張 鑫，劉 飛，王世斌，李媛媛

（1.中國電力科學研究院有限公司，北京 100192；2.國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，西寧 810001）

在“雙碳”目標下，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)已成為能源系統(tǒng)的重要發(fā)展方向[1]。近幾年，風電、太陽能等新能源在我國發(fā)展迅速，目前，新能源的發(fā)展主要分為兩類，分別為集中式和分布式。針對新能源集中式發(fā)展，由于新能源資源在青海、甘肅等西部地區(qū)比較集中，而負荷中心又主要集中在我國東部，所以需要考慮大規(guī)模新能源外送問題。

高壓直流輸電技術(shù)具備大容量、遠距離、低損耗等優(yōu)勢，風電、光伏與常規(guī)能源打捆經(jīng)高壓直流送出是大規(guī)模新能源外送的典型和重要輸電形式[2-4]。風電、集中式光伏電站等新能源基地與火電廠、水電廠等常規(guī)能源經(jīng)升壓后接入同一高壓母線，再經(jīng)高壓/特高壓直流系統(tǒng)輸送到遠端負荷中心。同時，為保證在輸電線路故障或停運條件下系統(tǒng)功率平衡，高壓母線上還接入了一定容量的交流系統(tǒng)。另外，新能源機組出力本身具有間歇性和波動性的特點，需要利用常規(guī)機組的調(diào)峰調(diào)頻能力快速平抑新能源機組出力的波動，實現(xiàn)新能源與常規(guī)能源打捆外送系統(tǒng)的出力穩(wěn)定。然而，新能源調(diào)峰調(diào)頻能力與新能源出力最大化之間存在矛盾，因此，在現(xiàn)有控制技術(shù)不進行大幅度改進的前提下，新能源與常規(guī)能源打捆高壓直流外送將成為風電、光伏等新能源基地外送的主流輸電形式。

以青海電網(wǎng)為例，截至2020年底，新能源裝機容量約為2 500×104kW，青海電網(wǎng)已建成青海-河南±800 kV特高壓直流輸電工程，輸電容量為8 000 MW，并且青海電網(wǎng)已規(guī)劃了第2條特高壓直流外送方案。另外，根據(jù)青海電網(wǎng)規(guī)劃，2025年青海省將建成兩個千萬千瓦級清潔能源基地，開發(fā)總規(guī)模達到5 850×104kW，新能源機組裝機容量將超過總裝機容量的65%，因此，青海電網(wǎng)是典型的高新能源滲透率的特高壓直流外送電網(wǎng)。然而，青海電網(wǎng)網(wǎng)架相對薄弱，風電、光伏等新能源的隨機波動性較大，調(diào)頻、調(diào)壓能力差等問題均將給新能源特高壓直流外送系統(tǒng)穩(wěn)定運行帶來巨大挑戰(zhàn)[5-6]。在此背景下，研究提高特高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的措施具有重要意義。

新能源消納能力與電網(wǎng)供需結(jié)構(gòu)、網(wǎng)源發(fā)展協(xié)調(diào)性、儲能配置情況、電網(wǎng)調(diào)峰能力及市場機制等眾多因素有關(guān)[7-8]。文獻[9]基于現(xiàn)行西北區(qū)域省間調(diào)峰輔助服務市場平臺，提出了適宜西北地區(qū)負荷特性及新能源消納需求的“源網(wǎng)荷”聯(lián)動調(diào)度模式及交易機制，然而這些研究沒有結(jié)合新能源特高壓直流外送特點。文獻[10]指出，特高壓直流輸電系統(tǒng)發(fā)生閉鎖故障、換相失敗或再啟動對送端系統(tǒng)安全穩(wěn)定性會產(chǎn)生較大影響，特別是直流閉鎖后會引起近區(qū)暫態(tài)過電壓問題，從而造成風機高壓脫網(wǎng)。文獻[11]針對暫態(tài)過電壓問題提出一種基于電容器的風火電源協(xié)調(diào)控制方案。文獻[12]針對暫態(tài)過電壓問題研究直流系統(tǒng)無功調(diào)節(jié)與風電機組無功電壓控制的機理。文獻[13]通過仿真指出，隨著風光等新能源出力比例的增大，直流外送系統(tǒng)抗干擾能力降低。文獻[14]分析了新能源接入的交直流弱送端系統(tǒng)功角和過電壓特性，以及對直流外送能力的影響。

