高峰负荷时期地区电网优化调度方法

2023-07-13陈武

电力与能源 2023年2期

陈武

（国网四川省电力公司成都供电公司，四川成都 610041）

受极端天气、巨量的空调制冷及制热负荷、电动汽车渗透率的不断增加以及工业的快速发展等多重因素影响，部分地区的电网负荷峰值屡创新高，电网尖峰负荷持续时间越来越长，电网峰谷差不断加大，高峰时期的电网供需不平衡程度日益加深，电网运行风险愈来愈大［1-5］。在迎峰度夏及迎峰度冬高峰负荷期间，电网通常面临输变电设备或输电断面持续重载或超限额运行、电网缺陷频发、安全稳定裕度降低、保供电压力陡增等严峻供电形势。在这种特殊时期，即使电网保持全元件、全保护运行，仍然面临巨大的安全调度压力。现有研究主要从输电断面协同调控［6-7］、调峰资源互济［8］、有序用电及需求响应策略优化［9-10］、负荷聚合商优化调度［11-12］等不同层面展开理论研究，关于系统性、可操作性强、具有显著实用性、便于推广的地区电网优化调度方法的研究还亟待开展。本文以四川某地区电网为例，结合地区电网高峰负荷时期运行特征、调度运行管理实践及已有理论研究成果，提出一系列贴近工程实际的地区电网优化调度方法，以期提升电网调度安全水平及优质服务水平。

1 高峰负荷时期地区电网典型运行特征

1.1 负荷曲线双峰特征显现

用电高峰及用电时间段具有明显的集中性、规律性和重现性，所以电网负荷曲线多峰特征明显，主要表现为电网负荷集中在早、晚高峰出现，并且早、晚高峰负荷值受温度累积效应影响明显。

1.2 日峰谷差明显加大

日峰谷差是日最大负荷与日最小负荷的差值［13］。在迎峰度夏及迎峰度冬高峰负荷期间，受空调用电负荷激增等的因素影响，日峰谷差相比其他时期具有明显的变化特性。总体上，电网峰值负荷越高，峰谷差也越大，即二者呈现正相关关系，明显的日峰谷差给电网调峰带来了较大的压力和挑战。

1.3 电网弹性不足

电网弹性是指在面对电力供需平衡的大幅波动和电网故障时，电网资源的弹性互动和灵活响应的能力［14］。高弹性电网的主要特征是高可靠性、高承载、高互动、高自愈、高效能等。当前地区电网弹性不足主要表现在以下几个方面。

1.3.1 供电可靠性裕度较低

（1）在电网高负荷运行期间，输变电设备缺陷频发、输电断面重载甚至过载等问题突出，网络供电能力逼近电网安全承载极限，一旦发生主变、母线等关键主设备故障跳闸，就可能造成连锁事故，引发大面积停电，触发六级以上电网事件。

（2）为防范高负荷期间电网单一事故引发潮流大范围转移造成相关输变电设备连锁性故障，选择性地采取停用备用电源自动投入装置、环网运行改为解环运行等特殊运行方式，会使电网可靠性明显降低。

（3）为使电网经受住高峰负荷考验，通常采取220 kV 主变分列运行、110 kV 主变并列运行并加装负荷联切装置、上旁路母线转供、多级数串级供电等多种高风险负荷转供方式及负荷动态平衡等方式，以牺牲电网可靠性的方式来换取暂时性的电网供电能力的提升。

（4）为确保新设备启动投运期间电网有可靠的总后备保护，在新设备冲击合闸前通常需对电网正常运行方式进行相应调整，进而形成单主变、单母线、反充电等特殊方式及保护不完全配合的情况，不可避免会降低电网供电的可靠性。

