高比例风电光伏并网对区域电网稳定性的影响及协同调控策略

引言：

2021 年 4 月 19 日，国家能源局正式公开发布《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》。总体要求是，2021 年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到 11% 左右，后续逐年提高，到 2025年达到 16.5% 左右。本意见稿的发布可使风电、光伏开发建设秩序得到进一步规范化。

一、高比例风电光伏并网对区域电网稳定性的影响机制

（一）对电网频率稳定的影响：功率平衡失衡与惯性支撑不足

频率稳定是区域电网运行核心指标，本质是电网有功功率供需动态平衡。传统电网中，同步发电机旋转惯性可在功率失衡时提供短期支撑，延缓频率变化速率，为调度调整留足时间。高比例风电光伏并网后，频率稳定面临两重挑战：一是新能源出力随机性加剧有功功率供给波动，以某华北区域电网为例，其风电、光伏装机占比达 45% 时，日间有功功率波动幅度较传统电网增加 3 倍，极端天气（如强沙尘暴）下单日出力差超 150 万千瓦，远超常规电源调节能力；二是新能源机组经逆变器并网，惯性响应特性与同步发电机差异显著，逆变器以跟踪最大有功功率为核心控制目标，缺乏主动惯性支撑能力，导致区域电网等效惯性常数随新能源并网比例提升而下降。

当新能源并网比例超 30% 时，区域电网等效惯性常数可降至传统电网的50% 以下。此时若发生大规模新能源出力骤降（如光伏日落时段出力锐减）或负荷突增，电网频率变化速率显著加快，易超出调度调节阈值。例如某西北区域电网冬季晚高峰时段，风电出力骤降 80 万千瓦（占当时电网总出力 8%），导致电网频率 2 秒内从 50.0Hz 降至 49.5Hz，接近 49.0Hz 的频率异常下限，虽通过切除部分非重要负荷恢复稳定，但也凸显了高比例新能源并网下频率稳定的脆弱性。

（二）对电网电压稳定的影响：电压支撑能力弱化与波动加剧

电压稳定取决于电网无功功率供需平衡及节点电压支撑能力。传统电网中，同步发电机可通过励磁调节系统提供动态无功支撑，在负荷或电网拓扑变化时维持节点电压稳定。高比例风电光伏并网后，新能源机组无功特性对电压稳定产生双重影响：一方面，风电、光伏机组无功输出受自身控制策略限制，多数分布式光伏逆变器为简化控制采用单位功率因数运行，仅提供有功功率、不参与无功调节；集中式风电场依赖并联电容器组等静态无功设备补充无功，这类设备动态响应慢（数百毫秒至秒级），难以应对快速变化的无功需求[1]。

另一方面，新能源并网节点电压对出力波动敏感：出力骤增时，并网节点电压随之升高，若超出允许范围（如 10kV 配网 10.7kV 上限），需切除部分新能源机组降压；出力骤降时，节点电压快速跌落，尤其电网故障（如短路）时，新能源机组低电压穿越能力不足易脱网，进一步加剧电压失稳。

（三）对电网暂态稳定的影响：暂态响应特性改变与故障连锁风险

暂态稳定指电网发生短路、断线等故障后恢复稳定运行的能力。传统电网中，同步发电机暂态转矩特性可保证故障切除后机组功角稳定，避免失步。高比例风电光伏并网后，新能源机组暂态响应特性与同步发电机差异显著，逆变器控制逻辑（如电流限制、低电压穿越策略）直接影响故障后暂态过程。

具体影响体现在两方面：一是电网短路故障时，新能源机组逆变器会快速限制输出电流以保护设备，导致故障点短路电流水平下降 —— 某东北区域电网仿真显示，新能源并网比例从 10% 提升至 50% 时，短路电流峰值降低 25% ，既影响继电保护装置动作灵敏度（如过流保护可能因电流不足拒动），又削弱电网故障清除后的功率恢复能力；二是新能源机组低电压穿越策略设计不合理时，故障期间电压跌落过深易引发大规模脱网，触发功率缺额连锁反应。