上述研究主要分析了影響風、光、火打捆直流送出系統(tǒng)新能源消納水平的因素，較少涉及提高新能源消納水平的綜合策略。為此，本文提出了能夠提高特高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的措施。首先，研究影響特高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的因素；其次，提出提高特高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的方法；最后，通過青海電網(wǎng)算例驗證所提方法的正確性和有效性。

1 影響高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的主要因素

新能源和火電打捆高壓直流輸電系統(tǒng)如圖1所示。由圖1可知，該系統(tǒng)主要包含兩條送出支路：一條是通過交流線路送出，其功率為P1+jQ1，P1、Q1分別為通過交流線路傳輸?shù)挠泄蜔o功功率；另一條是通過高壓直流輸電系統(tǒng)送出，其功率為PD+jQD，PD、QD分別為通過高壓直流輸電系統(tǒng)送出的有功和無功功率。圖中：Ps+jQs為火電機組發(fā)出的功率，Ps、Qs分別為火電機組發(fā)出的有功和無功功率；Pw+jQw為新能源發(fā)出的功率，Pw、Qw分別為新能源發(fā)出的有功和無功功率；Qc為換流站投入的無功補償功率；Qb為交流線路電納產(chǎn)生的無功功率；X為交流線路等值電抗；U為無窮大母線電壓，表示受端交流系統(tǒng)電壓；Ut、Uw分別為火電機組和新能源機組機端電壓；Ud為火電機組和新能源發(fā)電共用交流母線電壓。

圖1 新能源高壓直流送端電網(wǎng)示意Fig.1 Schematic of new energy sending-end power grid transmitted via HVDC

影響高壓直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的主要因素有頻率穩(wěn)定和暫態(tài)過電壓。

1.1 頻率穩(wěn)定

隨著風機等新能源比例的持續(xù)增大，系統(tǒng)中同步機裝機容量隨之降低，其慣性時間常數(shù)隨著新能源接入比重的增大而減小。一旦發(fā)生功率擾動，例如直流閉鎖或換相失敗引起的不平衡功率，將會對高壓直流送端電網(wǎng)頻率產(chǎn)生沖擊，造成暫態(tài)頻率最大偏差及穩(wěn)態(tài)頻率偏差加大，影響系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。

對于圖1中的高壓直流送端電網(wǎng)，高壓直流輸電一旦發(fā)生閉鎖，其瞬間產(chǎn)生的不平衡功率、發(fā)電機的調(diào)速器和負荷均會參與有功平衡，這些因素與頻率間的暫態(tài)變化關(guān)系可表示為

式中：TJeq為高壓直流送端系統(tǒng)等值慣性時間常數(shù)；Δf*為頻率偏差；分別為發(fā)電機等值單位功率調(diào)節(jié)系數(shù)和負荷頻率調(diào)節(jié)系數(shù)；Pd為不平衡功率；TG為同步電機調(diào)節(jié)時間常數(shù)，表示從氣門動作到有功功率出力變化的延時時間。

對于瞬間不平衡功率Pd，在頻域下表示為，則在頻域下頻率變化Δf(s)可表示為

式中，s為復頻率。

由式（2）可以得到頻率最大偏差；當s→0時，頻率的穩(wěn)態(tài)偏差可表示為

由式（2）、（3）可知，一旦新能源出力不具備調(diào)頻能力，也就是無慣量支撐，則隨著系統(tǒng)能源滲透率的提升，相當于發(fā)電機單位功率調(diào)節(jié)系數(shù)減小，系統(tǒng)等值慣性時間常數(shù)Teq減小，直流送端系統(tǒng)最大功率偏差和穩(wěn)態(tài)偏差均增大，影響系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定，即頻率穩(wěn)定是影響直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的重要因素之一。

1.2 暫態(tài)過電壓

假設(shè)圖1中新能源場站距離換流站電氣距離較近，即Uw≈Ud，交流線路傳輸功率可表示為

一旦高壓直流發(fā)生閉鎖故障，則PD=0，QD=0，在短時間內(nèi)，同步機出力Ps不發(fā)生變化，如果新能源不進入高低穿策略，則新能源出力Pw也不發(fā)生變化；如果由于電壓過高或過低使新能源機組進入高低壓穿越策略，需要分析新能源出力的變化。風機低穿時（電壓低于0.9 p.u.），風機有功功率和無功功率變化量可表示為

