連南光儲微電網升級改造方案與實踐

陳松波，羅偉彬，梁唐杰

(1.廣東電網有限責任公司清遠供電局，廣東 清遠 511500；2.佛山電力設計院有限公司，廣東 佛山 528200)

0 引言

連南瑤族少數民族自治縣位于中國廣東省西北部，經濟相對落后，是廣東省主要的貧困縣之一。連南具有豐富的水電、光伏發(fā)電資源。境內溪河縱橫，水電站星羅棋布；年日照天數達234 d，年平均日照時數1 549.6 h，天然光照條件充足、光熱資源豐富，是建設太陽能光伏發(fā)電場的理想區(qū)域。

南方電網公司印發(fā)《南方電網公司關于學習貫徹落實黨的十九大精神推進2018年全面深化改革的實施意見》，要求深化供給側結構性改革，著力解決發(fā)展不平衡、不充分問題，大力推進清潔能源消納，大力補齊農村電網短板。這就要求電網企業(yè)必須把握新時代特點，深刻認識我國社會主要矛盾的變化，把滿足人民追求美好生活的電力需要作為一切工作的出發(fā)點和落腳點，著力解決好電網發(fā)展不平衡、不充分的問題，讓廣大人民群眾從“用上電”到“用好電”，持續(xù)提升電能質量、供電可靠性和供電能力。

落實鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略，協(xié)同政府做好電力行業(yè)扶貧和定點扶貧工作，并結合美麗鄉(xiāng)村、光伏扶貧等國家政策[1-2]，本文對連南試點區(qū)域提出光儲微電網升級改造方案，并對試點方案進行投資估算及效果分析。實踐應用結果表明：所提出的改造方案對改善農村電能質量和供電可靠性，使用戶從“用上電”到“用好電”，具有重大的參考價值及推廣意義。

1 連南電網概況

1.1 電源方面

1) 主網電源單線單變。連南地區(qū)大量10 kV線路電源存在單線單變現象，其電源站點主網不滿足N-1校驗，一旦電源主網受災斷電將需要較長的復電時間。

2) 分布式電源成分單一。分布式電源以小水電為主，主要由小水電組成的分布式電源對電網的沖擊和影響均較大。

3) 負荷需求不匹配。小水電數量多、布點散，難控制；部分區(qū)域存在小水電過于集中，豐水期危及當地電網和用戶設備安全運行問題；小水電分布與負荷需求不匹配，不利于小水電自身的安全可靠消納；部分水電接入線路存在發(fā)供混用情況，不利于電網安全運行。

1.2 電網方面

1) 網絡結構薄弱。連南縣內大片地區(qū)只由單一110 kV變電站或35 kV變電站供電，而且35 kV站點少，導致供電區(qū)域過大，配電網以10 kV為主，35 kV網絡結構薄弱。

2) 單輻射線路多。10 kV線路采用單輻射型接線模式比例較高，單輻射型線路在線路故障時，將造成大規(guī)模停電，供電可靠性較低。

3) 供電半徑較長。部分輻射型線路供電半徑大于相關技術標準要求，在用電高峰期由于線路壓降容易造成線路末端電壓偏低。

1.3 供用電方面

1) 電能質量問題。部分低壓臺區(qū)存在電壓質量不合格、三相不平衡、電壓波動等電能質量問題，部分臺區(qū)存在線損率高、負荷季節(jié)性、節(jié)日性變化較大的特點，配電變壓器未處于經濟運行方式。

2) 供電可靠性低。由于部分區(qū)域單線單變問題，不能滿足N-1，供電可靠性較差。

1.4 設備運維方面

1) 線路故障率高。連南地形以山地為主，10 kV公用線路48回，總長度約為567.21 km，多數架空線路長度長，運行條件復雜，影響線路安全運行的因素多。

2) 故障定位困難、復電時間長。連南地區(qū)線路處于山區(qū)，地形條件復雜、受環(huán)境氣候影響明顯，電力走廊內自然環(huán)境(地形、地質、植被)、人類活動(魚塘、農田、施工等)復雜多變，不可避免地受到自然環(huán)境及人為因素的雙重影響，發(fā)生故障時難以定位、導航到故障點，復電時間長，設備運維難度大。

1.5 通信方面

1) 通信制式落后。配網線路目前通信方式以無線公網為主，租用設備通信制式落后，對無公網信號的偏遠地區(qū)，光纜無法鋪設，通道及設備巡檢受到限制，不能滿足配網業(yè)務發(fā)展需求。

