智能配电网柔性互联研究现状及发展趋势
QIQi1,JIANGQirong1,XUYanping21.Dept.ofElectricalEngineering,TsinghuaUniversity,HaidianDistrict,Beijing100084,China2.StateKeyLaboratoryofOperationandControlofRenewableEnergy&StorageSystems(ChinaElectricPowerResearchInstitute),HaidianDistrict,Beijing100192,China祁琪(1992),女,在站博士后,主要研究方向为电力系统仿真、智能配电网运行优化与控制,E-mail：qiqi@mail.tsinghua.edu.cn;
姜齐荣(1968),男,教授,博士生导师,通信作者,主要研究方向为电力系统分析与控制、柔性交流输配电系统建模与控制、电能质量分析与控制,E-mail：qrjiang@mail.tsinghua.edu.cn。
基金项目：新能源与储能运行控制国家重点实验室(中国电力科学研究院有限公司)开放基金(NYB51202001603);ProjectSupportedbyOpenFundofStateKeyLaboratoryofOperationandControlofRenewableEnergy&StorageSystems(ChinaElectricPowerResearchInstitute)(NYB51202001603);
文章编号:1000-3673（2020）12-4664-13中图分类号:TM73
摘要分布式电源的大规模接入、用电负荷的多元化增长及直流负荷比例的增加,给传统配电网的结构形态与运行方式带来了巨大影响。利用全控型电力电子器件对配电网进行柔性互联改造,有助于提高系统的可控性、可靠性与安全性,促进分布式电源消纳、满足高质量供电需求,是向未来智能配电网演变的重要手段。文章首先介绍了柔性互联配电网的关键环节——柔性互联装置(flexibleinterconnectiondevice,FID)的基本结构与工作原理;然后结合国内外示范工程,对柔性互联系统3种典型形态及特点进行分析,对运行控制和规划设计方面的关键技术进行了讨论及研究现状总结,并指出现阶段亟需突破的关键问题;最后,为实现柔性互联配电网更广泛的应用,对其发展趋势进行了展望。
关键词:柔性互联装置;分布式电源;配电网运行控制;电力电子;示范工程;
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2019.2670
ABSTRACTThelarge-scaleintegrationofdistributedgenerations(DG),thediversegrowthofelectricaldemandsandtheincreasingproportionindirectcurrent(DC)formshavebroughtsignificantimpactsonboththestructureandtheoperationofthetraditionaldistributionnetworks.Withtheaidoffully-controlledpowerelectronicdevices,distributionnetworkscanbemodifiedintoflexibleinterconnectedones,wherethesystemcontrollability,reliabilityandsecuritycanbeimproved.Therefore,flexibleinterconnectiontechnologyisconsideredasapromisingsolutioninthetransitiontowardssmartdistributionnetworks,whichnotonlyfacilitatestheintegrationofDGs,butalsomeetstherequirementofhigh-qualitypowersupply.Inthispaper,thetopologicalstructureandoperatingprincipleofflexibleinterconnectiondevice(FID),thekeycomponentoftheflexibleinterconnecteddistributionnetworks,areintroduced.Combinedwiththedemonstrationprojectsindifferentcountries,threetypicalconfigurationsoftheflexibleinterconnecteddistributionnetworksandtheirfeaturesareelaborated.Thekeytechnologiesintheoperationorcontrolandtheplanningordesignoftheflexibleinterconnecteddistributionnetworksareanalyzedindetail.Thetechnicalproblemsthatneedtobesolvedurgentlyarealsopointedout.Finally,thedevelopmentprospectsareexpoundedtoachieveanextendedapplicationoftheflexibleinterconnectionfordistributionnetworks.
KEYWORDS:flexibleinterconnectiondevice;distributedgeneration;operationandcontrolofdistributionnetworks;powerelectronics;demonstrationproject;
0引言可再生能源的大力推广、负荷的迅速增长及多元化接入正改变着传统配电网的结构形态与运行特点[1-2]。现有配电系统面临供电容量不足[3]、电能质量难以保障[4]、供电可靠性降低[5]等问题。新的发、用电形势对配电智能化提出了更高要求。如何高效利用可再生能源并兼容多元化用电需求,在保障电能经济化传输、分配的同时提高供电质量与可靠性是智能配电网发展的重要目标。
20世纪90年代后期,随着电力电子器件与控制技术的快速发展,以电压源换流器(voltagesourceconverter,VSC)为基础的柔性直流技术在输电网层面得到广泛应用[6-7]。近些年,为满足高质量电力的供应需求,柔性直流技术逐渐扩展到配电层面。已开展的研究表明,基于柔性直流的智能配电技术可有效改善电能质量、增强供电可靠性、提升新能源消纳水平,发展前景广阔[8-11]。其中,针对现有配电一次设备大多受容量、调节次数和连续性等限制的不足,国外学者提出了柔性互联设备的概念,包括环网潮流控制器[12]、环网功率平衡器[13]、智能软开关(softopenpoint,SOP)[14-15]、柔性直流环节(DClink)[16-17]等。国内也广泛关注SOP的研究,并提出柔性多状态开关(flexiblemulti-stateswitch,FMSS)[18-19]的概念。本文统一将上述通过VSC技术对配电网进行互联、且具备潮流灵活控制能力的配电设备称为柔性互联装置(flexibleinterconnectiondevice,FID)。FID可对多个电压频率、幅值和相位均不同的配电网进行柔性互联。正常状态下,FID通过连续调节各端口功率输出,可有效均衡负载、缓解网络阻塞,使配电资产得以充分利用,还能够降低网损、改善电能质量,实现系统高效、经济运行;当系统出现故障时,FID可在不增大短路电流的情况下快速隔离故障,并为停电区域提供电压和频率支撑,进而提高系统安全性与可靠性。由此可见,以FID为核心的柔性互联技术是配电网实现智能化演变的重要手段。
