可調節負荷并網運行標準研究與應用

冷喜武，劉闖，何蕾，邢健

（1.國家電網有限公司，北京市 西城區 100032；2.國網電力科學研究院有限公司，江蘇省南京市 210000；3.北京科東電力控制系統有限責任公司，北京市 海淀區 100192）

0 引言

在“碳達峰、碳中和”構建以新能源為主體的新型電力系統的背景下[1]，新能源(風電、光伏)呈現集中式和分布式并舉的快速發展趨勢，大量新能源代替傳統機組，使得電網整體調節能力呈現下降趨勢，大規模新能源消納面臨較大壓力[2-5]。加強負荷調控能力建設的頂層設計，全面提升可調節負荷調控能力，推動傳統的“源隨荷動”電網調控模式向“源荷互動”轉變成為必然[6-7]。

標準的制定將對可調節負荷并網運行技術的應用和產業發展起到支撐作用。國際上IEC、IEEE、CENELEC等標準化組織對分布式電源、電動汽車、儲能等分別制定了相關標準。全國電網運行與控制標委會SAC/TC446推動國家能源局下達2020年、2021年能源領域行業標準制修訂計

2020年1月，國家電網公司正式啟動了負荷側調控能力提升3年行動計劃[6]；2021年2月，國家發改委提出要加快源網荷儲一體化建設[8]，對可調節負荷參與電網調節提出了更高要求。在國網公司頂層設計指導下，我國華北、東北、西南、江蘇、山西、重慶等地區相繼開展了可調節負荷參與電網調節試點[9-12]，對《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列13項電力行業標準進行了技術實現論證，確保了系列行業標準的落地。本文旨在通過梳理國內外可調節負荷標準和標準體系研究現狀，為可調節負荷大規模并網的實現提供依據和行動準則。劃，《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列13項電力行業標準已于2021年12月17日通過審查，正式進行報批程序。

1 可調節負荷并網運行與控制標準的意義

1.1 標準先行支撐“雙碳”目標

“碳達峰、碳中和”背景下，新能源將迎來跨越式發展的歷史機遇，成為電能增量的主力軍，實現從“補充能源”向“主體能源”的轉變。傳統電網調節資源的調度空間與間歇性新能源規模矛盾凸顯，為有效挖掘電網調節資源，亟需推動“源隨荷動”調控模式向“源荷互動”轉變。預計2025年我國最大負荷將達到15.7億kW[13]，通過對可調節負荷的調節，可有效促進消納清潔能源，減少CO2排放。

因此，國家能源局開展了《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列行業標準的編制，從頂層設計出發，促進負荷調節形成可復制、可推廣的成熟模式，為我國“雙碳”目標提供支撐。

1.2 確保可調節負荷資源參與調控的安全和規范

目前電網調度控制系統主要是對火電、水電、抽蓄以及儲能等調節資源具備調節控制能力，對于負荷側的相關資源，特別是分布式電源、電動汽車、自備電廠以及綜合能源等不同類型、不同接入方式、不同調節特性的負荷資源參與電網調控缺乏系統設計和整體方案，《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列行業標準從資源接入、負荷建模、調節控制、安全防護以及市場交互等關鍵問題入手，全面覆蓋并規范可控負荷資源參與電網調控業務各環節。

據此，制訂可調節負荷并網運行與控制技術規范系列標準可保障可調節負荷并網運行的安全與規范。

1.3 助力可調節負荷產業健康有序發展

隨著電力體制改革的深入開展，各級電網正在加緊建設電力現貨市場，通過市場機制創新，可調節負荷可參與電力中長期、現貨、調峰、調頻、備用市場等[14]，市場收益為負荷參與調控提供了資金保障，使得車聯網平臺(電動汽車)、智慧能源服務平臺(營銷)、第三方獨立主體聚合商(虛擬電廠)、大用戶等多元市場主體躍躍欲試。《可調節負荷并網運行與控制技術規范》嚴格規定了可調節負荷資源的接入方式、市場準入門檻及調節貢獻量化評估等，使得各類聚合商明確了電網適應性升級的方案和路徑。

據此，制訂可調節負荷并網運行與控制系列標準，規范各類負荷參與電力市場的技術路徑，為各類負荷聚合商提供參與電網調節動力，有助于可調節負荷產業健康有序發展。

2 可調節負荷并網運行與控制標準體系框架

2.1 整體思路

當前，電源側調節資源行業標準已較為成熟[15]，遵循這些行業標準實現對常規電源的調節，保障了當前電力系統的實時平衡，滿足大電網安全運行和市場運營的需要。可調節負荷作為新型調節資源，國內外在負荷資源的特性分析、聚合建模、調度控制及市場調節等方面尚處于理論研究和初步試點應用階段，可調節負荷系列標準比照傳統電力系統同步機調控技術規范要求，借鑒傳統電源并網運行控制技術標準體系，開創性提出和編制《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列13項行業標準，從“可觀、可測、可控、可調”4個維度提升負荷調節資源的調控能力。

