新型電力系統典型場景與協同控制策略

畢亞雄，方九兵

（1.中國職工技術協會電力專委會，廣東省廣州市 510663；2.南方電網數字集團，廣東省廣州市 510663）

0 引言

2020 年9 月，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上首次提出“碳達峰、碳中和”，并在中國共產黨與世界政黨領導人峰會提出，中國將為履行“碳達峰、碳中和”目標承諾付出極其艱巨的努力。2021 年3 月，習近平總書記在中央財經委員會第九次會議上，首次提出構建新型電力系統。黨的二十大明確“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟實施碳達峰行動”“加強能源產供儲銷體系建設，確保能源安全”，提出“加快規劃建設新型能源體系”。

建設新型電力系統是電力行業落實“碳達峰、碳中和”目標的重要任務。未來，新型電力系統發輸配用各環節的功能定位和特性將發生重大調整，系統的發展也將面臨諸多挑戰和需要研究解決的問題。

1 完整全面認識新型電力系統形態

2021 年中央財經委員會第九次會議提出構建新型電力系統以來，社會各界從不同視角對新型電力系統進行了大量研究和論述，形成了豐富的研究成果。關于新型電力系統的典型特征，至少從（電力）電網物理形態和（市場）價值形態兩個維度去定義。也就是說，新型電力系統不僅在物理形態呈現全新，在市場價值形態也須煥然一新，尤其是電價機制。

1.1 物理形態：多能協同互補、源網荷互動、多元負荷融合

在物理形態方面，新型電力系統將呈現出多能協同互補、源網荷（儲）互動、多元負荷融合等典型特征。相同的是電力系統依然是（發電）源（輸電）網（用電）負荷同網同步、實時平衡運行，諸多不同的表現在于：

1.1.1 電源側，多能協同互補開新局

“雙碳”目標下，風電、光伏發電等新能源發展前景廣闊，煤電、氣電等化石能源發展限制因素增多。此消彼長之下，新型電力系統中的新能源占比將大幅提高。例如，習近平總書記在氣候雄心大會上宣布到2030 年我國風電、太陽能發電裝機將達到12 億kW 以上，這一目標已超過2020 年我國煤電裝機規模，而且未來新能源發電裝機規模很可能大大超過該規模。

新能源占比的逐步提高，各類電源在電力系統中的功能定位和作用可能有巨大改變。風光等新能源發電將從提供電量補充逐步向提供電量支撐的主要電源轉變；水電和核電基礎性電源的性質基本不變；煤電逐步轉變為提供容量為主、電量為輔的電力安全穩定支撐和（備用）保障性調節性靈活性運用的電源；氣電承擔更多的調節性和保障性責任；抽水蓄能仍然承擔削峰填谷、應急調節作用，并快速發展，以最大能力滿足電力系統日調節需要；電化學儲能站則以電力系統新成員涌現出眾多但規模有限調節性電源作用。

同時，風、光等新能源“天熱無風”“云來無光”，靠天吃飯特征明顯，具有隨機性、間歇性、波動性等固有特性。新能源占比提高將極大增加電源側的不可控性，傳統電力系統多種電源簡單疊加的形態將不再適應新型電力系統的要求，風光互補、新能源+水電、新能源+儲能、新能源+氫能、風光水火儲一體化等多元協同開發模式不斷涌現，充分發揮水、火、核、風、光、儲等元素的協同互補作用，實現多時間尺度優化配置。

1.1.2 負荷側，多元負荷融合育新機

分布式電源、用戶側儲能、電動汽車反向放電、虛擬電廠等逐步應用推廣，進一步解放用戶，部分負荷由“純用戶”轉變為“電力產消者”。同時，用戶用能自主選擇權將得到充分釋放，從單一供用電模式向電、熱（冷）、氣（氫）等多元化能源消費和多樣化服務需求發展。產銷一體、多元互動的全新需求模型，推動電力系統與多種基礎設施網絡高度融合發展，實施“綠色替代”“電能替代”，建立以電能為核心的綜合能源服務體系，節能減排效益大幅增加，能源利用效率持續提高。

1.1.3 電網側，源網荷（儲）互動譜新篇

電力是可再生能源最為便捷高效的利用方式，云大物移智鏈、智能一體化調控、大容量直流輸電、柔性互聯與控制、新材料等技術將在電網中廣泛應用，電網作為清潔能源資源優化配置平臺的核心地位將不斷增強，推動“源隨荷動”向“源荷互動”轉變。