本文首先介绍了FID的基本结构与工作原理,然后结合国内外示范工程,对基于FID的柔性互联系统的网架形态和特点进行归纳;在此基础上,为推进配电网的柔性互联化发展,主要从运行控制和规划设计两方面对其研究现状和关键技术进行分析,并提出各方面亟需突破的关键问题;最后,展望了配电网柔性互联技术的发展趋势。
1配电网柔性互联的形态与特点1.1柔性互联装置基本结构与工作原理FID由两个或以上VSC换流站在直流侧相连构成,图1以一端VSC换流站为例,展示了FID交流侧与配电网连接的基本结构。
图1VSC换流站与交流系统连接结构Fig.1StructureofVSCstationconnectedtoACsystem图中,换流站与交流系统间的联结变压器T具有并网电压调整与隔离的作用;滤波器阻抗$Z=R+ ext{j}{{X}_{ ext{L}}}$具有交流滤波和限制短路电流的作用;UVSC、EVSC分别为并网节点电压、换流站出口调制电压;UDC为FID直流侧电压;PVSC、QVSC为换流站与配电系统交换的有功、无功功率,由下式计算得出,其中$delta$为UVSC相对于EVSC的相位角：
({{P}_{ ext{VSC}}}=frac{{{U}_{ ext{VSC}}}{{E}_{ ext{VSC}}}sindelta}{Z})(1)
({{Q}_{ ext{VSC}}}=frac{{{U}_{ ext{VSC}}}({{E}_{ ext{VSC}}}cosdelta-{{U}_{ ext{VSC}}})}{Z})(2)
由式(1)(2)可知,换流站传输的有功功率主要由相位角$delta$决定：$delta>0$时,换流站发出有功功率,$delta0$时,换流站吸收无功功率;${{U}_{ ext{VSC}}}-{{E}_{ ext{VSC}}}cos$$delta图2配电网柔性互联3种典型形态Fig.2Threetypicalconfigurationsofflexibleinterconnecteddistributionnetworks
2）含直流母线的点对点柔性互联形态。
此类形态在背靠背FID基础上,将其直流侧拓展为直流母线,如图2中FID2及其互联系统所示。这类互联形态的优点是可以对更广泛区域的功率和电压进行调节,同时还具备直流供电传输容量大、线损低等优点。英国配电网运营商ScottishPowerEnergyNetwork于2016年启动的ANGLE-DC项目[23];我国于2018年在苏州工业园区投运的四端直流示范工程[24]均采用了此类柔性互联形态。
3）基于FID的交直流混合柔性互联形态。
如图2中FID3及其互联系统所示。此类形态在采用直流母线对交流系统进行互联基础上,还融合了直流型电源及负荷、储能装置、微网等设备或子系统的接入,因此可视为基于FID的交直流混合配电网。在对互联系统间功率进行调节的同时,此类形态系统的另一个主要目标是实现直流形式源储荷的高效接入,进而实现能源综合利用。我国于2018年通过试运行的杭州江东新城智能柔性直流配电网示范工程[25]和在贵州大学新校区投运的中压五端柔性直流配电工程[26],以及同年年底成功投运的国家能源局首批“互联网+”智慧能源示范项目——珠海唐家湾三端柔性直流配电网[27],均属于此类柔性互联形态。
可以预计的是,随着越来越多含直流环节的发用电设备的应用,以及对能源综合利用的迫切需求,配电网的柔性互联形态将从基于背靠背FID的简单结构,逐渐发展为更加灵活复杂的交直流混合形态。
2配电网柔性互联的运行控制2.1配电网柔性互联的控制技术对于不同互联形态配电系统,其控制策略的选择与侧重也不同。基于背靠背FID的柔性互联配电网,其主要控制目标是通过实时调节互联系统间有功功率交换,以达到均衡负载、减小损耗等目的。对于含直流母线的点对点柔性互联系统及基于FID的交直流混合互联系统,其传输功率往往由供电和负荷需求决定,此时FID主要负责平衡传输功率和维持电压/频率稳定;若互联系统内含有储能装置且FID容量较充裕时,也可进行一定程度的功率优化调度。
2.1.1直流侧电压控制柔性互联配电网的直流侧电压稳定控制是实现其功率平衡与优化调度的基础。直流侧电压的控制方式可借鉴柔性直流输电系统,包括主从控制、电压裕度控制和电压下垂控制[28-30]。主从控制方式通常选择一个主换流站进行定直流电压控制,其余换流站采用定功率控制,若主站出现故障退出运行则整个系统将失稳,因此主从控制可靠性较低。电压裕度控制在主从控制基础上进行改进,使主站具有一定电压控制范围,并通过实时监测端口直流电压进行相应控制模式的调整,但系统可靠性仍较低,且当更换主站时易产生直流电压振荡的问题[31]。下垂控制中,各站根据预置好的控制特性曲线自主进行直流电压控制与功率分配,较前两种控制方式具有更高的可靠性,尤其适用于多端柔性互联系统。然而,下垂控制中直流电压随系统运行状态的变化而变化,不能稳定在固定值。对此,文献[32]提出一种广义电压下垂控制策略,可实现定直流电压控制、定功率控制和下垂控制3种模式间的灵活切换,从而提升多端直流电网的电压控制与功率分配能力,可为柔性互联配电网的控制所借鉴。
直流侧电压控制还需考虑由新能源出力突变或负荷扰动造成的冲击。为抑制直流电压波动,文献[33]提出一种变下垂系数的直流配电网自适应虚拟惯性控制方法。文献[34]通过引入电流前馈控制器快速跟踪系统内扰动,在不增加额外传感器的情况下改善直流配电网的电压波动情况。除此之外,储能装置的应用也为平抑直流电压波动提供了可行思路[35-36]。
2.1.2柔性互联系统多运行模式间切换控制及稳定控制VSC可同时对两个状态量进行控制,在柔性互联配电网正常运行情况下,每个FID换流站还可以对注入交流系统的无功功率或交流电压进行控制。此时FID需有一端换流站负责直流母线电压UDC的稳定,其他换流站进行功率调度。由于负责UDC控制的换流站不能主动调节其端口有功功率,可看作是功率平衡单元,确保FID各端输出的总有功功率守恒。当系统发生故障时,故障端换流站需及时闭锁隔离故障电流,若故障端换流站为功率平衡单元,则需迅速指令其他换流站控制UDC,否则将导致整个互联系统的崩溃;在配电保护装置进行故障切除导致供电中断期间,故障端换流站需解锁后切换至恒压恒频(UACf)控制模式,为失电区域供电。由此可见,为确保柔性互联系统的安全、可靠运行,FID与配电网保护的协同控制、FID各换流站间的协调配合、以及系统在多运行模式间的平滑切换控制是研究重点。
FID等电力电子装置的脆弱性对配电系统保护提出了更高要求。具有故障隔离能力的换流器会导致有效故障信息大量减少,给配电网保护带来极大挑战[37]。但同时,借助FID的灵活性与可控性,柔性互联配电网可通过控制与保护的协同实现故障准确定位与快速恢复[38]。目前,直流输配电系统中基于控制与保护协同的保护方案主要包括信号注入式[37,39]和故障特征控制式[40-41],均可为柔性互联配电网的故障定位与判别方法所借鉴。
