解读华北电力大学：王增平 新型电力系统风险分析与防控思考

新能源渗透率快速抬升，系统运行基础在变

汇报首先给出规模数据：截至2025年底全国新能源装机超18.4亿千瓦，2035年风光总装机容量力争达到36亿千瓦。分区域看，西北电网最大新能源渗透率56.7%，华北55.0%，东北54.0%，华东45.5%，华中41.6%，西南19.0%。这些数字说明，新能源已从补充电源变为多地的主力电源，系统运行的基础条件随之改变。

规模之外，汇报更关注出力特性。火电机组出力随负荷波动平滑可控，波动幅度约55%；风电机组呈“锯齿状”多峰多谷，反调峰特性强；光伏出力呈较为确定的“钟形”曲线，造成明显的“晚峰午谷”特征。新能源出力波动随机性强，直接加剧了系统运行的不确定性。这为后续一系列风险埋下伏笔。

惯量、电压、无功三重支撑同时减弱

汇报把新能源机组的物理特性归纳为几个“不足”。其一是惯量低：火电机组机械转动惯量大，惯性时间常数通常为8~10s，是频率稳定的关键支撑；新能源机组自身惯量很小或通过控制虚拟惯量，等效惯量低，1000MW新能源机组惯性时间常数一般为3.5s左右。其二是电压支撑不足：火电机组短路电流可达5p.u.，新能源经电力电子设备并网，短路电流一般只有1.1~1.2p.u.。

其三是无功调节能力弱。同步发电机既是有功又是无功电源，无功功率调节范围可达-50%~+70%；新能源场站无功主要由SVG等补偿装置提供，有功和无功分裂配置，更易造成控制不协调和电压越限。

其四是设备分散难管。100万千瓦火电机组仅1台发电机，而100万千瓦风电场风机约160台、光伏电场发电单元约300个，35kV集电线总长可达100~200公里，且长期裸露在恶劣自然环境中。汇报由此判断：新能源场站设备数量庞大，运行安全风险随之增大。

保护不正确动作与连锁跳闸风险升高

在风险分析部分，汇报首先指出电网保护不正确动作的风险。反应工频量的保护原理在新能源接入后受到影响：两侧为同步电机时电流相角基本一致，一侧为新能源时两侧电流相角差距较大，差动保护可能出现拒动；新能源等效阻抗受控制策略影响，距离保护在出口处故障时也可能拒动。定值配合式保护则同时面临拒动和误动，主网运行方式变化大、配网拓扑复杂、分布式电源接入，使选择性和灵敏性的矛盾更加突出。

连锁跳闸风险来自三方面。一是特高压通道中断带来大扰动，截至2025年底我国已投运特高压线路“二十二交、二十四直”共46条，线路总长5万公里，年输送电量超过3.7万亿千瓦时，故障可能引发潮流大范围转移。二是常规直流换相失败，2004—2018年国网21条直流系统换相失败总次数1353次，单条年平均9.1次，两回及以上同时换相失败66次，2021年11月华东电网一次故障曾造成7回直流同时换相失败。

三是电压异常风险加大。新能源电力系统电压支撑能力减弱，故障后电压波动易引发大规模脱网。汇报举了两个案例：2025年4月28日西班牙因电压越限导致新能源接连脱网，最终过电压和低频引起大停电；2021年9月一次交流故障引发交直流系统六级连锁过程，波及三回跨区直流和送受端三个区域电网。此外，宽频振荡风险也在增大，张北柔直电网、南网水光外送系统都曾出现不同频率的功率振荡。

紧急控制不适应，三道防线布局待优化

汇报指出，系统运行方式快速变化以及电力电子设备“黑匣子”特征，使预案式控制的准确性降低。以西北为例，一周典型运行方式超过50个，离线预案难以覆盖；山东电网1000kV线路故障后，不同光伏型号下系统电压响应存在明显差异，场景失配时预案无法适应。同时，电力电子多控制器动态响应快、时间交叉重叠、特性一致性差，相角、电压、频率失稳形态交互影响，可能出现“顾此失彼”的风险。

负荷侧同样面临难题。规模化分布式电源接入后，传统基于固定值的低频、低压切负荷策略难以适应，仅依赖本地量测信息难以反映真实风险，系统面临过切、欠切甚至错切风险。

汇报进一步认为，现有“三道防线”整体布局不适应新型电力系统发展。三道防线虽然呈纵深防御，但各防线相互独立、专业分工明显，更适用于确定性、大惯性的故障过程。

这一判断为后文的防控思路定下基调。

极端天气成为威胁电力安全的“灰犀牛”

