區域電網網荷智能互動站端系統的研究與應用

深圳新能電力開發設計院有限公司 孫 鵬

貫徹落實國家相關部委對電力需求側管理提出的新要求，充分考慮區域電網負荷、電源、儲能設備等多種因素,建立區域性的智能化電網網荷互動站端系統，并對其進行應用推廣，有效應對電網安全運行面臨的新挑戰，使控制電網安全性和穩定性的手段得到更好的豐富和完善，有效拓展電網故障時的可控資源，實現網荷智能友好互動。通過網荷智能互動系統改變了負荷控制的粗放方法，實現對負荷控制的精益化管理，電網在對緊急事件方面的處理能力可以通過互動調控來進行提高，對帶動整個能源系統的資源優化配置起到至關重要的作用，從而使電網在保障區域內的運行安全和穩定得到有效保障。

1 必要性分析

1.1 電力需求側管理的更高要求

國家發改委于2017年頒布了《電力需求側管理辦法（修訂版）》并作出了相關指導：支持電網企業會同電力用戶探索建設大規模源網荷友好互動系統，有效平抑可再生能源帶來的波動，提升電網“源”“荷”互補能力，助力可再生能源大規模替代化石能源”，以及“對電力運行的調節進行改革，在電力運行的調度工作中將統籌的需求相應資源進行吸收，從而使電網的靈活性得到有效提高，給新能源的電力消納提供基礎。

同時還明確了相關工作要求，即“對于實施需求響應的試點應該根據各地的實際情況來對范圍進行擴大，同時還要同電力市場建設工作進行配合，并積極的促進電力市場對需求響應資源的吸入。對于開發和利用需求相應資源的相關電力市場參與者，應該給予充分的支持和激勵，并提供調峰以及調頻等方面的有償服務，使需求側機動調峰能力實現年度最大電負荷的3%左右，使電力的供需平衡在不是非常嚴重的缺點情況下得到有效保障。”

“電網企業在監測和控制負荷的工作中，可以使用電力負荷管理系統來進行，在對負荷進行監測的過程中，要使監測能力在經營區域內實現超過最大用電負荷的百分之七十，并要是對負荷的控制能力在經營范圍內實現最大用電負荷的百分之十，負荷的管理范圍應該在用戶用電量達到100千伏安以上，對于使用能源量大的重點型企業，可以將其用電的數據同國家電力需求側管理平臺進行連接，以及能源重點使用單位的能源消耗水平通過國家的能耗在線監測系統平臺進行監控。”

該管理辦法還對相應的保障策略進行了明確，如“在對電力需求側管理工作進行開展的過程中，電網企業因為工作而產生的合理性費用，都可以算入到供電成本當中。”

隨著社會時代的發展，在電力需求響應方面，可以將其分為兩種類型，即約定響應和實時響應。其中只需要到戶對相關用戶進行通知，然后對于響應的操作由用戶自己來完成，就被稱為約定響應；而為了能夠使用電具備更好的有序性，可以將實時響應作為用電之間的實施手段，但是需要對用戶參與響應的用電設備進行控制，同時還要對相應的需求響應管理平臺進行建立，并且還要創建一個能夠對負荷進行精準性控制的平臺。

1.2 化解電網安全運行新挑戰的需求

化解大容量直流閉鎖帶來電網頻率問題。南網西電東送規模超過5000萬千瓦，世界首個特高壓多端混合直流昆柳龍工程開工建設。多回大容量直流閉鎖嚴重威脅系統穩定，頻率穩定問題突出。新東、興安兩大直流落點深圳西部，送電規模達800萬千瓦，兩大直流電氣距離近，交直流間耦合關系復雜，近區短路開關拒動等嚴重故障可能造成雙回同時閉鎖，深圳電網需事故限電150萬千瓦。

化解清潔能源的隨機性、間歇性給電網瞬時供需平衡帶來了挑戰。現代電網電源側隨著清潔能源的大規模介入致使隨機性不斷增加，負荷側隨著電動汽車、分布式能源的大量介入，負荷也具有了電源特性，從而使得電網供需平衡難度增大。新形勢下，傳統拉路、限電等粗放調整負荷的方式已不再適應。若采用新方式將分散的海量可中斷負荷集中起來進行進準實時控制，從調控電源轉變為調控負荷，實現電網與電源、負荷友好互動，將為電網應對大電網風險和提升清潔能源消納能力提供新的方法和手段。

改變第三道防線集中切負荷粗放模式。根據總調要求，深圳電網第三道防線低頻切負荷量占統調負荷比例56%，2018年總需切量約1115萬千瓦，低頻減載由220千伏變電站穩控裝置實現，裝置動作時直接切除站內110千伏出線（動作時間毫秒級），這種不考慮不同用戶類型、不同時間尺度的切負荷特性、切負荷經濟性問題及用戶側的實際情況，不進行任何考慮就對切負荷進行集中處理，會使經濟出現巨大的損失，同時還可能會造成在電力市場背景下的用戶無法對其進行接受。建設網荷智能互動系統將提升用戶的可接受程度，降低切負荷的風險和經濟損失。

