| 冀北电网推进新型电力系统建设的探索与实践 |
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构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，是习近平总书记作出的重要部署，对推进能源革命、保障能源安全意义重大。冀北新能源资源富集、发展迅猛，新能源装机总量已突破8200万千瓦，电网统调装机占比82%，全口径装机占比76%，2024年发电量占比58%，均居全国省级电网前列，处于构建新型电力系统的最前沿。近年来，国网冀北电力有限公司（以下简称“国网冀北电力”）坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实国家《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，围绕国家电网有限公司发展战略和河北省新型能源强省建设部署，以争创新型电力系统示范标杆、争创高质量发展标杆即“两个标杆”为引领，在推动新型电力系统建设上积极探索和实践。
坚持系统谋划、源网荷储数协同发力
构建新型电力系统是长期的复杂的系统工程。作为电网企业，必须从自身功能定位出发，强化系统观念，坚持战略导向和问题导向相结合，整体性、系统性、创造性地推进转型升级。
立足区域能源转型实际，强化顶层设计、系统谋划。冀北地区能源转型要素齐全，具备风光水火储氢一体化发展的基础和新型电力系统建设先行先试的良好条件。张家口是国家规划建设的新能源基地，也是国家批复的首个可再生能源示范区，张承地区新能源可开发规模高达1亿千瓦。在风光新能源大规模开发利用的同时，近年来冀北地区数据中心、绿电制氢、清洁取暖、重卡充换电、分布式能源、虚拟电厂等新型能源利用方式和新型市场主体大量涌现，冀北电网接入的大数据中心规模已超1300万千伏安，廊坊、张家口在全国城市算力评估中排名前2位。冀北域内抽水蓄能站址资源丰富，已建成的丰宁抽水蓄能电站装机规模360万千瓦，为世界之最，获批在建的抽蓄装机规模达到760万千瓦。新型储能也发展迅猛，“十四五”以来累计新增416万千瓦。冀北电网兼具送、受端电网的特点，作为“西电东送”“北电南送”的重要枢纽，建成张北—雄安特高压、张北柔直及多个500千伏交流输电通道，特高压、交直流、柔性输电、调相机、微电网等各种电网技术和形态齐备，城乡配电网持续补强。国网冀北电力面向冀北全域和全产业链，立足电网企业定位，制定实施了冀北新型电力系统综合示范行动方案。行动方案基于创新提出的新型电力系统的认知分析模型，明确“低碳随机耦合电源+坚强灵活智能电网+多元协同互动负荷+规模多样共享储能+全过程数智化”建设方向，部署了电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、数智赋能等“十大工程”，列出了需要实施的具体项目清单，并按年滚动调整、逐年逼近目标，致力于探索省级电网构建新型电力系统一揽子解决方案。
面向产业链各环节，坚持问题导向、协同发力。电源侧，深刻把握风光水火等电源运行特性，研究推广新能源主动支撑技术，提高分布式电源可观可测可调可控水平，构建高度耦合、高效运行的低碳电力供应体系。电网侧，以服务大型风光基地为重点，以京津冀北特高压环网和超高压柔性直流电网为支撑，打造坚强输电网络，提高通道利用效率和运行水平，全面增强电网资源优化配置能力；同时，聚焦分布式新能源和多元负荷规模化接入，提高配网互联互通水平和分布式承载能力，构建要素全景感知、区域自治共享的现代智慧配电网。负荷侧，围绕多元负荷综合价值提升，健全负荷管理机制，创新负荷响应技术，推进可调节负荷资源的统一管理、统一调控、统一服务，实现供给侧和需求侧双向精准高效互动。储能侧，强化源网荷储统一规划，健全储能运行与管理机制，推动大规模储能分层分区合理布局、多时空协同运行，实现各类储能与源网荷共建共享、高效联动。数智化方面，实施数字化转型登高行动，通过打造省级智算中心，加强数字基础设施和智慧电网数字化平台建设，发挥好企业级数据贯通应用价值，实施“人工智能+”行动，深化光明电力大模型应用，强化“算力—电力”协同优化，推动电网加快向数字化、智能化升级。
