文／特约记者   周瑾 

　　3月14日，江苏省分布式光伏可观可测系统上线“低压分布式光伏县域级超短期预测模块”。这个模块可将系统的预测精度提升到小时级，有力支撑分布式光伏灵活就地消纳和主配微网的高效协同。 

　　在传统的“发输配用”模式中，配电网作为电网末端环节，承担着单向配送电力资源、保障“最后一公里”可靠用电的作用。在新型电力系统建设的背景下，为满足分布式新能源就地就近消纳的目标，配电网还承担着挖掘用户侧调节资源、引导源荷双向互动等任务。 

　　国网江苏省电力有限公司聚焦网架灵活适配、配电网数智赋能、资源可调可控、主配微协同运行等目标，探索现代智慧配电网建设，开展了核心技术研发与典型场景验证，加强分布式能源就近消纳，推进新型负荷快速发展，保证大电网的安全稳定运行。 

　　搭平台：聚合各类资源 

　　过去几年中，江苏省分布式光伏呈爆发式增长态势。2023年，全省净增分布式光伏装机容量达1217.07万千瓦，月均净增装机容量达101.42万千瓦。大量分布式光伏项目投运后，余电上网部分加剧了分区的平衡压力，并影响电网的安全稳定运行。据统计，在江苏北部部分负荷密度大的地区，已累计有1063个配电台区出现了潮流反向、设备重载或超载等问题。 

　　针对上述问题，有业内人士提出，可在电源侧、电网侧配建储能，以提高系统的调节能力，但实施该方案投资大、成本高，难以持续。 

　　“相比之下，用户侧调节资源的空间大、成本低。在分布式新能源集中接入的园区、乡村等地，挖掘用户侧调节潜力，可有效满足分布式新能源就地就近消纳的需求；在负荷集中、分布式新能源较少的城市中心区域，挖掘用户侧调节潜力，可为主干网实现调峰调频提供资源支持，助力电网安全高效运行。”国网江苏电力配网部负责人表示。可见，充分发挥配电网联通主干网和用户侧的桥梁纽带作用，进一步加强用户侧调节资源的开发，可有效满足分布式新能源就地就近消纳和多元负荷互动的需求。 

　　近年来，国网江苏电力积极匹配可调节资源聚合需求，针对16个重点行业开展用能设备可调特性分析，目前已完成4个行业8家企业的调研分析，为光储充、柔性空调等6类设备制定了调节能力的计算规则。 

　　以分布式光伏发展迅速的常州为例，从2023年4月起，国网常州供电公司探索建设一套对各类可调节资源进行实时监测和高效聚合控制的数字信息系统。同年12月，该公司自主研发的新型电网主配微协同控制运行平台投运，接入可调资源聚合商7个，聚合分布式光伏7100余户、储能场站13座、充电场站148个、微能源网4个，汇集了可调节资源2.6万千瓦，整体调节能力相当于一座110千伏变电站。平台通过光纤、无线专网等多种通信方式，将电网调度系统中的调控云与微能源网、可调资源聚合商、虚拟电厂等第三方能源系统、社会自建聚合系统的云服务资源相连接，形成了统一、互联、可管理的共享共用资源池。 

　　2023年12月8日11时许，系统预测到分布式光伏午间出力大，可能导致常州武南电网分区南夏墅网格出现潮流倒送电情况。国网常州供电公司应用该平台，将临近网格内的8条配电网线路共计675千瓦用电负荷一键转至该网格，同时利用平台的协同控制功能，向星星充电、苏文电能侠等5个可调资源聚合商和常州新型站网互动示范中心微网发出了2000千瓦负荷上调指令。1分钟内，10千米以外的常州新型站网互动示范中心的照明、空调等楼宇负荷由2.5千瓦提升至23.5千瓦，位于津通工业园的用户侧储能充电功率抬升了100千瓦，南夏墅网格内的有序充电桩则从慢充转为快充模式，由此解决了分布式光伏出力增长带来的消纳问题。 

　　面对分布式新能源装机快速增加带来的潜在压力，国网江苏电力将重点开发光储充等柔性负荷的可调节能力，以虚拟电厂、微电网为单元进行聚合，在技术层面，形成以独立储能为代表的秒级调频能力、以分布式光储充为代表的分钟级实时调峰能力、以常规工商业负荷为代表的小时级调峰能力，匹配电网不同时间尺度的调频、调峰、备用需求。 

　　促协同：引导用户参与调峰 

　　江宁区是南京市的经济“领头羊”，2023年，江宁区的用电量约占南京市用电量的五分之一。区内高端制造企业密集，电量需求大、对供电可靠性的要求也极高。从供能条件看，区内自身能源资源禀赋不足，分布式新能源较少。但从负荷角度看，江宁区的用户资源丰富，有商业居民集中区、工业制造业园区、高精尖电子制造及软件研发园区、旅游景区、机场高铁交通枢纽等各类负荷，具备丰富的可调节资源和技术应用场景。 

　　2023年9月，国网江苏电力选取南京市江宁区打造智慧配电网高可靠供电保障示范区，探索主配微协同控制方式，系统性验证不同应用场景中技术路线的可行性。国网江苏电力搭建了一套主配微协同技术架构。在该架构下，配电网与微电网、虚拟电厂等用户侧能源管理系统贯通，通过“云边互联”和“云云互联”等协同交互模式，开展主网、配电网、微电网运行数据一体化分析计算，匹配用户侧源荷可调节能力与各级电网运行需求，引导相关市场主体通过辅助服务市场、需求响应或电网直控等方式参与调节。 

