北极星智能电网在线讯:电网发展已进入重大的转型变革期，尤其在稳定管理方面逐渐进入了新的”无人区”。在浙江，新能源快速发展，电网的功角、电压稳定问题也逐渐突出，宽频振荡等新型问题涌现，系统运行机理变化来到新拐点。
紧扣新型电力系统源网荷储主体和安全稳定机理深刻变化，立足“区域电网互济枢纽”和“能源智慧调节枢纽”发展定位，国网浙江电力提出构建枢纽电网大调节场景，聚焦资源配置型坚强主网、高效互动型新型配网和全域服务型数字电网建设，提升系统调节能力，走稳安全可靠发展之路。
枢纽型受端电网亟待提升系统调节能力
坚持贯彻“电等发展”重要嘱托，国网浙江电力从规划源头优化结构布局，构建科学合理的电力系统格局，并逐渐确立了“区域电网互济枢纽”和“能源智慧调节枢纽”的发展定位。
自2013年浙江第一座1000千伏变电站投运以来，浙江电网不断提档升级换代，率先建成以“两交三直”特高压为骨干、500千伏“东西互供、南北贯通”、各电压等级协调发展的坚强网架电网，形成了以西部外来电和东部沿海电源群为支撑的主网架格局，并通过6回特高压交流线路、9回500千伏线路与周边三省一市电网相连，成为华东电网的重要枢纽。
浙江还基本建成了网架结构坚强可靠、状态感知重点覆盖、运行方式智能灵活的国内领先新型配电网，高效满足多元主体接入和分布式电源消纳，供电能力持续提升。深挖负荷侧潜力，储备300万千瓦移峰填谷、600万千瓦需求响应、1500万千瓦可中断负荷资源的资源池，加速打造全国最大的抽蓄基地，电网侧储能装机超190万千瓦，具备“能源智慧调节枢纽”电网条件。
然而，新能源、新型储能、新能源车桩网络等入网主体指数式增长，对电网的安全稳定提出新的挑战。传统电力系统主要依赖同步发电机维持电网频率稳定性和惯量，风电、光伏发电等新型发电方式则通常不具备同步发电机的惯性，而是通过电力电子设备并网，导致整体电力系统惯量水平下降，这也就意味着新型电力系统在面对负荷变化时，电网必然受到更大的稳定性挑战。
安全稳定机理待探索。随着新能源并网、交直流工程规模不断增大，高比例电力电子化导致电网转动惯量、一次调频能力、电压支撑能力下降，宽频振荡、连锁故障等风险增大。同时，分布式电源、微电网等多元新兴主体涌现，系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显，新型电力系统安全机理和形势面临深刻变化。
配网亟需全面转型升级。随着“双碳”进程加速，电动汽车、新型储能等新业态以5年10-20倍的指数规模发展，对电网综合承载能力、管控手段、运营服务管理提出了新的挑战。配电网作为新型电力系统建设主战场，需进一步推动配电网智能化转型升级，更好支撑新能源开发利用和多元负荷友好接入。
数字支撑有待加强。源网荷储各环节紧密衔接、协调互动，海量对象广泛接入、密集交互，跨系统专业断点仍需进一步消除，大规模高时效性数据分析及处理能力需进一步提升，赋能国家“双碳”战略的落地，满足统筹电、碳数据采集和应用需求仍存在距离。
明确了“两大枢纽”的发展定位，国网浙江电力积极构建枢纽电网大调节场景，即通过持续完善特高压网架结构，强化坚强网架“压舱石”作用，发挥主网资源配置平台、配电网高效互动载体、数字电网创新驱动的特长，并强化以源网荷储互动为基础的系统调节能力建设，走稳安全可靠发展之路。
建设资源配置型坚强主网
