光伏并网难、调度慢？安科瑞“云边端”协同破解南网调度核心痛点

唐雪阳

安科瑞电气股份有限公司 上海嘉定  201801

一、工作背景

近年来，南方电网区域低压分布式光伏装机容量实现爆发式的增长，目前全网分布式光伏装机容量已超过5600万千瓦。暴露出低压分布式光伏整体发展缺乏规划、无序并网等开发建设乱象，相关技术管理不完善问题也逐步显现。

今年国家能源局修编印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），要求分布式光伏项目应满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。

大量低压分布式光伏接入电网后，受限于观测感知手段不完善、“刚性控、柔性调”比例低，电网调峰及电力平衡需求难以得到有效满足，个别配变发生反向过载、功率波动和电压越限等问题，造成局部电网风险持续加大。

公司印发了分布式光伏运行管理提升工作方案的，通过“计量系统转发转令”、市场化虚拟电厂聚合调节、“调度直采直控”应急保底等实现低压分布式光伏“四可”功能。通过可信数据交易是实现电网各级调度对低压分布式光伏分钟级“四可”数据采集的有效支撑手段。为有效指导基于可信数据交易模式的低压分布式新能源“四可”建设，特制定本方案。

二、需求分析

（一）“四可”能力现状

当前电网各级调度系统通过“计量系统转发转令”技术方案可实现低压分布式光伏15分钟级数据采集。但计量转发的数据普遍存在完整率低和延时高的问题，难以满足调度实时监视、预测等应用需求，同时也无法通过计量系统对分布式能源下达遥控、遥调指令，不能满足调度对分布式能源实时调控的需求。

（二）“四可”能力提升需求

在分布式光伏持续大规模并网背景下，为保障电网安全稳定运行和电力可靠供应，需要实现低压（380V/220V）分布式光伏的“可观、可测、可调、可控”。“四可”需求需要实现对低压分布式光伏发电数据分钟级采集处理、并网点开关可控，以及光伏逆变器有功/无功功率柔性调节。

三、工作目标与思路

（一）工作目标

以解决低压分布式光伏发电侧数据分钟级采集处理、并网点开关可控，以及光伏逆变器有功/无功功率柔性调节的核心问题。通过在试点项目采用市场化虚拟电厂聚合调节技术方案，探索出可以满足分钟级“四可”解决方案。

基于可信数据交易模式的低压分布式新能源“四可”技术方案需要满足高可靠性、低时延、安全性和可扩展性等要求。

（1）2025年底完成基于可信数据交易模式的低压分布式新能源“四可”试点项目，实现分钟级“四可”解决方案。

（2）2026年初在全网新增低压分布式光伏项目应用基于可信数据交易模式的“四可”方案。逐步对存量场站通过基于可信数据交易模式的“四可”改造，2026年底，50%低压分布式光伏实现柔性调节。

（3）2027年底，全网90%低压分布式光伏通过基于可信数据交易模式的“四可”方案，实现直采及柔性调节控制。

（二）工作思路

构建基于可信数据交易模式的低压分布式新能源"四可"调控体系，通过市场化机制破解数据壁垒，确保技术可行、管理可行和经济可行，实现电网安全调度与高效运营。

充分利用市场化力量来支持南网分布式新能源“四可”调度体系建设和运行保障。通过专业化公司建设覆盖分布式新能源的通信网，同时具备针对调度业务、电力交易业务开展专门的数据采集和数据治理的能力，提供满足调度、电力现货等业务要求的高质量数据服务。通过上述措施实现工作方案技术可行。

通过数据交易模式，公司调度系统将具备南网范围内供电侧、负荷侧的各电压等级的运行数据，可以通过数据交易方式提供给电力市场客户、科研用户使用，从而促进数据交易业务发展。

通过数据交易模式获取分布式新能源运行数据，可以解决电网公司大规模、专项建设低压“四可”调度技术系统的费用和实施困难，通过地调层面日常的运维费用列支获得分布式新能源的数据，可以按月、按配电台区、按流量等模式支付数据费用。

四、实施方案

（一）总体方案

通过在市场化聚合商平台侧加装“经济型边缘网关”，采集市场主体聚合的分布式光伏运行数据、模型数据等，通过专线、调度数据网发送至地调OCS/边缘集群。接收并转发地调主站的指令，对市场主体聚合资源进行调控，实现南网区域低压分布式光伏分钟级“四可”。

由市场化产业联盟企业在低压分布式新能源场站投资加装“经济型边缘网关”采集场站表后断路器、逆变器等设备数据，发送至需求侧灵活资源聚合平台，经过脱敏治理后转发至地调主站，接收并转发地调主站的指令，对新能源进行调控，同时数据转发至市场化产业联盟企业运营平台支撑政府、企业的数据交易。

（二）建设方案

（1）交互架构。由市场化聚合商平台在南网云中下载软网关APP并部署，通过安全接入区直采接入地调边缘集群安全Ⅰ区。

图4-1 项目总体架构

经济型边缘网关B型部署在聚合商平台机房或办公场地，软网关以物理机或虚拟机方式部署在聚合商平台内，南向采用IEC101、IEC104、MQTT等接口接入，北向通过4G/5G无线通信接口接入地调Ⅰ区的边缘集群或配网主站。市场聚合送地调方案中，分布式光伏通过虚拟电厂模式上送的数据应包括但不限于：

