天气渐寒，华北电网各级调度人员越发忙碌。

　　用电负荷化作跳动上升的曲线和数字，让他们必须在屏幕前的拓扑电网上作出“秒级”反应——腾挪电力顶住晚峰，“补上”消失的光，“管住”时有时无的风。

　　冬季用电高峰期、供暖期、枯水期三期叠加，新能源发电的间歇性和不稳定性，让冬季用电负荷上升与电力供应的平衡矛盾更加突出。即使是华北电力调度控制中心主任刘一民这样的老调度人也倍感压力。

　　保安全，在高比例电力电子设备接入的情况下电网要稳定运行；保供应，在尖峰负荷和极端天气频发的考验里保障电力供给；保消纳，在新能源发电快速发展的形势下中保证消纳量率齐升。安全、供应、消纳，一个都不能少。如何做好这三项工作并在变化与挑战中寻求“最优解”？

　　摸清安全边界：当新能源与电网特性叠加出多重不确定性，如何寻找“确定性”？

　　华北电网很特殊：在电源装机上，不管是火电装机、新能源装机还是电源总装机，华北电网都位居全国区域电网首位；在网架结构上，华北电网已建成1000千伏交流特高压主干网架，区域内有锡林郭勒盟—山东、蒙西—天津南、张北—胜利等特高压交流工程；在新能源发展上，华北电网新能源发电占比稳步提升，新能源发电成为电量增量主体，电网呈现出全新的形态。

　　新能源发电装机占电源总装机比例超过45%，华北电网“双高”特征显著，电力系统复杂性和不确定性持续增加，系统抗扰动能力面临考验。既要“供得上”负荷，又要“吃得下”新能源，在推进新型电力系统构建的过程中，安全尤为重要。

　　“无论什么时候，守住安全对电网企业来说都是底线。我们有句老话叫安全‘万无一失’，因为安全‘一失万无’。”国网华北分部发展规划部副主任李付强说。

　　在传统电力系统中，发电机组和发电容量相对确定，电网安全风险相对易于掌控。新能源的崛起带来新变化：单机容量小、并网点分散，发电出力及运行特性呈现较强随机性，电网向低惯量、低阻尼、弱支撑转变，宽频振荡等新现象涌现，原有的电力系统稳定机理难以适应新特性，电力系统稳定面临严峻挑战。

　　如果说传统电网运行存在一定的“惯性”，那么现在，这些“惯性”正在被打破。

　　如何应战？

　　“在电力系统转型期，实现分部和省级电力公司规划力量的有效融合、规划与运行的有效衔接，更加聚焦大系统安全和电力保供的研究，是时代赋予我们的重要课题。”李付强说，在电网规划的“最初一公里”，就要努力实现新型电力系统规划“横向到边、纵向到底”。

　　新型电力系统建设中，对大电网的运行特性需要重新认知。“以前的电网是基于风险状况的统筹分析来运行，出现问题后，调度去紧急处置。好比开着车走在一条一眼望到头的高速公路上，路中间如果有坑，避开就行。”刘一民解释说，“现在，好比这辆车开进‘无人区’，眼前有团‘迷雾’，前方是平路还是深渊，不清楚，要改变传统观念，通过新的安全的手段摸清电网运行的安全边界。”

　　让调度运行的拓扑电网和真实的物理电网对应起来，更清晰地认知新型电网，是拨开眼前“迷雾”的关键。

　　管理电网设备的部门也在思考同样的问题。变电站数量不断增加，设备管理量快速增长，这让国网华北分部生产技术部主任江长明思考：“我们对设备的运行规律是不是足够了解？”

　　更加精细的管理手段势在必行。“新型电力系统构建中，更需要用系统的观念去认知电网，掌握故障发生的特征规律至关重要。”江长明说，必须用新技术、新手段，让物理电网中设备的状态更加稳定，进而给电网安全运行增加更多的确定性。