FID换流站间的协调配合与系统多运行模式间切换方面,文献[19]提出一种适用于三端FID的协同控制策略,该策略采用有限控制集模型预测控制方法,比传统的比例积分法具有更高的输出电压质量和更快的响应速度,所提出的控制机制实现了换流站PQ、UDCQ、UACf这3种工作模式,且当负责UDC控制的换流站系统侧发生故障时,其他换流站可通过快速的模式切换对直流电压进行稳定。文献[42]建立了背靠背FID潮流调度与供电恢复两种控制模型,并提出基于锁相环的控制模式无缝切换方法。文献[43]所提出的故障情况下FID平滑切换控制策略,通过采用基于比例积分调节器和稳态逆模型的控制结构,使换流站在馈线故障时通过协调策略维持直流电压稳定,并有效抑制了模式切换过程中直流电压的波动和换流站输出的跌落与冲击。文献[44-45]提出了适用于直流配电网的电压控制策略,该策略中主换流站控制系统直流电压稳定,从站通过采用由功率环、电压环和电流环组成的就地控制器,使其自身具有稳态情况下调节潮流、暂态情况下稳定电压的能力;当主站电压控制功能异常时,从站将自动进入限幅环节,进而解决了换流站间控制模式切换与配合问题。在文献[46]所提出的直流配电网电压协调控制策略中,各换流站的控制参考值由潮流计算得出,当系统受到扰动与冲击无法实现电压稳定控制和功率平衡时,各站随即采用模式自适应的分散控制策略,根据本地信息进行控制模式选择,对系统进行快速的平稳恢复。
柔性互联配电网的稳定控制也是重点研究问题,需进一步深入探索。首先,互联系统内大量的电力电子装置会导致系统阻尼与惯性降低,易引发不同频率的振荡甚至失稳现象[47-48];其次,新能源发电与负荷的随机扰动特性使系统稳定边界难以获取。采用电磁时间尺度模型进行稳定性分析,则当系统规模较大、拓扑结构复杂时,易产生状态变量激增和维数灾难问题;采用机电时间尺度模型则无法模拟电力电子器件的动态特征及网络和设备间振荡[49]。目前,针对直流电网的稳定控制研究已经开展,如通过串联电阻电感或并联电容增加补偿回路的无源阻尼方法[50],以及在换流器控制系统中增加阻尼补偿环节的有源阻尼方法[51-52]。然而,现有方法难以解决多时间尺度的振荡问题,且大多根据特定平衡点进行设计,而分布式电源与负荷的随机波动会导致平衡点不断变化。因此,考虑柔性互联系统多时间尺度特性的稳定性机理分析和建模方法亟需开展,对于随机扰动下系统的稳定控制方法也需要进一步探索。
从上文可以看出,现阶段针对直流输配电网协调与稳定控制开展的研究较多,可为柔性互联配电网提供一定理论与方法的借鉴。然而,直流电网控制研究中大多采用较简单的网络拓扑形态,并将交流系统简化;对柔性互联配电网的控制研究则不能忽略其交直流耦合特性和连续多变的运行状态,因此适用的控制技术亟需进一步深入开展。
2.1.3多层协同运行控制架构下垂控制不需要FID换流站间的实时通信,各站仅根据本地运行状况对自身端口电压和功率进行调节;采用主从控制或电压裕度控制时,为确保系统在大功率扰动或故障发生后仍具备稳定直流电压的能力,需借助通信系统进行换流站间的协调配合;系统各运行模式对应的控制策略间切换也需借助通信系统进行相关信息的实时交互,进而实现系统局部或整体的功率控制与优化调度。由此可见,柔性互联系统的控制能力取决于通信系统的覆盖程度。按照对通信系统从低到高的依赖程度,控制方式可依次分为：就地控制、分布式控制、集中式控制。就地控制中,各种可调节资源的控制器进行快速且相互独立的实时响应,然而,由于利用的系统状态信息有限,其调节能力严重受限。集中式控制通过通信系统实时获取电网运行信息,计算得出各种可调节资源的最优控制指令,能够有效提高配电网的可观性及可控性,然而,由于需要对大量信息进行收集和处理,集中式控制无法快速响应系统中突发的运行变化[53];同时,由于高度依赖信息通信网络,当其中某一环节发生故障时将对整体运行的安全性、可靠性造成极大影响。为避免通信系统发生故障时可能造成的换流站故障或退出运行,文献[54]通过交替求解负荷分配和状态估计直至迭代的功率损耗值收敛,提出了一种在通信中断情况下FID的不退网运行控制策略。由于量测和通信系统建设成本过高,现有的配电网大多不具备实现集中式控制的相关基础设施[55]。分布式控制基于可调节资源之间对等数据的实时交换实现,无需将数据全部上传至控制中心。相较于集中式控制,分布式控制的成本与控制复杂度较低。为达到更好的控制效果,将不同控制方式相结合的协同策略也是研究重点,文献[56]提出了基于FID的配电网电压控制策略,采用分布式控制与就地控制联合的方式,迅速补偿由新能源出力引起的频繁电压闪变问题。文献[57]提出了一种就地控制与集中式控制联合的逆变器控制方法,用于解决由光伏并网引起的过电压问题。为确保柔性互联配电网在量测数据有限或信息传输环节出现故障时,仍维持安全稳定运行,提出如图3所示的多层协同运行控制架构,该架构具有“就地控制装置/子系统间协调控制能量综合优化”的多层结构。
图3柔性互联配电网多层协同运行控制架构Fig.3Hierarchicaloperationcontrollingframeworkofflexibleinterconnecteddistributionnetwork其中,底层可调节资源控制器根据本地运行信息进行输出电气量的实时调节;当装置或子系统之间具备通信功能时,借助相邻通信获取的邻近节点电气信息,通过本地分布式算法迭代评估系统运行状态,实现区域间的协调控制;在量测及通信设施覆盖广泛情况下,上层的能量综合优化控制器将结合各节点的实时发、用电信息,通过优化模型计算出最佳控制指令,并作为参考值下发到各底层控制器,由此实现了能量的全局优化调度;当传输信号中断或系统发生故障时,各底层控制器不再依赖上层指令,通过平滑的模式切换,进行快速就地控制;此时,若部分装置或子系统间仍具备交互通信功能,还可实现局部的区域间功率互济。由此可见,多层协同运行控制架构整合了集中式控制、分布式控制与就地控制的优点,且通过在不同控制层级之间引入一定程度的独立性,使系统的控制性能在通信能力降低情况下仍满足运行需求。然而,目前尚未对能够无缝适应通信架构变化的控制模式切换方法、以及相关识别和切换指标展开深入探索。
2.2配电网柔性互联的运行技术柔性互联配电网运行优化的研究正在大量开展,其宗旨是在满足系统与各类装置运行约束的条件下,充分利用FID对功率连续、快速的调节能力改善互联系统潮流分布,进而推动配电网结构与运行模式的升级[58]。
FID的运行需满足如下约束：
(sum{{{P}_{ ext{VSC},i}}+sum{{{P}_{ ext{VSC}!!\_!! ext{loss},i}}=0, ext{}iin[1, ext{}{{n}_{ ext{VSC}}}]}})(3)
({{P}_{ ext{VSC}!!\_!! ext{loss},i}}={{A}_{i}}sqrt{{{({{P}_{ ext{VSC},i}}+{{Q}_{ ext{VSC,}i}})}^{2}}})(4)
式中：({{n}_{ ext{VSC}}}ge2),为FID所含VSC换流站的数量;PVSC,i、QVSC,i分别为第i个换流站输出的有功和无功功率;PVSC_loss,i为换流站内部损耗,其大小可通过损耗系数Ai与流经该换流站的总功率计算得出,如式(4)所示。
由于直流环节的隔离作用,各换流站无功功率的控制相互独立,只需满足其容量范围约束：
(sqrt{P_{ ext{VSC},i}^{2}+Q_{ ext{VSC},i}^{2}}le{{S}_{ ext{VSC},i}})(5)
式中SVSC,i为第i个换流站的额定容量。
对于含直流母线和基于FID的交直流混合互联系统,其功率守恒约束中还需考虑直流母线线损及直流侧设备注入或吸收的功率：
(sum{{{P}_{ ext{VSC},i}}+sum{{{P}_{ ext{VSC}!!\_!! ext{loss},i}} ext{+}{{P}_{ ext{DC}!!\_!! ext{loss}}}=}}{{P}_{ ext{DC}!!\_!! ext{load}}}-{{P}_{ ext{DG}}}pm{{P}_{ ext{ES}}})(6)
式中：PDC_loss为直流母线上的有功损耗;PDC_load、PDG、PES分别为直流侧负荷、分布式电源及储能吸收或发出的有功功率。