與之配套，電網結構將向“主干電網+中小型電網及微型電網”柔性互聯形態發展，輸電網網架向“合理分區、柔性互聯、安全可控、開放互濟”的形態轉變，配電網具備更高的靈活性和主動性，適應儲能、負荷開放接入和雙向互動，微電網和用戶需求響應技術廣泛應用，靈活可調資源參與電網互動增強。儲能發揮不同時間尺度的系統平衡調節作用，兼有“電源”和“負荷”雙重特質，就像抽水蓄能電站一樣應該成為新型電力系統“源網荷”重要構成，尤其以短時快速頻率響應和“救命稻草”效果為要，而凸顯配置地點和作用時間的重要價值。

與此同時，電網作為承載新型電力系統的重要平臺，將充分發揮數字電網強大的“電力+算力”，使電網具備超強感知能力、智能決策能力和快速執行能力，傳統電網調度采用的“集中式發電調整”也逐步升級為“源網荷一體調控”，支撐新型電力系統安全高效運行。

1.2 價值形態：高度發達的電力交易市場、協調統一的價格形成機制

新型電力系統將包括新能源、儲能、調節性電源、微電網和“電力產消者”等豐富的市場主體，各市場主體的特性各不相同，推動源網荷各環節發生深刻變化，相應的市場機制和價值機制也需要更新迭代，逐步建立高度發達的電力交易市場和協調統一的價格形成機制，為構建新型電力系統提供堅實的機制保障。

1.2.1 要有電力市場配合

需要構建開放統一的電力市場，逐步完善交易機制，豐富交易品種，打破交易區域壁壘，為抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等不同類型，以及區內外等不同地域市場主體提供公平準入、平等競爭、自主選擇的交易機會，充分發揮市場無形的手的基礎性調節作用，推動在更大范圍內優化資源配置。此外，除了電力市場本身的中長期市場、現貨電能量市場、輔助服務市場等交易機制不斷成熟完善外，綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易等也將更加有效銜接和協同發展。

1.2.2 要有相適應的調節電價機制

①能源電力上下游各環節價格形成和成本疏導機制持續健全，煤電電量市場化交易電價和應急保供容量補償機制逐步建立，儲能容量成本回收電價有效保障，輸配電價格機制靈活性提升。②新能源發電成本、配套保障電源增加成本和額外增加的電網投資等成本得到合理疏導。③調節電價體系更加豐富，電量電價、容量電價、應急備用電價、豐枯電價、峰谷電價、尖峰電價等協同互補，公平反映不同時空場景下，不同類型資源電量、容量、調節能力的真正價值，充分調動市場主體的積極性，滿足電力系統安全穩定運行對調節資源等的需求。④各地電力市場價格規則統一規范，有效保障送受端省區電力供需平衡，區域內外各市場主體間的利益平衡通過電價機制有效協調，提高全社會經濟效益。

2 新型電力系統的特征及案例分析

構建新型電力系統必須從我國國情的實際出發，與資源稟賦及電力需求相適應，全國大電網“一張網”與各區電力（源網荷）結構優化相適應。隨著新能源占比需要不斷提高，綜合新能源隨機性、間歇性、波動性等缺陷及其依賴傳統能源的調節性資源支持，以支撐電網安全穩定高效運行。新型電力系統將呈現“煤電和水電為主要基礎支撐，核電和氣電為重要補充，風能太陽能等新能源發電為增量主體”的典型特征?，F階段，下文以南方電網轄區舉例，介紹三個新型電力系統的典型場景。

2.1 陽江區域

陽江市地處珠江口西岸都市圈，部署有廣東省重要電力能源基地、國家新能源基地、國際風電城、千億級合金材料產業基地等，正逐步成為粵港澳大灣區西側能源中心。陽江市有豐富的海上風電資源及沿海核電和煤電站廠址資源，具有建設大型風電基地、大型核電基地、大型火電基地的潛質。但與此同時，陽江新能源發展也面臨較大挑戰，①已核準的海上風電1000 萬kW，正在申請增加的深海區海上風電1000 萬kW，預計國管海域還有可開發的海上風電2000 萬kW 以上，大規模海上風電集中開發存在較大的并網輸送壓力；②陽西、陽春地區由于光照條件好、地價有優勢，各方光伏投資意愿強烈，近兩年收到業主的并網意向咨詢較多，預計至2025 年還有潛在光伏接入需求200 多萬kW，遠超當地消納能力，地方激增的中小規模新能源消納與送出問題較突出。

