面向新型电力系统的源网荷储一体化电力平衡策略研究

时间：2024-05-19

朱明伟

（中国电建集团海南电力设计研究院有限公司，海南海口 571100）

0 引言

我国经济正处于快速发展的重要时期，各地均开展大规模经济建设，可以预见未来全社会对电力资源的品质与供应量会提出更高要求，有必要对这方面进行详细分析。考虑到我国现阶段研究重心转移到新型电力系统，可以从这方面入手，关注源网荷储一体化电力平衡相关内容，提升新型电力资源利用效率，保障社会资源的最大化应用。

1 电力系统的发展现状

新型电力系统的主体内容为新能源，通过逐渐减轻对化石能源的依赖，提升非化石能源装机容量占比，为光伏、风电等新能源技术应用提供基础条件。碳达峰是我国未来经济发展的重要指标，新能源技术将会得到进一步开发与应用，源网荷储一体化的电力平衡内容将会成为新能源电力系统发展的重要方向。在以往电力平衡分析模式中，主要是在最大负荷时刻下，确保电源、负荷达到平衡状态[1]。但是，在开展新型电力系统建设活动时，这种电力平衡模式将无法满足新能源技术应用的需求，需要采用更为合适的方法，对电力平衡相关内容展开详细分析。可以从拟合曲线角度出发，对管辖区域内的负荷、储能等进行合理分析，明确规划边界内容，进而实现高水平的源网荷储一体化电力平衡。

2 面向新型电力系统源网荷储一体化电力平衡的价值

可以将新型电力系统开展源网荷储一体化电力平衡价值整理为如下内容：第一，开展新型电力系统的全社会面规划活动，其核心内容即为源网荷储电力平衡，是我国电力系统升级优化的主要方向。第二，电力平衡效果会直接影响未来地区电网建设规划，会对当地经济建设活动产生直接影响，需要将电力平衡作为经济发展重要组成部分认真对待。第三，需要根据新型电力系统运行负荷预测结果，合理分析源网荷储各种因素，确保源网荷储一体化电力平衡设计内容合理，并以此为基础，完成未来地区电网系统的规划活动。第四，当前使用的电力平衡方法无法有效匹配新型电力系统，需要对新型电力系统做更深入的研究。在投入资源方面，提升投入比例，有效降低电网运行成本，但是也会产生较大的电网运行风险，有必要对现有电力平衡方法进行优化处理。

在开展新型电力系统的源网荷储一体化电力平衡作业时，需要遵循以下几个应用原则：第一，源平衡。需要分析源侧灵活资源对电网负荷产生的影响，例如高温夏季、低温冬季等各种应用场景，需要做好动态化的电力平衡设计。第二，荷平衡。用户使用电力资源，会产生负荷尖峰、低谷情况，需要详细研究用户端对电网负荷造成的实际影响。第三，储平衡。以新型电力系统建设规划，结合管辖区域每天负荷数据，对电网负荷曲线进行优化处理[2]。第四，源网荷储一体化平衡，在通过源荷储进行负荷的平衡处理后，还需要根据新型电力系统的建设规模，对运行负荷与最大负荷的比例关系进行准确计算，以此达到预期的源网荷储一体化平衡标准。

3 面向新型电力系统源网荷储一体化电力平衡的方法与实例分析

3.1 基本流程

对于新型电力系统源网荷储一体化电力平衡的基本流程，可以从以下几个方面展开相关研究：使用部分电能代替传统负荷，以此形成叠加总负荷的效果，这是最为基础的影响因素。在电网裕度消纳中，电厂需要保持正常的发电出力。需要注意，35kV 及以下的变电站不具有强大的调峰功能，新能源电站的发电处理也存在不稳定性。这意味着在净负荷曲线中，如果在扣除电源侧储能后，存在特殊情况，需要通过电网裕度处理，避免出现超载情况。使用的电力资源会受到分时电价的影响，形成相应的自然削峰后的曲线。在电网侧调峰后曲线中，需要展开相应的电网侧调峰处理，需要保证电力企业在电网侧投资与储能侧投资达到效益平衡，并参考调峰限制条件。结合必要的激励需求，保证削峰值节约电网投资可以和激励费用达到平衡状态，形成相应的平衡曲线。政府通过主导用电，为整个新型电力系统提供应急保障，参考容载比，满足整个区域的电力供给需求。

