高占比可再生能源发电系列连载文章旨在介绍与提高可再生能源发电量占比、协调配电系统的规划和运行等相关的创新技术。作为收官之作，文章首先介绍了一个实际研发项目的体系架构、控制模式、功能模块及部分功能模块的研发和实施情况；其次介绍了一些欧洲大规模智能配网试点项目的推广和新技术的开发。相关研究成果和经验可为中国规划和运行集成高占比可再生能源的智能配电系统提供借鉴和参考。

0 引言

可再生能源（RES）接入配电网并提高其发电量在终端电力消费中的占比是各国能源发展战略的主要目标。近年来，国内外为此提出了很多创新性技术和商业化解决方案，智能电网的愿景正在逐步成为现实，但是也面临着越来越多的挑战。随着RES发电量占比的逐步增大，对电网提出的挑战主要体现在3个方面：

首先，RES容量快速增加要求网络扩建的速度要匹配，从而大大增加了社会成本；

其次，现有中低压网络需要配置能够适应不可预测的发电、用电模式的监控工具；

第三，在当今很多地区，分布式发电量远远超出了负荷需求，从而造成潮流反向，在输电层引发稳定问题。

另外，如果创新性技术和智能解决方案能够给所有利益相关者带来实效，就须考虑给予强制性大范围的推广应用，与此相关的挑战还包括导则和规范、标准定义，配套政策支撑等等。需要指出的是，国内此类项目研究一般涵盖理论分析、技术研发、实验验证、实际应用4个方面的内容，而国外则往往针对其中某一方面进行深入研究，而且只有在4个方面都确认可行时才考虑相关研究成果的大规模推广应用。上述种种议题都是国际供电会议（CIRED）目前关注的焦点。

国际供电会议（CIRED）致力于展示和推广供电技术与管理方面先进的技术和理念，包括网络元件、电能质量、运行控制和保护、分布式能源、配电系统规划和DSO监管等6个研究分会，其中配电系统规划分会（S5分会）包含风险管理和资产管理、网络发展、配电规划、方法及工具等4个议题。

本刊已经发表了6篇系列文章，系统地介绍了CIREDS5分会以及相关圆桌会议的创新性技术发展趋势及实际应用，包括配电网消纳高占比可再生能源的风险管理控制方法、配电网的技术发展方向、智能配电网规划的关键技术、配电网规划的创新性模型和工具、实现灵活高效智能配电网的思路与实践，以及如何利用灵活性资源实现智能配电网规划与运行的协同决策。作为收官之作，本文基于圆桌会议1（RT1）和圆桌会议7（RT7）的讨论内容，介绍了消纳高占比RES的创新运行模式和大规模推广的实际案例。

由于目前的配电网运行缺乏中、低压层级的实时信息，所以需要构建一种新的配电运行体系架构，以便能够集成传统数据源和新型智能设备二者提供的大量数据信息，包括收集信息、处理信息、通信架构和评估策略，从而可极大地提高配电系统自动化监控水平。本文首先介绍了一个提高可再生能源发电量占比的智能配电网运行模式，包括其体系架构、控制模式和功能模块，并以部分功能模块为例介绍其研发和实施情况；其次介绍了一些欧洲配电公司的大规模试点项目实例和新技术开发。相关研究成果和经验可为中国规划和运行集成高占比可再生能源的智能配电系统提供参考和借鉴。

1 提高可再生能源发电量占比的智能配电网运行模式

“最大化可再生能源发电量占比的智能配电网运行方式 （SmartDistributionSystemOperationforMaximizingtheIntegrationofRenewablegeneration，简称SuSTAINABLE）是欧盟一个为期3年的研发项目，由葡萄牙配电公司（EDPDistribuição）组织协调8家机构共同承担。该项目以葡萄牙Évora市为试点搭建了一个智能电网—InovGrid，覆盖城区和郊区在内共1 307km2，居住人口为54 000人，其中电力用户为30 000户；InovGrid在全市配置了30 000个配电箱（EDPboxes）、341个配电变压器控制单元和23个电动汽车充电站。

