中国电力科学研究院有限公司（以下简称中国电科院）是国家电网有限公司直属科研单位，成立于1951年，重点开展电网共性和基础性关键技术研发、试验检测和技术标准制定，并为国家电网有限公司提供全面的技术支撑服务。建院以来，中国电科院承担各类国家和政府科技计划项目400余项，逐步形成了世界上功能最完整、试验能力最强、技术水平最高的特高压、大电网试验研究体系，在特高压交直流输变电、大电网控制、新能源发电并网、智能电网等领域取得一批创新成果。累计获得国家级科技奖励94项，拥有有效专利3000余项，出版科技专著400余部，发表科技论文7000余篇；2010年至今，获批发布国际标准10项，国家标准144项，行业标准370项，团体标准45项，为我国电力科技进步和电力工业的创新发展作出了重要贡献。
党的十九大以来，科技创新地位和作用更加凸显。十九大报告规划了建设世界科技强国的宏伟蓝图，把加快建设创新型国家作为现代化建设全局的战略举措。为贯彻国家要求，国家电网公司提出要坚持创新驱动发展，大力实施科技强企战略，瞄准世界能源电力科技前沿和企业实际问题，敢为人先、敢于突破，抢占科技制高点，引领电网创新发展。作为国家电网有限公司直属科研单位，中国电科院提出了分“三步走”建设具有卓越竞争力的世界一流电力科研机构的新时代战略目标，通过聚焦重点发展方向，全面提升科技创新能力和支撑服务能力，努力建设成为电网重大基础理论创新的诞生地、高端电力科技的策源地、世界顶尖发明创造的聚集地。
在国家科技战略引领下，中国电科院提出一系列创新管理举措，科技研发效率进一步提升。一是强化科研顶层设计，使创新资源更加集中。初步形成“顶层设计先行、指南申报落地、战略规划兼容”的研发策划模式，依托顶层设计凝练聚焦技术新方向，培育未来业务增长点，并在重大战略方向的遴选上支撑顶层设计，促进科技资源进一步向核心技术方向聚集，在资源有限的情况下，增强了科研投入的系统性、全局性和协同性。通过科研顶层设计，凝练出了50个重点研究方向、44项核心技术、8个中长期战略性科研方向，基本确立了中国电科院未来若干年的核心重点技术方向。二是实施研发组织优化，使综合优势更加凸显。初步建立“总体设计、集中攻关、分散实施”的跨专业联合攻关机制，形成院内单位互为补充、相互促进、互通有无的协同攻关体系。通过优化研发组织模式，五年来先后攻克了电力系统全过程动态仿真、特高压变电设备状态预警、大规模新能源发电并网、配电网自愈控制、规模化储能系统集成等一大批关键技术难题。
随着国家科技计划改革方案逐步实施，国家有关部门于2016年首次采用国家重点研发计划专项形式组织项目申报。在国资委、国家电网有限公司的大力支持和有序组织下，中国电科院积极参与各相关专项申报，在2016年至2018年期间共计参与了12个专项、73个项目的申报，截至目前已有49个项目（15项牵头、34项配合）获批立项，特别是在智能电网领域，已连续三年成为承担项目最多的单位。
开发“电网友好型”风电机组，助力“新时代”电网稳定运行
——大容量风电机组电网友好型控制技术
我国是全球风电规模最大、发展最快的国家，2017年我国新增风电装机容量1503万千瓦，累计装机达1.64亿千瓦，均为世界第一。预计到2050年末，全国风电装机将突破10亿千瓦。随着风电并网比例不断攀升，局部区域风电穿透率已超过100%，具备高比例风力发电的“新时代”电力系统正逐渐形成。
跟以同步发电机为主导的传统电力系统相比，“新时代”电力系统最大的特征在于风电带来的高比例电力电子装备接入，随着风电容量在电力系统中比重不断加大，电力系统惯量不足，频率稳定问题凸显；风电抗扰性低，在系统电压/频率波动时易大规模脱网引发连锁故障；产生的多形态低频和次/超同步振荡机理尚未探明，振荡事故频发。系统呈现弱惯性、弱电气阻尼以及弱电压支撑的运行特性，安全稳定运行面临重大挑战。
据国家重点研发计划项目“大容量风电机组电网友好型控制技术”负责人、中国电科院新能源研究中心副主任秦世耀介绍，本项目按照“理论基础—关键技术—试验检测—工程示范”的主线开展研究，并设置了5个课题，攻克一个科学问题，突破四项关键技术：