（5）由于部分电网大型增容改造工程的进行，电网长时间非完整结构特征明显，短期内电网运行风险无法消除。

1.3.2 供电效能发挥不足

线路、变压器容量不匹配问题明显，主要表现为包含架空线路与电缆线路的混合型线路载流量不匹配、线路与变压器间的供电能力不匹配等，导致电网设备供电能力不能充分发挥。

1.3.3 重超载现象普遍

受负荷分布密度、电流互感器变比、负荷改接滞后等因素影响，部分配电网线路重满载及超载现象广泛存在。

1.3.4 灵活响应能力不足

（1）电网智能快速合解环操作功能单一，目前仅能实现单个变电站之间的快速合解环操作，尚不能实现相关联变电站之间配合进行的合解环操作。

（2）部分区、县公司配电网络主干线路联络率及互供能力较低，配电自动化工程还处于建设完善过程中，无法满足负荷快速转供及精准、灵活控制要求。

（3）基于安全运行约束考虑，城区配电网合环转供负荷要求较高，通常需在同一220 kV 站点下进行操作，导致高峰负荷时段负荷转移平衡困难，极大地限制了运行方式调整的灵活性，直接影响电网主设备的运行安全。

2 高峰负荷时期地区电网调度管理存在不足

2.1 负荷预测精度不高

由于负荷受天气变化、温度累积效应、社会活动、节日类型、电网故障及运行方式等多种因素影响，负荷变化所呈现出来的超前性、滞后性及瞬变性特点尤为突出，表现出极强的复杂性和随机性［1］。在电网调度运行管理实践中，电网负荷预测所需的高精准度问题长期未能得到解决。

2.2 电力电量难以平衡

（1）地区电网主要依靠常规发电机组，如水电、火电等提供电力电量保障。受天气、电煤供应、水电来水、电网接线、负荷分布密度、用电时段等因素影响，部分输电断面、输变电设备重超载现象时有发生，电网供需矛盾明显。

（2）受电网安全承载能力、输电通道限制，各区域电网无法做到有力支援，局部地区在部分时段可能出现电力电量“双缺”的问题。

2.3 设备消缺统筹不易安排

在迎峰度夏及度冬等高负荷时期，输电线路、变电设备和配电网等各级供电单元均处于重载或近饱和运行状态。在多数情况下，电网已不能满足“N-1”安全运行要求，系统脆弱性增加。此时，若输变电设备突发缺陷，调度往往难以立即安排停运进行消缺处理。

2.4 输电断面控制效果不明显

输电断面的安全高效调控直接关系着电网的安全稳定运行［6］。负荷高峰时期，输电断面通常面临持续满载或间隙性过载运行状态，可调节裕度严重缺乏。输电断面控制方法主要包括调整发电机组出力、负荷转移和负荷控制3 种。由于负荷控制可能会对用户的持续可靠供电造成影响，在电网调度运行管理实践中主要采用调整发电机组出力和负荷转移两种方法进行断面控制，但仍存在以下几方面问题。

（1）相对固定的输电断面限额，不利于电网供电能力的释放。目前，业界的主要做法是将输电断面划分为3 种典型断面，分别为冬季断面（环境温度小于等于15 ℃）、春秋季断面（环境温度在15～25 ℃）和夏季断面（环境温度在25～33 ℃），缺乏更加细分的输电断面分类策略，未根据实时环境温度、导线弧垂及温升变化等实际运行情况动态修正输电断面的安全限额。

（2）部分输电断面受制于输电线路线径小、电缆通道温升限制等因素，断面安全限额校核值较低，影响整体供电能力。

（3）输电断面越限后的实时处置依赖于经验调度，缺乏深入的理论分析计算，大多为“粗放型”“经验型”调度模式。然而，部分环网断面因潮流转移比较复杂，难以通过常规的运行方式调整措施解决重超载问题。

（4）电源和负荷自然分布不均匀、不同通道的输电线路参数不协调、受端电网电源较少等因素，均可能导致重要的输电断面潮流分布不均衡，出现“既重又轻”的局面，即一些断面长期重载而另一些断面长期轻载。加之不同轻、重载断面之间缺乏足够的可转移负荷通道，导致同一电网间的轻、重载断面不能做到互济平衡。

2.5 电网需求响应资源不足

作为一种通过价格激励等措施引导用户自愿改变用电行为，实现在无需进行额外电网投资建设的情况下调节电力供需平衡的电网调度运行管理方法，电网需求响应得到了广泛应用［10］。然而，受制于以下因素影响，电网需求响应效果并不明显。

