调研成果报告-主动配电网规划管理专题调研

主动配电网规划管理调研课题 2016年度调研成果报告主动配电网规划管理国网浙江嘉兴供电公司主动配电网规划管理课题组2016年11月15日3课题组组长：殷伟斌国网嘉兴供电公司副总经理课题组成员：郁家麟国网嘉兴供电公司发展部主任 陈 鼎 国网嘉兴供电公司经研所主任金 烨 国网嘉兴供电公司发展部副主任叶剑烽 国网嘉兴供电公司经研所副主任李 春 国网嘉兴供电公司发展部沈海华 国网嘉兴供电公司发展部雷 振 国网嘉兴供电公司经研所袁 傲 国网嘉兴供电公司经研所 统稿人：李 春内 容 提 要随着能源、环境问题的日渐加剧，以太阳能、风能、生物质能为代表的清洁、可再生能源发电应用得到长足的发展，加之电动汽车、智能家居等新型负荷及储能装置的稳步增长，传统的电力单向传输的无源配电网正在迅速转变为电力双向传输的有源配电网。嘉兴作为国家能源局确定的第一批新能源发展示范城市，到2016年10月底，太阳能、风能发电总规模已达到105.7万千瓦，其中分布式光伏发电规模83.9万千瓦，新能源发电渗透率达到13.1%。与此同时，嘉兴还积推动以电动汽车为代表的新能源汽车产业发展，当前已有新能源汽车700辆，计划“十三五”期间新增加6000辆以上，需配套建设充电桩5000支以上。本报告通过分析嘉兴地区分布式发电及电动汽车充换电设施建设运行与发展规划情况，研究新能源与多元化负荷接入对配电网规划建设与运行控制的影响。报告建议公司积极应对分布式能源与新型负荷快速发展的浪潮，在提升主动配电网规划设计能力的基础上，加强分布式能源管控平台等二次系统建设，加快配电网通信接入网络布局，推动配电网发展质量提升，尽快实现从有源配电网到主动配电网的质变过程。关键词：分布式能源主动配电网对策建议联系人：李春 发展部动配电网规划管理调研课题 目录第一章主动配电网概况2第一节主动配电网起源与国内外发展情况2一、主动配电网的起源2二、主动配电网在国内外发展情况3第二节 主动配电网技术基础8一、主动配电网基本定义8二、主动配电网核心理念9第二章嘉兴主动配电网发展基础条件13第一节 嘉兴经济社会发展与能源消费情况13一、嘉兴经济社会发展概况13二、嘉兴能源电力消费情况14第二节 清洁能源发电发展情况16一、太阳能发电16二、风力发电21第三节 配电自动化及通信建设情况22第四节 可控负荷发展情况23第五节 分布式发电运行情况24一、分布式光伏发电运行效率24二、分布式光伏发电影响分析26第三章嘉兴主动配电网发展策略建议28第一节 提升主动配电网规划设计能力29第二节 加强分布式能源管控平台建设32第三节 加快配电网信息通信网络建设3435第一章主动配电网概况第一节主动配电网起源与国内外发展情况一、主动配电网的起源随着全球经济的增长和人口压力的增大，人们对能源的需求与日俱增，现代城市普遍面临传统能源短缺、生态环境恶化等一系列问题，世界各国，特别是发达国家，纷纷选择将开发新能源产业、发展低碳经济、培育新能源城市作为推动经济可持续发展的重要举措，以风能、太阳能、生物质能为代表的清洁、可再生能源获得快速发展。这些清洁可再生能源大部分以分布式发电（Distributed Generation，DG）的形式连接到配电网，就地消纳，与传统大电网互为补充。分布式发电的大规模发展，是国家实现能源结构调整与环境保护的重要措施，也是电网企业必须接受的重要挑战。面对新的发展环境，需要一种新的电网解决方案来提供一系列的网络技术、规划设计和运行策略，主动配电网（Active Distribution Networks，ADN）应运而生。2006年，国际大电网会议（International Council on Large Electric Systems，CIGRE）配电及分布式发电研究委员会（C6）成立了以C.Dadamo为召集人的C6.11工作组，研究组队配电网的发展与运行课题（20062009），从而首次提出ADN的概念； 2008年，CIGRE强调了分布式发电资源（Distributed Energy Resource，DER）在微电网和主动配电网中的应用和研究；2009年，CIGRE的C6.11工作组完成了“主动配电网的发展和运行”课题演技工作，在发表的报告中明确了ADN的定义，并获得国际供电会议（International Conference on Electricity Distribution，CIRED）和国际电气与电子工程师学会（The Institute of Electrical and Electronics Engineers，IEEE）的广泛认可。