新型电力系统典型场景与协同控制策略

毕亚雄，方九兵

（1.中国职工技术协会电力专委会，广东省广州市 510663；2.南方电网数字集团，广东省广州市 510663）

0 引言

2020 年9 月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上首次提出“碳达峰、碳中和”，并在中国共产党与世界政党领导人峰会提出，中国将为履行“碳达峰、碳中和”目标承诺付出极其艰巨的努力。2021 年3 月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上，首次提出构建新型电力系统。党的二十大明确“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动”“加强能源产供储销体系建设，确保能源安全”，提出“加快规划建设新型能源体系”。

建设新型电力系统是电力行业落实“碳达峰、碳中和”目标的重要任务。未来，新型电力系统发输配用各环节的功能定位和特性将发生重大调整，系统的发展也将面临诸多挑战和需要研究解决的问题。

1 完整全面认识新型电力系统形态

2021 年中央财经委员会第九次会议提出构建新型电力系统以来，社会各界从不同视角对新型电力系统进行了大量研究和论述，形成了丰富的研究成果。关于新型电力系统的典型特征，至少从（电力）电网物理形态和（市场）价值形态两个维度去定义。也就是说，新型电力系统不仅在物理形态呈现全新，在市场价值形态也须焕然一新，尤其是电价机制。

1.1 物理形态：多能协同互补、源网荷互动、多元负荷融合

在物理形态方面，新型电力系统将呈现出多能协同互补、源网荷（储）互动、多元负荷融合等典型特征。相同的是电力系统依然是（发电）源（输电）网（用电）负荷同网同步、实时平衡运行，诸多不同的表现在于：

1.1.1 电源侧，多能协同互补开新局

“双碳”目标下，风电、光伏发电等新能源发展前景广阔，煤电、气电等化石能源发展限制因素增多。此消彼长之下，新型电力系统中的新能源占比将大幅提高。例如，习近平总书记在气候雄心大会上宣布到2030 年我国风电、太阳能发电装机将达到12 亿kW 以上，这一目标已超过2020 年我国煤电装机规模，而且未来新能源发电装机规模很可能大大超过该规模。

新能源占比的逐步提高，各类电源在电力系统中的功能定位和作用可能有巨大改变。风光等新能源发电将从提供电量补充逐步向提供电量支撑的主要电源转变；水电和核电基础性电源的性质基本不变；煤电逐步转变为提供容量为主、电量为辅的电力安全稳定支撑和（备用）保障性调节性灵活性运用的电源；气电承担更多的调节性和保障性责任；抽水蓄能仍然承担削峰填谷、应急调节作用，并快速发展，以最大能力满足电力系统日调节需要；电化学储能站则以电力系统新成员涌现出众多但规模有限调节性电源作用。

同时，风、光等新能源“天热无风”“云来无光”，靠天吃饭特征明显，具有随机性、间歇性、波动性等固有特性。新能源占比提高将极大增加电源侧的不可控性，传统电力系统多种电源简单叠加的形态将不再适应新型电力系统的要求，风光互补、新能源+水电、新能源+储能、新能源+氢能、风光水火储一体化等多元协同开发模式不断涌现，充分发挥水、火、核、风、光、储等元素的协同互补作用，实现多时间尺度优化配置。

1.1.2 负荷侧，多元负荷融合育新机

分布式电源、用户侧储能、电动汽车反向放电、虚拟电厂等逐步应用推广，进一步解放用户，部分负荷由“纯用户”转变为“电力产消者”。同时，用户用能自主选择权将得到充分释放，从单一供用电模式向电、热（冷）、气（氢）等多元化能源消费和多样化服务需求发展。产销一体、多元互动的全新需求模型，推动电力系统与多种基础设施网络高度融合发展，实施“绿色替代”“电能替代”，建立以电能为核心的综合能源服务体系，节能减排效益大幅增加，能源利用效率持续提高。

1.1.3 电网侧，源网荷（储）互动谱新篇

电力是可再生能源最为便捷高效的利用方式，云大物移智链、智能一体化调控、大容量直流输电、柔性互联与控制、新材料等技术将在电网中广泛应用，电网作为清洁能源资源优化配置平台的核心地位将不断增强，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。

