大电网、配电网、微电网等多种形态协调发展研究

针对“双碳”目标实现过程中电力系统持续发生的结构、形态、特性变化，构建新型电网，是保障电力安全运行和可靠供应的迫切需要，是加快能源电力清洁低碳转型的有效举措，是助力新型电力系统加快建设的重要保障。公司2024年十大战略课题之二《大电网、配电网、微电网等多种形态协调发展研究》，坚持统筹发展和安全、保供和转型，聚焦低碳转型要求下新型电网多层级形态协调发展，研究了电网形态演变特征、主配微协调模式、多元主体友好交互机制、电网防灾抗灾安全韧性提升策略，深入开展路径设计与落地实践关键问题研究，相关成果如下。

（来源：微信公众号“国网能源院”作者：谢光龙等）

一、多层级电网形态演变特征研究

从顶层设计角度，研究多层级电网形态演变特征。考虑双碳目标、能源转型等发展要求，以及自然灾害、“多高”“多峰”系统安全稳定等挑战，构建坚强再塑与数智赋能的协同模式，进一步明确新型电网内涵特征和功能价值，提出电网形态演进特征的顶层设计架构。

新型电网切实保障能源电力安全可靠供应、服务清洁能源发展、推动经济社会绿色低碳转型，具有强大的资源配置能力、安全承载能力和多元交互能力，并围绕数字化、智能化、绿色化三大特征提质升级。大电网“西电东送”的总体格局及送受关系不会改变，新型配电系统呈现城市、农村不同场景不同路径，智能微电网鼓励向自平衡、自安全模式发展。

一是大电网的跨省跨区输电能力持续提升，以稳定安全的特高压输变电为载体、以坚强可靠的主网为枢纽平台的新能源供给消纳体系稳步建设。华北区域电网呈现“特高压交直流混联格局，围绕负荷中心进行多方向、多通道、多方式发展”；华东区域电网呈现“全面覆盖华东直流落点和四大电源基地、负荷中心形成坚强环网结构”；华中区域电网呈现“将‘日’字形特高压主网架进一步向北、向南延伸，打通主要负荷中心、资源集中地区，支撑直流馈入的特高压电网格局”；西南区域电网呈现“全面覆盖川渝负荷中心、直流落点和能源富集地区的特高压主网架，构建送受并重的枢纽型电网平台”；西北区域电网呈现“长链式电网结构改善，构建支撑有力、传输高效、结构清晰的主网架”；东北区域电网呈现“500千伏主网架优化，呈现西部、北部电源基地向辽宁送电、盈余电力外送华北的电力流格局”。

二是配电网形态演变呈现多场景多模式，由原来依托大电网、分配电能的单向从属关系变为协同互动关系，从无源单向辐射供电网络向有源双向资源配置平台转变。城市配电网向“大电网主导、负荷柔性化调控、新型储能灵活配置的配用电系统”演变；农村配电网向“分布式新能源和储能驱动，与大电网互联的新型局域电力系统”演变。智能微电网作为系统组成单元，基于自治平衡和友好互动稳步建设，并从末端保供、园区示范向多场景广泛分布发展。

二、主配微协调发展模式机制研究

聚焦主配微协调发展，研究主配协同策略和配微融合模式。配电网的形态功能变化带来主配微协调新挑战，智能微电网是分布式新能源就地平衡的重要方式。考虑海量分布式资源对电网承载能力和安全稳定的影响，聚焦主配协调管控和配微融合发展，需要技术创新和模式设计多方面发力，积极构建主-配、配-微协调的可持续发展模式。

主配微协调发展，要增强主配一体化规划和调度协同机制，合理构建主配微协调、源网荷储协同的形态格局，让多元要素、微电网协同自治的新型配电网充分发挥配电区域能源平衡与互动作用，并鼓励“两自四化”智能微电网建设，配微协同发挥多类能源网络用能交互与自治平衡的作用。

