【精彩论文】省级电网全清洁能源供电运行控制技术与应用

省级电网全清洁能源供电运行控制技术与应用

朱罡¹, 李延和¹, 张真², 徐有蕊¹

（1. 国网青海省电力公司 青海 西宁 810008; 2. 国网青海省电力公司电力科学研究院，青海 西宁 810008）

摘要：电力在能源转型中发挥着重要作用，未来能源转型将呈现清洁、低碳、电气化的发展趋势。主要介绍省级电网全清洁能源供电运行控制技术与应用。首先，介绍了电网实现全清洁能源供电面临的技术问题；其次，分析了电网在全清洁能源供电情况下的电力电量平衡方程；再次，基于电网和水电机组出力约束条件，分析调度发电计划优化函数。最后，以青海近三年内成功实现的全清洁能源供电为案例，从工程实践角度分析全清洁能源在省级电网实现的可行性和主要过程，并探讨三次全清洁能源供电在技术和交易模式上的创新。全清洁能源供电的实践与探索对电网提升多能互补协调控制和新能源消纳能力，促进清洁能源发展提供实践经验，也为电网承载新能源革命提供有益的借鉴。

引文信息

朱罡, 李延和, 张真, 等. 省级电网全清洁能源供电运行控制技术与应用[J]. 中国电力, 2021, 54(5): 195-205.

ZHU Gang, LI Yanhe, ZHANG Zhen, et al. Operation control technology and application of all-clean energy power supply in provincial power grid[J]. Electric Power, 2021, 54(5): 195-205.

引言

进入21世纪，新一轮能源革命的序幕已经拉开。发展清洁能源、保障能源安全、解决环保问题、应对气候变化，是本轮能源革命的核心内容^[1-3]。面对能源革命需求，国家发改委提出力争到2035年，中国能源需求的增量全部可由清洁能源提供，可再生能源发展进入增量替代阶段^[4-5]。当前对高比例新能源接入电力系统后的研究主要是在电网运行和控制技术方面。文献[6]探讨了高比例可再生能源的随机变化特性给电力系统运行灵活性带来的挑战。文献[7]认为智能电网调度控制系统是智能电网运行的神经中枢。文献[8]分析了电网特性变化对电网调度控制技术支撑的新需求，提出了“物理分布、逻辑统一”的调度控制系统总体架构。文献[9]提出构建基于态势感知的自动智能调度体系架构，以期实现对电网运行状态发展趋势和过程的准确掌控。文献[10]立足于大规模风电接入电网的实际情况，提出了区省级优化调度模式，从而实现风能的有效利用。文献[11]鉴于目前传统调度技术支持系统功能已无法应对大规模新能源并网给电网调度运行带来的挑战，介绍了一种基于多时间尺度的新能源协调优化调度方法。文献[12]建立面向气电热集成负荷终端的能源互联微网型多能互补系统，以多能互补系统的日前调度总成本为优化目标建立优化模型，分析不同模式下储能设备之间的互相影响。文献[13]研究了基于发电权交易的跨省跨区清洁能源消纳及补偿机制，构建了该市场的智能代理仿真模型，研究了该市场的运行特性。文献[14]围绕高比例新能源电力系统实际运行中面临的送出、消纳、系统稳定、运行控制、经济性和效率等一系列挑战进行实证分析，通过实证分析提出应对措施并展望高比例新能源的发展趋势。文献[15]认为新一代电力系统的主要技术特征是适应高比例可再生能源接入、具有高比例电力电子装备、支撑多能互补综合能源网，以及与信息通信技术进一步深度融合。文献[16]基于实际运行数据，分析了新能源出力的日波动特性与季节特性，总结了不同时间尺度上电力电量平衡存在的问题。文献[17]提出一种调度优化模型，模型以联络线功率为协调变量，对发电侧多元能源发电互补特性、特高压线路输电运行特性、用电侧柔性负荷响应特性等进行综合考虑，模型发挥可调度负荷的灵活响应能力。当前，中国正处于能源革命与转型的关键时期，电网是实现能源革命的重要载体^[18-20]。然而，目前国内缺乏在一个省级电网进行全清洁能源供电的相关研究，在省级电网缺乏全清洁能源供电的调度控制实践，国外也鲜有报道。