与之配套，电网结构将向“主干电网+中小型电网及微型电网”柔性互联形态发展，输电网网架向“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的形态转变，配电网具备更高的灵活性和主动性，适应储能、负荷开放接入和双向互动，微电网和用户需求响应技术广泛应用，灵活可调资源参与电网互动增强。储能发挥不同时间尺度的系统平衡调节作用，兼有“电源”和“负荷”双重特质，就像抽水蓄能电站一样应该成为新型电力系统“源网荷”重要构成，尤其以短时快速频率响应和“救命稻草”效果为要，而凸显配置地点和作用时间的重要价值。

与此同时，电网作为承载新型电力系统的重要平台，将充分发挥数字电网强大的“电力+算力”，使电网具备超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力，传统电网调度采用的“集中式发电调整”也逐步升级为“源网荷一体调控”，支撑新型电力系统安全高效运行。

1.2 价值形态：高度发达的电力交易市场、协调统一的价格形成机制

新型电力系统将包括新能源、储能、调节性电源、微电网和“电力产消者”等丰富的市场主体，各市场主体的特性各不相同，推动源网荷各环节发生深刻变化，相应的市场机制和价值机制也需要更新迭代，逐步建立高度发达的电力交易市场和协调统一的价格形成机制，为构建新型电力系统提供坚实的机制保障。

1.2.1 要有电力市场配合

需要构建开放统一的电力市场，逐步完善交易机制，丰富交易品种，打破交易区域壁垒，为抽水蓄能、储能、虚拟电厂等不同类型，以及区内外等不同地域市场主体提供公平准入、平等竞争、自主选择的交易机会，充分发挥市场无形的手的基础性调节作用，推动在更大范围内优化资源配置。此外，除了电力市场本身的中长期市场、现货电能量市场、辅助服务市场等交易机制不断成熟完善外，绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易等也将更加有效衔接和协同发展。

1.2.2 要有相适应的调节电价机制

①能源电力上下游各环节价格形成和成本疏导机制持续健全，煤电电量市场化交易电价和应急保供容量补偿机制逐步建立，储能容量成本回收电价有效保障，输配电价格机制灵活性提升。②新能源发电成本、配套保障电源增加成本和额外增加的电网投资等成本得到合理疏导。③调节电价体系更加丰富，电量电价、容量电价、应急备用电价、丰枯电价、峰谷电价、尖峰电价等协同互补，公平反映不同时空场景下，不同类型资源电量、容量、调节能力的真正价值，充分调动市场主体的积极性，满足电力系统安全稳定运行对调节资源等的需求。④各地电力市场价格规则统一规范，有效保障送受端省区电力供需平衡，区域内外各市场主体间的利益平衡通过电价机制有效协调，提高全社会经济效益。

2 新型电力系统的特征及案例分析

构建新型电力系统必须从我国国情的实际出发，与资源禀赋及电力需求相适应，全国大电网“一张网”与各区电力（源网荷）结构优化相适应。随着新能源占比需要不断提高，综合新能源随机性、间歇性、波动性等缺陷及其依赖传统能源的调节性资源支持，以支撑电网安全稳定高效运行。新型电力系统将呈现“煤电和水电为主要基础支撑，核电和气电为重要补充，风能太阳能等新能源发电为增量主体”的典型特征。现阶段，下文以南方电网辖区举例，介绍三个新型电力系统的典型场景。

2.1 阳江区域

阳江市地处珠江口西岸都市圈，部署有广东省重要电力能源基地、国家新能源基地、国际风电城、千亿级合金材料产业基地等，正逐步成为粤港澳大湾区西侧能源中心。阳江市有丰富的海上风电资源及沿海核电和煤电站厂址资源，具有建设大型风电基地、大型核电基地、大型火电基地的潜质。但与此同时，阳江新能源发展也面临较大挑战，①已核准的海上风电1000 万kW，正在申请增加的深海区海上风电1000 万kW，预计国管海域还有可开发的海上风电2000 万kW 以上，大规模海上风电集中开发存在较大的并网输送压力；②阳西、阳春地区由于光照条件好、地价有优势，各方光伏投资意愿强烈，近两年收到业主的并网意向咨询较多，预计至2025 年还有潜在光伏接入需求200 多万kW，远超当地消纳能力，地方激增的中小规模新能源消纳与送出问题较突出。

