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2026 , Vol. 59 >Issue 8: 61 - 77

DOI: https://doi.org/10.11930/j.issn.1004-9649.202510072

Original article

Quantification and evaluation of active voltage support capability of renewable energy

  • Zongxiang LU ,
  • Shiyu ZHANG ,
  • Ying QIAO
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  • Department of Electrical Engineering， Tsinghua University， Beijing 100084， China

Online published: 2026-09-03

Fold

Abstract

As renewable energy gradually replaces traditional synchronous generators，the active voltage support it provides has become key to ensuring the security and stability of new type power systems.However，the current understanding of this critical capability remains insufficient，particularly lacking a theoretical framework and metric system for its systematic and quantitative assessment，which hinders the full exploration of its potential and its efficient utilization.To address this research gap，this paper proposes a framework for assessing the active voltage support capability of renewable energy.This framework decouples this complex capability into two core dimensions： intrinsic characterization，which reveals the converter＇s own control and physical characteristics，and external effects，which reflect its actual performance after dynamic interaction with the power grid.This paper reviews the development history of renewable energy from passive grid connection，grid­-friendly operation，weak active support to strong active support，as well as the corresponding control strategies，based on two technical threads：simulating steady­-state/quasi­-steady­-state voltage source characteristics and continuous improvement of fault ride­-through（FRT）anti­-disturbance capability.It then extracts voltage issues in four typical scenarios and summarizes the corresponding active voltage support requirements and control methods.Subsequently，from the dimension of intrinsic characterization，this paper discusses the evaluation indicators and methods for the active voltage support capability under steady­-state/FRT conditions；and from the dimension of extrinsic effects，it presents the corresponding indicators and calculation methods in combination with scenario requirements. Finally，future research directions are outlined，including the aggregated evaluation of power plants＇active voltage support capability and the spatiotemporal optimal coordinated control of system­-wide multiple reactive power sources.

Key words： renewable energy stations; active voltage support; capability evaluation; grid­-forming control; fault ride­-through

Cite this article

Zongxiang LU , Shiyu ZHANG , Ying QIAO . Quantification and evaluation of active voltage support capability of renewable energy[J]. Electric Power, 2026 , 59(8) : 61 -77 . DOI: 10.11930/j.issn.1004-9649.202510072

0 引言

新能源并网引起的电压问题是一个长期的热点问题，广泛、深远地影响到新能源场站及其连接的交直流大电网、配电网。在场站端，2008年前后，内蒙古、新疆等地新能源场站吸收无功、电压波动问题已初现端倪 [1] ；2014—2016年冀北电网先后发生多场站、多设备间无功环流 [2] ；2021年冀北某风电汇集地区观察到因电压支撑能力不足，新能源低电压穿越结束后再并网引起电压波动的反复穿越现象 [3] 。在系统侧，2011年左右河北、甘肃、新疆等连续发生多起大规模连锁脱网事故 [4] ，新能源机组低电压穿越、高电压穿越性能缺陷是其关键诱因；2019年英国电网因海上风电场的电压、无功振荡脱网诱发大规模停电事故 [5] 。在直流侧，祁韶直流为避免过电压诱发连锁脱网事故，送出极限限制为 5000 MW ，仅为设计上限的 62.5%[6] ；2020年张北柔直工程投运后，多次发生送出受限事件 [7] 。此外，高渗透率分布式光伏的接入给配电网带来多次变压器功率反送、电压越限跳闸事故 [8] 。
与此同时，新能源的电压支撑技术不断进步，经历了从被动并网到主动支撑、从静态无功控制到动态电压控制、从跟网型到构网型控制的发展过程。本文将综述新能源电压主动支撑技术的发展历程、关键技术、应用场景及能力评估。在本领域已有的代表性综述中，文献[9]面向构网型控制技术及相关标准，对有功支撑能力关注较多，对无功­-电压支撑能力的量化方法并未提及；文献[10]对电压支撑控制技术的总结局限在单机层级，对新能源多维应用场景的讨论不足；文献[11]综述了含新能源的电网三级电压控制技术，以稳态支撑技术为主题，缺少暂态尺度、新能源抗扰特性下支撑技术的讨论；文献[12]则专注于直流近区的新能源电压控制问题，并未对高比例新能源电力系统中泛在的多种场景电压问题进行全面讨论。相对地，本文综述的贡献如下：
1）以构建电压源特性和提升抗扰性 2 条线索综述新能源电压主动支撑技术的发展历程，清晰展现其从被动并网到主动支撑 4 个阶段的关键技术特征；
2）提炼新能源场站、交流送出、直流送出及主动配电网等 4 类典型场景，总结各场景下电压调控需求及相关机理，相较于已有综述侧重单机、场站新技术总结，更能够准确定位不同场景对电压主动支撑技术主体、功能定位及策略组合的具体要求；
3）提出新能源电压主动支撑能力的评价方法，从内在表征和外在效果总结讨论主动支撑能力的量化评价指标；
4）展望场站级能力聚合评估方法、系统多无功源时空协调优化等未来研究方向。

