構建新型電力系統對省級電網調度的挑戰及建議

國網冀北電力有限公司 王靖然

2021年3月15日，在中央財經委員會第九次會議上，習近平總書記提出構建以新能源為主體的新型電力系統，指明了為實現碳達峰碳中和目標我國能源電力的轉型發展方向。

此后，國家電網有限公司在7月13日發布了《構建以新能源為主體的新型電力系統行動方案（2021~2030年）》，明確建設以堅強智能電網為樞紐平臺、以源網荷儲互動與多能互補為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動基本特征的電力系統。

截至2021年10月底，我國風電裝機容量達到2.99億千瓦，太陽能發電裝機容量達到2.82億千瓦，部分省區風電和太陽能發電裝機容量已經超常規火電，成為第一大電源。到2030年，我國風電和太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

在國、分、省、地、縣五級調度體系中，省級電網調度既是電網平衡控制的主體，也是新能源調度運行控制的主體，隨著新能源裝機的快速增長并逐漸成為提供電力和電量的主體，省級電網調度將直面新型電力系統的各項挑戰。

構建新型電力系統對省調體系的挑戰

構建新型電力系統對省級電網調度體系帶來巨大挑戰，具體體現在三個“變化”上。

平衡模式發生顯著變化

1.從“省級平衡”到“多級平衡”。

在我國，省級電網作為獨立平衡區的控制模式已經持續幾十年，這是由省級電網的規模決定的，又與行政區劃相一致。對于地市電網而言，不存在平衡調節問題，裝機和負荷的規模可能相差很大。分布式電源的發展改變了這一現狀，以整縣推進分布式光伏為例，一個市或一個縣的分布式電源裝機規模基本與其負荷水平相當，市、縣級電網本身即可實現功率平衡。同時，以園區為主體的微電網和虛擬電廠不斷涌現，對于連接在地市電網節點的一些微電網，其依靠自身冷熱電聯供、分布式光伏、儲能儲熱等實現內部的功率平衡，只在個別時段和主網進行功率交換。因此，新型電力系統將是“省-地-縣-微網”的多級平衡，電網中的潮流分布、電壓分布等將發生顛覆性變化。

2.從“源隨荷動”到“源荷互動”。

在傳統的平衡模式下，負荷是自變量，各類電源的出力都是根據負荷的變化而調整變化，是因變量。而新能源出力具有間歇性、波動性和時變性的特點，無法像火電等傳統電源出力跟隨負荷變化，可能出現負荷高峰時段新能源出力很小或負荷低谷時段新能源出力很大的情況。因此，在新型電力系統的構建過程中，必須充分挖掘負荷側的調節潛力，一方面充分利用市場機制引導負荷側自發調整，另一方面要大力發展可調節負荷，將可調節負荷、儲能等納入電力電量平衡，實現可控負荷、儲能和各類電源的協調互動。電源出力不必嚴格跟蹤負荷曲線，二者實現解耦。

3.從“分散預測”到“融合預測”。

與電網平衡模式相適應，傳統的新能源功率預測是以省調為主體，負荷預測也是在地市負荷預測結果的基礎上進行加總，得到省網負荷預測曲線，從而進行機組發電計劃安排。在新型電力系統下，從個體來看，微網或虛擬電廠的運營商作為市場參與主體，需要對內部的新能源和負荷分別進行預測，并將并網點的凈功率交換計劃提交給調度部門。從地縣調來看，大量分散式風電和分布式光伏的接入使負荷曲線的形狀發生根本性改變，單純進行負荷預測已失去意義，必須對新能源和負荷進行分別預測，并將預測結果進行融合分析。對省調而言，為了更精確地制定日前計劃，集中式新能源、分布式電源和負荷的預測也將進一步融合。

運行控制發生顯著變化

1.從控制傳統電源到控制新型電源（源荷儲）。

傳統的電網運行控制對象是火、水、核等電源，近年來風電、光伏也被納入控制體系，控制方式是通過有功控制系統、無功電壓控制系統等下發指令，直接控制機組有功和無功出力。在新型電力系統下，隨著源網荷儲各類資源的涌現，新型控制對象除了傳統的電源類型外，還包括新型儲能、可控負荷、微電網、虛擬電廠等。其中，新型儲能將作為一類特殊電源參與到電網運行控制中，分散配置的儲能可以和火電、風電、光伏等作為一個整體接收調度指令，集中式大規模的儲能電站可單獨接收調度指令，參與電網調節。這里值得一提的是虛擬電廠，其可以按照事先設定的發電計劃曲線運行，也可作為獨立的控制對象接收調度機構下發的有功、無功指令，對電網頻率、電壓進行調節。

2.從集中控制到分散協同控制。

電網運行的傳統控制方式是分層分級集中控制，國-網-省-地-縣五級調度中心大致按照設備等級分工協作，國調負責跨區域聯絡線路和變電設備的調度管理以及跨區域送電機組的出力控制；網調負責省間聯絡線路及變電設備的運行管理，控制網內點對網送電的機組出力；省調負責省內輸配電設備和省內機組出力的控制。隨著各類分布式電源、微電網、可控負荷的大量接入，以省調為主體的集中控制模式將導致控制成本急劇上升，因此必須采取分散協同的控制模式。對于每一個虛擬電廠或微電網，都有自己的控制中心，負責控制內部的各類可調節資源。對于整縣開發的分布式光伏，也要建立縣域的控制中心，根據接入電壓等級，省調或地調對于每個控制中心下發總的控制指令，實現分散下的集中控制，如果條件成熟，在不同的控制中心之間也可以開展數據通信，實現更高級的自愈控制。