同年的国际供电会议上，主动配电网规划方面的问题得到广泛关注。2010年，CIGRE正式设立以F.Pilo为召集人的C6.19工作组，对主动配电网的优化规划问题进行研究，以引导主动配电网发展；2012年，CIGRE鉴于大量DER接入配电网，C6决定将主动配电网改称为主动配电系统（Active Distribution System，ADS）；同时，C6.19工作组于2012年6月发表主动配电系统规划和优化方法的最终研究报告。二、主动配电网在国内外发展情况（一）理论研究方面主动配电网及其相关技术的研究进展信息主要来源于：（1） 国际上的研究动态，如：CIGRE的C6专委会、美国电力科学研究院（Electric Power Research Institute，EPRI）工作组、国际会议等；（2） 欧盟（European Union，EU）的相关工程，如：微网工程、EU FP6示范项目ADINE等）；（3） 智能电网相关示范工程；（4） 其他国内外相关项目。目前，国际上已经完成了ADN的顶层概念设计、项目实施验证、模型算法研发等方面的初步研究。但是，由于核心计算工具的缺乏，除欧美一些国家外，多数国家ADS还未成为配电网规划和运行的必要内容，且主动管理与主动控制仍处于初始阶段。中国大约从2010年引入ADN的概念，2012年开始兴起相关研究。中国电力科学研究院范明天教授在其论文中分析说明了分布式能源（DER）接入对传统配电网的影响和主动配电网的发展必要性，比较了传统配电网与主动配电网的差异，并探讨了主动配电网规划设计的技术经济可行性。湖南大学曹一家教授对含分布式能源的辐射状配电网最优潮流问题进行了研究，建立了一种在负荷不平衡配电网短期运行中考虑分布式能源预测误差的基于机会约束优化的多目标最优潮流模型。陕西电力科学研究院刘健教授、东南大学陆于平教授以及山东理工大学的徐丙垠教授等研究团队研究了含分布式电源配电网的保护问题以及故障定位、隔离与恢复供电问题。对分布式电源的故障电流特性和含分布式电源配电网的短路电流进行了分析，探讨了根据故障电流信息和传统故障定位规则，对含分布式电源配电网进行故障定位的可行性分析，取得进展。（二）示范工程方面在ADN的实际工程方面，世界范围内有美国、澳大利亚、意大利、希腊、德国、英国、加拿大、荷兰、丹麦、西班牙、日本、中国等开展了数十项具有创新性的ADN项目。欧盟开展了ADINE、ADDERSS、GRID4EU等代表性的ADN示范项目： ADINE项目主要以配电网络对高渗透率DG的开放兼容为目标，重点研究内容包括：智能配电自动化、ICT和ANM控制技术等，项目展示了可使DG接入更加方便的解决方案，提出了可适应大规模DG接入的系统保护配置、电压控制、故障穿越和防孤岛等策略。ADDRESS项目于2008年开始实施，历时4年，11个国家参与，重点研究智能配电网理念下以“主动需求(AD)”为核心的用户侧需求响应技术。该项目建立了用于实时数据处理的大型、开放式电力通信网络，大规模实验并应用实时激励等需求侧管理技术，验证了AD对系统效益的积极作用。GRID4EU项目由6家欧盟国家配电系统运营商共同参与，主要涉及智能配电网的规划、运行及控制关键技术、标准制定，以及成本效益分析等方面内容。国内在密切跟踪主动配电网技术前沿的同时也在积极进行试点示范工程建设，2012年开展了863项目“主动配电网的间歇式能源消纳及优化技术研究与应用”研究，并在广东电网进行示范。“多源协同的主动配电网运行关键技术研究及示范”也已经获得2014年度的863项目立项，将分别在佛山、北京、贵阳、厦门进行示范。