区域电网网荷智能互动站端系统的研究与应用

深圳新能电力开发设计院有限公司 孙 鹏

贯彻落实国家相关部委对电力需求侧管理提出的新要求，充分考虑区域电网负荷、电源、储能设备等多种因素,建立区域性的智能化电网网荷互动站端系统，并对其进行应用推广，有效应对电网安全运行面临的新挑战，使控制电网安全性和稳定性的手段得到更好的丰富和完善，有效拓展电网故障时的可控资源，实现网荷智能友好互动。通过网荷智能互动系统改变了负荷控制的粗放方法，实现对负荷控制的精益化管理，电网在对紧急事件方面的处理能力可以通过互动调控来进行提高，对带动整个能源系统的资源优化配置起到至关重要的作用，从而使电网在保障区域内的运行安全和稳定得到有效保障。

1 必要性分析

1.1 电力需求侧管理的更高要求

国家发改委于2017年颁布了《电力需求侧管理办法（修订版）》并作出了相关指导：支持电网企业会同电力用户探索建设大规模源网荷友好互动系统，有效平抑可再生能源带来的波动，提升电网“源”“荷”互补能力，助力可再生能源大规模替代化石能源”，以及“对电力运行的调节进行改革，在电力运行的调度工作中将统筹的需求相应资源进行吸收，从而使电网的灵活性得到有效提高，给新能源的电力消纳提供基础。

同时还明确了相关工作要求，即“对于实施需求响应的试点应该根据各地的实际情况来对范围进行扩大，同时还要同电力市场建设工作进行配合，并积极的促进电力市场对需求响应资源的吸入。对于开发和利用需求相应资源的相关电力市场参与者，应该给予充分的支持和激励，并提供调峰以及调频等方面的有偿服务，使需求侧机动调峰能力实现年度最大电负荷的3%左右，使电力的供需平衡在不是非常严重的缺点情况下得到有效保障。”

“电网企业在监测和控制负荷的工作中，可以使用电力负荷管理系统来进行，在对负荷进行监测的过程中，要使监测能力在经营区域内实现超过最大用电负荷的百分之七十，并要是对负荷的控制能力在经营范围内实现最大用电负荷的百分之十，负荷的管理范围应该在用户用电量达到100千伏安以上，对于使用能源量大的重点型企业，可以将其用电的数据同国家电力需求侧管理平台进行连接，以及能源重点使用单位的能源消耗水平通过国家的能耗在线监测系统平台进行监控。”

该管理办法还对相应的保障策略进行了明确，如“在对电力需求侧管理工作进行开展的过程中，电网企业因为工作而产生的合理性费用，都可以算入到供电成本当中。”

随着社会时代的发展，在电力需求响应方面，可以将其分为两种类型，即约定响应和实时响应。其中只需要到户对相关用户进行通知，然后对于响应的操作由用户自己来完成，就被称为约定响应；而为了能够使用电具备更好的有序性，可以将实时响应作为用电之间的实施手段，但是需要对用户参与响应的用电设备进行控制，同时还要对相应的需求响应管理平台进行建立，并且还要创建一个能够对负荷进行精准性控制的平台。

1.2 化解电网安全运行新挑战的需求

化解大容量直流闭锁带来电网频率问题。南网西电东送规模超过5000万千瓦，世界首个特高压多端混合直流昆柳龙工程开工建设。多回大容量直流闭锁严重威胁系统稳定，频率稳定问题突出。新东、兴安两大直流落点深圳西部，送电规模达800万千瓦，两大直流电气距离近，交直流间耦合关系复杂，近区短路开关拒动等严重故障可能造成双回同时闭锁，深圳电网需事故限电150万千瓦。

化解清洁能源的随机性、间歇性给电网瞬时供需平衡带来了挑战。现代电网电源侧随着清洁能源的大规模介入致使随机性不断增加，负荷侧随着电动汽车、分布式能源的大量介入，负荷也具有了电源特性，从而使得电网供需平衡难度增大。新形势下，传统拉路、限电等粗放调整负荷的方式已不再适应。若采用新方式将分散的海量可中断负荷集中起来进行进准实时控制，从调控电源转变为调控负荷，实现电网与电源、负荷友好互动，将为电网应对大电网风险和提升清洁能源消纳能力提供新的方法和手段。

改变第三道防线集中切负荷粗放模式。根据总调要求，深圳电网第三道防线低频切负荷量占统调负荷比例56%，2018年总需切量约1115万千瓦，低频减载由220千伏变电站稳控装置实现，装置动作时直接切除站内110千伏出线（动作时间毫秒级），这种不考虑不同用户类型、不同时间尺度的切负荷特性、切负荷经济性问题及用户侧的实际情况，不进行任何考虑就对切负荷进行集中处理，会使经济出现巨大的损失，同时还可能会造成在电力市场背景下的用户无法对其进行接受。建设网荷智能互动系统将提升用户的可接受程度，降低切负荷的风险和经济损失。