风电机组宽频动态特性及其多控制环节的耦合作用机理
电网特定条件下双馈/直驱风电机组并网可能呈现的宽频振荡特性涉及风电机组多物理控制动态环节和主动支撑控制动态环节的耦合，目前仍未揭示此相互作用关系。采用时域振荡模态，分析风电机组宽频动态的振荡特征及各控制环节间动态和暂态耦合作用机制，是实现大容量风电机组友好型并网控制优化的关键科学问题和理论基础。研究双馈/直驱风电机组各物理控制环节动态特性和风电系统振荡模态与物理控制环节耦合关系至关重要。通过建立风电机组宽频动态模型，提出风电机组机电耦合扭振和次/超同步振荡的降阶解耦模型，为风电电网友好型控制的关键技术突破奠定基础。
计及能量约束与应力的主动频率支撑优化控制技术
传统风电机组运行过程主要考虑自身运行安全与发电量，对电网频率并不具有支撑能力，降低了电网整体有效惯量，致使电网频率稳定性下降，同时风电机组缺乏一次调频能力，减小了系统的后备支撑。而风电机组参与调频对机组控制系统提出了新的挑战，包括频率支撑能量来源和机组应力边界改变。频率支撑过程中惯量响应动能释放规律和一次调频期间备用容量的匹配直接影响机组的稳定运行。通过量化机组机械结构特性和电气设备运行边界，建立转子动能预测模型，优化锁相环性能，确保惯量响应的可靠实现。以风电机组频率支撑动态特性和稳态特性为目标，建立以机组容量，机械应力，电气应力和电网阻抗适应性为约束条件，综合设计惯量系数、阻尼系数和一次调频系数的目标优化函数，同时考虑到三者之间交互耦合，通过迭代优化得到自适应的频率支撑策略核心参数，并建立惯量与一次调频协调控制策略。
次/超同步频率不确定、多形态下风电机组主动阻尼控制技术
次/超同步振荡具有频率不确定、形态多样化特点，现有控制无法快速追踪振荡变化，难以兼顾风电机组基本控制回路需求，无法实现大规模推广。基于动态能量/阻抗特性理论，研究单机次/超频特性的关键影响因素，结合风场—设备网络模型，描述振荡分量的传播与演化规律，揭示风电设备间的耦合机理。采用移频锁相技术，构建自适应阻抗/动态能量设计方案，并基于多支路阻抗/能量重塑理论优化接入位置；评估基频特性与次/超频特性的影响程度，以不同工况下运行边界条件为约束，实现多目标风电机组主动阻尼控制；通过基准电压同步技术，研究风电网络阻抗/能量匹配模式，实现具有时空、功率耦合的设备协同。拟构建快速锁频和振荡追踪技术，通过带宽调整解耦次/超频和基频回路，并以风电机组基本响应需求为约束，制定风电机组自适应主动阻尼控制。
电网故障情况下机组可控性提升及动态功率优化控制技术
风电机组在故障暂态中承受着由电压幅值骤变、相位跳变和负序扰动等引起的电气应力。当前，风电机组在故障暂态过程中可控性变差，导致故障暂态过程中风电机组对电网频率/电压的支撑缺乏主动性，因此，应改进控制方法提高可控性。为了实现风电机组故障暂态支撑，风电机组在故障暂态中保有可控性是其基础。首先从故障快速检测、动态PLL、虚拟强励/欠励和低高穿连续故障协调控制等方面研究故障穿越关键技术。以变流器容限、载荷约束为边界条件，动态识别故障暂态支撑可控域，采用多维度协同应力抑制措施实现可控域动态扩展，提升风电机组故障暂态支撑的可控性。构建典型场景，量化分析不同故障阶段风电机组故障暂态支撑需求，提出风电机组故障暂态支撑的优化控制策略。研制风电机组电压/频率故障暂态支撑控制器，突破风电机组“电网友好型”控制技术中的故障暂态支撑技术。
电网故障/扰动条件下风电机组传动链动态阻尼控制技术
电网出现故障/扰动会对风电机组机械子系统造成较大载荷，甚至可能造成传动链扭振失稳从而引发事故，因此需要研究电网故障、频率扰动、电力系统振荡等电网运行条件下的风电机组载荷动态响应机理，在电网故障/扰动条件下对“电网友好型”风电机组载荷进行稳定优化控制，对风电机组传动链进行动态阻尼控制，抑制传动链扭振，提高风电机组运行稳定性和可靠性。研究电网故障、频率扰动、电力系统振荡等运行条件下的风电机组载荷动态特性及风电机组与电网相互影响的机理，明确电网故障/扰动工况下的风电机组载荷约束条件，提出风电机组疲劳载荷和极限载荷的定量评价方法，突破电网故障、频率扰动、电力系统振荡等电网运行条件下风电机组载荷稳定优化控制技术。