广东电网主动配电网示范工程： 示范点选择佛山市三水区4条馈线线路，建设利用先进的信息、通信以及电力电子技术对规模化接入分布式能源的配电网实施主动管理，能够自主协调控制间歇式新能源与储能装置等分布式发电单元，积极消纳可再生能源并确保网络的安全经济运行，实现电网兼容及应用大规模间歇式可再生能源，提升绿色能源利用率，优化一次能源结构。实现主动配电网在正常工况下以及故障工况下的消纳与协调控制能力的验证，并作为间歇性能源在配网消纳中的示范，保证5.5MWp间歇式能源及1.1MWh储能系统的接入，实现间歇式能源100%消纳，实现供电可靠率99.99%以上。北京电网主动配电网示范工程： 示范点选择北京未来科技城，系统最大负荷不低于200MW，220kV变电站2座，110kV变电站5座，10kV变电站不少于30座；具有多种清洁能源种类不低于4类：冷热电联产机组不小于250MW、垃圾焚烧发电不小于30MW、垃圾填埋发电不小于541.25MW、多点接入光伏发电总量不小于5.68MW、风机不小于1.5MW、电动汽车集中充放电站容量不小于10MW、储能规模不小于500kW/1MWh。全网可再生能源装机不低于总负荷20%。示范工程完成后可实现100%全额消纳可再生能源，核心区供电可靠率不低于99.999%，并且具备提供无电压暂降和短时中断的高品质电力定制能力。厦门电网主动配电网示范工程： 示范点选择福建海西厦门岛，系统最大负荷不低于120MW，清洁能源种类不少于3类：冷热电联产机组不低于150MW、垃圾焚烧发电不低于2MW、多点接入光伏发电总量不低于60kW、电动汽车集中充放电站容量不低于5MW、移动式储能车规模不小于1MW/2MWh。示范工程完成后可实现100%全额消纳可再生能源，核心区供电可靠率不低于99.99%。贵州电网主动配电网示范工程： 示范点选择贵州省贵阳市清镇红枫供电区域，建成集水电、风电、光伏、冷热电联供、储能、电动汽车充电设施的主动配电网集成示范工程。示范工程规模：10kV线路不低于5条，最大负荷容量不低于10MW。电源装机容量：冷热电联供机组不低于500kW、光伏发电总量不低于250kW、储能不小于200kW/400kWh、水电不低于5 MW、电动汽车充电桩数量不少于4个。示范区接入主动配电网全局运行决策系统的能源种类不低于4种，可再生能源种类不低于3类。主动配电网全局运行决策系统实现示范区内至少8个分布式电源协调控制和100个用户用电终端监控管理。示范区核心区域供电可靠率达99.99%。示范区分布式能源渗透率能达到30%。第二节 主动配电网技术基础一、主动配电网基本定义主动配电网的基本定义是：通过使用灵活的网络拓扑结构来管理潮流，实现对局部的分布式能源设备(Distributed Energy Resource，DER)进行主动控制和主动管理的配电系统。其中，DER的基本构成包括：分布式发电(Distributed Generation，DG)、分布式储能系统(Distributed Energy Storage System，DESS)、可控负荷(Controllable Load，CL)等。其中DG主要为可再生能源，包括光伏发电、风能发电等;CL包括电动汽车(Electric Vehicle，EV)、响应负荷(Responsive Load，RL)等。二、主动配电网核心理念传统配电网是一种基于电网供电与用户用电之间的单向电力分配的网络，属于“电网-负荷”两元结构，规划设计与运行管理相对较为简单。随着分布式能源接入配电网比例的提升，原有平衡被打破，配电网逐步转变为“源-网-荷”三元结构，分布式能源的接入，使得电力潮流从单纯的网-荷流向改变为网-荷、源-荷、源-网的混合型潮流，同时“源”的不确定性，造成三元结构的平衡与管理复杂性大大提升。主动配电网的提出，其核心目标是应对源与荷的不确定性，协调“源-网-荷”三元结构的平衡。主动配电网的核心理念体现在主动规划（Active Planning）、主动控制（Active Control）、主动管理（Active Management）与主动服务（Active Service）四个方面。（一）主动规划1.