为落实“双碳”目标，电力行业任务重、责任大，发展以新能源为主体的新型电力系统已成为电力行业的时代使命。加快风、光、水等可再生能源的开发是实现能源转型的关键，发展远距离输电是实现更大范围的水火互济、风光互补、实现电力资源优化配置的有效途径。伴随新能源的迅猛发展及直流输电规模的快速增长，我国电源、电网格局持续发生重大变化，电网安全运行及可再生能源大规模消纳都面临全新挑战。
从电源发展格局看，我国火电占比逐年下降，新能源增长迅猛。截至2020年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦，其中，全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下。未来，新能源仍将保持快速发展势头，预计到2030年，风电和太阳能发电装机可达到12亿千瓦以上，超过煤电规模并成为装机主体；2060年前，新能源发电量占比有望超过50%，成为电量主体。
未来，能源供应技术向绿色、低碳、多元化发展的方向已成普遍共识。随着我国风、光等波动性电源大规模并网，新能源发电正在向主力电源过渡，对电网安全稳定性的影响也逐渐显现。
新型电力系统中，电网形态及运行特性发生显著变化
（一）电力电量平衡问题凸显
传统电力系统中，往往通过控制常规发电机组来平衡负荷的随机波动。但是，在高比例新能源电力系统中，新能源出力受天气变化影响，波动大且具有不确定性，与用电负荷曲线不相匹配，常规电源不仅要跟踪负荷变化，还要平衡新能源出力波动，进而加重了常规电源的调节负担。当常规电源被大量替代后，这种调节能力被大大降低，电力电量平衡问题更加突出。例如，澳大利亚在2016年“9·28”大停电事故发生前，风、光发电占比48.36%，由于台风、暴风雨引起线路故障，造成风电机组大规模脱网等一系列故障，导致南澳大利亚州全州大停电。比较严重的还有2020年美国加州“8·14”“8·15”停电事故。由于午后及傍晚光伏发电出力下降，高温负荷不断增加，加之热带气旋引发风电大范围停机，使得电力供应出现缺口，同时，电力系统备用容量和储能设施不足，备用天然气机组未能正常启运，导致电网被迫分区限电，造成至少81万居民正常用电受到影响。
未来，新能源装机占比还将进一步提升，相对于消纳问题，电力电量平衡问题更是电网运行安全的关键，是未来我国高比例新能源电力系统面临的巨大挑战。
（二）电网调节性能显著下降
频率调节方面，随着直流输电规模增大和新能源出力占比提高，受新能源有功调节能力限制，电网频率调节能力持续下降。电压调节方面，直流和新能源机组均不具备类似常规电源的动态无功支撑能力，新能源占比较高的电网系统动态无功储备不足，电网电压崩溃风险加大，同时，新能源耐压水平差，易过压脱网，进一步恶化系统电压调节能力。
（三）新能源转动惯量低，电网抗扰动能力持续下降
电力系统惯性表现为对外来扰动引发频率变化的抵抗作用，是系统频率稳定的重要保障。转动惯量是衡量系统抗扰动能力的重要指标，系统转动惯量越大，承受有功冲击、频率波动的能力越强。传统系统同步机与电网直接连接，发电机旋转质块通过释放或吸收动能，响应由系统功率变化导致的电磁功率与机械功率偏差，支撑系统功率平衡，抑制频率变化。而通过全变流器连接的风、光发电无惯量响应特性，不具备扰动功率自动分配能力，机械功率与电磁功率无偏差，无法进行惯量响应。所以，在同步机逐步被几乎零惯性的变流器接口电源替代的新能源系统中，转动惯量相对减小，惯量响应能力减弱，抗扰动能力下降。
（四）电力系统电力电子化程度日趋提高，电力系统稳定形态更加复杂
与传统电力系统相比，新型电力系统发生故障后，稳定形态更加复杂，影响范围更大，风险也有所增加。一方面，新能源的各类电力电子设备涉网性能标准偏低，其频率、电压耐受能力均不如火电，事故期间易因电压或频率异常而大规模脱网，引发连锁故障；另一方面，新能源发电均通过电力电子变流器接入电网，变流器与电网相互作用，或引发次同步频率到谐波频段内控制不稳定和振荡问题。近年来，世界各地都发生过与新能源机组相关的多种形态振荡稳定性问题。例如，2011年以来，河北沽源地区风电场已发生上百次由风电机群与串补电网相互作用引发的振荡频率在3—10赫兹变化的次同步谐振事故；2015年以来，新疆哈密地区频繁出现振荡频率在20—40赫兹内变化的风电机群参与的次同步振荡事故；2019年8月，英国由于雷击造成线路停运，引发风电场并网点出现10赫兹左右的次同步频段振荡，振荡期间，风机由于过流保护动作引起大规模脱网，伴随其他常规机组停机，最终导致全国大停电事故。