项目预期研制双馈/直驱风电机组宽频动态特性数模混合实时仿真平台、风电惯量/一次调频优化控制系统、具备主动阻尼和电压/频率主动支撑能力的风电机组电控系统、风电机组载荷优化控制系统等，最终研发出两台“电网友好型”风电样机，并将在张北国家风电试验检测基地开展示范验证，展示“电网友好型”风电机组的惯量/一次调频性能、振荡主动抑制能力、故障暂态支撑性能。
项目的实施将推动我国风电技术及自主研发制造的发展，提高我国风电关键技术在国际上的核心竞争力，为我国实现高比例风电电力系统安全稳定运行，提升风电接入和消纳能力奠定良好基础。
攻克中低压直流接入关键技术 促进光伏并网消纳
——分布式光伏多端口接入直流配电系统关键技术和装备
大力发展分布式光伏发电是促进我国可再生能源开发利用、推进能源结构调整的重要举措。“十三五”期间我国分布式光伏发展迅速，装机容量将达6000万千瓦以上，靠近负荷建设、高渗透率接入，是当前分布式光伏发展的主流趋势。
高比例分布式光伏消纳面临新挑战与新选择
随着分布式光伏电源接入数量与容量的增加，现有交流配电系统面临一系列技术挑战，诸如潮流分布与继电保护配置的改变、谐波污染源增加与电能质量下降、调度控制困难、变压器/线路过载等。目前大功率电力电子与柔性直流输配电技术已日臻成熟，用户端直流型负荷比重持续增加，区域直流配电网已成为未来城市与工业园区配电系统建设的重要趋势。分布式光伏与直流配电相结合是一种积极探索，其电压更稳定、效率更高、系统更为可靠。以雄安新区配电网建设、苏州同里新能源小镇等示范工程为代表，分布式光伏接入直流配电网的实践已呈现快速发展趋势。
现阶段该领域国内外还存在诸多问题。在直流升压变流方面，变换器拓扑结构与参数优化设计方法不成熟、功率密度小、效率低；在系统设计集成方面，规模化多端并网稳定性分析理论、规划设计方法及评价体系缺失；在运行控保方面，计及高比例分布式光伏的直流配电系统快速故障识别定位技术不成熟，隔离保护装置成本过高。为此，中国电科院开展“分布式光伏多端口接入直流配电系统关键技术和装备”研究，攻克中低压直流接入关键技术，促进光伏并网消纳。
一项科学问题和三大关键技术
该项目将以提高规模化高比例分布式光伏并网消纳能力为目标，以直流接入关键装备研制为主线，深入开展基础理论研究和关键技术攻关，建立面向真实应用场景的领先实证平台，形成集理论、技术、装备和平台为一体的系统化成果。项目将重点解决一项重大科学问题与突破三大关键技术，包括：
面向分布式光伏的高效高变比电力电子拓扑构建与直流并网稳定机理
直流并网变换器需具备高增益、高效率、高可靠优良特性与高自由度控制、宽范围运行能力。目前针对此类直流变换装置的拓扑与参数设计方法尚无深入研究，针对其宽频带、 宽范围、 多模式下的动态建模亦缺乏研究。同时，直流并网系统中多变换器间电气距离短，耦合作用强，多尺度交互作用机理复杂，给系统的稳定分析带来困难。因此，探索光伏直流变换器拓扑构建方法，开展模型理论研究，揭示装置与系统间多尺度交互作用机理，是亟须攻克的基础理论问题。
高变比分布式光伏中压直流变换器高效/高可靠性变流技术
分布式光伏中压直流变换器升压比高达20倍以上，并且光伏阵列输出功率及电压宽范围随机变化，设备内部电能转换环节较多，导致直流变换器效率提升困难；变换器端口工况复杂，运行模式多变，并且中压变换器模块串并联数量多，故障耦合和传导问题突出，降低了变换器的可靠性。因此，研制高变比、高效、高可靠分布式光伏中压直流变换器具有极大挑战。
基于全寿命周期模型的中低压直流并网分布式光伏系统集成与工程设计技术
理论源于实践，又必须指导实践。中低压直流配电系统的研究仍处于起步阶段，国内外仅建成了几处小规模探索性工程，在规划设计、设备选配、经济分析等方面还有大量问题需要研究，分布式光伏中低压接入直流配电系统集成与工程设计尚无适配的标准和规范，因而构建分布式光伏多端接入的中低压直流配电系统综合评估指标体系，开展基于全寿命周期模型的中低压直流并网分布式光伏系统集成与工程设计技术研究具有极大的挑战。