式：ΔPw、ΔQw分別為故障期間風機有功功率和無功功率出力變化量；kw為低穿期間風機有功功率比例系數(shù)，取值為0.1～0.5；λw為低穿期間風機無功功率比例系數(shù)，取值為1～2。

新能源并網(wǎng)電壓可以近似表示為

假設(shè)新能源機組沒有進入高低穿策略，一旦直流閉鎖，由式（4）可知，流過交流線路的有功功率突然增大，而送端換流站投入的無功補償裝置（濾波器等）不能及時退出運行，瞬時無功盈余較多，即P1和Q1將會突然增大，由式（8）可知，新能源并網(wǎng)電壓將突然增大，會引起暫態(tài)過電壓問題。一旦新能源機端電壓超過1.3 p.u.，則新能源機組過電壓脫網(wǎng)，因此暫態(tài)過電壓是影響直流送端電網(wǎng)新能源消納水平的重要因素。

2 提高新能源消納水平措施

2.1 頻率方面

由式（2）、（3）可知，假設(shè)新能源無調(diào)頻能力，則將新能源高比例接入后，相當于直流送端電網(wǎng)等值發(fā)電機單位功率調(diào)節(jié)系數(shù)和等值慣性時間常數(shù)Teq減小，一旦發(fā)生功率擾動，頻率偏差較大。為了應對這一問題，需要新能源機組參與一次調(diào)頻。

1）風電機組參與一次調(diào)頻與慣量控制

在頻率變化時，風電機組參與一次調(diào)頻與慣量控制模型如圖2所示。其中，Δf為電網(wǎng)頻率偏差；Tf為采樣時間；Kf為風機參與一次調(diào)頻的系數(shù)；Tli為低通濾波參數(shù)；Kw為虛擬慣量；Twi為慣量控制時間常數(shù)；FLAF_F、FLAF_W為風機參與一次調(diào)頻和慣量控制的信號。

圖2 風機參與一次調(diào)頻與慣量控制框圖Fig.2 Block diagram of wind generators participating in primary frequency regulation and inertia control

當頻率變化后，假設(shè)頻率降低，則頻率偏差Δf為正，經(jīng)過一次調(diào)頻產(chǎn)生功率調(diào)節(jié)量ΔPf和經(jīng)過慣量控制的功率調(diào)節(jié)量ΔPw均為正，導致風機功率調(diào)節(jié)量ΔPref為正，控制機組有功功率輸出增加，會使風機轉(zhuǎn)子頻率進一步降低，最后風機有功功率控制模式（轉(zhuǎn)速模式）將引起有功功率指令下降，從而把輸出功率降低。如果風機初始預留備用容量，即留有一定的槳距角，則優(yōu)先使槳距角降低實現(xiàn)功率上升，此時由于沒有降低轉(zhuǎn)速，所以不會有后續(xù)的功率下降過程。

2）光伏機組參與一次調(diào)頻與慣量控制

光伏發(fā)電模型搭配一次調(diào)頻和慣量控制功能時，需要對光伏陣列進行改造。光伏陣列可以使用帶伏安計算的電池公式，出力等效為恒功率源，其輸出功率可表示為

式中：PM為光伏出力；UM、IM分別為最大功率點運行下光伏的電壓和電流；s0為當前光照強度；sref為標準光照強度；k為電池材料系數(shù)；krp為備用系數(shù)。

在穩(wěn)態(tài)運行時，光伏在最大功率點運行的基礎(chǔ)上預留出一部分功率Prp作為調(diào)頻功率，即

光伏參與一次調(diào)頻和慣量控制的框圖與風機類似，一旦出現(xiàn)頻率偏差，則光伏出力增大，只要光伏出力不超過最大功率點，則認為光伏可持續(xù)提供功率支撐。而一旦光伏出力超過最大功率點，則光伏出力被最大功率點鉗位。實際上，備用功率可以理解為光伏穩(wěn)態(tài)運行時并非運行在最大功率點跟蹤MPPT（maximum power point tracking）最優(yōu)工作點處，也可以理解為光伏結(jié)合了儲能提供功率支撐。