“源-网-荷“三元结构规划理念传统配电网规划基于“网-荷“两元结构，对分布式能源接入采用接入即忘（Fit and Forget）态度，在系统运行管理阶段把分布式电源当做负荷处理，不采取任何特别措施，忽略或低估“源”的因素。主动规划充分考虑分布式能源的接入规模、接入点、影响因素等环节，充分考虑“源”的质（接入能源类型、气候影响）和量（接入规模、接入点分布），并引入新的规划方法与工具进行平衡分析。2.一二次协调规划理念传统配电网规划侧重于一次电网构架的设计与变压器容量的选择，很少考虑自动化、通信和配网管理等二次系统对电网运行可靠性的影响。主动配电网由于源、荷的不确定性带来潮流双向流动、电压波动、电能质量等负面影响，在“源-网-荷”之间如何进行功率平衡及不确定性管控，需要在规划设计阶段充分考虑二次系统的配置，实施一、二次协同规划。3.高效规划理念传统配电网规划由“荷”的规模决定“网”的容量及网络结构、设备参数，由于安全性的需要，一次系统需要以峰值负荷为基准进行容量设计，造成配电网设备资产利用效率低下。主动配电网规划兼顾安全性与经济学，结合“源-网-荷”之间的平衡，适当降低一次配置冗余度，依托二次系统整体规划以及信息通过技术，实施主动控制与主动管理，实现低概率风险时的应对方案。（二）主动控制1.精准预测理念传统配电网控制是出现问题、解决问题，缺乏风险预判，没有全局优化概念，主动控制则需余贤分析目标偏离的可能性，拟定和采取预防性措施，通过提前感知、系统控制，达到统筹优化的目的，最终实现计划目标。2.状态感知理念由于源与荷的不确定性，主动控制需要实施获取配电网实际运行信息，了解配电网中每条线路的负载情况，当电网出现阻塞时，可通过主动控制网络结构和网络中的可控设备、可控的发电与需求响应负荷，以疏解电网中线路的负载情况，保障电网运行的安全与稳定。3.优化协调理念在主动配电网“源-网-荷”三元结构中，“源-荷”通常属于用户侧资产。当前，分布式发电并网往往以10千伏及以下电压与用电负荷供电点连接在一起，以“自发自用、余电上网“模式进行消纳。“为实现“源-网-荷”的有效、高效控制，主动配电网控制对象除了电网侧资产如联络开关外，还应包括用户侧可控资源，如经双方达成补偿协议的可控负荷、可中断负荷、可平移负荷、电动汽车充换电设施、储能设备等。（三）主动管理1.主动监控理念传统配电网中的潮流是单向的，由电压较高的电网端流向电压较低的负荷端，而在主动配电网中，由于分布式发电的接入，可能出现反向潮流。当前“接入即忘”（Fit and Forget）原则不利于资源的高效利用，主动管理理念相应出现。主动管理是在对配电网二次系统参数实时测量的基础上，对分布式发电和配电网设备进行实时监测与主动控制，包括主动故障等级管理、主动电压控制和主动潮流管理等。2.灵活电价理念随着间歇性、波动性分布式发电上网规模的扩大，配电网能量管理方式除传统的直接负荷控制策略方式外，还可考虑采取非直接负荷控制策略方式，比如分时电价、季节电价、可停电电价、可中断负荷电价等市场引导方式，激励用户侧主动参与负荷调节。（四）主动服务1.服务定制理念为客户提供定制电力服务，根据其需要提供满足其需求的、可选择的高品质电力供应服务；为客户积极参与需求响应、改善能效提供技术支撑；充分利用主动配电网中的可控资源，为上级电网提供电能、在线备用等服务，实现配电网与客、配电网与上级电网以及第三方能源服务商之间的互动互惠。2.即插即用理念针对配电网与客户及第三方能源服务商之间的各种电能服务，在电力流、信息流、资金流方面，提供接入后即配置、即提供服务的即插即用能力。第二章嘉兴主动配电网发展基础条件第一节 嘉兴经济社会发展与能源消费情况一、嘉兴经济社会发展概况嘉兴市位于浙江省东北部、长江三角洲杭嘉湖平原腹心地带，是长江三角洲重要城市之一。市境陆域东西长92公里，南北宽76公里，陆地面积3915平方公里，其中平原3477平方公里，水面328平方公里，丘陵山地40平方公里，市境海域4650平方公里。嘉兴东临大海，南倚钱塘江，北负太湖，西接天目之水，大运河纵贯境内。