新型电力系统的实时调控技术思考与建议

广东电网电力调度控制中心 杨民京

新型电力系统是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，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。实现碳达峰、碳中和目标，能源是“主战场”、电力是“主力军”。以新能源为主体的新型电力系统是推动电力清洁低碳发展的必然选择，对支持实现碳达峰、碳中和目标，保障区域能源供应安全具有重要意义。

新型电力系统的显著特征是新能源在电源结构中占据主导地位。新能源具有随机性、波动性、间歇性特点，系统调节资源需求大，且新能源大规模并网后系统呈现高度电力电子化特征，与传统电力系统相比在持续可靠供电、电网安全稳定和生产经营等方面将面临重大挑战。新型电力系统相对传统电力系统在能源时空配置方面空间上尺度更大（新能源能量密度低，更加分散）、时间上尺度更小（快速波动变化）；不确定性主导系统运行特性，强波动性要求系统频繁调节；电源和负荷的双向响应成为常态，调节的方式更加多样。但无论新型电力系统还是传统电力系统，在实时运行层面都须满足三项约束：安全、供应、消纳，这三者须同时满足。

发电侧：加快电力辅助服务市场的建设

到2025年南方电网将具备支撑新能源新增装机1亿千瓦以上的接入消纳能力，非化石能源占比达到60%以上；到2030年具备支撑新能源再新增装机1亿千瓦以上的接入消纳能力，推动新能源成为南方区域第一大电源，非化石能源占比达到65%以上。新型电力系统需要传统电源提供运行和调节支撑，对传统电源的调节灵活性要求更高，如德国风力发电电量占达30%、光伏电量占比接近20%、传统能源的灵活性调节可至30%。另外考虑新能源发电的不确定性，需传统电源容量作为支撑系统安全运行和保障供应的边界，目前容量市场建设滞后，现在的电力市场未体现容量价值，亟需建设容量市场为新型电力系统提供有效支撑。

电力市场交易的作用是通过多利益主体参与市场博弈，以市场化的手段促进电量灵活交易，在满足可靠性要求下降低电力系统整体运行成本。除输配电成本外，电力系统运行成本包括电能成本和辅助服务成本，由于电力系统运行成本与可靠性要求直接相关，需统筹考虑电能市场和辅助服务市场、计及可靠性约束，以运行总成本最小为目标进行整体优化。通过电力系统运行场景模拟和故障仿真，实现考虑场景概率、故障概率的可靠性评估和辅助服务风险效用分析。根据不同辅助服务资源的各类辅助服务风险效用，对辅助服务成本进行分摊。

另外，新型电力系统中传统电源不再以发电量作为主要收入来源，辅助服务市场是其主战场，宜抓紧研究建设新型电力系统配套的辅助服务市场，尤其是备用市场，这里强调与新型电力系统配套的特指两个方面：要考虑包含不同时间尺度的备用市场，因为新能源不同时间尺度的预测准确率差别很大，备用市场应能覆盖各时间尺度预测偏差带来的风险；要构建发用两侧共同参与的市场，既是物理上系统调节的需要，也是防范极端天气条件下单边参与市场造成的市场力和价格大幅波动风险。

输电侧：策划计算工作由后台转向前台

传统模式下，电网安排的运行方式，基于传统系统的强运行规律，根据对规律的预测和发展的研判，据此来安排运行方式，并通过极大和极小方式的分析计算来做安全边界的校核，属于从后台到前台的主动式工作流程，系统的运行总体服从人的安排；新型电力系统能源配置的时间尺度小、空间尺度大，意味着实时、前台直接面对系统的短期的快速波动变化和超大的运行边界条件，过去的工作流程很难适应新型电力系统的时空特性，需要前台具备强大的分析决策和电网深度驾驭能力。

国家电网关于建设新型电力系统行动计划的五个方面，第一方面就是发展柔性输电网和先进配电网技术。南方电网推行调控一体化，目标在于主网全面遥控，让调度台具有直接操作电网的手，未来还要有深度驾驭电网的脑，能够在线快速计算分析、决策调整，柔性输电网就是要求输电网能够灵活调整运行方式，实现安全、供应、消纳的三者全部，过去后台的工作要在未来前台化，这对调度台提出很高的要求，实时调度层面要抓紧提出功能需求，推动开展相关功能建设。