突出创新引领、推进关键技术攻坚
与传统电力系统相比，新型电力系统在技术基础、运行机理和功能形态上都发生深刻变化，给电网安全稳定运行和可靠供电带来现实挑战。适应变化、应对挑战，必须依靠创新。而且，为避免“卡脖子”、走出“无人区”，实现核心技术自立自强，必须大力开展自主创新。
依托重大示范工程组织开展重大技术攻关。近年来国网冀北电力围绕新能源大规模开发、高比例并网和高效消纳，先后建成具有世界领先水平的张北国家风光储输示范工程和±500千伏四端柔性直流电网工程，取得一系列重大技术突破，先后荣获第四届、第七届中国工业大奖。在此基础上，在国家电网公司的支持下，去年又面向张承地区全面实施新型电力系统综合创新示范攻坚，围绕提升送端大规模新能源汇集与送出能力、提升电力系统安全运行与高效运营水平、提升受端配用电运行与用户互动水平“三大任务”，开展关键技术攻关。其中，通过实施构网型风光储主动支撑与汇集组网工程，着力攻关构网型系列装备研发等技术难题；通过实施构网型柔性直流输电工程，着力攻关大容量IGBT与混合桥换流阀、高电压等级直流直挂式储能等关键技术；通过实施新能源新型交流输电工程，推动解决典型边远地区新能源外送通道范围受限、稳定送出难题；通过实施全自主可控新一代变电站工程，着力攻关自主可控绝缘及环保材料的一次设备、自主可控芯片及软件的二次系统及数字化技术，推动解决电力设备国产化产业链从“能用”到“好用”的难题；通过实施现代智慧配电网工程，着力攻关源网荷储协同规划、主配微电网优化控制、有源配网故障防御等关键技术；通过实施规模化电动汽车充电设施参与电网调节工程，着力攻关兆瓦级双向互动充放电设备等关键技术，推动解决电动汽车与电网互联互动问题；通过实施源网荷储协同运行控制与市场化运营工程，着力攻关全要素调节能力构建、多层次调节市场机制设计等关键技术，探索解决电力电量平衡和多级电网协同运行问题。
着力抓好“双高”电力系统稳定问题研究。新型电力系统具有高新能源占比、高电力电子化的技术特征，抗扰动能力弱化，故障特性和连锁反应更加复杂，新故障形态不断显现，大电网的安全稳定控制面临挑战。近年来，国际上多次发生与新能源高比例接入有关的大停电事故，比如2016年“9·28”南澳大停电、2019年“8·9”英国大停电、2025年“4·28”伊比利亚大停电等，给我们敲响了警钟。国内与“双高”特性相关的宽频振荡和新能源运行安全事件也呈多发趋势。国网冀北电力聚焦系统运行需要的惯量、电压支撑和调节能力等基本要素，在新能源和电力电子设备技术特性认知、稳定运行能力等方面积极开展攻关；着眼于提升复杂故障仿真复现和事故反演分析能力，积极推进调度运行仿真中心建设；创新构建新能源脱网问题分析框架，积极研究电力电子类电源影响电网稳定运行的关键参数，推动新能源建模从“黑盒模型”向“灰盒模型”转变。
统筹利用各类创新资源凝聚创新合力。强化内外协同的技术创新体系建设，与国内知名的高等院校、科研机构、创新型企业和国家电网公司直属科研单位建立技术创新联合体，围绕承担的国家重大科技专项课题和原创技术策源地项目开展联合攻关。强化试验研究能力建设，联合河北工业大学、天津大学成功申报并获批建设“智能配用电装备与系统”全国重点实验室，与中国循环经济协会联合建设电力行业首个全国循环经济工程实验室，“柔性直流输电装备与技术实证”实验室获批河北省重点实验室，“风光储并网运行与实证技术”等3家实验室获得国家电网公司命名。深化冀北电科院机构优化和组织变革，强化新能源、火电等优势学科建设，压紧技术责任。强化高端技术咨询能力建设，成立由8位全国两院院士牵头、20位行业内顶尖专家共同参与的新型电力系统专家咨询委员会，通过集中咨询与专项咨询相结合的方式，征求意见、把脉问诊。2024年以来累计征得126条咨询意见，逐条研究、细化论证，有力促进了重大技术决策的制定。