（1）由于需求响应对负荷的供电电压等级、需求响应潜力、需求响应持续时间等均存在一定的准入限制，其主要实施对象为大型工商业负荷，负荷覆盖面相对较小；加之需求响应补贴刺激力度不足，导致现有需求响应资源无法满足电网安全运行调节需求。

（2）缺乏市场化的负荷聚合商，需求响应的规模化效应及同时性效应无法得到保证，缓解电网供需矛盾的效果还有待持续提升。

2.6 有序用电效果难以保证

有序用电主要是通过行政措施、经济手段、技术方法等依法控制部分用电需求，在用于解决季节性、时段性以及突发情况下的电力供需矛盾，坚持限电不拉闸，更好地优先保障民生、重点企业、重点行业、重点场所正常用电等方面发挥了重要作用［9］。然而，有序用电实施效果受高峰负荷时段划分原则、负荷特性、工商业负荷资源是否充足、用户参与度等因素影响明显，在实际工作中，难以取得满意的负荷控制效果。

3 高峰负荷时期地区电网优化调度方法

3.1 提升负荷预测准确度

（1）深入总结历年温度与用电负荷的耦合关系，重点加强对高峰负荷的幅值、高峰负荷开始时间和持续时间的预测。

（2）加强对具有规模效应的空调负荷特性挖掘与温度敏感性识别，分析大气湿度、最高温度、最低温度、温度累积效应及工作日、节假日等因素对空调负荷的影响。

（3）加强短期母线负荷预测，进一步提升特定区域内小电网负荷预测的精准度。

3.2 加大电力电量平衡力度

（1）精益调度，精细化开展全网电力电量平衡预测分析，保障地区电网电力供应稳定。密切关注电煤供应、消耗及库存情况，以及大型水库蓄水、水电来水、极端天气变化情况，重点加强小水电管理，提前梳理小水电可调节能力等水文基础数据，并根据小水电季调节、周调节以及无调节等特性分别制定优化调度策略，通过日发电计划的方式直接落实，实现水电精准调度、顶峰出力。

（2）科学安排电网运行方式。针对电网接线特点及各输电断面、线路、主变、母线负荷的时间变化特性，积极运用好电网设备弹性供电能力及互济平衡裕度空间，及时开展优化调整操作，最大程度挖掘电网的供电能力。

（3）重视能源送出通道中间落点工程建设，做到极端情况下能满足本地区电网的供需要求。

（4）结合电网实际运行情况，提前优化电网新设备启动投运时序，尤其是加快关键输变电工程的启动投运进度，有效提升电网的供电能力。

（5）对区域内电源建设进行规划，尽可能缩小地区内发供电的平衡差，减少或避免大功率、远距离传输。

（6）加装临时主变或主变扩容，或及时进行输配电线路增容改造，有效增强高峰负荷时期的顶峰供电能力。

（7）全力推进配电网负荷改接工程的实施。定期统计和梳理新投变电站出线间隔利用率及负载率，形成明细台账；协同发展策划、设备管理部门，强化负荷聚类分析，积极采取负荷重组、负荷改接等有力手段切实解决负荷分布不均衡问题。

（8）进一步完善配电网线路联络关系，增强网络互供能力，同时加快配电自动化工程的推广应用，全面提升负荷快速转供及精准控制的能力

（9）调配应急发电车接入配电网，切实缓解配电网供电卡脖子问题。

3.3 改进设备消缺方法

（1）深入开展隐患排查治理，保障设备供电能力稳定。主要包括：拉网式排查电网运行风险；加强设备缺陷管理与消缺处置，避免一般缺陷发展为严重缺陷或危急缺陷；对于缺陷处置，优先安排“零点”作业，减少对用户的供电影响。

