国网湖北：“源网荷储充”友好交互的新型配电网-凯发官网首页

“当前交直流混联系统5个台区的光伏发电出力最大为476.7千瓦，用电负荷最高为308.32千瓦，光伏发电超出的部分由储能进行存储，让每一度绿色电都得到高效利用。”5月29日，国网黄冈供电公司配电部主任操燕春介绍，路口供电所“源网荷储充”数字化监控平台上实时显示当天配电网消纳新能源发电的数据，新型配电网助力分布式光伏实现全额消纳。

公司建成黄冈市黄州区“源网荷储充”新型配电网示范工程，助力分布式光伏发电接入并网，推动绿色低碳发展。

近年来，光伏、储能、充电桩等分布式资源集中接入与消纳，对配电网带来新的考验。公司积极试点建设一批新型配电网示范项目，探寻破题新路径。其中，黄冈市黄州区新型配电网示范项目安装5套600千瓦基于链式架构的低压柔性互联装置，是目前国内容量最大（3000千瓦）、端口最多（5个端口）的低压交直流混合配电系统。成为公司首个“源网荷储充”友好交互的新型配电网。

在新能源快速发展的新形势下，这个示范项目在技术上有何先进性？对于未来智慧配电网建设有何示范意义？记者日前前往黄冈市黄州区进行了实地调查。

开展分布式光伏建设，有利于整合新能源资源，实现集约开发，引导居民绿色能源消费，是实现“碳达峰、碳中和”与乡村振兴两大国家战略的重要措施。

2021年7月，黄冈市黄州区政府发布分布式光伏规模化开发试点实施方案，计划开发光伏装机总容量161兆瓦，其中党政机关光伏37兆瓦，公共建筑光伏21兆瓦，工商业光伏25兆瓦，居民户用光伏78兆瓦，要求对分布式光伏“应接尽接”，保障所有分布式光伏发电都接入电网和消纳。

操燕春介绍，黄州区集中开发分布式光伏对传统配电网带来巨大挑战，同时，充电桩等用电设施快速发展，供电公司面临被动投资增大、电网利用率不高、冲击性负荷加大等问题。

从电源侧来看，传统配电网从大电网取电，在接入大量分布式光伏后，变成了多电源状态，如何保障安全运行是一大挑战。从电网侧来看，分布式光伏“应接尽接”似乎也存在技术难题需要解决。

国网黄冈高新区供电中心副主任刘铭俊介绍，通常情况下，供电公司1台200千伏安公用配电变压器可以满足100户居民正常用电需求，如果其中有30户居民提出申请接入300千瓦光伏发电，配电变压器会反向过载，需要对该变压器及中低压配电线路进行增容改造。从配网经济运行效率来看，虽然变压器及配电线路容量增加了，但用电负荷并没新增，而且晚上没有阳光，设备利用率极低。而整县大规模接入分布式光伏发电，新增的配电网建设投资大幅增加，电网设备利用率可能不到60%，造成资源极大浪费。

从充电侧来看，随着新能源汽车的迅猛发展，充电桩建设也保持快速增长态势，1台直流快充充电桩功率可达60千瓦或120千瓦，配电网接入2到3台直流充电桩就需要配套建设专用变压器，设备利用率也不高。

从负荷侧来看，传统配电网较难实现智能控制运行，即使是相邻的2个配电台区，一个台区重载，另一个台区轻载，它们之间都是独立运行的配电系统，无法余缺互济，很难智能控制运行。特别是传统配电网数字化水平不高，只能实现简单形态的运行监控，在用电负荷高峰期，需要对负荷聚合商、虚拟电厂进行需求侧管理时，无法实现实时的调控管理。

黄州区面临的分布式光伏集中接入带来的挑战，也是全省新能源快速发展必须直面的考验。截至2021年底，湖北省新能源发电总装机接近1800万千瓦，同比增加37.1%，全省分布式光伏大规模集中建设并在短期内就地分散接入配电网，对电网承载能力和消纳能力、对负荷侧和配电网智能运行等都带来新的课题，亟需探索智慧配电网建设路径。

2021年7月，公司年中工作会议提出，聚焦碳达峰、碳中和目标，积极推动构建新型电力系统，加快打造现代智慧配电网，适应分布式电源、微电网、多元负荷规模化发展需要。公司先后实施新型电力系统建设两批21个试点示范项目，出台《配电网新型电力系统示范项目建设工作实施方案》，系统研究“有源配电网”相关技术和运营管理关键问题。按照建设“安全可靠、灵活高效、智能友好、开放互动和具有高弹性、高适应性的智慧配电网”目标，开展了8项新型配电网示范项目建设，黄冈黄州区“源网荷储充”友好交互的新型配电网示范项目就是其中之一。

