新型电力系统的新能源挑战和数字化技术研究

张传远，赵久勇，王光磊，王丹丹，陈亚天

（北京国电通网络技术有限公司，北京 100192）

电力系统“双高”“双峰”特征凸显，面对加速推进能源清洁转型以及新能源大规模高比例并网、分布式电源和微电网接入等多重挑战，为加快能源绿色转型发展，国家提出“碳达峰、碳中和”目标及构建以新能源为主体的新型电力系统[1]，国家电网公司明确提出大力发展风电、太阳能发电等分布式电源。构建以新能源为主体的新型电力系统，打造清洁低碳、安全高效的现代能源体系，是推动能源革命、保障能源供应安全的重要战略举措。

新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。

新能源大规模高比例并网，给新型电力系统在消纳、安全运行、机制体制等方面带来了巨大挑战。源网荷储的高效互动将成为新型电力系统运行的常态，需要运用数字化技术，打通源网荷储各环节信息，使电网具备超强感知能力、智慧决策能力和快速执行能力。

新型电力系统中，风光新能源将成为新增电源的主体，并在电源结构中占主导地位。预计到2030 年和2060 年，中国以风光为主的新能源装机占比会分别达到41%和70%，发电量占比将分别超过22%和58%[2]，电力供给将朝着实现零碳化迈进。

由于新能源资源的波动性和随机性、发电设备的低抗扰性和弱支撑性[3]，给新型电力系统带来了高效消纳、安全运行和机制体制等方面的巨大挑战。

1.1 消纳挑战

大规模风电、光伏等新能源并网给新型电力系统带来了巨大消纳挑战，具体如下。

第一，新能源发电存在季节性偏差，且利用小时数低，对持续可靠供电挑战大。根据图1 预测，风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占60%）；
大小风年的风电利用小时数相差超过20%，光伏利用小时数约相差10%。

图1 某省风电、光伏发电情况图

第二，新能源日内功率波动大，系统常规电源调节能力不足。预估2060 年全国范围内新能源日最大功率波动将超过16 亿kW，超过当年火电、水电、核电等常规电源总装机容量，仅靠常规电源调节难以应对新能源日内功率波动，新能源消纳面临巨大挑战[4]。

第三，新能源出力波动大，增加电力系统调节难度。随着新能源装机占比的不断提升，新能源出力波动越大，且新能源出力的波动随时间尺度的增加而增加。新能源出力大波动持续时间长、电量大，但部分时段出力极低。如图2 所示，2018 年新疆风电波动最长持续时间超过2 d，低于风电装机容量20%的低出力最长持续时间超过8 d；
2018 年陕西电网低于光伏装机容量20%的低出力最长持续时间超过4 d[5]。在新能源低出力时段，电力系统需要常规电源等非新能源机组实现功率平衡；
新能源长时间高出力给电力系统消纳、安全和储能技术带来巨大挑战。

图2 新能源出力波动持续时间图

第四，负荷高峰时刻，新能源电力支撑不足，增加电力系统调峰压力。国网统计数据显示，2018 年国家电网最大负荷达到8.4 亿kW，而当时的风电、光伏出力分别为2 263 万kW、4 493 万kW，风光发电出力合计约占负荷电力的9%。7—8 月份迎峰度夏期间，新能源总发电量633 亿kW·h，大约仅占7—8 月份总用电量的6.1%。在负荷高峰和新能源出力低谷时，新能源对电力平衡的支撑能力较弱，增加电力系统调峰压力。

第五，新能源日前功率预测绝对误差大，增加了发电计划制定难度。风电、光伏的间歇性、随机性为需要保持发电、用电实时平衡的调度系统带来了难题。根据国家能源局统计，2017 年风电省级出力15 min 波动变化率大于3%的比例超过10%，较欧美国家高7%以上；
新能源日前功率预测相对误差已由2011 年的约14%下降至2019 年的10%以下，但绝对误差由约677万kW 增长到约4 147 万kW。未来，新能源预测绝对误差将进一步扩大，大大增加发电计划制定的难度。

1.2 安全挑战

新能源的大规模接入给新型电力系统稳定安全运行带来了巨大的安全挑战，具体如下。

新能源出力快速波动且频率和电压耐受能力不足、稳定难度加大。新能源接入电网影响低频振荡，影响系统阻尼和系统稳定性[6-7]。新能源机组有功调节能力不足，导致系统频率控制能力不断下降。新能源并网出现暂态过电压问题，容易引起电压波动与闪变。次同步振荡现象频发，影响电网运行安全。新能源并网在电网故障之后的孤岛现象，导致系统运行波动明显。新能源并网影响系统潮流，系统控制的复杂性大幅增加。

1.3 机制挑战

随着新能源发电成本的持续下降和平价上网时代到来，新能源将迎来大发展，给新型电力系统带来巨大机制挑战，具体如下。

新能源清洁绿色、低边际成本、高辅助服务需求对市场机制设计带来挑战[8]。新能源场站成本分析如图3 所示。

图3 新能源场站成本分析图

加快完善辅助服务市场，明确补偿机制；
加快建设区域统一电力市场，逐步建立跨省区资源优化配置与省内实时平衡的市场模式。

健全完善电力需求响应政策机制，通过峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等电价政策引导需求侧资源参与系统调节。

对碳排放权交易和市场提出新需求，深入研究碳排放权与绿证、碳金融交易市场、电力市场、可再生能源配额制之间的关系。

发展高效消纳技术。在新能源发电特性方面突破集中式与分散式风光资源精细化评估技术、新能源发电多时空尺度出力特性分析技术及新能源发电监测与预测技术。在新能源消纳方面，在新能源消纳关键因素分析[9]、新能源消纳技术措施[10]、高比例新能源消纳[11]、直流联络线运行方式优化提升新能源消纳[12]、区域电网协调消纳[13]等基础上，加快新型储能技术研发及规模化商业化应用，建立新型储能价格形成机制，推动氢制储运用和燃料电池研发，突破源网荷储协调规划技术、概率化电力电量平衡与全景运行模拟技术、电网大规模新能源承载能力提升技术。