目前的配电网运行缺乏中、低压层级的实时信息，如果能构建一种新的配电运行模式，利用来自传统数据源（如SCADA/DMS、地理信息系统）和新型智能设备（如智能仪表）提供的大量数据信息，就可以极大地提高自动化监控水平，这是SuSTAINABLE立项的初衷。其面对的主要挑战是如何在短时间内处理大量SCADA事件，如何处理决策信息使其降维并精准，如何及时准确地预测事件对电网的影响，以及采取哪些措施可以缓解事件对电力系统的影响。

该项目的目标是开发和示范一种新的配电系统运行模式，最大化可再生能源占比，降低碳排放量，通过图1所示的流程改善系统的灵活性和可靠性，从而使整个配电系统的管理更加有效和经济。

具体而言，就是形成一个可供参考的智能电网基本框架，包括收集信息、处理信息、通信架构和评估策略，即收集来自智能计量基础设施、分布式传感器和其他数据源的信息，利用配电状态估计、预测工具、数据挖掘、风险管理和决策应用软件等工具处理信息，通过通信架构与控制装置、继电保护和灵活性资源进行交互，并评估辅助服务供应商的市场策略。

以上理念必须在充分定义了体系架构和功能模块的基础上才能实现。

1.1 体系架构

SuSTAINABLE项目体系架构如图2所示，采用了如图3所示的层次控制模式。其核心组件包括：①位于HV/MV变电站的中压配网中央控制器，可控的中压设备主要包括分布式电源（DG）、有载调压开关（OLTC）、并联电容器（CAP）、储能设备（STOR）以及可控负荷（CL）等；②位于MV/LV变电站的低压配网控制器；③可控设备的本地控制器。

整个控制结构由4层组成。从下至上分别为客户层、MV/LV变电站层、HV/MV变电站层和SCADA/DMS层，分别介绍如下：

1）客户层：核心设备是能量箱（energybox，EB），即与如微型发电设备（µG）、可控负荷（CL）、电动汽车（EV）和储能（STOR）等元件相联的能量管理接口，主要起测量和履行远程电力交易的作用，对于在低压网络中有效接入微型发电、与上层电网无缝连接非常关键；EB接收控制微型发电设备逆变器的设置数据，以实现电压和频率控制，或将这些数据信息传输到需求侧管理等家庭自动化系统；其服务质量（QoS）机制则向IT系统汇报自动处理和硬件升级信息。

2）MV/LV变电站层：核心设备是配电变压器控制器（DTC），其主要功能包括故障检测和报警；对微型发电和主动负荷进行本地网络管理；在商业系统、智能电表高级功能和运行控制之间进行协调；集成辅助仪表、监控本地元件并实现其自动化操作；进行本地电压控制，与灵活性设备交互和自动发送控制整定值。

3）HV/MV变电站层：核心设备为智能变电站控制器（SSC），通过一组监测和控制功能来管理中压电网以及直接接入的分布式发电设备；与变电站自动化系统相辅相成，实现优化潮流、网络拓扑和状态估计算法；运行一些高级功能（如电压控制、故障定位和隔离、网络重构、电网运行优化和降损、技术型虚拟电厂、自适应保护模式等），并承担配电管理系统（DMS）和低压控制器之间的接口功能。

4）SCADA/DMS层：全局监控主动配电网中运行的所有设备；管理一系列智能半自动化的子网，包括优化电网管理、提高可靠性和供电质量、对分布式电源进行动态控制、状态估计、负荷和RES预测、电压控制；通过在电气设备和网络监视设备之间发收测量值、事件、整定值和报警等保证用电需求快速响应和数据收集工作。