市城处于江、海、湖、河交会之位，扼太湖南走廊之咽喉，与沪、杭、苏、湖等城市相距均不到百公里，区位优势明显。2015年末，全市户籍人口349.48万人，常住人口总量458.5万人，其中城镇人口达到279.23万人，人口城镇化率达到60.9%。改革开放以来，嘉兴承载着上海浦东开发开放的辐射、苏南开放型经济和浙南民营经济的交汇影响，经济社会又好又快发展，综合实力显著增强。2015年，全市生产总值（GDP）3517.06亿元，比上年增长7.0%。其中，第一产业增加值140.09亿元，下降2.7%；第二产业增加值1850.04亿元，增长5.9%；第三产业增加值1526.93亿元，增长9.6%。三次产业结构调整为4.0:52.6:43.4。按常住人口计算，全年人均生产总值76834元（按年平均汇率折算为12336美元），增长6.7%。嘉兴是全国卫生城市、中国优秀旅游城市、国家园林城市、全国双拥模范城市和全国绿化模范城市，也是浙江省统筹城乡综合配套改革试点城市。嘉兴城乡发展较为均衡，所辖五县（市）均在2015年全国经济百强县前50名，全部属于科技进步先进行列，全部荣获省级文明城市（县城）、 省级教育强县（市）称号。2015年，全市城镇居民人均可支配收入45499元，比上年增长8%，剔除价格上涨因素实际增长6.9%；农村居民人均可支配收入26838元，比上年增长8.8%，剔除价格上涨因素，实际增长7.7%。二、嘉兴能源电力消费情况（一）能源消费嘉兴地处杭嘉湖冲积平原，煤炭、石油、天然气等一次能源匮乏，供应主要依靠外部输入。“十二五”期间，全市规上工业综合能源消费总量年均增长4.8%。自2012年雾霾问题爆发以来，节能降耗与环境保护工作得到各级政府高度重视，嘉兴地区在推进企业节能改造的同时，积极推广风、光等清洁可再生能源发电应用，能源消费增速逐年下降。2015年，全市规模以上工业综合能源消费总量（等价热值，下同）1368.0万吨标煤，单位工业增加值能耗下降4.8%。八大高耗能行业能耗总量1071.9万吨标煤，增长1.6%，八大高耗能行业单耗下降6.2%。（二）电力消费2015年，嘉兴全社会用电量413.35亿千瓦时，同比增长4.26%，其中，第一产业用电量2.63亿千瓦时，同比增长0.03%，第二产业用电量344.31亿千瓦时，同比增长3.11%，第三产业用电量36.00亿千瓦时，同比增长12.08%，城乡居民生活用电量30.42亿千瓦时，同比增长9.46%。（三）电力供应结构截至2015年底，嘉兴地区统调电厂装机规模1181.4万千瓦，其中火电524万千瓦，核电657.4万千瓦；非统调电厂装机161.13万千瓦，其中，火电90.65万千瓦（仅统计6000千瓦以上），风电8万千瓦，太阳能光伏62.48万千瓦。全年非统调6000千瓦及以上火电厂发电量51.07亿千瓦时，光伏发电4.2亿千瓦时，风力发电1.2亿千瓦时。风、光等清洁能源发电量合计约占全社会用电量的1.3%。第二节 清洁能源发电发展情况一、太阳能发电（一）发展现状嘉兴目前有四个国家级光伏发电应用示范区：嘉兴光伏高新技术产业园区、平湖经济技术开发区、海宁经济开发区和海盐经济开发区；两个省级光伏发电应用示范小镇：桐乡市河山镇和秀洲区油车港镇。光伏发电应用，特别是分布式光伏发电在省内乃至全国范围内都处于先行示范地位。1.装机规模自2009年“中国科学研嘉兴应用技术研究中与转化中心光电建筑应用示范项目”申报以来，嘉兴地区太阳能光伏发电应用发展不断提速。截至2016年9月底，嘉兴地区共受理光伏发电项目3582个，总装机规模120.94万千瓦，其中分布式光伏发电项目3570个，总装机规模89.76万千瓦；已并网运行光伏发电项目3325个，总并网容量95.49万千瓦，其中分布式光伏发电项目3319个，并网容量83.25万千瓦。2.开发形式嘉兴是“丝绸之乡、鱼米之府”，土地资源稀缺，太阳能发电应用大多数采用分布式发电形式，利用建筑屋顶进行建设，通过用户侧电网接入公共配电网；以集中式电站形式开发的较少，且多数利用水面、农业大棚等进行建设。