基于微电网控制技术的
海岛保供电模式
01
工作背景
经过近几年配电自动化建设，舟山市区、县城区已实现配网故障秒级自愈，供电可靠性较高。但是部分偏远海岛由单一跨海线路供电，不具备区域负荷向外转供的条件，已成为供电可靠性提升的短板。
偏远海岛与大电网联络单一，网架结构薄弱，在台风、雷击、海缆外破等恶劣条件下易发生全岛停电；岛内缺乏可靠应急电源，设备自动化程度低，当全岛失电后需要人工黑启动复电，耗时约70-90分钟；大电网供电与孤岛供电转换需冷倒负荷，会造成海岛多次全停。如何解决偏远海岛全停故障复电慢、停电次数多的难题，一直是舟山公司配网管理工作的重中之重。
02
工作思路
以并网型微电网作为海岛应急保电能力提升的重要抓手，聚焦“电源点优化配置、源荷储集中监测、主配微协同控制、并离网无缝转化”四个要点，形成“大电网为主、微电网为辅”的海岛保供电模式，强化双重供电保障，实现海岛全停秒级自愈，助推海岛供电可靠性提升。
03
典型案例
2022年10月起，舟山公司在东极镇试点开展自愈式海岛智慧微电网建设。2024年3月，经过多次试验，在失去上级电网后东极四岛90秒内自动全部复电，标志着东极自愈式海岛智慧微电网顺利投运。案例详细情况如下。
（一）东极基本情况
东极镇位于浙江省舟山市普陀区，是著名海岛旅游景区，主要由庙子湖、青浜岛、东福山、黄兴岛构成。现阶段东极镇主要用电负荷为居民用电，平均负荷约1.74MW，统计最大负荷3.19MW。东极镇由单回35kV海缆线路供电，存在35千伏海缆线路故障停运导致东极全域失电的风险。
图1 改造前东极区域电网接线图
图2 改造后东极区域电网接线图
（二）微电网基本情况
东极微电网是省内首个35千伏变电站级并网型微电网，包含35千伏东极变、2*630kW光伏、2*630kW储能、2*1.5MW发电站、微型气象站及各类自动化装置。按照“云边协同”的技术架构，以有线、无线通信方式将各类终端信息汇聚至东极岛边缘控制终端；边缘控制终端通过EPON网络将终端信息上传至配电自动化主站；配电自动化主站以E文件的形式与调度自动化系统实现终端信息交互。
图3 东极微电网总体架构图
考虑到东极与舟山本岛海底通信光缆与电缆路由接近，存在光缆、电缆同时锚损的风险，因此在东极岛部署边缘控制系统，当东极与本岛通信中断时，由边缘控制系统完成东极全停故障自愈控制；在配电自动化主站部署微电网能量管理系统，当东极与本岛通信正常时，由微电网能量管理系统完成东极全停故障自愈控制，以及实现源网荷储运行监控、功率预测、优化控制等高级功能。
图4 东极微电网控制系统架构图
（三）控制策略
涉及海岛全停的主要业务场景有三个，分别是主动离网、故障离网、故障恢复。主动离网场景中因上级电网计划检修，东极岛需转为孤网供电，冷倒负荷会造成一次全停；故障离网场景中因上级电网故障停运，造成东极岛故障全停；故障恢复场景中上级电网已恢复正常，东极岛由孤网供电转为大电网供电，冷倒负荷会造成一次全停。
为避免计划检修及故障造成的全岛长时间停电，微电网能量管理系统部署三个对应的控制模式。
1.主动离网模式
当因上级电网检修，需要手动控制东极电网离网运行时，调度人员在微电网能量管理系统下发主动离网指令，系统自动执行以下控制策略（24秒）。
步骤1：微电网能量管理系统通过下发遥调指令远程启动东极发电站机组，机组启动输出功率设置为250kW。
步骤2：系统下发并网指令，机组调节出力直至满足并网条件，并在东极变#1主变10kV开关处合闸并网。
步骤3：系统自动计算1#主变与2#主变10kV开关电流之和，若之和大于+5A则优先控制机组增加出力，其次启动储能对外放电，若和小于-5A控制减小机组出力，直到两个主变10kV开关的正反向交换电流总加在±5A之内时停止。
