我国如何构建源网协调体系,未来又应如何完善

近年来，特高压交直流互联电网快速建设、大容量新能源集中接入以及分布式发电的高速发展和广泛应用，电源、电网结构发生了深刻变化，影响系统安全的因素更加多元化，稳定特性日趋复杂，电网调控运行难度大幅提升。

为满足高占比新能源电网要求，除依靠虚拟储能等技术增加惯量外，还需通过技术创新拓展电力系统允许的频率波动带宽，降低系统对惯量的要求，完善频率防控体系架构。

能源转型是世界能源发展的大趋势。近年来，全球电源结构逐渐转变，新能源的重要性愈发体现，全球风电、光伏发电在全球电力装机中的比例持续上升。

我国能源体系也在加速变革，大力发展新能源顺应了我国能源生产和消费革命的发展方向。截至2019年年底，国家电网有限公司经营区新能源发电装机3.5亿千瓦，占总装机容量比例超过两成。预计到2050年，全国风电、光伏发电装机容量占比将分别达到24%和31%。能源转型大背景下，源网协调体系方面有哪些探索？未来又应如何完善？

特高压交直流混联电网初具规模

在国家电网有限公司经营范围内，目前已投产12条特高压交流及11条特高压直流工程，形成了西部河西、宁夏、四川大型能源基地集中送出和东部长三角、山东负荷中心集中落点的7大直流群。单个直流群规模达到1350万——2800万千瓦，占送出省网发电负荷比例的40%——60%，占落点省网用电负荷比例的25%——70%。

2019年，公司经营范围内新能源新增装机超过4745万千瓦，累计达3.5亿千瓦，装机容量超过水电，成为我国第二大电源。青海、甘肃新能源发电装机容量占本省电源总装机容量超40%。国家电网成为全球接入新能源规模最大的电网，新能源利用率96.8%。在未来5年，新能源装机仍将保持平稳增长，新能源发电逐步由辅助电源转变为主力电源。

大电网安全面临严峻挑战

随着远距离跨区输电规模持续增长以及新能源并网规模持续扩大，电网大范围优化配置资源能力显著提高，电网调度运行难度也大幅提升。

系统运行信息掌握不足：新电源发电运行状态与可控能力感知不足，新能源发电数量众多、运行状态多变，模型参数难以及时精确辨识。电网输变电设备全息状态感知深度不足，输变电设备缺陷识别能力有待提高，各设备监控系统存在信息孤岛与盲区。系统运行方式分析依赖“一次建模、长期使用”的负荷模型，新能源电动汽车、分布式电源、新型变频用电设备等负荷侧设备种类不断增加，负荷模型和参数负荷模型与参数的时变性和复杂性增加。

电网多源数据处理能力不足：电网调度量测数据未得到充分利用，广域量测系统（WAMS）、调控监测系统等在线系统实时产生大量运行数据，但缺乏有效的提取与分析。输变电设备传感数据未得到有效利用，大量数据没有得到充分融合和高效处理，智能变电站信息共享优势未能充分发挥。各类卫星遥感、直升机、无人机及人工巡检数据未得到协同管理和联合应用，气象、灾害等外部环境信息运用不充分，每年因雷击、风害等外部因素以及设备缺陷造成输变电设备停运跳闸近千次。

大电网防御能力不足：系统稳定形态日趋复杂，一体化特征显著，电力电子型电源群、直流群替代传统机组，系统故障行为更加难以预测，连锁故障风险急剧增加。

系统调控能力不足：常规机组被大量替代，新能源发电机组、直流输电系统不具备常规电源的转动惯量特性，系统频率鲁棒性下降，大功率缺失情况下极易诱发全网频率问题。特高压直流工程密集投运，受端电网电压支撑能力下降，电压稳定问题突出，系统运行更加脆弱。

高占比新能源持续接入，源网协调面临挑战

高占比新能源电力系统呈现两方面的主要特征变化——新能源发电具有间歇性和不确定性，新能源的随机波动会导致接入点的电气参数发生变化，增加系统运行的控制难度；新能源并网控制特性与常规电源差异大，大量电力电子器件的持续接入使电网运行特征由“电磁耦合”向“电-电转换”转变。

高占比新能源的持续接入给电网安全平稳运行带来不稳定因素，源网协调面临以下挑战：

高占比新能源电力系统感知水平亟待提高。新能源机组动态过程复杂，机组的关键运行信息难以实时上传，各类型电源之间缺乏对全局可控资源运行状态的信息统筹，全网可控资源的灵活控制与精准评估较难实现。

高占比新能源电力系统稳态调节水平需不断提升。新能源发电受资源、环境影响，易出现随机波动，预测难度大，对电网运行影响较大；新能源无功调节能力未得到充分发挥，功率大幅变化易造成电压波动；新能源出力波动造成电网有功调节难度大。

新能源抗扰动能力仍需提高。当电网发生扰动引起电压、频率越限时，接入电网末端的新能源机端电压波动更剧烈，新能源耐压、耐频能力不足，易发生连锁脱网事故，影响电力系统安全稳定运行。

新能源主动支撑能力需进一步挖掘。新能源占比高的电力系统中，常规电源开机空间减小，系统惯量下降，易发生大幅功率波动，导致系统出现频率稳定问题；不同类型的新能源暂态特性差异显著，无法对电网实现有效支撑，集中外送地区易发生电压稳定问题。

高占比新能源电力系统宽频带振荡问题需深入研究预防。新能源、直流等多样化电力电子设备及复杂控制设备接入电力系统，电网次/超同步振荡的高维度、宽频带问题凸显，振荡机理复杂。

