核心提示：面对分布式资源的集中接入与消纳给配电网运行带来的挑战，国网湖北省电力有限公司试点建设了一批新型配电网示范项目，黄冈市黄州区新型配电网示范项目是其中的典型代表。该项目探索了适应电力“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，助推新能源电源并网。

6月25日，在湖北黄冈供电公司路口供电所，“源网荷储充”数字化监控平台实时显示着配电网当天消纳的新能源电量数据，新型配电网助力实现了分布式光伏电量全额消纳。“当前交直流混联系统5个台区的光伏发电出力最大为515千瓦，用电负荷最高为489千瓦，光伏发电超出用电负荷的部分由储能设备存储，让每一度绿电都得到了高效利用。”该公司配电部主任操燕春介绍。

(资料图片仅供参考)

近年来，光伏发电、储能、充电桩等分布式资源集中接入电网，给配电网安全稳定运行带来新考验。国网湖北省电力有限公司试点建设了一批新型配电网示范项目，其中，黄冈市黄州区新型配电网示范项目安装了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0.4千伏低压交直流混合配电系统，成为湖北电网首个“源网荷储充”友好交互的新型配电网，为未来智慧配电网建设提供了参考。

传统配电网智能运行控制能力亟须提升

建设分布式光伏是助力实现“双碳”目标与乡村振兴的一项重要举措。

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，计划开发总容量16.1万千瓦的光伏发电，其中党政机关光伏3.7万千瓦、公共建筑光伏2.1万千瓦、工商业光伏2.5万千瓦、居民户用光伏7.8万千瓦，还要求电网对分布式光伏发电“应接尽接”并进行电量消纳。

分布式光伏的集中开发和并网给传统配电网的安全稳定运行带来挑战。同时，充电桩等用电设施数量的快速增加也为电网带来冲击性负荷加大等问题。黄冈高新区供电中心副主任刘铭俊介绍，传统配电网中，即使是相邻的两个配电台区，如果一个重载，另一个轻载，因为它们都是相对独立运行的配电系统，较难实现统一智能控制，也无法进行余缺互济。

分布式光伏集中接入带来的挑战也是湖北电网在新能源快速发展形势下必须直面的考验。截至2021年年底，湖北省新能源发电总装机接近1800万千瓦，同比增长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，对电网的承载能力和消纳能力以及配电网的智能运行控制等都提出了更高要求，探索智慧配电网建设路径迫在眉睫。

新型配电网具有高弹性、高适应性

自2021年起，国网湖北电力聚焦“双碳”目标，积极推动新型电力系统建设，瞄准建设安全可靠、灵活高效、智能友好、开放互动以及具有高弹性、高适应性的智慧配电网目标，建设了8个新型配电网示范项目，黄冈市黄州区“源网荷储充”友好交互的新型配电网示范项目是其中之一。

2022年3月，黄冈供电公司启动黄州区“源网荷储充”友好交互的新型配电网示范项目建设，重点采用低压物联、分布式储能、柔性互联等技术，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。

今年1月，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。如今的路口供电所，屋顶上安装了一排排光伏板，大厅前安装了3台60千瓦新能源汽车充电桩，院内还装有柔直变流舱、储能舱，监控室里运行着“源网荷储充”数字化监控平台。

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。每个柔直变流舱的交流端口接入电网，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，项目通过低压配电网透明化建设，在台区综合配电箱、表前端子箱、用户端等安装四级低压物联网开关，实现新型配电网可观、可测、可控和故障精准定位、快速隔离。

“低压柔直互联后，5个配电台区实现联体运行。以前，如果新接入光伏电源超过单台配电变压器容量200千瓦，变压器就要增容，而台区合体后的最大光伏电源接入容量可达3000千瓦，无须增容就可以实现对光伏电源的应接尽接。”操燕春介绍，柔直互联的配电网能像海绵一样，在适应“源网荷储充”方面具有高弹性、高适应性，充分接纳新能源电源。该柔直系统已接入光伏用户6户、容量837千瓦，接入直流快充充电桩5个、容量300千瓦，节省了配电网大规模重构、改造费用约295万元。

黄州区新型配电网示范项目还显著提升了供电可靠性。柔直系统配置了储能舱和数字化监控平台后，如同配置了人工智能大脑的“充电宝”，具备多种智能运行方式。正常运行模式下，5个台区的直流母线通过柔性互联装置合环运行，协调控制器实时监控各台区功率，绿电优先在直流母线上消纳，多余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系统，由台区自带的终端控制器进行自治，确保光伏电站、储能设备、充电桩的正常运行及居民正常用电。另外，系统内配置了直流保护装置，可在5毫秒内准确定位并隔离故障区域。

柔直系统若出现“N-1”工况，会随即启动保电模式。3月10日，农电3号台区低压配电柜发生故障，但居民用电丝毫未受影响。5个台区形成了“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1个配电台区停运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，300千瓦时的储能装置也能够保障1到2个小时的应急供电，形成三重供电保障，支撑微网运行。

黄州区新型配电网示范项目投运以来，光伏电源累计发电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%。

新型配电网示范项目市场化运营加快推进

黄州区新型配电网示范项目建设实现了多项技术突破，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”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参考和指导。

黄冈供电公司还积极探索新型配电系统市场运营模式，试点负荷聚合商、虚拟电厂、车网互动（V2G）充电等运营模式，探索让各方互利共赢，体现新能源绿色、环保、低碳的市场价值，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。

“我们通过建设新型智慧配电网，能够引导新能源汽车有序错峰充电，平抑用电负荷高峰，为保供电提供有力支撑。”黄冈供电公司新兴产业发展公司总经理何威介绍，新能源汽车接上V2G充电桩，通过智慧配电网可以向大电网反向供电。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有重要意义。

目前，国网湖北电力正在武汉沌口区域、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，进一步提升电网经济效益，持续助推能源绿色低碳转型。