山区配电网“水光融合”的绿电集群调控创新与实践

邵兴志，贾 磊，岑苏琦，杨 光，邵 斌

（国网浙江省电力有限公司杭州市临安区供电公司，浙江 杭州 311300）

1 背景

2020 年9 月22 日在第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平总书记首次提出“30 碳达峰”“60 碳中和”的目标，这是我国政府立足新发展阶段，贯彻“绿水青山就是金山银山”理念，充分考量国内外环境和全面权衡利弊得失基础上所作出的重大战略决断。2022 年1 月29 日，国家发改委、国家能源局发布发改能源〔2022〕210 号《“十四五”现代能源体系规划》，明确快速推进我国能源结构向低碳转型，到2025 年非化石能源发电量比重达到39%左右，要求“推进绿色小水电改造，因地制宜发展分布式光伏发电”，开展“多能互补建设水光（储）一体化示范”。在国家双碳目标总体要求的指引下，山区配电网“水光融合”是做好增加清洁能源供应能力的“加法”，推动形成绿色低碳能源供给的重要一环。

2 山区配电网“水光融合”的绿电集群调控创新与实践主要做法

2.1 明确总体思路，构建绿电发展“新体系”

2.1.1 做好顶层设计，确立绿电创新发展新思路

杭州市临安区供电公司聚焦碳达峰、碳中和目标，始终牢记习近平总书记“电等发展”重要嘱托，紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源战略指引，以落实国家电网公司战略目标为引领，针对有源配电网特性演变感知能力不足、存量增量资源统筹协调能力不足、调控运行管理下沉穿透能力不足的难题，确定了山区配电网“水光融合”的绿电集群调控建设思路。建立联合机制，确保管理创新实践“落地有特色，应用出实效”。聚焦数字赋能，推进清洁能源全链条数据深度融合与应用。孵化重点成果，打造“水光融合”绿电服务新样板。强化支撑保障，形成闭环管理，推动能源供应清洁低碳。项目成果为有源配电网绿电发展提供典型示范案例，为加快打造国家电网战略落地“先行示范窗口”、国网浙江省电力有限公司“两个示范”做出贡献。

2.1.2 构建理论框架，提出绿电“三四五三”体系

深入挖掘山区配电网水电、光伏等绿色能源潜力，建成省内首套“配电网高度透明”“水光融合互补”“绿电集群调控”“抗灾自愈恢复”的配电网集群调控体系（以下简称绿电“三四五三”体系），通过“政企协同、客企互动、内外协作”三大联合管理机制、“数据采集、态势研判、策略优化、灵活控制”四项核心技术、“末梢电网感知、网架潮汐调整、集群顶峰降损、抗灾自愈恢复、水光共享储能”5 块服务样板、“绿电 + 业务”“绿电 + 服务”“绿电 + 产业”3 方面保障措施，从认知、规划、运行多角度合力，实现了全域星罗棋布的分布式资源的末梢感知能力，水电和光伏发电梯队排列、统一调配、“打捆送出”，使原本具有间歇性、波动性和随机性的光伏电源平稳并网，支撑大电网顶峰能力，提升有源配电网运行效率和抗灾自愈恢复能力，形成政府、供电公司以及企业多方共赢的“供电 + 服务”绿电生态圈，如图1 所示。

图1 绿电“三四五三”体系

2.1.3 细化任务清单，绘制绿电发展实施线路图

针对山区配电网水光资源丰富、网架结构薄弱特点，细化任务清单，绘制绿电发展实施线路图，明确时间节点和落地场景。2022 年6 月前在临安大龙湾、英公、甘溪、东关、马啸、千顷塘、沈溪等区域率先试点，如图2 所示。2022 年12 月底完成杭州全域水光能源资源科学合理开发利用，以实际行动推动能源绿色低碳转型，服务实现“双碳”目标，为美好生活充电，为美丽中国赋能。

图2 绿电发展实施线路图

2.2 建立联合机制，奋进绿电管理“新征程”

2.2.1 政企协同，成立“联动式”绿电机构

杭州市供电公司与临安区发改局、数字局、水利局建立联席办公机制，统筹推进水光资源整合、绿电集群调控等工作，成立由主要负责人担任组长的领导小组（指挥部）。广发“招贤榜”，建立“领导小组-工作小组-工作专班”3 级组织架构，延伸至政企基层，确保政令畅通、执行有力。

