适应大规模可再生能源接入的大电网调度技术优化方案

1.虚拟同步机

国民经济的快速发展对智能电网提出了安全可靠、优质高效、灵活互动的3大目标，其核心内容之一是使电网具有更高的供电可靠性，具有自愈（重构）功能，最大限度减少供电故障对用户的影响。面对高比例可再生能源的接入，未来电网架构将发生较大变化，稳定问题也越来越突出。电力系统稳定问题包括功角稳定、电压稳定和频率稳定，它们对于电网安全运行至关重要。风机和光伏发电（无论集中式或分布式）均通过常规电力电子装置并网，由于难以参与电网调节，故无法为电网稳定提供支撑。与火电等同步发电机相比，国内的风电、光伏等新能源发电尚不具备惯性调频、自主调压、阻尼功率振荡的能力，故障应对能力差，大规模接入电网后，将影响电网的功角、电压和频率稳定性。风电、光伏通过虚拟同步机接入电网，一是能够主动参与一次调频、调压，提供一定的有功和无功支撑；二是能够提供惯性阻尼，有效抑制频率振荡。这样可使新能源具备与火电接近的外特性，对电力系统的3大稳定起到支撑作用，是解决新能源发电“先天不足”问题的有效手段。

围绕分布式电源并网的关键技术，我国已开展了从理论到方法、从样机开发到实验验证、从单机并网到多机协调控制的全方位虚拟同步机技术研究，取得了一系列具有自主知识产权的创新成果，创新发展了虚拟同步机技术的理论方法，突破了虚拟同步机单机设计与多机协调控制关键技术，成功自主研制了国内首套“50kW虚拟同步机”样机，基本解决了虚拟同步机单机设计和多机并联的瓶颈问题。但目前研究仍局限于样机，虚拟同步电机实用化技术仍需进一步开展，特别是单机和多机协同自适应控制、安全防护、信息互联以及大容量样机研制，仍需结合实验室和试点工程继续开展实际应用研究。

张北风光储基地正在开展包含风机118MW、光伏62MW、储能5MW，总容量185MW的虚拟同步机示范工程建设，属于电站级虚拟同步发电机技术范畴，能够为建设新能源电站提供典型示范，逐步建立采用虚拟同步机与储能实现新能源友好并网的标准模式，对于促进新能源的大规模开发与利用具有重要意义。

因此，我们应该把握示范工程建设契机，以前期研究成果为基础，围绕虚拟同步发电机核心技术，全面突破数十千瓦虚拟同步发电机产品和实用化功能体系设计以及复杂电网环境下自适应接入关键技术，攻克500kW虚拟同步机样机试制关键技术，并建立国内首个虚拟同步机多机接入试点，为实现清洁能源规范有序、就地同步实现消纳提供全面技术支撑。

（1）攻克几十千瓦小容量虚拟同步机从实验室样机到产品化应用的技术

建立多虚拟同步电机与同步电网融合的基础理论，通过构建分布式发电虚拟同步发电机运行、电动汽车虚拟同步电动机运行、储能发电整流/逆变双向运行机制，提出虚拟同步电机集群特性分析方法，针对接入电网面临的实际问题，提出具有自适应惯性和阻尼的虚拟同步电机控制方案，降低虚拟同步电机对电网和临近电源的冲击；提出考虑正/负序、多频率点的差异化自适应阻抗控制策略，降低电源阻抗对配网的影响；开发基于自适应电势重构的虚拟同步电机并网控制保护技术，建立虚拟同步电机故障穿越和安全保护控制策略，实现容量不对称、阻抗不匹配异构互联对等控制前提下多虚拟同步电机集群协调控制，提出虚拟同步电机惯性和阻尼量化分析实验方法，解决虚拟同步电机单机接入和集群接入配电网所面临的若干实际技术问题。

（2）研制500kW虚拟同步电机样机，建设虚拟同步电机多点集群接入配电系统示范工程

重点验证虚拟同步电机自适应电压、自适应阻抗接入、追踪同步电网、抑制电网扰动、故障穿越、多机并联均流和无缝切换的实际效果，清晰反映虚拟同步电机与配电网的阻抗关联耦合特性，选择合适试点搭建虚拟同步电机多点接入配电系统示范应用平台。