（2）积极推行带电作业。坚持“能带不停”的缺陷处置方法，保障电网全元件运行，实现客户用电“零感知”，为电网可靠供电提供坚实保障。

3.4 动态调整输电断面安全稳定限额

（1）增加大容量主变压器故障或过负荷安全稳定控制系统，既可保证供电可靠性，又可进一步放大主变断面限额，从而提升电网供电能力。

（2）实施输电线路动态增容调度方案。协同设备管理部门，积极开展基于气候监测、输电线路温度及输电线路弧垂等测量的动态增容技术。

（3）协同设备管理部门，积极推进电网网架结构升级，弥补电网薄弱环节，优化网络参数，提升断面均衡度，改善断面内关键线路的潮流水平，深度挖掘电网供电能力。

（4）做好输电断面潮流转移比计算分析工作，充分利用网络重构提升电网的供电能力。

（5）根据不同断面的负荷时空特性，灵活进行运行方式调整。

（6）深化电网智能快速合解环系统跨变电站操作的功能开发，以多断面、多站点协同控制为目标，及时高效开展运行方式调整操作。

（7）及时采取特殊运行方式，消除原有断面过载现象，具体方法如下。

1）负荷转移法。在不改变原有电网断面的情况下，通过将断面内的用电负荷部分转移至该断面外的输变电设备供电的方式，即称为负荷转移法。该种方法相对简单，不再赘述。

2）备自投停用法。通过停用相关变电站备用电源自动投入装置的方式来确保主供电源线路发生“N-1”故障后潮流不会转移至充电备用线路，即为备自投停用法，如图1 所示。在此背景下，断面内的输电线路均可按各自的热稳定载流量带负载运行，供电能力相比原输电断面可得到明显提升。

图1 备自投停用法示意

3）断面变更法。通过运行调整，改变原有电网断面内输变电设备集合，以最大程度发挥电网设备的供电能力，即为断面变更法如图2 所示。电网原有输电断面为220 kV 甲1 线、甲2 线（双回线同塔架设、线路参数一致）及220 kV 辰线3 条输电线路组成的输电线路集，运行方式调整后，将原有断面变更为220 kV 甲2 线及220 kV 辰线两条输电线路组成新的输电断面，而将220 kV 甲1 线分离出来给220 kV 变电站A 两台主变压器供电，使得电网整体供电能力得到有效提升。

图2 断面变更法示意

4）断面消除法。改变输电断面内有关输变电设备的运行方式，以达到消除断面、完全发挥原输变电设备供电能力的目的。主变并列断面消除示意如图3 所示。在方式调整前，两台主变并列运行断面通常按单台主变容量的1.5 倍控制。在方式调整后，可按各自主变额定容量分别进行带载运行。常见220 kV 主变分列运行后带载能力提升情况如表1 所示。同理，输电断面消除示意如图4 所示。在输电线路环网运行时，为确保电网，“N-1”运行安全，通常按环网内最小线径的输电线路校核输电断面限额，当将环网运行方式调整为解环运行方式后，输电线路便可按各自热稳定限额进行带载。

表1 220 kV 主变分列运行后带载能力提升情况

图3 主变并列断面消除示意

图4 输电断面消除示意

3.5 强化电网需求响应调度

（1）强化需求响应全过程关键信息监测。重点加强对全网用电负荷、输变电断面负载率、设备动态负载率、主变油温及负荷、事故限电序位表可执行量及工商业专线用电等的监测，同时做到需求响应程度的数字化、图形化展示。

（2）协同营销部门，加强对需求侧可中断负荷、可平移负荷、可转移负荷等3 类负荷的研究，实现精益调度。可中断负荷启动后，可短时中断以响应电网调度，如空调负荷；可平移负荷启动后，不能中断但可延迟启动以响应电网调度，其负荷量和负荷曲线不会改变，包括洗衣机、洗碗机等家电负荷以及错峰用电的工业用户；可转移负荷启动后，可灵活调节各时段用电量以响应电网调度，其负荷总量不变但负荷曲线可能改变，包括电动汽车充电站、电储能装置等。

（3）建立基于负荷聚合商的需求响应架构，实现包括电动汽车、空调、商业负荷、用户侧大型储能装置等具有不同调控响应时间的需求侧可控负荷资源的灵活聚合和优化配置，充分发挥各类资源响应潜力和互补特性。