1.2 功能模块

SuSTAINABLE项目的功能模块如图4所示。针对MV/LV配电等级，通过RES和负荷预测功能使得网络可预测，通过网络监测和状态评估使得网络可观测，通过电压控制和TVPP使得网络可控制。

本项目总共包含9个功能模块，本节以功能模块2、3、4、5、9为例，介绍各国的研究成果和实施情况。

1.2.1 配电层级的负荷预测和建模

英国曼彻斯特大学承担了负荷预测功能模块的研发，提出了一种适用于配电层级的负荷预测和建模方法。利用历史负荷数据、测量值（有功、无功和电压）以及第二天的天气预报数据（温度、湿度和风速），对配电网中任一节点在任何给定时刻的总负荷大小、负荷等级（工业、商业和居民）、负荷种类（感应电动机、驱动控制电动机、电阻性负荷、电力电子设备/开关电源、节能照明负荷、分布式发电/微型发电和其他RES等）以及可控负荷量进行了预测，并对该节点在给定时刻的需求动态响应（dynamicresponseofdemand，DRD）进行了分析；根据负荷构成、可控量以及DRD的预测结果即可确定合理的需求管理措施。

该方法预测DRD和需求的整体框架如图5所示，预测结果和DRD分析均用概率分布表示，充分体现了负荷的不确定性；预测误差均在可接受的范围之内，总负荷预测的有功绝对误差均值约为4%，无功约为15%。

1.2.2 配电网的状态估计

葡萄牙INESC公司承担了状态估计功能模块的研发，提出了一种适用于中压配电网的状态估计技术。项目在典型的葡萄牙低压网络（100kVA）上实施，包括57个安装了智能仪表的消费者（单相用户3.45～6.9kVA，三相用户6.9～13.8kVA），其中16个用户安装了分布式发电，在总的合同电力中光伏发电占50%；历史数据采用一个实际的中、低压变电站负载，包括30天的数据（日电压幅值、有功和无功功率），步长为15min。项目根据智能仪表的数目和安装地点考虑了5个场景，对具有实时通信功能智能仪表的遥测方案进行了分析。

该模块的核心是伪量测技术，主要利用安装在低压配电网中的智能仪表测得的实时数据，并结合中压配电网网络结构来估计中压配电网的状态向量。该方法采用了人工神经网络中一种称为自编码的特殊类型，通过建立一个同步的历史数据集对自编码器进行训练，从而实现对各个设备的伪量测。为了实现对不良模拟和状态测量结果的探测和识别，对系统估计方法的鲁棒性进行了评估，包括一些关键绩效指标的计算。在案例分析中，利用加权最小二乘法对中压配电网进行状态估计，权重按照不确定性进行单独修正；所有变电站均使用伪量测技术，最终得到的结果十分接近实际情况，证明了该方法的有效性。

1.2.3 提高配电网接纳分布式能源（DER）能力的协调优化控制

希腊雅典国家技术大学承担了电压最优协调控制策略功能模块的研发，解决了具有高占比DER的中压网络的协调优化控制问题。项目在罗德岛上的一个20kV、40节点中压网络上实施，该网络特点是馈线距离长、负载轻，并且DG容量大于负载。电网中有一个150/20kV变电站，变压器最大容量为25MVA，有载分接开关范围是17（1±1.25%）；馈线长38km，有2种不同的导线型号；最大、最小负载分别为4.5MW、1.8MW。DG装机容量为5MW，其中包括20个沿馈线分布的光伏电站，容量为0.1MW；在馈线2/3处有1个3W的风电场；在馈线中间有可切换电容器组，容量为0.4kvar。

该功能模块使用的控制算法是一个混合约束二次优化问题，其目标包括：①优化馈线上的电压波形；②减少能量损失；③使可再生能源的出力削减最小；④最大限度减少配电网设备（有载调压开关和并联电容器等）运行的机械损耗；⑤使通过高压/中压变压器的无功功率最小。约束条件包括：①潮流方程约束；②电压波动约束；③变压器分接头约束；④馈线热稳定极限约束；