在满足运行约束的前提下,FID能够对配电网多种运行指标进行改善。为降低系统运行损耗,文献[59]提出一种含FID的配电网稳态运行分析框架,可量化评估FID在降低系统有功损耗方面的能力。文献[60]通过建立基于FID的配电网随机优化潮流模型,对分布式电源高渗透率背景下的配电网运行损耗进行概率评估。文献[61]以减小网损为目标,提出了含FID的配电网运行时序优化方法,验证了FID在节能降损方面的显著作用。
为改善配电网电压分布,文献[62]提出一种通过调节FID与所连馈线间功率交换以提升系统电压水平的方法。文献[63]中建立了FID的电压无功控制模型,并通过二阶锥规划的求解方法证实了所提出的模型可有效缓解配电网电压波动、降低系统损耗。文献[64]基于内点法提出一种以改善电压分布为目标的FID运行策略,该策略还可提升配电网对分布式电源的接纳能力。文献[65]提出一种通过调节FID各端之间有功功率交换以改善馈线电压水平的方法,并通过实验验证了其有效性。
为缓解配电网阻塞并均衡负载,文献[66]提出一种基于FID与电价机制的配电网阻塞管理方法,证实了柔性互联手段对于缓解系统阻塞、降低运行费用具有显著效果。文献[67]基于二阶锥规划方法中,利用多端FID有效缓解了馈线负载不平衡问题。文献[68]对FID与配电网重构的负载均衡能力进行比较,结果表明单个FID即能够达到与网络重构近似的负载均衡水平,同时还能避免大量的机械开关操作。由分布式电源和负荷不对称接入造成的三相不平衡问题也需要在系统运行中充分考虑,对此,文献[69]提出了基于FID的主动配电网运行策略,可在降低网损的同时缓解上层电网的三相不平衡情况。
为提高配电网对新能源的接纳能力,文献[14]通过与传统的电压调节手段,如有载调压器、无功补偿方法相比较,验证了FID在促进分布式电源渗透率方面的优势。文献[15]提出了一种FID与储能相结合的方法,能够抑制光伏出力波动性并提升配电网阻尼。同样针对光伏出力的随机波动性,文献[70]提出一种含FID的配电网鲁棒优化运行方法,能够在系统运行不确定性环境下,缓解由光伏出力造成的电压扰动。文献[16]提出的柔性互联配电网优化框架中,分别以最大化分布式电源渗透率、最大化负荷增长率及最小化网络损耗为指标,对FID的运行效益进行了量化评估。文献[71]提出一种计算配电网各节点对负荷或分布式电源最大接纳能力的方法,评估了FID对系统各节点承载能力提升的作用。文献[72]对柔性互联配电网最大供电能力模型与计算方法进行研究,证明了相较于传统配电网,柔性互联系统能够更加充分地利用系统剩余容量。
为保障配电网的供电可靠性,文献[73]对柔性互联配电网的供电恢复方法进行研究,提出在故障发生时FID阻止故障电流穿越、供电中断期间FID为故障区域提供电压支撑的运行策略。
得益于FID对功率的精细化连续调节能力,柔性互联配电网的潮流控制具有更高的自由度,应考虑对多种目标进行协同改善。由于不同的运行效益指标量纲不统一,且在进行改善时可能存在矛盾,传统将多目标转化为单一目标函数的加权求和类方法不再适用。帕累托最优的概念为配电网多目标优化运行提供了有效的解决思路,其所得的帕累托解集中不但包含了每个单一目标函数上的最优解,还体现了各目标之间的关联性,能够为决策者提供多种可执行方案,基于这些方案,决策者依照过往经验或系统的实时运行需求选取最佳运行策略,还可进行多种优化运行模式间的灵活切换。文献[74]提出了一种柔性互联配电网的多目标运行优化架构,探究了在分布式电源渗透率逐渐升高情况下,FID对降低系统损耗、均衡负载、改善电压分布3个指标的优化能力。文献[75]构建了多端FID降低配电网损耗、提升电压水平的优化模型,并基于所得的帕累托最优解集提出筛选折中最优解的方法。然而,随着系统运行状态的实时变化,如何在各指标对应的最优运行策略之间进行选取是现有研究中尚未深入探讨的问题,相关的选取和切换标准也有待提出。
配电网多目标运行的另一个好处是能够考虑不同利益主体的需求。在系统的实际运行中,单一的调度目标往往无法同时满足配电网运营商、发售电企业、电力用户、辅助服务提供商等多方的诉求。文献[76]提出一种基于FID的有源配电网规划与运行优化相结合的模型,可协调分布式发电运营商与配电公司的利益需求。
考虑到电力电子装置投资与运维成本很高,可将FID与现有配电网控制手段有机结合,采用协调控制策略实现系统整体的优化运行。文献[76]提出一种FID与配电网重构相结合的协同优化策略,与仅进行网络重构相比,该协同策略在降低损耗和改善电压分布方面更加高效。文献[77]提出一种FID与需求侧管理相结合的无功功率协同控制方法,可有效解决用电高峰时段的电压越限问题。文献[78]对FID与有载调压器、无功补偿装置的协同控制方法进行研究,该方法在分布式电源高渗透率情况下,仍可对电压分布进行有效管理并降低系统运行成本。总体来说,柔性互联配电网的优化运行应充分发挥各种可调节手段的优势,并基于FID实现分布式电源、储能和负荷的多时空互补,提高可再生资源消纳能力。现有配电装备体系下,受制于分布式电源归属权问题与通信系统的局限性,大多用户分布式电源仍处于不可控或不易控状态[79],增加了运行管理与调度的复杂性,严重制约了系统的调节能力。因此,如何高效整合分散接入的可再生资源、促进其就地消纳,是实现柔性互联配电网多时空尺度优化运行和能源综合利用的关键。
3配电网柔性互联的规划设计3.1柔性互联系统电压等级的选择配电网柔性互联发展最为迫切的问题之一是其直流侧电压等级的选择。2015年7月,CIGRE国际大电网委员会成立了SC6.31《直流配电可行性研究》专题小组对直流配电网技术进行研究与推广[80],可为柔性互联系统直流侧的规划设计提供借鉴与参考。然而,目前直流配电电压序列标准在国际上尚无定论,仍处于调研和论证阶段。
在对柔性互联配电网直流侧电压进行选择时,首先应考虑与交流系统电压的流畅对接。适合我国的柔性互联配电网直流电压等级有：±20kV,便于与交流35kV、20kV的电压等级衔接;±10kV,便于与交流20kV、10kV的电压等级衔接。对于含直流母线的点对点柔性互联系统,若该直流母线由交流线路改造得到,如英国的ANGLE-DC项目,则直流母线电压的选择可参考交流电压峰值[81]：
({{U}_{ ext{DC,rated}}}=(sqrt{2}/sqrt{3}){{U}_{ ext{AC,rated}}})(7)
式中：UAC,rated为交流线电压额定值;UDC,rated为直流电压额定值。
在基于FID的交直流混合柔性互联系统中,为方便不同类型发、用电设备的接入,其直流侧通常包含多个电压等级,因此,相关电压等级的选取应考虑与分布式电源、电动汽车、储能等设备及微电网的对接。次层级的直流电压一般可选在(±)375~400V之间,这是由于：数据中心直流母线一般为400V[80];380V与大多数工业负载电压等级匹配[82];直流375V可在双极结构下达到750V,与牵引系统和一些工业园区电压等级匹配[83],同时也是电动汽车接入的直流电压等级。次层级直流电压的选择还包括：日本大阪大学提出的±170V[84];ABB瑞典研究中心验证了大多数家电在直流供电情况下,具有与交流供电时同样的表现,并可在直流100~300V的范围内正常运行[85]。低压直流电压等级一般可选为48V,不仅与通信类直流负荷及住宅类低压负荷匹配,还适用于分布式光伏的接入;同时,采用直流48V基本不需要任何保护措施[80],对设备及人身安全有所保障。
