摘要
“十五五”时期是中国实现碳达峰标志性目标的关键阶段，新能源发电的发展超预期，电网规划面临前所未有的挑战与机遇。分析了“十五五”时期电网新能源高占比出力成为常态、输配电网动态过程耦合、系统规模增长对稳定性提升作用弱化的技术特点。对应其特点，在“十五五”电网规划的安全稳定分析中，要开展安全稳定分析典型方式筛选、考虑分布式电源的负荷建模、电力电子化电源的承载能力、短路电流综合治理等研究工作。在新技术应用方面，要针对不同场景，开展构网型技术应用、输电技术路线选择等研究工作。
（文章来源 微信公众号：中国电力 作者：周勤勇等）
01
“十五五”电网规划主要边界条件
电力负荷方面，“十四五”以来，中国电力需求保持快速增长。根据国家能源局统计数据，2024年全国全社会用电量和最大负荷分别达9850 TW·h和1.53 TW，“十四五”前四年全国全社会用电量和最大负荷年均增速分别为6.7%和6.3%。预计到2030年，全国全社会用电量和最大负荷将分别达到13300 TW·h和2.13 TW，“十五五”年均增速分别为5.3%和5.6%。
电源装机方面，在能源转型目标的驱动下，“十四五”期间，中国新能源装机规模迅猛发展。截至2024年底，全国全口径发电装机容量3350 GW，其中风光装机达到1410 GW，占比42.1%；煤电装机1190 GW，占比从2020年的49.0%下降至35.7%。“十五五”时期是“双碳”目标实现的关键窗口期，预计到2030年，除新型储能外，全国电源装机总量达到5370 GW，其中风光装机超过2800 GW，占比超过52%，煤电装机将进一步下降至28.5%。
跨省跨区输电通道方面，“十四五”以来，跨省跨区输电通道建设全面提速，截至2024年底，全国累计建成“22交20直”特高压工程，形成以超、特高压为骨干网架、区域间交直流混联的大电网格局，资源优化配置能力大幅增加，跨区跨省输电能力超过300 GW。预计到2030年，全网在运在建特高压直流超过40回，直流送端逐步向高海拔、无人区等气象恶劣地区延伸，支撑“沙戈荒”、西藏水电等大型能源基地开发外送。
02
“十五五”时期电力系统技术特点
2.1 新能源高占比出力成为常态
对最近10年来的实际停电事故和相关仿真分析发现，当电力电子电源出力占比达到50%左右时，系统抗扰能力严重下降，大停电风险急剧增加。
随着新能源装机占比的不断增加，新能源出力高占比将逐渐成为各区域电网运行的新常态。生产模拟仿真结果显示，到2030年，全年新能源出力占比达到50%以上的时长约为2475 h，约占全年总时长的28%，如图1所示。
图1 2030年新能源发电不同出力占比累积持续时间
Fig.1 Cumulative duration of the different proportion of new energy generation output in 2030
各区域电网由于资源禀赋差异，新能源出力占比呈现显著的空间特征，即送端电网新能源出力占比远高于受端电网。西北电网新能源出力占负荷叠加外送电力的比例大于50%的时长达到3864 h，占全年44.1%；比值大于70%的极高占比时长为2984 h，占全年34.1%，最大可达198.7%，此时新能源出力已显著超过用电需求。华东电网新能源出力叠加直流受入电力占负荷的比例大于50%的时长为1168 h，占全年13.3%；比值大于70%的时长为130 h，占全年1.5%；最大比值为93.1%，且高渗透率时刻主要集中在春秋季负荷低谷期。
当新能源高占比出力成为常态，系统的安全稳定特性发生变化，其原来基于大、小负荷的典型方式对系统运行状态的覆盖性变差，亟须寻找新的典型方式。
2.2 输、配电网动态过程耦合
在传统电源为主的电网规划过程中，配电网主要负责负荷分配，传统负荷动态过程难以“穿透”配电网影响输电网动态过程，因此，在技术层面，只要做好负荷和变电容量的匹配，输电网、配电网可以实现解耦规划。
近年来分布式光伏进入快速发展期。截至2024年底，全国分布式光伏累计装机达375 GW，占全部光伏装机的42%，其中山东省位居全国第一，达50 GW，河南、浙江两省分布式光伏装机在新能源发电占比中已达80%以上。在午间光伏大发时段，其出力可能远超负荷需求，配电网由电能下送通道转变为上送通道。