3.2 具体方法

新型电力系统的源网荷储一体化电力平衡，可以细分为总负荷叠加、拟合负荷曲线、多种应用场景电力平衡、分析电力需求等几个部分。

3.2.1 总负荷叠加

总负荷叠加需要先对正常工作状态下的管辖区域内常规负荷曲线进行合理预测，再分析应用新型电力系统后的负荷曲线，最后将两个通过预测获得的负荷曲线进行叠加处理，即可获得管辖区域内的总负荷曲线。总负荷叠加曲线会在每天的11 ～13 时、19 ～21 时产生较大波动，与管辖区域内的用电高峰匹配。在其他时间段，常规负荷曲线+新型电力系统负荷曲线形成的叠加负荷，可以保持相对稳定的状态。

3.2.2 拟合负荷曲线

拟合负荷曲线内容可以细分为以下几个部分：第一，净负荷曲线。需要对源侧灵活资源进行充分分析，研究其对电网负荷产生的影响。比如光伏资源，除夏季、冬季季节因素，也需要分析晴天、阴天等天气因素；水电能源需要分析丰水期、枯水期以及不同季节等因素，做好相应的电力平衡工作[3]。夏季拥有充足的光伏资源，冬季光伏资源持续时间相对较短。丰水期拥有大量可以转化成电力资源的水资源，枯水期的水资源总量相对较少，应对新能源的发电能力曲线进行可靠收集，再将其与总负荷曲线进行叠加处理，即可获得管辖区域内的净负荷曲线。第二，削峰后负荷曲线。开展新型电力系统建设活动时，需要通过合适方法提高新能源转化电力资源的效率，实现新型电力系统的稳定运行。可以通过在电网侧、用户侧配置足够的储能，以此达到建设目标。用户侧储能是根据电价高峰值、低谷值的数值差距，在合适时间完成充电、放电循环操作，进而提升盈利空间。电网侧储能需要供电单位以电网负荷真实情况，进行削峰填谷处理，进而达到平衡负荷曲线的预期目标。在进行源网荷储电力平衡操作时，需要将已经获得的净负荷曲线做进一步分析，即以调峰处理为前置条件，将用户侧耗能、电网侧储能数据做拟合化处理，通过叠加作业即可获得电网削峰填谷后的负荷曲线，其外观特征较为平滑。第三，需求响应负荷曲线。需求响应是用户会根据电力市场电力资源的价格信号、激励模式等做出及时响应，在短时间内完成电力消费模式的改变，对整个电力市场产生相应的影响。可以根据用户响应方式的差异，将需求细化为以激励为准的需求响应和以电价为准的需求响应[4]。将更多新型电力系统应用到实践作业中，合理应用用户需求响应，对市场电力资源配置进行合理调节。将削峰处理后的负荷曲线和源网荷储电力用户激励需求响应进行有机结合，即可获得相应的平衡曲线。

3.2.3 多情景电力平衡

新能源转化成电力资源的效率会受到天气、季节等多种因素影响，这导致在开展电力平衡活动中，会出现部分无法有效预测的突发问题，可能会降低电力平衡数据的准确性。为避免出现这种情况，需要对多个应用场景进行合理分析，将电力平衡数据的极端情况，作为各个应用场景的电力平衡边界内容，确保在后续的新型电力系统建设过程中，即使遇到极端情况，也可以达到电力平衡的预设标准。

