郭鸿
国家能源局最新统计数据显示，2022年，全国可再生能源新增装机占比超70%。在“双碳”目标驱动下，未来我国电力系统大规模、高比例可再生能源特征将愈发明显。同时，由于可再生能源电力具有随机性、波动性和间歇性，使得电网安全稳定运行面临新挑战。
如果将电力系统看作是一个精密的物理器械，其工作、运行不仅要靠大齿轮，更需要小齿轮连接才能保持稳定。因此，基于数字化等技术开发的智能配电用设备、调频调压储能装置等正是一个个“小齿轮”，将改善电网特性，满足高比例可再生能源电力运行所需要的条件，护航新型电力系统安全运行。那么，新型电力系统建设目标给“小齿轮”发展提出了哪些新要求？相关企业将如何参与电力系统转型升级？带着这些问题，本报记者近日采访了深圳市科陆科陆电子科技股份公司技术专家郭鸿。
柔性输电、虚拟电厂等
新技术需求飙升
中国能源报：未来我国电力系统将发生哪些变化？需要哪些新技术支撑？
郭鸿：新型电力系统是以新能源为主导的数字化电力系统，要达成这一建设目标，就要在不断扩大新能源消纳规模的同时，保障电网安全稳定运行，这需要大力发展数字化能源、数字化电网、交直流柔性输电、能量路由、新型储能、虚拟电厂等新技术。
具体而言，未来电力系统将在发电侧、电网侧、用电侧发生深刻变化。其中，在发电侧，具有主动支撑功能的新能源将逐渐替代传统化石能源，化石能源将通过碳捕获、利用与封存技术和灵活性改造重新焕发生命力，最终靠第四代清洁核电技术或受控核聚变满足能源供给。
在电网侧，现有输电变网络将向交直流柔性输电和UPFC（统一潮流控制器）方向衍化，新一代柔性交流输电装置功能更强大，性能更优越，同时现有的数字化智能电网将通过数字化孪生进化出更高级的人工智能。
在用电侧，各种形式的虚拟电厂、综合能源服务将通过统一电力市场实现电网与用户负荷双向互动。新型电力系统稳定运行有赖于灵活调节容量建设，新能源占比必须与灵活调节容量增长规模相匹配。灵活调节容量包括可调节电源（水电机组、火电机组与核电机组灵活性改造、抽水蓄能电站）、可调节负荷（虚拟电厂、电制燃料）和新型储能电站，同时各种类型的新型储能以共享储能、独立储能电站、工商储能、户用储能和移动储能的方式，通过现货交易与辅助服务共同为电力系统提供创新型服务。
新能源发展要兼顾
可靠和电网稳定
中国能源报：与传统电力系统相比，新型电力系统将有哪些电力电子装置接入？
郭鸿：与传统电力系统明显不同的是，新型电力系统中的火电机组单机规模大，光伏、风电单体规模较小，一个可再生能源电站要达到一般火电厂的规模，需要大量土地安装大量光伏、风电设备。在这种情况下，海量电力电子装置将接入电力系统，包括大量IGBT（绝缘栅双极型晶体管）、SiC（碳化硅器件）等宽禁带电力电子器件等，应用于光伏逆变器、风电变流器、PCS（储能变流器）、能量路由器、UPFC、可控串补、STATCOM（静态同步补偿器）、交直流柔性输电设备、固态变压器、智能开关、储能级联设备、V2G（车网互动）充电站等。
值得注意的是，海量电力电子装置使用将改变以往电力系统暂态稳定和静态稳定的理论基础和物质基础，电网可靠性将面临巨大挑战。随着可再生能源接入电力系统的比例越来越高，光伏发电和风电要依靠技术创新保证自身的安全性与可靠性，同时要依靠主动支撑技术保障电网稳定运行，如可通过虚拟转动惯量、一次调频、双向友好互动、电压源技术、弱网支撑等方式实现。
需匹配相应的
电力灵活调节容量
中国能源报：可通过哪些措施提高可再生能源电力的安全性、可靠性和利用率？
郭鸿：系统地看，新能源的安全性和可靠性与电力系统灵活调节电源密切相关，灵活调节电源必然快速增长。储能包括抽水蓄能和新型储能，是电力系统灵活调节电源的骨干力量，是实现电力系统稳定运行的刚性需求。其中，新型储能将成为刚需，在电力系统的占比越来越大，成为抽水蓄能的重要补充。
目前锂电池储能特性优良，具有短平快建设周期等优势，发展前景良好。新型储能产业链必须直面现实、实事求是，通过艰苦卓绝的技术创新和商业协作，解决系统安全、产能规划和度电成本等问题，避免无序发展。同时，通过技术创新使得储能电池产品具备高安全、大容量、低成本、长寿命特征，解决电池热失控的安全问题。此外，还要通过电力辅助服务创新解决盈利模式不清晰的问题，继续完善绿电交易，健全统一电力市场交易规则。
需要明确的是，新型储能只是电力系统众多容量调节手段之一。随着新能源占比逐渐增加，电力系统灵活调节容量必须与之相适应。其中，在发电侧和电网侧增加可调节电源，可通过火电机组和核电机组灵活性改造、抽水蓄能、共享储能或独立储能电站、储热电站等方式实现；在用电侧增加可调节负荷，可通过虚拟电厂、聚合储能、V2G充电站、可调节负载（电制燃料）等方式实现。
中国能源报：贵公司将重点布局哪些领域和技术？
郭鸿：在智能电表领域，我们参与了国家电网和南方电网新一代智能电表、智能融合终端和能源控制器的研发，在数字化、模块化、APP化、直流计量、无线脉冲检测、拓扑识别等方向取得了一些成绩，为新型电力系统多场景电能计量提供了技术手段和产品装置。在锂电池储能领域，我们致力于百兆瓦和吉瓦级大型储能电站系统集成与关键技术研究与开发，建立了储能云平台，通过对电池数据和储能系统运行数据建模与分析，解决储能系统全寿命周期运行的棘手问题。
当然，要实现对新型电力系统的数字赋能，还有很多工作要做，主要包括：实现储能全产业链数字化转型；实现智能电表从设计到制造全过程数字化转型，面向服务或业务建模，通过数字化孪生、大数据分析和人工智能技术助力企业提质增效。
新型电力系统技术创新联盟成立后，基于公司在大型储能电站系统集成、储能辅助火电机组AGC（自动发电控制）调频、储能BMS（电池管理系统）技术等方面的实践经验，我们将积极参与新型电力系统关键技术攻关，研究吉瓦级储能电站系统集成核心技术，在新型电力系统市场化机制探索和虚拟电厂示范方面贡献力量。
文 | 本报记者 董梓童 苏南
