虚拟电厂在新型电力系统中的应用与思考

目录CONTENT 01政策背景 02虚拟电厂 03相关系统 04典型案例 相关政策 政策背景 大力发展风电、太阳能发电，提升非化石能源在终端能源消费中的占比，是实现“30.60”双碳目标的题中之然而，推动能源系统的清洁化转型，必然会对全社会用能的经济性、可靠性带来挑战，能源系统的“清洁化、经济性、可靠性”是不可忽略的“能源三角形”问题。 方面，能源系统的清洁化和供能可靠性要求，使得社会用能成本的降低面临较大压力。风电、太阳能发电较之传统煤电的发电成本仍然较高，并且为了保障风电、太阳能发电顺利并网，需配套建设大量调峰资源以保障系统运行的安全性，风电、太阳能发电仍不具备取代煤电的经济性同时，我国风、光等自然资源与负荷中心存在显著的逆向分布特征，大量的新能源电力需要通过特高压通道输送消纳，大规模的输电通道投资和固有的输电损耗也进一步降低了风电、太阳能发电开发的经济性。 另一方面，能源系统的清洁化和用能成本约束使得电力系统运行可靠性面临严峻挑战风电、太阳能发电的出力具有明显的波动性和间款性特征，大规模接入将使得电力系统的电压稳定、功率平衡等面临严峻挑战，而我国现有电力系统灵活性调峰资源的缺失和柔性控制与系统调度能力的短板难以应对大规模新能源接入。必须投入大量资金用于系统灵活性资源的建设、改造以及电网基础设施的升级，从而带来用能成本的变化，吸需从系统层面协调大规模新能源接入与用能成本，系统运行可靠性三者的协调问题。 政策背景 新型电力系统构建分为转型期、建设期、成热期三个阶段。2021-2030年是转型期，传统电力系统向新型电力系统升级，新能源原发电装机成为第一大电源：分布式、微网加快发展，跨省区输电继续增长：火电灵活性改造全面实施新能源主动支撑、虚拟电厂、柔性输电、系统安全运行和控制等技术逐步成熟并推广应用。2031-2045年是建设期，新型电力系统基本建成，新能源逐步成为电量供应的主体，主动承担系统调节和电力保障责任：分布式、微网和综合能源网络广泛存在，就近消纳以新能源为主的分布式电源：“西电东送”趋于饱和，大电网发展步入稳定期；大容量电化学储能、电制氢、CCUS、直流组网等技术取得突破，并推广应用。2046-2060年是成熟期，新型电力系统全面建成，新能源全面具备主动支撑能力，成为电力、电量主体，并在系统中发挥主体作用大电网与分布式电源、微电网等多形态并存，源、网、荷、储等多要素互动，电、气、冷、热、氢等多能互补；CCUS、电制氢、可控核聚变、超导输电等颠覆性技术广泛应用， 构建可调节负荷资源库。可调节负荷资源全部纳入省级智慧能源服务平台统一管理。配合政府科学编制有序用电方案，达到最大负荷20%以上且覆盖各省最大电力缺口。建设新型负荷管理系统。构建新型电力系统运行控制体系。提升极端天气情况下预测精度。开展新一代调度技术支持系统研发和试点建设 在公司系统内全面推广。优化调度方式，统等全网备用资源共享、省间余缺互济等手段，提升资源优化配置能力。推进辅助服务市场建设。国家主管部门应研究制定系统调峰、调频、备用等辅助服务交易体制，建立灵活性资源市场主体参与市场的机制。在高比例新能源地区，推进灵活爬坡、系统惯量、无功服务等新型辅助服务交易品种。按照“谁受益、谁承担”原则，建立用户与发电共同参与的辅助服务分担共享机制。推动电力市场与碳市场协同发展。研究碳达峰、碳中和目标下电力市场体系，建立适应绿色能源发电特性的交易组 织、合同签订、交易结算方式，做好绿电交易试点建设和推广工作。研究绿色电力消纳认证关键技术，建立绿色消纳认证体系，为市场主体提供权威绿电消费证明，深化碳交易等应用。优先开展清洁能源替代交易。依托车桩网协同平台，打通碳交易-车联网-运营商-车企-电力-监管等多数据渠道，深化绿电溯源功能建设。 