提出了以“配电网高度透明”“水光融合互补”“绿电集群调配”“抗灾自愈恢复”为核心特征的评价指标，共3 个维度、6 项指标（配变有效感知率、开关有效感知率、分布式电源有效感知率、配电网调度管理贡献度、供电可靠率、分布式能源就地消纳率），建立“水光融合”绿电集群调控绩效管控清单，将绩效考核结果与责任人业绩考核、薪档晋升、专家人才、评先评优等工作挂钩，充分发挥绩效管理工作的激励约束作用。

2.2.2 客企互动，构建“下沉式”行动单元

构建下沉式行动单元。按照“绿电指挥部总管、水光汇集区主战、营配调专业协同”的工作要求，构建下沉式行动单元，即：指挥部下设若干个网格指挥所和技术支撑组，实行专业下沉网格。基层供电所骨干分别下沉到各网格担任临时指挥长，统筹指挥协调，任务落实到人，形成上下联动、高效协同的作战模式。

细分“责任单位”和“网格单元”。根据地域特点和参与单位分布情况，进一步细分“责任单位”和“网格单元”。在绿电指挥部的统一领导下，优化统筹客服、配电、调度资源，客服保用户、保服务，配电保线路、保运维，调度保电网、保消纳，全力开展“水光融合”绿电集群调控保障工作，打通供电优质服务“最后一公里”。

2.2.3 内外协作，畅通“即时化”沟通渠道

建立协同沟通机制。建立以年度启动会、月度视频管控会、专题会议、工作报告为核心的“三会一报告”工作机制，确保“水光融合”绿电发展做到“一事一策”、专项解决。

畅通信息沟通渠道。建立“水光融合”绿电集群调控微信群，动态发布分布式电源相关政策文件要求，严格落实24 h 值班制度，全面加强应急值守，时刻监督绿电并网难点、痛点。

推行高效移动办公。广泛应用协同办公外网移动办公系统、远程视频会议等办公软件和微信群，推广“移动化 + 办文”“智能化 + 档案”“网络化 + 会议”，及时掌握集群动态、研判绿电形势、部署消纳工作，确保上级指令迅速传达、指挥部署落实到位。

2.3 聚焦数字赋能，实现绿电技术“新发展”

针对配电网水光汇集区设备数据聚合难、运行态势预测感知水平低、调控指挥效率低、故障主动防御水平差4 项关键问题，通过加强数据采集、态势研判、策略优化、灵活控制4 个方面，以数字赋能实现“水光融合”绿电集群调控技术新发展。

2.3.1 数据采集，无线量子实现全景可观可测

依托“5G + 量子”通信，实现水光数据全景采集、多源信息加密上传，提升有源配电网可观可测能力。水光数据全景采集：开展分布式水电站/光伏电站智能化改造，装设采集装置，精准把握水库库容、水位、发电机组容量、实时电流、有功、无功、功率因数等源头数据。多源信息加密上传：通过量子安全网关和量子CPE 建立量子隧道，将采集的数据通过5G 公网安全上传“水光融合”绿电集群调控平台，全景监控各电压等级海量分布式电源运行状态，如图3 所示。

图3 “水光融合”绿电集群调控平台

2.3.2 态势研判，数字气象实现源荷精准预测

依托网格化气象信息，通过大数据分析等先进技术，开展多时间尺度配电网运行态势精准预测。开展超短期源荷运行态势预测，基于全域3 km ×3 km 数值网格化气象预报、新能源场站静态数据、运行数据，以日为单位做好日内分时负荷预测、光伏出力预测及供电缺口预测工作，做好全域水电 +光电日内分时发电方案。开展中长期源荷运行态势预测，以周为单位做好日负荷预测、光伏出力预测及日供电缺口预测工作，制定全域水电蓄水储能计划，并将调度快速可调节电源作为日负荷调节备用。

2.3.3 策略优化，集群调控实现绿电时空协同

依托人工智能，实现水光资源聚合，调令一键执行，提升有源配电网“水光融合”集群调控能力。聚合水光资源发电能力，融合非统调电源电力、水文、气象等海量实时运行信息，能够实时计算分析配电网绿电可调能力，并根据下侧子站的响应速度建立调压和调峰资源池，引领电力保供从大电源挖潜向分布式电站聚合转变。实现分布式电源批量响应，通过“帕奇”一键调令执行功能，批量下发执行命令，推动调度下令模式由单一的电话发令向智能化的多线式机器下令模式转变。