加快推进甘浙特高压直流、省内特高压交流环网建设，“十五五”初率先形成“一环四直”特高压网架，进一步探索在环网基础上形成特高压“一纵一横”立交桥。结合能源、产业发展，迭代新型规划手段，谋划打通纵向省际互联西通道与横向山海互济中通道，构建特高压双环立体枢纽电网，增强浙江电网在华东区域的枢纽作用。
强化主网规划研究和创新转化，提升关键断面输送能力，满足超3000万千瓦常规电源、2000万千瓦抽蓄和每年千万千瓦沿海新能源新增电力的安全高效承载需求。构建结构坚强、合理分区的主网网架，探索供区互联互济新模式，提升核心装备和系统方案创新性，持续提升大电网安全、经济运行和调节能力。
主网建设仿真先行。
在复杂的交直流电网发展形势下，只有通过对主网架更精细建模、更智能计算，才能确保建设方案可行，电网发展最优。国网浙江电力深化应用省级电网全电磁规划仿真和半实物仿真平台，完善电网仿真计算体系，并将仿真能力向地市、区县电网进行辐射带动。
通过仿真平台打造、仿真能力建设，在交直流大电网短路阻断、惯量支撑和宽频震荡抑制等方面加强计算能力。建立省级全域源网荷储直精细化全要素全电压全电磁实时仿真模型，融合基于RT-1000、PSModel、RTDS等平台功能，实现大规模新能源、直流接入对省级和地市级规模全电压等级电网电压、宽频振荡、线损等多维度影响智能分析，提升电力电子装备接入承载力评估的准确性。通过新型电力系统源网荷储协同调度策略的仿真测试，可以有效提高调试效率，缩短建设周期，可节省约30%调试成本。
建设高效互动型新型配网
加快新形势下配网承载力建设，推动分布式新能源统筹规划，扎实开展分层分区电力电量平衡分析，促进源网协调发展。推动各地政府建立可开放容量发布和“红黄绿”预警常态机制，服务分布式新能源发展。多维度支撑充电设施、互动设施等新业态建设，以配电网为载体提供交互式全面服务，引导各类新业态合理分层有序接入，推动适应虚拟电厂、智能微电网等友好发展。
在杭州打造世界一流配电网。聚焦浙江产业高端化转型的超高可靠性供电需求，在余杭城西科创大走廊建成“双花瓣”新型配电网结构，应用光纤差动保护，实现故障毫秒级自愈，非故障区域“零闪停”；推广站房内应用配网数智设备主人“米特”，实现缺陷动态清零；电缆侧采用差异化监测设备，智慧识别外破风险；开展行波联动无人机自主特巡，平均故障处理时长缩短50%，故障停电工单数量压降30%。规建运营一体化配合，推动示范区供电可靠性向“6个9”跃升。
在宁波构建数字化主动适应网络。依托新型电力系统数字物理联合技术，主动支撑氢电耦合微电网、光伏接入、低压柔直互联等12类新型场景。发挥配网交互能力，提高电力能源利用效率，日间电力负荷峰谷差率缩小至20%左右，接近德国水平。利用自主知识产权的新能源接入工程索引工具，将接入方案评估维度由热稳定拓展至电能质量，在保障光伏布局与高端产业发展相协调的同时，减少供电方案答复时间40%，大幅提升多元主体服务质效。
在衢州落地友好型屋顶光伏服务机制。政企协作推动出台地区屋顶光伏管理工作指导意见，积极解决分布式光伏就地消纳需求，预防涉网设备性能质量参差不齐、接网规模申报不规范等问题。通过电网企业的技术分析，形成地区接网安全性、可靠性建议，并定期向社会公布可接入容量分布板块，帮助新能源在更需要、更稳定区域优先发展。
在沿海地区加强防灾抗灾能力建设，丰富自动化、智能化生产工具。实现省市县三级极端灾害风险管控全覆盖。提升设备智慧运维水平，合理部署监测终端、无人巡检终端、带电作业机器人，加快设备状态智能监测分析、智能感知等技术应用。