基于暂态故障特征快速提取辨识的直流配电系统故障定位与保护技术
含高比例分布式光伏的中压和低压直流配电系统体现出电力电子化特征，不同拓扑结构、控制策略的换流设备对故障的响应不同，导致直流故障特征不明确，故障暂态过程解析困难、非线性特征强，难以准确提取分析。同时高比例电力电子装置接入后系统故障电流上升速度快、 冲击大，故障后换流设备闭锁速度快，导致有效故障信息持续时间极短。因此，直流系统保护必须在极短的时间通过故障信号有效解析实现快速准确故障识别定位，技术难度较高。
实践证明，唯有掌握关键核心技术这一“大国重器”，才能消除“卡脖子”的隐忧，才能做产业发展的“领跑者”。该项目将立足理论与技术创新，全面突破分布式光伏中低压直流并网核心关键技术体系；同时依托中国电力科学研究院张北试验基地，建成世界首个分布式光伏直流并网系统平台（±10kV/±375V/1.2MW），积累工程实证经验，实现设计规范化、产品实用化、测试标准化。该项目将致力于先进技术产业化，其核心成果可率先应用于2022年杭州亚运会场馆与雄安新区直流配电系统等重大标志性工程，并向全国城市电网与工业园区辐射推广。通过该项目研究与成果转化应用，将有效提升我国电网对规模化、高渗透率分布式光伏的并网消纳能力，有效支撑国家节能减排战略实施，促进经济社会可持续发展；同时将增强我国新能源行业技术引领力，提升关键装备研发制造水平，促进产业升级。
提升风光功率预测和调度水平 助力可再生能源消纳
——促进可再生能源消纳的风电/光伏发电功率预测技术及应用
随着《可再生能源法》的发布，我国风力和光伏发电取得长足发展。截至2017年底，风电和光伏装机分别达到1.64、1.30亿千瓦，均居世界第一位。风电、光伏已经成为我国主力电源，在总装机中占比达到17%，在20个省区已成为第二大电源。
电力系统是一个实时平衡系统，在不含大规模风电/光伏的电力系统，可利用常规电源的可控调节能力来适应负荷的动态变化。风/光等新能源出力波动大、与负荷需求时空不匹配，加重了系统调节负担。随着风/光装机容量的增加，其功率预测成为电网运行控制的关键环节。我国电源结构以煤电为主，调节速度慢、调节能力不足，对预测水平的要求更高；同时大规模集中开发的特点要求充分发挥大电网调节能力，促进可再生能源消纳。
功率预测和调度技术面临挑战
功率预测绝对偏差增大。我国风电/光伏装机容量大，集中度高，随着风/光出力占比的不断增加，同样预测精度带来的功率偏差总量大幅增加，给新能源调度计划的制定带来较大困难，亟须进一步提升预测精度。
预测预见期不足。目前行业标准规定功率预测的预见期为72小时，在以火电为主的电源结构下，无法适应机组组合的动态优化需求，也严重影响电力建设、设备检修、常规电源发电和市场交易的年月度计划安排，亟待在误差可控的情况下进一步延长功率预测长度。
预测应用水平需要提升。现有功率预测技术对预测偏差缺乏科学预估，只能凭借以往运行经验安排调度计划，既可能影响充分消纳，又存在供电不足风险，亟须研究刻画预测偏差范围的概率预测技术，同时提升多层级优化调度与风险防控技术。
技术突破助力新能源消纳
针对面临的挑战，项目从预测和调度两个技术维度，中长期、短期和超短期三个时间尺度开展技术攻关。预测技术方面，创新预报方法，深入挖掘气象—功率时空关联特性，运用深度学习技术，提升预测精度，延长预测长度，填补中长期电量预测、概率预测等技术空白。调度技术方面，研究考虑预测不确定性的调度决策、风险辨识、备用配置和紧急控制等关键技术，实现风险可控条件下风/光最大化消纳。