2.2 標準體系結構

遵循電網運行與控制標準體系，制定可調節負荷并網運行與控制標準，標準內容主要涉及基礎與通用、并網調度、系統運行、繼電保護、自動化、電力通信這6個領域，這6個領域本身既相互關聯又具有較高的獨立性，以此劃分制定了可調節負荷并網運行標準的界面，在此基礎上，統一規范系列標準的術語及定義，各項標準不交叉、不重疊，具體的標準體系結構如圖1所示。標準體系結構分3層：第1層為業務領域層，主要分為基礎與通用、電網調度、系統運行、繼電保護、自動化和電力通信等6類；第2層為業務細分層，將各自領域的業務進行細分，主要包括調度運行、安全穩定、仿真分析、設備技術規范等具體業務；第3層為各項標準在標準體系中的具體定位。

圖1 可調節負荷并網運行與控制規范標準體系框架Fig.1 Evaluation index framework of adjustable load regulate capability

2.3 可調節負荷并網運行與控制技術規范系列標準現狀

國家電網調控中心統籌推進源網荷儲工作已有6年，按照定標準、建市場、提能力、推重點的工作決策和部署，持續發力，堅持有序推進源網荷儲協同互動工作，在全國電網調控系統及科研、技術開發單位的支持下，此項工作取得了階段性成果。

定標準方面，全國電網運行與控制標委會SAC/TC446推動國家能源局下達2020年、2021年能源領域行業標準制修訂計劃，按照《電力行業標準制定管理細則》的有關規定，由SAC/TC446歸口的《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列13項電力行業標準，歷時2年完成了標準的立項、編寫，已于2021年12月17日通過審查，正式進行報批程序。

可調節負荷并網運行與控制技術規范系列標準是一個動態的系統，在使用過程中不斷優化完善，并隨著業務需求、技術發展的不斷變化，適時維護更新[16]。

3 關鍵技術

3.1 標準主要內容

《可調節負荷并網運行與控制技術規范》系列13項電力行業標準，全面覆蓋并規范負荷可控資源參與電網調控業務各環節，確保可調節負荷資源參與調控的安全性和規范性，指導后續系統建設及電網運行，其主要技術內容如下。

1）資源接入

該部分規定了各類可調節負荷資源與地區及以上調度機構開展業務交互時的技術要求，對可調節負荷資源的聚合商平臺技術性能、資源調節能力、接入范圍和技術管理要求進行統一明確的規范。

2）網絡安全防護

該部分規定了可調節負荷并網運行與控制的網絡安全防護基本規定、總體架構、本體安全、基礎設施安全、數據安全、應急備用、安全管理等要求。

3）負荷調控平臺

該部分規定了負荷調控系統的體系架構、平臺管理、人機交互、模型管理、數據采集、分析決策、負荷調節、聚合商管理等功能及性能技術要求，可作為智能電網調度控制系統平臺及功能的擴展，支撐可調節負荷資源參與電網調控運行各項業務的全面開展。

4）數據模型與存儲

該部分規定了可調節負荷資源在電網調度側的數據模型和存儲要求，包含車聯網平臺(電動汽車)、智慧能源服務平臺(營銷)、第三方獨立主體(虛擬電廠)聚合商、大用戶四大類可調節負荷的基本信息、量測數據、計劃預測數據模型及存儲要求。

5）負荷能力評估

該部分規定了可調節負荷并網調控后接入能力、調度運行能力及自動功率控制能力的評估范圍、評估指標及其評估方法。

6）并網運行調試

該部分規定了可調節負荷接入電網并網運行調試方案、單體調試項目及方法、系統調試項目及方法。

7）繼電保護

該部分規定了可調節負荷并網時電網繼電保護應滿足的總體原則、配置原則和整定原則等要求。

8）安全穩定控制

該部分規定了可調節負荷參與電力系統安全穩定控制的基本要求、預防控制、穩定控制、穩定計算分析、控制策略和運行管理。

9）調度信息及通信

該部分規定了可調節負荷并網運行與控制調度信息通信的基本架構、負荷聚合商內部信息傳輸及負荷聚合商與電力調控機構信息傳輸要求。

10）仿真計算模型與參數實測

該部分規定了電力系統穩定分析計算中可調節負荷的模型、參數實測與建模方法。

11）調控運行規程

該部分規定了可調節負荷的調控運行管理、運行調節與控制、設備監視、調度計劃、事故處理、通信及自動化管理、繼電保護及安全自動裝置管理等要求。

12）調度命名

該部分規定了各類可調節負荷資源與地區及以上調度機構開展業務交互時命名的技術要求，明確了可調節負荷資源命名的總體原則以及電網及調度機構、負荷聚合商、廠站、電壓等級、線路、區域等值負荷、主要一次設備、屬性命名要求。