2.3.4 灵活控制，主动巡航实现网架一键重构

依托配电自动化开关，实现设备状态远程干预、配电网网架灵活重构，提升电网运行效率和抗灾自愈恢复能力。常态下保障经济运行，通过打造基于光纤 + 5G 量子通信的具备保护自适应功能的配电自动化开关安装，赋予调控员配电网开关远程遥控干预能力，重构水光汇集区配电网网架，合理分配馈线绿电比例，实现有源配电网经济运行。异常态下保障快速自愈，“水光融合”绿电集群调控平台上研发状态一键分析、故障一键定位、预案一键生成、指令一键执行等功能模块，确保停电区域快速恢复供电，提升供电可靠性。

2.4 孵化重点成果，打造绿电服务“新样板”

针对山区“水光资源丰富、网架结构薄弱”特点，围绕服务下沉管理、服务可靠供电、服务电网安全、服务抢险救援、服务绿电发展等典型场景，打造“水光融合”绿电服务新样板。

2.4.1 服务下沉管理，打造末梢电网感知样板

打造末梢电网感知样板，实现“主线-分线-支线-分支线-支支线-配变台区”全景数据下沉穿透，提升末梢电网重载/异常/故障感知与处置水平。末梢电网重载感知：基于有源配电网调度数据共享平台，调度员通过对配电网设备负载率、联络开关两侧电压的不平衡度及持续时间的实时监控，动态分析配电网运行状态，并根据分析出的重载主变或者线路，综合考虑用电负荷、分布式电源承载等因素，动态优化调整配电网运行方式。末梢电网异常感知：充分利用配电网自动化“晨操”一键顺控功能，通过遥控分合试验及时发现并消除配电网自动化开关缺陷，确保开关随时处于战备状态。临安调控通过每周3 次“晨操”，3 个月即可实现全境配电网线路全部环路开关状态的检验，保证了配电网设备状态检验的精益化管理。末梢电网故障感知：依托配电自动化网架和“调度-供服”协同机制，试点开展“无用户失电”接地故障“精准”处置。该方法能基于配电自动化网架联络拓扑，结合变电站接地选线功能和配电网自动化接地告警信息，通过“调度-供服”协同机制综合判断接地线路，并根据接地故障研判接地位置，生成配电网接地故障开关“无失电”精准处置顺序，实现配电网接地故障区域负荷快速转出，精准隔离，平均接地故障处置时长由原来的50 min 缩短为20 min，有效降低故障处理时长。

2.4.2 服务可靠供电，打造网架潮汐调整样板

打造网架潮汐调整样板，实现水光集群和规模化负荷均衡分配，提升配电网供电能力和电能质量，保障电网经济运行。主变/断面N-1 重载消除：跟踪水电出力，预测负荷水平和光伏出力，利用主配协同多备群控，生成热点区域重载消除方案，一键发起、一键执行，实现“断面零超限、主变零重载、线路零过载”。当前，临安电网已经有6 座110 kV变电站具备一键转移功能，其中3 座已经实现了整站负荷一键转移，由原来的单条线路转供耗时约10 min 的缩减至现在的约10 s，实现配电网调控生产的提质增效。用户台区电压控制：实时监测用户台区电压，动态调整配电网网架结构，实现台区有功无功协调控制，避免因分布式电源的启停、输出功率波动引起电压波动和闪变，切实提升用户电能质量。当前，临安电网所有涉及重要用户台区，均已具备电压控制功能，电压波动范围减少60%。

2.4.3 服务电网安全，打造集群顶峰降损样板

打造集群顶峰降损样板，通过水光互补，提升与大电网互动响应能力。响应上级电网顶峰需求：根据水域时间阶梯、机组容量和负荷特性，促进水、光、储等多种能源形式优化互补，引领能源供应清洁多元，挖掘近20 万kW 水光储协同顶峰能力，提高顶峰时长21%，保障全省规模最大电网供电指标不超。降低水光传输损耗：按照清洁能源“绿电”最大化利用的原则，科学调度管辖区域内分布式电站机组启、停，减少功率在电网的传输损耗，又有效降低发电企业的水资源和分布式光伏“散户”光资源浪费，让城乡居民畅享“绿电”资源供应，提升配电网经济运行水平。

