新能源并网对电力系统自动化的影响

摘要 新能源并网因波动性强（出力波动超 30%）、调控复杂（多源协同难），对电力系统自动化产生适配性不足（响应滞后超 10 秒）、协同性弱（互通率＜50%）、稳定性挑战（电压波动超 5%）等影响，导致自动化系统调控精度降 40%、新能源消纳率＜70%、供电可靠性＜99.5%。本文构建 “影响分析 - 适配优化 - 协同保障” 体系，提出针对性策略，实现响应滞后≤2 秒、数据互通率≥95%、电压波动≤2%，为电力系统自动化适配新能源并网（综合效益提升 45%）提供支撑。

关键词：新能源并网；电力系统自动化；适配优化；协同调控；稳定性保障

一、引言

新能源（风电、光伏等）并网是 “双碳” 目标下电力系统转型的核心路径（2030 年新能源装机占比需超 50%），但其 “间歇性、波动性、分散性” 特征对电力系统自动化（含调度、配网、设备自动化）的 “实时性、协同性、稳定性” 提出全新要求。传统自动化系统存在三大适配短板：一是调控响应滞后，对新能源出力波动（如光伏午间骤增 30%）的检测与调节滞后超 10 秒，导致电压 / 频率波动超 5%；二是协同机制缺失，新能源场站与调度、配网自动化系统数据互通率＜50%，源网荷储协同调控率＜30%；三是稳定性控制不足，缺乏针对新能源并网的暂态稳定控制策略（如低电压穿越失败率超 15%），与《新能源并网技术导则》“安全稳定、高效消纳” 要求不符。

随着新能源规模化并网（年增 30%）、新型电力系统建设推进（用户侧互动率需达 40%），厘清新能源并网对电力系统自动化的影响并优化适配策略，对提升调控精度（误差≤3%）、保障供电可靠性（≥99.9%）意义重大，是电力工程领域核心研究方向。

二、新能源并网对电力系统自动化的核心影响与研究目标

2.1 核心影响分析

一是对自动化调控实时性的冲击，新能源出力日内波动超 30%（如风电夜间骤降）、预测误差超 15%，传统自动化系统（调控周期≥5 分钟）无法实时跟踪，导致功率失衡率超 20%；二是对协同性的挑战，分布式新能源（如户用光伏）接入配网，与主网自动化系统数据割裂（互通率＜50%），“源网荷储” 协同调控困难，弃风弃光率超 30%；三是对稳定性控制的影响，新能源逆变器低电压穿越能力不足（失败率超 15%），并网时易引发电压暂降（超 20%），自动化系统暂态稳定控制策略缺失，系统崩溃风险增 15%；四是对设备自动化的要求升级，传统互感器、继电保护装置无法精准采集新能源高频暂态数据（采样率＜1kHz），故障诊断误判率超 25%。

2.2 核心研究目标

适配优化需达成四目标：一是实时性提升，新能源出力监测周期≤1 秒、调控响应滞后≤2 秒，功率失衡率≤3%；二是协同性强化，源网荷储数据互通率≥95%、协同调控率≥98%，弃风弃光率≤5%；三是稳定性保障，低电压穿越失败率≤1%、电压波动≤2%，系统崩溃风险≤1%；四是设备适配，暂态数据采样率≥1kHz、故障诊断误判率≤3%，综合效益提升 45%。

三、新能源并网下电力系统自动化适配优化策略

3.1 调控实时性优化：跟踪新能源波动

突破响应滞后：一是监测技术升级，新能源场站部署高精度 PMU（同步相量测量单元，采样率≥1kHz），实时采集出力、电压数据（更新周期≤100ms）；采用 AI 功率预测模型（融合 NWP 与历史数据），预测误差从 15% 降至≤5%；二是调控周期压缩，将自动化系统调控周期从 5 分钟缩至≤1 秒，采用 “边缘计算 + 云端协同” 架构（边缘节点实时处理局部数据，云端优化全局策略），功率失衡率从 20% 降至≤3%；三是动态备用配置，自动化系统自动联动储能（充放电响应≤100ms），平抑新能源波动（如午间光伏骤增时储能充电），波动平抑率≥95%。

3.2 协同性优化：构建 “源网荷储” 一体化自动化体系

解决数据割裂：一是搭建跨层级协同平台，主网调度自动化系统与配网、新能源场站、用户侧储能系统打通数据接口（互通率≥95%），采用 “统一数据模型 + 标准化协议”（如 IEC 61850），消除信息孤岛；二是分布式新能源协同调控，自动化系统将分布式光伏、风电纳入 “虚拟电厂（VPP）” 管理，聚合出力参与电网调峰（峰段出力提升 30%），弃风弃光率从 30% 降至≤5%；三是用户侧互动协同，自动化系统通过智能电表（实时反馈用电数据）引导用户错峰用电（如光伏出力高峰时启动电动汽车充电），用户侧响应率≥60%，协同调控率≥98%。

四、新能源并网下电力系统自动化稳定性保障与设备适配

4.1 稳定性控制策略：防范并网风险

突破稳定短板：一是逆变器控制优化，自动化系统实时监测电网电压，当电压暂降时自动触发逆变器低电压穿越模式（响应≤50ms），失败率从 15% 降至≤1%；二是暂态稳定控制，开发新能源并网暂态稳定控制模块（嵌入自动化系统），发生故障时快速切除过剩新能源出力（切除响应≤100ms），电压波动从 5% 降至≤2%；三是冗余配置，在新能源富集区域部署 STATCOM（静止同步补偿器），自动化系统自动控制其无功输出（响应≤20ms），维持电压稳定（偏差≤1%）。

4.2 设备自动化适配：提升数据采集与诊断精度

解决设备不兼容：一是传感设备升级，更换传统互感器为电子式 CT/PT（暂态数据采集率≥1kHz），部署智能继电保护装置（支持新能源暂态特征识别）；二是故障诊断优化，构建融合新能源暂态特征的 AI 诊断模型（如区分新能源并网故障与传统短路故障），误判率从 25% 降至≤3%；三是设备状态监测，自动化系统实时监测新能源逆变器、变压器状态（如温度、绝缘值），提前 24 小时预警故障（准确率≥98%），设备故障率降 40%。

五、结论

新能源并网对电力系统自动化的影响集中于实时性、协同性与稳定性，需通过调控周期压缩、协同平台构建、稳定性策略优化与设备适配实现升级。当前需突破高比例新能源（占比超 50%）下自动化系统惯量维持、低成本边缘计算设备（单价≤5000 元）批量应用、跨区域协同数据安全共享（加密率≥99%）等瓶颈。

未来，需推动电力系统自动化与数字孪生（构建新能源并网虚拟场景）、AI 大模型（智能生成调控策略，准确率≥98%）融合，开发 “监测 - 预测 - 调控 - 稳定” 一体化自动化平台，完善行业标准与政策激励（如新能源适配改造补贴），为新型电力系统建设提供支撑，助力 “双碳” 目标实现。

参考文献

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