⑤电容器组最大投切容量约束；⑥可再生能源的最大容量、功率因数以及出力削减限制。

项目实施结果表明，在电压调节方面，每个节点的电压波动范围按年计平均减少了约60%；在损耗方面，与传统的控制策略相比可以减少12%的损耗；在接纳RES的能力方面，即使不做任何削减也能使接纳能力提高60%，如果进行削减则可以将接纳能力提高至原来的3倍，与之对比，德国运行经验表明削减5%的RES电量可以提高电网接纳RES容量１倍；在设备的操作次数方面，有载调压开关的日均操作次数可以减少一半；在无功功率优化方面，整体的无功功率输入减少了20%，变压器上的损耗减少了40%。该控制策略的不足之处是过于依赖对负荷和RES出力的预测以及测量和通信基础设施的建设。

1.2.4 具有高占比分布式电源的配电网自适应保护方案

希腊雅典国家技术大学同时也承担了自适应保护功能模块的开发。由于传统配电网是辐射状的，并且通常是单馈线结构，一般采用无方向过电流保护即可；然而，接入RES的智能配电网中电流方向通常是双向的，这对现有的过电流保护方案来说是一个挑战。该系统利用预先计算出来的一些数据，结合配电网运行状态，通过中央控制器对保护设备的设置进行周期性更新，为可再生能源接入后产生的保护死区、继电器拒动误动、重合闸失败以及重合闸与熔断器之间的不协同动作等问题提供了一个全面的配电网自适应解决方案。

该系统在一个创新试验平台上针对一个简化的5节点双馈线智能配电网进行了测试，该平台使用硬件在环的拓扑结构，主要设备包括一个实时数字仿真仪、两个多功能数字继电器和一个可编程逻辑控制器，如图6所示。

1.2.5 与电力市场集成的虚拟电厂

德国柏林工业大学承担了虚拟电厂（VPP）功能模块的开发。虚拟电厂是一个新的市场参与者，可以汇聚和控制分布式能源（DER）。由于可以利用DER激活灵活性资源，所以VPP对于配电网络的主动管理极为重要，此功能模块正是研究系统运营商和VPP之间的协调方法。

柏林工业大学对VPP的性能进行了验证，算例网络如图7所示。实施结果表明，此功能模块可以支持对RES的市场整合，提高系统接纳RES容量14.5%，并且可以有效缓解阻塞。

2 集成高占比RES的创新案例

本节首先介绍了几个大规模消纳RES的项目，包括欧洲12家机构共同参与的IgreenGrid项目、意大利电力公司ENEL承担的PugliaActiveNetwork项目、英国西部电力承担的灵活的即插即用（Flexible Plugand Play，FPP）项目；然后介绍了英国西部电力承担的RES不同接入方式的项目、德国智能电网服务公司（SAG）的配网自动化实践案例、荷兰DNVGL技术咨询公司的测试方法和验证规范。

2.1 一些大规模项目概况

1）IgreenGrid项目。欧洲12家机构共同参与的IgreenGrid项目为电网集成高占比RES在技术层面提供了很多创新案例，如西班牙Iberdrola配电公司正在研发的新型无功控制技术，奥地利Oberösterreich配网公司正在研发的光伏逆变器控制、有载调压变压器控制和实时电压测量、以及利用自耦变压器进行低压线路电压调节等新技术。

2）PugliaActiveNetwork项目。意大利电网公司Enel对接入中压电网的RES的新型控制方案进行了测试，其成果目前正借由PugliaActiveNetwork项目给予大范围的实施和推广。该项目是欧盟第一个地区级示范项目，其目的是有一定规模程度地展示如何利用智能电网创新技术针对DG接入配网进行主动网络管理。