本文首先从电网实现全清洁能源供电面临的技术问题为切入点，分析了电网在全清洁能源供电情况下的电力电量平衡方程，然后基于电网安全稳定约束条件，分析调度日前发电计划优化函数，最后以青海实现全清洁能源供电为案例，分析全清洁能源在省级电网实现的可行性、实现条件和实现过程，并探讨3次全清洁能源供电在技术和机制模式上的创新内涵。全清洁能源供电的相关实践为推进再电气化进程，深入探索能源革命的实践路径具有重要意义。

1  实现全清洁能源供电面临的技术问题

摆脱对火电的依赖，全部依靠清洁能源供电作为电网一种极端特殊的运行方式，其电力组织、潮流分布、电网同步稳定、电压控制均与电网正常运行时不同，故障特性也将呈现更加复杂的变化。新能源基地一般离负荷中心较远，在远距离大容量输送过程中，电网结构强度和运行方式面临严峻考验，新能源电站输出功率受天气及地域的影响较大，其波动性和间歇性的特点使电网运行面临调峰和调压的压力，一旦应对不当极易引发稳定破坏事件，造成用户大面积停电。实现全清洁能源供电必须分析电网稳定、设备过负荷、短路电流超标、断面功率越稳定限额和局部电压控制等问题。（1）电网稳定问题。新能源机组不提供转动惯量，自身无法对电力系统的频率和电压波动做出有利于电力系统稳定的响应，全清洁能源供电时，新能源发电占比增高使电网稳定能力下降，增加了电网运行控制的复杂程度。网内大机组跳闸、大型发电厂全停、重要线路故障后网内机组存在功角失稳及甩负荷，甚至电网解列的风险。（2）设备过负荷问题。全清洁能源供电时，清洁能源上网主变、线路潮流显著增长，电网潮流分布不均，相比正常方式，更易发生电网设备故障后其他运行设备过载，全网稳控装置切机切负荷可能性变大。（3）短路电流超标问题。全清洁能源供电时，水电机组开机增加，水电密集送出地区电网故障方式下的短路电流增大，若短路电流超标，则故障后可能无法切除，造成故障扩大，甚至引发大面积停电。（4）断面功率越稳定限额问题。全清洁能源供电时，新能源电力远距离、大范围输送，沿路形成多个电网输送断面，线路或断面超稳定极限运行可能造成稳定破坏事故。

（5）局部电网电压控制问题。全清洁能源供电时，局部电网负荷中心在N–1方式下线路易发生过载和低电压，并且光伏电站和风电场的电压调节能力有限，天气变化引起新能源发电出力快速变化时，电网电压将产生剧烈波动。

2  电力电量平衡分析

2.1  电力平衡方程

2.1.1  无网络约束下的电力平衡分析

设系统内清洁能源总装机大于全网负荷，并且水电机组可满足新能源深度调峰的要求并留有一定正备用容量，全清洁能源供电情况下，对于内部无网络约束的系统，电力平衡只需满足发、用电动态平衡和系统调节能力约束。系统在t时刻的电力电量平衡方程为

式中：P_L(t) 为t时刻的负荷功率；P_line(t,i) 为t时刻第i条联络线外送功率，送出为正；N_line 为联络线条数；P_w(t,i) 为t时刻第i个风电场发电功率， N_w 为风电场个数；P_p(t,i) 为t时刻第i个光伏电站发电功率， N_p 为光伏电站个数；P_h(t,i) 为t时刻第i个水电机组发电功率， N_h 为水电机组个数。

系统在t时刻新能源最大消纳电力空间 P_S(t) 为

式中：P_line(t) 为t时刻联络线外送功率；P_h,i,min 为系统内第i台水电机组的最小技术出力；P_h,i,max 为系统内第i台水电机组的最大技术出力；β 为系统内水电机组的平均调峰深度， β 取值在0~1之间，数值越大表示机组调峰能力越强；β_i 是第i台机组的调峰深度。

