福建基于柔直互联的馈线型微网工程应用

林力辉 陈海龙 黄华生

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

1 概述

由于高比例分布式电源的接入，区域变电站负荷曲线呈现“反转”，各层级潮流无序穿越。以某变电站为例，在节假日，10kV光伏出力会倒送至110kV电网，最大情况下会倒送14.9MW，达到主变压器容量的18.6%。

由于分布式电源抗扰动能力低、转动惯量不足，易发生集中脱网，给电网带来安全稳定压力。大面积分布式电源接入后会带来配电网过/低电压、电压暂降、三相不平衡问题，当出力大于馈线负荷时，未被消纳的发电将倒送至母线或上级电网，导致并网节点的电压抬升过多，甚至高于始端电压，同时损耗增大，系统严重故障时中压系统分布式光伏可能大面积脱网[1-2]。

为应对分布式电源对现有配电网的形态和稳定运行的挑战，供电部门2021年提出建设3个示范性工程，列为新型电力系统，其中包括基于柔直互联的馈线型微电网示范项目。

2 建设方案

该示范项目采用两端口柔性直流技术互联，加上蓄电池组，构建“分层分级、峰谷协调、就地消纳”的交直混合配电网模型，并最终实现馈线型微电网“自平衡、自调节、自管理”的功能[1,3-4]。

①柔性直流互联系统两端口分别通过交流电缆、分界开关(K1、K2)与10kV配电线路主干线连接。设备相当并接到馈线组的联络开关N47两端。

②柔直互联设备内置于预制舱。含2台3MW柔性互联变流器、2台隔离变压器、户外预制舱(含照明、散热、消防等设备)、两侧中压开关柜及相关控制系统设备等。柔直互联设备形成“交-直-交”混合配电网接线，详见图1。

图1 柔直系统接线示意图

③建设1座1MW/1MWh储能预制舱。储能电池通过DC/DC变换接入柔直系统的直流侧。储能预制舱内含1MWh液冷磷酸铁锂电池、能量管理系统、汇流柜、控制柜、水冷机组15kW、消防系统(七氟丙烷+惰性气体)、UPS柜、DC/DC变换柜、直流配电单元等。

④两条配电线路实现自动化改造中，涉及所有分段开关、分界开关、环网柜等。开关设备改造为一二次融合成套设备。

⑤柔直舱内配置微电网监控系统。控制层配置微电网协调控制器1台、纵向加密认证装置2台，微电网协调控制器实现功率自平衡控制、消峰填谷控制、电压自调节控制、并离网切换控制等自动化边缘计算和监测功能。

⑥与DMS配电主站实现配微协同优化控制，实时在线展现微电网的运行、控制和监控，包括新增微电网优化控制调度辅助决策模块、柔性直流系统管理模块，馈线自动化功能辅助故障研判和辅助调度决策、经济运行指标数据分析等。

⑦实现光伏电站群调群控能力。在10kV光伏电站群调群控子站增加虚拟同步机功能，在380V光伏电站增加群调群控子站。

⑧光伏电站与微电网控制系统，以及微电网控制系统与DMS的通信配置应用5G接入技术。

⑨采用集装箱式储能电站模式，即柔直互联系统1和柔直互联系统2集中布置于标准尺寸集装箱内，由供应商负责出厂前调试后整体运输到项目现场，现场由施工安装单位进行外部电缆连接与系统联调后投入运行。

⑩《电化学储能电站设计规范》(GB51048-2014)，项目各构、建筑物和设备的火灾危险分类及其最低耐火等级相关规定，锂离子电池室火灾危险性分类为戊级，耐火等级为二级，屋外布置时锂离子电池设备火灾危险性分类同样为戊级，耐火等级为二级。

项目实时监测系统运行温度，一旦出现温度异常，将上报调度系统，严重时自动停止运行；设备和电池箱体、柜体及线缆等设备的材质选用阻燃材料；箱内壁选用防火等级为A级的金属岩棉夹芯板，厚度50mm，耐火极限不小于1h；箱内设置手动自动一体化气体灭火系统，灭火介质采用七氟丙烷(HFC-227ea)；电池集装箱整个系统采取消防联动设计，当消防控制器发出报警信号时，储能系统、通风散热等系统都会停止运行，以确保消防灭火系统能够正常灭火。