基于此，2021 年8 月4 日，中國南方電網有限責任公司年中工作座談會提出將陽江市初步遴選為“海上風電+儲能”新型電力系統示范區。2021 年11 月11 日，廣東省政府和中國南方電網有限責任公司聯合印發《廣東省構建新型電力系統 推動電力高質量發展行動方案（2021 ～2025 年）》，明確提出打造陽江清潔能源基地新型市域電力系統示范區，2021年12 月中共陽江市第八次代表大會提出建設“廣東（陽江）國際風電城”“國家新能源基地”。

根據《陽江供電局加快推進全域新型電力系統示范區建設行動方案》，到2025 年，陽江電網全面建成新型電力系統示范區。屆時，將建成沙扒、青洲、帆石等海上風電基地1000 萬kW，陽江核電652 萬kW，陽西電站等大型火電500萬kW，陽江抽水蓄能120 萬kW，以及陸上風電90 萬kW，光伏220 萬kW，形成“煤電+核電+海風+蓄儲”的新型電力系統典型形態，非化石能源電量占比達到80%。

2.2 金沙江流域

金沙江流域水電資源、風光新能源資源豐富。水電方面，金沙江中下游（云南段）自上而下依次為龍盤、兩家人、梨園、阿海、金安橋、龍開口、魯地拉、觀音巖、烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩等12 座電站，合計裝機容量4356 萬kW（省界界河電站均僅算一半）。除龍盤、兩家人電站處于前期勘測設計階段外，其余電站均已投產發電，其中烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩等電站均為具有季調節能力的巨型水電站，已形成梯級水電調節格局。風光發電方面，金沙江中游流域水電基地周邊風、光開發潛力約3170 萬kW，主要分布在迪慶、麗江、大理、怒江等市州，下游流域水電基地周邊風、光開發潛力約725 萬kW，主要分布在昆明、昭通、曲靖、楚雄等市州。根據云南風光水儲一體化發展規劃，“十四五”期間將沿金沙江流域市（縣）開發風電470 萬kW、光伏1000萬kW，同時，或將推動配置電化學儲能250 萬kW，建成風光水儲靈活調節一體化體系，形成“水電+光伏+風電+調儲”的新型電力系統典型形態。

2.3 藏東南清潔能源基地

藏東南水力資源和新能源資源豐富，水電、光伏以及風電等清潔能源主要集中在金沙江上游、瀾滄江上游、怒江上游、玉曲河、雅魯藏布江中下游、帕隆藏布及易貢藏布等流域。同時，藏東南地區毗鄰南方五省區，具有送電南方區域的區位優勢，玉曲河、察隅曲、瀾滄江、克勞龍河流域水電總計1620 萬kW，其中300 萬kW 電源預留當地自用，其余約1300 萬kW 外送，藏東南具備建設條件的光伏約3500 萬kW。

2021 年，西藏自治區人民政府、廣東省人民政府、南方電網公司簽署了《西藏清潔能源基地送電粵港澳大灣區合作協議》，初步規劃依托瀾滄江上游、玉曲河、察隅曲、克勞龍河等流域“水風光一體化”清潔能源基地，新建一回特高壓直流送電粵港澳大灣區1000 萬kW 左右，依托瀾滄江上游“水風光一體化”清潔能源基地，新建一回特高壓直流送電粵港澳大灣區1000 萬kW 左右。根據初步研究成果，第一回直流（暫命名“藏玉直流”）配套水電605 萬kW，光伏1300 萬kW；第二回直流（暫命名“藏瀾直流”）配套水電692 萬kW，光伏1100 萬kW；直流投產初期純輸送新能源，2027 年后水電陸續投產后，送端水光多能互補外送，逐步形成“水電+光伏+調蓄+遠距離高比例可再生能源特高壓多端柔性直流輸電”的新型電力系統典型形態。