汇报用较大篇幅梳理极端天气影响。台风方面，2005年“达维”登陆海南，中心风力16级，损坏337公里输电线路，海南全网崩溃并首次启用黑启动；2022年“梅花”登陆，上海电网线路跳闸65起，浙江约52万户停电。暴雨方面，2021年郑州特大暴雨短时降水量达201.9mm，造成1854条10kV及以上线路停运、374万户停电；2023年北京特大暴雨降雨量达744.8mm，超6万用户停电。

冰雪灾害同样严重。2008年南方冰灾灾区线路最大覆冰厚度达110mm，累计36740条10kV及以上线路停运，电力缺额最大1482万千瓦，约1亿用户停电；2023年12月山西冻雨导致垣曲县城约12万用户停电数日。对新能源而言，叶片覆冰会导致保护性停机，湖南等地区曾出现停机率90%、停机时长30天的情况。

汇报给出一个趋势数据：近三年110kV以上线路受天气因素影响的跳闸次数占总跳闸次数比例分别为55%、57%、62%，呈逐年增长趋势。极端天气已成为威胁电力系统安全的“灰犀牛”。总结部分进一步指出，未来30年极端天气频发将是“新常态”。

防控思路：保护新原理、风险评估与协同防御

针对保护问题，汇报提出加强继电保护新原理和新模式研究。一是推动保护原理由反应工频量向反应故障暂态全过程变革，包括行波保护、暂态量保护和工频突变量保护；二是构建基于频带能量特征的暂态电流差动保护新原理，利用故障后5ms暂态数据，既区分暂态频率又规避CT饱和影响，保护整组平均动作时间缩短14ms，动作门槛降低50%以上；三是通过新能源场内电气量分布特征与保护逻辑信号的一致性辨识，实现场内故障准确识别和快速定位；四是基于全相信息的人工智能故障识别方案，可同时实现失步振荡、宽频振荡、过负荷、二次回路异常等情况的保护闭锁。

在风险评估方面，汇报提出做好极端天气下设备的风险评估，包括台风与暴雨模型、输电线路与铁塔有限元模型、断线与倒塔风险评估，以及沙尘、积雪对光伏出力影响评估和大风天气下风机塔筒倒塌风险评估。同时建立科学的系统N-k风险评估指标体系，涵盖线路潮流越限风险、电压偏移风险等安全性与稳定性指标。

在控制策略上，汇报认为高风险情况下应加强预防性控制研究。仿真对比表明，系统风险较高时预防性控制效果更好，系统风险较低时事后控制效果更好。此外还应加强控制与保护的协同，构建空间上多层级、时间上全过程、功能上全方位的控制保护协同故障防御体系，并最终构建有机统一的安全防御体系，体现系统性、全面性、协同性。

这组数据勾勒出新型电力系统的规模底座。截至2025年底全国新能源装机超18.4亿千瓦，2035年风光总装机容量力争达到36亿千瓦，约在现有基础上翻一番。输电侧，截至2025年底我国已投运特高压线路“二十二交、二十四直”共46条，线路总长5万公里，年输送电量超过3.7万亿千瓦时。规模越大，特高压通道中断带来的潮流转移冲击也越大。电源侧分散化与输电侧聚集化同时推进，正是汇报判断系统抗风险能力降低的重要背景。

这组数据来自汇报对暴雨和冰雪灾害的案例梳理。2021年郑州特大暴雨短时降水量达201.9mm，造成1854条10kV及以上线路停运、374万户停电；2023年北京特大暴雨降雨量达744.8mm，超6万用户停电。冰雪灾害方面，2008年南方冰灾灾区线路最大覆冰厚度达110mm，累计36740条10kV及以上线路停运，电力缺额最大1482万千瓦，约1亿用户停电。暴雨与冰雪两类灾害都曾造成千万千瓦级电力缺额和百万户级停电。这些案例说明极端天气对电力系统的冲击是短时间、大范围的。

这组数据来自国网21条直流系统2004—2018年的换相失败统计。换相失败总次数1353次，单条直流年平均9.1次、年最高15次，两回及以上同时换相失败66次。汇报指出，多馈入直流同时换相失败将引起功率大幅波动，连续或多回同时换相失败易引发直流闭锁。2021年11月12日华东电网安塘1线故障，造成7回直流同时换相失败，直流功率波动超过1000万千瓦。多回直流同时换相失败，是连锁故障风险加大的直接推手。