2.2 電壓方面

風電、光伏等新能源場站通常位于結(jié)構(gòu)薄弱的末端電網(wǎng)，且本地負荷有限，大量有功功率長距離匯集至特高壓直流送端換流站，需要大量的無功支撐。然而，新能源機組的調(diào)壓能力和高、低壓穿越能力遠不如常規(guī)機組，配套的無功補償設(shè)備性能參差不齊且缺乏協(xié)調(diào)，因此新能源集中送出地區(qū)電壓穩(wěn)定問題非常突出，故障情況下很容易誘發(fā)大規(guī)模的連鎖脫網(wǎng)事故。由式（5）和式（8）可知，直流閉鎖后無功功率盈余是造成暫態(tài)過電壓的主要原因。

因此，本節(jié)主要研究調(diào)相機、靜止無功補償器SVC（static var compensator）和靜止無功發(fā)生器SVG（static var generator）等動態(tài)無功補償裝置對新能源消納水平的影響。

1）分布式調(diào)相機對新能源消納能力的影響

調(diào)相機不僅能夠發(fā)出無功，而且可以吸收無功，其控制策略如圖3所示。其中，Uref、Ut分別為參考電壓和機端電壓；If、Ifmax_ref和If_ref分別為勵磁電流測量值、最大瞬時勵磁電流限制值和過勵磁電流限制值；Emax、Emin分別為勵磁電壓最大和最小值。調(diào)相機控制一般采用定機端電壓控制方式，通過調(diào)節(jié)勵磁電壓來保持機端電壓穩(wěn)定。當交流系統(tǒng)發(fā)生交流故障時，同步調(diào)相機進入過勵狀態(tài)運行，勵磁電壓會隨勵磁電流的增大而增大，從而增大無功功率的輸出。為防止瞬時勵磁電流過大，勵磁調(diào)節(jié)器配備有最大勵磁電流限制環(huán)節(jié)，如果勵磁電流超過過勵電流限制值，并且其持續(xù)運行時間超過某一設(shè)定時間，強勵反時限限制器會通過向勵磁調(diào)節(jié)器傳遞過勵信號，使勵磁電流被限制在一個能長時間穩(wěn)定運行的電流水平，避免轉(zhuǎn)子內(nèi)部的熱量積累過高。

圖3 同步調(diào)相機控制框圖Fig.3 Control block diagram of synchronous condenser

通過在暫態(tài)電壓嚴重地方布置調(diào)相機，可以利用同步調(diào)相機快速調(diào)節(jié)無功功率能力，限制暫態(tài)過電壓水平，進一步增大直流送端電網(wǎng)新能源消納水平。直流送端電網(wǎng)新能源分布比較分散，需要優(yōu)化調(diào)相機的位置和容量；同樣，由于調(diào)相機影響新能源短路比，所以可通過對新能源接入地區(qū)短路比的分析來進行調(diào)相機的安排。

2）SVC/SVG對新能源消納能力影響

SVC和SVG均可以動態(tài)補償無功功率，與同步調(diào)相機的區(qū)別是SVC和SVG是由電力電子設(shè)備組成，不提供短路電流。然而，SVC和SVG在配置時需要考慮其“錯位補償”效應，其控制策略如圖4所示。依據(jù)被控母線電壓與目標設(shè)定之間的偏差，動態(tài)調(diào)節(jié)等值并聯(lián)電納Bs，以實現(xiàn)動態(tài)無功補償。圖4中，Us、Usref和Uerr分別為被控制母線電壓、參考設(shè)定值及兩者間的偏差；為調(diào)節(jié)器內(nèi)部增益環(huán)節(jié)前的電壓偏差；Tm為電壓測量時間常數(shù)；Ta、Tb、Tc和Td為調(diào)節(jié)器超前滯后環(huán)節(jié)時間常數(shù)；ΔUmax、ΔUmin分別為電壓偏差最大值和最小值；Ks為增益系數(shù)；Bt、Bc和Bs分別為調(diào)節(jié)器輸出、強補環(huán)節(jié)輸出和SVC輸出的等效電納值；Bmax、Bmin為Bs的最大和最小限制值；Tt為模擬SVC響應延時的慣性時間常數(shù)；δU為強補投退的電壓閾值。當Us跌落且Uerr>δU或Us升高且Uerr<-δU時，強補功能投入，Bc直接置為Bmax或Bmin，實現(xiàn)最大的容性補償或感性補償，從而快速抑制電壓跌落或升高。當|Uerr|<δU時，強補功能未投入，Bc對應為調(diào)節(jié)器輸出值Bt；當采用高增益系數(shù)Ks時，小幅值的電壓偏差Uerr即可使Bt?Bmax。

