二连浩特风电+光伏+光热+储能示范基地详解

比例为10.18%。可再生能源电源与用电负荷电力平衡结果较好。

据建模仿真分析数据结果，各集群与主网电量交换频次均能控制在630次以下，六区域联网运行后的交换频次控制在663次。日均出现交换次数为3.6次以下。每个频次的交换中均持续在20分钟以上。集群与主网交换频次较为合理，详见下表。

据建模仿真分析数据结果，集群与主网电量交换负荷分布特征表现为，负荷越大出现的时间越少，负荷越小出现的时间越多，交换负荷主要在中低负荷之间，根据集群的经济效益承受能力，在向电网上送大负荷功率困难时，可对风电出力主动限发，以降低主网调峰困难。

微网建设构想

本次规划按照集群式开发、分步式建设、开放式设计、电源负荷一体化运行、易于电网布局、保障电力消纳的整体规划思路进行规划。

本次规划根据规划区域内集群式微网电源的布局情况、电网现状、主要负荷的分布及预测情况，将可再生能源集群式微电网构建规划分为三个阶段：第一阶段为微网基础培养期;第二阶段为集群式微网构建期;第三阶段为各集群微网联合运行期。

(一)方案综述

到2020年，集群式微网电源装机达到253.5万kW，储能设施16万kW，当地用电负荷与集群式微网电源将达到一定规模。根据各集群式电源所在区域供、用电负荷情况，优先将负荷比较稳定、电源建设比较完备的区域分布式电源按微网要求加强和改造，配置微网运行所需设备，建立和完善微网运行模式。

本集群式微网为并网型微电网，既可与外部电网联网运行，也可以是一个预先设计好的孤岛，可在外部电网故障或需要时与外网断开单独运行，通过综合控制网内的分布式电源与储能系统，维持所有或部分重要用电负荷的供电。微电网一般以一点(PCC：公共连接点)与上级电网连接，分界点可设置在微电网出口的连接线断路器处。

区域集群式微网采用多级微电网辐射式架构。区域集群式微网总体架构如图所示：接入系统的变电站(220kV)，接入新能源电源、储能和负荷构成主微电网;负荷中心的变电站(110kV)就地接入新能源电源、储能和负荷构成一级子微电网;开发区等负荷区(35kV或10kV)接入分布式电源、储能和负荷构成二级子微网;终端用户接入分布式电源、储能和负荷构成三级子微网。

各级微网通过对可控电源、储能和可控负荷的调节，实现功率的就地平衡，从而通过整个区域集群式微网的分层分级功率平衡，实现新能源的就地利用，降低对公共电网的冲击。

(二)各集群微网联合运行期建设方案

随着用电负荷与集群式微网电源达到一定规模，为了提高各个集群可再生能源的利用率和系统的可靠性，实现各集群电源及负荷区域之间的互济性，可适时通过联络线实现各个集群微网进行联网运行，探索超大型可再生能源微网建设与运行模式。

通过对每个分布式微网电源的出力特性和用电负荷特性进行对比分析，可将地理位置较近、电源出力和用电负荷特性具有互补性的分布式微网电源进行联网，使得微网内部电源和负荷在更大范围内实现一体化运行，并通过与主网的协调控制平滑接入主网或独立自治运行，进一步满足用户对电能质量、供电可靠性和安全性的要求。

随着用电负荷与集群式微网电源达到一定规模，以及各个集群式微网的运行经验积累，为进一步提高系统的可靠性，通过联络线使各个集群微网进行联网运行。

微电网控制系统构成图

各集群微网通过220kV联络线实现环网连接，并通过220kV线路接入到500kV变电站220kV侧，在500kV变电站设置1台联络变压器，实现整个微网的接入。通过500kV与公共电网联接。

区域微网与公共电网连接示意图

(三)各集群微网联合运行期建设方案

整个区域微网与公共电网通过220kV的PCC点相联接，通过对整个区域微网的控制，实现与公共电网的交换功率可调控。

由于区域微网内部采用“全局优化、区域自治”和功率分层分级的就地平衡方式。在规划建设中，尽量的实现了电源与负荷的就地平衡，从而使得各集群间的交换功率很小。并且在区域微网实现潮流的优化控制，避免电磁合环造成的稳定问题。

区域微网与公共电网之间的交换功率可控，区域微网与公共电网从本质上是网与网的关系，之间通过线路联络，实现功率的相互支援，具有弱耦合的特征，将之间的相互影响降到最低。

区域微网内部各级子微网之间通过能够快速隔离的PCC快速开关相联接，当其中一个子微网内部发生故障时，PCC快速开关快速动作，实现故障子微网的快速隔离，保障其他微网的正常运行。故障子微网内部通过配置的微电网保护实现故障的快速隔离，保障子微网内部其他负荷的可靠供电。当故障切除后，子微网可以重新与上一级微网联网运行。