步骤4：系统自动控分1、2号主变10kV开关，完成主动离网。
图5 主动离网模式系统图
2.故障离网模式
当上级电网故障，微电网能量管理系统自动检测运行状态变化，自动执行以下控制策略（90秒）。
步骤1：微电网能量管理系统检测东极变35kV母线失压（线电压低于24.5kV，时间超过5s），1#主变10kV侧开关、2#主变10kV侧开关无流（主变10kV侧电流总加小于2A，时间超过5s），10kVⅠ段、Ⅱ段母线电压（线电压小于6kV，时间超过5s），判断东极变上级电网失电，自动拉开东极变1#、2#主变10kV开关和各10kV出线开关，断开与外部电网联系，切除所有整线负荷。
步骤2：系统研判东极变上级电网失电后，自动下发指令给储能（初始功率设置800kW），储能转换为离网模式对东极变10kV母线及重要负荷进行供电。
步骤3：系统研判东极变10kV出线开关均处于“分”、10kV母分开关处于“合”后，按照储能运行功率值*1.1倍，平均设置东极发电站机组有功功率值，启动机组并送电至变发B190线。
步骤4：系统下发机组与储能同期并网指令，自动调节机组出力，并在东极变变发B190开关处同期并网。监测到变发B190线开关、机组、储能处运行状态，东极变10kVⅠ段母线、Ⅱ段母线三相相电压均在5.77kV以上，则判定并网成功。系统下发遥调指令，将储能、光伏转至PQ模式。
步骤5：系统下发遥调指令，将黄兴B193线开关、东福B195线开关、和美B194线开关、青浜B192线开关、变发B190线开关、庙子湖B191线开关、1#接地变开关、2#接地变开关及10kV母分开关保护定值区由Ⅰ区切换至Ⅱ区。
步骤6：系统依次合闸和美B194线开关、庙子湖B191线开关、黄兴B193线开关、东福B195线开关、青浜B192线开关。每个开关合闸前需计算合闸后母线总负荷小于东极发电站、储能、光伏出力之和，如不满足则停止合闸送电操作。至此系统转为离网运行，并恢复负荷供电。
图6 故障离网模式系统图
3.故障恢复模式
当上级电网故障修复，具备送电条件后，调度人员通过微电网能量管理系统一键执行故障恢复操作，自动执行以下控制策略（12秒）。
步骤1：微电网能量管理系统检测到东极变35kV母线有压（三相相电压均在20.2kV以上），10kVⅠ段母线、Ⅱ段母线电压有压（三相相电压均在5.77kV以上），1#主变10kV侧开关、2#主变10kV侧开关分闸，东极发电站机组、储能、光伏无故障告警，则判定故障已恢复，立即执行故障恢复操作。
步骤2：系统下发机组与电网并网指令，同期合闸1#主变10kV侧开关。系统检测1#主变10kV侧开关、变发B190线开关均为合闸状态，机组运行正常无故障告警，且东极变10kVⅠ段母线、Ⅱ段母线三相相电压均在5.77kV以上，则认为并网成功，执行下一步。
步骤3：系统下发机组停机指令，控制机组逐渐降低出力至停机。
步骤4：系统下发遥调指令将黄兴B193线开关、东福B195线开关、和美B194线开关、青浜B192线开关、变发B190线开关、庙子湖B191线开关、1#接地变开关、2#接地变开关及10kV母分开关保护定值区由Ⅱ区切换至Ⅰ区。系统自动合闸2#主变10kV侧开关，完成故障恢复操作。
图7 故障恢复模式系统图
04
后续计划
舟山公司将持续优化自愈式海岛微电网协同控制技术，补充完善控制策略，确保在不同运行方式和各类异常状态下，系统稳定可靠运行。以东极自愈式微电网为引领，加快单电源海岛微电网建设，全面提升海岛供电可靠性。
丨供稿丨
戴舟波 陈凯洋 舟山供电公司
丨审核丨
李鹏 浙江电力科学研究院
丨编辑丨
蔡婉琪 浙江电力培训中心
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