目录CONTENT 01政策背景 02虚拟电厂 03相关系统 04典型案例 虚拟电厂定义 广义上来讲，虚拟电厂可以不局限在对分散式能源资源的整合构建层面，还可以站在另外的某个视角来看待，比如：站在电力交易的角度看，以独立身份参与电力交易的币市场主体就可以作为一个“虚拟电厂”，尽管它可以包含分散式能源、火电厂、水电厂、集中式风电、光伏等：站在电网调度调峰的角度，一条并网线路上所有电源及可控负荷、储能、充电桩、蓄电池组等都可以构成一个“虚拟电厂”。 因此，从这个意义上讲，虚拟电厂是一种管理模式或者说是一套系统，通过配套的技术把分散在不同空间的发电装置、发电厂、储能电池和各类可控制（调节）的用电设备（负荷）整合集成，协调控制，对外等效形成一个可控电源系统。主要包括二种形式：1、集中式发电形式，在桌个区域实现分散式能源资源（分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等）的聚合，形成一个虚拟电厂主体，参与电力交易及调峰调频等辅助服务：2、某个综合能源基地形式，包括火电厂、分散式光伏、分散式风电、储能、充电桩等“电源”聚合，形成一个虚拟电主体，参与电力交易及调峰调频等辅助服务：3、虚拟电力公司形式，某人省级发电公司、售电公司可以将相关签约独立电厂、虚拟电厂等整合为一个大型的“虚拟电厂广”市场主体，参与电力交易及辅助服务。 虚拟电广建设意义 客户侧的现状 对电网的影响 新能源的特点 增加了负荷预测准确性的难度》随着规模增加，影响力度增加>对传统调度计划方式提出挑战>威胁实时电网运行的安全稳定》发电和负荷，呈双侧随机性稳定的优质电源不足，弱化了调控能力负荷 存在大量电动汽车和可调节负荷》存在弱可观性、弱可测性和弱可控性分布式资源商业模式欠缺》难以参与市场化交易 》随机性 》规模化 >不可预测性 》不可控制性 提高负荷预测精度提升紧急状态规模精细修订发电计划增加实时备用容量 虚拟电厂智慧管控系统 虚拟电厂将来根据相关政策导向，聚合以及运营形式不同，智慧管理、控制、运营支撑的应用系统也不同，一般包括以下主要系统： 1、集中监控系统2、AGC/AVC及一次调频系统3、电力交易辅助决策分析系统4、成本及运营核算系统5、智慧检修运维调度系统6、统计分析结算系统 系统从调度可见、满足电力市场准人并开展交易出发，模拟常规发电机组外特性参数，制订虚机电厂各类资源调用方式，能够进一步挠据闲散允余资源，由虚拟电厂平台分类聚合，使虚拟电厂的机组爬坡率等特性曲线与常规发电机组近似，方便调度实时调用。 各区域辅助服务市场 由于能源及负荷结构各异，各区域、省份的辅助服务市场的发展侧重点也各不相同。从各区域的电力辅助服务补偿费用的类型来看：华北区域以调频和调峰为主，其中调频补偿力度最大，占比52%，补偿费用也是全国最高，为9.6亿元，华北区域调峰补偿力度略低于调频服务，占比45%；东北区域以调峰补偿为主，占比98%，补偿费用也是全国最高，为24.5亿元；西北区域调频、调峰、备用分布较为均衡，占比分别为31%、25%、30%，此外还有14%的调压费用华东及华中区域均是调峰占比最高，分别为42%及47%，其次是调频，占比分别为34%及23%；南方区域备用补偿力度最大，占比80%，补偿费用全国最高，为37.2亿元。 目录CONTENT 01政策背景 02虚拟电厂 03相关系统 04典型案例 省级智慧能源服务平台 省级平台分基础应用、高级应用、管理应用三大类，包括能效管理、智能运维、需求响应、有序用电能源大数据、能源生态圈、项目管理、档案管理、智慧能源控制SCADA九大功能及碳交易服务、实用化监测拓展功能。 需求响应模块操作流程-1可调节负荷资源库构建业务应用 需求响应模块操作流程-1可调负荷资源库构建业务应用 需求响应模块操作流程-1可调负荷资源库构建业务应用 需求响应模块操作流程-1可调负荷资源库构建业务应用 资源库行业分布情况： 各地区工业、商业、农业、农业等各类用户的统计;资源库设备分布情况空调、电加热、新风、储能等可调节设备的接入情况；资源库运行状态统计需求响应事件发起次数及目标容量、响应容量；用户响应容量及补贴排名; 新型电力负荷管理系统 国家发改委、能源局《关于推进新型电力负荷管理系统建设的通知》（发改办运行【2022】471号）明确规定要统筹能源电力安全保供和清洁低碳转型，稳妥有序推进新型电力负荷管理系统建设，实现电力安全保供要求下的负荷精准控制和用户常态化、精细化的用能管理。