2) 通信可靠性低。連南山區(qū)無線公網覆蓋率低，電力通信專網通信覆蓋亦不足，通信可靠性低。

2 解決思路

針對上述問題，圍繞“用上電、用好電”的核心要求，提出以下解決思路：

1) 連南地區(qū)分布式電源數量眾多，發(fā)供電線路共用，電源分布與負荷需求不匹配，不利于電能的安全可靠消納。建立微網系統(tǒng)并對分布式電源配置適當容量的儲能及控制系統(tǒng)[3-4]，在改善電壓質量、提高供電可靠性的同時，建設低碳節(jié)能智能電網。

2) 目前連南地區(qū)分布光伏發(fā)電快速增長，可考慮將這些清潔能源對電網進行補充，使用虛擬同步電機技術進行并網發(fā)電，主動支撐電網頻率、電壓波動，有力保障電網安全穩(wěn)定運行。

3)連南地區(qū)多山地區(qū)無線通信可靠性差，地廣人稀、負荷小，現狀采用光纖通信成本高，安裝施工不方便，投資效益不理想。使用通用分組無線業(yè)務(general packet radio service，GPRS)的同時試點使用中壓載波通信技術，以電力線本身作為通信媒介，無需另設通信通道，具有實施方便、投資效益高等優(yōu)勢。

3 光儲微電網升級改造實際案例

選取典型10 kV線路進行光儲微電網試點建設，消納分布式電源，同時在線路上選取臺架變進行低壓三相不平衡及低電壓綜合治理。

3.1 試點線路現狀分析及存在問題

3.1.1 線路現狀

試點10 kV線路位于連南北部山區(qū)，全線均為架空線。線路裝接容量較小，變壓器容量總計795 kV·A，最大容量變壓器為315 kV·A鎮(zhèn)府公變，另有200 kV·A坑口公變1臺，其余均為100 kV·A以下變壓器，最小變壓器容量為10 kV·A。鎮(zhèn)府公變共接入用戶180戶，坑口公變接入用戶73戶，合計占線路用戶總數約60%，用戶相對集中。線路負載較低，2017年線路最大電流11 A，各公用變壓器年平均負載率均值約為20%。距離10 kV出線端最遠的獅頸公變8 224 m。用戶計劃建設光伏發(fā)電項目250 kW(p)。

3.1.2 存在問題分析

10 kV存在問題包括：

1) 電源方面。上級電源屬于單線單變供電，無可環(huán)網電源和線路，供電可靠性較差，加上線路處于山區(qū)及重冰區(qū)，主網一旦失電復電時間長。此外，試點線路目前已有用戶計劃投資光伏項目250 kW(p)，可為光儲微電網提供電源。

2) 供電質量方面。試點線路屬于輻射型接線，無可轉供環(huán)網線路、不滿足N-1校驗，供電可靠性差；線路偏長，末端存在壓降，影響供電質量。

3) 運維搶修方面。試點線路地處偏遠山區(qū)，線路距最近的運維班組超過30 km，線路故障多由于氣象災害造成，一旦停電發(fā)電車無法及時到達現場進行臨時供電，客戶停電投訴長期存在。

4) 饋線自動化方面。試點線路未配置饋線自動化設備，自動化程度低。

綜合以上特點，試點線路具備連南地區(qū)中壓電網的典型問題，適合進行微電網建設試點，在改善該線路供電可靠性和電能質量的同時，該試點改造工程能為未來偏遠地區(qū)電網改造和規(guī)劃建設積累寶貴經驗。

低壓臺區(qū)存在問題包括：

1) 電能質量。低壓線路末端電壓偏低。

2) 三相不平衡。配變負載率較低，線路臺區(qū)三相不平衡現象普遍。所有公用變壓器三相不平衡度均超過15%，三相不平衡現象嚴重。三相不平衡會造成變壓器和線路損耗增加，有功功率降低，使變壓器局部發(fā)熱，嚴重時甚至燒毀變壓器和用戶設備。

3) 檢修維護。試點線路為輻射型線路，無可轉供環(huán)網線路、不滿足N-1校驗，供電可靠性低。位于偏遠山區(qū)，線路故障后檢修難度高，復電時間長，缺乏備用電源作為支撐，用戶用電體驗差。