建设全域服务型数字电网
打通数据壁垒，加快“数字浙电”建设，推进多维多态“电网一张图”应用。推广数字孪生配电网智能规划系统应用，实现全流程实时自动诊断和智能规划决策。全面深化能源大数据应用，部署生产模拟系统，依托电能碳全要素协同的节能降碳管理平台，形成体系化碳计量标准和碳效评价体系，助力建设节约低碳型社会。拓展国网新能源云平台功能，实现资源普查、承载分析、消纳评价、风险评估等业务“一站式服务”。
建设“电网一张图”，实现一图汇集、一图管理。企业级实时量测中心接入电网、新能源等设备资源信息，全网各类生产信息实时更新，实现新信息采集接近30亿条。通过一张图应用，提升量测数据接入时效性、完整性，实现量测数据准确叠加，运行分析、作业情况、设备状态等精准反馈，确保量测数据在“采-传-存-用”全环节、全链路的稳定性和高可用性。
国网浙江电力还积极促进“电网一张图”内部应用与外部民生服务场景结合，打造了民生服务一张图应用场景。利用数据可视化、过程可视化优势，打造新型供电服务智能指挥平台，覆盖供电抢修管理、指挥和现场应用三个方面，支撑市、县（区）供电抢修“一图响应、一图指挥”。民生服务一张图应用场景融合电网网架信息与电网设备实时量测数据，接入浙江政务服务平台“浙里办”的民生相关数据，在“电网一张图”基础上增加了居民小区、客户画像等图层。它能够实时分析客户用电情况，根据电网拓扑结构与量测信息准确研判故障范围，通过电网地理图、系统图、单线图、站内图的实时联动提高研判效率，实现抢修“图上管控”，保障抢修工作高效、有序开展。
强化以源网荷储互动
为基础的系统调节能力建设
分布式新能源高比例接入，用户侧储能、电动汽车等主体也大量涌现，消费侧呈现有源化特征，模糊了源荷网的界限，深刻改变了负荷特性。覆盖源网荷储全要素的互动型调节能力建设，成为新型电力系统建设的重要一环。
源侧看，一是促进常规电源调节能力升级。探索未来煤电应急备用和调节电源转型策略，推动煤电灵活性改造，提供电力系统应急保障能力和调峰能力；推进调峰气电建设，完善气电协调机制，确保燃机顶峰发电用气供应；深化水电全流域梯级调节应用，探索核电参与调峰的运行模式。二是推动新能源参与系统调节，提升新能源配储电站调节能力和运行效率。
在荷侧，重点挖掘需求侧互动调节能力。提升虚拟电厂资源聚合和优化调节能力，建立健全虚拟电厂技术标准体系，创新虚拟电厂参与市场的互动机制和运营模式。面向工业可调负荷、客户侧储能、分布式光伏等多类型负荷实体，以“负荷建模-负荷排查-质量管理”为路径，分行业开展负荷特性研究，构建重点行业负荷模型，提出可调能力评估算法。开展负荷资源排查接入，建立动态静态结合、多维分析聚合、分层分区分类的可调节负荷资源库。
储能侧，推动储能多元化发展。提前谋划、合理布点多元化新型储能，引导多时空尺度储能有序发展，发挥配网多要素主动支撑调节作用。大力推动“新能源+储能”发展模式，提高新能源消纳率。积极推进抽水蓄能建设，推动抽水蓄能科学布局、有序发展，积极参与华东电网调频调峰。打造千万千瓦级华东抽水蓄能基地，加快混合型抽蓄、可变速抽蓄等抽蓄关键技术突破，满足新能源消纳需求。
网侧，科学规划、建设资源配置平台型电网，持续挖掘源荷储三侧电压、频率和惯量支撑能力，率先建设新一代调度自动化系统，电力通信网规模十年翻番，网络运力有效提升，支持即时互动需求。