2.4.4 服务抢险救援，打造抗灾自愈恢复样板

打造抗灾自愈恢复样板，动态调整水光微电网并网/孤网运行模式，快速恢复停电区域送电，让山区电网“不惧”自然灾害。升级改造：实现水电机组平滑控制。联合临安区水利局摸排临安山区所有水光企业和400 V 农户光伏，实地勘查70 余座水电站，调研水光富集区配电网网架结构特点，综合研判后选取9 家库容水电构建水光微网。对容量较大的水电机组加装调速器和励磁调节装置，支撑出力与电压自动平滑调整，跟踪光伏出力与负荷情况。水光微网：实现配电网故障自愈恢复。当配电网发生永久性故障时，配电网自动化系统根据故障过流情况自动远程隔离故障后，对安装调速器的水电站下发“黑启动”指令，充分利用水轮机调速器孤网调频功能，实现区域水光出力与用户负荷动态平衡，形成局部微网“自发自用”孤网运行，快速恢复供电，减少停电时间。选择自然灾害频发的马啸区域和千顷塘区域，实战灾备演练实现首个台区5 min内恢复送电，19 个台区20 min 恢复用电，微网平稳运行90 min。

2.4.5 服务绿电发展，打造水光共享储能样板

打造水光共享储能样板，探索需求侧响应和储能水位费补偿机制，实现水光“打捆送出”，践行电助共富。水光“打捆送出”，拓展稳定电源。通过构建适合临安山区特点的新型电力系统的水光电站时空互补运行模型，采用调控端远程干预手段，统筹区域水光资源，水光联动，有效地发挥小水电水库库容作用，探索光伏+小水电“共享”水电储能水位，对水电站和光伏户进行“打捆”，形成以水电站为核心、光伏电站包围的模式，提高配电网送出通道利用率和利用小时数，避免水电企业和农户光伏争抢发电带来的设备瓶颈，提高供电经济效益。探索水光共享储能，减少投资运行成本。将库容电站作为光伏电站储能配套，引导光伏企业购买库容电站蓄水水位，以“共享储能”模式减少光伏企业配套的电化学储能项目投资运行成本，减少电网设备制造、建设、运行过程中的碳排放，实现电力助推“先富带后富，区域共同富”目标。

2.5 强化支撑保障，做好绿电产业“领航员”

2.5.1 优化培养体系，培育“绿电+业务”专家群

优化人才培养机制：按照“统筹规划、专业负责、分级管理、分层实施、逐级考核”原则，积极培育“综合指挥型”“服务履约型”“专业管控型”“前端全能型”绿电发展人才队伍。激发人才创新活力，推动专业融合，强化基层队伍建设。此外，积极与政府机构、行业协会、科研院所、产业链上下游企业开展交流合作，构建专家智库团队，扩大共识、深化合作。搭建技术交流平台：定期编制无线量子网络安全、源荷运行态势预测、集群调控策略优化、主动巡航灵活控制等相关技术报告；继续推进“供电+服务”等绿电系列讲座活动，通过网络课堂、在线直播等方式实现讲座资源共享，重点培育水光互补分析师、绿电集群调控规范化人才，同时向各专业业务骨干普及绿电发展相关知识、技术。

2.5.2 依托传媒矩阵，传递“绿电 + 服务”精神

内外合力，传递绿电精神：对内，依托国家电网公司网站、报纸和“电网头条”公众号等全媒体平台，宣传“杭电绿电发展”专题，捕捉一线人员坚守岗位、担当作为的生动镜头和感人故事；对外，加强与主流权威媒体沟通合作，积极为人民日报、央视新闻等权威媒体提供绿电集群调控相关新闻素材，及时、准确地向公众传递绿电声音。截至2022年底，在有关媒体累计发稿200 余篇，中国蓝新闻《临安首套10 kV 水电微网系统投运，30 min 内能通电！》阅读量突破2 400 万次，引起强烈反响。客企互动，拓展绿电服务：贯彻《关于风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》精神，临安市供电公司与区委政府光伏装机“人均一千瓦时”合作协议正式面向社会发布，开展网上直播、在线推介，吸引12 832 用户在线观看，线上收集企业需求500 多单，当天与8 家企业完成签约，有力服务当地实体企业发展。