二、区域电网协同调控策略设计

（一）多能源协同调控：构建“风光储常规”功率互补体系

新能源出力间歇性是电网功率失衡的核心原因，引入储能系统与燃气轮机、抽蓄电站等常规电源，构建“风光储常规”协同调控模式，可实现有功功率动态平衡。一方面，利用储能系统快速响应特性（响应时间 ⩽ 100 毫秒）平抑新能源短期出力波动，如某华北区域电网配置 20 万千瓦 / 40 万千瓦时电化学储能后，风电、光伏出力 15 分钟内波动幅度被控制在 ±5% 以内，大幅降低对常规电源调节速率的要求；另一方面，依托常规电源提供长期功率支撑，针对新能源中长期出力波动（如日间光伏出力曲线、风电日内出力趋势），通过燃气轮机快速启停（启动时间 ⩽10 分钟）、抽蓄电站工况转换（发电 / 抽水模式切换时间≤5 分钟），补充功率缺口、消纳盈余功率。

此外，可引入氢能、生物质能等可调节新能源增强调控灵活性：新能源出力盈余时，通过电解水制氢将电能转化为氢能储存；出力不足时，利用氢燃料电池发电补能；生物质能发电可按需调整出力，作为基荷电源与新能源互补 [2]。

（二）电网拓扑优化：强化电压支撑与故障隔离能力

电网拓扑结构直接影响电压稳定与暂态稳定，优化拓扑可提升对新能源并网的适应性。一是在新能源富集区域推广柔性直流输电技术（VSC-HVDC），该技术可独立控制有功与无功功率，能为并网节点提供动态无功支撑、平抑电压波动。例如某西北区域电网通过建设 ± 200kV 柔性直流工程，将风电、光伏集中并网区域的电压波动幅度控制在 ±2% 以内，低电压穿越成功率从 85%提升至 99% ；同时，柔性直流输电可实现故障隔离，避免新能源并网区域故障向主网扩散，降低暂态连锁风险。

二是优化配网拓扑结构，针对分布式光伏高渗透率配网，采用“环网 +微网”结构，通过分段开关与联络开关智能控制，实现故障区域快速隔离与负荷转移。如某华东分布式光伏配网将传统辐射状网络改造为“三供一备”环网结构，并配置智能分布式配电终端，当某段线路因光伏出力波动引发电压异常时，500 毫秒内即可完成联络开关动作实现负荷转移，避免用户停电；同时将部分配网划分为微网，主网故障时微网可切换至孤岛运行，通过储能与分布式新能源协同维持内部负荷供电稳定。

（三）控制策略升级：构建多主体协同调度与智能预测体系

优化控制策略是提升协同调控效率的核心，需从预测精度与调度机制两方面突破。一方面，基于大数据与机器学习构建新能源出力、负荷需求高精度预测模型，整合气象数据（风速、光照、云量）、历史出力数据、负荷特性数据，采用改进长短期记忆网络（LSTM）算法后，风电、光伏 24 小时预测精度可提升至 90% 以上，3 小时短期预测精度超 95%。例如某华中区域电网通过该模型，提前 12 小时预测到某次 30 万千瓦风电出力骤降，及时调度抽蓄电站从抽水模式切换至发电模式，成功避免频率波动 [3]。

另一方面，构建“电网公司 - 发电企业 - 用户 - 储能运营商”多主体协同调度机制，打破传统单向调度模式，以市场化手段激励各主体参与调控。具体包括：建立新能源出力偏差考核与补偿机制，对预测精度高、出力调整配合度好的发电企业给予补贴；推行需求响应机制，电网功率缺额时通过电价信号引导工业、商业用户削减非必要负荷（如调整生产班次、关闭非核心设备），出力盈余时引导用户增加可调节负荷（如电动汽车充电、蓄热式电采暖运行）；储能运营商可通过参与调频、调压等辅助服务市场获取收益，提升参与调控的积极性。某南方区域电网实践显示，该机制可使电网调峰成本降低 20% ，新能源消纳率提升 8%。

三、结论

高比例风电光伏并网对区域电网稳定性的影响集中于频率、电压、暂态三个维度，核心原因是新能源出力间歇性与逆变器特性改变了电网功率平衡机制、电压支撑能力及暂态响应特性。通过构建“多能源协同 - 电网拓扑优化 - 控制策略升级”的协同调控体系，可有效应对上述问题：多能源协同实现功率动态平衡，电网拓扑优化强化电压支撑与故障隔离，控制策略升级提升调控精度与多主体参与度。

参考文献：

[1] 叶伦 . 高比例可再生能源并网辅助服务优化与成本分摊模型研究 [D].湖南大学 ,2022.

[2] 王嘉梁 . 含高比例可再生能源电力系统灵活性评价及其应用研究 [D].东北电力大学 ,2021.

[3] 夏鹏 . 高比例新能源接入电网的广域源荷协调优化调度方法 [D]. 华北电力大学 ( 北京 ),2020.