3.2.4 电力需求

电力需求需要考虑以下几种情况：第一，变电容量。需要在明确平衡曲线最大负荷值基础上，将其作为计算负荷数据，保证拥有合适的容载比，确认在不同电压等级条件下，电网系统需要的变电容量。第二，输送通道。以平衡曲线最大负荷值作为计算负荷，根据220kV、10kV 线路输送限额，明确对外输出、对内输入的通道数量。第三，中压馈线。将网格负荷总量、分布式电源装机数量作为分析标准，根据平衡曲线最大负荷值计算负荷，再研究网架接线方法以及选择的线路输送限额，进而确认满足网格负荷需求的中压馈线实际情况[5]。

3.3 实例分析

选择某工业生产较为发达的城市作为新型电力系统源网荷储一体化电力平衡的实例分析内容，并从多场景电力平衡、110kV 电力平衡、10kV 电力平衡几个角度切入。

3.3.1 多场景电力平衡

对夏天、冬天两个季节以及晴天、阴天两种天气情况进行两两组合，分享多场景电力平衡情况。夏季晴天，光伏发电主要在白天，而每天电力系统出现的最大负荷时间约在21 时，电储能发电等形式会对最大负荷进行削减。2035 年夏季晴天最大负荷约为525MW，削减后约为498MW；夏季阴天，需要考虑电储能放电等形式对负荷的削减作用，2035 年夏季阴天最大负荷约为525MW。如果将空调系统负荷下调至5%，最大负荷会降低至500MW，削减后约为473MW；冬季晴天，需要考虑供暖调控等形式对尖峰负荷的削减作用，2035 年冬季晴天最大负荷约为351MW，削减后约为259MW；冬季阴天，空调系统负荷会有所上升，以5%计算，电储能放电等形式会对尖峰负荷进行削减，2035 年冬季阴天最大负荷约为369MW，削减后约为328MW。通过分析以上数据，可以发现即使对负荷进行削减，夏季负荷仍拥有最大数值，夏季晴天最大负荷会在21时出现，可以通过集装箱储能的灵活资源，对尖峰负荷进行削减，削减后的最大负荷可以控制在498MW 左右。

3.3.2 110kV 电力平衡

可以在负荷预测数据基础上，对110kV 电网直供负荷进行分析，并合理分析35kV 电压等级等因素的影响，对当地110kV 公用电网供电负荷进行预测[6]。如果不将灵活资源削峰填谷操作纳入分析内容，在2035 年，当地110kV电网供电负荷将达到320.92MW。如果通过灵活资源，进行削峰填谷处理，在2035 年，当地110kV 电网供电负荷会下降至293.71MW。因此，本研究区域需要增加110kV变电容量约164200MVA。在110kV 电力平衡中，最大负荷可达526MW，110kV 及以上的用户负荷为70MW，35kV 及以下常规电源负荷为0MW，储能发电出力为27.2MW，灵活资源总负荷为27.2MW。

3.3.3 10kV 电力平衡

因为本研究区域采用双环网接线网架模式，采用YJV22-300 的主干电缆。尽管单回10kV 线路可以输出6.92MW，为满足线路校验基本需求，需要以主干电缆供电的3.46MW最大负荷为准，对单回10kV 线路进行平衡处理。除此之外，也需要将变电站供电水平纳入平衡处理工作。在110kV 变电站投入应用的10 ～15 年，会将容量控制在2×50MVA水平，并采用24 个10kV 间隔。假设变电站拥有约65%的长期运行负载，重载设定为80%，即10kV 线路平均负荷需要维持在2.5 ～3.2MW。这就需要在完成新型电力系统建设后，将10kV 线路平均负荷调整到这个范围，才能充分发挥变电站供电性能，实现管辖区域内的稳定供电，提升供电经济水平[7]。因此，单回10kV 线路最大负荷需要以3.46MW 作为参考标准，并将10kV 线路平均负荷控制在2.5 ～3.2MW。如果是单回20kV 线路，可以以10kV 线路负荷的2倍设定线路负荷。在不研究弹性资源的前提下，本研究区域在2035 年的10kV 电网供电负荷约为392.55MW，需要用到132 ～159 回的10kV 线路。