　　观念的突破，带动理念、方法与管理的系统性更新。

　　在调度侧，拓扑电网与物理电网“牵手”。11月4日，华北地区普遍出现新一轮降温，在华北电力调度控制中心的大屏幕上，全息智能管控平台显示着天气、地貌、设备、电气等数据。调度员坐在电脑前，查看千里之外电网的实时状态。年初以来，全息智能管控平台20多次成功预警恶劣天气对在运设备造成影响。大电网状态“看”得更清晰，为电网运行预留出更多安全“提前量”。

　　在设备侧，变压器有了故障主动防范的新手段。国网华北分部生产技术部融合在线监测技术和继电保护技术，研究提出了变压器故障主动防御技术，成功研制世界首台变压器主动防御装置。这相当于得到了准确的故障特征“DNA”。

　　如今，国家电网六大区域电网的多台重要变压器上，都新装了主动防御装置。“现在只要监测到故障征兆，比对上‘DNA’，主动防御装置就可以精准识别并实施保护。”江长明说。针对这项成果，中国工程院院士邱爱慈评价：“大型变压器主动防御装置的成功研发深化了人们对变压器故障放电规律的认识，也是防御思维的大胆创新。”

　　保障电网安全是一项系统工作。国网华北分部安全监察部在构建起“华北电网安全风险矩阵”的基础上，正在推动适应新型电力系统的华北特高压及省级输电网安全性评价方法研究。“我们要以新的评价方法去适应新的系统特点，更好地防范安全风险。”该分部安全监察部主任牛四清说。

　　从电网规划“谋”，到调度运行“看”，到设备管理“控”，再到安全监察“防”，在华北电网，新型电力系统安全管控形成了闭环。

　　这还不够。另一团“迷雾”急需解开——对“沙戈荒”大型风电光伏基地特性的认知。

　　锡林郭勒盟是我国重要的清洁能源基地，这里的绿电通过锡林郭勒盟—山东、张北—胜利两条特高压通道送往华北。新能源电源与常规电源通过特高压交直流外送，新能源、直流功率、检修方式等多维度排列组合，需要考虑的运行工况达上千种。同时，新能源机组暂态过程变化速度快、控制逻辑“千机千面”，风火联合外送场景下，传统毫秒级的机电暂态稳定问题与微秒级的新型稳定问题交织并存，会对电网安全运行产生巨大影响。

　　如何认知新能源场站的特性？电磁暂态仿真时间尺度为微秒级，类似电力系统的“显微镜”，是准确认知高比例新能源电网的有力工具。

　　在国家电力调度控制中心的指导下，国网华北分部与中国电科院攻关电磁暂态仿真技术，在锡盟“沙戈荒”大型风电光伏基地建立了全电磁暂态仿真模型。这相当于把锡盟“沙戈荒”大型风电光伏基地“搬”进了电脑。通过不断仿真计算，他们探明了新能源出力波动对风火联合送出系统的影响机理，实现对稳定特征“算得细、看得清、验得真”。在此基础上，国网华北分部自主研发了新型避雷器，破解了暂时过电压制约新能源电力送出的难题，积极推动分布式调相机并网投产，为保障新能源大基地送出电网安全运行积累了经验。

　　从大电网运行到新能源基地，拨开新型电力系统运行特性的层层“迷雾”，其中的复杂逻辑被逐步梳理开来：把电网运行的新特性了解清楚，通过新型控制手段、策略，更好实现对电网安全风险的预控。

　　“以前我们谈大电网安全的‘三道防线’，现在我们要研究在每道防线之间增加新的控制手段。”刘一民说，系统保护、频率防线、宽频振荡监测等新型防御手段的应用，进一步提升了大电网防范系统性风险的能力。仍有很多新的问题待解，这需要包括电网企业在内的所有相关方的共同努力。