1 新能源电压主动支撑技术

1.1 概念及沿革

新能源电压主动支撑尚无统一定义。狭义上特指构网型技术中的电压控制技术。但这个界定存在瑕疵，普遍认为＂新能源电压主动支撑＂概念提出较＂构网型技术＂更早，而且构网型并不能涵盖所有新能源电压控制的关键需求场景；另外，尽管电压问题主要表现为局部问题，但也可能是全局问题，构网型技术目前主要还聚焦在设备层级。
本文将＂新能源电压主动支撑＂定义为新能源机组/场站主动响应电网需求而实施电压—无功控制的能力。这是一个更广义的概念，相较于以功率源为外特性、不可控的被动穿越技术为特征的新能源变流器控制技术，主动支撑要求具备更强的电压—无功控制能力。具体而言，关注 2 个技术特性：1）在稳态/准稳态控制中具有＂电压源＂特征的控制技术，即在系统参数稳定的长时间尺度下，实现功率输出的自主精确跟踪，在发生缓慢变化的中间尺度下，平抑电网电压波动，包括电压/无功下垂控制、定电压、虚拟励磁、构网型等控制策略 [13] ；2）在外部故障中的抗扰性，包括零/1.30 p.u.电压以上的低/高电压穿越技术及穿越时保持注入无功电流可控的技术。
依据电压源特性和抗扰特性的技术发展时间脉络，本文将新能源电压主动支撑技术发展历程分为被动并网、友好并网、弱主动支撑和强主动支撑4个阶段，如图1所示。
1）无支撑、低抗扰的被动并网阶段。
在稳态/准稳态下，新能源工作在最大功率点追踪（maximum power point tracking，MPPT）状态，采用定功率因数/定无功的控制策略，呈功率源特性，被动地执行上级调度给定的无功指令，不能主动响应系统电压波动；故障时设备直接切除或仅适应低电压故障 [14-15] ，对电网大扰动的耐受能力低，故障后支撑节点电压与协助电压恢复的任务完全由传统同步机实现。
图1 电压主动支撑技术的发展历程