基于此，2021 年8 月4 日，中国南方电网有限责任公司年中工作座谈会提出将阳江市初步遴选为“海上风电+储能”新型电力系统示范区。2021 年11 月11 日，广东省政府和中国南方电网有限责任公司联合印发《广东省构建新型电力系统 推动电力高质量发展行动方案（2021 ～2025 年）》，明确提出打造阳江清洁能源基地新型市域电力系统示范区，2021年12 月中共阳江市第八次代表大会提出建设“广东（阳江）国际风电城”“国家新能源基地”。

根据《阳江供电局加快推进全域新型电力系统示范区建设行动方案》，到2025 年，阳江电网全面建成新型电力系统示范区。届时，将建成沙扒、青洲、帆石等海上风电基地1000 万kW，阳江核电652 万kW，阳西电站等大型火电500万kW，阳江抽水蓄能120 万kW，以及陆上风电90 万kW，光伏220 万kW，形成“煤电+核电+海风+蓄储”的新型电力系统典型形态，非化石能源电量占比达到80%。

2.2 金沙江流域

金沙江流域水电资源、风光新能源资源丰富。水电方面，金沙江中下游（云南段）自上而下依次为龙盘、两家人、梨园、阿海、金安桥、龙开口、鲁地拉、观音岩、乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等12 座电站，合计装机容量4356 万kW（省界界河电站均仅算一半）。除龙盘、两家人电站处于前期勘测设计阶段外，其余电站均已投产发电，其中乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等电站均为具有季调节能力的巨型水电站，已形成梯级水电调节格局。风光发电方面，金沙江中游流域水电基地周边风、光开发潜力约3170 万kW，主要分布在迪庆、丽江、大理、怒江等市州，下游流域水电基地周边风、光开发潜力约725 万kW，主要分布在昆明、昭通、曲靖、楚雄等市州。根据云南风光水储一体化发展规划，“十四五”期间将沿金沙江流域市（县）开发风电470 万kW、光伏1000万kW，同时，或将推动配置电化学储能250 万kW，建成风光水储灵活调节一体化体系，形成“水电+光伏+风电+调储”的新型电力系统典型形态。

2.3 藏东南清洁能源基地

藏东南水力资源和新能源资源丰富，水电、光伏以及风电等清洁能源主要集中在金沙江上游、澜沧江上游、怒江上游、玉曲河、雅鲁藏布江中下游、帕隆藏布及易贡藏布等流域。同时，藏东南地区毗邻南方五省区，具有送电南方区域的区位优势，玉曲河、察隅曲、澜沧江、克劳龙河流域水电总计1620 万kW，其中300 万kW 电源预留当地自用，其余约1300 万kW 外送，藏东南具备建设条件的光伏约3500 万kW。

2021 年，西藏自治区人民政府、广东省人民政府、南方电网公司签署了《西藏清洁能源基地送电粤港澳大湾区合作协议》，初步规划依托澜沧江上游、玉曲河、察隅曲、克劳龙河等流域“水风光一体化”清洁能源基地，新建一回特高压直流送电粤港澳大湾区1000 万kW 左右，依托澜沧江上游“水风光一体化”清洁能源基地，新建一回特高压直流送电粤港澳大湾区1000 万kW 左右。根据初步研究成果，第一回直流（暂命名“藏玉直流”）配套水电605 万kW，光伏1300 万kW；第二回直流（暂命名“藏澜直流”）配套水电692 万kW，光伏1100 万kW；直流投产初期纯输送新能源，2027 年后水电陆续投产后，送端水光多能互补外送，逐步形成“水电+光伏+调蓄+远距离高比例可再生能源特高压多端柔性直流输电”的新型电力系统典型形态。