2 技术亮点

①柔直系统模块化可扩展。基于柔直互联的馈线型微电网建设理念，也可由三联络线路组成馈线组，最大限度地实现共享储能。

②微电网运行方式丰富。在保留原来交流系统运行方式基础上，增加了双端直流并列、单侧直流运行等运行方式，构建出多种形态的微电网，满足高比例分布式电源接入。项目对馈线的全场景供电需求和配电网柔性控制的要求具有较高的示范意义。双端直流系统投入的运行方式可实现光伏跨区消纳、负载转供、储能共享和调相机运行4种运行方式；单端柔直系统可实现调相机运行和光储微电网运行模式。

③多条馈线之间通过柔直互联实现不同电源点馈线之间互联互备与可靠供电，实现分布式光伏在馈线组高效消纳、互联线路间功率平衡等功能。

④交直流混合配电网接入雏形。依托储能资源，将柔直系统建设为馈线型微电网的能源汇集站、能源供给站；储能系统从柔直直流侧接入，满足储能资源在馈线组的容量共享，提升分布式光伏在馈线组高效消纳能力[5-6]。

⑤柔直、储能系统采用分布式可移动集装箱部署，采用模块化拼接方式建设，满足基础设施灵活部署要求。

⑥按照“分层分级、协调控制”原则建设微电网监控系统，实现微电网的能量优化管理、经济调度及智慧运维，实现馈线型微电网“自平衡、自调节、自管理”。

3 实施成效

①馈线型微电网系统采用“分层分级、协调控制”的原则进行控制，建设成就地控制层—微网控制层—配微协同控制层的三层架构(图2)。

②在配微协同控制层DMS系统建设微电网监控装置，实现微电网运行监控以及微电网和配电网之间的协同优化控制。

图2 控制系统架构图

③在微网控制层配置微电网协调控制器，接入智能融合终端、储能监控系统、光伏监控系统等终端设备信息，实现控制总量在微电网层级的快速分解，以及对各源、荷端的协同控制。

其中需要功率平衡策略调节，功率加载则以两条线路负载平衡、光伏消纳为目标。某典型日，从白莲线流向垢坑线1MW，白莲线负荷从1MW升高至2.27MW，垢坑线负荷从3.11MW下降至1.83MW；若不进行柔直加载，白莲线最大负荷2.364MW，反送母线-1.11MW，峰谷差为3.48MW；垢坑线最大负荷3.85MW，峰谷差2.67MW;柔直加载后白莲线最大负荷3.38MW，峰谷差为2.81MW；垢坑线最大负荷2.84MW，峰谷差2.39MW；能就地消纳光伏发电，未反送母线(图3)。

图3 投运前的典型日典线(光伏反送3MW)

④对试点馈线的分布式光伏进行群调群控改造，实现对分布式光伏的“全采集、全感知、全控制”。

群调群控功能通过5G切片网络通道与微电网协调控制器进行数据交互，实现分层分级控制。将解决大面积分布式光伏接入后带来的配电网过/低电压、系统转动惯量不足、系统严重故障时分布式光伏可能大面积脱网等问题。

按调度、微电网系统、用户设置三级控制策略，充分挖掘光伏逆变器可控资源，增加虚拟同步机功能。通过对逆变器调节模拟同步发电机的电气模型、下垂调频、调压特性，使逆变器并网外部特性上与传统同步发电机相似，增加微电网系统阻尼和惯性，参与系统的一次调频，提升源端自治能力，缓解系统严重故障时中压系统分布式光伏大面积脱网问题。充分挖掘光伏PCS可控资源，提升源端无功电压调节能力，解决大面积光伏接入带来的配电网过/低电压问题。实现光伏电站开停机过程中的有功变化率的控制，使光伏电站在并网及正常停机的过程中，10分钟功率最大变化量不得超过装机容量，1分钟功率变化不得超过装机容量/5[7]。

