比例為10.18%。可再生能源電源與用電負荷電力平衡結果較好。

據建模仿真分析數據結果，各集群與主網電量交換頻次均能控制在630次以下，六區域聯網運行后的交換頻次控制在663次。日均出現交換次數為3.6次以下。每個頻次的交換中均持續在20分鐘以上。集群與主網交換頻次較為合理，詳見下表。

據建模仿真分析數據結果，集群與主網電量交換負荷分布特征表現為，負荷越大出現的時間越少，負荷越小出現的時間越多，交換負荷主要在中低負荷之間，根據集群的經濟效益承受能力，在向電網上送大負荷功率困難時，可對風電出力主動限發，以降低主網調峰困難。

微網建設構想

本次規劃按照集群式開發、分步式建設、開放式設計、電源負荷一體化運行、易于電網布局、保障電力消納的整體規劃思路進行規劃。

本次規劃根據規劃區域內集群式微網電源的布局情況、電網現狀、主要負荷的分布及預測情況，將可再生能源集群式微電網構建規劃分為三個階段：第一階段為微網基礎培養期;第二階段為集群式微網構建期;第三階段為各集群微網聯合運行期。

(一)方案綜述

到2020年，集群式微網電源裝機達到253.5萬kW，儲能設施16萬kW，當地用電負荷與集群式微網電源將達到一定規模。根據各集群式電源所在區域供、用電負荷情況，優先將負荷比較穩定、電源建設比較完備的區域分布式電源按微網要求加強和改造，配置微網運行所需設備，建立和完善微網運行模式。

本集群式微網為并網型微電網，既可與外部電網聯網運行，也可以是一個預先設計好的孤島，可在外部電網故障或需要時與外網斷開單獨運行，通過綜合控制網內的分布式電源與儲能系統，維持所有或部分重要用電負荷的供電。微電網一般以一點(PCC：公共連接點)與上級電網連接，分界點可設置在微電網出口的連接線斷路器處。

區域集群式微網采用多級微電網輻射式架構。區域集群式微網總體架構如圖所示：接入系統的變電站(220kV)，接入新能源電源、儲能和負荷構成主微電網;負荷中心的變電站(110kV)就地接入新能源電源、儲能和負荷構成一級子微電網;開發區等負荷區(35kV或10kV)接入分布式電源、儲能和負荷構成二級子微網;終端用戶接入分布式電源、儲能和負荷構成三級子微網。

各級微網通過對可控電源、儲能和可控負荷的調節，實現功率的就地平衡，從而通過整個區域集群式微網的分層分級功率平衡，實現新能源的就地利用，降低對公共電網的沖擊。

(二)各集群微網聯合運行期建設方案

隨著用電負荷與集群式微網電源達到一定規模，為了提高各個集群可再生能源的利用率和系統的可靠性，實現各集群電源及負荷區域之間的互濟性，可適時通過聯絡線實現各個集群微網進行聯網運行，探索超大型可再生能源微網建設與運行模式。

通過對每個分布式微網電源的出力特性和用電負荷特性進行對比分析，可將地理位置較近、電源出力和用電負荷特性具有互補性的分布式微網電源進行聯網，使得微網內部電源和負荷在更大范圍內實現一體化運行，并通過與主網的協調控制平滑接入主網或獨立自治運行，進一步滿足用戶對電能質量、供電可靠性和安全性的要求。

隨著用電負荷與集群式微網電源達到一定規模，以及各個集群式微網的運行經驗積累，為進一步提高系統的可靠性，通過聯絡線使各個集群微網進行聯網運行。

微電網控制系統構成圖

各集群微網通過220kV聯絡線實現環網連接，并通過220kV線路接入到500kV變電站220kV側，在500kV變電站設置1臺聯絡變壓器，實現整個微網的接入。通過500kV與公共電網聯接。

區域微網與公共電網連接示意圖

(三)各集群微網聯合運行期建設方案

整個區域微網與公共電網通過220kV的PCC點相聯接，通過對整個區域微網的控制，實現與公共電網的交換功率可調控。

由于區域微網內部采用“全局優化、區域自治”和功率分層分級的就地平衡方式。在規劃建設中，盡量的實現了電源與負荷的就地平衡，從而使得各集群間的交換功率很小。并且在區域微網實現潮流的優化控制，避免電磁合環造成的穩定問題。

區域微網與公共電網之間的交換功率可控，區域微網與公共電網從本質上是網與網的關系，之間通過線路聯絡，實現功率的相互支援，具有弱耦合的特征，將之間的相互影響降到最低。

區域微網內部各級子微網之間通過能夠快速隔離的PCC快速開關相聯接，當其中一個子微網內部發生故障時，PCC快速開關快速動作，實現故障子微網的快速隔離，保障其他微網的正常運行。故障子微網內部通過配置的微電網保護實現故障的快速隔離，保障子微網內部其他負荷的可靠供電。當故障切除后，子微網可以重新與上一級微網聯網運行。