天气预报是风/光功率预测最主要的输入数据，天气预报误差也是功率预测最主要的误差源。受数值天气预报技术水平限制，数值天气预报对不同天气过程的预报能力不同，导致功率预测误差在不同的天气过程和天气过程的不同阶段呈现不同的形式。由于天气过程演化规律对新能源功率预测误差的影响机理不明，导致功率预测精度提升较为困难，揭示天气过程演化规律对风/光功率预测误差的影响机理是预测精度提升和实现对预测误差量化评估的关键。因此，必须突破天气过程演化规律对风/光功率预测误差的影响机理这一科学问题。
风/光资源具有较强的时空关联性。风/光功率预测精度的提升依赖于对可用气象信息的充分挖掘，依据单一时刻、单一地点数值天气预报数据的传统风/光功率预测技术，忽略了气象变化的时空关联特性，未能实现对可用气象信息的充分利用。对于不同时间、空间尺度上的风/光功率预测问题，需借助先进的智能化学习手段，充分利用与预测对象相关联的数值天气预报大数据，在时间与空间维度上扩展模型可用的气象数据，建立气象—功率的高维映射模型，提升风/光功率预测的精度。亟待开展基于数值天气预报大数据时空关联性的多尺度风/光功率预测的关键技术研究。
风/光预测的不确定性增加了电网运行的风险和风/光消纳的难度。如何在调度的不同层级、不同阶段考虑可再生能源出力的不确定性，并有效管控风险，以确保电力系统能够安全经济的消纳可再生能源，需要对各个调度环节进行调整，而足够精确的预测和对风险的可知可控方可保证调度机构敢用这个结果，目前亟待突破考虑预测不确定性的风/光发电跨区多级优化调度与风险防控技术，提高系统运行水平和抗风险能力，促进可再生能源消纳。基于预测结果及其概率分布特征，研究随机优化调度技术及运行风险量化评估方法，支撑多层级调度决策，实现风险防控，促进风/光消纳。亟待开展考虑风/光预测不确定性的多级优化调度与风险防控的关键技术研究。
项目围绕上述科学问题和关键技术，开展多时空尺度功率预测和调度技术研究，项目预期将突破风电/光伏中长期（年/月）电量预测、短期（0—6天）和超短期（0—4小时）功率预测技术，提出考虑预测不确定性的调度决策和风险防控方法；研发覆盖全国的中长/短/超短期一体化预测系统、风险调度与紧急控制决策系统，并在国网、南网、蒙西电网等9个调度机构建立示范工程。
项目从基础理论研究、核心系统研发到典型应用示范全方位布局，将产出一系列具有自主知识产权的国际先进水平的重大成果，探索出一条适合我国资源禀赋和电力系统特点的风电光伏预测以及调度技术，实现电力系统运行灵活性和可再生能源消纳能力的有效提升，推动智能电网技术创新，支撑能源结构清洁化转型和能源消费革命。项目具有广阔的市场前景和巨大的经济、社会、生态效益。项目成果将显著提升我国新能源功率预测精度及应用水平，提升我国大规模可再生能源并网消纳水平，促进我国新能源健康发展。
构建电网智能全景系统 实现大电网安全运行的实时分析和精准控制
——互联大电网高性能分析和态势感知技术
我国已形成世界上规模最大的交直流互联电网，电力电子设备和新能源大量接入，导致电网动态特性复杂、安全稳定风险增加，客观上对在线安全稳定分析提出了更高要求，包括更加准确的状态感知、更加高效的仿真手段和更加智能的分析评估。
目前电网面临的三大挑战
目前基础模型数据匹配性不足、无法在线进行电力电子特性分析以及单纯仿真模式难以满足电网风险实时掌控的时效性要求。这给当前在线分析技术带来了新的三大挑战：
1.新能源波动和负荷特性变化使得电网运行状态和设备模型参数呈现明显时变特征，当前在线分析沿用传统状态估计方法和离线仿真模型，制约了分析的准确性。
2.现代中国电网已重构为交直流互联电网，电力电子化特征愈发凸显，电网稳定特性从机电暂态转变为机电暂态和电磁暂态混合过程，目前在线分析采用机电暂态仿真，无法进行大电网在线电磁仿真，难以满足现代电网动态特性分析需要。
3.当前电网运行状态和安全稳定性快速变化，目前在线分析采用周期扫描和事件触发的仿真计算模式，耗时5—15分钟，难以满足电网风险实时掌控的时效性要求，亟须研究信息驱动的大电网在线运行态势感知与趋势预测技术。综上，为保障当前交直流互联电网的安全经济运行，研究互联大电网高性能分析和态势感知技术，提升在线仿真分析能力，发展信息驱动的智能化分析模式，实现精准、实时的在线综合安全稳定分析，意义重大。
