源网荷储多元协同调度体系研究与实践

游大宁，刘航航，鲍冠南，初嘉伟，晋 飞

（1.山东电力调度控制中心，济南 250001；2.国网山东省电力公司烟台供电公司，山东 烟台 264001；3.国网山东省电力公司潍坊供电公司，山东 潍坊 261014）

0 引言

近年来，欧美等国每年新增可再生能源装机占比达60%以上，“十三五”期间，我国新能源装机年均增长32%，是全球可再生能源装机增速最快的国家[1-5]。2020 年9 月，中央明确提出两个阶段减排奋斗目标（“双碳”战略目标），即在2030年前实现“碳达峰”，2060 年前实现“碳中和”，这使电力系统对可再生能源的需求进一步增加，建设以新能源为主体的新型电力系统是时代发展的必然需求。与此同时，新能源发电具有随机性和间歇性的特点，随着新能源装机规模不断增长，电力系统供需双侧随机问题日益凸显，传统“源随荷动”的调度控制方式已远不能满足电力系统发展需要，逐步向源网荷储协同互动调度方式转变[6-8]。

目前，国内外对源网荷储协调优化技术展开了广泛研究。文献[9]针对源网荷储协调优化的规划环节展开研究，为系统的规划决策环节提供参考。文献[10]提出一种泛在电力物联网背景下源网荷储协同调度模式，通过建立储能在线监测及协调控制系统，与电动汽车弹性负荷有序充电控制管理系统相结合，实现了电网与源荷储的协调交互。文献[11]建立了考虑源网荷储协调优化的主动配电网网架三层规划模型，有效改善了配电网的运行特性，提高了规划结果的合理性和经济性。文献[12]提出一种面向园区微网的源网荷储一体化运营模式，提高了微网的经济性。文献[13]设计了一种源网荷储资源综合管理平台，并在华东地区进行试点，减少了电网峰谷差。文献[14]提出直流配电网下源网荷储多目标优化调度方法，大幅降低了直流配电网运行成本、网损率和电网偏差。文献[15]从市场角度分析了主体交易需求，提出了源网荷储电力市场交易平台框架，提高了市场主体的盈利能力和清洁能源的消纳水平。

现有研究表明，针对源网荷储协调优化技术问题的研究在规划设计、调度运行、平台建设、市场模式等方面已有成效，但存在研究角度单一、缺乏大规模电网运行示范应用支撑的问题。随着电力系统对源网荷储协调优化技术需求的进一步增加，亟需建立适用于大规模电网的多元协同调度体系。

本文提出一种源网荷储多元协同调度体系，首先优化了电源侧、电网侧、负荷侧各类可调节资源参与市场机制，推动自备电厂、储能设施参与辅助服务市场，建立了适应电力现货市场模式的“双导向、双市场”需求响应机制，为源网荷储协同调控提供政策保障。同时设计了多类资源协作互动调控平台，汇集各类潜在调节资源，为源网荷储协同调控提供了实施体系。最后，在山东电网进行了大规模源网荷储协调互动试验及试点应用，验证所提出的多元协同调度体系的成效，有效提升了源网荷储间的协调互动能力，提高了电网调峰裕度，促进了新能源优先消纳。

1 源网荷储多元协同调度体系市场机制研究

本文为源-荷-储三方设计了相应的参与市场机制，推动储能设施参与辅助服务市场，完善峰谷电价激励政策，建立了“双导向、双市场”的需求响应模式，实现了源荷储各类资源参与电网调节的双向友好互动。

1.1 源-荷-储参与市场机制

1.1.1 燃煤自备电厂参与市场机制

针对燃煤自备电厂靠近终端负荷、输配环节少、对需求响应迅速、管理效率高、利用小时数稳定等优点，研究通过自备电厂采用纯下网方式参与辅助服务市场，即减少发电出力至小于发电基准（自用负荷）方式。自备电厂采用“报量报价”模式参与电网调峰，调度机构按照“容量优先、按需调度”的原则进行调用，并对其发电负荷低于发电基准时的电量进行补偿。

