新能源发电装机快速增长 大电网安全面临严峻挑战

伴随着世界能源体系向清洁低碳、安全高效转型，我国能源和电力发展处于重要战略机遇期，能源供需格局持续深入调整。电网作为能源传输和转换的核心，承担着各大能源基地的能量输送、可再生能源开发的有序接入、多种能源资源优化配置的重要责任。

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。

(文/中国电力科学研究院有限公司 安宁)

特高压交直流混联电网初具规模

新能源发电装机快速增长

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。

通过技术创新提升电网安全运行能力

在公司建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略目标的指引下，针对我国能源转型发展的需求，以特高压交直流大电网安全高效运行为目标，抓住能源互联网建设的重要契机，融合先进信息通信技术、控制技术和能源技术，有效支撑可再生能源大规模开发利用，促进“源网荷储”深度互动，保障能源生产、传输、消费的高效可靠，提升电网运行水平。

积极发展柔性输电技术，优化坚强网架布局：优化骨干网架，实现主网架合理分层分区。在特高压交流主网架基础上，优化受端电网500千伏网架，合理分层分区，加强电网薄弱环节建设，提升电网整体的平衡能力和严重故障抵御能力，实现区域电网资源优化配置;协调电网和电源规划，合理安排新能源并网规模及消纳方向，通过协调电网与电源规划，适时适度加强主网架结构以满足新能源输送与消纳需求，多措并举提升清洁能源消纳效率，提高大电网系统调节水平;发展和应用柔性交直流输电技术，提高系统运行的可靠性和稳定性，通过柔性交直流输电系统灵活迅速的控制能力，提高重要断面输电能力，应对新能源接入需求，丰富系统稳定控制手段。

推进决策与防御智能化，提升电网安全保障：引入先进的人工智能技术，实现数据驱动和知识驱动的安全稳定分析及决策方法;建立先进适用的电网保护控制体系，提高网络安全防护能力，服务电网安全运行，贯通和融合二次系统信息流，提升电网运行数据采集能力和可靠性，提升全景监测与多业务协同能力;充分发挥储能系统灵活响应特性，实现对系统的惯量支撑、一次调频以及电压支撑，提高系统的功角、频率和电压稳定性;基于大数据和泛在响应控制，融合电网实时量测数据及电网稳定机理，形成基于系统实时状态的紧急控制策略，提升安控措施对各类故障的匹配度，实现电力系统安全稳定综合防御;以现代化信息通信技术为支撑，综合运用卫星、遥感、北斗、无线传感等“天—空—地”立体量测技术和人工智能技术，构建大电网设备全方位立体化监测网络，实现设备状态全面感知和智能分析，实现自然灾害预防预判和应急处置，全面推动智慧输变电的跨越，全面提升输变电设备的风险防控水平。

提升在线决策水平，提高电网调控能力：基于用电信息和量测信息的深度感知，获取负荷特性及构成的实时数据，利用大数据和人工智能分析技术，实现按站分时精准负荷建模，准确反映负荷模型的时变性，提升电网负荷模型精确度，准确把握电网输电能力;基于人机知识交互与协同工作、人在回路的机器学习等先进人工智能技术，实现调度在线决策持续趋优进化，协助调度运行人员实时准确掌握大电网的稳定状况、涵盖电源、负荷以及储能等各类因素的全面可用调控资源水平、可再生能源的消纳能力，为电网调度运行提供一体化运行展示和决策支持;构建新一代电网调控系统，提升调度运行智能化水平，在PMU/WAMS量测数据的基础上，建立“源网荷储”广泛互联的全网广域信息系统，结合人工智能、超实时计算等先进计算技术对全网信息进行实时分析，实现响应驱动的安全稳定在线量化评估。

发挥“源网荷储”互动活力，促进新能源消纳：基于新能源场站等值模型参数在线测量分析及参数准确性校核，实现场站模型的精确刻画和参数的小时级/分钟级辨识，提高模型参数准确性;分析电网对新能源电源的涉网性能需求，优化新能源的源网协调控制策略，提高频率和电压支撑能力，推动新能源与电网的良性互动，提升电网对新能源的消纳水平;利用储能参与系统的二次调频，提高系统的频率和联络线功率调控能力，在负荷侧配置储能，促进分布式可再生能源的消纳，结合峰谷电价政策，实现电网需求侧响应;发挥负荷侧互补潜力，在不影响安全生产和正常生活的前提下，灵活调节能源转换关系和各类能源占比，增强源荷互动活力。