3.從應對簡單事件到復雜嚴重事件。

電力系統發生極端嚴重故障的概率并不高，沿用多年的“N-1”和“N-2”可靠性標準確保了電網在經受簡單預想故障時的安全運行。大量新能源的接入可能放大常規事件對電網的影響，事實上放大了系統的脆弱性。例如全網性的小風天氣將導致風電出力偏低，在風電占比不高時，對電網的影響并不顯著；但在高比例風電接入的條件下，可能導致供電能力不足，威脅電網安全運行。極端天氣也會使嚴重故障越來越多，這種影響很容易突破“N-2”，導致多重故障的發生。電網運行必須做好面對更加復雜嚴重事件的準備。

體制機制發生顯著變化

1.從計劃到市場。

當前部分省份正在試點進行電力現貨市場改革，市場化改革的推進將使得電網生產組織方式發生根本變化。對于省級電網調度而言，在建立中長期、現貨、輔助服務等省級各類市場有序銜接的市場體系基礎上，如何建立促進新能源消納的市場機制，充分發揮新能源發電邊際成本低的優勢，并實現電力市場和碳交易市場的協調配合，還有很多地方需要進一步研究。同時，面對新能源大規模接入后電網的調峰、調頻需求，應推動省間和省內輔助服務市場建設，調動儲能、分布式、可調節負荷等各類資源提供服務的積極性。

2.從調度大電網到輸配電網協同調度。

隨著高比例新能源的接入，尤其是分布式電源的大規模并網，對配電網的調度管理提出了更高要求。在技術手段上，地、縣調要通過調度技術支持系統實現配電網設備運行信息的感知，實現對分布式電源的可觀、可測、可調、可控，實現對可調節負荷的精準控制，配電網將變得更加友好和透明。在調度管理上，分布式電源外送的輸變電設備也將納入調度管理范圍，在檢修計劃、方式安排、應急處置等方面，省調與地、縣調的聯系將更加緊密，實現輸配電網的協同調度。

3.從以省調作為新能源調度主體到省地兩級調度作為新能源調度主體。

集中式新能源場站接入的電壓等級從35千伏到220千伏，這一組電壓等級恰好是省、地兩級調度的調管范圍。實際運行中，對于風電機組和光伏單元，往往是由省調牽頭負責從前期并網手續到后期運行管理的各項工作，并直接調度其有功出力，地調負責新能源站內升壓設備的調度和管理。分布式電源多采用自發自用模式，調度很少進行干預。隨著新能源并網規模的增加，一方面大量集中式新能源項目并網和運行已超過省調的業務承載能力，部分集中式新能源場站的調度管理業務需要下放給地調。另一方面，分布式和微電網的發展強化了地調對新能源的管理，地調在分布式電源的調度管理上應承擔更多的責任。因此，省、地兩級調度都會成為新能源調度的主體。

相關建議

1.嚴守安全底線，充分發揮省調在保障新型電力系統安全運行方面的支撐作用。

在保障電力供應方面，省級電網作為獨立控制區的運行模式將長期存在，省級電網調度作為電網平衡控制的主體，承擔著保障供需平衡和電力供應的職責。應以省調為主體，構建源網荷儲協同控制體系，完善平衡支撐手段，將現有平衡模式轉變為全面考慮各類資源的一二次能源綜合平衡。在保障安全穩定方面，深化對大電網穩定機理的認識，尤其要考慮大規模集中式和分布式新能源、可控負荷、儲能接入后對電網穩定特性的影響，改變傳統上只考慮高電壓等級、忽視低電壓等級的不足，實現輸配電網、源荷儲的精細化建模，形成對新型電力系統的態勢感知和控制決策能力。

2.加強地縣調管理，打造省地縣融合的新型調度體系。

隨著整縣分布式光伏的建設推進和微電網、虛擬電廠的接入，地縣調將在新能源調度運行中發揮越來越重要的作用。地縣調應加快建設適應有源配電網調控運行的技術支持系統，并因地制宜探索各類數據接入方式，實現分布式、負荷、微網等各類可控資源的可觀、可測、可調和可控，并與省調負荷預測、新能源功率預測、有功/無功自動控制等技術支持系統實現銜接。在管理上也要建立省、地、縣一體化的運行管控體系，實現各級調度業務的深度融合。

3.提升系統韌性，做好應對極端事件和極端情況的準備。

隨著新能源逐漸成為電力和電量供應的主體，之前對電網影響較小或只有局部影響的事件可能成為嚴重威脅電網安全的事件。例如，強烈低溫寒潮天氣會導致大量風機因氣溫過低而停機，對于一個省級電網而言，短時間內的功率波動可能達到風電裝機的50%~70%，輕則影響電網供電平衡，重則威脅到電網的安全運行。部分地區夏季“極熱無風”特性明顯，對于目前的電力系統這種影響并不顯著，而一旦新能源成為電量主體，這種影響極可能導致電網供電能力不足。面對可能產生嚴重后果的小概率事件，省級調度必須提升電力系統的韌性，做好應對極端事件的準備，這也是未來必須面對和解決的課題。