1.1.2 负荷侧资源参与市场机制

可调节负荷资源主体在电网负荷低谷、新能源消纳困难及电网调整困难时段，通过增加用电负荷或减少发电出力方式，促进清洁能源优先消纳。调度机构按照市场规则，编制日前发电计划，根据电网调整需求，按照“时间优先、容量优先、按需调度”的原则，安排可调节负荷资源主体参与电网调峰辅助服务市场，形成可调节负荷资源主体全天96 点调整功率曲线。

1.1.3 储能设施参与市场机制

储能系统作为综合能源系统重要的组成部分，配置灵活，传输便捷，实现了储能设备和综合能源系统间的能量互动，增强了系统运行的稳定性，可缓解供电压力和过高的负荷波动，维持系统供用电平衡。储能设施通过化学或物理方法，在电网负荷低谷或弃风、弃光时段储存电力，在需要时段释放电力，从而提供调峰服务，参加电力辅助服务市场。

储能设施按照自愿原则申报参与电网调峰辅助服务，由电力调度机构按照市场规则编制日前发电计划，根据电网负荷低谷、新能源消纳及电网调整需求，按照“时间优先、容量优先、按需调度”的原则，安排储能设施参与电网调峰辅助服务工作，形成全天96 点调整功率曲线，火电机组因参与调峰出力运行至50%及以下时，优先调用储能设施。

1.2 峰谷电价激励政策

由于新能源发电具有时段性且需全额消纳、发电不受限制、不承担调节责任，导致燃煤直调公用机组白天高峰时段上网负荷及报价较低，夜间谷段时间上网负荷及报价则相对偏高，与现行峰谷分时电价时段划分及价格浮动趋势正好相反。如按照现货报价调整峰谷分时电价政策，将大幅拉大用电峰谷差，必须统筹考虑需求侧和供给侧的特性，并充分考虑对广大电力用户的影响，进行适当调整。

研究将中午12:00—13:00 由平段调整为谷段，一是利用价格杠杆引导具备调整能力的用户优化用电习惯，调动负荷资源改变用电需求，达到避峰就谷、提升电力系统安全稳定性的目的；二是契合电力市场的价格特性，提高直调公用机组发电出力负荷，更有利于发电机组稳定运行和电力市场健康平稳发展。

1.3 需求侧响应机制

1.3.1 容量竞价方面

紧急型需求响应容量竞价包括紧急型削峰需求响应容量竞价和紧急型填谷需求响应容量竞价两部分。由电网企业发布容量需求、最高限价、响应时段等竞价信息，用户（负荷聚合商）申报响应容量、补偿价格等信息，采用“单边报量报价、边际价格出清”模式，根据用户申报的响应量和补偿价格，按补偿价格由低到高排序，对相应申报响应量依次成交（价格相同时按申报时间优先成交），直至达到紧急型削峰需求响应和填谷响应容量需求规模，成交响应量最后1 kW 的申报价格即为市场统一出清价格。按照“价格优先，时间优先”的原则确定中标用户，出清结果对参与用户披露。

1.3.2 补贴方式方面

紧急型削峰需求响应电能量补偿费用结算，由实际有效响应容量按照削峰时段发电侧加权平均电价结算（第二档用户按照实时市场在削峰时段发电侧加权平均电价的1.5 倍执行）。其中，在电力现货市场连续长周期结算试运行前，结算价格参考最近一次模拟试结算运行期间的实时市场削峰时段发电侧加权平均节点电价。紧急型填谷需求响应电能量补偿费用结算，由实际有效响应容量按照固定价格结算。经济型削峰需求响应日前市场费用结算按照日前市场出清容量与日前市场削峰时段发电侧加权平均电价结算。经济型削峰需求响应实时市场偏差费用结算是实际响应容量与日前市场出清结果偏差部分按照实时市场平均节点电价结算。

2 源网荷储多元协同调度体系平台设计

本文根据源网荷储协调调度运行的实际和需求，设计了源网荷储多元协同调度体系平台，并在山东电网落地运行。

2.1 平台框架设计

按照省地两级部署，在管理信息安全Ⅲ区基于调控云部署源网荷储协同调控平台，打通与生产控制大区、管理信息大区、信息外网通道，与山东省网源监督平台、电力现货市场技术支持系统、省级智慧能源服务平台等平台之间互通互济，保障各类资源广泛接入。总体架构如图1 所示，主要由调控层、聚合层和资源层构成。