考虑到风光新能源出力可能为0的情况，则水电机组的总出力要满足

式中：R⁺ 为考虑新能源参与平衡后的正备用容量；P_plan,line(t) 为联络线计划外送功率。

此外，联络线功率必须满足通道能力的约束，电源必须满足调节性能约束，即

式中：P_line,min(t,i) 、 P_line,max(t,i) 为t时刻第i条联络线外送功率的最小值和最大值限制；P_h,min(t,i) 、 P_h,max(t,i) 为t时刻第i台水电机组发电功率的最小值和最大值限制；P_w,max(t,i) 、 P_p,max(t,i) 分别为t时刻第i个风电场和光伏电站理论最大发电功率；P_w,min(t,i) 、 P_p,min(t,i) 分别为t时刻第i个风电场和光伏电站的最小发电功率。

2.1.2  网络约束下的电力电量平衡分析

在全清洁能源供电需求约束条件下，火电机组关停后其电力电量缺口将由水、风、光等清洁能源替代，但对于电网而言，电源结构的变化，特别是有利于电网安全稳定运行的火电机组被调节能力差、需远距离输送的新能源场站替代后，有可能引起电网局部电压失稳、输电断面达到稳定极限的风险。在网络约束条件下，电力平衡方程除满足无网络约束下基本的约束条件外，还必须满足电网静态稳定判据要求、电网潮流约束方程和暂态稳定方程等^[21-23]。

新能源电力大范围输送，沿途形成多个电网输送断面，为确保电网安全稳定运行，需严格控制断面潮流不超过限额值，即

式中：P_i(O) 和 P_i(I) 为第i个电网输送断面外送与受入潮流值；P_i(OL) 和 P_i(IL) 为第i个电网输送断面外送与受入潮流限额值，限额值随着电网运行方式的改变会发生变化。

2.1.3  计及机组出力特性下的电力平衡分析

在考虑网络约束条件后，还需进一步分析有调节能力的水电机组的出力调节性能（爬坡率、最小技术出力和例行检修等）对全网电力平衡带来的影响。其中图1为有调节能力的水电机组的典型出力曲线（选取丰水期和枯水期日典型水电机组出力）。

图1  水电出力典型日曲线对比

Fig.1 Comparison of typical curves of hydropower output

当新能源出力剧烈波动时，水电机组应跟随负荷和新能源出力的变化进行调节，但受制于水电机组调节性能的约束（有可能出现水电机组的调节性能无法匹配新能源出力波动的情况），在网络约束的基础上，为保证电网安全稳定运行，新能源最大消纳空间被进一步限制。

2.2  电量平衡方程

考虑电网互联互通，电量平衡方程^[24]满足

定义负荷率 λ 为一个开机周期 T 内平均负荷与最大负荷的比率，即

考虑电网互联后系统新能源最大消纳电量空间满足

式中：E_L 为负荷电量；E_line 为联络线计划外送电量；E_w 为全网风电场发电电量；E_p 为全网光伏电站发电电量；E_h 为全网水电机组发电电量；λ_D 为“负荷+联络线外送功率”等效负荷的负荷率；R⁺ 为考虑新能源参与平衡后的正备用容量。

3  电网调度运行控制

全清洁能源供电时，电网调度计划的制定基于电力电量平衡，同时还应考虑水电和新能源的调节特性、新能源如何纳入电网发电及调度计划，以及对发电计划函数的修正和优化。当前多数省级电网调度未将新能源出力预测曲线纳入发电计划，主要原因是目前新能源出力预测准确率不能满足要求（大多数功率预测技术支持厂商认为当前的平均预测准确率水平是：光伏日前预测准确率为72.3%，光伏日内预测准确率为81.2%，风电日前预测准确率为65.4%，风电日内预测准确率为76.7%）^[25-28]。但是随着新能源迅速发展，装机规模不断扩大，某些省份新能源装机甚至已成为本省第一大装机，在此背景下，将新能源出力预测曲线纳入全网发电计划并进行安全校核成为保证电网安全稳定运行的重要手段，并且新能源出力预测曲线纳入全网发电计划将提高全网发电计划的可执行性和准确性。