3 新型电力系统稳定面临的挑战

随着可再生能源接入电力系统的比例不断提高，并网对电网安全稳定将产生较大影响。

（1）风机等新能源设备转动惯量等效差，耐受过流、过压、低压等扰动能力，难以对系统提供与同步机相当的主动支撑能力，导致系统故障后频率、电压变化指标恶化，甚至引发连锁故障。新能源接入容量和出力比例达到一定规模后，系统频率和电压稳定问题将超过传统的功角稳定、动态稳定问题，成为系统主导稳定问题。迫切需要新能源设备为系统提供必要的频率、电压主动支撑能力。2019 年8 月9 日，英国大停电事故就是发生在典型的新能源高渗透率场景中，因常规机组开机减少、系统转动惯量下降，从而导致故障后系统频率变化率超过限值，进而引发海上风电机组大量连锁脱网。2021 年，贵州某地区对外联络的线路跳闸后，形成的孤网系统中全部是新能源机组，因无法建立稳定的频率，孤网最终全停。

（2）不同型号的风机其控制结构与控制算法复杂多样，设备并网性能各异，缺乏有效的源网协调优化。风电及送出直流中的大量电力电子设备在系统故障期间表现出低电压穿越、换相失败等强非线性行为，动态变化路径复杂，协调控制困难。大量海上风电接入负荷中心的外围电网，加剧输电通道阻塞，或通过直流接入负荷中心，导致负荷中心无功电压支撑能力下降；风电波动导致的潮流大范围流动进一步加剧稳定问题，亟须对风电场实施有效的源网协调优化控制。以广东粤西海上风电送出场景为例，若风机按照经过系统优化的参数整定，粤西送出断面极限可提升300 ～500MW。然而，设备厂家出于技术保密的原因，不愿公开详细参数，或表示因设备能力无法按电网要求整定，参数优化整定工作推进困难。

（3）大量电力电子设备并网带来的谐波与宽频稳定问题日益凸显，尚缺少有效的分析与治理方法。电力电子设备微秒级的开关过程与传统同步机毫秒、秒级的机电过渡过程交互影响，带来全新的稳定问题。IEEE 专门为电力电子设备大量并网引发的宽频稳定问题修改了电力系统稳定性的分类标准。在运系统也频繁暴露电力电子设备宽频振荡问题，严重威胁系统运行安全。国家电网及美国、欧洲电网中新能源电力电子设备宽频振荡问题时有发生。2022 年5 月，广东某海风场因高次滤波电路设计不完善，引发34 台风机因谐波分量过高连续脱网，损失功率551MW。

4 新型电力系统协同控制策略

对电力系统而言，安全稳定运行是前提、是基础，为保证高比例新能源接入后的系统安全，产业链各方应共同协作、加大联合攻关力度，推动实现“电网调控级-场站集控级-发电机控级”三级控制的协调互动，以满足新型电力系统需要，更好地服务“双碳”目标实现。

4.1 调控

调控，也就是电网调度系统级的控制，调度系统是维持系统安全稳定运行的“中枢大脑”。对于调度系统。

（1）要实现电力系统全局功率的合理调配，以潮流分布最优促进多能互补（调节）优化调整。比如，海上风电场多采用风电场群汇集送出方式，在大风气象条件下易出现输电阻塞现象，此时，依托上层调度系统进行全局调配，通过协调不同场站间出力、调节负荷及储能站的控制，在缓解输出线路阻塞、保障电力系统安全的同时，尽可能地减少“弃风”现象；再比如，金沙江水风光发电互补调节调度，就可以利用水库调节库容（调峰）调节互补水能风能光伏发电特性。

（2）要“三补”。第一补仍然是“一次不够，二次补”。过去的电网结构不够“坚强”，不足以应对日益突出的电力系统安全稳定问题，借助网源荷电气二次（设备）协同技术措施来补强，从而积累了特色丰富的电力系统安全稳定控制的系统措施和成熟的（中国）经验；现在的状况是电网坚强了，却更加复杂了，既要安全稳定，还要精准可靠，更高要求电气二次系统的智能化协同和“坚强”支撑。第二补是电源多能发电结构差异，依靠“调控调节”管理和技术措施来弥补，解决短板效应，实现源网荷储互动。第三补是物理特性差异依靠市场价格机制补，充分借助电价机制推动解决“存量挖潜与多主体共责共享”“增量协同与系统性有序推进”等深层次的问题。