分布式新能源的海量并网对系统安全稳定特性产生深刻影响。一方面，分布式新能源渗透率的提高挤占了常规电源开机规模，系统频率调节与动态无功支撑能力下降；另一方面，分布式新能源大发展的地区多处于多直流馈入的受端地区，系统遭遇故障扰动导致主网电压或频率下跌时，极易引发直流和分布式新能源的连锁反应，进一步恶化系统安全稳定特性。以山东电网为例，表1表明了对分布式新能源（光伏为主）采用不同负荷模型时，对山东电网整体受电能力的影响，不同模型下相差接近1倍，由此可见具有大规模分布式电源接入的配电网对主网动态特性的影响很大。
表1 分布式新能源不同模型对山东电网受电能力的影响
Table 1 Impacts of distributed renewable energy models on power receiving capacity of Shandong Grid
为全面精准分析系统动态过程，简单直接的方式是建立全电压等级仿真模型，但目前来看，实施难度大，采用等值聚合建模的方式可能是一种可行的技术途径。
2.3 系统规模增长对稳定性提升作用弱化
文献[16]从工业系统的视角，基于对传统电力系统的发展历史总结分析，提出了电力系统的经济性、安全稳定性和电力系统规模（指一个同步电网的电源、电网和负荷为表征的规模）不断扩大之间具有正相关性。随着新能源发电占比的不断提高和电网不断趋近成熟，电网的电气距离、系统短路容量接近饱和，系统规模的持续增长下，惯量（系统动能）呈现下降趋势，系统安全稳定性不升反降。
为了更好地说明问题，以华东电网为例，以5年为一个间隔，构建了1965—2030年华东电网的仿真分析模型。以装机容量、线路长度、变电容量和负荷规模作为描述系统规模的维度，统计结果如图2所示。
图2 华东电力系统装机容量、线路长度、变电容量、负荷规模变化情况
Fig.2 Variation in installed capacity, line length, substation capacity, and load scale of the East China power system
为了便于分析，将上述规模按照式（1）统一进行标准化处理。
式中：
为第i个样本标准化处理后的值；Ki为第i个样本的原始数据；Kmax、Kmin分别为样本的最大值和最小值。
对上述参数分别标准化后采取式（2）加权平均，表征系统的规模kscalei。
式中：
分别为装机容量、线路长度、变电容量和负荷规模标准化处理后的值。经过处理后，华东电力系统规模如图3所示。
图3 华东电力系统规模变化情况
Fig.3 Scale variation of the East China power system
系统的平均电气距离为
式中：D为平均电气距离；n为系统节点数；dij为节点i和节点j之间的电气距离；zii和zjj分别为节点i和节点j的自阻抗；zij和zji为节点i和节点j之间的互阻抗。
系统动能为
式中：ESYS为系统动能，MW·s；I为系统中开机机组的集合；TJi为第i台机组的惯性时间常数，s；SN_Gi为第i台发电机组的额定容量，MW。
系统的平均电气距离、短路容量（220 kV、500 kV）、系统动能与系统规模之间的关系如图4~6所示。
图4 平均电气距离与系统规模演化关系曲线
Fig.4 Evolutionary curve of average electrical distance vs. system scale
图5 短路容量与系统规模演化关系曲线
Fig.5 Evolutionary curve of short circuit capacity vs. system scale
图6 系统动能与系统规模演化关系
Fig.6 Evolutionary curve of kinetic energy vs. system scale
由图4~6可以看出，系统电气距离、短路容量都趋于饱和，分析发现由于直流规模不断增加，导致系统电压稳定问题愈发突出。同时在新能源出力较大时，系统动能也下降，在考虑单回直流闭锁的情况下，系统频率稳定性必然下降，因此系统规模的增长不足以支撑系统稳定性的提升。为了保障电力系统安全稳定，应对现有电网对电力电子电源的承载能力进行比较准确地评估，同时要尽量对短路电流等控制措施进行更合理科学地规划（不越限但保持较高水平），在此基础上除了对电源、电网进行规划外，还需要引入各类技术创新，并作为重要内容之一进行统筹规划。
03
“十五五”电网规划安全稳定分析关键问题
3.1 安全稳定分析采用典型方式筛选
为校核规划电网的技术可行性，通常根据负荷和电源出力情况选择典型方式作为边界方式。在同步电源为主系统中，一般选择夏季大、小负荷，冬季大、小负荷（大负荷方式校验稳定性，小负荷校验电压控制能力），对于特殊地区，再增加腰荷等方式。随着新能源占比的提高，后来也增加了春秋大、小负荷等方式。