2.发电调度与负荷调度协调运行

随着智能电网的全面建设，负荷呈现多样化特点且可控能力大大增强，这将在提升特高压电网调节能力、平衡可再生能源波动性等方面发挥重要作用，成为保障全球能源互联网安全可靠和经济高效运行的重要手段。因此，将需求侧资源纳入调度和控制体系参与电网运行和控制，充分利用需求侧资源在不同时间尺度上的响应能力和响应特性来提升电网正常工况下的调节容量和事故情况下的快速调节能力，将是一种极具发展潜力的调控模式。电源、电网和负荷3者间进行协调互动，以利用全网的可调节资源来经济高效地提升间歇式能源的接纳能力，电源、电网和负荷互动调度和控制将成为智能电网的重要发展方向。例如通过峰谷电价、阶梯电价等电价政策激励用电侧资源进行削峰填谷、平衡电力以及节能减排，利用可中断负荷作为电网可调度的紧急备用“发电”容量资源，快速响应频率和主动调整母线电压而变化的负荷可以参与电网功率/频率控制，以补偿机组快速调节能力的不足。

总的来说，需求侧资源的主动调节不仅能够平抑峰谷、提高效率、吸纳新能源、提高一次设备的利用率、减少损耗，而且还可改变潮流的方向，减少阻塞和线损等。这不仅形成了全新的商业机会，也带来了运营模式和运行控制技术的变革。迫切需要研究负荷调度与发电调度协调运行的相关技术需求和关键技术，以促进电网从“发电跟踪负荷”的单向调度模式发展到负荷调度与发电调度协调运行的智能互动调度模式。对应这种智能互动调度模式，有以下的关键技术：

（1）负荷调度相关信息通信支撑技术

负荷调度提供了一种全新支持电网运行的控制模式，为电网资产与资源的优化配置创造了新的机会。然而，现有AMI不满足调频服务秒级的、可再生能源分钟级的通信要求，需要实现负荷调度高速双向的通信能力，以支持快速变化的控制信号及信息交互。此外，现有通信网络的信息传输技术无法满足广域互动环境下分布式的新能源、储能设备和可控负荷等大规模接入形势下的海量数据双向传输、设备状态感知、数据挖掘与有效数据筛选等方面的要求，需要建立适应复杂互动环境的信息通信技术及网络架构设计理论和方法。与传统电网相比，如何实现互动环境下海量数据信息的智能管理、泛在数据的共享及多级数据的高效协同分析处理也是难点之一。

（2）多时空尺度负荷调度互动机制

负荷调度互动机制是需求响应资源发挥作用的重要保障。从时间尺度上来说，需求响应分为中长期、短期和实时；从空间尺度上来说，需求响应分为本地需求响应和空间需求响应；从响应方式和实施机制上来说，需求响应分为分时电价、实时电价、尖峰电价等基于价格的需求响应和直接负荷控制、可中断负荷、紧急需求响应等基于激励的需求响应。(www.xing528.com)

在正常情况下，可采用电价型机制（如分时电价、实时节点电价、尖峰电价、阶梯电价等）研究不同电价策略下需求响应资源的响应特性；也可采用负荷控制、可中断负荷、紧急需求响应、辅助服务等不同需求响应类型的调度激励机制。在故障情况下，将负荷主动响应以及需求响应等负荷资源纳入全网功率统一调度，有利于在事故情况下减少切负荷数量，保证频率稳定，如特高压直流闭锁、受端电网发生大功率缺额后，随着频率的降低，一旦低于事先给定的起动阈值，频率响应负荷和电压响应负荷也可参与快速响应。

（3）计及需求响应的发用电协同调度关键技术

从需求侧资源参与调控的不确定性、多周期响应特性、激励响应特性、时空分布特性等4个方面描述不同类型的需求侧资源参与调度的行为模式和影响。需要研究不同种类需求响应资源的日前调度模型和日内滚动修订算法。考虑全方位需求响应资源的响应特性模型，通过多代理参与日前调度，构建需求响应资源参与日前调度的模型；研究不同系统最优备用容量确定方法对日前调度结果的影响；研究需求侧和发电侧资源在日前调度中的优化配置，实现需求响应容量的柔性配置。研究发用电一体化的日内调度计划与日前调度计划的协调，以及日内调度计划与实时调度计划的协调，包括机组启停状态和机组出力的协调、需求响应调用方案协调；建立日内/实时调度计划滚动修订模型；制定日内/实时发电计划和需求响应资源调用计划方案；研究兼顾计算效率和鲁棒性的日内滚动调度优化算法。