3.2 升級改造方案

3.2.1 總體思路

開展光儲微電網建設，配合用戶計劃建設的光伏發(fā)電項目，建設由分布式光伏虛擬同步電機、儲能調控系統(tǒng)、微電網綜合控制器組成分層級的分布式電源微網綜合控制系統(tǒng)。

微網堅持“指標最優(yōu)、儲能容量最小、成本最小”3個基本原則，根據微電網系統(tǒng)分布式電源的裝機容量及接入負荷大小和性質，確定孤島模式或并網模式下的邊界約束、仿真預測數據和負荷預測數據，計算分布式電源孤島模式或并網模式下同一時段發(fā)電功率和負荷需求的電量差，從而得到多種運行模式下微電網儲能系統(tǒng)容量及相應的集成設計方案。根據微電網需求合理配置儲能裝置的容量與布點，使儲能系統(tǒng)具備一定程度和范圍的功率調節(jié)能力；儲能系統(tǒng)接入到各分布式電源出口處，根據分布式電源發(fā)電功率、負荷用電功率及電能調節(jié)的要求，實時改變輸入和輸出功率。

3.2.2 微電網建設方案

試點線路綜合考慮用戶計劃建設光伏項目，其適合采用集中式光儲模式。

1) 容量及接入位置的選取[5-6]。

考慮到試點線路及配變負載率均較低，2017年線路年最大電流11 A，線路平均負載率低于10%。說明試點線路峰值負荷約190 kV·A，年平均負荷低于80 kV·A，考慮未來負荷增長及線路損耗，在試點線路配置250 kW具備虛擬同步發(fā)電機功能的潮流控制器，儲能DC/DC變流器及光伏DC/DC變流器均接入潮流控制器的直流側，實現功率的聯(lián)合調度。

配合用戶計劃建設的光伏發(fā)電項目，綜合考慮用戶計劃建設光伏項目適合采用集中式光儲模式。針對用戶計劃建設150 kW光伏發(fā)電系統(tǒng)，由于磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)以0.3 C放電倍率充放電時對儲能電池的壽命最優(yōu)，且放電深度一般為儲能容量的80%左右，因此考慮配置250 kW·h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)。

光伏發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)通過一臺315 kV·A箱式升壓變壓器升壓后接入金獅線。同時，為避免離網運行時大功率負荷通過輸電線路遠距離傳輸造成損耗，儲能系統(tǒng)和光伏系統(tǒng)的接入位置選取在圖1所示位置。

圖1 光儲微電網改造方案Fig.1 Reconstruction scheme of microgrid with photovoltaic and stored energy

2) 運行方式[7]。

① 正常并網運行時，3處光伏發(fā)電系統(tǒng)均按最大功率點跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)最大功率發(fā)電控制模式運行，所發(fā)電量采用全額上網計量模式，儲能系統(tǒng)根據當地峰谷電價或用電高峰、低谷期由系統(tǒng)配置的微電網能量管理系統(tǒng)進行儲能充放電功率控制，采用低谷期有效充電、高峰期有效放電的運行模式，滿足就近負荷所需，減少大功率負荷的遠距離傳輸。

② 在上級變電站35 kV側失電或10 kV開關柜故障造成整條線路失電時，由系統(tǒng)配置的安全并離網接口裝置和交直流潮流控制器進行配合，檢測試點線路10 kV開關柜網側電壓及頻率。其發(fā)生異常時，及時跳開出線開關，將試點線路轉換為離網運行模式。離網運行期間檢測到網側電壓恢復時可選擇自動恢復并網和手動恢復并網運行模式，兩種模式均為潮流控制器進行準同期逼近后經安全并離網接口裝置準同期判別滿足條件后同期合閘，不會對電網造成沖擊。

③ 試點線路某點發(fā)生接地或短路故障時，由系統(tǒng)配置的安全并離網接口裝置和交直流潮流控制器進行配合，及時跳開出線開關。如果系統(tǒng)判別仍未消除，則交直流潮流控制器停機。經故障判別及有效隔離后，可啟動交直流控制器并運行在虛擬同步發(fā)電機模式下，滿足非故障區(qū)域內負荷需求，保證用戶的相對持續(xù)用電需求。