以西北电网为例，因为同步机的开机规模与系统的频率、电压稳定有直接关系，所以以同步机组开机规模与负荷比值构造评价指标，从同步机开机占比和新能源出力占比2个维度绘制西北电网2025年全年8760 h时序生产模拟结果的散点图，如图7所示。
图7 西北电网典型运行方式在全年8760 h方式中的分布
Fig.7 Distribution of typical operating modes of the Northwest power grid in the annual8760-hour operation scheme
在传统电力系统中，除了在发电能力不足阶段频率问题凸显外，其他情况下，主要以同步发电机平衡负荷，因此同步机开机越大，系统主要输电通道及断面功率越大，也可能越接近功角稳定为主的安全稳定极限。但在高比例新能源系统中，同步机开机规模与负荷大小关联性减弱，在新能源大发、同步机开机占比较小的情况下（此时负荷大小不确定），系统安全稳定问题突出。由图7可见，典型方式仅仅能覆盖约60%的方式。反而是春秋平均负荷方式下，能覆盖约99%的方式。
未来不同区域电网/省级电网，由于其电源构成、送受电比例等不同，不能采用统一的夏季大、小负荷，冬季大、小负荷方式来进行分析，而需要根据相关静态指标，如同步电机开机比例、直流的多馈入短路比等进行初筛，选择能够覆盖大概率工况的方式进行详细的安全稳定分析。
3.2 考虑分布式电源的负荷建模
由2.2节分析可知，若要准确反映配电网动态过程对电网整体动态特性的影响，最理想的方式是建立详细模型。但从信息采集、系统计算效率（计算节点数成倍增加）来看，并非理想模式。可以参考集中式新能源的建模方式，在精度损失不大的情况下，采用等值建模方式处理。
图8为某220 kV变电站详细拓扑结构。
图8 某220 kV变电站详细拓扑结构
Fig.8 Detailed topology structure of a 220 kV substation
基于线性化处理和叠加定理建立的考虑多种分布式新能源的等值负荷模型如图9所示。结合配电网中分布式新能源设备的主要类型，在常规负荷模型的110 kV等值母线上并联3个等值新能源设备：双馈风机、A类新能源（具备故障穿越特性）、B类新能源（具备封波特性）。
图9 某220 kV变电站分布式新能源+负荷等值模型
Fig.9 Distributed new energy+load equivalent model for a 220 kV substation
对详细建模和等值建模进行220 kV三相永久短路故障进行模拟，其模拟结果如图10所示。由图10可见，等值模型保留了较大的精确度，在规划过程中应考虑分布式电源带来的影响，采用考虑分布式电源的等值建模方式。
图10 220 kV三相永久短路故障下母线电压和功率曲线
Fig.10 Bus voltage and power curves under 220 kV three-phase permanent short circuit fault
3.3 电力电子化电源的承载能力
从规划角度来看，电力电子化电源的承载能力是安全稳定的一个显性量化指标，且能较好指导规划。随着“沙戈荒”基地的大规模开发，送端电网新能源和直流规模快速增长，电网支撑和调节能力逐步下降，安全稳定成为新能源基地可承载规模的主要约束。直流和新能源大规模故障扰动易引发送端电网暂态过电压和高频问题。文献[19]以西北电网为例，计算得到兼顾频率稳定和新能源弃电率不超过5%约束的新能源承载规模为250 GW。
随着馈入直流和本地分布式新能源规模不断增加，受端电网常规电源被大量替代，系统频率和电压稳定问题凸显。此外，新能源、交流、直流三者深度耦合，扰动呈现出单一故障向连锁故障转变、局部故障演变为全局扰动的明显趋势，可能存在复杂的稳定问题，严重制约受端电网电力电子化电源承载能力。
以2030年华东规划电网为例，采用时域仿真方法分析其新能源和直流承载能力，选取系统特性相对恶劣的汛期轻负荷方式作为评估新能源发展规模上限的主要计算方式，并辅以丰、枯期大小负荷方式作校验。通过计算可知，当电网馈入20回141.8 GW直流、新能源出力125.76 GW时，所有交流线路N–1故障均不需要采取任何措施，系统可保持稳定；在直流密集馈入地区增加1回8 GW直流，直流规模达到21回149.8 GW、新能源出力保持不变时，多回交流线路发生N–1故障后，母线电压率先跌落，引发多回直流连续换相失败和新能源机组频繁进出低电压穿越的连锁反应，电压持续跌落无法恢复，系统失稳，不满足《电力系统安全稳定导则》规定的第一级安全稳定标准。