　　重塑保供角色：当电网负荷“双峰”挑战频繁出现，如何精准配置电力资源？

　　华北电网夏、冬两季“双峰”特征明显，度冬采暖负荷、度夏空调负荷大幅增加，峰谷差不断扩大，加上极端天气影响，尖峰时刻越发成为常态，电力保供面临着新的挑战。

　　区域内有锡盟、张北、山西等能源基地，华北电网电力“粮食”充足。但遇到“极热无风”“晚峰无光”的情况仍会力不从心。2023年12月12~14日，华北地区大范围降雪，新能源发电出力短时间内骤降，且持续多日出力偏低；今年8月22日，华北地区高温天气影响风电出力，风电对晚峰平衡支撑严重不足。

　　不仅如此，华北区域在保供中的角色也在变化。“华北电网通过‘一交六直’特高压与四个区域电网互联，既作为‘大受端’受入东北、西北电网电力，又作为‘大送端’将电力送至华东、华中电网。近些年，我们向区外送电的规模也越来越大，从被支援转变为送受并存。各个区域在电力保供的关系越来越密切。”华北能源监管局市场监管处处长吕峰说。

　　双重挑战下，怎样平衡供给与需求？

　　电网网架的优化升级仍是关键手段。

　　近年来，华北电网实现由500千伏电网向1000千伏特高压电网的跨越式发展。以10月31日投运的1000千伏张北—胜利特高压交流工程为例，工程将锡盟、张家口两大新能源基地互联，特高压送出通道总送出能力达到1820万千瓦。电网网架的升级促进区域内清洁能源开发消纳，也增强了电网抵御严重故障的能力。

　　升级的不仅是主网架，各级电网的协调发展水平也不断提升。在北京，国网北京电力按照“密布点、短半径”规划配电站点。在天津，“雪花网”的落地让电网使用效率提升近30%。

　　网架“硬件”先行，打牢基础，而如何用好通道精准配置资源，是保供的另一个关键。

　　随着新型电力系统建设推进，无论电力保供或新能源电量消纳，单靠一个省的资源禀赋和调节力量远远不够。“我们利用东北、华北、西北电网进入早峰时间依次约晚1小时、光伏发电出力存在45分钟至90分钟时差的属性，置换华北、东北、西北电网早峰跨区错峰电力，‘三北’电网彼此响应，很大程度缓解了电网平衡压力。”北京电力交易中心市场交易二部主任张哲介绍。

　　精准调配资源的同时，源网荷储共同保供的措施也在推动。电源侧，电网企业走访发电企业推动“开源”；负荷侧，更多节能减排的方法让用电“节流”。这些举措使得新型电力系统“双峰”条件下应对保供挑战更加自如。

　　“长远来看，电网规划也需要在保供中考虑新型电力系统的特性。”李付强建议，优化跨区电力流规划原则，充分挖掘跨经度光伏发电、跨风带风电和跨流域水电互补保障潜力，同时在联网枢纽节点增加更多保供力量，以给区域电力保供增添更多的底气。

　　打通消纳链条：当快速增长的新能源急需系统调节能力升级，如何凝聚消纳合力？

　　华北地区新能源发电增速迅猛。一组数据可以直观呈现——预计今年年底华北电网新能源发电装机将达3.7亿千瓦，同比增长37%；京津冀地区每使用4千瓦时电，就有1千瓦时是绿电；近3年，在华北电网新增用电量中，六成以上由新能源新增电量供应。

　　“华北地区的新能源电量消纳至关重要。一方面，‘双碳’目标的实现，需要保障绿电消纳；另一方面，消纳绿电、建设绿色华北也是推进区域能源转型的关键所在，需要源网荷储链条的各方共同发力。”华北能源监管局党组书记、局长童光毅表示。

