2020年，我国提出“碳达峰、碳中和”目标，彰显了我国主动承担应对气候变化国际责任和推动构建人类命运共同体的坚定决心。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是“碳达峰”的关键期、窗口期，要构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统。在此背景下，云南省政府积极推动云南新型电力系统示范建设，云南电网公司高度重视并积极响应，持续开展“十四五”大规模新能源接入云南电网相关技术和管理研究，推动高占比新能源与电网安全运行协调发展，为云南新型电力系统建设提供了有力支撑。
截至2020年底，云南省全口径发电装机中，水电、新能源分别占总装机容量的73%、12.3%，绿色能源装机占比85%、绿色发电量占比90%以上。随着云南两江流域水电资源基本开发完毕以及社会用电需求的快速增长，大力发展新能源，向以新能源为主体的电源结构转型已成为云南的不二之选。云南省除了已建成1273万千瓦新能源外，后续可开发风光资源约1.4亿千瓦。经初步测算，为服务云南“碳达峰、碳中和”， 2025、2030年需推动云南新能源装机分别新增3000万千瓦，云南新能源电源将分别达4300万千瓦、7300万千瓦。在云南新型电力系统示范建设积极开展的同时，云南大理已初现新型电力系统以新能源为主体的主要特征。截至2020年底，接入大理电网的电源总装机为439万千瓦，可再生能源电源占比100%，新能源装机占比已高达55.6%。“十四五”期间还规划建设新能源电源约200万千瓦，届时新能源电源占比将达70%，大理将率先建成以新能源电源为主体的电力系统。
以新能源为主体的新型电力系统建设过程中，新能源的大规模接入将使电力系统的动态行为随之发生深刻变化，新能源发电的弱稳定性、脆弱性以及强相互作用将给电力系统的安全稳定运行及新能源的进一步并网消纳带来巨大挑战。当前，基于电力电子接口并网的新能源发电机组对电网呈现零惯量或弱惯量特性，从而导致机组及接入系统的稳定性下降。此外，新能源发电机组中电力电子装置的电压、电流耐受能力较低，使得机组变得脆弱，电网故障时大容量新能源场站因自身保护而脱网会对电网产生巨大冲击。相比传统电源，新能源发电机组/场站控制环节复杂，具有更强的可控性，机组间、厂站间、厂网间的强控制交互作用引入了谐波谐振、宽频振荡等传统电力系统未曾出现过的稳定问题，影响电力系统的安全稳定和经济运行。
云南新型电力系统建设过程中，并网新能源与电力电子装置比重持续攀升，因与南网主网异步运行，云南电网系统惯量已急剧减小，并随着新能源的大量接入而持续降低，在一定程度上呈现出类似英国“8·9”大停电事故前“高比例新能源、高比例电力电子装置、低系统惯量”的运行特点。为了安全有序推进云南新型电力系统建设，助力云南新能源广泛接入，需要警惕众多事故暴露出的新能源涉网问题，借鉴相关经验教训，完善新能源入网测试与管控，主要包括以下几个方面。
一方面，要加强新能源发电机组的电压、电流、频率耐受能力的改善提升，杜绝因新能源机组耐受能力不满足要求而导致电网连锁故障，进一步加剧事故严重程度；要加强对新能源机组/场站控制参数、涉网保护参数的掌控与管理，防止在电网故障后新能源机组/场站发生无序脱网；对不满足并网要求的机组/场站要加快性能改造和检测认证。
另一方面，要加强对新能源及相关附属设备动态行为的系统级测试，在仿真与设备级测试的基础上，开展更多的系统级测试与试验，发现并网新能源的真实特性与存在的问题。在系统级测试与试验中，充分考虑各种可能的系统工况和扰动场景，避免新能源“带病”接入电网并给系统的安全稳定运行埋下隐患。
最后，在新型电力系统相关基础理论、分析方法和技术手段进一步推进和取得突破的同时，国家、行业及相关企业对新能源的持续并网运行能力、调节能力和支撑能力提出了更加严苛的要求。要把牢新能源测试与管控这一最后关口，制定、完善新能源入网、调试、验收、运行控制等技术规范与管理制度，完善新能源接入流程，强化新能源接入的全流程制度化管理，研究制定新能源技术监督流程、制度，对应做好技术监督与规范管理，充实配置专业技术力量，按规程组织开展新能源型式试验、现场测试等涉网相关专项技术监督工作，大力提升新能源涉网安全性能，确保新能源各项功能、性能与入网影响满足相关要求。从技术与管理两方面做好支撑，做到新能源“应并尽并”，全面满足云南新能源广泛接入需求，助力云南“双碳”目标的顺利达成。
（作者为云南电网有限责任公司电力科学研究院二级助理技术专家）
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