图1 平台总体框架

调控层主要结合聚合层提供的源网荷储各类聚合资源，根据电网当前及未来运行状态，对电网运行方式进行优化，并将计算出来的策略下发给聚合层，由聚合层进行控制。调控层包括源网荷储协同互动调控平台、现货市场、省（地）调控系统。

聚合层主要包括省级智慧能源服务平台、国网智慧车联网平台等，对不同类型、不同区域的可调节负荷资源进行汇集和优化控制，解决可调节负荷资源数量多、种类多、部分单体容量偏小的问题。

资源层主要由源、网、荷、储多类形态的可调节资源组成，包括自备电厂、充电桩、工业大用户、非工空调、电源侧储能等。

资源层数据通过调度数据网、无线4G/5G 等接入聚合层。一是针对已部署调度数据网的资源层数据，可直接接入调控层。二是针对具备远动、测控装置，但尚未部署调度数据网的资源层数据，建设无线网络安全接入区，通过无线数据采集服务器、纵向加密装置（安全接入区与资源层聚合商平台间）、隔离装置（安全接入区与调控层间）实现资源层数据接入。三是针对已在阿里云、腾讯云等云平台进行聚合的资源层数据，通过在电网企业互联网大区，依托互联网大区云平台部署资源采集服务，经外网安全接入区接入调控层，实现与互联网聚合商平台数据交互。

2.2 平台资源接入方案及功能应用

源网荷储协同互动调控平台的可调节资源接入有三种方式：一是构建信息隔离安全接入方式，在互联网大区部署资源采集模块，对外通过防火墙等安防设备接入互联网上的运营商资源，对内通过Ⅳ区与互联网大区间信息隔离接入Ⅳ区数据库，再经Ⅲ/Ⅳ区防火墙接入源网荷储协同互动调控平台。二是构建防火墙安全接入方式，实现源网荷储协同互动调控平台与省级智慧能源服务平台、虚拟电厂等系统的信息交互。三是依托现有调度数据网安全接入方式，实现调度直控对象接入。资源接入信息流架构如图2 所示。

图2 资源接入信息流架构

源网荷储协同互动调控平台主要包括基础平台和应用功能两大类：基础平台主要功能包括服务总线、消息总线、权限管理、日志管理等，满足源网荷储协同互动调控平台、调度控制系统、聚合商运营平台、调控云间的信息可靠交互，为可调节资源的可观、可测、可调、可控提供平台支撑；应用功能包括可调节资源接入、聚合建模、实时数据处理与监视、协同控制等，基于各类可调节资源对象特点建立数据模型，接入可调节资源实时量测数据，实现对可调节资源的采集、分析和可视化展示，承担市场交易出清后生成的AGC（自动发电控制）指令和计划值的中转下发，支撑可调节资源参与电网调度控制。功能架构如图3 所示。

图3 平台功能框架

2.3 源网荷储协同互动调控平台建设

源网荷储协同互动调控平台部署于山东电力调度控制中心，接入数据为自备电厂、电源侧储能、电动汽车、工业大用户、智能楼宇、非工空调以及智慧能源服务平台数据。

在此基础上，根据可调节资源的接入方式及响应特性，结合源网荷储协同互动调控平台业务应用对可调节负荷参与调度控制的要求，设计各类可调节负荷资源的模型数据结构，满足电网对可调节负荷接入、监视及控制的应用需求。可调节负荷资源建模范围包括自备电厂、工业大用户、非工空调、电源侧储能、充电桩等，各模块情况如下：