2 网荷智能互动站端系统配置方案

2.1 总体构架

深圳电网网荷智能互动系统变电站侧采用3层架构设置，分别为负荷协同主站、控制子站、就近变电站通信汇聚设备、以及负荷控制互动终端。负荷协同主站与深圳中调新系统通过调度数据网进行信息交互。负荷协同主站建设在500kV现代变电站，设备按照双重化配置并配置相应的通信接口设备。负荷协同主站通过调度数据网与深圳中调新系统通信，通过传输网与10个220kV变电站的控制子站通信。控制子站建设在深圳电网的220kV变电站设备中按照双重化配置，同时配置相应的通信接口设备。对子站实施控制，并且在传输网和负荷的过程中对子站的协同作用进行充分利用，通过传输网与110kV变电站的负荷侧就近变电站通信。控制子站可以根据深圳电网分区的实际情况，布置在10个220kV变电站。

选取30个负荷侧就近110kV/220kV变电站，布置连接控制子站与控制终端的通信设备，设备按单套配置，实现不少于8个就近负荷控制终端的接入。负荷侧就近110kV变电站的通信设备通过传输网与220kV变电站的控制子站通信，通过配电自动化光缆与电网侧环网柜的控制终端通信。为了能够使终端在115个电网侧环网柜内得到更合理的布置，就需要对负荷的控制目标和10kv的支线负载情况进行考虑。

对终端进行控制时可以对新研发的装置进行使用，同时还需要确保新装置上具有通信接口，并在电网侧环网柜内对该装置进行布置，实现与就近变电站的通信。具备接入不少于2路分支线的电流采集、1路电压量采集，使分支线跳闸功能接入得到更好的实现，提供跳闸和装置故障/异常告警两个信号给DTU，并对可控制的负荷功率进行实时的数据采集，最终将其传送到主站端。

图1 总体构架方案

2.2 协同主站

总体配置。协同主站设置在500kV现代变电站，装置按双套配置。负荷协同主站通过调度数据网与深圳中调新系统通信，通过传输网与10个220kV变电站的控制子站通信，其中配套本项目西部电网为4个220kV站点；装置输入输出。模拟量输入：采集两段母线的电压并计算母线频率。开关量输入：设置总功能压板、检修压板、至控制子站的通道压板、I/II母线检修压板等。

图2 500kV现代协同主站装置配置图

主要功能。将深圳地区可切负荷总量上送至中调调度自动化系统，预留将可控负荷容量上送至总调系统接口。接收总调系统切负命令，结合本站频率防误判据，控制深圳地区可中断负荷。经本地频率确认满足条件后，转发至负荷控制子站；通信通道需求。至负荷控制子站分别采用2×2M光纤通道。协同主站具备与不少于16个子站的通信能力。远期具备扩展到32个子站的通信条件。

2.3 控制子站

总体配置。各控制子站装置均按照双套配置，采用并列运行模式，与负荷侧就近变电站采用2M带宽通道通信；装置输入输出。模拟量输入：采集两段母线的单相电压并计算母线频率。开关量输入：设置总功能压板、检修压板、至500kV协调主站的通道压板、至负控终端的通道压板、I/II段母线检修压板；主要功能。接收终端的可控制负荷容量信息，统计上送协调控制主站，并向控制对象发送控制负荷命令。接收并协调主站发来的指令，结合控制终端上送的控制软压板状态，经由本地频率确认满足条件后下发控制指令和信号至各控制终端；通信通道需求。本期工程满足不少于16个负控终端的接入要求，远期满足灵活扩展接入需要。子站按双套配置。

图3 220kV变电站控制子站装置配置图

2.4 负荷侧就近变电站

总体配置。负荷侧就近变电站选取控制负荷附近的110kV变电站，按照单套原则配置一套通信装置，与220kV变电站控制子站的每套装置通过传输网2M通信通道通信，与终端装置采用专用光纤通道通信；主要功能。转发控制子站与终端的通信信息；通信通道需求。每套装置满足不少于8个终端的接入要求，当终端数量超过8个时，可以通过增加装置扩容。

3 实施成效

实现发-供-用电友好互动。发供用电的友好互动通过网荷智能互动系统得到实现，使可控资源在电网出现故障时能够进行扩展，并推动了大电网在安全控制方面策略的丰富性和完善性发展，其优势主要有点多面广、可选择性多、对用户产生的影响较低，从而使能源供给侧结构性改革以及开发和利用大规模的清洁性能源得到有效的推动，培育和建立良性的市场化需求响应机制。

实现电网故障毫秒级应急处理。化解大容量特高压直流闭锁带来的风险，使故障应急处理时间从分钟级缩短至毫秒级。通过网荷智能互动系统综合快速切除可中断负荷资源，减小了大容量直流故障对系统频率冲击的影响，阻断了连锁故障路径，避免触发第三道防线，降低了稳定破坏风险，减小停电影响和经济损失，保障电网的安全稳定运行；助力深圳绿色创新发展。通过网荷智能互动系统改变了负荷控制的粗放方法，实现了对负荷控制的精益化管理，有利于深圳绿色创新发展，进而推动电力体制改革。

4 结语

为贯彻落实国家相关部委对电力需求侧管理提出的新要求，积极服务深圳建设社会主义先行示范区，充分考虑电网负荷、电源、储能设备等多种因素,推广建设深圳电网网荷智能互动站端系统可有效应对电网安全运行面临的新挑战；使控制电网安全性和稳定性方面的策略得到更好的丰富和完善，有效拓展电网故障时的可控资源，实现网荷智能友好互动。