要坚守系统安全稳定控制的“三道防线”：①继电保护的灵敏性、选择性、速动性、可靠性，“四性”还要更加充分满足大量分散式发电和碎片式微网的接入，方显第一道防线越发重要。②功率平衡稳定，以远方切机切负荷为代表的安稳措施和AGC/AVC 多层级协同效应等，要确保电力系统动态稳定。③应对系统失控，保持暂态稳定，要充分调动发动机转动惯量和调速器频率控制效应、发电机励磁（变流）电力电子控制特性和功角控制效应。

（3）全局协调控制技术（指令）的生成与下达。依托调度云端的自动发电控制、自动电压控制（AGC/AVC）、在线监测等系统，实时或定期向子站下达控制目标并更新配置定值，如系统调峰调频容量不足时，面向下级子站系统，通过更新控制目标，协调选定范围内的风电场站投入系统一次调频、惯量控制等“压板”（阈值），当系统频率达到动作条件时，选定范围内的风电场将主动为电力系统提供功率主动支撑。

4.2 集控

集控，也就是场站级的控制，海上风电场站级功率控制系统起到了“承上启下”的关键枢纽作用。场站级功率控制系统主要发挥以下作用：①解读调度系统的控制指令并实现本地机组间功率的合理分配。场站功率控制系统在接收到调度系统下发的控制目标及控制定值后，结合本地机组运行状态、实时气象条件、功率预测信息、集电线路拓扑结构、并网点功率电压频率数据等，精准研判全场的功率可调节裕度，合理分解上级调度系统下发的指令并实时分配至风电机组、SVG、主变压器等功率调节资源；②依托场站边缘算力，完成功率主动支撑功能。“双碳”及新型电力系统背景下，风电场站除满足现有AGC/AVC 控制功能外，还需重点提升电力系统主动支撑功能，比如通过实时监测并网点频率，判断达到动作阈值时，快速计算全场功率变化量，与AGC 控制指令相协调，并完成对机组控制指令的下发。目前，南网数字电网研究院有限公司研制的“智控Plus”产品，具备一次调频、惯量控制、AGC/AVC 控制等边缘控制功能，可显著提升海上风电场功率主动支撑能力。

4.3 机控

机控，即发电机组级的控制，发电机组是源网协调控制指令最终的执行单位。机组级控制一要精准快速落实上级系统下发的控制指令。机组在接收到站控级下发的功率控制指令后，通过协调风机主控装置、变流控制器等控制单元，实现风机的变桨、偏航、调速等控制，准确且快速地执行上级下发的功率控制要求，并实现机有功和无功的解耦；二要在执行上级下达指令的同时，保障机组的安全可靠运行并充分挖掘潜力，最大限度向电网提供安全支持。以海上风电为例，运行环境复杂多变，风电机组除了准确响应站控级的功率控制指令外，还需要综合考虑机组的抗台风、抗浪涌和设备健康状况、发电（出力）质量等约束条件，实际上是一套多目标协调控制的过程。目前，南网数字电网研究院有限公司牵头的广东省重项目“10MW 及以上海上风力发电机组主控装置研发”，所研制的10MW级风机主控装置配合变流器控制器可实现含智能抗台风、发电预测、功率跟踪、稳定（平衡）控制在内的多目标协同控制功能；多主体参与、分工协作，多层级多系统（装置）协同、协调运用等。

新型电力系统建设任重道远，随着新能源场站规模和接入电网占比不断提高，“场站多机型、地域多结构”的特征将更加凸显，给电力系统的安全稳定运行带来诸多挑战。电网调控级、场站集控级、发电机控级作为电力系统安全稳定控制的主要层级，与系统安全联系紧密，电机安全、场站安全直接影响电网安全，在此呼吁各方：以建设高效可持续良性循环产业链和生态圈为己任，科学保护，有序竞争，充分合作，共享资源，建立更加开放、兼容的控制系统，制定规范秩序，实现系统参数、场站参数、电机参数有效交互，达到控制效率效益最大化的目标。