截至2016年9月底，全市共并网光伏发电容量94.7万千瓦，其中，以分布式发电形式接入的容量达到82.5万千瓦，以集中式电站形式接入的仅6座，其中，地面电站1座，渔光互补水面电站3座，农光互补电站2座，总容量12.2万千瓦。 目前，在途申报的项目中，以分布式发电形式开发的，容量有5.98万千瓦，以集中式电站形式开发的，容量有18.94万千瓦，均为渔光互补项目。3.并网电压嘉兴已并网光伏发电项目主要通过35千伏及以下电压等级接入，其中，35千伏并网接入容量3万千瓦，10（20）千伏并网接入容量64万千瓦，380/220伏并网接入容量27.7万千瓦。（二）发展规划2015年12月，嘉兴市太阳能发展“十三五”规划由嘉兴市发展和改革委员会发布执行。嘉兴地区太阳能发电应用规划遵循“统筹规划、合理布局、就近接入、当地消纳”的原则，按照“政府引导、市场运作、统一管理，示范推广”的管理模式来建设，至“十三五”末，计划在全市达成光伏发电规模150万千瓦，其中，分布式光伏105.5万千瓦，集中式电站44.5万千瓦，各区县具体指标分配如下：表1 各县（市、区）光伏发电规划目标（单位：万千瓦）地区2020年分布式光伏集中式电站市本级1810嘉善县10.54平湖市15.56海盐县114海宁市3311桐乡市179嘉兴港区0.50.5全市总计105.544.5嘉兴市境陆域陆地面积3915平方公里，其中平原3477平方公里，水面328平方公里，丘陵山地40平方公里。全市陆地面积大部分多为成熟的农业用地和城镇建设用地，可用于建设集中式光伏电站的陆地面积不足；水域面积分散零落，且大部分用于水产品养殖，较大部分水域为全市饮用水通道或水源保护区，集中式光伏电站开发条件偏差，故嘉兴地区光伏开发仍以屋顶分布式为主，优先考虑在工业厂房、商业综合体、专业市场、大型会展场馆、体育场馆、高速公路服务区等建筑屋顶建设规模化分布式光伏发电系统，支持在学校、党政机关、医院、科研单位和城乡居民住宅等建筑屋顶推广分布式光伏发电系统。2016年9月，浙江省太阳能发展“十三五”规划出台，规划进一步明确了全省太阳能开发利用的规模目标与技术路线。按照规划方案，嘉兴地区太阳能开发以屋顶分布式光伏发电应用为主，以地面集中式光伏发电站为辅，至2020年，两者规模应分别不小于100万千瓦、40万千瓦。同时，明确在嘉兴建设11万户居民屋顶光伏发电项目，重点包括王江泾、油车港、新塍、洪合、王店、凤桥、余新、大桥、姚庄、干窑、天凝、林埭、新仓、独山港、沈荡、澉浦、于城、百步、武原、袁花、马桥、海昌、斜桥、丁桥、许村、长安、周王庙、盐官、黄湾、屠甸、濮院、洲泉、崇福等30余个乡镇，覆盖全市五县两区。二、风力发电截至2016年9月，嘉兴地区已投运风力发电场2座，总容量8万千瓦，均采用集中并网方式接入配电网络，在途风力发电项目3项，总容量4.7万千瓦，同样采用集中并网方式接入。分散式风力发电应用目前在省内尚无实例，规划中也未作安排，故风力发电作为“源”的一种，对主动配电网规划建设影响相对较小，可予以忽略。第三节 配电自动化及通信建设情况嘉兴市辖供电区域，桐乡、海盐2个县级供电区域开展了配电自动化及配套通信工程建设，基本为A+及A类供电区域。至2015年底，配电自动化三遥终端1011个，二遥终端125个，结合配电自动化建设，嘉兴公司配套开展了10千伏通信接入网的建设，配电自动化覆盖的站点均已实现通信100%覆盖，各类供电区域的自动化覆盖率及通信光纤化率如下：国网浙江嘉兴供电公司10千伏通信接入网的建设以光纤专网通信方式为主，选择EPON无源光网络手拉手的链接方式进行组网，在部分电力通信专网无法覆盖的区域，采用通信运营商的无线公网通信方式作为补充。A类区域：自动化覆盖10kV线路157条，覆盖率为65%；覆盖站点883个，覆盖率为65%，其中通信光纤覆盖站点217个，光纤化率为16%。B类区域：自动化覆盖10kV线路332条，覆盖率为20%；覆盖站点1500个，覆盖率为20%，其中通信光纤覆盖站点375个，光纤化率为5%。C类区域：自动化覆盖10kV线路61条，覆盖率为10%；覆盖站点363个，覆盖率为10%，其中通信光纤覆盖站点29个，光纤化率为0.8%。电动汽车充换电站基本通过租用运营商的公网通信方式实现接入。