3.1  考虑新能源出力后的发电计划编制

新能源场站每日上报短期功率预测曲线，主站侧依据各新能源场站上报的短期功率预测曲线形成全网新能源短期功率预测曲线，根据曲线得到日前预测发电能力。调度中心依据全网负荷预测和新能源短期功率预测，以及水、火电发电计划进行发用电平衡测算，最终确定全网新能源省内接纳能力，若新能源日前预测发电能力小于新能源省内接纳能力，则全额纳入日前电力电量平衡；若日前预测发电能力大于接纳能力，则在保证断面安全和电网稳定运行的前提下，确定各新能源场站最大发电能力，并将新能源场站总发电能力与省内接纳能力差值作为市场化交易计算和报送依据，下发各场站，电站据此上报日前市场化交易计划。在完成交易出清后，与新能源场站省内接纳发电曲线叠加，形成最终新能源日前发电计划曲线，最后汇同水、火电发电计划形成最终次日日前发电计划。

3.2  发电计划优化函数

在全清洁能源供电需求约束条件下，为保证调整机组组合过程中不影响电量平衡以及电网运行安全，根据发电资源和负荷预测，在编制发电组合时应考虑以下因素。（1）参考月（周）的负荷持续曲线，按照最大、最小负荷区间确定发电机组组合。（2）满足电源资源特性限制。水电机组按照等效容量（考虑等效可用系数和强迫停运率）纳入电力电量平衡；风电、光伏等间歇式电源按照日前预测电力电量纳入电力电量平衡计算。（3）发电机组组合应将发电量计划、直接交易合同、发电量替代合同以及完成进度等交易计划作为约束条件。（4）电网最小运行方式确定的必开机组以及满足安全自动装置动作条件需要切除的发电机组，优先纳入发电机组组合并保障其最小发电量。（5）电网稳定断面及设备运行约束。以跨区跨省计划为边界条件，合理评估相关稳定断面及设备运行约束，优化机组组合及开机分布。电量平衡应综合负荷预测、新能源功率预测、水库运用计划和机组组合情况，预计清洁能源电量是否能够满足全部负荷电量供应，不足部分应通过日前交易购进外省新能源进行电量补充。对每日发、用电量成分进行分解后，电力平衡应分时段考虑电力匹配特性，全清洁能源供电期间，通过对水电出力的调节不仅应平抑新能源电力波动还应满足电网最大负荷的匹配。日前发电计划平衡方程满足

式中：P_line,plan(t) 为t时刻省际联络线外送功率，送出为正；P_Fw(t) 为t时刻的风电计划发电功率；P_Pp(t) 为t时刻光伏计划发电功率；P_Ph(t) 为t时刻水电计划发电功率；P_Pt(t) 为t时刻火电计划发电功率。

在全清洁能源供电周期T内，对日前发电计划进行优化，体现在对联络线设置针对省内火电机组功率的外送空间，火电机组不参与省内电力电量平衡，同时最大限度调整水电和新能源，发电计划优化函数满足

式中：α₁(t) 、 α₂(t) 、 α₃(t) 、 α₄(t) 为对风电、光伏、水电和火电的调节优化函数，取值在0~1之间，根据电网安全稳定运行、断面约束条件和电源特性拟合得到。P_{line,plan−t}(t) 等于 α₄(t)P_Pt(t) ，是联络线中外送省内火电的功率，若电网可通过加强网架建设与优化运行方式克服火电开机约束，则 P_Pt(t) 等于0；P_{line,plan−0}(t) 为联络线中清洁能源的功率。

4  青海电网全清洁能源供电实践

4.1  青海电网结构特点

青海电网位于西北电网中西部，是西北电网骨干网架的重要组成部分，青海电网负荷集中在东部，水电集中在南部，新能源主要分布在海西、海南地区。新能源集中地区负荷小、送出需求大，需要远距离送到负荷中心，输送网架相对薄弱。青海电网自西800 km、南150 km处两大新能源基地向东远距离输送电力达到480万kW以上，相当于青海电网总负荷的60%，电网输电过程中形成多个断面，需严格控制断面潮流不超过稳定限额。如图2所示。

图2  青海电网结构示意Fig.2  Schematic diagram of Qinghai power grid

4.2  青海全清洁能源供电可行性分析

青海电网通过6回750 kV线路与西北主网相连，实现了大电网广泛互联。通过大电网统一调度和跨省区交易市场，可以跨省平衡电力供需和安排备用容量，为实施全清洁能源供电奠定了基础。青海拥有良好的资源禀赋，明显的水、光、风资源互补特性和清洁能源装机高占比是青海电网开展全清洁能源供电的前提。青海电网2017年6月到2019年6月清洁能源装机占全省总装机容量的比例分分别是84.7%、85.6%和87.8%。具体分布如表1所示。