发展抽水蓄能和太阳能光热发电等清洁经济型调节电源。抽水蓄能是当前技术最成熟、最可靠、最清洁、最经济、最具大规模开发条件的电力系统灵活调节电源，需加快发展抽水蓄能，积极建立“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策”，健全“抽水蓄能电站费用分摊疏导方式”的电价疏导机制；
太阳能光热发电稳定可靠、调节性能优越灵活，既可以在新型电力系统中承担基荷、调峰、调频的功能，也可作为电网侧的储能电站发挥作用，与光伏、风电充分互补运行，需大力支持太阳能热发电核心原创性技术研发，不断提升在太阳能热发电站集成技术水平、第二代太阳能热发电技术方面的总体设计能力和运维水平，以及核心部件装备和关键配件制造能力。

发展稳定运行控制技术。为应对高比例新能源新型电力系统潮流复杂多变、高度电力电子化带来的挑战，克服设备数量多、分布广、可控性差、不确定性等难题，需要清晰的电网结构，创新系统稳定运行控制技术，应用“大云物移智链”等新技术，需突破高比例电力电子化系统稳定基础理论、针对极端天气及外部攻击的系统主动防御与快速恢复技术，实现高比例新能源新型电力系统安全稳定运行控制。

提升储能及电动汽车等灵活调节资源作用。储能和电动汽车将在高比例新能源新型电力系统电力电量平衡中起到重要的灵活调节作用，支撑供需双侧动态匹配，促进新能源有效利用。需重点研究支撑大规模新能源柔性并网和分布式新能源开放接入的储能配置、系统集成与调控技术，源网荷侧多类型储能应用技术，突破新一代先进储能器件、装备与回收利用技术，突破海量电动汽车灵活充电及Ⅴ2G、充电桩的高效利用技术。

推进电力市场建设和体制机制创新。重点研究健全储能市场机制和配套政策、健全新能源消纳许可审批制度、鼓励企业发展分布式自发自用项目；
促进新能源消纳的现货电能量市场、辅助服务市场交易机制与实现技术；
加快完善电价机制，引导用户优化用电模式；
建立保障电力可靠供应、适应多能源品种、充分调动灵活调节资源的市场机制，依托省间市场统筹实现全网电力平衡。

发展数字电网与人工智能技术。数字技术与物理系统深度融合是新型电力系统显著特征。着力促进人工智能、大数据、物联网、先进信息通信等与电力系统深度融合，加快配电网改造和智能化升级，加快柔性直流输配电、新型电力系统仿真和调度运行等技术的研发、示范和推广应用，突破电力专用芯片及智能传感技术、物联感知及通信技术、数字电网一体化安全防护与支撑技术。

新型电力系统通过数字技术和物理系统的深度融合，可实现对电力系统的“数字赋能”，提升系统全息感知、灵活控制、系统平衡能力，实现自平衡、自运行、自处理的源网荷储一体化智慧能源系统。

3.1 数字化技术支撑体系

依据新型电力系统数字化技术支撑体系架构，构建包括采集、传输、存储、应用四大体系分支的新型电力系统数字技术标准体系，并在此基础上构建基础通用、安全防护、碳管理三大体系分支，推动新型电力系统数字化技术支撑体系的落地与应用，实现电网“可测、可观、可控”。

3.2 数字化技术标准体系架构

结合新型电力系统业务需求，以新型电力系统数字化技术支撑框架为依据，构建包含基础层、技术支撑层、应用层的新型电力系统数字化技术标准体系架构，如图4 所示。

图4 新型电力系统数字技术标准体系架构

基础层包括基础综合、体系架构、测试评价、规划架构等基础通用标准，位于整个体系架构最底层，对新型电力系统数字化技术标准起基础指导作用。

技术支撑层包括采集、传输、存储、碳管理、安全防护五大领域分支，其中碳管理与安全防护两大分支与采集、传输、存储分支技术密切相连，支撑新型电力系统数字化技术应用层的技术标准。

应用层包括数据运营、数据服务、数字化应用，位于整个体系架构最顶层，对照新型电力系统业务的具体需求，细化和落地数字化技术应用关键技术标准。

3.3 数字化建设

新型电力系统在建立健全数字化技术标准体系基础上，需大力推进数字化建设。深化云计算、大数据、物联网、5G、人工智能、区块链、数字孪生等新一代数字技术在源网荷储、新能源消纳、光伏、绿电交易、智慧车联网、大数据应用、数字营销、智能调控、数据治理、智能运维、财务数字化、审计数字化等业务场景的创新应用。利用先进数字化技术和电力电子技术，加快智能、主动、柔性交直流混合配电网的发展。促进数字化技术和信息化技术结合，推动电力系统灵活性从目前的发电侧为主向发电侧、电网侧、用户侧并重转变，构建适应高比例新能源的新型电力系统，着重加强网络安全建设。

本文通过对大规模新能源并网给新型电力系统在消纳、安全运行、机制体制方面带来的巨大挑战进行分析，提出了应对新能源挑战的关键技术，研究利用这些关键技术有助于有效应对新能源挑战；
通过对新型电力系统的数字化技术研究，介绍了数字化技术支撑体系架构、数字化技术标准体系架构，提出了一些数字化建设方向。构建以新能源为主体的新型电力系统，研究大规模新能源并网带来的挑战和关键技术支撑，加强数字化技术研究和数字化建设，具有重要意义和技术价值。

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