【摘 要】文章研究了大规模新能源并网对电力系统稳定性的影响，分析了其面临的频率（惯量衰减、调频能力不足）、电压（导纳矩阵变化、无功支撑缺失）、功角（阻尼下降、振荡风险）稳定核心问题；提出虚拟同步机、自适应阻抗调节、储能-新能源协同等关键控制策略；阐述了新能源并网对三类稳定性的正负向影响；介绍了相关技术的工程应用，为高比例新能源电力系统安全稳定运行提供支撑。

【关键词】大规模新能源并网；电力系统稳定性；虚拟同步机；自适应阻抗适配器；储能-新能源协同控制

引言

全球能源结构转型加速推进，风电、光伏等新能源规模化开发与并网是实现碳中和目标的关键路径，大量新能源通过电力电子变流器接入电网，逐步替代传统同步发电机组。这一过程改变了传统电力系统的惯性分布、无功调节机制与动态响应特性，让系统从高惯量、强阻尼的运行状态转向低惯量、弱阻尼特性。高比例新能源并网带来清洁电能，同时引发频率波动加剧、电压支撑不足、功角振荡风险上升等问题。传统基于同步发电机的稳定控制模式难以适配新的系统特性，需针对这些变化分析问题根源，探索适配的控制技术与工程方案，保障电力系统持续安全运行。

一、大规模新能源并网下电力系统稳定性面临的核心问题

（一）频率稳定问题

大规模新能源依赖电力电子变流器并网，缺失传统同步发电机旋转质量提供的惯量支撑，系统等效惯性时间常数大幅衰减。新能源渗透率超过32%后，渗透率每提升1%，等效惯量下降1.6%～2.1%，部分区域电网惯性时间常数已从传统系统的6～8 s大幅降至2.5 s以下，系统频率变化率（Rate of Change of Frequency，ROCOF）极易突破0.5 Hz/s的暂态稳定阈值。负荷突变或新能源出力波动场景下，风速湍流引发风电机组功率三倍频波动、云层移动造成光伏功率分钟级骤降，系统频率偏差幅度显著增大，响应速度明显加快。新能源机组不具备自然调频能力，无法像同步发电机那样自主参与频率调节，遭遇功率缺额扰动时，频率跌落速率常突破0.72 Hz/s，运行点可能超出±0.5 Hz的安全边界，进入不稳定吸引域，进一步加剧频率失稳风险。