分布式电源站点根据电源容量大小采用自建光纤或租用公网通信方式实现接入。第四节 可控负荷发展情况目前，浙江省电力市场建设尚在起步阶段，响应市场价格激励的可控制、可中断、可平移负荷尚未真正形成，目前实际可主动管理的终端负荷主要是公司投资建设的电动汽车充换电设施。浙江省大力支持新能源汽车推广应用，为嘉兴市新能源汽车推广应用奠定了较好基础。截至2016年3月统计数据，全市共有新能源汽车701辆，其中，新能源公交车160辆，私家车48辆，其他企事业单位自用电动汽车493辆，数量在全省非试点城市中位居前列。截至2016年9月，嘉兴公司在市域范围内已经配套建设电动汽车充电站22座（另有7座在建），充电桩96支，按每支充电枪充电功率60千瓦计，最大充电负荷约0.58万千瓦，在嘉兴全社会负荷中所占的比重还微乎其微，难以产生实质影响。按照嘉兴市新能源汽车产业发展“十三五”规划，到2020年，嘉兴市计划推广新能源汽车6000辆以上，公务、公交、出租车、环卫、物流、商业租赁等公共领域新能源汽车应用比例不低于30%，且私人购买新能源汽车比例大幅提升。为保证新能源汽车的推广应用，到2020年，全市计划建成充换电站50座以上，充电桩5000个以上，基本形成专用充电基础设施为主体、公共充电基础设施为辅助、城际快充站为补充的新能源汽车充电基础设施服务网络体系。按照这一规模，2020年电动汽车充换电设施最大用电负荷在30到50万左右，约占全社会负荷的3%-5%左右，其规划建设与运行管理方案对电网优化运行将会有比较直接的作用。第五节 分布式发电运行情况一、分布式光伏发电运行效率（一）实际出力及利用小时数1.最大出力：考虑光伏温度因子、灰尘损耗、逆变器效率、站用电及线损、组件可用率、电池组件差异性损耗及早晚不可利用辐射损失等因素，嘉兴地区目前在运的分布式光伏项目理论最大出力应在8283%左右，但从抽样数据来看，实际最大出力可接近90%，主要影响因素是并网电压等级及逆变器参数。后期随着光伏组件及逆变器性能的进一步改善，出力预估时建议按照85%90%予以考量。2.利用小时数：浙江属于太阳能资源三类地区（资源一般带），年日照小时数约14002200小时，年辐射量在42005400兆焦耳/平方米左右，理论年有效利用小时数为1200个小时，但从目前在运项目整体情况看，普遍只有9501100小时左右，大体是由于近几年雾霾、连续阴雨等异常天气较多，影响太阳辐照所致。根据气象条件，春、夏、秋、冬四季的日均辐射总量分别为3730瓦时/平方米、4760瓦时/平方米、2830瓦时/平方米、2330瓦时/平方米，而春、夏、秋、冬四季日最大利用小时分别约为：3.05小时、3.29小时、2.65小时、1.75小时。在天气晴好的情况下，春秋季有效发电时间段为6:30-17:30，夏季有效发电时间段为5:00-18:30；冬季有效发电时间段为7:00-17:00。3温度响应度：由于光伏发电效率受温度影响，温度每升高1度，组件的功率将下降0.35%，所以在春秋时节日照情况好的时段，组件出力更高，从近几年统计情况来看，全年最大出力往往出现在5月、9月等春夏、夏秋季节交接时期，夏季电网负荷高峰时，光伏电站出力反而无法达到最大出力能力。4.天气响应度：光伏系统发电功率与天气情况关系密切，发电功率与太阳辐照度变化极其一致。一般情况下，晴天最大发电功率可达到项目装机容量的85%左右，阴雨天最大发电功率仅装机容量的5%。晴天最大发电功率输出时间通常为正午12：00左右，阴雨天最大发电功率输出时间无法确定。天气晴朗时光伏输出功率呈现出较为光滑的正态分布特性，而阴雨等多变天气下，光伏输出功率呈现较为明显的多变性和随机性。二、分布式光伏发电影响分析（一）削峰影响光伏有效发电时间一般在早6点至晚6点之间，其出力对平抑日间用电高峰负荷有积极作用，具体可参考今年负荷实测代表日数据。2016年7月27日，24小时正点嘉兴电网全口径最高负荷806.2万千瓦，出现在13时左右。最高负荷时点网供负荷696万千瓦、地方电厂出力109.69万千瓦，上海电供应0.5万千瓦。