配电网数字化转型条件成熟
业内人士认为，传统配电网由于缺少通信网络支持，切除负荷手段相对简单，通常只能切除整条配电线路。因此，从业务影响、用户体验等角度出发，亟需通过精准控制减少对重要客户的影响。在此背景下，配电网数字化转型可实现精准负荷控制及配电自动化、低压用电信息采集、配电网移动巡检、配电网差动保护等多样的应用场景。
“未来用电信息采集将延伸到家庭，将能够获取所有用电终端的负荷信息，以便实现精细化的电力供需平衡和合理错峰用电。”内蒙古电力集团有限责任公司处长赵晨旭表示，如欧美等国家和地区已实行的电价阶梯报价机制需实时公示通知电价，以便客户能按需预约采购。
在赵晨旭看来，分布式能源深度渗透使配电网由功率单向流动的无源网变为功率双向流动的有源网，其中，110千伏以下配电网由于点多面广，通信通道改造难度大、施工条件差、接入成本高，无法实现光纤网络全方位覆盖，而依托5G来实现配电网差动保护大规模应用，可加快配电网数字化发展进程。
珠海许继电气有限公司副总经理、总工程师张维认为，在传统的传输方式下，数据上送与命令下发关联度不强，配电主站与配电终端双向互动提升不紧密，主站与终端能力挖潜、个性定制手段缺乏，而新需求则为云边协同指明了方向。据了解，云边协同是基于物联网协议、大数据与人工智能技术，通过物联网云主站与物联网终端信息的双向互动，提升配电网监控各环节的自我感知、自我决策能力，为中低压配电网智能化调控与精益化运维提供新的技术手段。
智能配电网建设面临诸多挑战
智能配电网建设目标是提高配电网的可靠性、系统运行效率及终端电能质量，目前我国配电网供电可靠性与发达国家仍有较大差距，国内不同城市配电网发展也存在差异，而且配电网智能化是一个循序渐进的过程。
业内人士普遍认为，随着分布式能源装机不断增加，其对电网运行的影响呈现“局部向全局发展，配电向主网延伸”的趋势，给电网电力平衡、无功调节、电能质量控制等都提出了更高要求，给配电网调度运行带来新挑战。尤其随着分布式光伏接入，使得配电网从无源网变为有源网，配电网运维管理更加复杂，局部地区甚至出现倒送现象。
在国网辽宁电科院院长刘一涛看来，目前分布式电源建设及运维存在的问题较多，集中体现在并网技术水平参差不齐、电站建设不规范、管理运维水平低等方面，给配电网运行带来较大的安全隐患。因此，一定要以“技术+管理+服务”来提高分布式电源接入的可靠性，通过在合理规划、技术提升、性能检测、信息安全等方面对分布式电源进行主动管控及服务，实现分布式电源友好接入及主动支撑电网，有效提升配电网可靠性及清洁能源利用率。
南京大全自动化科技有限公司技术总监彭宁宾介绍，在配电网边缘计算网关台区智能终端部署上，也面临着一系列难点，尤其随着终端应用深入，终端数量巨大、覆盖面广、应用部署各环节的问题将日益凸显，对配电物联网建设造成影响。
“如在生产环节，存在环节多、工时高、复杂性高等难点；在检测环节，终端功能复杂将导致检测步骤繁琐，检测工作量大，人工统计操作耗时长、易出错；在运维环节，技术分析难度大，运维工作量大。”彭宁宾表示。因此，需在配电网终端应用的各个关键环节颁布技术规范和标准，研发专用的管控和自动化智能装备，解决难点问题，保障配电物联网建设。目前，南京大全自动化科技有限公司已在这些方面做了一些技术研究，初步具备系列化专用装备的研发、制造能力。
需加强交直流配电网研究
鉴于目前配电网数字化、智能化转型面临的问题，业内人士均认为，应针对直流不能应用的场景与调控需求，充分利用5G通信与终端计算，发挥交直流混合配电网的快速控制能力，这能够适应配电网新型源荷快速变化的要求。中国电科院配电技术中心博士王昊晴判断，随着新能源发电、储能、直流负荷快速发展和大量接入及电力电子技术快速发展，相比传统交流配用电，直流配用电的诸多优势不断显现，因此建设基于传统交流配电网的交直流混合配电网将是未来的发展方向。
如近日全国首个多电压等级直流配电网——江苏省苏州市吴江区同里镇云梨路多电压等级直流配电网庞东中心站示范工程第一批交直流设备安装到位。据了解，成熟的多电压等级直流配电网可满足客户不同电压等级的需求，便捷接入各类电源、负荷和储能装置，构建直接面对客户的直流配电网。
中国农业大学信息与电气工程学院副教授张璐表示，未来应在兼顾现有交流网架结构和特性的基础上，全面深入考虑新型源荷对直流配电的需求和影响，针对直流配电需求明确的场景和区域，尝试部分线路采取直流运行，实现单点改造、多点贯通、全网受益。
“未来应进一步挖潜含多元源荷的交直流混合配电网故障传播特性与恢复能力，并充分考虑配电系统与信息系统间的双向连锁故障，保障恢复策略的有效性。”张璐建议，需进一步加强交直流混合配电网的基础理论研究，充分发挥直流线路的优势，探索适合我国国情的交直流混合配电网发展道路。