（4）事故情况下负荷控制关键技术研究

将负荷主动响应以及需求响应等负荷资源纳入全网功率统一调度，有利于在事故情况下减少切负荷数量，保证频率稳定。

特高压直流闭锁，受端电网发生大功率缺额后，发电机调速器快速响应完成一次调频，调整速度快，但调整量随发电机组不同而不同，且调整量有限。随后AGC动作实施二次调频，同时通过修改实时发电计划，将在线机组调整到最大出力，其调节能力受机组旋转备用水平限制。如果发电出力还是不够，则快速起动系统内水电机组、抽水蓄能机组和燃气机组，甚至起动常规火电机组，实现电网功率平衡。对于负荷侧而言，受电网断面最大输电功率等安全因素限制，故障发生后安全自动装置会迅速切除部分负荷。随着频率的降低，一旦低于事先给定的起动阈值，频率响应负荷和电压响应负荷则快速响应。如果负荷的主动响应仍不能阻止频率跌落，需要调用直接负荷控制需求响应资源，启动事先制定的有序用电方案，并根据需要启动可中断负荷需求响应。上述发电和负荷的部分调节措施只有在发生重大事故、频率严重降低的情况下才有可能发生，如果控制得当，只需前面几种控制策略即可恢复频率稳定。

（5）需求响应调度评估指标体系研究

研究需求响应调度评估指标分类，并从时间、空间、考核对象多维度上对指标类型进行分解；从响应特性、响应过程、响应效果、响应履约度等方面构建多维、多层级的量化指标，形成适合于需求响应调度的综合评估指标体系；结合不同需求响应调度的场景，对评估指标的合理性进行验证。分析影响需求响应资源互动效益的影响因素，研究互动效益的成本结构；研究需求响应资源互动效益评估模型，提出各种互动效益的量化分析方法；设计需求响应资源互动效益的评估指标体系，从安全性、经济性、可靠性、节能性等不同主题，从年度、月度、日前、实时等不同时间尺度，从电网企业、发电企业、需求响应资源等不同市场主体，对需求响应互动带来的效益进行全面评估。

需求侧柔性负荷作为负荷，在参与电网运行时还需满足自身的用电需求，因此其参与电网运行调控需要一定的提前通知时间、也具有一定的响应延迟时间。根据响应时序可分为日前响应负荷、日内小时级响应负荷、日内分钟级可调节负荷和秒级可控制负荷。柔性负荷的响应具有一定的不确定性，特别是基于电价的自发响应，不确定性更强，但总体来说，日前预测的不确定性最大，时间尺度越小，越接近实时，不确定性越小，但可发生响应的柔性负荷类型也变得非常有限。此外，基于柔性负荷用电特性，可将其分为3类：一是可转移负荷，即在一个调度周期内总用电量不变，但用电特性灵活，用电量可在各时段灵活调节；二是可平移负荷，即受生产流程约束，只能将用电曲线在不同时段间整个平移；三是可削减负荷，即可根据需要对用电量进行一定削减。

综上所提的相关技术，下面从正常工况和事故工况两方面分析负荷调度与发电调度的协调运行方案。

在电网正常运行工况下，基于“多级协调，逐步细化”的思路，可设计多时间尺度源-荷互动调度模式，将负荷调度的整个过程分为4个时间尺度，包括日前负荷调度、日内小时级负荷调度、日内分钟级负荷调度和实时负荷控制，各时间尺度需求响应调度资源实现解耦，但各级调度的控制目标之间存在着耦合关系，需协调控制，如图5-12所示。

图5-12 负荷多时间尺度调度架构

如图5-13所示，在事故情况下，频率响应负荷、电压响应负荷、直接负荷控制、可中断负荷等资源在时序上可相互协调，其中，频率响应负荷和电压响应负荷能够秒级快速响应电网频率变化，应对电网突发故障。频率响应负荷是用电设备利用自身控制装置自动监测并判断频率变化，快速调整运行状态以减少用电量，包括开/关型和温控型两种模式。电压响应负荷是基于负荷电压静特性来适当降低母线电压、减少负荷有功消耗。频率响应负荷电压响应负荷在应对频率事故和电网高峰负荷中具有很好的潜力。以最高负荷为200GW的某区域电网为例，通过前期调研和潜力分析可以知道：安装智能开关后，其频率响应负荷总量可高达66GW，调节1档母线电压电压响应负荷量也达到1.2GW。

总的来说，在正常工况下，多时间尺度负荷响应调度有利于实现电力系统的移峰填谷和高效运行；在紧急情况下，电压响应负荷控制和频率响应负荷控制可有效提升特高压互联大电网的快速调节能力。相关市场政策和激励机制还需进一步完善。

图5-13 事故情况下的负荷调度时序