Fig. 1 The development history of active voltage support technology

2）友好并网阶段。
在稳态/准稳态下，新能源采用无功功率­-电压下垂控制响应机端电压波动，相较于定无功/定功率因数控制策略，能根据电网电压变化自主调整无功输出，实现多发电单元的功率自主分配，新能源得以分担同步机的功率变化实现无功平衡；故障时，新能源需要面对由无功盈余带来的暂态过电压，以及在电压跌落为零等工况下能够保持并网运行，此时具备高电压穿越能力 [16] 和零电压穿越能力 [17] 的新能源能适应更严峻的电网工况，具有更为友好的电压主动支撑能力。当然，随着后续主动支撑技术的发展，仍然有不少学者沿用＂电网友好型＂的概念，从而电网友好概念也包含了主动支撑的技术特性。
3）弱主动支撑阶段。
相较于下垂控制，定电压控制策略使得变流器在稳态/准稳态下动态改变无功输出以维持电压在参考值附近，因而具有更强的电压支撑能力。然而，此类定电压控制 [18] 在跟网型控制的附加环中实现，仍依赖电网提供稳定的交流电压，本质上呈电流源特性，因此并不能在系统电压低、动态快（例如涉及直流动态）时具备维持电压恒定的能力。
暂态下，弱主动支撑型的新能源可以实现更宽范围的故障电压穿越 [19] ，同时面对系统中交/直流故障后波形特征为＂先低后高＂的典型故障电压具备多次连续穿越的能力 [20] 。
4）强主动支撑阶段。
相较于跟网型控制策略，构网型控制变流器的输出信号为电压，在弱电网环境下具备更强的稳定性 [13] ，因而被大范围应用。典型控制策略如虚拟阻抗控制 [21] 、虚拟同步机（virtual synchronous machine，VISMA）控制 [22] 、同步逆变器（syn­-chronverter）控制 [23] 和虚拟同步发电机（virtual synchronous generator，VSG）控制 [24] 等，通过附加控制环模拟同步机的一次调压、电磁特性与励磁控制，具备了类似同步机的响应特性；且对强交流电网的依赖程度低，在多类场景下甚至能调整虚拟阻抗参数以提升短路容量、提高电网强度，成为构建电网的核心装备。
暂态下，强主动支撑型新能源需要根据电网电压情况发出可控无功电流支撑电网电压 [25] ；或依据电网强度，自适应调整无功支撑电流大小 [26] ，此类策略都对控制电网故障电压起到积极作用。不同于呈电流源响应特性的跟网型变流器，构网型变流器故障穿越时仍能保持较好的电压源响应特性，构建稳定的电压信号，是抗扰能力最强的新能源暂态控制方式 [27] 。
当然，强主动支撑策略也并非全是优点，伴随更高的宽频振荡、无功环流风险，虚拟阻抗在强网中可能反而降低系统阻尼。
在实际应用中，新能源电压主动支撑的＂维持电压＂与＂抗扰性＂2类策略协同集成于变流器，实现电压控制水平提升。
以交直流混合电网中电压扰动事件后故障电压波形为例，图2展示了电压主动支撑在时序控制中的配合。当故障发生位置电气距离较远或故障严重程度较低时，对外表现为强电压源性质的虚拟同步机控制变流器和同步逆变器等能将节点电压维持在参考值附近，不进入电压穿越范围；若故障发生在并网点附近或故障较为严重，则需要新能源进入故障电压穿越状态，在维持并网状态的前提下注入无功电流协助电压恢复；在故障穿越给予无功支撑的前提下，若故障长时未清除或清除后恢复阶段由于控制失配导致过电压，此时需要新能源切除或快速切换控制状态参与连续故障穿越过程；在电压恢复正常后，电网友好的新能源在稳态/准稳态下起平抑电压波动、优化电压分布的作用。

1.2 模拟电压源的稳态电压主动支撑控制策略

为方便后续讨论，简要总结新能源电压主动支撑的几类重要控制策略，更加详细的推导过程可参阅文献[13,28­-29]。

1.2.1 定无功/定功率因数控制

这是最经典的新能源跟网型无功控制策略，基于双环控制框架实现。变流器旋转坐标系控制下，新能源向电网发出的无功功率与转子 q 轴电流存在一次函数关系，以 d 轴方向为定子电压矢量，双馈风电机组、直驱风电机组向电网输出的无功功率 Qw 与转子 q 轴电流 irq 的关系 [18] 分别为
$\begin{array}{c}{\mathit{i}}_{\mathrm{r}\mathit{q}}=-\frac{{\mathit{U}}_{\mathrm{s}}}{{\mathit{\omega }}_{1}{\mathit{L}}_{\mathrm{m}}}-\frac{2{\mathit{L}}_{\mathrm{s}}{\mathit{Q}}_{\mathrm{w}}}{3{\mathit{L}}_{\mathrm{m}}{\mathit{U}}_{\mathrm{s}}}\end{array}$
$\begin{array}{c}{\mathit{i}}_{\mathrm{r}\mathit{q}}=-\frac{2{\mathit{Q}}_{\mathrm{w}}}{3{\mathit{U}}_{\mathrm{s}}}\end{array}$
式中：Us 为新能源机端电压；Lm 为 dq 坐标系中定、转子同轴等效绕组间的互感；Ls 为 dq 坐标系中定子等效两相绕组间的自感；ω1 为同步角频率。
可见，通过期望的无功功率参考值计算变流器电流指令值，可使新能源实现定无功/定功率因数输出。