13）電力系統二次接口

該部分規定了負荷聚合商平臺、數據采集與監視(supervisory control and data acquisition，SCADA)應用、自動功率控制(automatic power control，APC)應用、現貨市場應用與負荷調控系統間的接口交互內容、接口交互方式、接口交互要求。

3.2 標準關鍵技術

3.2.1 可調節負荷安全子區

構建“可調節負荷安全子區”，在控制區的基礎上，構建相對獨立的“可調節負荷安全子區”子分區，實現與原有控制區電網控制功能模塊邏輯隔離，并部署負荷調控系統。部署在“可調節負荷安全子區”的負荷調控系統與負荷聚合商縱向聯接中采用電力無線專網、外部公用數據網的虛擬專用網絡VPN等通信方式的，應設立安全接入區，安全防護架構如圖2所示。圖2中，在電網控制區建設可調節負荷安全子區，通過防火墻與傳統控制業務進行分離，在可調節負荷安全子區內建設負荷調控系統，實現可調節負荷控制功能。

圖2 安全防護架構Fig.2 Security protection architecture

3.2.2 自動功率控制

首次提出并實現了適應源網荷多類型資源協同的APC控制技術，將傳統的電網自動發電控制(automatic generation control，AGC)范疇拓展至負荷側資源，將可調節負荷納入源網荷儲全網資源池，實現負荷側與發電側在日前、日內和實時層面的聯合優化控制，解決負荷側資源功率的實時連續調節難題，充分挖掘并釋放負荷側的靈活調節能力，增強公司對大電網駕馭能力的深度和廣度，助力清潔能源消納水平和電網實時平衡能力的提升。

3.2.3 負荷能力評估

從可觀、可測、可調、可控4個維度構建可調節負荷調控能力評估指標體系，根據可調節負荷的調峰、備用、調頻等應用場景，在資源接入、調度運行、自動功率控制等環節設計相應評估指標并制定指標計算方法，解決可調節負荷在參與市場過程中與傳統電源側調節資源、與調度運行機構間存在的市場準入、調節量計算等問題[11]。本文選取控制偏差率和控制延時時長進行具體說明。

1）控制偏差率

控制偏差率表征可調節負荷接受電網實時控制指令執行量與控制目標偏差情況，指負荷控制偏差量占負荷控制總量的比率，從可調節負荷參與電網調峰實際執行出力與下達計劃偏差不應大于30%，大于30%應視為該時刻未執行，計算方法為

式中：V為可調節負荷控制偏差率；ΔQi為負荷控制實時量測值；ΔQp為負荷執行計劃目標值；Q為負荷控制總量。

2）控制延時時長

控制延時時長表征可調節負荷接受電網實時控制響應的能力，指控制指令下發時間到控制指令執行完成時間差，計算方法為

式中：Δt為可調節負荷控制延時時長；tf為控制指令執行完成時間；ti為下發控制指令時間。

3.2.4 全路徑命名

遵循《電網設備通用模型數據命名規范》對設備全路徑命名要求，制定車聯網平臺、智慧能源服務平臺、第三方獨立主體聚合商、大用戶4類負荷聚合平臺調度全路徑命名規范，按照接入廠站類可調節負荷設備的全路徑名稱結構和接入饋線類可調節負荷設備的全路徑名稱結構兩種方式進行全路徑命名建模，支撐可調節負荷快速構建與主網拓撲連接關系，實現可調節負荷分區控制、精準控制，確保可調節負荷參與電網調控的規范性和實效性。

4 標準應用實踐

4.1 應用實踐概況

在國調中心頂層設計指導下，各單位結合實際和現有可能情況，嚴格按照系列標準要求，積極開展可調節負荷并網調控實踐。

華北區域完成網省兩級負荷調控模塊互聯和數據交互，接入電動汽車、綜合智慧能源等13家負荷聚合商，聚合負荷終端97 980個，接入可調節負荷854萬kW；華東區域匯聚可調節負荷容量410萬kW，并結合新一代調控技術支持系統建設開展負荷監視和分析；東北區域接入吉林地區110戶共計17.8萬kW蓄熱式電采暖等資源；西北區域接入可控負荷調節規模達361萬kW；華中區域匯聚總容量19.5萬kW(電動汽車容量6.3萬kW，儲能容量13.2萬kW)；西南區域匯聚可調負荷111.5萬kW(電動汽車11.9萬kW，省級智慧能源服務平臺87.1萬kW，大工業12.5萬kW)。