送、受端电力电子化电源承载规模并不固定，与负荷水平、电源规模与布局、网架结构、直流落点和技术路线等规划边界条件高度相关。因此，在研究“十五五”电网电力电子化电源承载能力时，要明确规划边界条件，并充分考虑构网型、新型输电等各类新技术对承载能力的影响。
3.4 短路电流综合治理
随着中国交流网架的成熟，短路电流超标一直以来就是影响电网安全运行的一个重要问题。2024年，国家电网有限公司经营区有55个500 kV变电站短路电流超标，预计到2030年短路电流超标站点超过80个。和以往电网规划不同，“十五五”电网规划中要考虑短路电流问题。
1）短路电流未来的发展趋势判断。经验表明，随着电网的发展和规模的扩张，短路电流呈现单调增长趋势。但随着2030年后进入降碳区间，新能源发电将逐步替代传统电源，送、受端电网，尤其是负荷中心电网，分布式电源对系统短路电流的贡献相对较弱，系统短路电流的整体演变趋势不明确，若站点短路电流不增反降，则会影响“十五五”时期短路电流控制方案（永久性措施还是临时性过渡措施）。
2）短路电流和系统稳定的关系。因为短路电流与系统阻抗成反比，所以短路电流一般可以作为衡量系统结构强度的指标之一。短路电流越大，系统的稳定性尤其是电压稳定性越高。但随着电力电子电源占比提升，在短路电流未超标的情况下，短路电流和系统稳定性提升是一致的，当短路电流超标，需要控制时，如何保持系统稳定性成为重要约束条件。文献[17]指出，在控制短路电流的情况下，优化网架结构还可以弱化直流间相互影响，提升直流系统电压稳定性，为后续的短路电流控制方案研究提供了思路。
3）短路电流控制的差异化技术路线。目前短路电流的控制标准是依据最大短路电流来选择电气设备的容量或额定值。随着高比例新能源的接入，短路电流超标站点的时序分布不同。将时序生产模拟、运行方式生成和短路电流计算相结合，对电网全年8760 h进行短路电流计算，可以得到电网短路电流时间和空间分布特性。以2025年江苏电网为例，3个500 kV短路电流超标站点时间分布如图11所示，A站全年超标时间超过180天，B全年超标70~90天，C站全年超标仅3天。由此来看，A、B、C站应该采用不同的短路电流控制措施，其中A、B站宜用永久性措施，C站可考虑方式调整等可能性。
图11 500 kV站短路电流时间特性
Fig.11 Time characteristics of short-circuit current in 500 kV stations
04
新技术应用
新型电力系统是一项复杂系统工程，行业交叉、学科交叉是技术创新的必须。“十五五”期间，一方面要探索未来技术，另一方面要加大应用成熟技术。其中构网型技术和一些新型输电技术是重点。
4.1 构网型技术应用场景
构网型技术是指具备系统强度支撑、自同步运行、孤网组网能力的一类电压源型控制技术。各类构网型控制策略在实现细节上有所不同，但其核心本质始终围绕“电压源+功率同步控制”2个方面。一是将变流器控制成电压源而非电流源；二是通过控制变流器自身输出功率或直流电压实现同步，而非仅采样外部交流电网电压。
构网型控制技术与储能、SVG、新能源发电以及柔性直流设备相结合，适用于偏远地区独立供电、弱送端新能源基地以及电源“空心化”负荷中心等多种场景，随着常规电源被电力电子电源替代，其应用场景将进一步扩大。
构网型SVG和储能设备已在新疆、西藏等地进行试点应用，验证了设备的连续过电流能力和暂态功率支撑能力。
从新型电力系统多样化稳定支撑需求来看，对构网型设备的技术要求应采用差异化标准。规划中应从系统需求出发，研究提出不同应用场景下各类构网型设备的涉网性能和限流策略要求。规划配置时还须关注构网型设备多机并联产生的环流和机间振荡对系统稳定性的影响，提出参数优化设计建议。研究构网型设备与同步机以及其他电力电子设备间多时间尺度动态耦合带来的复杂振荡模态辨识评估方法，探寻应对措施。
4.2 输电技术路线选择
“十五五”及中远期，中国能源开发将进一步向高海拔、“沙戈荒”、深远海延伸，受端主要包括华北、华中、华东、川渝和南方电网。
从送端来看，“沙戈荒”和西藏清洁能源基地大多远离骨干电网，新能源基地、支撑电源、换流站和送端电网之间电气距离都很大，普遍面临组网汇集困难、安全支撑能力不足、传统技术装备对恶劣环境适应性差等难题。如“沙戈荒”新能源基地沙漠边缘距交流主网架距离达100~200 km，部分基地与配套煤电距离也超过200 km。