1.2.2 下垂控制

下垂控制的基本原理是模拟同步机无功­-电压下垂关系，响应电网电压信号自发调节变流器输出功率。跟网/构网型设备的典型下垂控制策略如图3所示，具体实现方式有所区别：跟网型设备通过附加控制环动态调整下发至功率外环的无功指令，动态特性类似电流源；构网型的下垂策略给出电压指令，在外环中设置虚拟同步、虚拟励磁控制等策略 [30] ，将输出的电压指令值传递给变流器，动态特性类似电压源。
跟网型变流器的附加电压—无功控制环策略可列写为
$\begin{array}{c}{\mathit{Q}}^{\mathrm{*}}={\mathit{Q}}_{0}+{\mathit{K}}_{\mathrm{Q}}\left({\mathit{U}}_{0}-\mathit{U}\right)\end{array}$
式中：Q* 为无功功率指令值；U 为电压实际值；U0、Q0 分别为电压和无功的参考值；KQ 为无功下垂系数。
构网型变流器的附加电压­-无功控制环策略可列写为
图2 严重电压扰动中电压主动支撑技术的时序配合

Fig. 2 Sequential coordination of active voltage support technology during severe voltage disturbances

图3 典型下垂控制策略

Fig. 3 Typical droop control strategy

$\begin{array}{c}{\mathit{U}}^{\mathrm{*}}={\mathit{U}}_{0}+{\mathit{M}}_{\mathrm{Q}}\left({\mathit{Q}}_{0}-\mathit{Q}\right)\end{array}$
式中：U* 为电压指令值；Q 为无功实际值；MQ为电压下垂系数。

1.2.3 VSG 控制

VSG 是在下垂控制的基础上进一步考虑同步发电机的励磁调节过程。其控制框图与控制策略分别如图4和式（5）所示。
$\begin{array}{c}{\mathit{E}}^{\mathrm{*}}=\frac{1}{{\mathit{K}}_{\mathrm{s}}}\left[\left({\mathit{Q}}_{0}-\mathit{Q}\right)+{\mathit{K}}_{\mathrm{Q}}\left({\mathit{U}}_{0}-\mathit{U}\right)\right]\end{array}$
式中：Ks 为积分系数。
图4 典型 VSG 控制

Fig. 4 Typical VSG control strategy

1.3 以提高抗扰为目标的电压主动支撑控制策略

故障穿越技术提升了新能源在电网故障中维持并网的能力，但故障后变流器面临的过电流/过电压会严重降低其可控性，使得机组难以提供有效电压支撑。因此，通过加装保护元件如 Crowbar、Chopper 电路或静态无功补偿器（static var compen­- sator，SVC）、静止无功发生器（static var generator， SVG）、储能装置等设备的方式，可提供额外通路，限制机组故障电压、电流范围，稳定直流电容电压，使得机组在更宽的电压范围内保持并网状态，并提供预设无功电流 [31] 。
故障态下，电压轮廓线内的新能源发电单元提供动态无功电流支撑电网电压，因而具备一定的电压主动支撑能力。跟网型新能源发电单元通过切除控制外环、直接给定转子无功电流参考值 ${\mathit{i}}_{\mathrm{r}\mathrm{q}}^{\mathrm{*}}$ 的方式，输出由电网故障电压确定的动态无功电流 [25] ，如图5 a）所示。
图5 故障穿越策略