　　华北电网“富煤、贫水”，火电是调节性电源的主力军。在世界现役最大火电厂——总装机672万千瓦的托克托电厂，一场深度改造早已开始。2018年至今，电厂完成全部10台火电机组深度调峰改造。“改造后，在用电低谷时段机组出力能够降得更低，给新能源发电让出空间，并获得相应的市场收益。”托克托电厂总工程师郭洪义说。

　　从“让我调峰”到“我要调峰”，火电厂的这种转变是因为华北调峰容量和调峰辅助服务市场的建立。在华北区域，仅今年上半年就新增超过1600万千瓦火电深调改造，新增295万千瓦火电调峰能力，调峰能力累计达2927万千瓦，促进消纳新能源电量172亿千瓦时。

　　储能的调节能力也不断被发掘。在光伏发电装机大省山东，分布式光伏电源累计并网容量在光伏发电总装机中占比近80%。目前，山东省新型储能规模已超553万千瓦。新型储能能为电网运行提供调峰、调频等服务，有效提升新能源电量消纳的灵活性、经济性和安全性。8月，东营市华润财金红光渔业光伏发电项目配套建设的储能设施转为独立储能，并入山东电网。项目每年可新增消纳新能源电量约6000万千瓦时。

　　截至今年6月底，华北电网230座新型储能电站并网规模达1033万千瓦/2189万千瓦时。在新能源电量消纳困难时段，国网华北分部全网协同运用新型储能调节能力，促进消纳新能源电量12.87亿千瓦时。

　　在电网侧，新技术的运用让新能源场站送出能力大大提升。

　　冀北地区的并网新能源发电装机占统调装机规模的76.7%，居全国省级电网首位。在国网冀北电力的推动下，冀北电网已建成国内规模最大的新能源汇集系统分布式调相机群。张家口、承德等地的新能源场站已投运28台分布式调相机，总容量68万千乏，提升新能源电力送出能力146.5万千瓦。

　　在负荷侧，多元主体参与调峰，也促进了新能源电量消纳。

　　11月5日傍晚，河北保定徐水区太和庄村民乔新华把爱车开到村里刚安装的充电桩旁：“听说在这里充电能用上我家屋顶光伏发的电，我也来试试。”国网河北电力打造台区级源荷储充微电网，“打包”管理台区内光伏发电、充电桩、储能、负荷等场景，借助大数据算法给出新能源汽车充放电最佳策略，实现台区内新能源电量100%就地消纳。

　　华北地区的电网企业已经聚合电采暖、大工业、新能源汽车等11种负荷侧可调节资源，累计促进消纳新能源电量9.62亿千瓦时。

　　消纳新能源电量，对电力系统的稳定性和灵活性提出更高要求，需要源网荷储各主体协同配合。而从长期看，相关机制的建立将成为新能源电量消纳的“软支撑”。不断完善的电力市场机制将调动各类主体参与系统调节，推动新技术发展，也引导用户调整用能习惯，共同促进新能源电量消纳。

　　5月23日，山西电网用电负荷达3337万千瓦，午间新能源发电出力1976万千瓦，但晚高峰新能源发电出力仅342万千瓦。在市场机制引导下，各类调节资源自主参与系统调节，保障了新能源电量消纳。

　　截至10月底，华北电网2024年绿电交易电量达415亿千瓦时，占公司经营区绿电交易总量的33.7%。其中，京津冀地区绿电交易电量396亿千瓦时，同比增长80%。

　　随着新型电力系统建设深入推进，新的挑战仍在出现。以技术创新破解难点痛点，以机制建设为新能源发展托底，凝聚源网荷储各方合力，华北电网一系列探索实践，朝着安全、保供、消纳“最优解”一步步迈进。

　　刘一民这样形容现在的工作：我们像是“试飞员”，只有不断模拟试验，才能知道会遇到什么问题，进而改进提升。

　　“我们一步一步往前走，哪怕只是前进一小步，也是不断探寻这个‘最优解’的过程。”他说，不管面临什么样的挑战，一定要把工作做好。（张云 马佳）