可以实现换流站两侧有功在不同时间尺度上进行转移，增加了柔性互联的灵活性。工程在换流站±10 kV 直流母线上接入100 kW/200 kW 时的分布式储能电站。以充放电效率、空间利用率为主要指标，选取磷酸铁锂电池作为储能介质。

2.2.2 线路侧储能

根据尖山区域线路潮流分布特点和光伏接入情况，建设线路级交流储能电站选址20 kV 安江线，考虑20 kV 线路功率输送能力，容量确定为1 MW/2 MWh，直流侧接储能电池，交流侧接380 V 交流母线，并通过380 V/20 kV 变压器并网。以经济性和安全性为重要参考指标，兼顾储能效率，储能站采用铅碳电池作为储能介质。

2.2.3 用户侧储能

在用户侧并网点安装百千瓦级储能装置，可有效降低分布式电源侧光伏波动对电网的影响。基于不同技术，配合并网装置组成光伏虚拟同步发电机、储能双向变流器，使分布式电源具有机械惯量、阻尼、一次调频、无功调压等并网运行外特性，克服传统并网逆变器无惯性给电网带来的冲击[13]。

2.3 用户侧并网点改造

电力电子设备大规模使用后带来了配电网电能质量方面的衍生性问题，经过技术分析，用户侧并网装置给电网引入了大量奇次谐波，是尖山区域电网电能质量较差的元凶之一。电网侧和光伏电站出口处的电能质量数据采集不够全面，为相关电能质量分析和治理带来困难。

2.3.1 并网逆变调控一体机

对尖山重要光伏并网用户进行并网装置改造，采用并网逆变调控一体机，该装置在实现电能变换的同时，具备公共耦合点电压自动调节能力，确保公共耦合点电压稳定，保障用户供电质量；具有主动谐波抑制功能，可代替部分有源滤波器抑制并网点谐波。此外，具有接受上级调度功能，按照上级控制指令发出/吸收无功功率，对配电网电压调节起到支撑作用。

2.3.2 全场景电能质量监测治理

建成全场景电能质量监测体系，范围涉及电网变电站、馈线、用电客户、发电客户，建设卫星对时体系，可实现谐波源责任量化分析。选择中低压光伏并网点，目前已安装电源电能质量监测治理装置67 台，实现用户侧谐波监测与治理。

2.4 交直流混合微电网技术研究

针对配电网供需平衡问题，探索用户侧资源主动响应配电网需求规律，从负荷特性、关键技术、设备研发、应用验证等方面出发，试点建设低压交直流混合微电网。

通过研究分布式电源、储能、柔性负荷运行特性，分析需求侧响应规律，为探索用户主动响应激励机制，制定需求侧响应策略提供大量理论实践经验。

2.4.1 多端口电力能量路由器

基于第四代碳化硅电力电子元件[14]，首次研制并示范应用能量路由器2 套，开关频率提高至20 kHz，采用ISOP（输入串联输出并联型）结构，高压侧采用±10 kV 直流端口，低压侧采用±375 V直流、380 V 交流、直流通用端口，所有端口具备双向功率控制能力，是交直流混合微电网能量交换中心。

针对碳化硅器件断路承受能力弱，驱动响应时间短的难题，提出了“电流积分检测”加“退饱和检测”双重判据层级配合驱动保护技术，避免了碳化硅快速开关震荡导致的误检测。

2.4.2 多元负荷拓扑网络

建设100 kW/150 kWh 直流储能和47.9 kW屋顶光伏直接接入直流通用端口，100 kW/200 kWh 交流储能接入380 V 交流馈线，4 个60 kW双向快速充电桩接入±375 V 直流馈线，接入尖山体育馆空调、照明负荷，并预留380 V 安保电源通用接口1 个，能够适应分布式能源、电动汽车、储能、交流负荷等多元负荷接入。

2.4.3 微电网运行模式

微电网可实现交直流系统故障的快速隔离，能够按正常、孤网、安保3 种运行模式自动切换。正常模式下，微电网通过换流站±10 kV 直流母线提供功率。孤网模式下，微电网中断与高压直流系统间的功率交换，通过屋顶光伏电站、交直流储能实现微电网短期离网运行。安保模式下，接入380 V 安保电源，通过能量路由器实现微电网内部功率交换，实现微电网长期稳定离网运行。

