含高比例新能源的电力系统稳定性控制策略

引言

随着全球能源转型的加速推进，新能源在电力系统中的占比不断提升，高比例新能源接入已成为电力系统发展的重要趋势。然而，新能源具有波动性、间歇性等固有特性，其大规模并网给电力系统的稳定性带来了诸多新的挑战。

一、高比例新能源对电力系统稳定性的影响

1.1 对电压稳定性的影响

高比例新能源接入对电力系统电压稳定性的影响尤为显著。新能源发电设备多通过电力电子逆变器并网，其输出特性与传统同步发电机存在本质差异，对电网电压的支撑能力较弱。当新能源出力发生剧烈波动时，极易引发并网点电压的大幅震荡，若波动超出系统调节能力，可能导致电压偏差超标。在弱电网环境中，新能源并网还可能引发电压谐振问题。逆变器的控制策略与电网阻抗相互作用，可能形成负阻尼特性，加剧电压波动。此外，新能源场站通常远离负荷中心，输电线路的电抗较大，大量新能源功率外送时易造成线路电压降落，若无功补偿不足，可能引发电压崩溃风险，影响系统电压稳定。

1.2 对频率稳定性的影响

传统同步发电机具有较大转动惯量，能在负荷波动时通过释放或吸收动能维持系统频率稳定，而新能源机组依赖电力电子器件实现并网，自身惯量几乎为零，对系统频率变化的响应迟缓。高比例新能源接入后，系统整体惯量大幅降低，频率调节能力随之减弱。当发生大规模新能源脱网或负荷突变时，系统频率可能出现快速跌落或飞升，频率变化率显著提升，超出传统调频手段的响应速度。同时，新能源机组的调频能力受其最大功率限制，在出力接近满发或低谷时，难以提供足够的调频容量，进一步降低系统频率稳定裕度，增加频率失稳风险。

1.3 对暂态稳定性的影响

暂态稳定性是指系统在遭受短路故障等大扰动后恢复稳定运行的能力。高比例新能源接入后，系统暂态特性发生改变。新能源机组的低电压穿越能力是影响暂态稳定的关键因素，若故障期间电压跌落超出机组耐受范围，可能导致大量新能源机组连锁脱网，造成系统有功功率严重缺额，引发功角失稳。新能源机组的故障响应特性与传统发电机不同，其输出电流受逆变器控制策略限制，可能无法提供足够的短路电流支撑，影响继电保护装置的正确动作，延长故障切除时间，加剧系统暂态不稳定。同时，大规模新能源脱网后，系统潮流重新分布，可能导致其他元件过载，引发二次故障。

1.4 对静态稳定性的影响

静态稳定性关乎系统在小扰动下的稳定运行能力。高比例新能源接入改变了系统的潮流分布和网络参数，使静态稳定极限发生变化。新能源场站的集中接入可能导致局部区域短路比降低，系统静态电压稳定裕度减小，在负荷缓慢增长过程中易触发电压失稳。小干扰稳定性也受到显著影响，新能源逆变器的控制参数与电网参数相互作用，可能引发次同步振荡或超同步振荡等小干扰稳定问题。这类振荡若持续存在，会导致设备过热、寿命缩短，甚至引发机组脱网，影响系统静态稳定运行。新能源出力的随机性可能使系统长期运行在接近稳定极限的状态，增加静态失稳概率。

二、含高比例新能源的电力系统稳定性控制策略

2.1 源侧稳定性控制策略

在源侧控制方面，以内生控制方式为主，提升新能源机组自身的支撑能力。在逆变器层面上，应用虚拟同步机控制技术，仿照传统同步机的惯量与阻尼特性，在新能源机组层面实现频率及电压控制，具备参与系统一次调频及无功支持的能力。在针对新能源出力波动性提出场站级的功率预测技术以及平抑技术，采用储能设备技术对新能源出力进行平滑控制，降低对电网冲击程度，优化新能源机组低电压穿越及高电压穿越方案，增强故障时的生存能力，防止大规模脱网。

2.2 网侧稳定性控制策略

网侧控制通过优化电网结构、配置辅助设备改善系统稳定性。构建坚强网架结构，扩大输电容量，解决因新能源大量接入造成的潮流拥堵，提升电网接纳新能源的能力。合理配置动态无功补偿，如静止无功补偿器（SVC）、静止同步补偿器（STATCOM）等，快速补偿电压调节，保持并网点电压的稳定。大规模储能系统的合理配置为网侧控制的重要内容，利用储能的快速充放电功能，平滑新能源出力的随机波动，提供调频、调压容量。合理配置储能容量和布局，根据新能源、负荷特性配置合适的储能容量和布局，使其在关键时刻发挥最大作用。

2.3 荷侧稳定性控制策略

荷侧控制依托挖掘负荷灵活响应能力参与系统稳定调节。推广应用需求响应技术，运用价格引导用户改变用电方式，低谷期压减负荷，高弹性负荷期间增购用电，消除供需失衡。对工业负荷、商业空调等调节性负荷进行聚合控制，使其作为虚拟电厂参与系统调峰、调频，增强系统抗扰动能力。建立负荷侧储能与用电设备的协同控制机制，鼓励用户安装分布式储能及可调负荷，当系统稳定裕度较低时主动减少功率消耗或向电网放电，辅助稳定维持系统稳定。建立完善负荷控制协议及激励机制，使用户积极主动地参与系统稳定控制，形成源荷协同的稳定控制模式。

2.4 多维度协同控制策略

源网荷储多维度协同控制统筹考虑系统源、网、荷、储环节，进行全局优化控制。建立源网荷储协调控制模型，通过各环节信息共享、集中决策协调控制策略，使新能源发电、电力传输、电力负荷需求和储能补偿形成有机协调整体，提高系统整体的稳定性。基于广域测量系统（WAMS）对整个电网运行信息的实时采集，采用分层控制实现多区域协同稳定控制，通过模型预测控制在广域层面协调各区域内功率交换实现抑制跨区振荡，采用模型预测控制在区域层面协调区域内新能源、传统机组、负荷等状态以实现区域稳定；同时引入人工智能技术，控制策略具有自适应调整能力，使控制策略能应对复杂多变的系统运行工况，提高了协同控制的智能化水平。

三、未来发展展望

未来，含高比例新能源的电力系统稳定性控制将向更智能、更协同的方向发展。人工智能与大数据技术的深度融合，将提升新能源功率预测精度和系统稳定态势感知能力，实现控制策略的实时优化。虚拟电厂技术的成熟将进一步整合分布式新能源、储能和可控负荷，形成规模化的灵活调节资源，增强系统抗干扰能力。

新型电力电子器件的应用将推动逆变器控制技术升级，使新能源机组具备更优的惯量支撑和动态响应特性。区块链技术可能在需求响应和源网荷储协同中发挥作用，保障信息交互的安全性和可信度。随着技术的进步，稳定性控制将从单一环节优化转向全系统协同，从被动防御转向主动预防，为高比例新能源电力系统的安全稳定运行提供全方位保障。

结语

高比例新能源接入给电力系统稳定性带来了前所未有的挑战，电压、频率、暂态及静态稳定性均受到显著影响。通过源侧优化控制、网侧强化支撑、荷侧灵活调节及多维度协同控制等策略，能够有效提升系统的稳定运行能力。未来，随着技术的不断创新，电力系统稳定性控制将更加智能化、协同化，为新能源的大规模消纳和电力系统的安全可靠运行奠定坚实基础。在能源转型的大背景下，持续探索适应高比例新能源特点的稳定性控制策略，对于推动电力行业高质量发展具有重要意义。

参考文献

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