强化机制保障、推进配套体系建设
构建新型电力系统，既是生产力的大发展，也是生产关系的大调整，必须围绕整个发展环境和生态体系，进行全方位的系统性变革，形成促进新型电力系统建设的良好机制。
建设适应新型电力系统的统一规划体系。在总结评估“十四五”规划成效的基础上，开展重大规划问题研究，推动规划向源、网、荷、储、技术、市场、政策等全要素系统性规划转变。树立构建新型电力系统的思路方法，创新规划研究分析工具，充分运用国家电网规划仿真平台、网上电网、项目中台、新能源云等数字化成果，拓展规划仿真深度，做好规划项目“精细上图”。针对规划实施中暴露出的网源不协调问题，积极向政府部门汇报，促请动态优化新能源开发时序、明确清单，推动新能源发展与电网工程、调节能力建设同步规划、同步实施、同步投运。
建设适应新型电力系统的电网生产组织体系。针对配网转型场景丰富、投资需求大，强化规划引领，规划建设运行次序衔接，提高配网全过程管理水平。针对负荷侧资源参与系统调节，深化新型电力负荷管理系统建设，提升负荷管理中心运营服务水平，增强负荷精准管控能力。针对供电服务需求多元化个性化趋势，强化网格管理、末端融合、工单驱动、平台支撑，打造卓越供电服务体系。针对技术进步对基层供电企业人力资源配置的深刻影响，开展市供电公司劳动组织体系优化综合试点，通过机构调整、流程再造、人岗匹配优化，提升基层组织核心能力和生产效率。
建设适应新型电力系统的市场体系。认真落实国家出台的各项电力市场建设举措，研究制定冀北高水平电力市场建设工作方案及一揽子重点措施，强化大电网服务支撑能力，发挥市场保供应、促转型重要作用。配合政府制定新能源全量入市配套政策机制，服务新能源上网电价市场化改革落地。建成国内首个省级大规模绿电市场连续运营体系，年度绿电交易规模突破380亿千瓦时，持续保持全国省级电网首位。发挥互联大电网优势，2023年以来跨省跨区新能源交易电量突破800亿千瓦时。配合推进现货市场建设，与中长期市场有序衔接。
建设适应新型电力系统的标准体系。实施国际标准跃升行动计划，统筹推动战新产业和未来产业方向国际标准“定点培育”，同时进一步提高标准实施效能。投运全国首个国家批复以市场化方式运营的虚拟电厂示范工程，依托该工程主导制定相应的国家标准和IEC首批虚拟电厂国际标准，并首次将虚拟电厂概念定义纳入国际白皮书。深入开展互联电力系统中不同电力市场环境下绿色电力获取的全过程研究，牵头立项绿色电力消费领域首个国际标准。针对政策驱动下新能源大规模抢装并网问题，在开展接网服务的基础上，及时开展“回头看”，确保电压穿越、有功功率控制等涉网性能技术标准要求有效落实。
建设适应新型电力系统的防灾应急体系。科学研判极端气候多发频发趋势，总结近年来寒潮冰冻、暴雨洪灾等应对处置情况，动态优化电网规划设计标准，提高灾害设防水平。完善企业级气象服务平台，加强与气象、水利等政府部门联动，建设电力微气象站点，优化洪涝、山火、覆冰预警模型，打造感知及时、预测精准的电力气象服务体系。针对性完善“1+30”应急预案体系，优化启动标准及响应措施、现场处置方案，持续提升应急处突能力。针对国外大停电事故恢复阶段暴露出的一系列问题，系统考虑黑启动路径、电源和负荷特性等要素，深化系统恢复方案研究，进一步提升黑启动能力。
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