⑤对试点馈线进行标准自动化全覆盖改造，提升一二次设备自动化水平；完善一二次融合开关配置，使光伏分界开关具备反孤岛保护功能。项目其中10kV白莲线供电半径3.53km，2021年最大负载率40.1%，主干线以架空线路为主，10kV垢坑线供电半径4.01km，2021年最大负载率62.01%，主干线以架空线路为主，白莲线与垢坑线为单联络接线，网架结构已形成标准接线形式。10kV白莲线柱上开关共9台，其中1台为一二次融合自动化开关；环网柜1座，为非一二次融合成套设备。10kV垢坑线安装柱上开关共15台，其中11台为一二次融合开关，两回线路按以下标准馈线自动化原则全覆盖改造。

线路分段开关采用一二次融合成套柱上断路器，具有相间短路、接地故障自动判别处理和“三遥”及远方投退保护、重合闸及定值修改等功能，满足加密认证等安全防护要求，接入配电自动化主站，实现故障定位、快速隔离、恢复及转电。

线路用户分界开关采用一二次融合成套柱上断路器(用户分界型)，具有用户侧相间短路、接地故障自动判别处理和“三遥”及远方投退保护、重合闸及定值修改等功能，满足加密认证等安全防护要求，接入配电自动化主站，实现用户侧故障定位、快速隔离。装设在外部电源(及分布式电源)接入点处时，保护应具有过压、高频低频等功能。光伏分界开关具备反孤岛保护功能。微网能量管理系统应具备联切用户功能。同时，根据低频减载切荷方案部署，赋予线路上用户分界点低频切负荷功能。

环网柜采用一二次融合成套设备或保测一体化设备，进、出线均装设带保护的断路器。在满足配网保护级数不多于三级的前提下，按照线路长度及负荷分布相对均衡的原则，在主干线路上选择1～2个断路器作为保护分段点。

4 经济效益分析

本方案项目建设静态投资1679万元，寿命周期25年。其主要经济指标分析如下：

①根据《省级电网输配电价定价办法》(发展价格规〔2020〕101号)要求，电网工程准许收益率为5%，本项目基准财务内部收益率确定为5%[6]。

②固定资产折旧采用分类平均年限法计算。20年折旧，残值5%。

③运维成本按34万元/年考虑。

④年收益测算182.7万元。其中减少光伏倒送损耗收益0.7981万元；减少电量损失收益2万元；减少停电引起的抢修成本19.5万元；减少停电引起的社会效益18.48万元；解决过电压问题带来的效益84.3万元；减碳排放效益52.8912万元；减少配网改造和建设的收益4.75万元。

⑤静态投资回收期(税后)13.67年，项目投资财务内部收益率(税后)为5.38%。

5 新型电力系统下的规划思路

“双碳”背景下，供电公司在新型电力系统建设过程中不断提出示范，理清重点思路和方向，履行电网的责任和态度[3]。

在电源侧，在继续支持提升清洁能源占比的基础上，重点提升网架的消纳能力。

在电网侧，继续加强配电网基础建设，同时加大电网智能化建设，提高群调群控能力。主干配电网架安全保障能力进一步提升，对间歇性新能源和灵活性、多元化负荷适应能力进一步加强，通过构建基于柔直系统功率平衡基本解决电网设备轻重载问题。研究高比例分布式光伏并网条件。应用柔性直流互联技术实现网架改造。新型电力系统根据各互联馈线负荷及光伏出力柔性调整功率，降低因分布式光伏引起的反送风险[8]。

在负荷侧，一方面积极配合政府推进电能替代，另一方面建立需求侧响应库，完善需求侧响应策略；

在储能侧，配合化学储能站、抽水蓄能电站建设等事项，开展储能技术研究。

研究源网荷储协同，实现源网荷储资源深度互动，交/直流、配/微网融合的配电新形态全面形成，满足各类源荷主体灵活、便捷、高效接入电网[8]。

6 结束语

随着大规模分布式光伏、可调节负荷的接入，配电网从接受并分配电能、潮流单向流动的形态，逐渐演化为多向潮流，从交流系统逐渐演化为交直流柔性互联系统。由于缺乏“源网荷储”海量资源的监控和统筹优化控制技术，传统的配电网已无法适应新形态配电网运行控制和分布式光伏消纳的需要，亟需推进配—微网协同、源网荷储一体化协调控制等新技术的试点建设和应用推广。本文从一个基于柔直的馈线型微网示范项目出发，讨论其建设概要、技术亮点、实施成效，并作经济分析，对新型电力系统规划提出展望思路，旨在为相关单位提供参考。