表1  青海电网装机容量对比表

Table 1  Table of installed capacity of Qinghai power grid

青海电网第一大装机类型为新能源，青海新能源装机占比在全国各省域排名第一，主要分布在青海海西和海南地区。第二大装机类型为水电，主要分布在黄河流域和大通河流域。青海能源结构以清洁能源为主，火电为辅的格局。青海电网远期多能互补集成优化研究的成果和当前实时多能互补调度运行的经验都表明，青海省水电、光伏、风电等多类型电源在月、日、时不同尺度均具有较好的互补特性，如图3所示，白天光伏大发时段，通过调节水电为光伏腾出空间，其他时段由水电承担主力电源、风电提供重要电力补充。
图3  青海电力常年日平均曲线Fig.3  Daily average curve of Qinghai power in Perennial
青海省负荷结构中以工业负荷为主，占比达到了73%，一般工商业、居民用电、农业用电占比为11%，其他负荷占比为16%。受此影响，青海电网负荷一直相对稳定，负荷率维持在96%左右。平稳的负荷特性加之近年来青海在新能源调度和技术方面的持续攻关，研发并应用了涵盖实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理一体化的智能调度体系，为青海合理制定新能源发展规划、大规模光伏消纳和电网安全稳定运行提供了支撑。基于青海电网网架、资源禀赋、控制技术方面具备全清洁能源供电的条件和基础，依据网络约束下的电力电量平衡方程，通过对发电计划的校核和电网安全稳定计算得到除北部断面因为N–1方式下发生线路过载和低电压，需保留一定的火电机组外，电网其余火电机组可保持全停，并且由于青海电网水电机组占全网装机的比重较高，具备很好的调峰能力，经过测算，全网清洁能源电力电量可全时段高于省内负荷并可留有一定裕度，以防突发情况。全清洁能源供电期间，全部火电电量通过市场化手段外送其他省份，并且电网运行中负荷出现缺额时通过外购其他省份的新能源来满足。

4.3  青海电网全清洁能源供电实现过程

2017年6月17日00:00—23日24:00，青海电网实现连续7天全清洁能源供电（绿电7日），2018年6月20日00:00—28日24:00，青海电网实现连续9天全清洁能源供电（绿电9日），2019年6月9日00:00—23日24:00，青海电网实现连续15天全清洁能源供电（绿电15日）。全清洁能源供电期间，对月度检修计划进行了阶段性调整，不安排省际断面输变电设备、黄河大中型电站机组和110 kV及以上送出线路检修，不安排新能源上网输变电设备检修，在保障青海电网安全的前提下，尽量减少火电机组开机数量，确保清洁能源送出通道以最大输送能力执行。3次全清洁能源供电期间电力成分如图4～6所示。

图4  “绿电7日”期间电力成分

Fig.4  Electricity composition chart during “7-day clean energy trial”

图5  “绿电9日”期间电力成分Fig.5  Electricity composition chart during “9-day clean energy trial”

图6  “绿电15日”期间电力成分

Fig.6  Electricity composition chart during “15-day clean energy trial”