3.2柔性互联装置拓扑结构的选择FID是实现配电网柔性互联的关键,装置所适用的电压等级、容量与功率控制范围、传输效率、以及经济效益都与其拓扑结构的选择有关。两电平/三电平VSC由于结构与控制方法相对简单且成本较低,已在中、低压配电系统及风力发电系统中得到应用[86]。然而,随着柔性互联逐渐向中、高压配电层面展开,两电平/三电平的拓扑结构无法满足高电压、大容量及高质量输出波形的传输要求[87]。模块化多电平换流器(modularmultilevelconverter,MMC)具有低损耗、低占地面积、低谐波含量、不需开关器件直接串联等优点,同时,MMC具备的模块化特点更利于规模化生产与组装[88]。自2002年提出后,MMC已在柔性直流输电领域获得成功应用[89]。2016年,南瑞继保电气有限公司成功研制了20kV~20MV的MMC样机,为我国配电网的柔性互联化推广提供了良好基础。由于MMC所含开关器件数量庞大,装置成本及控制难度是其面临的主要挑战。为适应不同应用场景,现有研究中提出了多种MMC衍生拓扑结构,如三相六边型模块化多电平换流器[90]、Y型模块化多电平换流器[91]、模块化多电平矩阵换流器[92]等。
配电网中对设备安装位置和空间的限制,是制约其柔性互联化发展的原因之一。对此,FID的紧凑化拓扑结构研究已初步开展[93-96]。日本“DemonstrativeProjectonPowerNetworkTechnology”项目中采用了无联结变压器形式的背靠背FID,可安装在6.6kV塔杆上,有效节省了占地空间[13]。在我国的杭州江东新城柔直配电工程中,与10kV交流系统互联的换流器采用了无变压器的半桥MMC拓扑结构。延庆多端柔性闭环配电工程中也采用了去变压器的紧凑化MMC拓扑[22],其子模块采用了如图4所示的半桥全桥混合式结构[97],可防止直流侧发生故障时对整个系统造成严重的过电流影响。
FID的拓扑结构还会影响系统故障的发展过程
图4MMC子模块半桥全桥混合式结构Fig.4Hybridtopologyofhalf-andfull-bridgesub-modulesinMMC与故障特征。VSC和半桥MMC不具有故障电流阻断能力,因此需配置一定数量的断路器才能够进行故障的快速隔离。全桥MMC和混合式MMC具有故障电流阻断和故障穿越能力,因此可提高系统故障恢复速度、保证供电可靠性,但由于采用的电力电子器件较多,其设备内部损耗和投资成本都会相应增加。因此为提高设备经济性,FID拓扑结构优化的研究还需进一步开展。
全控型开关器件是FID换流器的重要组成部分。其中,绝缘栅双极晶体管(insulatedgatebipolartransistor,IGBT)因具有驱动功率小、驱动电路简单、开关速度快等优点,在柔性直流输配电领域得到了广泛应用。与IGBT相比,集成门极换流晶闸管(integratedgatecommutatedthyristor,IGCT)驱动功率大且开关频率低,应用普遍程度不如IGBT。然而,IGCT具有更低的通态压降与制造成本及更高的阻断电压与通流能力,同样具有应用契机。已开展的柔性互联配电示范工程中,英国NetworkEquilibrium项目采用了由ABB公司提供的基于IGCT的三电平换流器;珠海唐家湾三端柔性配电工程采用了IGCT交叉箝位型换流器,该换流器结构在常规的半桥电路基础上,创新地在两个相邻IGBT子模块之间串联接入IGCT交叉箝位电路,能够实现微秒级故障电流隔离,并具有功率模块体积小、整机损耗低的优点。
表1柔性互联配电网示范工程总结Tab.1Summaryofdemonstrationprojectsonflexibleinterconnecteddistributionnetwork
3.3柔性互联装置在配电网中的优化配置FID在配电网中的选址定容涉及多种考量因素,包括接入地区的网架结构与供电容量、负荷率、分布式电源渗透率与未来并网计划等。除此之外,装置的投资成本及对环境的影响也是重要的考量因素。高效的FID优化配置方法将在提升系统运行水平的同时降低总的投资与运维费用,实现综合收益最大化。
文献[98]提出了一种基于FID的配电网随机规划模型,用于解决由光伏大规模并网引起的电压和容量越限问题。考虑到多种可调节资源相互协调的配置策略更适合未来智能配电网的发展,文献[99]提出了一种计及FID、可控分布式电源和无功补偿电容器的双层规划模型。文献[100]将FID与主动配电技术,包括需求侧响应、电压协调控制、削减新能源出力相结合,提出一种能够有效增强系统对可再生能源接纳能力的规划投资战略。目前,大多数研究仍以系统联络开关处作为FID安装的候选位置,严重限制了FID的功率调节能力。对于FID的优化布点及容量配置还需展开更加全面的探索。
4配电网柔性互联关键技术与展望采用基于全控型电力电子器件的柔性互联装置对传统配电网进行升级改造,可为现有系统面临的可再生能源及电动汽车大规模接入、电力负荷快速增长、用户对高质量供电服务的迫切需求等一系列挑战提供有效的解决手段。为更好地推进配电网柔性互联化发展,在今后的研究与实践中,可重点关注以下问题：
1）柔性互联配电网网架形态的选择需考虑原有交流系统的实际结构与运行特性。从现有的示范工程中可归纳出3种典型形态。直接采用背靠背FID进行馈线或变电站间互联的系统特点是：在负荷转供与容量共享方面具有很强的灵活性。因此,此类互联形态适合负载率、负荷用电时间、分布式电源渗透率等特性相差较大的系统;含直流母线的点对点柔性互联形态具有直流供电容量大、损耗小等优点,还能够对更广泛区域进行潮流控制,此类互联形态适合为存在功率传输需求但交流线路紧张的系统所采用;在此类形态上发展而来的基于FID的交直流混合互联系统,其特点是能够为直流形式的源、储、荷及微电网的灵活接入提供便利,同时,此类互联形态将构成未来能源互联网的基本支撑环节。
2）柔性互联配电网控制方面,通过改变FID等可控电力电子装置的控制策略,可为系统故障判别提供有效特征量,还能够对故障电气量进行控制,因此,研究柔性互联配电网控制与保护协同具有重要意义。计及多时间尺度与发用电功率波动的柔性互联配电网稳定性机理分析和控制方法也是现阶段的重点研究方向。
多层协同控制是提升系统运行稳定性和灵活性的基础架构。基于现有通信化水平,柔性互联系统控制方法的研究应以分布式控制作为切入点。随着大规模高级量测体系的构建,以及大数据、人工智能等先进技术的融合,能够无缝适应通信架构变化的分层协同运行控制方法,及其所涉及的控制模式切换指标和切换策略是系统进行灵活控制的关键,亟需被进一步探索。
运行方面,得益于FID对潮流控制自由度的提升,柔性互联配电网具有多目标优化运行能力,然而,现有研究中尚未提出多目标运行策略的具体实施方法,即如何根据系统的实时运行情况,在多种最优运行方案间进行选择和切换,相关切换标准和过渡运行策略也尚未被探索。
3）柔性互联配电网规划设计方面,直流侧电压等级的选取是有待解决和标准化的重点问题,考虑因素包括与现有交流系统电压等级的顺利对接,以及便于直流源储荷的灵活接入。
FID拓扑结构的选择与其具体应用场景有关。不同拓扑结构对系统故障特征的影响有所不同,为在保证供电可靠性的同时尽可能降低设备成本及其内部损耗,现有FID的拓扑结构亟需进一步优化。考虑到配电系统尤其是城市地区对设备占地面积的限制因素,无联结变压器结构的FID在占地面积和投资经济性方面均具有明显优势,然而由于缺少变压器的隔离作用,互联系统的交、直流侧故障容易相互影响。因此,紧凑化FID拓扑结构的设计及其故障特性分析也是柔性互联配电网进行实际应用的重要先决条件之一。
5结论柔性互联技术对配电网的智能化发展与完善有着至关重要的作用。随着电力电子技术的日趋成熟,其单位容量成本有望继续下降,将有力推动柔性互联配电技术的广泛应用。目前针对柔性互联配电网的运行控制策略、网架结构设计、装置选型、标准规范等尚处于理论研究层面,工程应用还在起步阶段,随着国内外示范项目的陆续开展,柔性互联配电技术与应用经验将不断积累,其经济价值将得到进一步发掘。本文结合国内外示范工程,对柔性互联配电网的基本形态与特点、运行控制中的关键技术、规划设计时需考虑的重点因素和亟需解决的关键问题进行了详细阐述和总结,最后对其发展趋势进行了展望,期望对智能配电网的柔性互联化发展提供一些思路和借鉴。