PugliaActiveNetwork项目中涉及的创新技术包括：①中压网络的电压调节和DG监测；②提供智能服务，包括建设电动汽车（EV）充电站和提高用户参与意识，后者通过智能设备（SmartInfo）向用户提供用电和/或发电量数据，使用户根据其生活习惯采取最经济的用电方式，从而实现需求的主动化；③防止在接入RES的情况下出现孤岛从而提高网络的可靠性；④停电管理和网络自动化；⑤实现接入DG的MV配网的需求响应（在紧急情况下限制/控制有功需求）。利用上述创新技术对Puglia地区的MT配网进行主动网络管理，该配网中分布式发电容量超过2.6GW，包含102个HV/MV变电站，超过4 000个MV/LV变电站；为了实现智能服务，建设了约250个EV充电站，并在Valled’Itria地区安装了30 000个SmartInfo设备。

3）灵活的即插即用项目。英国西部电网公司在其灵活的即插即用项目中测试了DG灵活接入的可能性，展示了集成高占比RES电网在规范和技术方面的创新案例和经验。首先，允许DG用户接入配网的前提是DSO能够根据运行要求控制其发电出力；在FPP项目初期预计年削减量为5.3%，实际削减量接近2%。其次，英国西部电网公司正在研发两种削减出力的商业方案—后进先出（lastinfirstoff，LIFO）和按比例分配（Pro-rata），即用不同的方式实现一个削减出力策略，利用智能设备保证获取额外的容量，需要削减的出力则在DG用户之间有差分摊。

FPP项目表明，当采纳计算所得的削减量大小时，灵活接入对于大多数用户来说是切实可行的一种选择。计及削减成本，项目为试验区内的入网DG用户总共节省了近3 200万英镑；平均入网成本节省了87%，减少接入等待时间超过59%（平均29周）。该方法在未来有很广泛的应用前景。

2.2RES灵活接入方式

英国西部电网公司（WPD）研究了RES灵活接入方式，并在英国西部从低压到132kV的电网上实施，其供电区域覆盖55 500km2，用户780万；架空线和地下电缆共计221 000km，变电站185 000个。在RES灵活接入方式的创新项目方面，WPD调动了所有利益相关者的积极性，并对知识库进行管理，其创新策略体现在网络方面是示范不同的投资策略，以便英国顺利实现低碳转型；体现在用户方面是测试各种新型接入方案，以便用户使用低碳技术；体现在效益方面是开发新方案，以提高电网性能和商业绩效。

计划接入的电源其供电量是有弹性的，即能够根据需求波动输出相应的功率，但是大部分DG是无计划接入的，所以当电网非正常运行时，这部分发电可能需要被切除，这通常发生在计划外故障、计划维修、新建工程和设备置换等情况下，持续时间取决于故障的严重程度，短到几毫秒，长到数月。对此，WPD提出3种RES接入方式：①定时，即在特定的时间削减发电，此时可以通过储能等手段减少RES出力削减所带来的损失；②软联动跳闸，即利用跳闸设备释放预故障容量；③在满足所有约束条件的基础上对容量进行全面优化，而RES接入带来的系统约束问题则通过引入局部灵活机制来解决。这3种方法的特点参见表1，其成本、复杂程度和优化程度是依次递增的，与传统的配电网改造方式之间的成本比较参见表2。

所有被设计为“非固定（Non-firm）”的接入方式在不正常运行状态下都可以被切除。WPD针对其网络模型使用历史负荷数据，在此基础上叠加理想的发电量分布情况，据此估计不同接入方式下的削减量大小；WPD总结使削减量增加的因素包括故障维修、非计划故障、失去负荷、净需求量输出、净发电量输入、小规模发电、失去通信；使削减量减少的因素包括新负荷接入、负载增加、净需求量输入、净发电量输出、发电故障、网络建设、准入的发电没有落实。

