区域电网

区域电网二氧化碳排放因子是精准核算电力消费引起二氧化碳间接排放的基础参数。本研究采用平衡分析法，根据省级电网发电数据、跨省电力交换数据以及中长期电力发展规划等数据，构建省级电网生产模拟优化模型，通过情景分析评估未来不同情景下，省级电网电源结构和电力消费，分析中国2020-2035年不同情景下区域和省级电网二氧化碳排放因子。基于情景分析，中国2020-2035年各省份电网排放因子将出现大幅下降，新能源政策情景下，各省降幅平均达到43%，青海、云南、海南、吉林等8个省份的降幅超过50%；新能源高速发展情景下，各省降幅平均达到53%，青海、云南、海南、吉林等16个省份的降幅超过50%；按照两类情景结果中位数考虑，各省份降幅平均达到48%，青海、云南、海南、四川等11个省份的降幅超过50%。本研究建立的中长期省级电网排放因子，为支撑各省碳达峰碳中和路径研究，推动区域能源结构低碳化转型评估，鼓励用户优化生产和行为模式，降低企业预测间接排放不确定性，提供借鉴和参考。 本研究得到中国工程院品牌项目《我国碳达峰碳中和若干重大问题研究》（2022-PP-01）资助

6月30日，针对新能源高出力的电网运行方式，中国电力科学研究院有限公司国家电网仿真中心电力系统全数字实时仿真装置（ADPSS）仿真团队开展了高比例新能源电力系统安全稳定分析试验。仿真团队开展了全网不同运行方式下的故障扫描，并根据扫描结果找到影响新能源电量消纳的主要因素。

自国家发改委批复同意设立广西百色生态型铝产业示范基地以来，百色市致力于煤电铝一体化项目实施以及区域电网建设推进。面对构建完整精深加工铝产业链条的目标以及传统制造业数字化智能化转型的需求，本项目充分应用智能物联、边缘计算、数字孪生等数字技术，并依据现有生产线的生产逻辑、工艺流程等自主搭建契合电厂+铝厂的完整指标体系，为位于广西省百色市的吉利百矿集团有限公司打造了集“基地-工厂-车间-产线-设备”的全域数字孪生管控平台。平台系统通过数字孪生镜像能力对基地进行点位映射，以全场景可视化的方式还原呈现基地运行状态；通过实时监测预警、第一人称漫游巡视、模拟仿真、故障诊断预测等核心功能为电铝产业向集约化、数字化、智能化转型高效赋能。

西北风光资源丰富，近年来保持高速增长态势，新能源已成为西北电网第一大电源，使其成为国内新能源发展最快、占比最高的区域电网。目前，西北地区新能源发展已经取得了显著的成绩，但同时也面临着一些挑战，例如电力电量平衡由确定性向概率性转变、系统灵活性资源短缺而灵活调节需求大幅增加等。为此，中国能源研究会双碳产业合作分会在自然资源保护协会的支持下开展了《大力提升电力系统灵活性促进西北新能源高比例发展专题研究》，重点围绕如何大力提高电力系统灵活性，促进西北新能源高比例发展相关问题进行深入研究分析，形成政策建议，为西北地区能源转型、实现双碳目标提供有力支撑，为全国能源转型提供参考借鉴。

交直流互联电网的送受关系复杂，电网运行调控的约束众多，使得完全依赖人工经验来判断送受电计划调整空间的难度较大。为适应市场化交易对于跨省送受电计划调整提出的精细化要求，提出了一种跨省输电功率可行域的分析方法。首先，根据交直流互联电网的运行特点，对调度可行域所含的运行约束进行拓展建模。然后，构建跨省输电功率可行域模型，并采用有序顶点搜索法进行求解。最后，基于南方区域电网的实际运行场景展开算例分析，并利用全网调度优化模型的计算结果验证了跨省输电功率可行域的有效性。依据可行域的计算结果可以获知特定送受场景下跨省输电功率的限值范围，从而为中长期送受电计划校核调整提供参考依据。

近日，国网浙江省电力有限公司电力科学研究院电能质量监测人员在嘉兴等地给电网加装谐波监测仪器，监测高压有源滤波器投运后区域电网的谐波变化。高压有源滤波器装设于华能嘉兴2号海上风电场，投运后风电场并网线路5次谐波电流降低了90%以上，风电场及周边电网电能质量明显改善。这标志着我国已掌握面向海上风电电能质量治理的高压有源滤波技术。

随着新型电力系统的不断建设，如何科学确定系统消纳新能源所付出的消纳成本以及将消纳成本公平、合理地分摊，是实现电力系统安全、经济运行的关键之一。针对当前新能源消纳成本难以测算与合理分摊的问题，提出了一种计及不同区域电网差异性的新能源消纳成本测算与分摊方法。首先，提出基于储能投资规划的新能源消纳成本全面测算方法，并基于维克里-克拉克-格罗夫斯(Vickrey-Clarke-Groves, VCG)理论，进一步提出综合考虑新能源消纳成本正负替代效益的分摊原则，实现消纳成本的全面测算与初次分摊。其次，提出基于灵活调节能力表征的不同区域电网消纳能力差异量化方法，并提出基于灵活性指标综合评分的消纳成本再分摊方法，使得消纳能力较强区域电网的新能源承担相对更少的消纳成本，分摊结果更为公平、合理。最后，以修改的IEEE 14节点系统和某实际电网为算例进行仿真分析，验证了所提新能源消纳成本测算与分摊方法的有效性。

传统的火电与水电调频机组因其固有特性难以满足电力系统快速发展、新能源发电集中并网等引起的频率稳定控制需求，储能以其灵敏精准的出力特性逐步在电力系统调频领域中实现了规模化应用。针对规模化储能资源响应速度快、跟踪精度高、调节方向易改变及有限的容量等特点展开了其参与电网调频的控制策略研究：首先，建立了区域电网自动发电控制(AGC)系统及包含储能荷电状态(SOC)的储能系统仿真模型；然后，综合考虑储能资源与常规电源的发电特性，提出了计及储能SOC的快慢速调频资源协调控制策略；最后，搭建了4种不同的仿真场景，通过仿真试验对提出的控制策略的有效性进行了验证。

根据电力规划总院的相关研究成果，到目前可分为起步发展、省级电网互联、区域电网互联三个阶段。回头看看那些被替代的电力系统，也曾经是新型电力系统，例如省级电网互联的电力系统相对起步发展阶段的电力系统就可以称为新型电力系统，区域电网互联的电力系统相对省级电网互联的电力系统也可以称为新型电力系统。

新型电力系统建设背景下，海量新能源并网对现有电网调度运行模式带来巨大挑战。为解决新能源功率波动性和不确定性对电网实时功率平衡带来的失负荷风险，基于风险抑制理论提出电网弹性运行模型（risk limiting based resilient operation，RLB），并针对求解概率型约束的难题给出解决方案，提升电网运行弹性。通过推导RLB的3种中间态模型及其解析解，提出基于中间态模型迭代的RLB求解算法，并对其全局最优性给出严格证明。基于IEEE 6节点和25981节点实际区域电网算例，分析了系统灵活性、预测精度和系统弹性之间的关系，指出提升新型电力系统运行弹性的前提是足够的系统灵活性和预测精度。