1）分布式光伏的用户户号、计量点信息；

2）分布式光伏、聚合控制单元的实时运行数据，包括但不限于运行状态、有功功率、上调节速率、下调节速率、实时控制上限、实时控制下限、增闭锁、减闭锁、最大上调节能力、最大上调节能力可持续响应时间；

3）分布式光伏的准实时运行数据，包括但不限于可调节上限曲线、可调节下限曲线。

4）分布式光伏与地调交互数据的区块链账本，以文件形式上送。

地调下发的交互数据应包括但不限于：

1）聚合控制单元与用户/计量点的关联信息；

2）控制信息，包括但不限于计划曲线、控制指令。

（2）通信方式。布式光伏采用市场聚合模式接入地调边缘集群，通信通道应优先使用专线、调度数据网、综合数据网等电力专网；还可使用运营商专线或5G专用切片接入调度自动化主站。

分布式光伏采用市场聚合模式接入地调边缘集群安全I区时，应采用加密认证措施等技术手段，经过安全接入区进行信息交互，安全接入区与调度自动化主站的边界处应部署经部门检测认证的电力专用正反向隔离装置，并优先采用高性能的正反向隔离装置。

（3）通信协议。经济型边缘网关北向通信协议参照地调直采模式。

经济型边缘网关南向与市场化聚合商平台通信宜支持采用DL/T 634.5101、DL/T 634.5104、CoAP、DL/T 698.45-2017、DL/T 645-2007及相关拓展协议等与边缘网关通信，网络层IP协议应支持IPv4，宜支持IPv6协议。

（4）安全防护要求。应遵循《电力监控系统安全防护规定》（发改委27号令）和其他国家法律法规有关要求，采取优化安全分区、强化边界隔离、做好业务认证等技术措施，开展低压分布式光伏网络安全防护工作。

（5）建模方式。形成光伏控制单元->逆变器/并网开关->计量点->用户->聚合控制单元->聚合商的模型，同时基于各厂家逆变器参数，形成主要采集模型，包括逆变器开停状态、有功功率调节、无功功率调节、发电量、功率、电流、电压等核心数据。

（6）市场化聚化商平台技术要求。

为实现分布式新能源的可靠监测和有序控制，市场化聚合商平台应参照《南方电网10kV分布式新能源直采技术方案》配置，支持被地调授权、监视和采集的功能，具体包括：

1）数据采集：采集分布式电源并网点的电流、电压、有功功率、无功功率、频率、电能质量等模拟量信息，电源启停状态、开关状态、事故跳闸信号、保护动作信号、异常信号等状态量信息，以及其他信息和数据；

2）数据处理：对采集数据进行合理性检查、越限告警、数据储存与备份、计算分析和处理；

3）遥控功能：对可控的分布式电源并网点开关进行分合控制；

4）有功功率控制：对可控的分布式电源依据有功功率调控策略，下发相应的有功功率控制指令；

5）电压／无功调节：对可控的分布式电源依据电压/无功调节策略，下发相应的电压/无功调节指令；

6）对时功能：接收对时命令，对分布式电源接入电网监控终端进行对时；

7）协调控制：实现分布式电源发电功率的分配与控制；

8）区块链：应在聚合商平台实现分布式电源采集/控制数据的区块链记账、提交、更新、查询、数据分发等功能，并支持以文件形式上送区块链记账数据。

（三）运营方案

（1）数据采集供给。园区运营主体、分布式新能源投资公司或自然人用户授权产业联盟企业投资建设满足低压分布式新能源“四可”的技术体系，并持续开展运维保障，相关数据由联盟企业和业主共有，数据经脱敏治理后共享至电网、政府和企业。

（2）数据交易保障。通过数据交易中心，面向电网（分布式新能源“四可”、市场交易）、政府（节能降耗、碳排放量）、企业（分布式新能源入市、绿电绿证）等不同场景，提供数据交易服务，可以按月、按配电台区、按流量等模式收取数据交易费用。南网各地调通过日常的运维费用列支购买相关用户侧（负荷侧）数据，实现对分布式新能源的“四可”调度。

图4-2 运营体系架构

五、工作内容（介绍分工）

1.配套规范制编制和修订。编制需求侧灵活资源聚合平台建设要求和数据接入技术方案，编制低压分布式光伏并网协议，提出设备运维、数据质量以及紧急离网等要求。配套编制低压分布式光伏运维规范。（南网总调牵头，各中调、南网科研院配合，2025年6月完成）

2.试点选取。选择广东中山、江门作为试点，聚合所辖范围内分布式光伏资源，实现。（广东中调牵头、中山地调、江门地调配合，2025年7月完成）

3.试点建设。根据选取试点地区、场站，以并网调度协议为抓手，按资源聚合模式，在用户侧加装相应的设备实现数据采集和调控能力，并协调试点地市开展需求侧灵活资源聚合平台建设工作。（广东中调牵头、中山地调、江门地调配合，2025年11月完成）