Fig. 5 Fault ride­-through strategy

构网型变流器具有维持内电势不变的能力，暂态下内部有较大的短路电流。然而在过流能力方面，变流器一般只具备 2 倍左右的过电流能力 [27] 。因此，构网型变流器内部需要通过一定的限流控制策略，防止故障期间损坏器件。现有限流策略可以分为电流限幅控制、电压限幅控制和虚拟阻抗控制3类 [27] 。采用电流限幅控制的构网型变流器直接在内环给定电流参考值，原理类似图5a）；电压限幅控制和虚拟阻抗控制如图5b）所示。图5中：U、I 分别表示新能源公共连接点（point ofcommon coupling，PCC）电压、电流实际值，通过引入与故障电压负相关的分量、增加机组虚拟阻抗的方式减小故障期间构网型新能源机组的电势指令值 E* ，限制短路电流。

2 新能源电压主动支撑需求与应用

2.1 多场景电压主动支撑需求

随着新能源占比不断提升和常规机组的退坡，新能源电压主动支撑广泛应用于提升电压控制性能的各种场合，由发电端向电网末梢逐层延伸，完整覆盖新能源电力＂发­-输­-配＂全环节。本文总结出对新能源电压主动支撑能力应用与评估有迫切需求的 4 类典型场景：集中式新能源场
站、经交流外送的新能源集群、经直流外送的大型新能源基地（如＂沙戈荒＂基地）和高渗透率分布式新能源接入配电网，如图6所示。集中式新能源场站关注场站级控制，核心在于通过内部发电单元的协调以满足并网点的控制要求；经交流外送的新能源集群的关键在于多场站经复杂交流网络汇集，其核心问题演进为集群内各场站的无功电压协同控制与弱交流系统电压稳定性；经直流外送的大型新能源基地的送端系统接口转变为直流输电系统，其核心挑战在于新能源与换流站间的电力电子动态交互所引发的一系列电压主动支撑新问题；高渗透率分布式新能源接入配电网场景的核心挑战在于高 R/X 特性下有功功率引发的电压越限和逆向潮流，需要通过就地主动支撑提升消纳承载力。这 4 种场景的电压控制核心需求、支撑主体及技术应用形式总结如下。
图6 电压主动支撑型新能源多应用场景

Fig. 6 Multi application scenarios of active voltage support for renewable energy

1）场景1：集中式新能源场站。
伴随构网型技术成熟，新能源场站正由跟网型控制模式逐渐改造为跟网/构网混合模式 [32] 。该场景电压主动支撑的核心技术需求是引入构网型技术，为位于电网末端的新能源场站提供更好的抑制电压波动、提升动态无功容量的技术手段，还可在近端电网故障时维持站内电压水平。
2）场景2：经交流外送的新能源集群。
多个新能源站群经交流汇集后长距离输送至主网，集群附近有少量常规电源提供电压支撑，但伴随输电距离增加，新能源并网点短路比降低（短路比小于2）[33] 。该场景下，新能源送出容量受限导致限电，间歇性和波动性易引发电压剧烈波动；同时，由于缺乏同步机，动态无功储备和节点电压支撑能力不足，难以满足系统节点电压恢复需求，进而诱发大规模连锁脱网事故。此时对电压主动支撑能力的核心需求是：在新能源汇集站、电网末端等关键节点增设具有电压源特性的支撑电源，结合虚拟阻抗控制提升系统短路比，提升系统静态电压稳定极限，降低末端电网电压灵敏度，避免连锁脱网事故发生。
3）场景3：经直流外送的大型新能源基地。
典型如＂沙戈荒＂新能源基地等。与场景2交流送出的主要区别是，基地内常规电源比例很低（甚至100％为新能源），电网换相换流器高压直流输电（ line commutated converter­-based high voltage direct current，LCC­-HVDC）也不能提供电压支撑，稳态运行下新能源自建压需求高；外部交/直流故障情况下会因无功盈余导致暂态过电压问题 [12] 。对电压主动支撑的需求集中于更高参数且可控的故障穿越 [10] 、连续故障穿越、联合故障穿越（换流站与新能源协同支撑）[34]等。
4）场景4：高渗透率分布式新能源接入配电网。
高渗透率分布式新能源接入低压配电网引起电压波动、逆向潮流的问题；此外，配电网固有的高 R/X 特性，使得有功功率对电压的影响不可忽略，此时配电网电压安全、电能质量甚至消纳承载力极限 [35] 都成为亟待解决的问题。此情景下，对电压主动支撑的核心需求是抑制电压波动、自主维持馈线电压、提升配电网新能源承载力。
上述不同场景对电压主动支撑的需求、支撑主体及关键技术的总结如表1所示。另外，电力系统主网的局部（如直流受端等）、故障后系统电压跌落导致直流系统换相失败、换流站从交流系统大量吸收无功在附近形成电压陷落区 [36] 等情况，也有电压主动支撑需求，提高直流近端动态无功支撑，＂稳住＂系统关键节点电压，帮助电压跌落后快速回升，但因容量需求大，一般优先考虑大容量构网型储能等。本文不纳入详细讨论。