圖4 SVC控制框圖Fig.4 Control block diagram of VSC

通過分析SVC電氣量暫態(tài)響應的軌跡發(fā)現(xiàn)，SVC存在無功電壓“錯位補償”效應，即電壓跌落時無有效無功輸出，以及電壓恢復時大量盈余無功輸出，其程度與SVC參數(shù)關(guān)聯(lián)密切，需要對其參數(shù)進行優(yōu)化。

3 算例分析

青海電網(wǎng)是一個高比例新能源送端電網(wǎng)，本節(jié)以2025年青海電網(wǎng)規(guī)劃為例，驗證本文理論分析的正確性和有效性。

圖5為2025年青海省750 kV電網(wǎng)在省內(nèi)東部形成“日”字形環(huán)網(wǎng)、西部形成兩個“口”字形環(huán)網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。青海省內(nèi)東西部電網(wǎng)通過4回750 kV線路聯(lián)絡；與甘肅電網(wǎng)之間形成7回750 kV聯(lián)絡線；通過雙極±400 kV直流與西藏電網(wǎng)相連；通過雙極±800 kV直流與河南電網(wǎng)相連；擬通過雙極±800 kV直流與福建電網(wǎng)相連。

圖5 2025年青海電網(wǎng)高壓直流送端網(wǎng)架結(jié)構(gòu)Fig.5 Grid structure of HVDC sending-end of Qinghai power grid in 2025

選取青海電網(wǎng)2025年冬季，方式為基礎(chǔ)研究方式，在該方式下青海電網(wǎng)計算負荷為12 137 MW，火電機組出力為1 378 MW，水電機組出力為3 495 MW，風電出力為3 307 MW（同時率20%），光伏出力為30 559 MW（同時率72%），青豫直流外送功率為8 000 MW，海西直流外送功率為8 000 MW，青藏直流外送功率為600 MW，甘青斷面交流外送8 439 MW。

3.1 安全穩(wěn)定分析

在青海2025年冬季13：00新能源大發(fā)基礎(chǔ)方式上，假設(shè)安裝15臺分布式調(diào)相機（單臺容量50 Mvar），不考慮SVC/SVG控制下，青海青豫直流或海西直流換相失敗后，直流近區(qū)新能源機端電壓超過1.3 p.u，出現(xiàn)新能源機組過電壓脫網(wǎng)現(xiàn)象，其故障后系統(tǒng)暫態(tài)響應如圖6和圖7所示。

圖6 青豫高壓直流換相失敗新能源機端電壓變化曲線Fig.6 Curve of new energy voltage on machine side under Qingyu HVDC commutation failure

圖7 海西高壓直流換相失敗新能源機端電壓變化曲線Fig.7 Curve of new energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure

針對這種情況，需要從新能源一次調(diào)頻能力、分布式調(diào)相機配置及SVC/SVG控制角度，提高新能源的消納水平。

3.2 分布式調(diào)相機效果

青豫直流換相失敗故障后，在網(wǎng)內(nèi)配置15臺分布式調(diào)相機方案下，近區(qū)光伏機組機端電壓暫態(tài)最高值1.32 p.u.；海西直流換相失敗故障后，近區(qū)光伏機組機端電壓暫態(tài)最高值1.35 p.u.，故障后將引發(fā)近區(qū)新能源機組脫網(wǎng)現(xiàn)象。在網(wǎng)內(nèi)配置43臺分布式調(diào)相機方案下，青豫直流換相失敗故障后近區(qū)光伏機組機端電壓暫態(tài)最高值1.22 p.u.；海西直流換相失敗故障后，近區(qū)光伏機組機端電壓暫態(tài)最高值1.27 p.u.，過電壓控制效果明顯，故障后近區(qū)新能源機組未出現(xiàn)脫網(wǎng)現(xiàn)象。

經(jīng)過計算，在配置15臺分布調(diào)相機方案下，青海電網(wǎng)新能源消納規(guī)模為25 802 MW，相對于青海全網(wǎng)電源出力規(guī)模，新能源出力占比約為84.1%；而在配置43臺調(diào)相機的方案下，青海電網(wǎng)新能源消納規(guī)模由25 802 MW增加至29 622 MW，增加了約3 800 MW。