4.运营管理。落实数据用户，可信数据交易运作等内容，良性可持续。。。（广东中调牵头、中山地调、江门地调配合，2025年10月完成）

5.试点总结及方案迭代。对试点地区、场站聚合接入工作进行总结，分析试点存在的问题、成果，优化技术方案，并进一步扩大试点范围。（广东中调牵头、中山地调、江门地调配合，2025年12月完成）

6.推广应用。编制2026年度低压分布式光伏调度数据采集推广应用工作方案，确定推广模式，协调专项资金，筹备推广工作。（南网总调牵头，各中调配合，2025年12月完成）

六、保障措施

1.统一思想，高度重视。推进分布式光伏四可能力建设既是落实国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》，实现分布式光伏有序入网消纳的核心举措，同时也面临着迫在眉睫的现实需求。各单位要高度重视，充分认识工作重要性和紧迫性，认真做好分布式光伏四可能力建设工作。

2.做好统筹，协同推进。各级调度要做好总体统筹协调，根据实际情况差异化制定本单位分布式光伏四可能力建设实施计划及方案，协调落实专项资金，做好主站系统建设改造、采集终端安装部署等工作。

3.做好指导，强化监督。各网省级单位应当加强分布式光伏四可能力建设工作的指导，及时掌握并研究解决工作推进中存在的问题，做好配套过程材料收资与制度化建设。强化分布式光伏四可能力建设工作的监督和全过程管控，省级单位组织做好对省、地级分布式光伏四可能力建设实施计划及方案的审核，定期对所辖单位开展督导和检查，做好建设改造的进度和质量管控。

六、安科瑞微电网智慧能源管理系统平台

1.AcrelEMS3.0概述

AcrelEMS3.0智慧能源管理平台采用B/S架构，满足分布式电源、储能装置以及电动汽车充换电设施等接入和协调控制需求。平台采用“1+N”设计，可以接入数量众多的新能源场站数据，将分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车充电桩聚合在一起，结合发电预测、负荷预测、电价波动、电网调度指令等情况，灵活调整微电网控制策略并下发给储能、可调负荷等系统，采用“云-边-端”协同策略控制，保障配电网稳定、高效运行。

图 AcrelEMS3.0智慧能源管理平台云边端策略协同

终端设备控制策略是现场设备在并网、离网状态下的运行策略，包括有功功率/无功功率控制、电压/频率控制、*大功率追踪、虚拟同步发电机惯量控制等多种策略，由储能变流器、光伏逆变器、充电桩等设备提供；

边端协调控制策略是本地ACCU-100协调控制器或Acrel-2000MG能量管理系统执行的能源策略，包括新能源消纳、防逆流控制、峰谷套利、柔性扩容、需量控制、限电模式等等，这些策略可以在本地执行；

云端优化控制策略是AcrelEMS3.0平台基于发电预测、负荷预测、电价波动以及虚拟电厂平台的调度指令而做出的策略优化，这些策略下发给本地协调控制器或能量管理系统来执行。

AcrelEMS3.0智慧能源管理平台主要包含以下功能：

图 AcrelEMS3.0智慧能源管理平台功能界面

综合监控：实现配电网配电室、光伏系统、储能系统、负荷、充电桩、环境数据的采集、监测、可视化展示、异常告警、事件查询、报表统计等功能；

智能控制：协同光伏、储能、负载等多种能源主体，动态规划智能策略，实现储能、光伏协调控制，比如计划曲线、削峰填谷、防逆流、新能源消纳、需量控制等；

能源分析：具备微电网能耗及效益分析、微电网经济运行分析、多维度电量分析，并进行日、月、年能源报表统计；

功率预测：以历史光伏输出功率和历史数值天气数据为基础，结合数值天气预报数据和光伏发电单元的地理位置，采用深度学习算法建立预测模型库，实现光伏发电的短时和超短时功率预测，并经进行误差分析；同时对微电网内所有负荷，基于历史负荷数据，通过大数据分析算法，预测负荷功率曲线。

优化调度：根据分布式能源发电预测、负荷预测结果，并结合分时电价、电网交互功率及储能约束条件等因素，以用电成本*低或碳排放*低为目标，建立优化模型，采用深度学习算法解析微电网运行功率计划，系统通过将功率计划进行分解，实现对光伏、储能、充电桩的优化控制。

2.配套硬件

①微电网能量管理控制箱Acrel-2000MG/B1

多元数据感知、能效指标分析、灵活控制策略、运行优化控制、协调经济调度、其他控制功能。

②微电网协调控制器

微电网协调控制器具有控制、保护、测量、监控、通讯等功能，实现分布式发电、储能、柴发和可控负荷的协调控制；配置有多种控制策略，满⾜不同运⾏场景下的安全稳定控制需求，确保微电网能够在不同运行模式下（并网和孤岛）平稳、高效地运行； 具备多个端口，支持不同的设备及协议的接入，如101、103、104、ModbusTCP/RTU等。

③多功能仪表、直流表、电能质量监测装置、防孤岛保护装置、箱变测控迎、限流式保护器、直流绝缘监测仪等等。