清洁能源消纳

通过省级智慧能源服务平台的建设，能够突破资源、时空、环境约束，人人利用清洁能源，实现新能源高效利用，构筑能源发展新格局。将提高清洁能源使用率，降低弃风弃光率，能够改善自然环境，实现生态可持续发展，促进社会和谐发展。年内充分挖掘社会可中断负荷资源，完成了占最大负荷5%的可调节负荷资源库构建，已具备74万千瓦毫秒级、秒级精准负荷控制能力，持续提高大电网安全运行水平和清洁能源消纳能力，利用市场化手段，在弃风（光、水）时段，提升冰蓄冷空调、蓄热式采暖、客户侧储能等负荷水平，促进电力供需平衡，清洁能源消纳。

​4月30日，2022年国家电网有限公司三大重点改造工程之一——三峡近区电网优化工程投产。工程投运后，华中电网安全稳定水平进一步提升，解决了三峡近区短路电流水平偏高、电磁环网潮流穿越、电力疏散能力不足等问题，使丰水期恩施地区电力外送能力最大提升80万千瓦，湖北西电东送通道输送能力最大提升95万千瓦，鄂西丰富的清洁能源消纳力度进一步加大，可有力支撑区域“双碳”目标的落实。

3月1日18时，南方方电网调峰调频公司梅州抽水蓄能电站（下称“梅蓄电站”）2号机组顺利完成15天考核试运行，正式投入运行，为粤港澳大湾区新增30万千瓦电力调节能力。至此，梅蓄电站已经有两台30万千瓦级机组投运，对实现国家碳达峰碳中和目标，保障粤港澳大湾区电网电力供应，提高绿色能源消纳能力具有重大意义。

在“碳达峰碳中和”国家战略目标的背景下，以新能源为主体的新型电力系统建设，电能替代、多能互补、能效提升等“大云物移智链”技术的发展和突破，电动汽车、电采暖、源网荷储一体化等推广，配电网形态正在发生重大变化，未来必将成为分布式清洁能源消纳的支撑平台，多元负荷信息集成的数据平台、多利益主题参与的服务平台，需要加快从技术、功能、形态上推动配电网向能源互联网转型升级。需要不断探索和创新“智慧配电网+”，支撑新型电力系统建设。

天津市北辰区大张庄是首批国家级产城融合综合示范区，为满足示范区清洁能源消纳、高端制造业发展和居民美好用能的需求，天津公司两次对区域电网进行改造升级。通过建设交直流柔性混合配电网，配套4回全光纤纵差保护线路，实现配网”零闪动“。在此基础上，通过建设天津公司首创的国际领先“雪花网”，以3座变电站为组团形成联络，汇集6回线路形成独立馈线集群，搭建了适应能源互联网发展的更大、更坚强的能源配置平台，支持负荷大范围灵活转移，显著提高线路利用效率，保障配电自动化系统发挥更大作用，实现全域“停电零感知”。

为了提高园区清洁能源消纳水平、储能配置经济性，提出一种考虑需求响应的高比例清洁能源园区储能容量优化配置方法。首先，建立光伏、风机、储能功率模型；其次，设计了考虑刚性、可转移、可中断负荷参与的需求响应机制，实现一定时间尺度下负荷的转移；然后，以系统总净现成本最低为优化目标，考虑入网功率波动、充放电限值等约束条件，建立储能经济配置模型。算例验证了所提方法的有效性，相比传统方法，所提配置方法可以有效降低系统经济成本并提高清洁能源消纳水平。

随着电网快速发展，特高压大电网运行、大容量远距离送电、分布式电源接入及优质服务等对电网调度运行的连续性、可靠性提出了更高要求。电网安全风险预警预控、清洁能源消纳压力、电力市场化改革等，调度机构不断推进自身的规范化、流程化、精益化管理，实现传统调度业务的在线化、智能化转型。针对以上实际，国家电网公司开展了备用调度（简称备调）体系建设，提高了电网调度抵御各类事故和社会突发事件的能力，保证了电网调度的其不间断运行。 2008 年以来，国家电网公司所属各级调控机构按照总部统一部署，开展了备用调度的建设工作。到 2017 年底，公司总部及 6 个分部、除蒙东外的 26 家省公司和 310 家地市公司完成了备调建设。备用调度在数据层面实现了实时数据采集处理的备用，在技术系统层面实现了电网运行监控功能（SCADA）的备用，在业务功能层面实现了调度运行业务的备用，初步建成了覆盖国、分、省、地（县）各级调度机构的备用调度体系，为公司电网应急状态下连续不间断开展调控业务提供有力的保障，公司电网调控机构的应急防灾能力得到较大程度的提升。