目前公司经营区27家省公司所在省（市）政府均出台了新型电力负荷管理系统支持政策，26个省（市）政府对27家省级电力负荷管理中心进行了授权，为系统深化建设提供了政策保障和遵循。 建设目标要求 范围及职责分工要求 国家政策 ，10千伏（6千伏）及以上高压电力用户全部纳入负荷管理范围·新装用电的用户负荷接入应与用电受电工程同步设计、同步施工、同步验收和同步投运。·电网企业负责出资开展系统平台建设。平台及装置的建设、运行、维护费用，纳入输配电价成本核算。 ，2025年，系统负荷控制能力达到本地区最大负荷的20%以上，负荷监测能力达到本地区最大负荷的70%以上。，工作基础较好的地区可因地制宜加快建设进度。 国家发展和改革委员会办公厅国家能源局综合司文件 文政办行（2022）471号 国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于推进新型电力负荷管理系统建设的通知 建设运行管理要求 建设工作体系要求 专，国家装源局各服自机格，中国电力全业联合全，国家电网有 各级政府电力运行主管部门、国家能源局派出机构指导电网企业根据本地实际情况成立电力负荷管理中心，开展电力需求管理及负荷管理系统建设运维工作。 ，在电力保供中，作为有序用电保底技术措施，及时、精准控制用户负荷。·做好负荷管理系统平台、智慧能源单元智能开关等产品升级、检验检测与技术监暂等工作。 为费落实党中发、国务院类于建限息力安全保供的决录你要，微好续达择、吸中和目标营录下的电力变全保供工作，加强 目录CONTENT 01政策背景 02虚拟电厂 03相关系统 04典型案例 新一电网调度技术支持系统-感知监视更全面立体 分布式电源采集：数据接入支持光纤直采、融合终端、整县聚合、营配转发等多种方式，解决分布式电源数据监管不足问题。10KV及以上分布式光伏通过直采方式接入，380/220V通过无线方式接入，针对部分地区采集困难，可通过样板估测法实现数据估算，结合气象、地理位置、装机容量等信息，采用动态拟合计算电源实发功率，并结合营配转发数据进行准确性的验证及模型、算法的优化与修正， 分布式电源监视：采用对象化的建模手段，实现分布式电源的全方位建模，并多维度实现分布式电源全景监视。支持区域、馈线、台区、分布式电源等多层级监视 源网荷储协同调控能力提升三年行动计划 建设源网荷储协同调控系统，在世界首次实现规模化负荷的实时调控。完全适应和推动新一代调度技术支持系统的能量管理子系统、现货市场子系统以及调度管理子系统，部署负荷调控相关应用功能。 >能量管理子系统：实现聚合商的接入、监视及控制等》现货市场子系统：实现聚合商参与现货及辅助服务市场的电报、出清和结算等》调度管理子系统：实现可调节负荷的全路径建模与共享、基准功率预测、负荷特性分析、调节性能评估、信息发布等 源网荷储协同调控能力提升三年行动计划 考虑D5000、调控云及市场支持系统的定位，确定负荷调控功能部署方式。 >D5000：在安全I区基础上，构建指对独强立的安全分区（安全区+），满足现有安全防护要求，确保原有！、Ⅱ区电网控制功能不受影响；部署可调节负荷接入、监视和控制功能 >调控云：在以地调分散接入为主基础上，部署可调节负荷全路径建模与共享、基准功率预测、负荷特性分析、调节性能评估、信息发布等功能， 源网荷诸协同调控能力提升三年行动计划 负荷调控接入原则（以长期、大规模5%以上考虑）按照现有国家监管规则，和公司营销部对负荷聚合商的管理和分工原则，接入调控系统的可调节负荷限定于四个渠道。 车联网平台（电动汽车）：与省调（京津唐）直接对应接入智慧能