国网黄冈供电公司员工巡视智慧配电网柔直变流舱、储能舱等关键设备。

2022年3月，国网黄冈供电公司选择居民、学校、医院、工厂等光伏富集的区域进行试点，启动建设黄州区“源网荷储充”友好交互的新型配电网示范项目。该公司克服高端技术人才不足、可借鉴经验少等困难，充分调研国内外有源配电网发展现状，与国网湖北电科院联合开展关键数字监控平台研发，确保最前沿、最先进的设备与技术得到应用。重点采用低压物联、分布式储能、柔性互联等技术，提高配电网调节能力和适应能力，实现分布式光伏、储能、充电桩“应接尽接”。开展低压柔直互联台区、低压配电网透明化、“零碳”供电服务大楼、“源网荷储充”数字化监控平台建设。

该项目由国网黄冈供电公司配电部主任操燕春牵头负责，该公司还组建了年轻化的柔性技术攻关团队，吸引了配电、营销、新兴产业、经研所（设计公司）等部门和单位20余名“87”后青年员工参与，团队平均年龄不到33岁。

记者在路口供电所看到，房屋上安装的一排排光伏板整齐划一，大厅前建成的3台60千瓦电动汽车充电桩错落有致，院里装有柔直变流舱、储能舱，监控室里正运行着“源网荷储充”数字化监控平台……俨然一张新型微电网。

“我们坚持‘中台 应用’路线，贯通采、传、存、用环节，构建‘源-网-荷-储-充’数字化监控平台。”国网黄冈高新区供电中心主任工程师奚全胜介绍，通过监控平台可实时查看低压分布式资源运行情况，经台区融合终端智能下达运行指令。

在国网黄冈供电公司供电服务指挥中心大楼，也建有分布式光伏、柔直变流舱、储能舱、充电桩，光伏发电“自给自足”，实现大楼“零碳”排放。3个直流馈线端口分别接入光伏、储能、充电桩，就地实现电力电量平衡，台区负载均衡控制和光储充协同控制。

据了解，黄州区新型配电网示范项目创新应用了dc/dc直流负载柜、柔直变流舱、自同步电压源等核心技术和关键装备。每个柔直变流舱交流端口接入电网，直流端口接入当地分布式光伏电源，还可以接入负荷端、储能端，实现源、网、荷、储、充的灵活互动。

此外，黄州区新型配电网示范项目通过低压配电网透明化建设，在台区jp柜、表前端子箱、用户端等安装四级低压物联网开关，并与融合终端进行通信，实现对低压线路的电气拓扑识别、状态感知、远方控制等功能，让新型配电网可观、可测、可控和故障精准定位、快速隔离。

2023年1月，该示范项目基本建成，“交直流混联、送受端并存、微电网共生、多主体互动”的新型智慧配电网投入运行。示范项目在实际运行中有哪些应用场景？与传统配电网相比有哪些优点？

国网黄冈供电公司员工运用“源网荷储充”数字化监控平台监测智慧配电网运行状况。

据记者了解，黄州区新型配电网示范项目是功率双向流动的配电网，在不需要重构、大规模改造配电网的前提下，大幅提升配电网调节能力和适应能力，实现分布式光伏、储能、充电桩“应接尽接”。

“低压柔直互联后，现在5个配电台区如同变形金刚合体一样，成为了联体运行的设备。以前新接入光伏发电超过单台配变容量200千瓦就要增容，现在合体后的最大光伏接入规模可达到3000千瓦，无需增容就可以应接尽接。”操燕春介绍，柔直互联的配电网能够像海绵一样，在适应“源网荷储充”方面具有高弹性、高适应性，充分吸纳新能源。目前该柔直系统接入光伏发电6户、容量837千瓦，接入直流快充充电桩5个、容量300千瓦，节省配电网大规模重构、改造费用约295万元。

黄州区新型配电网示范项目还能够显著提升供电可靠性，柔直系统配置了储能舱和数字化监控平台后，如同配置了ai大脑的“充电宝”，具备多种智能运行方式。正常运行时，5个台区的直流母线合环运行，协调控制器对5个台区的功率进行实时监控，绿电优先在直流母线上消纳，多余的电量传递到台区交流侧；直流侧发生故障时，5个台区均可解列为独立的小系统，由台区自己的终端控制器进行自治，确保光伏、储能、充电桩的正常运行及居民正常用电。另外，该系统内配置了直流保护装置，可在5毫秒内准确定位故障区域，并对故障区域精准隔离。