上图为负荷实测日全天24小时正点的嘉兴电网全口径负荷、统调负荷、地发电厂（小火电出力等）及沪电曲线，从图可以看出，光伏发电出力曲线与日间用电曲线匹配度较好，对早、午用电高峰的平抑作用明显。实测日，嘉兴电网全口径峰谷差负荷226.6万千万、占全口径最高负荷的28.1%；与2015年8月3日嘉兴电网全口径峰谷差负荷244万千万、占全口径最高负荷的33.4%相比，比例略有下降。实测日统调负荷峰谷差184万千瓦、占统调最高负荷的26.4%，比去年实测日统调负荷峰谷差224.2万千瓦、占统调最高负荷的34.2%相比，比例略有下降。第三章嘉兴主动配电网发展策略建议有源配电网仅反映配电网接有分布式电源的物理特性，并不一定具备开供集成的分布式资源以及实现对配电网的“主动控制”；而主动配电网除具备有源的“一次”物理特征外，还强调配电网具有主动的调节控制能力的“二次”属性。“有源”强调功率与故障电流双向流动，而“主动”强调积极、主动的控制、管理策略与方法。有源配电网只有采取“主动”的规划设计、管理控制手段，才能有效集成分布式电源，提供供电质量，实现优化运行；而主动配电网只有“有源”，才能充分发挥其优势。按照国内外学者的分析，DG接入配电网比重不大的起步阶段，其对配电网的影响尚可忽略，配电网处于“有源”阶段，当DG接入比例提高，足以造成影响时，有源配电网应升级为主动配电网，以集成各类分布式资源，提升配电网整体效率。2012年以来，嘉兴地区分布式能源规模迅速扩大，目前光伏装机规模渗透率已达到11.75%，配电网的“有源”特性已经非常显著，目前应该是推动其朝主动配电网发展的合理时间点。第一节 提升主动配电网规划设计能力传统配电网规划的主要任务是确定在规划期内在何时、何地投建何种类型的输电线路及其回路数，以满足规划周期内的区域电力负荷需求，在确保达到线路载流能力、节点电压水平、供电可靠性等各 类基本技术指标的前提下，追求系统投资成本的最小化。该方法在无源、被动网络中是经济有效的，但是在有源网络中，则无法发挥“源”的作用，达不到技术经济最优的目标。主动配电网的规划，不再仅仅考虑一个简单的配电网运行状态断面，而是要全面的考虑分布式电源与负荷的时变特性，识别出功率变化“日模式”，采用随机分析与概率论等方法，解决配电网规划中的不确定性问题，制定最佳的一二次系统协调规划方案，在确保安全性的基础上，实现投资容量和成本的显著下降。今年，省公司申报了主动配电网规划研究科技项目，其中一项重要内容是“源-网-荷-储”互动下的主动配网多目标规划模型与方法研究。该课题由浙江大学承担，研究内容包括：主动负荷、分布式储能提高消纳比例的成本效益分析建模，基于主动负荷和分布式储能的可再生能源消纳评价方法，分布式储能在高渗透率可再生能源配电系统中的选址定容方法，配电系统主动孤岛与自治运行方法等。根据研究成果，主动配电系统是基于ICT系统、智能控制装置、成本效益模式的基础上，充分利用现有资源(网络、DG、储能、主动负荷)，对网络解(扩容)和非网络解(主动控制)进行权衡，对分布式电源(DERs)各种系统组合，目的是最大可能地利用现有资产和基础设施，满足负荷的发展和分布式电源接入的需求，使设备比过去在更接近其物理极限条件下工作(以前是限制负载率)。主动配电网规划中，网络解（Network Solutions）与非网络解（No-network Solutions）的平衡决定了规划方案技术性与经济性的平衡，两者的平衡直接决定待建配电网的结构与功能，是主动规划的核心与关键。网络解属于配电网改造升级，即“硬手段”，通过网络建设增加系统运行裕度，规划周期长，建设成本高；非网络解属于系统主动管理，即“软手段”，通过优化运行控制，降低负荷对系统稳定运行裕度的要求，规划周期短，相对成本较低。国际上通行做法是在成熟配电网络上通过非网络解方法来提高配电网的供电能力与供电可靠性。主动配电网规划需在规划阶段就考虑其运行时可能遇到的各种不确定工况，同时考虑到其复杂的运行控制和主动管理模式，以及将自动化规划和通信规划一起考虑在内，其规划框架结构基本如下图所示。嘉兴地区配电网络经过10余年的快速发展，总体供电能力充裕，装备更新及时，运行状态良好，从近年统计数据