新型电力系统来了，省级电网调度怎么应对？

中国储能网讯：构建新型电力系统对省级电网调度的挑战及建议

国网冀北电力有限公司 王靖然

2021年3月15日，在中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记提出构建以新能源为主体的新型电力系统，指明了为实现碳达峰碳中和目标我国能源电力的转型发展方向。

此后，国家电网有限公司在2021年7月13日发布了《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021~2030年）》，明确建设以坚强智能电网为枢纽平台、以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。

截至2021年10月底，我国风电装机容量达到2.99亿千瓦，太阳能发电装机容量达到2.82亿千瓦，部分省区风电和太阳能发电装机容量已经超常规火电，成为第一大电源。到2030年，我国风电和太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

在国、分、省、地、县五级调度体系中，省级电网调度既是电网平衡控制的主体，也是新能源调度运行控制的主体，随着新能源装机的快速增长并逐渐成为提供电力和电量的主体，省级电网调度将直面新型电力系统的各项挑战。

构建新型电力系统对省调体系的挑战

构建新型电力系统对省级电网调度体系带来巨大挑战，具体体现在三个“变化”上。

平衡模式发生显著变化

1.从“省级平衡”到“多级平衡”。

在我国，省级电网作为独立平衡区的控制模式已经持续几十年，这是由省级电网的规模决定的，又与行政区划相一致。对于地市电网而言，不存在平衡调节问题，装机和负荷的规模可能相差很大。分布式电源的发展改变了这一现状，以整县推进分布式光伏为例，一个市或一个县的分布式电源装机规模基本与其负荷水平相当，市、县级电网本身即可实现功率平衡。同时，以园区为主体的微电网和虚拟电厂不断涌现，对于连接在地市电网节点的一些微电网，其依靠自身冷热电联供、分布式光伏、储能储热等实现内部的功率平衡，只在个别时段和主网进行功率交换。因此，新型电力系统将是“省-地-县-微网”的多级平衡，电网中的潮流分布、电压分布等将发生颠覆性变化。

2.从“源随荷动”到“源荷互动”。

在传统的平衡模式下，负荷是自变量，各类电源的出力都是根据负荷的变化而调整变化，是因变量。而新能源出力具有间歇性、波动性和时变性的特点，无法像火电等传统电源出力跟随负荷变化，可能出现负荷高峰时段新能源出力很小或负荷低谷时段新能源出力很大的情况。因此，在新型电力系统的构建过程中，必须充分挖掘负荷侧的调节潜力，一方面充分利用市场机制引导负荷侧自发调整，另一方面要大力发展可调节负荷，将可调节负荷、储能等纳入电力电量平衡，实现可控负荷、储能和各类电源的协调互动。电源出力不必严格跟踪负荷曲线，二者实现解耦。

3.从“分散预测”到“融合预测”。

与电网平衡模式相适应，传统的新能源功率预测是以省调为主体，负荷预测也是在地市负荷预测结果的基础上进行加总，得到省网负荷预测曲线，从而进行机组发电计划安排。在新型电力系统下，从个体来看，微网或虚拟电厂的运营商作为市场参与主体，需要对内部的新能源和负荷分别进行预测，并将并网点的净功率交换计划提交给调度部门。从地县调来看，大量分散式风电和分布式光伏的接入使负荷曲线的形状发生根本性改变，单纯进行负荷预测已失去意义，必须对新能源和负荷进行分别预测，并将预测结果进行融合分析。对省调而言，为了更精确地制定日前计划，集中式新能源、分布式电源和负荷的预测也将进一步融合。

运行控制发生显著变化

1.从控制传统电源到控制新型电源（源荷储）。

传统的电网运行控制对象是火、水、核等电源，近年来风电、光伏也被纳入控制体系，控制方式是通过有功控制系统、无功电压控制系统等下发指令，直接控制机组有功和无功出力。在新型电力系统下，随着源网荷储各类资源的涌现，新型控制对象除了传统的电源类型外，还包括新型储能、可控负荷、微电网、虚拟电厂等。其中，新型储能将作为一类特殊电源参与到电网运行控制中，分散配置的储能可以和火电、风电、光伏等作为一个整体接收调度指令，集中式大规模的储能电站可单独接收调度指令，参与电网调节。这里值得一提的是虚拟电厂，其可以按照事先设定的发电计划曲线运行，也可作为独立的控制对象接收调度机构下发的有功、无功指令，对电网频率、电压进行调节。

2.从集中控制到分散协同控制。

电网运行的传统控制方式是分层分级集中控制，国-网-省-地-县五级调度中心大致按照设备等级分工协作，国调负责跨区域联络线路和变电设备的调度管理以及跨区域送电机组的出力控制；网调负责省间联络线路及变电设备的运行管理，控制网内点对网送电的机组出力；省调负责省内输配电设备和省内机组出力的控制。随着各类分布式电源、微电网、可控负荷的大量接入，以省调为主体的集中控制模式将导致控制成本急剧上升，因此必须采取分散协同的控制模式。对于每一个虚拟电厂或微电网，都有自己的控制中心，负责控制内部的各类可调节资源。对于整县开发的分布式光伏，也要建立县域的控制中心，根据接入电压等级，省调或地调对于每个控制中心下发总的控制指令，实现分散下的集中控制，如果条件成熟，在不同的控制中心之间也可以开展数据通信，实现更高级的自愈控制。