2.5 源网荷储协调控制技术应用

基于换流站、分布式光伏并网设备、电能质量监测治理装置、分布式储能等可控的源、网、荷、储侧设备，建立高效的协调控制机制。

2.5.1 总体架构

主动配电网源网荷储协调控制采用分层分级的控制模式，即集中决策层、分布控制层、设备层3 层架构。

设备层包括采集终端和分布式电源、负荷、储能控制器等；分布控制层实现与就地信息采集与控制层设备之间双向信息传递；集中决策层根据整个配电网系统运行状态，实时分析并合理调度配电网系统中的可控资源。

2.5.2 数据采集与挖掘

从智能监测终端、调度自动化、配电自动化、营销管理系统中获取分布式电源、负荷、网络运行状态、气象因素等数据，建立与柔直换流站、储能站、交直流微电网通信连接并获取其运行信息，应用数据挖掘、聚类分析等理论，对多时间尺度的多源测量信息进行清洗、分类、聚合，剔除错误数据，并进行信息融合和深度分析。

2.5.3 分布式发电预测与负荷预测

采用BP 神经网络等方法建立多模块协作的分布式光伏发电预测模型，如图4 所示，可实现超短期和短期的光伏功率预测。超短期光伏功率预测提供未来0～4 h，时间分辨为15 min 的预测结果。

以温度、湿度、日类型为影响因素，构建用于中期负荷预测的动态贝叶斯网络模型。

图4 光伏发电预测流程

2.5.4 协调控制策略

面向多种可调资源，以最大化分布式能源消纳、电能质量、可靠性为主要指标，分析配电网实时态、未来态，开展负荷预测、发电预测和运行风险评估，建立多时间尺度、多目标数学模型，如图5 所示。精细化管理区域内换流站、储能、光伏、电能质量治理装置等可控资源，实现区域主动配电网有功、无功协调优化控制。

3 影响与分析

从实践成效层面，按分布式光伏消纳、电能质量、供电可靠性3 个重要方面，对尖山主动配电网技术应用后产生的影响进行分析。

3.1 对分布式能源消纳的影响

3.1.1 按配电线路分析

以110 kV 尖山变10 kV 凤凰线为例，选取2018 年和2019 年2 个天气、负荷状况基本一致的典型日进行有功潮流分析，如图6 所示。通过柔直控制和储能，光伏出力变化引起的潮流波动明显被抑制。

3.1.2 按主变分析

以110 kV 尖山变3 号主变高压侧为例，选取2018 年和2019 年典型周进行有功潮流分析，如图7 所示。尖山变3 号主变仍有功率倒送现象，但无论从倒送时长、频次还是倒送功率绝对值看，相较去年同期都有明显改善。

3.1.3 对分布式能源消纳影响小结

主动配电网通过优化网络拓扑、协调光储配合，促进解决分布式光伏平衡消纳问题，实现分布式能源“高吸收、低损耗”的优质消纳。

图5 多时间尺度多目标优化模型

图6 2018 年、2019 年典型日凤凰线有功波形

图7 2018 年、2019 年典型周尖山变3 号主变有功波形

其中，柔性互联技术实现不同供区配电网双向潮流主动控制，提供实时精细潮流优化能力，提高分布式电源的消纳能力。电网、线路、用户三侧分布式储能布局，实现了区域内分布式光伏就近消纳，有效平滑光伏出力，达到“削峰填谷”的目的，缓解了线路及主变功率倒送的问题。

3.2 对区域配电网电能质量的影响

3.2.1 对总谐波的影响

以20 kV 富江线潮韵苑小区2 号箱变3 相电压为例，取主动配电网关键技术应用前后各10天进行谐波电压总畸变率分析，如图8 所示。可见主动配电网的建成对谐波电压有良好的抑制效果。

图8 潮韵苑小区2 号箱变谐波电压总畸变率95%值

3.2.2 对奇次谐波的影响

以20 kV 富江线潮韵苑小区2 号箱变为例，取主动配电网关键技术应用前后各10 天进行奇次谐波电压含有变率分析，如图9 所示。可见主动配电网的建成对奇次谐波电压有良好的抑制效果。

