当前，我国可再生能源产业正由装机规模高速增长向高比例消纳时代迈进，风电、光电也从过去的“微不足道”变为“举足轻重”。业内专家学者纷纷表示，大规模、高比例新能源并网必将对电力系统特性带来显著影响，而通过构建广泛互联的新一代电力系统、升级新能源涉网技术来支撑电网电压、频率稳定成为趋势。

装机快速增长 给电力系统带来挑战

据统计，截至2019年底，我国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，同比增长9%，占全部电力装机的39.5%，其中，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均为世界第一。“目前，新能源已成为主力电源之一。截至2019年6月底，国网经营区新能源累计装机3.2亿千瓦，是2008年的38倍，占全网总装机21%，成为全网第二大电源。”国网国调中心原副总工程师裴哲义在9月22日人力资源和社会保障部主办、中国水力发电工程学会承办的“风光水电力扶贫及生态修复高级研修班（第二期）”上预测，2035年新能源装机将达13.8亿千瓦。根据目前新能源实际运行特性，预计日最大功率波动可达6亿千瓦，是目前华东电网最大负荷的2倍，对电网实时平衡能力带来巨大挑战。

中国电科院新能源研究中心总工程师迟永宁也曾公开表示，大规模新能源并网给电网运行与控制带来一系列新的系统问题与挑战，如系统惯量、频率调节能力降低，系统电压调控能力减弱，故障与震荡特性发生重大变化。

在裴哲义看来，高渗透率新能源还改变了电力系统基础特性，新能源快速发展带来电力系统高度电子化，对以交流技术为基础的电力系统分析理论提出了挑战。

电力基础设施 对清洁转型支撑不足

据了解，新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性的波动和随机特点，在地域上又受限于资源分布不均衡，需要多资源互补、跨地域互补，目前我国能源电力基础设施建设还难以实现多能互补、时空互济、协调运行要求。而且，我国可再生资源与负荷逆向分布，其中，风能、太阳能资源集中在“三北”地区，水能资源集中在西南地区，用电负荷集中在华北、华东、华中、华南地区，占全国用电量80%以上。这决定了西部北部大量清洁能源需要输送到东中部消纳，对电网输送能力提出了更高要求。

“目前电力基础设施对清洁转型的支撑能力还有待进一步提升，新能源高渗透率电力系统控制技术亟待提高。”裴哲义表示，由于新能源发电的波动性和随机性，特别是分布式发电的“弱调度”特点，高渗透率电力系统运行控制难度加大，需要研究多资源、多目标、多约束的协调控制技术。

在调节能力方面的挑战是，新能源大量替代常规火电，导致电力系统动态调节能力严重不足，电压支撑“空心化”严重，存在频率、电压崩溃风险。同时，风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等值转动惯量大幅降低，电力系统作为旋转惯量系统，由于抗扰动能力下降，易发生稳定破坏。

此外，现有国家相关标准对常规火电、水电机组一次调频调压性能都有明确规定，但对新能源机组一次调频调压性能未做要求，因此，风电、光伏电站并不参与系统调频调压。

紧抓可再生能源 跨流域跨区域互补特性

可再生能源在时间维度上具有明显的季节性和时段性，并具有区域内水风光互补、跨流域水电互补、跨区域风光互补特性，因此，通过广泛互联的新一代电力系统，可实现全网发供用多能互补、时空互济、友好包容。裴哲义认为：“通过资源模拟分析，西北地区相同容量的风电、光伏互补后，日发电出力最大波动范围减少10-15%。”

解决高比例可再生能源消纳问题，除多能互补外，提升新能源涉网技术水平是保障电网安全运行的必要条件。为此，国网近年来持续提升新能源调度技术水平，研发建立风电机组、风电场、光伏发电单元、光伏电站的详细仿真模型，构建新能源发电并网接入电力系统的仿真分析平台；研发风电场实时监测系统，实现对风电场资源和运行信息的实时监测；开发风电场综合监控系统、有功和无功控制系统、综合自动化系统；研发适用于平原、丘陵、山地等地形及高原山地、温带海洋性/大陆性、亚热带季风等多种气候类型的风电功率预测系统。

据悉，国网在“三北”各省（区）已安装30套新能源AGC（自动发电控制）、AVC（电网自动电压无功控制）系统，实现新能源通道能力充分利用、发电空间规范分配、无功电压稳定控制。“国网还组织开发了新能源测算工具。”裴哲义介绍，按季度滚动开展经营区新能源消纳测算，确定新能源利用率总体目标、新增装机布局等，并向国家能源局报告相关情况，得到认可。目前国网正在完善并试点部署水电消纳能力计算评估工具，开展水电消纳能力和弃水专题分析。