2.5.3 贯通上游下游，扩大“绿电 + 产业”朋友圈

优化政企协作交流机制，增强上下游团结协作氛围。联合区发改局、水利水电局、数字局等相关方，共享重要信息，共商重大事项，出台发电侧需求侧响应发电电价补偿机制和储能水位机制，为山区配电网“水光融合”的绿电集群调控提供政策支持。充分发挥“网格单元”基层协调作用，促进水光多主体互利共赢。以服务好发电企业为基点，努力平衡水电和光伏产业之间的多主体利益，互帮互助，互利共赢，以倍增效应提升绿电消纳质效，促进网厂协同发展。构建“水光融合”为核心的区域“供电 + 服务”绿电生态圈。按照“试点先行、阶段总结、稳步推广”的路径，坚持突出重点，展现亮点，解决难点，充分发挥示范效应，整合优化区域水光资源，搭建业务交流、创新创效、成果共享的优质载体，发挥协同倍增效应，形成可借鉴、可复制、可操作的做法。

3 山区配电网“水光融合”的绿电集群调控创新与实施效果

3.1 当好“参谋者”，推动管理质效提升

当好绿电发展“参谋者”，打造一套“配电网高度透明”“水光融合互补”“绿电集群调控”“抗灾自愈恢复”为核心特征的配电网集群调控体系，助力水光企业和有源配电网高质量协同发展。从顶层设计、理论框架2 方面创新思路举措，绘制绿电发展实施线路图，打造绿电服务“新样板”，超预期完成年度指标目标。从“绿电 + 业务”“绿电 + 服务”“绿电 + 产业”3 方面提出山区配电网“水光融合”绿电集群调控发展保障措施，对外联合区发改局、数字局、水利局撰写《水光微网一次系统改造指导手册》《水光微网二次系统改造指导手册》《绿电群调消纳作业指导意见》等群调群控改造提升系列方案；对内出台有源配电网《继电保护远程智能运行管控导则（行业标准）》《继电保护状态检修导则（国网标准）》等规范标准，为山区有源配电网绿电发展提供典型示范案例。建成“水光融合”绿电集群调控平台，水光富集区设备重载次数由2021 年98 次下降至2022 年21 次，同比下降78.57%，管控成效十分明显。当末梢电网故障时，利用水光电网黑启动，减少故障影响停电时户数42.6%以上，解决了山区供电可靠性提升难问题，并且分布式能源就地消纳率达到100%；配变有效感知率、开关有效感知率、分布式电源有效感知率均达到80%以上，配电网调度管理贡献度达到70%以上，山区供电可靠率达到99.995 1%。

3.2 当好“精算师”，有效提升经济效益

当好“精算师”，探索出一条山区配电网“水光融合”绿电集群调控发展的实施路径，满足社会发展需求的同时，有效提升厂网经济效益。集约利用水光能源，临安马啸水光富集区光伏电量年均增长86.6%，推动山区配电网能源结构转型升级。杭州全域水光电站平均年增发电量9 250 万kW·h，小型发电企业收益增加约3 931 万元，增收效益显著。若推广至全省，预计小型发电企业增收1.7 亿元。合理均衡台区配变容载比，精准满足山区电网源荷发展需求，2022 年单位投资增供负荷2.6 kW/万元、增供电量1.5 kW·h/元，同比提升22%、40%，提高电网投资效率效益。激发绿电市场投资活力，通过电价补偿机制及储能水位费政策，对内平衡供需，实现水电和光伏互补，增强电网弹性。对外探索水光共享储能模式，减少光伏电站对化学储能站配置需求（光伏项目强制配储10%～20%），减轻发电企业投资运行成本，共同形成可持续发展的绿电供能生态圈。

3.3 当好“攀登人”，持续放大社会效益

当好“攀登人”，高质量落实国家“双碳”目标，坚决扛起驻地央企“顶梁柱”职责使命，强电网、优服务、助共富、促转型，注重提升社会效益，不断满足人民美好生活用能需要。绿电就地完全消纳，有效助力“双碳”目标达成。以“水光融合”服务乡村振兴，加大乡村电力设施投入力度，杭州乡村户均容量提升至7.2 kV·A，居全省第一，全国领先，为奋力绘就乡村振兴美丽图景提供坚强电力支撑。