在线出版日期：2020-09-03。
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“十四五”聚焦新能源体系
当前位置：前瞻产业研究院»经济学人»研究员专栏2021年中国智能电网行业市场现状与发展趋势分析“十四五”聚焦新能源体系UVc分享到：成招荣•2021-08-0217:00:15来源：前瞻产业研究院E10241G02023-2028年中国智能电网行业市场前瞻与投资战略规划分析报告2023-2028年中国智能电表行业发展前景与投资战略规划分析报告2023-2028年中国智能变电站行业市场前瞻与投资战略规划分析报告2023-2028年中国智能家电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告2023-2028年中国能源互联网行业趋势前瞻与投资战略规划分析报告截至2020年底，根据我国智能电网建设规划，我国已基本建成坚强智能电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系。在“十四五”阶段中，我国将重点发展智能电网新能源体系建设。
行业主要上市公司：国电南瑞(600406)、正泰电器(601877)、特变电工(600089)、长园集团(600525)、中国西电(601179)、卧龙电驱(600580)、平高电气(600312)、许继电气(000400)、科陆电子(002121)、森源电气(002358)
本文核心数据：发电总装机量、智能电网投资情况、“十四五”规划
我国发电装机量随着用电需求的增加呈爆发式增长
2003年开始，社会用电量爆发式增长，我国电网需求量开始快速上升。数据显示，2003-2010年我国全社会用电量年复合增速达到12%。随着需求的爆发式增长，我国电力装机容量迅速扩张。2003-2008年，我国发电装机量从3.91亿千瓦时上升至7.93亿千瓦，装机总量翻了一倍，至2020年，我国发电总装机量已经达到22.02亿千瓦。
然而，我国电网规模的不断提升以及线路复杂度的迅速增加，给我国电网带来了巨大的挑战，倒逼电网升级。提高电网的信息化、自动化、智能化成为了重要任务。
智能电网建设规划实施以来电网投资额一直维持较高水平
2009年，中国正式启动智能电网计划，自此我国智能电网建设拉开了序幕。中国的智能电网被定义为“坚强的智能化电网”(Strong&SmartGrid)。在“2009特高压输电技术国际会议”上，国家电网公司首次提出了中国的智能电网发展规划，并确立了总体发展目标。国家智能电网规划的出台，不仅拉开了智能电网建设的序幕，更引领了我国电网系统的不断升级与建设发展。
在我国发展的早期阶段，我国电网在智能化投资的比例较低，但是随着智能电网的推进，智能化投资在电网投资中的比例显著提升。按照我国最初的规划，智能化投资在“十二五”期间的年均投资额是第一阶段的一倍，占电网投资比例也由6.2%提升到11.7%。
随着智能电网建设的展开，智能化投资将明显增加，二次设备投资占比将由目前的不足5%提升至12%-15%。根据规划，2009-2010年、2011-2015年以及2016-2020年三大阶段我国电网计划投资额分别是5510亿元、15000亿元和14000亿元，其中智能电网计划投资额为341亿元、1750亿元和1750亿元。
自2008年实施坚强智能电网建设以来，我国电网投资一直保持快速增长势头，从2010年的3410亿元增长到2018年的5373亿元，年均增速7.2%。在电力体制改革的大背景下，不论是社会形态和电网生态都对给电网企业及电力行业带来全新的挑战。积极转型，由粗放式发展转向集约化发展模式，正成为电网企业长期发展的首要任务。
2019年，电网投资进一步受到管控，全年电网工程投资完成额仅为4856亿元，同比下滑9.62%，为近四年最低。电网公司推行精准投资，意在压减低效投资。电网严控投资主要压的是基建，包括输电、变电、架空线入地，还有收益低且不能计入输配电价的储能，包括发电侧的抽水蓄能和电网侧的电化学储能。2020年电力设备行业受益“新基建”，国家电网2020以来已经两次追加年度电网投资至4600亿元，发力特高压及电力物联网。
2020年智能电网引领提升阶段基本完成
根据规划，截至2020年，我国智能电网发展的引领提升阶段已经基本完成，基本全面建成统一的坚强智能电网，技术和装备也达到国际先进水平。
“十四五”着力构建现代新能源体系建设
2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》(下称“《纲要》”)发布，构建现代能源体系成为了我国下一阶段能源发展的首要任务。而在现代能源体系的框架下，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用等智能电网相关推进政策也在《纲要》中有所体现。
以上数据来源于前瞻产业研究院《中国智能电网行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业研究、产业链咨询、产业图谱、产业规划、园区规划、产业招商引资、IPO募投可研、招股说明书撰写等解决方案。
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前瞻产业研究院-深度报告REPORTS2023-2028年中国智能电网行业市场前瞻与投资战略规划分析报告本报告前瞻性、适时性地对智能电网行业的发展背景、供需情况、市场规模、竞争格局等行业现状进行分析，并结合多年来智能电网行业发展轨迹及实践经验，对智能电网行业未来...
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其实为什么国内主网可靠性水平世界领先，还不是因为整体规划的相对比较长远，虽说有点冗余，但是至少还是不错的，但到了配网这里，就不是这么回事了。
可以看看国外发达水平的配电网接线规划。
新加坡20kV花瓣接线，当然我不是说这网架一定非常完美，事实也确实有一些小问题，但是至少理念和思路值得学习。还有法国的哑铃式接线，英国的网孔式接线，至于日本的中压配网整体多分段多联络接线就更不用说了，非常成熟。而国内目前的情况是发达一点的地方正在朝这些目标过渡，而且需要一段时间。
2)停电时间
只放一张图，就不说什么几个9之类的了。
其实这样一看，中国发达地区的指标还可以(默认指标真实性无误)，大概和美国相当，但是和日本就不能比了，日本配网这块确实变态，把他们的精细和严格发挥到了极致。
整体水平就不用说了，图上很明显。
3)配网自动化
国内这块刚刚起步的水平，而发达国家不但起步早，而且电网发展的重心都在这里，比如欧洲电网，现在就是围绕分布式电源-微网-主动配网展开，其中配网自动化就是基础，没有这个，就谈不上现代的智能配电网。
就拿停电时间来说吧，没有自动化，故障诊断、隔离和恢复时间较长，无法实现网络重构和自愈。体现为互供能力差，直观感受为恢复供电时间长。
韩国人就很聪明了，韩国在建网过程中特别注重投资和回报，配置用低端的，注重发挥出配电自动化系统的作用，以提高供电的可靠性，而且他们发现建设配电自动化不但可以带来减少停电的时间的收益，还可以通过降低网损和推迟配网投资而获得更多的收益，就越来越重视。
就这比较主要直观的三个对比吧，其他的诸如设备条件、配网信息管理就不说了。
现状虽然如此，但是目前国网对配网的投资还是很喜人的，主网基本上没什么太多项目了，不过，问题依旧存在，配网投资如何体现整体规划思路，如何合理运用投资，估计需要一定时间，在这里，花钱也是一件难事，呵呵。
PS1:
很多人都说我这好久没停电了，怎么可靠性不高了?