全清洁能源供电对电网安全保障提出了更高的要求，实现过程如下。（1）受到电网和负荷特性制约，仅依靠青海本省无法实现全清洁能源供电，必须依托大电网资源配置优势实施统一调度。国家、西北、青海三级电网调控中心密切配合，统筹电力电量平衡，利用省际间输电通道开展跨省电力支援和消纳。（2）加强电网运行实时监控与调度，防止全清洁能源供电中断。根据电网实时运行情况不断调整电力电量省间交易或发电厂出力，开展水电、光伏等清洁能源优先调度工作。按照全时段清洁能源发购电曲线高于用电负荷曲线为控制原则，实现全时段全清洁能源供电的目标。对青海电网重要输电断面、重点区域电压进行不间断的严密监视，采取方式调整、AGC/AVC自动调节等多种控制手段，确保青海西部、北部、中部等重要断面不超稳定极限运行，全网各电压等级电压水平满足用户需求。（3）开展重要输电断面内设备特巡，强化电网安全保障。开展重要断面内输变电设备及重要电厂上网线路的专项运行维护工作，对33台/条清洁能源发电出力损失超过10万kW的主变或线路、11条负载率达到60%的330 kV及以上线路进行重点巡视和测温工作，日间光伏发电时段每4小时汇总一次巡视结果，对影响设备正常运行的缺陷及隐患立即汇报并实施整改。各发电厂开展厂内设备及上网线路的巡视和测温工作，加强设备运行维护，发电时段内每4小时向电网调度部门汇报站内设备情况和天气变化，确保机组安全发电。同时水电厂、火电厂、新能源电站分别做好水位及来水量监视预测、发电及辅机系统运行维护和燃料保障、新能源电站做好发电功率预测等工作。（4）密切关注天气变化，开展电网实时分析，加强电网风险预防与控制。密切跟踪天气变化，加强与气象部门和各厂站沟通，重点关注和分析大风、强降雨等恶劣天气对电网运行和新能源发电的影响，及时跟踪黄河上游水库运用计划，做好电网风险辨识和预控措施，做好电力电量平衡和断面潮流控制。电网调度部门充分利用先进的电网在线安全分析系统，每15分钟对电网进行一次实时扫描，查找电网运行薄弱点，根据电网实时状态预判电网存在的安全风险，并根据分析结果合理调整运行方式，提前进行电网预控，确保电网安全稳定运行。（5）严格落实各单位在岗值班制度，确保生产指挥及应急值守工作有序运转。电网调度部门和设备运维单位技术管理人员在岗值班，提供不间断的技术支持，及时协调解决问题，并辅助进行调度决策。

4.4  对全清洁能源供电在技术和市场化交易方面的思考

（1）3次全清洁能源供电在技术创新方面的思考。“绿电7日”作为全球首次在一个省级电网进行的全清洁能源供电实践，在智能电网调度控制、网源协调运行和定制化的技术保障等方面进行了技术创新。首先是已建成应用的新一代智能电网调度控制系统，这一系统通过建立高度智能化的调度神经控制中枢，形成了涵盖实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理一体化的智能调度体系，并扩展新能源功率精细化预测与控制、电网设备一体化管控平台功能，实时掌握新能源与电网设备运行信息，包括设备、线路和通道上的天气情况，做到风险提前预判和有效预控，实现新能源精准控制、电网和输电设备的监控与预警，提高了电网的可靠性水平。其次是网源协调的灵活运行。针对青海电网中的新能源电源容量高渗透率的问题，开展了网源协调方面的研究工作，从完善仿真手段、监控手段、规范新能源入网性能标准和建设防御措施几方面入手，构筑了新能源并网安全稳定运行的层层坚强堡垒，开创性地将新能源电压调控能力纳入全网统一策略，保证了网源协调发展和运行。最后是针对全清洁能源供电这种极其特殊的供电方式，青海电网采取了高等级和定制化的技术保障手段。包括开展全清洁能源用电期间火电最小开机方式专项校核来最大限度减少火电开机；针对大量清洁能源电力长距离集中输送的问题，开展全网性安全校核梳理重载输送断面、重载线路、故障后可能造成清洁能源大量损失的线路或主变，并制定相应的运维措施；开展常规能源机组调速系统、励磁系统、一次调频等参数专项核查，确保常规能源机组具备紧急情况下事故支援能力，组织设备所属单位完成设备安全隐患排查和整改；制定全清洁能源供电时期电网反事故预案，组织各单位在事故方案安排的电网运行方式下进行联合演练；对新能源并网实时柔性控制系统及新能源AGC断面控制策略进行预演测试，保证新能源控制策略和断面限值的正确性；在电网调控系统中开发“青海清洁能源实时供电监视”分析模块，实现发用电环节的精准监视、预判及控制。绿电9日的技术创新主要是：深化应用多能互补协调控制技术。充分利用青海光伏、风电和水电自然、多尺度的多能互补优化运行特性，以新能源和负荷短期、超短期功率预测为基础，实施水、风、光多能协调控制，水电快速跟踪响应，实现新能源优先发电，在保障最大限度消纳新能源的前提下提高全省可靠供电的能力。“绿电15日”的技术创新主要有：首先是采用潮流、负荷控制新技术，加装载流量裕度动态监测装置，在北部电网330 kV输电线路加装载流量裕度动态监测装置，实时采集电流、电压、环境数据，实现重载线路运行状态动态监视。加装110 kV区域备自投装置，将北部电网的12万kW负荷转移至西宁中心电网，降低北部负荷中心供电压力，提高供电可靠性。其次，应用电压支撑新技术，“绿电15日”期间，利用移动式储能设备的灵活调节能力，为西北电网电压薄弱点提供无功和电压支持，提高无常规电源的海西新能源基地电压稳定水平，提升新能源消纳能力。最后，引入市场化区块链交易新技术。“绿电15日”期间，创建基于区块链技术、融通电力辅助服务支持系统、调度控制系统和交易系统的新型平台，实现多个交易主体间的智能合约、诚信交易、信息透明化等功能，在区块链中精确记录能量流、信息流、资金流，为多品种电力交易提供技术支持，如图7所示。
图7  共享储能区块链应用平台示意Fig.7  Schematic diagram of shared energy storage blockchain application platform
（2）3次全清洁能源供电在市场化交易模式上的探索。3次全清洁能源供电不仅在技术上进行了创新，同时在电力市场化交易的大背景下，在市场机制和交易技术支持系统上也进行了有意义的创新和探索。3次全清洁能源供电的市场化交易模式对比如表2所示。