在调度台前台系统设计方面，运用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能以及先进传感测量、通信信息、控制技术等现代化技术改造和升级传统物理电网，逐步实现电网状态自我感知、故障缺陷自我诊断、电网控制自主决策等高级功能。通过实现电网与多能源系统、用户大数据交互，提升电网的灵活性和适应性，服务大规模集中式、分布式新能源并网和消纳，实现能源资源优化配置和高效利用，促进源网荷储协同发展。

配用电侧：提升数字化管理及需求侧管理

建设“强简有序、灵活可靠、先进适用”的先进配电网，支持分布式新能源接入。先进配电网指配网侧的高度可控，对被感知目标的全面可观和精确测控，使得目标越发“透明”，基于物联网实现配网的数字化管理，对配网侧的调节资源，分布式风电与光伏、储能、微电网、电动汽车和可中断、可调节负荷等各类资源进行穿透式的控制，实现类似于现在主网传统电源的精准控制，同时要将其参与电力市场交易，做到物理上可管控、市场上可配置。这里对配用电侧的通信和自动化技术提出很高的要求，从物理上为数字化电网运营提供基础。

另外，新能源上网布点多后，需考虑存储电能的问题，要进一步规范储能装置并网业务，按照所接电压等级统一纳入调度管理，优先解决安全问题再到效率、效益问题。充电桩作为其中的上网布点，有可能在没有用户时是闲置占用配变容量的，当用户较多时会大量用电，配变重过载问题需综合考虑，也有可能在未来汽车充电饱和后反送电上网也会存在市场竞争上网的关系，需加以区分。

用电侧还需推动加快实施电力需求侧管理，引导用户科学用能，鼓励引导供需互动、节约高效的能源消费方式。配合政府建立完善电力需求响应机制，激励各类电力市场主体挖掘调峰资源，引导非生产性空调负荷、工业负荷等柔性负荷主动参与需求响应，探索灵活多样的市场化需求响应交易模式。通过需求侧管理提升电力系统整体效率和效益，降低能耗水平。

储能侧：加大抽水蓄能电站的建设推进储能技术规模化应用

我国基于大电网的新型电力系统和国外基于微网的新型电力系统不同（微网主要应用新型储能或电动车），在我国大容量的抽水蓄能在未来仍是解决新能源发电不稳定的主要工具。目前国家政策允许电网投资抽蓄，将抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收、作为蓄能主要收入来源，这对电网是重大利好；电量电价包括抽水电价和发电电价应通过市场方式形成，按照成本从低到高依次调用，既可控制系统的调节成本，也有利于支撑抽水蓄能的发展建设。目前对于电源方配套建设的抽水蓄能政策还不明晰，但应允许业主以更加灵活的方式参与调度运行，如和自己风光能源打捆提供稳定的出力、甚至允许出现单个蓄能逆系统调峰的情况，给业主方更大的灵活自主性才能更大鼓励新能源业主配套建设抽水蓄能积极性。

目前南方电网已推动中长期抽水蓄能选点规划，加快阳江、梅州、南宁、惠州中洞、肇庆浪江、江门鹤城等抽水蓄能电站规划建设。同时也推动储能技术在电力系统中多场景应用，支撑大规模新能源消纳，充分利用储能技术实现电力削峰填谷，提升能源电力整体利用效率。电源侧着力推动储能与新能源互补发展，电网侧推进储能调峰调频应用，用户侧推动储能实现负荷削峰填谷。搭建平台聚合电动汽车储能调节潜力，研究构建虚拟电厂，调动各类资源潜力，到2030年全网电化学储能装机达到2000万千瓦。

构建以新能源为主体的新型电力系统是碳达峰、碳中和目标背景下党中央对电力系统发展作出的最新重大决策。虽然构建新型电力系统是一场全方位的变革，面临诸多挑战，但新型电力系统也是传统电力系统的继承和发展，对于电网调度链条的各个环节都有需改善的地方。发电侧需加快电力辅助服务市场的建设，根据不同辅助服务资源的各类辅助服务风险效用对辅助服务成本进行分摊；输电侧在实时调度层面要抓紧提出功能需求，将后台工作转向前台化，推动电网数字化转型和智能化调控；配电侧对通信和自动化技术需提出更高的要求，从物理上为数字化电网运营提供基础；用电侧还需加强需求侧响应管理；储能侧需加大抽水蓄能电站的建设力度，并推进储能技术规模化应用。