3.3 SVC/SVG動態(tài)無功補償裝置效果

在網(wǎng)內(nèi)配置43臺分布式調(diào)相機方案下，SVC/SVG緊急閉鎖控制策略對新能源機端母線電壓特性的影響如圖8所示。經(jīng)仿真計算表明，考慮SVC/SVG緊急控制策略時，受青豫直流換相失敗故障后新能源機組機端過電壓脫網(wǎng)問題制約，青海電網(wǎng)新能源最大出力約為30 895 MW，而不考慮SVC/SVG緊急控制策略時，新能源最大出力約為29 622 MW，增加了1 270 MW，新能源出力在全網(wǎng)各類電源中的占比由82.1%增加至82.7%，增加了0.6%。

圖8 海西高壓直流換相失敗新能源機端電壓（SVG緊急控制效果對比）Fig.8 New energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure(comparison of SVG emergency control effect)

3.4 新能源參與一次調(diào)頻效果

青豫直流發(fā)生雙極閉鎖故障后，功率盈余將達到8 000 MW，在新能源是否參與一次調(diào)頻條件下，青豫直流雙極閉鎖故障后系統(tǒng)頻率變化如圖9所示。當新能源不參與一次調(diào)頻時，系統(tǒng)暫態(tài)頻率最高上升至50.462 Hz，穩(wěn)態(tài)頻率恢復至50.13 Hz；當新能源參與一次調(diào)頻后，青豫直流近區(qū)光伏機組、風電機組有功功率略有下降，系統(tǒng)暫態(tài)頻率最高上升至50.413 Hz，穩(wěn)態(tài)頻率恢復至50.13 Hz。與未參與一次調(diào)頻時相比，新能源參與一次調(diào)頻后，青豫直流雙極閉鎖故障后系統(tǒng)暫態(tài)頻率最高升幅降低0.049 Hz，穩(wěn)態(tài)頻率變化不大。

圖9 新能源參與調(diào)頻對系統(tǒng)頻率的影響Fig.9 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

青豫直流發(fā)生雙極閉鎖，海西直流發(fā)生雙極閉鎖故障后，功率盈余將達到16 000 MW，在新能源是否參與一次調(diào)頻條件下，青豫直流雙極閉鎖，海西直流雙極閉鎖故障后系統(tǒng)頻率變化如圖10所示。在青豫直流雙極閉鎖，海西直流雙極閉鎖故障情況下，當新能源不參與一次調(diào)頻時，系統(tǒng)暫態(tài)頻率動態(tài)失穩(wěn)；當新能源參與一次調(diào)頻后，青豫直流近區(qū)光伏機組、風電機組有功功率略有下降，系統(tǒng)暫態(tài)頻率最高上升至50.607 Hz，穩(wěn)態(tài)頻率恢復至50.20 Hz。與未參與一次調(diào)頻時相比，新能源參與一次調(diào)頻后，青豫直流、海西直流雙極閉鎖故障后系統(tǒng)暫態(tài)頻率穩(wěn)定。

圖10 新能源參與調(diào)頻對系統(tǒng)頻率的影響Fig.10 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

4 結(jié)語

針對提高特高壓直流外送電網(wǎng)新能源消納水平的問題，本文首先分析了制約直流外送電網(wǎng)新能源消納水平的因素；然后，提出通過合理配置同步調(diào)相機、緊急控制SVC/SVG等動態(tài)無功補償裝置，以及新能源機組參與電網(wǎng)一次調(diào)頻等各種措施提高特高壓直流外送電網(wǎng)新能源消納水平；最后，基于2025年青海電源規(guī)劃和電網(wǎng)規(guī)劃，仿真模擬了新能源場站大規(guī)模接入系統(tǒng)后青海電網(wǎng)的安全穩(wěn)定特性，詳細評估了分布式調(diào)相機、動態(tài)無功補償裝置、新能源一次調(diào)頻能力等多重因素對青海電網(wǎng)新能源消納水平的影響，驗證了本文理論分析的正確性和有效性。

在未來工作中，應該對特高壓直流外送電網(wǎng)新能源消納水平的研究進行細化，并把該方法擴展到其他應用場景中。