4.2 典型應用案例

4.2.1 可調節負荷調控實踐

2020年11月30日—12月2日，在成都市西南調控分中心跨省對重慶電動汽車充電站開展共7次APC功率調節控制試驗[17]。在這一試驗中對標準的《第1部分：資源接入》《第2部分：網絡安全防護》《第4部分：數據模型與存儲》《第5部分：負荷能力評估》《第12部分：調度命名》等標準內容進行了驗證。

試點應用建設過程中，電動汽車可調節負荷資源通過車聯網平臺(電動汽車)接入調控系統中的負荷安全子區，其接入方式如圖3所示。圖3中，車聯網平臺內部建設生產控制大區和信息管理大區，生產控制大區通過安全接入區接入負荷安全子區實現負荷控制功能，信息管理大區通過綜合數據網或互聯網接入電網安全三區。在全路徑命名建模模塊中采用“電網.負荷聚合商.運營商.廠站/電壓等級.充電站名稱/屬性.充電樁編號/屬性.充電槍”的命名方式，有效支撐電動汽車(車聯網平臺)負荷的統一接入以及快速構建與主網拓撲連接關系。

圖3 車聯網平臺接入方式Fig.3 Internet of vehicles platform access method

在APC功率控制試驗中，對充電站1(EVCS1)進行了6次調節，根據負荷能力評估標準中響應功率、控制偏差率、控制延時時長的計算方法得到了如表1所示的評估結果。

由表1可見，當對電動汽車負荷進行功率下調試驗時，在開始響應后迅速達到目標功率，響應時長均為1 s；當進行功率上調試驗時，有明顯緩慢爬坡現象，響應時間較長，為35~95 s。

表1 充電站1功率調節控制試驗評估結果Tab.1 Evaluation results of power regulation control test for EVCS1

綜上可見，可調節負荷系列行業標準可以在負荷參加電網調控中落地，對可調節負荷參加電網調控具有指導意義。

4.2.2 可調節負荷市場實踐

可調節負荷資源根據其響應時間、可控時長、可調容量等資源特性分析，可以參與電網調峰、調頻、需求側響應等典型應用場景，現階段各地區都積極推進政府部門出臺負荷側資源參與市場的相關政策，相繼開展負荷側資源參與電網調峰輔助服務市場運行。

以華中市場為例，2021年11月華中能源監管局正式印發《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則(試 行)》，2021年12月31日，華中區域首次實現市場方式下的源網荷儲跨省協同互動，新型市場主體通過參與省間調峰輔助服務交易，跨省幫助消納清潔能源13.5萬kW·h，獲得市場補貼1.13萬元。華中新型主體參與調峰市場建設過程中，市場運行、負荷側資源、實時數據采集監視系統的接口數據流如圖4所示。

圖4 二次接口數據流Fig.4 Secondary interface data flow

圖4中，負荷調控系統接口交互對象包括大用戶、車聯網平臺(電動汽車)、智慧能源服務平臺(營銷)、第三方獨立主體(虛擬電廠)聚合平臺等負荷聚合商平臺，以及數據采集與監視、自動功率控制、現貨市場等應用。接口交互信息包括模型、量測、控制類基礎數據及市場、計劃類經濟數據。在實際應用過程中標準《第13部分：電力系統二次接口》的規范要求能夠指導可調節負荷參與電力現貨市場的接口建設。

綜上可見，可調節負荷系列行業標準在負荷參與市場實踐中也有廣泛應用，建立標準化的資源接入和數據交互接口，為負荷參與市場規模的擴大提供前提保障，助力可調節負荷調節市場的健康發展。

5 結論

結合我國負荷側資源參與電網調節建設的需要，開展了可調節負荷并網運行標準及其應用的研究，結論如下：

1）可調節負荷13項系列行業標準，全面覆蓋并規范可控負荷資源參與電網調控業務各環節，為可調節負荷資源參與調控的安全性和規范性提供標準支撐。提出的車聯網平臺(電動汽車)、智慧能源服務平臺(營銷)、第三方獨立主體聚合商(虛擬電廠)和大用戶4種接入方式及安全防護策略、建模存儲、調度命名、負荷能力評估等內容為負荷大規模接入提供了技術保障。

2）可調節負荷13項系列行業標準已經在華北、西南、華中等源網荷儲示范工程中應用，驗證了其適應性和合理性，對負荷側調節市場的規范、培育和發展具有指導作用。

3）后續研究應結合負荷調控實際情況，補充完善標準內容，現有標準對可調節負荷接入電網運行的關鍵設備研究較少，后續可以有針對性地對負荷接入電網的設備進行研究，以保證大規模可調節負荷并網后電網的安全穩定運行。