（五）亟需进一步建立和健全电力辅助服务市场
新型电力系统中，火电用于调峰、调压、调频的功能会愈发突出，火电将从电量和支撑的责任主体逐步转变为调整和辅助支撑的电源。目前，以电量价格为主的市场机制缺乏火电为电力系统提供调峰、调频等服务的回报。若只按提供的电量计收益，火电运行小时低，生存困难。如何设计激励机制以提高网内火电主动参与调节的积极性，是需要重点思考的问题。此外，若完全依赖低存量火电和储能作为灵活性来源，压力和成本巨大，还需考虑风、光电厂参与电网调节，以形成风光水火储灵活性资源的协同。因此，建设多种资源协同的辅助服务体系，引导新能源企业开展新能源机组调频、调压建设，是促进新能源可持续发展的当务之急。
需全面提升新型电力系统的协调运行能力
总体来看，新型电力系统中的电网形态和运行特性已经发生深刻变化，电网安全管控面临巨大挑战，迫切需要深入思考电网运行控制的各个环节，全面提升系统的协调运行能力。
（一）合理制定新能源并网规划，促进新能源消纳与电网安全稳定运行
坚强的一次网架是电网安全稳定运行的基础。根据电网承受能力合理制定新能源发展规划，风、光等新能源的接入规模必须与交流电网规模和网架强度相匹配，并警惕新能源发展超过电网承受能力带来的安全性风险。新能源发展规划的制定，需要考虑电网的承载能力，新能源的增长需要有交流系统的规模和网架强度提供保障。
（二）完善和落实新能源频率、电压调节能力、耐受能力相关技术标准的技术要求及考核办法
按照最新发布的国标《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）要求，新能源机组应具备一次调频、快速调压、调峰能力。为防范新能源大规模脱网引发连锁反应，新能源的电压、频率耐受能力应满足相应标准的要求。对于新并网的新能源场站，应将调频、调压性能以及电压、频率耐受能力列入并网条件进行审核，对于存量不满足要求的新能源场站，应适时对其进行改造，使其具备调频、调压性能，满足电压、频率耐受能力的要求。
（三）大力开展新能源场站并网相关基础理论、关键技术的研究与应用，提升新能源友好性
从服务新能源大规模接入与消纳的实际需要出发，集中力量开展新能源场站并网基础理论、核心技术和关键设备的研究与开发。大力开展各式各类储能技术的研发与应用；大力开展风电、光伏场站主动惯量支撑、调频、调压技术研究及应用；大力开展新型电力系统稳定分析和控制方法研究，加强对新型电力系统仿真认知、状态监测和运行控制的手段和能力。
（四）充分挖掘常规火电、水电机组调节潜力，提升系统灵活调节能力
在建设新型电力系统进程中，很长一段时间内，常规电源将更多承担灵活调节的作用和供电安全“压舱石”的职责。因此，需要充分发掘常规电源在调峰、调频、调压方面的潜力。要开展常规火电机组灵活调节改造技术应用，加快抽水蓄能电站建设，推进核电机组参与调峰，充分利用不同形式能源的优势进行互济互补，结合地域能源特点，建立多能互补综合能源系统，整体提高新型电力系统经济灵活性、运行可靠性。
（五）建立适应碳减排和新能源发展的市场机制，调动各市场主体参与辅助服务的积极性
为适应新能源大规模接入并消纳的需求，要加快建设多种资源协同的辅助服务体系，丰富辅助服务交易品种，鼓励发电企业借鉴和开发新的运营模式，如利用常规机组提供系统惯性服务、无功支撑服务等。同时，建立新型储能价格形成机制，提高新能源发电企业配置储能积极性，使新能源配储的多重价值在价格上充分体现。
（六）考虑火电机组在新型电力系统中的功能定位，建立合理的火电价格机制
在新型电力系统中，火电将由主力能源降格为辅助能源。为确保电网运行安全，在很长一段时间内，火电将面临总体装机容量不能降低，但运行效率（利用小时数）不能升高的局面。提高运行灵活性是火电唯一的选择。为维持火电厂正常运转，要提升发电企业灵活性改造积极性，在以电量价格为主的市场机制的基础上，综合考虑火电机组灵活性改造成本和灵活调节运行成本，制定合理的火电机组调峰、调频、备用等辅助服务价格，以补偿其合理成本，形成新型电力系统中火电可持续发展的商业模式。
(本文作者艾东平 李文锋均供职于中国电力科学研究院有限公司电力系统研究所)
【责任编辑：王长尧 】