当光伏出力小于负载时，“充电宝”启动放电模式。2023年4月10日，示范项目的光伏发电出力为350千瓦，而配电台区整体负载为400千瓦，光伏发电实现了全额就地消纳，系统还自动启动储能舱补充出力50千瓦，保障台区可靠供电。当储能舱的电量耗尽时，10千伏公网的电能继续保障整个系统供电。

当光伏出力大于负载时，“充电宝”启动充电模式。2023年4月29日，这一天的太阳光照条件特别好，光伏发电出力达到了515千瓦，而台区整体负载只有400千瓦，这时候富余的光伏发电会给储能舱充电，把绿色电力储存起来，避免弃光现象发生。

当配电网出现n-1工况时，“充电宝”启动保电模式。2023年3月10日，农电3#台区低压配电柜发生故障，但居民丝毫感受不到停电的影响，5个配电台区形成了“手拉手”供电状态，10千伏公用配电网、光伏发电实现双电源供电模式，任意停运1个配电台区都不影响对居民供电。即使在极端情况下两路电源都停电了，300千瓦时储能装置也能够保障1到2个小时应急供电，形成三重供电保障，实现微网运行。

该示范项目投运以来，光伏累计发电67806千瓦时，储能舱累计充放电19932千瓦时，用户供电可靠性由99.71%提升到99.99%。

黄州区新型配电网示范项目建设实现了多项关键技术突破，该工程路口柔直互联台区是目前国内容量最大、端口最多、控制最复杂的低压交直流混合配电系统。项目采用了国内首套低压智能分布式保护装置、受本地控制的直流电源充电桩等先进设备和‘源网荷储充’一体化数字化监控平台等关键技术，提炼了项目设计、施工、验收、运行典型经验，为今后新型配电网建设运行提供了有力参考和指导。

黄冈市黄州区新型智慧配电网是目前国内容量最大、端口最多的低压交直流混合配电系统。

国网黄冈供电公司还将积极探索新型配电系统市场运营模式，积极试点负荷聚合商、虚拟电厂、v2g充电等运营模式，探索让各方相向而行、互利共赢，体现新能源绿色、环保、低碳市场价值的运营机制，为新能源可持续发展和新型配电网转型升级创造良好的市场环境。

“通过建设新型智慧配电网，能够有序引导新能源汽车错峰充电，平抑用电负荷高峰，为保供电提供有力支撑。”国网黄冈供电公司新兴产业发展公司总经理何威介绍，以一辆续航600公里新能源车为例，充满电需要70千瓦时电量。在用电负荷高峰期，引导车主在电价低谷时充满电，充电成本约30多元，鼓励车主在高峰时反向放电，可得到约50多元的补偿，新能源汽车每天在原地不动也可以带来几十元的收益。

新能源汽车接上v2g充电桩，通过智慧配电网可以很方便地向大电网反向供电。假如同时有1.6万台新能源汽车配合向电网反送电，就相当于建设了一座百万千瓦的火力发电厂，发挥这些储能电池的顶峰作用，对于保供电、合理精准开展电网投资都具有重要意义。

黄州区新型配电网示范项目还可以通过智能控制实现动态增容。刘铭俊介绍，比如路口小学3#台区，在用电高峰期负荷达到180千瓦，当台区负载率达到90%时，配变运行可靠性大幅降低。常规应对措施，就是对台区容量进行增容，降低负载率。而柔直示范项目可以进行智能调节，精准控制变压器负载率在70%以内，分流超出负荷让柔直系统来供应，无需新增投资就可以有效降低配变负载率，既能保持台区经济运行，又能保障用电高峰时的供电可靠性。

建设新型电力系统，配电网是未来重要的主战场。当客户申请报装接入大量小规模的风光新能源时，配电网如何更有韧性、更为经济地承接消纳是电网企业亟需解决的现实课题。黄州区新型配电网示范项目就是这样一块“试验田”。通过验证最新的技术路径，掌握核心关键技术，积累了建设经验，对于支撑新型电力系统建设具有一定的借鉴意义。

目前，公司还在武汉沌口区域、宜昌城区试点建设城市新型配电网，在赤壁市、京山县试点建设乡村新型配电网示范项目，努力探索适应电力“源网荷储充”一体化和多能互补发展的新型有源配电网建设技术路线，进一步提高电网经济效益，持续推动能源绿色低碳转型。