一是主配协调发展，要合理保障容量裕度，强化一二次协同，加强省地配微协同与源网荷储一体。网架规划方面，统筹考虑技术经济性及运维检修能力，各级配电网交流组网模式保持不变，以高压分区、中压网格为单元构建相对独立、闭环设计、开环运行的高中压目标网架，中低压柔性互联、直流配电等主要在用户侧应用。建设简单适用的配电网二次系统，确保与一次网架同步规划设计、同步建设改造、同步投产运行。因地制宜选用电力电子开关，结合高渗透率分布式电源和储能接入需求、直流充电等用户即插即用典型应用场景。智能调控方面，结合分层分级协调架构，构建分布式发电群控群调系统，保障规模化分布式资源接入下的电网安全高效运行，发挥智能微电网等自治单元在极端情况下的保障作用和对分布式新能源就地消纳的促进作用。

二是配微协调发展，通过“两自四化”微电网模式引导，可促进分布式新能源就地平衡，以模式创新实现优质和绿色电力支撑。考虑系统整体最优，微电网须具备“自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化”的“两自四化”特征，从而实现系统交互友好性、盈利模式可复制、用户负担不增加、绿色价值提升快等多重利好。园区场景下，配-微交换电量由源荷匹配程度决定，并随着分布式光伏装机增大而“先降后升”，当分布式光伏容量与最大负荷比例为2~3倍时，电量自平衡水平较好。考虑盈利水平，统筹最大净负荷和晚高峰时段负荷削减量，当光伏配储比例为10%~25%时，可有效提升电力自平衡水平，减小系统备用需求，具备经济性。当考虑绿电收益时，整体效益进一步提升。农村场景下，负荷特性更加多元，对比不同源荷储配置方案下配微协调能力，考虑边际效应递减情况，当源荷比为2左右，储荷比为1左右时，综合成效较好。

三、电网服务多元主体友好交互协调发展研究

从多元主体的产业视角研判其发展规模，并结合技术进步与应用挖掘交互潜力，进而明确电网服务多元主体友好接入与高效互动的技术支撑、政策机制等需求。针对新型储能的有效利用、对电动汽车充电保障与智能调节的兼顾、虚拟电厂对分布式资源潜力的聚合等重点问题，提出电网的角色定位与针对性提升方向。

以新型储能、电动汽车、虚拟电厂为代表的多元主体，尚缺乏激励用户广泛参与的商业模式和支撑规模化交互的群调群控能力，要坚持系统观念，夯实配网对各主体的数据监测和柔性调节基础，构建电网-运营商-用户间贯通的数据互联互通体系，并推动分时电价、电力市场等机制进一步完善，支撑多元主体与电网的规模化、常态化交互。

一是随着电价政策完善和技术进步，电动汽车充电负荷的调节能力将不断提升，晚高峰期间可实现的削峰能力将逐步提升至充电负荷的50%左右。综合考虑常态化、临时性削峰填谷和系统实时动态平衡手段，预计2025、2030、2035年，公司经营区新能源汽车晚高峰期间的理论削峰潜力分别约为1100万、2900万和4300万千瓦。考虑政策与技术功能逐步完善，可参与的用户比例不断提高，可实现削峰能力分别占晚高峰充电负荷的26.1%、40.8%和51.4%，相当于同时刻全社会负荷的0.4%、1.1%和1.6%，“十五五”期间可延缓配网总投资192亿元。

二是高质量服务多元主体的接入与交互，亟须从电价与市场交易完善、调度能力建设、明确多元主体责权利等方面的顶层设计入手。推动分时电价、电力市场等顶层机制的完善，新型主体在并网时须与电网签订协议，在并网容量、负管接入，以及强制接受电网调控的适用场景等方面提出明确要求，公平承担偏差结算、不平衡资金分摊等相关费用。参与现货市场时，满足调节速率要求、分时计量和具备技术支持系统接入条件；参与辅助服务市场时，满足不同市场在响应速度、调节速率、响应时间、响应时长等方面技术要求，容量一般不少于5兆瓦，响应速度不低于15分钟，响应持续时长不低于1小时。