1）直调火电厂：展示直调火电总体情况，包括机组台数、总容量、当前出力、可调容量等，并支持按地区进行聚合展示。

2）自备地方电厂：展示地方自备电厂总体情况，包括电厂数量、总容量、当前出力、可调容量等，并支持按地区进行聚合展示。

3）电动汽车：展示国网电动汽车、特来电等聚合商的总体情况，包括充电站、聚合单元数量，以及实时功率、可调容量等，并支持按地区进行聚合展示。

4）储能电站：展示储能电站总体情况，包括储能类型分布、充放电实时功率及趋势曲线。

5）综合能源：展示综合能源总体情况，包括电气化示范县、采油注水等可调节对象的实时功率、可调容量等。

6）楼宇空调：展示智能楼宇空调数量、实时功率、上下可调容量，以及电科院等试点单位非工空调资源接入情况。

对以上可调节负荷资源可实行单体建模和聚合建模。单体模型是对某个可调节负荷资源根据其接入信息及自身属性进行建模；聚合模型主要是在单体模型的基础上，从空间、时间、对象三个维度构建单体调节资源自动聚合的分类模型，形成聚合后的计算和控制资源，用于后续的监视控制和分析决策。

空间上包括分区、地区以及全网等维度，时间上包括1 min 级、15 min 级、30 min 级、1 h 级以及2 h 级，资源类型上包括工业大用户、非工空调、电源侧储能、负荷聚合商（包括智慧园区、商业楼宇、综合能源体等）、就地响应负荷、电动汽车以及群控负荷的采集量、预测值、不同时段的可调节量、响应速率和控制效果等，为越限消除、备用控制和电力平衡等业务场景做支撑。

3 源网荷储多元协调控制系统示范应用

示范试验利用源网荷储多元协调控制系统聚合各类资源参与调控运行、监控各类资源调节情况、评估各类资源调节效果，选择省内试点地市作为试验对象，组织电厂储能等各类资源调节。

日前计划出清时，根据电网调节需求确定日内调节时段，经源网荷储多元协同调度系统将调节计划下发至各负荷调控子系统。因自备电厂需满足自身企业用电负荷及供热供气需求、用户侧资源尚未部署自动功率控制系统、地方电厂尚未部署自动发电控制系统，暂未能实现闭环控制跟踪日内实时计划，按照日前计划出清结果调整发用电出力，满足电网接入技术规范的储能设施日内跟踪实时交易出清结果。

整体试验情况如下：

1）本次试验电源侧有6 座电厂参与，其中直调电厂1 座，地方公用电厂5 座。直调电厂中某直调电厂3 号机、4 号机参与演练，地方电厂中地方电厂A 的1 号机、地方电厂B 的1 号机、地方电厂C 的2 号机、地方电厂D 的2 号机、地方电厂E 的1 号机和2 号机参与。演练期间，某直调电厂最大下调出力231.78 MW；地方公用电厂单机最大下调出力4.71 MW，累计最大下调出力15 MW。电源侧试验情况如表1 所示。

表1 电源侧试验情况

2）本次试验期间，电站A、电站B 配套储能设施参与，2 套储能设施试验情况如表2 所示。

表2 储能设施试验情况

3）本次试验选取了青岛某公交充电站、东营某非工空调、青岛地区某公共充电站及公交充电站。演练期间，青岛地调通过地区源网荷储柔性控制平台远程控制某公交充电站充电负荷，电科院通过山东省网源监督服务技术平台控制某非工空调（电科院研究用负荷控制资源），某公司通过充电服务费优惠引导地区用户调整充电时间，采用多种方式实现负荷资源参与。具体情况如表3 所示。

表3 负荷资源试验情况

本次试验共调用237 MW 源荷储资源，等效减少1 台300 MW 直调机组日内启停调峰，在源网荷储多元协同调度体系的作用下，电网调峰裕量得到提高，同时有效促进了新能源优先消纳。该试验在山东省内首次验证了新能源场站配套储能设施参与集中统一调控技术路线可行性，为后续各类资源常态化同步参与电网调节积累了经验。

4 结语

本文立足于“双碳”战略和建设新型电力系统的背景，针对源网荷储协调优化问题，提出一种源网荷储多元协同调度体系，将市场机制优化设计与调控平台建设相结合，建立了自备电厂、储能设施、负荷侧资源参与市场模式，以及“双导向、双市场”需求响应机制。同时，构建了多类资源协作互动调控平台，基于调控云完成源网荷储协同互动调控平台部署，打通与电网企业生产控制大区、管理信息大区、信息外网通道，与山东省网源监督平台、电力现货市场技术支持系统、省级智慧能源服务平台等平台之间互通互济。最后，通过山东电网多地市源网荷储协调互动试验验证了所提协同调度体系的有效性。