3 新型電力系統穩定面臨的挑戰

隨著可再生能源接入電力系統的比例不斷提高，并網對電網安全穩定將產生較大影響。

（1）風機等新能源設備轉動慣量等效差，耐受過流、過壓、低壓等擾動能力，難以對系統提供與同步機相當的主動支撐能力，導致系統故障后頻率、電壓變化指標惡化，甚至引發連鎖故障。新能源接入容量和出力比例達到一定規模后，系統頻率和電壓穩定問題將超過傳統的功角穩定、動態穩定問題，成為系統主導穩定問題。迫切需要新能源設備為系統提供必要的頻率、電壓主動支撐能力。2019 年8 月9 日，英國大停電事故就是發生在典型的新能源高滲透率場景中，因常規機組開機減少、系統轉動慣量下降，從而導致故障后系統頻率變化率超過限值，進而引發海上風電機組大量連鎖脫網。2021 年，貴州某地區對外聯絡的線路跳閘后，形成的孤網系統中全部是新能源機組，因無法建立穩定的頻率，孤網最終全停。

（2）不同型號的風機其控制結構與控制算法復雜多樣，設備并網性能各異，缺乏有效的源網協調優化。風電及送出直流中的大量電力電子設備在系統故障期間表現出低電壓穿越、換相失敗等強非線性行為，動態變化路徑復雜，協調控制困難。大量海上風電接入負荷中心的外圍電網，加劇輸電通道阻塞，或通過直流接入負荷中心，導致負荷中心無功電壓支撐能力下降；風電波動導致的潮流大范圍流動進一步加劇穩定問題，亟須對風電場實施有效的源網協調優化控制。以廣東粵西海上風電送出場景為例，若風機按照經過系統優化的參數整定，粵西送出斷面極限可提升300 ～500MW。然而，設備廠家出于技術保密的原因，不愿公開詳細參數，或表示因設備能力無法按電網要求整定，參數優化整定工作推進困難。

（3）大量電力電子設備并網帶來的諧波與寬頻穩定問題日益凸顯，尚缺少有效的分析與治理方法。電力電子設備微秒級的開關過程與傳統同步機毫秒、秒級的機電過渡過程交互影響，帶來全新的穩定問題。IEEE 專門為電力電子設備大量并網引發的寬頻穩定問題修改了電力系統穩定性的分類標準。在運系統也頻繁暴露電力電子設備寬頻振蕩問題，嚴重威脅系統運行安全。國家電網及美國、歐洲電網中新能源電力電子設備寬頻振蕩問題時有發生。2022 年5 月，廣東某海風場因高次濾波電路設計不完善，引發34 臺風機因諧波分量過高連續脫網，損失功率551MW。

4 新型電力系統協同控制策略

對電力系統而言，安全穩定運行是前提、是基礎，為保證高比例新能源接入后的系統安全，產業鏈各方應共同協作、加大聯合攻關力度，推動實現“電網調控級-場站集控級-發電機控級”三級控制的協調互動，以滿足新型電力系統需要，更好地服務“雙碳”目標實現。

4.1 調控

調控，也就是電網調度系統級的控制，調度系統是維持系統安全穩定運行的“中樞大腦”。對于調度系統。

（1）要實現電力系統全局功率的合理調配，以潮流分布最優促進多能互補（調節）優化調整。比如，海上風電場多采用風電場群匯集送出方式，在大風氣象條件下易出現輸電阻塞現象，此時，依托上層調度系統進行全局調配，通過協調不同場站間出力、調節負荷及儲能站的控制，在緩解輸出線路阻塞、保障電力系統安全的同時，盡可能地減少“棄風”現象；再比如，金沙江水風光發電互補調節調度，就可以利用水庫調節庫容（調峰）調節互補水能風能光伏發電特性。

（2）要“三補”。第一補仍然是“一次不夠，二次補”。過去的電網結構不夠“堅強”，不足以應對日益突出的電力系統安全穩定問題，借助網源荷電氣二次（設備）協同技術措施來補強，從而積累了特色豐富的電力系統安全穩定控制的系統措施和成熟的（中國）經驗；現在的狀況是電網堅強了，卻更加復雜了，既要安全穩定，還要精準可靠，更高要求電氣二次系統的智能化協同和“堅強”支撐。第二補是電源多能發電結構差異，依靠“調控調節”管理和技術措施來彌補，解決短板效應，實現源網荷儲互動。第三補是物理特性差異依靠市場價格機制補，充分借助電價機制推動解決“存量挖潛與多主體共責共享”“增量協同與系統性有序推進”等深層次的問題。