首先你不能代表你们地区的所有人，其次你更不能代表比你们落后的农村的人。
数据不会说谎
国网是分不同供电区域的，比如武汉核心区属于A类，那我住徐东也没有停过电，怎么可靠性连四个9都不到呢?答案很简单：因为在其他地方停了。
再分析下A类区域的具体情况，数据说话，非常清楚。
而且，以湖北为例，D类区域占90%(蓝色部分)。
最后，为什么说江浙配网比较值得学习
通过统计就可以看出来，就看停电时间就可以了。
但是即便如此，浙江配网除了A类地区(A+包括在内)，BCD区域绝对水平也不能说很好。
而这仅仅是停电时间，国网非常重视的指标。
浅析配电网自动化系统
经济的发展对配电网自动化提出了更高的要求，配电网自动化也是电力系统现代化发展的必然趋势。技术在发展，需求也在提高，应参照发达国家和地区的经验，结合实际情况，综合考虑近期与远期、全局与局部、主要与次要的关系，进一步设计开发出先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展具有重要意义。文章主要对配电网自动化系统进行探讨，并提出配网自动化实施中的注意问题等。
一、配网自动化的基本问题
尽管中国的配网自动化工作已进入了试点实施阶段，但对于配网自动化的认识仍然众说纷纭，下面仅对配网自动化的概念、范围、任务、可靠性原则进行阐述。
(一)概念
配网自动化：利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的检测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，力求供电经济性最好，企业管理更为有效。
(二)范围
110kV及以下电力网络属于配电网络，它包括高、中、低压配电网络，要讨论的配网自动化特指10kV中压配电网自动化。
(三)任务
1.使整个配电网线损降至最小，提供优质的供电质量。
2.在整个配电网事故情况下，系统能适时分析确定事故原因，排除因瞬间故障造成的不必要的停电事故;对于永久性故障，系统将及时分隔故障段，进行电网重构，保障非事故线路段尽快恢复供电。
(四)可靠性原则
实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循原则：
(1)具有可靠的电源点;
(2)具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路);
(3)具有可靠的设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU等);
(4)具有可靠的通信系统(通信介质、设备);
(5)具有可靠的主站、子站系统(计算机硬件、软件、网络)。
二、配网自动化系统的基本构成
配网自动化系统是一项系统工程，它大致可分为三个子系统：配网自动化主站系统;配网自动化子站系统;配网自动化终端。
(一)配网自动化主站系统
主站系统由三个子系统组成：配电SCADA主站系统;配电故障诊断恢复和配网应用软件子系统DAS;配电AM/FM/GIS应用子系统DMS构成
1.配电SCADA主站系统由前置机服务器(RTU服务器)、SCADA服务器、调度员工作站(MMI)、报表工作站、DA服务器、GIS服务器等组成。前置机服务器：它包括若干台前置机服务器。其中一台为主前置机服务器，当服务器出现故障时，从前置机服务器中的一台自动成为主前置机服务器，以保证系统的正常运行，这是由nap来完成的。主前置机服务器通过dater接收子站通过交换机发送来的数据，由vcterm经过规约解释存入当地内存，形成生数据实时共享内存。主前置机服务器通过rawd向若干从前置机服务器发送生数据，各从前置机服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据形成自己的生数据实时共享内存。
SCADA服务器：它包括若干台SCADA服务器。其中一台为主SCADA服务器，当服务器出现故障时，从SCADA服务器中的一台自动成为主SCADA服务器，以保证系统的正常运行，这是由nsp来完成的。主SCADA服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据，经过处理形成熟数据。将形成的熟数据存入内存，形成实时库。同时将形成的熟数据存入硬盘，形成历史库，历史库全系统唯一只有一个。需要历史数据时，从历史库取数据。取数据的方式有：polling方式;stream方式;sql方式。整个主站系统为一个局域网，通过交换机或HUB连接在一起。
2.为保证配网自动化系统投运后，能够完全满足本系统的技术要求，必须对本系统起至关重要作用的配电故障诊断和恢复功能(即DA功能)进行联调测试。在进行DA联调测试前，必须保证以下条件完整无误：
(1)主站置库完毕并经反复检查无误;
(2)主站、子站和FTU之间的通讯正常;
(3)对要进行DA测试的FTU进行遥测、遥控、遥信调试，并保证其功能正常;
(4)恢复无故障区段的供电时，必然涉及到变电站出口断路器，因此要对变电站的出口断路器进行遥控测试。另外，在DA测试中采用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方式启动配电自动化系统的DA功能，完成一次设备的实际动作。实现故障的自动隔离、非故障区段的恢复可以采取多种方法，取决于自动化装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和主站远方控制两种方式。就地控制以馈线终端单元(FTU)之间的配合为主，不需要通信通道，通过对线路过流或过压的检测，以及对开关分合闸的逻辑控制实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复;主站远方控制方式需要有可靠的通信通道，通过主站软件对FTU上传信息的分析判断，制定合理的隔离策略和网络重构策略，远方控制配电开关实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复。
3.配电管理系统DMS。
(1)从输电系统自动化的发展来看，中国目前已普及了以SCADA功能为主的地调自动化系统，但作为更高层次的能量管理系统(EMS)却尚未全面达到，尽管如此，输电系统SCADA已经发挥了巨大的作用。由于配电系统较输电网更复杂、更分散，实现综合管理系统水平的配电管理系统(DMS)的难度也就更大。因此，应当学习输电系统自动化发展经经验，在使用中不断提高系统自动化水平。
(2)DF9100配电主站系统中的AM/FM/GIS是配电管理系统的重要功能之一。它是将地理学空间数据处理、计算机技术与电力系统相结合，为获取、存储、检索、分析和显示电力设备的空间定位资料和属性资料而建立的计算机化的数据库管理系统。其中AM为自动绘图，FM为设备管理，GIS是地理信息系统，AM/FM/GIS是配电管理系统DMS的基本平台。利用AM/FM/GIS集成DMS系统，建立统一的DMS数据库，为各子系统提供共享资料，从而减少资料的冗余度，保证资料的一致性，提供良好的全图形化的人机界面。地理信息系统GIS的引入为电力系统应用提供了全新的表达形式，更具有现实性，更直观易用，并对现有应用进一步扩展，使其具备空间管理、运用能力，实现更高一级的管理。
(3)配电地理信息系统GIS与配电SCADA系统互联，使实时数据在地理信息图上显示并为GIS的空间分析子过程提供数据，该局配网GIS与SCADA实时数据同步。配网GIS系统本身就支持SCADA实时数据的显示，但由于GIS系统运行在该局办公自动化10网段上，而SCAD系统运行在191网段上，目前为了实现GIS系统的实时显示，利用WEBSRV(双网卡设置191和10段IP)机器作为CADA实时数据转发服务器，10段的GISSRV(10网段的SCADA服务器)作为SCADA实时数据接受服务器，利用转发程序实现两个不同网段的实时数据同步。
(二)配网自动化子站系统
