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浙江视角:新型电力系统怎么调度?

电网调度肩负着维持电力平衡、保障安全运行的重任,随着新型电力系统建设的推进,传统的电力调度体系将面临诸多挑战,如何进行适应性升级,是电网企业面临的新问题。


快速增长的新能源装机给传统电力平衡带来了冲击。


在实现“双碳”目标和建设新型电力系统的背景下,新能源增长十分迅速。数据显示,2021年浙江新能源装机达到2498万千瓦,装机占比同比提高28.6个百分点,已成为浙江省内第二大电源。电能在终端能源消费比重也达36%左右,高出全国平均水平9个百分点。


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浙中第一座风力发电场东白山风力发电场|杨学君 摄


但新能源间歇性、波动性和时变性的特点,无法像传统电源那样能够跟随负荷变化,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。


新能源大规模接入对传统调度体系的自动化能力提出了更高要求。


传统调度方式是由调度控制中心按照地方政府间框架协议、年度月度购电计划等中长期计划,结合电力系统实时运行情况,按照统一调度、分级管理的原则,统筹考虑电力平衡工作。但随着大规模新能源并网以及电动汽车、分布式电源等海量交互式设备的接入,传统“源随荷动”的调度方式已无法适应。


电网的安全稳定有待进一步提升。


随着新能源不断涌入,电力系统呈现了新形态、新特征,新能源单机容量小,电网控制对象激增至数万个,且位置分布广,传统电力系统控制难度持续增加,对电网安全稳定带来一定影响。


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舟山定海岑港风电场|姚峰 摄


总的来看,传统电力调度系统还不能安全适应新型电力系统高效运行,在安全稳定、平衡保障等方面还有待提升。



浙江在打造新型电力系统调度体系建设中面临哪些问题?


1.复杂的电网架构改变了电力系统的内部特征

目前,浙江电网特高压网架为“两交两直”结构,随着白鹤滩-浙江特高压等重点工程推进,预计“十四五”末,浙江将建成“一环四直”特高压混联结构,这样复杂的电网架构改变了电力系统的内部特征,需要更新电力系统控制与保护等二次设备、升级电网调度体系。


2.“大受电小开机”将成电网运行常态

受自身条件限制,浙江外来电比例不断增高。2021年,浙江电网最大外来电力已达3578万千瓦,统调口径最高占比达到44.8%。高比例的外来电,使得省内各类电源成分减小和运行的机组数量减小,进而形成“大受电小开机”的常态。


3.分布式清洁能源大规模接入

截至2021年,浙江现有分布式光伏装机1217万千瓦,规模位居全国前列。预计2025年新增光伏1450万千瓦、风电450万千瓦,到2030年新能源装机将突破6000万千瓦,装机容量迅猛增长。但分布式清洁能源的接入在带来绿色电能的同时,也给电力平衡和电网稳定带来挑战。


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供电员工检查企业屋顶光伏发电设备|楼拓斌 摄


4.电源装机结构发生巨大变革

目前,浙江省电源装机结构中火电仍是第一大电源,但占比呈现逐年递减的趋势。预计“十四五”末以风、光、水、核为代表的清洁能源将成为浙江第一大电源,绿色低碳、安全高效的新型电源结构体系将更趋完善。而这些新型电源装机结构也将成为浙江电网电力电量平衡和灵活调节的主力。


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大陈岛正在建设氢电耦合示范工程|曹琼蕾 摄


5.碳电协同市场机制亟待进一步完善

随着电力现货市场改革的不断推进,使得电网生产组织方式发生根本变化。就调度而言,在目前已完成电力现货市场季度结算试运行和第三方主体参与辅助服务市场试运行等电力市场化改革的基础上,另外还有结合绿电交易、碳交易工作,形成碳电协同的电力市场运行机制等很多方面需要进一步研究探索。

 

打造新型电力系统调度体系,需主动作为。


2021年以来,浙江积极探索新型电力系统调度体系建设,主动支撑国家电网新型电力系统省级示范区建设。


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浙江电力调度控制大厅|陈聪 摄


运行控制方式更加灵活。传统的电网运行控制对象是火、水、核等电源,随着新型电力系统的构建,传统的“源随荷动”模式开始向“源网荷储”模式变化。为进一步推动源网荷储友好互动调节,保障新型电力系统的平稳运行,国网浙江电力加快电网调度控制方式从突出主网调度向全网协调调度转变。在电源侧,积极服务供给侧结构优化,优化新能源等机组并网投运流程,切实做到“应并尽并”,提升清洁电源和零碳电能占比。在电网侧,通过虚拟电厂聚合、柔性潮流控制、主配网无功协同、最优潮流优化等手段,进一步提升电网运行效能。在负荷侧,试点通过可中断负荷、负荷聚合商等提供辅助服务,积极参与电网调节互动,促进电力系统整体碳效水平提升。在储能侧,积极推动电源、电网、用户三侧储能,开展储能参与电力辅助服务市场工作。


发用电平衡预测更加精准。为了摸准新能源发电功率的“脾气”,国网浙江电力研发了新一代新能源功率预测系统,针对集中式和分布式两种新能源类型,进行气象预测和网格预测等差异化预测技术,进一步提升浙江新能源的预测精准度。目前,浙江风电月均日前预测准确率为90.99%,光伏月均日前预测准确率为94.28%,远高于行业要求80%的预测标准。同时,国网浙江电力还推进全社会负荷预测精度,在国家电网系统内首次实现日前全社会负荷预测,制定浙江省新能源可信容量评估技术,进一步算细电力平衡账。


电网安全稳定运行更加数智化。作为国家电网系统内首家承担“两个新一代、一个5G示范”的试点单位,国网浙江电力着力实现新一代调度技术支持系统、新一代变电站二次系统和5G电力示范的引领地位,不断将数字智能新技术应用到电网运行中,全力打造新型电力系统智慧调度运行大脑品牌项目。目前,已在浙江电力调度控制中心和宁波市调度控制中心完成新一代调度技术支持系统试点工作,在杭州220千伏云会变、科创变和慈湖变开展新一代变电站二次系统建设,在国家电网系统内首家完成13项5G现网切片的安全性、可靠性功能测试,且已累计接入5G业务终端超过1500个。


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220千伏西子变电站|王列刚 摄


此外,国网浙江电力围绕深化电价改革政策和电网企业代理购电等新的市场化交易要求,推动政府出台“浙江电力现货市场交易规则”,引入储能、抽蓄等主体参与市场,丰富辅助服务品种,引导调节资源电网运行调节,保障市场稳定运行。加快电力市场环境下电网运行机制和电网调度管理的适应性调整。统筹停电计划、发电计划、安全校核等调度生产组织业务,形成时序紧密配合、信息通畅快捷、执行精准高效的调度运行管理体系,确保复杂电网运行安全要素与市场运营机制有效融合。在2021年浙江第五次现货结算试运行期间,电力现货市场很好发挥价格信号激励作用,进一步提高各主体的发电积极性,全网供电能力明显提升,最高发电负荷率提升6%。


新型电力系统建设是一项全局性、系统性、复杂性工程,国网浙江电力将持续完善新型电力系统调度体系建设,深度挖掘源网荷储低碳互动潜力,加快向源网荷储高效互动、输配微网多级协同、物理信息深度融合的运行方式转变,为浙江新型电力系统省级示范区安全稳定运行保驾护航。


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