表2  三次全清洁能源供电的市场化交易模式对比表

Table 2  Table of comparison of market-oriented trading modes of three clean energy power supply trial

5  结语

本文基于省级电网实现全清洁能源供电面临的技术问题出发，分析全清洁能源供电情况下的电力电量平衡方程。结合实际电网运行特性，提出发电计划优化函数。最后结合青海电网“绿电7日”、“绿电9日”和“绿电15日”的成功实践，从电网特性、可行性、实现过程等方面进行探讨，得到以下结论。（1）省级电网实现全清洁能源供电的相关理论成果及实践经验可推广至清洁能源占比较高的其他省份。实现省级全清洁能源供电需满足能源分布合理和全网优化调度的条件，在实际应用中应综合电网调度计划优化函数和各项电网运行约束，并考虑水电机组的调节性能，建立统一模型后对其整体求解，在此过程中需以电网安全稳定运行为基础进行反复校核计算，最终确定调度方案与专项应急预案。（2）若在省级电网完全停运火电机组，不能满足电力电量平衡方程及电网安全稳定运行的约束条件，则开展全清洁能源用电期间火电最小开机方式专项校核，保持火电最小开机方式运行。但全清洁能源供电实践体现在：一方面是电量平衡上，水、风、光等清洁能源能够满足全部用电负荷需求；另一方面则是在电力平衡上，调度运行控制时的核心体现在保证水、风、光等清洁能源的发电出力每时每刻都大于用电负荷。火电不参与电力电量平衡，火电等其他富余电能全部实现外送。在条件成熟的情况下，可通过优化网架结构和运行方式，进一步降低省际受入能力和局部断面控制对火电开机的依赖程度，实现全省发电和用电同时实现全清洁能源。（3）新能源技术的发展及应用是实现全清洁能源供电的保障。主动创新发展新技术应用，建成国内首个清洁能源大数据服务平台，打破了新能源行业长久以来的数据“孤岛”状态，形成了全新的透明竞争生态。利用多能互补协调控制技术，实施水、风、光多能协调控制。这些技术有效消除了新能源发电的间歇性对电网安全稳定运行所带来的影响，有效提升了新能源消纳水平。（4）能源资源禀赋、广泛互联大电网和全国统一电力市场是全清洁能源成功实践的基础。青海水光风资源富集，清洁能源发电占比已达到86%以上，水光风等资源具有互补特性，可以实现多能互补协调控制。同时国家电网公司通过大电网统一调度和跨省区交易，跨省平衡电力供需和安排备用容量，促进了新能源在更大范围内消纳。

（责任编辑　吴恒天）

作者介绍

朱罡(1969—)，男，硕士，高级工程师，从事电力系统调度运行、安全生产及清洁能源消纳关键技术等研究，E-mail：[e-mail];

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李延和(1983—)，男，通信作者，硕士，高级工程师，从事清洁能源调度运行及消纳技术研究，E-mail：[e-mail].

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编辑：杨彪

校对：蒋东方

审核：方彤

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