2 網荷智能互動站端系統配置方案

2.1 總體構架

深圳電網網荷智能互動系統變電站側采用3層架構設置，分別為負荷協同主站、控制子站、就近變電站通信匯聚設備、以及負荷控制互動終端。負荷協同主站與深圳中調新系統通過調度數據網進行信息交互。負荷協同主站建設在500kV現代變電站，設備按照雙重化配置并配置相應的通信接口設備。負荷協同主站通過調度數據網與深圳中調新系統通信，通過傳輸網與10個220kV變電站的控制子站通信。控制子站建設在深圳電網的220kV變電站設備中按照雙重化配置，同時配置相應的通信接口設備。對子站實施控制，并且在傳輸網和負荷的過程中對子站的協同作用進行充分利用，通過傳輸網與110kV變電站的負荷側就近變電站通信。控制子站可以根據深圳電網分區的實際情況，布置在10個220kV變電站。

選取30個負荷側就近110kV/220kV變電站，布置連接控制子站與控制終端的通信設備，設備按單套配置，實現不少于8個就近負荷控制終端的接入。負荷側就近110kV變電站的通信設備通過傳輸網與220kV變電站的控制子站通信，通過配電自動化光纜與電網側環網柜的控制終端通信。為了能夠使終端在115個電網側環網柜內得到更合理的布置，就需要對負荷的控制目標和10kv的支線負載情況進行考慮。

對終端進行控制時可以對新研發的裝置進行使用，同時還需要確保新裝置上具有通信接口，并在電網側環網柜內對該裝置進行布置，實現與就近變電站的通信。具備接入不少于2路分支線的電流采集、1路電壓量采集，使分支線跳閘功能接入得到更好的實現，提供跳閘和裝置故障/異常告警兩個信號給DTU，并對可控制的負荷功率進行實時的數據采集，最終將其傳送到主站端。

圖1 總體構架方案

2.2 協同主站

總體配置。協同主站設置在500kV現代變電站，裝置按雙套配置。負荷協同主站通過調度數據網與深圳中調新系統通信，通過傳輸網與10個220kV變電站的控制子站通信，其中配套本項目西部電網為4個220kV站點；裝置輸入輸出。模擬量輸入：采集兩段母線的電壓并計算母線頻率。開關量輸入：設置總功能壓板、檢修壓板、至控制子站的通道壓板、I/II母線檢修壓板等。

圖2 500kV現代協同主站裝置配置圖

主要功能。將深圳地區可切負荷總量上送至中調調度自動化系統，預留將可控負荷容量上送至總調系統接口。接收總調系統切負命令，結合本站頻率防誤判據，控制深圳地區可中斷負荷。經本地頻率確認滿足條件后，轉發至負荷控制子站；通信通道需求。至負荷控制子站分別采用2×2M光纖通道。協同主站具備與不少于16個子站的通信能力。遠期具備擴展到32個子站的通信條件。

2.3 控制子站

總體配置。各控制子站裝置均按照雙套配置，采用并列運行模式，與負荷側就近變電站采用2M帶寬通道通信；裝置輸入輸出。模擬量輸入：采集兩段母線的單相電壓并計算母線頻率。開關量輸入：設置總功能壓板、檢修壓板、至500kV協調主站的通道壓板、至負控終端的通道壓板、I/II段母線檢修壓板；主要功能。接收終端的可控制負荷容量信息，統計上送協調控制主站，并向控制對象發送控制負荷命令。接收并協調主站發來的指令，結合控制終端上送的控制軟壓板狀態，經由本地頻率確認滿足條件后下發控制指令和信號至各控制終端；通信通道需求。本期工程滿足不少于16個負控終端的接入要求，遠期滿足靈活擴展接入需要。子站按雙套配置。

圖3 220kV變電站控制子站裝置配置圖

2.4 負荷側就近變電站

總體配置。負荷側就近變電站選取控制負荷附近的110kV變電站，按照單套原則配置一套通信裝置，與220kV變電站控制子站的每套裝置通過傳輸網2M通信通道通信，與終端裝置采用專用光纖通道通信；主要功能。轉發控制子站與終端的通信信息；通信通道需求。每套裝置滿足不少于8個終端的接入要求，當終端數量超過8個時，可以通過增加裝置擴容。

3 實施成效

實現發-供-用電友好互動。發供用電的友好互動通過網荷智能互動系統得到實現，使可控資源在電網出現故障時能夠進行擴展，并推動了大電網在安全控制方面策略的豐富性和完善性發展，其優勢主要有點多面廣、可選擇性多、對用戶產生的影響較低，從而使能源供給側結構性改革以及開發和利用大規模的清潔性能源得到有效的推動，培育和建立良性的市場化需求響應機制。

實現電網故障毫秒級應急處理。化解大容量特高壓直流閉鎖帶來的風險，使故障應急處理時間從分鐘級縮短至毫秒級。通過網荷智能互動系統綜合快速切除可中斷負荷資源，減小了大容量直流故障對系統頻率沖擊的影響，阻斷了連鎖故障路徑，避免觸發第三道防線，降低了穩定破壞風險，減小停電影響和經濟損失，保障電網的安全穩定運行；助力深圳綠色創新發展。通過網荷智能互動系統改變了負荷控制的粗放方法，實現了對負荷控制的精益化管理，有利于深圳綠色創新發展，進而推動電力體制改革。

4 結語

為貫徹落實國家相關部委對電力需求側管理提出的新要求，積極服務深圳建設社會主義先行示范區，充分考慮電網負荷、電源、儲能設備等多種因素,推廣建設深圳電網網荷智能互動站端系統可有效應對電網安全運行面臨的新挑戰；使控制電網安全性和穩定性方面的策略得到更好的豐富和完善，有效拓展電網故障時的可控資源，實現網荷智能友好互動。