　　作为主配微协同技术架构中的重要一环，微电网包含光、储、充、荷等多类分布式可调资源，通常由用户自主管理。当外部电网需要其配合时，微电网往往因为与配电网之间联络不畅而无法实现及时响应。2023年10月，由江苏电科院自主开发的微能源网关上线应用。该装置基于主配微协同技术架构而研发，通过搭载云边协同控制算法，在配电网和微能源网间架起了一条“高速路”，使微能源网既可独立运行，又能在电网有需求时迅速协调内部资源，实现快速响应。 

　　“网关装置一头连接微电网能源管理系统，另一头连接配电自动化主站，支持光纤、无线专网等多种通信方式。它能够汇聚微电网各类可调负荷资源，使之接受配电网调度的远程监测和调节控制。平时，微电网自主管理内部可调资源，在电网有需求时，则可以灵活按需调节。”负责研发工作的江苏电科院继保自动化通信技术中心主任高磊说。 

　　高仿真：提升配电网的预判能力 

　　随着分布式光伏等新能源规模化发展，部分区域内光伏的发电能力远超当地负荷消纳能力。一方面，电能大量上送，造成配电变压器、线路反向重过载，可能导致设备损坏；另一方面，发电功率层层汇聚，在光伏大发时易出现潮流倒送至上级电网的情况。 

　　大量的新型源荷接入后，现有配电线路能否承载、能否消纳？这需要配电网实时监测和电网多时态仿真分析等能力作为支撑，因此，对配电网承载力和灵活适配能力进行量化分析就显得非常重要。 

　　为此，国网江苏电力先后研发了可靠性管控、线损研判等多类分析应用，据此打造了智慧配电网数字仿真平台。平台能够应用神经网络算法智能识别全省13个地市95个县区1200余个供电网格内的建筑屋顶，分别测算其光伏开发潜力，同时可自动将屋顶与配电变压器和线路的坐标相匹配，模拟源荷接入后配电网的运行状态，在规划建设前精准预判网络潮流。根据平台测算，江苏全省的可开发分布式光伏屋顶面积达970平方千米，远景分布式光伏装机容量可达1.15亿千瓦。 

　　该平台还可对配电网改造的技术经济性进行可视化分析，为解决配电网短时电压越限、重过负荷等问题提供经济高效的解决方案。目前，平台已在江苏全省13个地市供电公司上线应用，完成了近2000条中压线路的薄弱点分析。 

　　强适配：提高绿电消纳水平 

　　镇江扬中在2016年被国家能源局批准创建高比例新能源示范城市。此后，扬中因地制宜，大力推进新能源应用。今天，扬中无论是企业、居民还是政府单位，各类建筑的屋顶上，光伏板随处可见。 

　　随着分布式光伏大规模接入，扬中配电网电压越限、线损过高等问题同样突出。2021年12月，国网江苏电力在扬中市新坝、油坊两镇试点开展智慧配电网分布式光伏就地就近消纳示范区建设，聚焦配电网适配性开展技术攻关，重点打造中压柔性互联、低压柔性互联、台区分布式储能、光储充微网等四类示范工程，以微网自治管理、功率互济等方式，推动网格级分布式光伏全量就地消纳。 

　　工程于2022年全部建成投运，试点区域内分布式光伏就地消纳率由65%提升至80%。以低压柔性互联示范工程为例，针对台区间存在的光伏发电与用电负荷相差较大的情况，国网扬中市供电公司选取客运中心公用配电变压器、建新村3号配电变压器这两个相邻台区，利用客运中心低压配电房户外杆上配电柜的空余空间，安装了低压柔直装置和50千瓦/50千瓦时磷酸铁锂储能装置，实现了光伏发电在400伏台区间的功率互济。 

　　建新村3号配电变压器台区下共安装分布式光伏191千瓦，光伏发电高峰时常有电能倒送情况发生。1月4日13时30分，扬中市供电公司通过配电云主站，发现建新村3号变压器有功功率为负，存在光伏倒送现象，而临近的客运中心变电站则负荷较重，低压互联装置达到运行条件自动开始运行，将建新村3号下的35.62千瓦光伏发电负荷转移至用电负荷较大的客运中心公用配变台区下。监测显示，转移后的光伏发电量全部被客运中心公用配电变压器台区下的用电客户消纳。 

　　“其实，即使用户消纳不了，光伏电量也将被自动存储至客运中心的储能装置，以此缓解功率倒送情况。”该公司设备部专职金鹏飞说。经过一系列探索，扬中地区的光伏发电消纳水平持续提升。截至2023年年底，全市光伏发电量达到3.2亿千瓦时，占全社会用电量的14.6%。 

　　技术创新激发了扬中智慧配电网建设的新动能。3月25日，江苏首个县域级光储一体化示范工程在镇江扬中投运，助力有效消纳清洁能源，提升配电网可靠性。更多技术的引入，也将为当地现代智慧配电网建设提供有益的参考。 

　　（编辑：张越月）