④ 鎮(zhèn)府公變和獅頸公變處用戶計劃建設的光伏發(fā)電系統(tǒng)由逆變器自身保護功能完成有效的過流、過壓、過頻、欠頻、絕緣異常、三相不平衡及孤島檢測等功能。并網運行時不需要進行控制；離網運行期間，當系統(tǒng)光伏發(fā)電功率之和大于負荷需求，且儲能系統(tǒng)已充滿時，由系統(tǒng)配置的微電網能量管理系統(tǒng)對其進行限功率控制，以保持系統(tǒng)離網能量平衡。

3.2.3 中壓架空線故障精準定位方案

試點線路主干線路長達8 km左右，干線架設于交通不便的偏遠山區(qū)，地形復雜不適合進行全線巡查，山區(qū)巡檢往往伴隨各種次生災害，威脅巡檢人員的安全?？紤]到試點線路架設環(huán)境，為快速定位故障位置，降低檢修難度，減少故障檢修造成的停電時長并改善用戶用電體驗，計劃在試點線路上安裝故障定位系統(tǒng)。試點線路含有主干線1段，公用短支線2段，專用長支線2段(已停運)，計劃使用故障定位系統(tǒng)主干線和公用短支線，按定位精度分為故障精確定位區(qū)段和故障區(qū)間定位區(qū)段。

1) 故障精確定位區(qū)段：計劃選取試點線路主干線作為精確定位區(qū)段。在#1桿和#80桿安裝精確故障定位設備各1套，共2套。由于干線較長且架設環(huán)境地形復雜，檢修難度大，故障精確定位系統(tǒng)可極大地降低檢修定位難度，為復電爭取寶貴的時間。

2) 故障區(qū)間定位區(qū)段：由于不存在長支線的情況，暫不考慮配置區(qū)間定位。

3.2.4 系統(tǒng)通信及主站建設方案

終端采集的信號通過4G/加密專網無線傳輸方式將實時數據傳輸給位于縣供電局的后臺中心站監(jiān)測軟件，中心站通過終端傳回的監(jiān)測信號對故障進行診斷，并將診斷結果通過Web終端或短信及時通知運維人員，使線路維護人員隨時掌握線路的運行情況，能及時定位配電線路精確的故障位置，幫助故障后快速定位故障點和恢復供電。

3.2.5 電力通道及設備智能巡檢建設方案

計劃對試點線路周邊環(huán)境及氣候進行動態(tài)監(jiān)測，對影響線路安全運行的自然環(huán)境、人為因素進行收集、分類，并結合連南地區(qū)少數民族生產、生活習慣進行分析，制定差異化、分區(qū)段運維策略。

1) 微氣象監(jiān)控區(qū)段。

對線路通道經埡口區(qū)段，安裝微氣象在線監(jiān)測裝置，采集溫度、濕度、降雨量、風速風向等數據，終端采集的信號通過4G/加密專網無線傳輸方式將實時數據傳輸給位于連南供電局的后臺軟件，為覆冰預測提供數據支撐。

2) 近場檢測及警示監(jiān)控區(qū)段。

對線路通道周邊有采石場、建房、魚塘、偷盜、耕作等區(qū)段，安裝進場檢測及警示監(jiān)控裝置。當人員或動物靠近時，發(fā)出聲光告警，同時將現場圖片通過4G/加密專網無線傳輸方式將實時數據傳輸給位于連南供電局的后臺軟件，后臺可對現場進行視頻監(jiān)視與語音警告，防范人為外力破壞事件的發(fā)生。

3) 影響線路運行的自然因素分析。

考慮到線路架設環(huán)境，需要對通道周邊的局部地貌、地質情況、土地覆蓋等進行數據獲取與分析。數據獲取的途徑是充分應用前期設計、現場采集和遙感影像，并通過光譜分析的方法進行提取。

3.2.6 低壓三相不平衡及電壓綜合治理方案

試點線路配變負載率較低，線路臺區(qū)三相不平衡現象普遍。三相不平衡會造成變壓器和線路損耗增加、有功功率降低，使變壓器局部發(fā)熱，嚴重時甚至燒毀變壓器和用戶設備[8]。為治理三相不平衡，保護電力設備，提高供電質量，選取位于線路最末端公變臺區(qū)作為低壓三相不平衡治理的試點，選取理由如下：