因为配网监控设备点多面广，配电SCADA系统的系统测控对象既包含较大容量的开闭所、环网柜，又包含数量较多、分布较广的柱上开关，不可能把所有的站端监控设备直接连接到配电主站，因此必须增设中间一级，称为配电子站(SUB-STATION)，由其管理其附近的柱上开关、开闭所、配电站端监控设备，完成“数据采集器”、馈线监控、当地监控及馈线重合闸的功能;并将实时数据转送配电主站通信处理器，这样既能节约主干通道又使得配电自动化主站SCADA网络可以继承输电网自动化的成熟成果。
(三)配网自动化终端
城市配网自动化终端负责对城域所辖的柱上开关、开闭所、环网柜、配电变压器等进行监控，既要实现FTU、TTU等的三遥功能，又要实现对故障的识别和控制功能，从而配合配网自动化主站及子站实现城区配网运行中的工况检测、网络重构、优化运行以及网故障时的故障隔离和非故障区域的恢复供电。
为本系统配套的WPZD-110型FTU，其容量为9路遥测量，8路遥信量，4路遥控量，具有与上级站通讯的RS-232接口，也有与下级站通讯的RS-485接口。其主要功能有：数据采集和处理，远方控制与当地控制，故障识别、故障隔离和负荷转移，接受远方指令及转发采集的数据信息，具备相适应的通信功能等。该市城局配电网采用环网结构，电源取自馈线的不同母线，按闭环方式运行。配电网络的构成有电缆和架空线路两种方式。其中架空线路双电源手拉手供电是以往最基本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。理论上讲，分段越多，故障停电的范围越小，但同时实现自动化的方案也越复杂。那么要实现系统对各段的故障能够自动准确识别并切除，且最大限度缩短非故障区域的停电时间的愿望，也就更有难度。
三、通信
配网自动化的通信包括主站对子站、主站对现场终端、子站对现场终端、子站之间、现场终端之间的通信等广义的范围。通信是实施配网自动化的一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样，主要有光纤、有线电缆、电力载波、微波、扩频等，但就目前配网自动化技术不够成熟的情况下，采用混合通信方案是比较符合实际的原则。
四、配网自动化实施中应注意的问题
配网自动化的实施涉及的部门多，投资大，是一项系统工程，因此配网自动化的规划是必不可少的，必须结合当地配电网的发展规划，制定详细的配网自动化的实施计划，整体考虑，分期分批实施，同时要和供电企业内部信息化建设相协调。另外，从供电局的实际需要和发展需求出发，目前的配网自动化系统应该实现配(网)调(度)合一的设计，技术上统一平台，管理上易于维护，经济上节约资金，同时也奠定了将来电力企业信息化的基础。在实施过程中，注重已有的调度自动化的升级改造与建设配网自动化统一考虑，新上调度自动化与建设配网自动化统一考虑。
配电线路设备的户外运行环境，对开关设备、配电终端设备等提出了更高的要求，必须考虑雷击过电压、低温和高温工作、雨淋和潮湿、腐蚀、风沙、振动、电磁干扰等因素的影响，在开关的外绝缘材料、电子设备的设计、元器件的筛选等方面应综合考虑其性价比。
此外，配电自动化系统中的站端设备进行远方控制的频繁程度比输电网自动化系统要高得多，因此要求配电自动化系统中的站端设备具有更高的可靠性。
配电终端设备中的电源用于控制开关动作，正常情况下从线路中取得，线路失电后的后备电源应具有较高的可靠性。
在实施配网自动化后，降低了运行人员的劳动强度，提高了劳动效率，使运行人员对网络的运行状况掌握得更全面更快捷，为供电企业创造更好的经济效益和社会效益。配网自动化的实施，改变了配电网传统的运行管理方式，但对运行人员提出了较高的要求。
五、配网自动化技术未来的发展趋势
随着科技的发展，配电网自动化展现出配电系统的智能化、自动化，信息化和互动化的新特征。配电自动化技术的未来发展趋势体现在以下七个方面。
1.配网自动化的综合型受控端
新型综合受控端基于高速SCADA系统，可以实现电网信息的快速采集和信号的综合处理，并且大大减少了受控端的数量，从而使系统的规模得到简化。这种受控端不仅具有以往终端所具有的功能，还可以实时监测系统的潮流分布、电压情况、系统是否产生震荡、频率是否满足要求等，将这些信息传递给主控方，供进一步分析使用。同时，这些受控端之间还可以进行相互通信，进一步提高数据的精确程度。
2.配电线路载波通信技术和基于因特网的IP通信技术
通信系统一直是配电网自动化的难点之一。在10kV及以下的配电系统里，由于受控端数目多，对通信的要求也显著提高。因此，如果要实现系统潮流实时监测、频率控制等需求，稳定的大容量的高速载波通信系统是必备的。该系统不仅可以满足上述需求，还可以为客户提供更多的生活服务，如电力线上网等。另外，光纤通信具有容量大、可靠性高、传输速率高等优点，已成为主流通信系统的首选。随着成本的降低，采用光纤通信作为配电系统自动化的主干通信网已得到普遍共识。随着通信技术的进步，基于城市光纤网的IP通信技术充分利用了光纤通信技术抗干扰能力强、误码率低、传递快速和IP通信方式的通用兼容性接口等优越性，可望成为智能配电网自动化系统的前沿通信技术。
3.定制电力技术
定制电力技术是柔性配电系统的实际应用，它将智能电网技术、柔性送电技术、云计算技术等高科技技术用于中低压配电网，用以消除谐波，防止电压闪变，保证各相对称，提高供电可靠性和经济性。主要由电压稳定器、快速无功补偿器、频率检测器、高速断路器等设备组成。当系统出现突然增大负荷或者瞬间丢失大负荷时，该技术可以瞬间发现系统的变化，并满足极限情况下系统的稳定，该技术应用于配网自动化中，可以实现系统实时优化，满足高层次用户的需求。
4.新型FA系统
新型的FA系统主要的思路是实现分布式电源，即根据不同的负荷就地提供合适的电源，减小线路传输的损耗，提高能量利用率。根据国家电网制订的未来发展方案，未来我国将把输配电系统分离，并在用户端设立电网提供者的信息，用户可以根据实时电价选择供电方。新型FA系统应用于配网自动化中也存在许多困难，主要有：分布式电源位置不确定，配网的运行方式多变，从而导致二次设备难以满足要求。
5.配电系统的集中化管理
在以往的配网系统中，用户是分散的，系统被迫分离为多岛，多岛之间功能相似，但系统难以交流，通道不可共享。集中化管理的配电系统，可以利用先进的通信网络将配电网控制中心与系统多岛连接在一起。比如，将SCADA系统与配网控制中心通过接口连接起来，形成一个多级系统。实现该系统的应用，最好的方法是最大限度利用用户原有的软硬件资源，保护用户的投资，实现实用化管理和多厂家产品共享的原则。
6.优化的系统配电网运行
随着社会的发展和电力企业体制改革的推进，国家电网也逐渐以经济效益作为一个阶段性目标。这要求供电企业要不断分析电网的运行状态，提出最优潮流的方案，即按照状态估计、潮流计算、最优潮流控制来对系统进行优化，在保证可靠性的同时提高系统的经济性。配网要在运行中提高经济效益，还应当优化系统的网络结构，尽量保证二次设备“不误动，不据动”，防止因系统突发事件导致巨大的经济损失。
7.信息一体化的配电网络
信息一体化是未来社会的发展趋势，配电网不是一个单独的部分，而是电力系统的一个重要的组成部分。在未来的发展中，配电网络要更多的考虑电力系统这个整体的重要信息，而不是单单关注配电网区域的信息。信息一体化的配电网系统需要满足信息实时搜索机制，支持公共信息模型等国际电工信息传输标准，实现智能化的配电系统，满足电力设备的二次网络安全方案。
五、结语
经济的发展对配电网自动化提出了更高的要求，配电网自动化也是电力系统现代化发展的必然趋势。技术在发展，需求也在提高，最终目的都是为了扩大供电能力，提高供电可靠性，优化电力服务。从目前的应用情况，有些内容只限于开发、研制和试用阶段，因此，应本着从实际出发，统筹安排，循序渐进的原则，综合考虑近期与远期、全局与局部、主要与次要的关系，进一步设计开发出先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展具有重要意义。
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