2.4 电力系统稳定形态更加复杂
大量电力电子设备接入， 电力系统电力电子化程度日趋提高， 系统故障后稳定形态更加复杂，影响范围大幅拓展，风险不断增加， 见表 3。
电力电子设备大规模并网，主要带来 2 方面问题： 1) 各类电力电子设备涉网性能标准偏低，其频率、电压耐受能力与常规火电相比较差 [ 8 - 9 ](如表 4)，事故期间易因电压或频率异常而大规模脱网，引发连锁故障。该问题随着新能源的大规模集中投产日益突出。 2) 风、光等新能源发电均通过电力电子装置并网，其多时间尺度的控制特性与电网自身特征相互作用，可能引发次同步频率到谐波频段内传统电力系统中没有的控制不稳定和振荡问题。
风电引发次/超同步振荡的现象近年来在国内屡有发生， 2015 年新疆哈密地区风机引发次同步振荡导致多台 60 万 kW 火电机组跳闸事件曾引起广泛关注。该振荡事件还呈现以下新特征： 1) 振荡涉及的装置类型更多，直驱、双馈风机、光伏、SVG/SVC 以及火电机组都明显参与振荡; 2) 振荡传播和影响范围更广，振荡频繁发生的三塘湖风电汇集地区距离直流配套火电机组超过 300 km，新疆电网 750 kV 主网合环运行后，振荡影响范围进一步扩大; 3) 随着不同区域新的风电场陆续投运，电网结构和系统运行方式不断变化，振荡形态也在不断变化。图 13 所示为振荡发生时的传播路径图。
总体来看，目前电网结构、形态、特性已经发生深刻变化，电网安全管控面临巨大挑战。迫切需要深入思考电网运行控制的各个环节，全面提升大电网管控能力。
3 对相关问题的思考
3.1 关于未来电力系统构建思路
1) 关于同步电网规模。
电网发展历史表明，同步电网应保持合理的规模，衡量其合理性的指标主要包括系统惯量水平、断面承载能力和系统阻尼强度等。电网发展可分为常规直流、特高压过渡期(强直弱交)、“强直强交”等 3 个阶段。过渡期电网“强直弱交”特征突出，主要体现在系统惯量较小、断面承载能力弱、系统阻尼不足 3 方面;未来“强交强直”格局形成后，系统惯量成倍增加，断面承载能力大幅提升，主要区间振荡模式均为强阻尼，系统安全稳定水平高。
研究表明，随着交流同步电网规模的扩大和先进技术的采用，电网承受故障冲击能力显著增强[4, 10]。
以抵御频率冲击为例，如表 5，当前特高压过渡期，单一特高压直流闭锁就可能直接触发第三道防线动作;“强交强直”阶段，伴随交流同步电网规模的扩大，单一特高压直流闭锁导致的频率波动仅为0.25 Hz。交流同步电网的格局不能适应特高压直流的规模，是当前大电网安全运行的主要矛盾。必须加快构建坚强的特高压交流同步电网，以承载特高压直流大规模安全运行。
从与国外发达国家对比来看，国外电网对 N-1故障引起的最大功率冲击有严格规定。 如图 14， 欧洲、北美单一故障冲击占电网规模比例均在 2%以内，巴西在 3%左右，国家电网公司系统区域电网单一直流占比则远超国外标准，最大达 17%，电网运行压力极大。
2) 关于新能源涉网特性。
针对系统调节能力不足问题，需对新能源涉网特性提出明确要求，提高新能源调节能力和尽可能有效利用风机转动惯量，推动新能源参与调频调压。必须提高新能源接入系统规划设计及运行标准，将风电、光伏频率耐受能力提高至 51.5 Hz，电压耐受能力提高至 1.3 pu。
3) 关于直流输电技术。
为有效解决常规直流换相失败等固有特性问题，一方面需要进一步优化常规直流换流阀设备和控制保护系统，提升常规直流抵御换相失败能力;另一方面，必须加快研究应用电压源换相直流(VSC-HVDC)及混合直流输电技术。
VSC-HVDC 输电技术具有更强的可控性和灵活性，在交流系统故障时，只要 VSC-HVDC 换流站交流母线电压不为零， VSC-HVDC 功率就不会中断，在故障清除后能将功率快速恢复至正常水平，且能够快速提供无功支撑以帮助交流系统恢复电压。在多 VSC-HVDC 馈入情况下，即使交流系统发生故障，多回 VSC-HVDC 也不会中断输送功率，一定程度上避免了潮流大范围转移对系统的冲击，有助于大电网安全稳定运行。当前，舟山、厦门等工程已建成投运，张北±500 kV 四端直流电网、±500 kV 鄂渝背靠背工程正在建设当中。可以预见，随着 VSC-HVDC 技术的不断成熟，换流器电压等级和容量会进一步提升，其发展和应用将给输电方式和电网架构带来重要变革。
4) 关于传统火电机组灵活调节技术。
加快火电机组灵活调节技术改造，保证必须的火电机组开机台数，有效应对风电的出力波动和改变直流、新能源造成的系统转动惯量下降问题。
3.2 关于提升仿真分析能力
机电暂态仿真技术较好地满足了传统交流电网运行分析需求，有效支撑了我国电网的快速发展。未来，随着特高压直流工程密集投运和风电、光伏等新能源大规模并网，机电仿真已无法准确反映系统运行特性，需开展电磁暂态分析，提升仿真技术。