从受端来看，交直流电网混（并）联，多直流落点集中，交流、直流、新能源间交互影响明显，连锁故障风险增加。以华东地区为例，其主要负荷中心均已落点多回直流，换流站间距最近不足40 km，交流故障下新能源低电压穿越和直流功率下降造成的功率冲击可达10 GW级。
从送、受端的系统条件以及自然地理环境等综合需求判断，未来的跨区直流系统需要从以下几方面综合考虑。
1）避免或减小换相失败的发生，降低直流功率冲击；2）能够在较低短路比场景下正常运行；3）尽可能减小对短路电流的助增效应；4）可向电网提供稳态和暂态电压支撑；5）有时需要构网能力，必要时可孤岛运行；6）具备对高海拔、恶劣地质环境及恶劣天气等极端情况的适应性。
大容量输电技术，主要是基于电网换相换流器（line commutation converter，LCC）的常规直流及其衍生出的可控换相换流器（controllable line commutated converter，CLCC）和多源换相换流器（self-adaption statcom and line commutation converter，SLCC）2种改进型技术、基于电压源换流器（voltage source converter，VSC）的柔性直流和低频交流输电技术（low frequency alternating current，LFAC）。上述输电技术对比如表2所示。
表2 各类输电技术对比
Table 2 Comparison of various transmission technologies
VSC不存在换相失败问题，对系统强度的要求低，无功支撑能力强，且可采用构网控制，对弱电网适应性好，易于构建多端直流，能够有效适应电源汇集范围广、站址选择难度大、电力疏散困难的场景；CLCC通过主动关断电流实现强迫换相，可避免换相失败发生，且在交流故障期间基本不吸收无功；SLCC通过静止无功发生器加速换相过程并支撑阀侧电压，可降低换相失败的临界电压，减少换相失败风险；LFAC可降低线路感抗、容抗，解决长距离电缆充电无功导致的传输能力受限问题，同时可利用风机直接输出低频电能，节省海上换流站投资，适用于深远海大容量新能源的汇集和送出。
电网规划需要从技术和经济角度探索新型输电方式的适应性和应用边界来满足大规模新能源电力多样化汇集和经济高效送出需求；从新能源长期发展规模、电网结构角度，匹配送出需求和新技术特性，结合技术成熟度提出各类输电技术的中长期应用场景。
05
相关建议
1）开展关键技术筛选与研究。
新能源和直流规模的超预期发展仍将是“十五五”期间电力系统发展的关键特征。仅依靠传统技术手段的改进和电网规模的扩张，难以实现新型电力系统的安全高效运行。规划阶段应围绕“双碳”目标和新型电力系统建设要求，科学筛选关键技术，对于相对成熟、需求迫切的构网型技术、新型输电技术等，在规划阶段加大示范和应用力度，结合运行实际持续完善。
2）研发AI+场景生成工具。
利用全年8760 h的生产模拟结果，采用聚类分析方法提取典型运行场景。通过负荷曲线、新能源出力曲线、跨区输电功率等多维度特征，结合聚类算法，将全年运行方式划分为若干典型场景，通过构造关键评价指标提取较为严苛的运行方式，确保运行方式生成过程的可解释性。在此基础上，通过设定新能源渗透率、系统惯量、电压稳定裕度等关键指标阈值，自动识别系统极端运行方式。通过引入人工智能技术，构建“AI筛选+规则校验”的混合筛选体系，利用机器学习算法对运行方式进行多维度特征提取和智能评估，快速识别关键运行场景。为电网规划设计和运行决策提供高质量的运行方式场景支撑。
3）提升规划阶段安全稳定分析深度。
在校核故障等级方面，需要从仅考虑一、二级故障向适当考虑第三级故障转变。传统输电网规划的故障校核一般包含交流线路N–1、N–2、同杆异名相故障、直流单/双级闭锁、换相失败、再启动故障等故障类型，但随着跨区电力流的大幅提高，直流输电通道大幅增加，在传统第一级、第二级故障类型基础上，应适当分析必要的密集输电通道故障、开关拒动、变电站全停等第三级故障对系统安全稳定水平的影响。在安全稳定分析对象方面，需要从单一同步交流电网向送受端一体化分析转变。在仿真分析方法方面，需要从仅采用机电暂态仿真向适当采用电磁暂态仿真转变。
注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。