四、电网防灾抗灾能力和韧性提升研究

系统研究电网防灾抗灾能力、自治自愈自修复能力及配网韧性。坚持问题导向和系统观念，按照“影响分析－适应性分析－主动防御策略”的整体思路开展研究，统筹分析气候变化、能源转型、民生保障等新形势新要求对电网安全保障的影响，分析电网脆弱性及安全防御能力适应性，多维度系统性提出电网主动安全防御策略，打造更具韧性的气候适应型电网。

气象灾害呈现发生频度高、影响范围广、破坏强度大新态势，多层级电网薄弱环节的安全风险加剧、不适应性加大，须从规划源头差异化补强、配电网韧性能力建设、应急技术机制创新等方面，聚焦“差异化加固、应急保障协同、快速恢复”，系统构建电网主动安全防御策略。

一是极端气象灾害的影响区域和影响程度超出常规认知态势发展，电网安全韧性提升面临更大挑战。覆冰带北扩趋势已形成，覆冰舞动范围逐年增大，未来冻雨可能以更广范围、更高频次、更大强度出现。北上台风比例增多，降雨带北移。气象灾害严重影响电力供需、破坏电网网架设备、制约应急资源配置，雨雪冰冻线路覆冰原因复杂，台风对低压线路杆塔破坏多，引发的次生灾害多造成设备毁灭性破坏。

二是多维度提出电网主动安全防御策略，提升极端灾害下电网安全适应性。规划方面，因地制宜提升电网差异化设防水平，根据紧迫程度逐步补强县域网架，统筹电网抗灾安全性与经济性的平衡；配电网韧性方面，构建“坚强统一电网联络支撑、本地保障电源分区平衡、抗灾型微电网局部自治、应急自备电源承担兜底、应急移动电源作为补充”体系化多层级安全防御策略，按照“横向整合、纵向梳理”电网防灾差异化加固原则，构建最小规模防灾骨干网架体系，因地制宜建设抗灾型微电网，提升末端电网电力安全供应、防灾抗灾能力；应急技术机制创新方面，强化无人机、直升机、卫星监测等适应极端场景的先进防灾抗灾技术实用化、规模化应用，加强应急发电、抢修、通信装备资源预置式优化配置，健全跨部门跨区域多主体应急协同机制，形成共建共治共享的电力应急生态圈。

五、相关建议

一是加强主配微协调发展，通过“两自四化”模式促进分布式新能源高质量发展。充分发挥配电区域能源平衡与互动作用，提升配电网智能调控水平，支撑源网荷储海量分散对象的协同运行，推动分布式新能源入市。综合考虑社会环境效益、能源自给能力、系统并网性能，立足经济可负担、模式可推广，对智能微电网项目进行技术评估，推动按照“两自四化”要求规范化发展，健全技术标准体系。

二是提升电网支撑服务能力，推动完善并网接入和市场交易等机制，满足多元主体规模化交互需求。合理加强公司内部并网、运行、调度信息与外部电力交易、各主体运营平台的互联互通。面向点多面广的多元主体，完善并网调度标准，打通负荷设备、采集终端、虚拟电厂运营平台之间的交互壁垒，规范参与电网交互。推动细化明确市场准入条件、责权利规则，完善交易品种，使多元主体承担系统平衡责任、接受电网调度，促进特性各异的小微资源高效整合，健全层次清晰、责权利划分明确的调度交易体系。

三是统筹安全与经济，差异化精准提升电网设防水平，因地制宜采用抗灾型微电网、就地发电装置，完善应急电源市场化租赁机制。充分考虑极端气象条件，不以灾害历史统计平均值作为设计标准，精细化差异化提升灾害易发区设防标准；建立统筹电网安全性与经济性的规划投资机制，宜将关键站点和线路加固规模控制在20%~30%，推动防灾项目投资纳入输配电价；选取电网末端以及与主网联系薄弱地区，因地制宜建设抗灾型县域、乡镇微电网；建立健全应急电源社会化租赁、临时调用保障机制，并给予合理的费用补偿，提高重要用户、民生用户电力应急保供水平。