要堅守系統安全穩定控制的“三道防線”：①繼電保護的靈敏性、選擇性、速動性、可靠性，“四性”還要更加充分滿足大量分散式發電和碎片式微網的接入，方顯第一道防線越發重要。②功率平衡穩定，以遠方切機切負荷為代表的安穩措施和AGC/AVC 多層級協同效應等，要確保電力系統動態穩定。③應對系統失控，保持暫態穩定，要充分調動發動機轉動慣量和調速器頻率控制效應、發電機勵磁（變流）電力電子控制特性和功角控制效應。

（3）全局協調控制技術（指令）的生成與下達。依托調度云端的自動發電控制、自動電壓控制（AGC/AVC）、在線監測等系統，實時或定期向子站下達控制目標并更新配置定值，如系統調峰調頻容量不足時，面向下級子站系統，通過更新控制目標，協調選定范圍內的風電場站投入系統一次調頻、慣量控制等“壓板”（閾值），當系統頻率達到動作條件時，選定范圍內的風電場將主動為電力系統提供功率主動支撐。

4.2 集控

集控，也就是場站級的控制，海上風電場站級功率控制系統起到了“承上啟下”的關鍵樞紐作用。場站級功率控制系統主要發揮以下作用：①解讀調度系統的控制指令并實現本地機組間功率的合理分配。場站功率控制系統在接收到調度系統下發的控制目標及控制定值后，結合本地機組運行狀態、實時氣象條件、功率預測信息、集電線路拓撲結構、并網點功率電壓頻率數據等，精準研判全場的功率可調節裕度，合理分解上級調度系統下發的指令并實時分配至風電機組、SVG、主變壓器等功率調節資源；②依托場站邊緣算力，完成功率主動支撐功能?！半p碳”及新型電力系統背景下，風電場站除滿足現有AGC/AVC 控制功能外，還需重點提升電力系統主動支撐功能，比如通過實時監測并網點頻率，判斷達到動作閾值時，快速計算全場功率變化量，與AGC 控制指令相協調，并完成對機組控制指令的下發。目前，南網數字電網研究院有限公司研制的“智控Plus”產品，具備一次調頻、慣量控制、AGC/AVC 控制等邊緣控制功能，可顯著提升海上風電場功率主動支撐能力。

4.3 機控

機控，即發電機組級的控制，發電機組是源網協調控制指令最終的執行單位。機組級控制一要精準快速落實上級系統下發的控制指令。機組在接收到站控級下發的功率控制指令后，通過協調風機主控裝置、變流控制器等控制單元，實現風機的變槳、偏航、調速等控制，準確且快速地執行上級下發的功率控制要求，并實現機有功和無功的解耦；二要在執行上級下達指令的同時，保障機組的安全可靠運行并充分挖掘潛力，最大限度向電網提供安全支持。以海上風電為例，運行環境復雜多變，風電機組除了準確響應站控級的功率控制指令外，還需要綜合考慮機組的抗臺風、抗浪涌和設備健康狀況、發電（出力）質量等約束條件，實際上是一套多目標協調控制的過程。目前，南網數字電網研究院有限公司牽頭的廣東省重項目“10MW 及以上海上風力發電機組主控裝置研發”，所研制的10MW級風機主控裝置配合變流器控制器可實現含智能抗臺風、發電預測、功率跟蹤、穩定（平衡）控制在內的多目標協同控制功能；多主體參與、分工協作，多層級多系統（裝置）協同、協調運用等。

新型電力系統建設任重道遠，隨著新能源場站規模和接入電網占比不斷提高，“場站多機型、地域多結構”的特征將更加凸顯，給電力系統的安全穩定運行帶來諸多挑戰。電網調控級、場站集控級、發電機控級作為電力系統安全穩定控制的主要層級，與系統安全聯系緊密，電機安全、場站安全直接影響電網安全，在此呼吁各方：以建設高效可持續良性循環產業鏈和生態圈為己任，科學保護，有序競爭，充分合作，共享資源，建立更加開放、兼容的控制系統，制定規范秩序，實現系統參數、場站參數、電機參數有效交互，達到控制效率效益最大化的目標。