3.从应对简单事件到复杂严重事件。

电力系统发生极端严重故障的概率并不高，沿用多年的“N-1”和“N-2”可靠性标准确保了电网在经受简单预想故障时的安全运行。大量新能源的接入可能放大常规事件对电网的影响，事实上放大了系统的脆弱性。例如全网性的小风天气将导致风电出力偏低，在风电占比不高时，对电网的影响并不显著；但在高比例风电接入的条件下，可能导致供电能力不足，威胁电网安全运行。极端天气也会使严重故障越来越多，这种影响很容易突破“N-2”，导致多重故障的发生。电网运行必须做好面对更加复杂严重事件的准备。

体制机制发生显著变化

1.从计划到市场。

当前部分省份正在试点进行电力现货市场改革，市场化改革的推进将使得电网生产组织方式发生根本变化。对于省级电网调度而言，在建立中长期、现货、辅助服务等省级各类市场有序衔接的市场体系基础上，如何建立促进新能源消纳的市场机制，充分发挥新能源发电边际成本低的优势，并实现电力市场和碳交易市场的协调配合，还有很多地方需要进一步研究。同时，面对新能源大规模接入后电网的调峰、调频需求，应推动省间和省内辅助服务市场建设，调动储能、分布式、可调节负荷等各类资源提供服务的积极性。

2.从调度大电网到输配电网协同调度。

随着高比例新能源的接入，尤其是分布式电源的大规模并网，对配电网的调度管理提出了更高要求。在技术手段上，地、县调要通过调度技术支持系统实现配电网设备运行信息的感知，实现对分布式电源的可观、可测、可调、可控，实现对可调节负荷的精准控制，配电网将变得更加友好和透明。在调度管理上，分布式电源外送的输变电设备也将纳入调度管理范围，在检修计划、方式安排、应急处置等方面，省调与地、县调的联系将更加紧密，实现输配电网的协同调度。

3.从以省调作为新能源调度主体到省地两级调度作为新能源调度主体。

集中式新能源场站接入的电压等级从35千伏到220千伏，这一组电压等级恰好是省、地两级调度的调管范围。实际运行中，对于风电机组和光伏单元，往往是由省调牵头负责从前期并网手续到后期运行管理的各项工作，并直接调度其有功出力，地调负责新能源站内升压设备的调度和管理。分布式电源多采用自发自用模式，调度很少进行干预。随着新能源并网规模的增加，一方面大量集中式新能源项目并网和运行已超过省调的业务承载能力，部分集中式新能源场站的调度管理业务需要下放给地调。另一方面，分布式和微电网的发展强化了地调对新能源的管理，地调在分布式电源的调度管理上应承担更多的责任。因此，省、地两级调度都会成为新能源调度的主体。

相关建议

1.严守安全底线，充分发挥省调在保障新型电力系统安全运行方面的支撑作用。

在保障电力供应方面，省级电网作为独立控制区的运行模式将长期存在，省级电网调度作为电网平衡控制的主体，承担着保障供需平衡和电力供应的职责。应以省调为主体，构建源网荷储协同控制体系，完善平衡支撑手段，将现有平衡模式转变为全面考虑各类资源的一二次能源综合平衡。在保障安全稳定方面，深化对大电网稳定机理的认识，尤其要考虑大规模集中式和分布式新能源、可控负荷、储能接入后对电网稳定特性的影响，改变传统上只考虑高电压等级、忽视低电压等级的不足，实现输配电网、源荷储的精细化建模，形成对新型电力系统的态势感知和控制决策能力。

2.加强地县调管理，打造省地县融合的新型调度体系。

随着整县分布式光伏的建设推进和微电网、虚拟电厂的接入，地县调将在新能源调度运行中发挥越来越重要的作用。地县调应加快建设适应有源配电网调控运行的技术支持系统，并因地制宜探索各类数据接入方式，实现分布式、负荷、微网等各类可控资源的可观、可测、可调和可控，并与省调负荷预测、新能源功率预测、有功/无功自动控制等技术支持系统实现衔接。在管理上也要建立省、地、县一体化的运行管控体系，实现各级调度业务的深度融合。

3.提升系统韧性，做好应对极端事件和极端情况的准备。

随着新能源逐渐成为电力和电量供应的主体，之前对电网影响较小或只有局部影响的事件可能成为严重威胁电网安全的事件。例如，强烈低温寒潮天气会导致大量风机因气温过低而停机，对于一个省级电网而言，短时间内的功率波动可能达到风电装机的50%~70%，轻则影响电网供电平衡，重则威胁到电网的安全运行。部分地区夏季“极热无风”特性明显，对于目前的电力系统这种影响并不显著，而一旦新能源成为电量主体，这种影响极可能导致电网供电能力不足。面对可能产生严重后果的小概率事件，省级调度必须提升电力系统的韧性，做好应对极端事件的准备，这也是未来必须面对和解决的课题。