新版强制性国家标准《电力系统安全稳定导则》对含高占比新能源电力系统的源网协调提出了新的要求。当前，需要在《导则》的指导下，探索能源转型背景下构建源网协调体系的方法。

创新技术与管理，提升新能源感知水平和管控能力

目前，西北电网新能源装机已突破1亿千瓦，占总装机的近四成。面对新能源装机占比不断上升的形势，近年来，国家电网有限公司西北分部在提升高占比新能源电力系统感知水平、调控能力、新能源抗扰动能力、源网互动支撑能力及应对宽频带稳定问题方面创新实践，对构建能源转型下的源网协调体系开展了有益探索。

在提升感知水平方面，国网西北分部在新能源电站加装高精度的监测装置，对新能源机组及场站状态实现全过程感知；将西北电网超过1亿千瓦控制资源分层、分区接入直流群可控资源池，实现了风、光、水、火、直流、柔性交流输电系统（FACTS）等控制资源可控量及分布信息的实时感知、掌握，统筹协调地调用多种控制资源，实现多类型控制资源池监视、预警及辅助决策。

为有效解决高占比新能源出力波动调节难度大的问题，国网西北分部通过新能源发电168小时分项分级滚动预测，将高占比新能源科学纳入电网备用管理，降低新能源受阻率；针对全网无功资源的协调控制问题，构建了“网-省-场”三级协同的自动电压控制体系，充分挖掘新能源参与电网电压调节的能力，实现了含风电机组、光伏逆变器、SVC/SVG等多种无功资源设备时序协调控制，将主网电压考核合格率提高至100%；通过日内滚动计划调整、实时计划偏差校正的多时间尺度、多电源协调优化，实现多个断面的级联优化控制，提高关键断面清洁能源送出效益。

国网西北分部在提升新能源抗扰动能力上发力，提高和优化新能源一、二次设备耐压/耐频能力，拓展设备运行的“电压/频率带宽”。目前，西北电网已组织完成了3293万千瓦的风电机组耐高压能力改造，改造数量和规模均处领先位置，提升祁韶直流输送能力50万千瓦及近区风电送出能力超300万千瓦。

在挖掘新能源源网互动能力上，国网西北分部建立高占比新能源电力系统的转动惯量监测与分析评价手段，建立频率稳定水平量化分析模型，求取电网最小需求转动惯量，掌握新能源极限发电承载能力；提升新能源快速频率响应能力，有效补强西北电网一次调频资源储备，利用新能源与常规电源在时间、频率维度的匹配，完善西北电网的调频体系；针对不同地区电网的稳定特性差异，提取关键控制环节和参数，优化新能源故障穿越控制参数，通过闭环流程提升新能源大规模接入电网的稳定水平。

为应对宽频带稳定问题，国网西北分部在新能源场站侧加装次/超同步振荡监测系统，有效监测新能源和火电机组扭振等信息，分析查找振荡源，利用振荡源快速切除的方法阻断连锁故障传导，防止振荡危害进一步扩大。

完善新形势下源网协调体系，支撑能源转型发展

随着后续新能源的持续发展，更多电力电子设备接入电网，电网形态将发生深刻变化，电力系统的演变逐渐突破现有的理论、运行控制框架。这需要不断完善新形势下的源网协调体系，支撑能源转型和电网发展。

电力电子化设备占比将不断增大，对于含有海量新能源的高阶、强非线性系统，传统量化稳定分析方法已不再适用，需要进一步深化研究电力电子化电力系统的稳定性基础理论和分析方法，为运行控制提供可靠的理论支撑。

未来新能源发电占比仍将上升，转动惯量持续降低，抗频率扰动能力逐步下降。为满足高占比新能源电网要求，除依靠虚拟储能等技术增加惯量外，还需通过技术创新拓展电力系统允许的频率波动带宽，降低系统对惯量的要求，完善频率防控体系架构。

随着能源互联网的发展，用电智能化和各类需求响应措施大力推广，电力负荷资源种类更趋多样，灵活可调节能力也在增强。传统发电跟踪负荷的源荷平衡体系已难以满足要求，必须引导负荷侧更好地发挥调节作用，建立负荷跟踪新能源变化趋势的源荷互动平衡体系，在负荷侧释放调节空间，促进新能源的发展。

针对大规模新能源装机接入造成主网电压支撑“空心化”趋势，应考虑不同时间尺度的电压特性需求，重构电网控制结构，优化无功配置资源，完善传统的分层分区电压控制体系：大容量同步电源接入最高一级电网，支撑特高压直流运行和新能源外送；次一级电网合理配置动态无功补偿和调相机，维持本级电网无功平衡，减少与其他各级电网的无功交互；在低电压等级电网充分挖掘和发挥新能源的无功电压控制潜力，合理配置分布式调相机，支撑末端电网电压。

与传统同步机相比，新能源机组具有短路电流受限、等值阻抗不稳定、频率偏移等特性，现有继电保护原理存在适应性问题。后续应积极研究适应新能源装机高占比接入的继电保护新原理及新技术。

未来，电力系统逐步向全电力电子化方向发展，对送端电力系统而言，同步支撑能力不足的问题将更加严峻。为维持电力系统稳定运行，需从电力电子设备特性的本质入手，做好全局统筹协调，充分挖掘电力电子设备的灵活控制潜力，提升控制的灵活性和精确性，实现源网荷储的互联互动，构建电力电子化电力系统的运行控制体系、系列标准，提升电网协调运行控制能力。

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