本项目针对电力市场复杂的“源网荷”特性及特殊的市场结构，深入探究电力市场化改革中存在的问题和挑战，从电力市场交易体系设计、电力市场模式与机制、电力市场交易规则与方法、一体化电力交易业务关键支撑流程管理等方面着手，开展了电力交易关键流程管理研究和示范平台建设，推动了云南电力市场积极健康发展，实现了电力市场交易、市场管理、电力经济的有机结合，为全国推进电力体制改革提供了示范。 项目分析了云南电力市场复杂的能源结构、电网结构、经济结构及特殊的电力市场结构，深入探究云南电力市场供需形势、清洁能源消纳问题以及市场主体多样化交易需求等问题和挑战，找准云南电力市场建设切入点，做到有的放失，并充分考虑各种复杂及特殊情况的解决需求。首先开展电力市场交易体系研究，台在建设公平、开放、自由、透明的电力市场，为市场主体提供公平、公开、规范、高效的电力市场交易平台，满足市场主体的差异化交易需求，提供优质高效市场服务，提升市场运营效率和效益，激励和保障市场主体参与市场竞争的积极性，分步实现功能完善、主体多维、竞争有序的电力市场建设：其次研究电力市场模式与机制，研究设计符合复杂发、用电结构特性的市场模式，建立充分有效竞争的市场交易机制，发挥市场配置资源的决定性作用，解决市场交易机制尚不完善、资源利用效率不高的难题：根据市场规则分类理论，针对研究电力市场规则体系构成，研究电力市场准入规则、交易规则、竞争规则、结算规则、监管规则等市场规则和复杂电力交易与结算方法体系，研究设计符合实际、行之有效的电力市场运营规则，为全国面上新一轮电力体制改革探索经验；研究一体化电力交易业务关键支撑流程，促进电力交易业务提质增效，提升交易服务质量。在此基础上，构建一体化电力交易业务支持平台，并集成项目研究成果，适应市场机制和交易规则变化，实现策划、交易、结算等电力交易业务全流程电子化覆盖，满足系统平台集群部署需求，解决高安全性和高并发问题，保障电力市场化交易安全、准确、可靠、高效。

我国能源供需逆向分布，环保生态问题严重，清洁能源消纳困难，要求建立适应电力大规模跨区域输送和消纳的统一开放、竞争有序的电力市场。2006年起，我国逐步建立以双边交易为主、集中交易为辅的中长期电能市场，并建设了相应的电力交易运营系统，但对电力直接交易、资源大范围优化配置和市场间协同运作等方面的支撑还远远不足。 为贯彻落实国家电力体制改革要求，使市场在资源配置中发挥决定性作用，本项目研发支撑发电侧、用户侧同时参与竞争的电力市场技术支持系统，在北京电力交易中心和27家省级电力交易中心部署实施，实现了电力交易全业务流程的在线运作。

针对发展机遇和重要挑战，项目组以传统项目群理论为基础，充分运用项目群“集约、协同”的核心思想和典型做法，采取企业战略目标多层次管理方法，对河南省内所有配电网项目，按照“工程类型、供电区域、专项任务”三个维度进行差异化组群，以精准规划、精准建设、精准评价为主线，构建“组织机构集约高效、制度标准科学规范、业务流程闭环优化、保障机制支撑有力”的省级配电网工程建设管理体系，该体系打破项目单一组群方式，突出项目群管理的资源集成和工作协同特征，通过对项目的科学分类和业务流程的创新再造，以及加强配电网建设的全过程管控，把国家关于加快配电网发展的专项部署和国网公司提升配电网精益化管理水平的要求切实落到实处，从而实现河南配电网建设管理水平提升及在国网系统“争创先进典型，站排头、做标杆”的目标。 通过构建基于项目群管理的省级配电网工程管理体系，一是配电网发展建设体系高效运转，高强度大规模建设任务顺利完成，配电网工程建设周期大幅缩短，所有工程较之前缩短 4 个月工程前期时间和 2 个月工程建设时间，大幅提高了建设效率。二是服务河南经济社会发展成效显著，完成5454 个贫困村电网改造升级，并网光伏扶贫项目 6853 个、容量 60 万千瓦，兰考、滑县等 40 个贫困县率先实现电网脱贫。三是农民生产生活水平显著提升，农村电气化水平、农业现代化水平，农民满意度显著提高，县域经济和就业稳步增长。四是河南生态环境得到持续改善，随着河南配电网对清洁能源消纳能力的不断提升，在新能源装机容量相较 2013 年增长 10.4 倍的情况下，保障了 795万千瓦新能源的全额接入和 103 亿千瓦时清洁电量的全额消纳，实现电能替代电量约 23.34 亿千瓦时，每年可在消费终端减少烧煤 670 万吨，减排二氧化碳 1200 万吨，环保效果显著。