中国储能网讯：
一、项目背景
1.新型电力系统迅速发展带来严峻挑战
随着新型电力系统构建逐步深入，新能源占比不断提高，电力系统从以确定性可控电源为主体向随机性不可控电源为主体转变，尤其在分布式电源、新型储能等进入快速发展期，传统的调节手段已不能适应新型电力系统柔性灵活调控的需求，提升源网荷储多元要素柔性协同互动能力迫在眉睫。
2.陕西电网现状与面临的困难
（1）陕西风光资源分布不均，主要集中在神府、定靖、铜川渭北三大基地，新能源装机为2297万千瓦，三大基地通过330千伏汇集站接入容量为768万千瓦，其余1529万千瓦通过35kV或110kV地区网接入，受限于地区网变电设备容量、线路热稳极限、N-1等安全约束，形成繁多新能源消纳受阻通道（见图1）。
图1 陕西风光资源分布
（2）陕西各电压等级受阻通道共计148个，涉及线路134条，主变66台。到十四五末，集中式新能源装机将达6250万千瓦，受阻通道将进一步增加。
（3）陕西分布式光伏装机705万千瓦，2024年以来已出现10kV配变、线路反向重过载2698次，2026年末陕西分布式光伏并网将达1500万千瓦，10kV通道受限问题将愈加严重。
（4）当前受阻通道覆盖0.4kV至750kV全电压等级，受阻通道上下嵌套层级最高达16层，协同控制难度大。同时，随着储能、V2G充电桩、可调节负荷等多元要素快速发展，电网运行的协调控制难度将进一步增大（见图2）。
图2 陕西电网受阻通道
二、主要做法
1.传统多元协同互动解决方案面临诸多难题
传统思路主要是通过建设多元协同互动平台，汇集调控云、配电自动化系统、负荷管理平台等系统数据，实现统一管理（见图3）。该方法存在两个问题：一是若平台没有元素接入电网拓扑，则只能解决调峰问题，无法解决通道受阻问题。二是若平台有拓扑，则需要对不同系统模型进行汇集、拼接，形成全网统一模型。同时需对各系统量测进行汇集并与模型匹配。现有技术支持系统下，模型和数据的汇集、拼接和匹配质量无法全方位保证；并且该技术思路涉及配网、营销、数字化等多部门及其业务系统，需协调和解决的问题繁多，职责界面划分复杂，管理协调工作量大。
图3 传统方案与陕西方案对比
2.陕西解决方案
陕西以电网运行安全和新能源消纳为目标，结合自身网架特性，提出多层级、多要素的全电压等级源网荷储协同控制方案。方案基于现有省地配三级控制系统及配变智能终端（见图4），针对边界设备构建虚拟发电机，扩展虚拟发电机、储能、充电桩、可调节负荷等多元要素属性，通过控制系统对实时数据分层分类自下至上逐级聚合计算并上送，控制指令由上而下逐级分解校核并下发。具有不拼接模型、工作量小、信息交互少、不新建系统、落地时间短、可行性强等优点。
图4 总体逻辑示意图
三、项目核心竞争力及创新点
本项目充分利用现有省地配三级控制系统及智能终端建设成效，各层级系统间利用边界设备构建虚拟发电机，并扩展虚拟发电机储能、充电桩、可调节负荷等多元要素功率属性，完成实时数据分层分类逐级向上聚合计算，控制指令按照实时拓扑、动态数据及设备实时状态生成并分解下发，各级系统负责本级调管范围内电网设备运行安全校核。总体架构见图5。
图5 总体架构图
本项目核心竞争力及创新点包括但不限于以下4个方面：
（一）光伏、储能、充电桩、可调节负荷抽象为虚拟机组功率属性，降低多元要素控制难度，适应新要素扩展接入。
（二）基于各级在运监控系统实时状态潮流，进行聚合计算及指令分解,精确反映实时电气位置和发用电状态,控制指令能够精准施控。
（三）以虚拟发电机作为边界设备,无需模型拼接、信息交互少,无需新建系统、落地时间短、可行性强。
（四）系统区域内安全自治，系统间协调控制，保证电网设备不过载，实现新能源最大化消纳。
四、应用成效
1.有效保障电网安全
2024年5月11日，陕西全网负荷2577万千瓦，新能源出力1585万千瓦，新能源出力占负荷比例61.5%，创历史新高。本项目通过多元协同互动有效避免了141个新能源送出通道受限、124条线路、59台主变重载问题，切实保障了电网安全稳定运行。
2.推动国家“双碳”战略加速落地
2024年累计减少新能源弃电量2.85亿千瓦时，等量减控标煤11.4万吨、减排二氧化碳28.4万吨。
3.大大降低公司经营成本
2024年通过多元协同互动功能应用，调动充电桩、储能、可调节负荷等手段进行削峰填谷，有效避免了设备重过载情况。通过对2023年尖峰负荷时段重过载输变电设备进行分析统计，预估以上措施减少电网尖峰负荷投资约2.3亿元。
3.取得成果及荣誉
本项目应用成果已授权国家发明专利一项、荣获陕西公司数字化转型优秀成果及陕西公司科技创新优秀成果。
五、下一步工作
加快配电网多元主体柔性控制能力建设。
优化新型电力系统多元要素协同控制策略。
推动省地配协同控制功能在全省推广应用。