2.3 电网自动化

德国SAG公司提出了一种中、低压配网自动化的创新解决方案，主要解决配网集成高占比RES后会带来的电压越限和线路过载问题，其整体部署如图8所示，通过传感器对选定节点和支路进行测量，将信息经由电力载波或超高频无线通信传输至控制单元，后者运行配电网状态辨识和控制算法，将控制信号传输至相应的执行机构，对选定的馈线和负荷进行调节。该方案已在德国郊区（辐射状）和城网（环状）等14个试点部署实施；案例研究结果表明，该方案涉及的自动化系统升级成本与硬件升级成本之比约为5∶1，并且总成本只有常规配电网硬件改造成本的一半。在工程方面的挑战主要是变电站、机柜与RES之间的通信问题，以及变化多端的低压电网结构GIS数据量太大的问题。目前该方案只适用于低压配电网，是否能够应用于中压配电网还需要进一步的现场测试和相关政策支持。

2.4 电网的测试和验证方法

荷兰可再生能源领域最大的独立技术咨询公司DNVGL（在电力工业领域已有90年的从业经验，其中30年致力于能源效率和风电方面的研究。作为领先的认证机构，DNVGL发布了超过25项的标准和导则，尤其在大功率和高电压测试方面首屈一指）针对集成了RES的智能电网提出一种全面的测试和验证方案，如图9所示。

DNVGL公司专门成立了灵活电网实验室，对智能配电网运行情况（如各种电能质量条件下的RES）进行评估，验证创新性控制策略，以期改善电网的安全性和稳定性。与传统“被动”测试相比，该公司所提出的“主动”测试方法可以提高测试的可信度和系统的稳健性；元件测试中所使用的电压等级最高24kV，直流频率最高75Hz，容量最大1MVA，可分析超过25次的谐波，元件均为四象限运行。

该公司以一个检测功率流向的方案为例对所提出的测试方法进行了验证，在该方案中保护继电器向功率放大器传输电信号，功率放大器随后将该信号传输至实时系统模型并接受返回的信号，最终实现模型与实际情况的一致；所有验证过程均在闭环测试系统中实现。该项目下一步的研究重点是增加测试可信度和系统鲁棒性。

4 结语

目前的配电网运行缺乏中、低压层级的实时信息，为此CIRED-RT1构建了一种创新性的配电运行模式，通过集成来自传统数据源和新型智能设备提供的大量数据信息，极大地提高了配电系统的自动化监控水平。其研究成果是形成了一个智能电网基本体系框架，改进了信息处理方式，具体包括收集信息、处理信息、通信架构和评估策略4部分，即收集来自各方数据源的信息，利用高级软件工具给予处理，通过通信架构与控制保护装置和灵活性资源进行交互，并对市场策略进行评估。该体系控制模式采用分层结构，主要信息流在每个控制层进行分解，控制信号都在本地计算得到；所有功能模块遵循相同的结构，并且使用分布式智能和集群方式。CIRED-RT7则介绍了一些与电网集成DER有关的大规模试点项目和创新技术，主要包括RES灵活接入方式、电网自动化、电网的测试和验证方法等。

本文所介绍的消纳高占比可再生能源的运行模式和大规模案例为我国电力系统消纳高占比的RES发电提供了良好的参照。值得一提的是，智能技术及其商业解决方案必须能够体现所有利益相关者真正的价值或效益才能得到规模化的推广应用，因此除了技术创新，还需要进行相应的标准创新和制度创新。根据RT1与RT7的讨论，为了提高电网对RES的接纳能力，配电系统运营商可以从分布式电源侧和用户侧（灵活性资源）购买服务以避免网络阻塞，并可利用储能设备平滑RES带来的不确定性和风险，同时应该从导则和规范、技术标准、配套政策、监管条例等多方位创新，才能推出给所有利益相关者带来实效的智能电网解决方案。借鉴实现高占比RES国家的成熟经验，中国应对理论分析、技术研发、实验验证、实际应用中的每一方面进行深入研究，只有在创新性技术经过严格的测试和系统验证并且有创新的标准和制度予以配合时，才能考虑相关研究成果的大规模推广和应用。