图9 潮韵苑小区2 号箱变奇次谐波电压含有率95%值

3.2.3 对偶次谐波的影响

以20 kV 富江线潮韵苑小区2 号箱变为例，取主动配电网关键技术应用前后各10 天进行偶次谐波电压含有变率分析，如图10 所示。可见主动配电网的建成对偶次谐波电压含有变率抑制效果不明显。

图10 潮韵苑小区2 号箱变偶次谐波电压含有率95%值

3.2.4 对区域配电网电能质量影响小结

通过数据分析，尖山主动配电网对谐波电压总畸变率、奇次电压谐波含有率均有明显抑制效果，对偶次谐波影响不大，主要得益于对用户并网侧装置改造和谐波治理装置新装，实现谐波就近治理，有效抑制谐波源。

此外，柔性互联技术、分布式储能提供快速精准的无功补偿，实现区域间电压平衡，缓解局部电压越限问题，并减少了电容器、开关频繁投切带来的电压闪变问题。

3.3 对供电可靠性的影响

3.3.1 跳闸分析

以2018 年、2019 年第三季度尖山变为例，对线路跳闸数量进行分析，如表2 所示。尖山变线路跳闸数量明显减少，且主要表现在重合闸成功的线路上。

表2 2018 年、2019 年第三季度尖山变线路跳闸统计

主动配电网技术的应用有效降低了继电保护误动风险，其中柔性互联技术、分布式储能技术减少了光伏功率倒送问题引起的无方向保护误动，谐波治理使尖山区域电网谐波超标现象有所改善，减少了谐波超标引起的保护装置误动。

3.3.2 总体分析

尖山主动配电网通过运行风险实时评估，主动控制潮流方向，调整网络结构，实现配电网供电可靠性显著提升。

电能质量全方位监测实现谐波实时分析与谐波源定位，为分析偶发性跳闸与负荷性质以及分布式光伏的关联性提供了数据支撑。柔性换流站实现了不同电压等级配电线路合环运行，解决了尖山地区10 kV 与20 kV 混合配电网难题，有效提高供区互济能力。分布式储能站为局部微电网应急启动及离网运行提供电源支撑，促进了光伏就近消纳，可以有效避免线路、主变功率倒送，降低了保护自动装置误动风险。

4 应用前景展望

4.1 交直流混合配电网自愈研究

主动配电网融合变电站、换流站、分布式发电、分布式储能等交直流多源混合配电网，对故障判断和供电恢复提出了更高要求。基于GOOSE（面向对象变电站事件）的配电网智能分布式馈线自动化快速自愈技术已在全国多个重点工程应用[15]，但缺少在更加复杂的交直流多源混合配电网中的应用研究。借助柔性直流系统故障穿越能力，通过配电网设备高速信息交互，判断故障类型和位置，迅速隔离故障，实现周波级甚至毫秒级配电网自愈，将成为主动配电网在区域配网应用研究的重点课题之一。

4.2 变电站级化学储能电站应用

线路级、用户级分布式储能可有效参与电网电压、频率调节，但储能规模有限，分布点不多，虽能平滑区域光伏出力，仍无法实现高密度分布式光伏接入区域的光伏百分百就地消纳。江苏镇江建成投运101 MW/202 MWh 的储能电站，是目前国内规模最大的在运电池储能电站项目[16]。在新能源发电富集区域电网中，对电池储能的容量要求达到数十兆瓦以上，甚至达百兆瓦以上[17]。如何将变电站级储能电站应用在工业新区区域主动配电网中，发挥其区域功率、能量协调控制主动平衡，是下阶段主动配电网实践探索的重点。

5 结语

在工业高新区分布式光伏渗透率较高的区域电网中建设主动配电网，应用柔性互联、分布式储能、交直流混合微电网、网源荷储协调控制等关键技术，能够优化区域配电网拓扑结构，缩短潮流流动距离，降低配电网线路损耗，缓解配电网线路与主变功率倒送问题，提升分布式光伏消纳能力，有效改善电压越限、谐波超标等电能质量问题，提升供电可靠性。

主动配电网技术应用对于高度敏感的高新产业电力负荷具有重要意义，在光伏高渗透工业新区配电网升级改造中具有良好的实践效果和推广价值，同时，配电网快速主动自愈、区域配网光伏全消纳储能布局等将成为主动配电网在区域配电网的重要应用和研究方向。