1) 試點臺區(qū)由于低壓負荷不均衡導致三相不平衡度高，具備低壓三相不平衡治理的典型條件；

2) 試點臺區(qū)位于線路末端，易受末端低電壓現象的影響，適合電壓綜合治理；

3) 用戶計劃在試點臺區(qū)公變低壓側安裝光伏電源，為減小光伏電源對低壓側造成的沖擊影響，同時方便項目同期建設，適合同步實施低壓綜合治理措施。

4 投資估算及效果分析

4.1 升級改造方案

試點線路光儲微電網升級改造總投資443.6萬元，其中，250 kW(p)光儲系統(tǒng)建設333.3萬元，微網控制保護系統(tǒng)69.5萬元，中壓架空線路故障定位系統(tǒng)16.4萬元，電力通道及設備智能巡檢(硬件部分)16.4萬元，電力通道及設備智能巡檢(硬件部分)12萬元。

4.2 效果分析

通過在連南偏遠山區(qū)建設光儲微電網，并同時開展中壓線路故障定位系統(tǒng)建設和低壓三相不平衡治理，預期可達到以下效果：

1) 提高供電可靠性，減少故障停電時間。

在變電站故障或10 kV配電線路故障時可通過安全并網接口裝置及時跳開分布式光儲電站的并網開關，實現光儲電站帶就地負荷的離網獨立運行，提高供電可靠性。

在電網故障停電情況下，通過光儲微電網孤島運行方式向客戶提供約24 h應急備用電源，為電網故障排除及復電爭取必要的時間，由此實現試點線路(10 kV金獅線全線)、試點臺區(qū)(牛頭公用臺區(qū)、甘白公用臺區(qū))戶年平均停電時間大幅減低，減少客戶停電投訴率。

建立配電網通道及設備智能巡檢系統(tǒng)，結合線路健康度、重要度和管控級別，加強對走廊內線路設備、外力破壞隱患點和特殊區(qū)域的動態(tài)監(jiān)控，制定特殊時期、特殊氣候、特殊區(qū)段的線路巡視策略，采用信息化技術手段確保巡視管控質量，降低自然災害和人為損壞對線路運行構成的威脅，及時處置隱患，提高供電可靠性。

2) 實現中壓架空線路故障快速、精準定位。

實現10 kV中壓架空線路不同故障類型的判別，故障點準確定位，有助于快速定位故障與復電；解決巡檢困難地區(qū)故障快速定位難題，有效縮短故障排查與恢復時間，縮小用戶停電范圍。

3) 治理低壓三相不平衡問題，降低不平衡損耗。

實現試點臺區(qū)低壓三相不平衡電流動態(tài)補償、無功功率補償和諧波電流補償，明顯改善低壓供電質量，降低因三相負荷不平衡造成的附加損耗。

4) 改善電壓質量，提高電壓綜合合格率，降低綜合線損率。

一方面，通過微電網潮流控制器控制技術對分布式電源有功率、無功功率的出力進行智能調節(jié)，在用電高峰期分布式光儲系統(tǒng)可增加出力，以減少輸電線路功率傳輸水平，減少輸電線路末端電壓下降。另一方面，三相不平衡補償裝置在對臺區(qū)低壓三相不平衡電流動態(tài)補償的同時，數字信號處理(digital signal processing，DSP)控制器實時檢測補償點電壓數據，并判斷補償點電壓是否超過設定值：超過電壓上限Umax時，此裝置輸出感性電流，補償點電壓降低；當低于電壓下限Umin時，此裝置輸出容性電流，補償點電壓提升。最終使各相電壓穩(wěn)定在正常范圍內，發(fā)揮低壓側電壓支撐作用，提高電壓綜合合格率，降低綜合線損率。

5) 促進分布式綠色能源消納，增加線路供電能力。

采用分布式電源的微電網建設模式，促進分布式綠色能源就地消納，效益明顯。經測算，本項目光儲微電網全生命周期預計能產生發(fā)電效益約630萬元。同時由于分布式能源的就地消納，可在不增加配變容量和傳輸線路容量的情況下，提高線路末端供電能力，滿足更多用戶用電接入需求，減少增容和增加供電點的投資。

5 結論

針對偏遠山區(qū)中低壓線路長、末端電壓低、供電可靠性差的問題，結合本地豐富的光伏資源，提出了“光儲微電網升級改造”與“三相不平衡治理”相結合的綜合升級改造方案;采用“架空線故障精準定位”和“電力通道及設備智能巡檢”后，可顯著改善電能質量和供電可靠性，從而使用戶實現從“用上電”到“用好電”。此外，本文方案還可解決分布式電源無序上網難題，有效提升能源的綜合利用效率，提出的綜合建設改造方案具有良好的推廣應用價值。