2.2 集中式新能源场站

现有新能源场站的自动电压控制系统（automatic voltage control，AVC）基于风电机组、光伏逆变器与 SVG 的定无功/电压控制技术组合 [37] ，实现了场站级电压控制，并融人电力系统三级电压控制体系 [38] 。此类研究应用相当成熟，可参考站内多无功源协调 [39] 、无功指令优化分配 [40] 、动态无功储备优化 [41] 、均衡站内电压、抑制环流 [42] 。虽然这些研究也或多或少涉及电压控制类无功源，但场站 AVC 的整体设计框架还是基于跟网型新能源，以稳态电压控制为主。
在构网型机组参与集中式新能源场站的应用中，目前研究集中于应用构网型机组平抑 PCC 电压波动，并预留充足动态无功容量应对电网故障。文献[43]对比了快速电压波动下跟网/构网型变流器的电压支撑能力；文献[44]分析负荷波动和光照瞬变下构网型光伏系统的动态响应特性，为场内多机响应 PCC 电压波动提供指导。另外，为保障多类型故障下场站有充足备用无功响应节点电压支撑需求，文献[45]讨论考虑场站稳定性和无功储备需求平衡的跟网/构网机组配置方法。
在暂态方面，具有电压主动支撑能力的新能源机组能够提供比并网标准 [25] 更强的维持电压的能力。文献[46]根据低电压穿越过程中场内风电机组物理位置、运行状态与 PCC 电压支撑效果的关系，面向不同电压跌落深度场景，提出考虑机组状态差异的风电场低电压穿越控制策略。文献[26]提出一种根据电压水平分段优化设计无功电流参考值的方法，给出更细致的高电压穿越定量指导。文献[47]针对现有新能源并网导则中故障穿越控制策略无功电流比例系数为定值的不足，提出一种电压分区间变无功电流比例系数的连续穿越控制策略。文献[48]协调定子侧和网侧变流器的无功出力，最大限度发掘故障期间机组无功支撑能力。文献[49]根据不同电压跌落深度，提出故障程度严重的机组少发无功电流的策略，以自适应确定变流器下垂控制系数。总之，通过协调站内机组的故障穿越参数，优化穿越时无功电流注入策略等，把站内电压维持在更为合理的水平。
表1 电网多场景电压主动支撑需求

Table 1 Demand for active voltage support in multiple scenarios of the power grid

场景 电压主动支撑需求 电压支撑主体 潜在问题＊
1 稳态：抑制电压波动、提升动态无功容量；暂态：维持站内电压 构网型机组、构网型SVG 电压振荡、无功环流
2 稳态：提升静态电压稳定极限、提升短路比；暂态：避免连锁脱网事故 构网型机组、构网型SVG/储能 多站无功环流、虚拟阻抗可能起反作用
3 稳态：自建压；暂态：更高参数且可控的故障穿越、连续故障穿越、联合故障穿越 构网型机组、构网型SVG/储能电压源型模块化多电平换流器（voltage source converter­-based modular multilevel converter，VSC­-MMC） 变流器群电压振荡、宽频振荡
4 稳态：抑制电压波动、自主维持电压、提升配电网新能源承载力 构网型分布式、用户侧储能 电压振荡、谐波等电能质量问题
构网型新能源给新能源场站 AVC 带来的并非全是好处。构网型新能源与场站内大量跟网型器件形成混合控制系统，两者在电压­-频率耦合、阻抗特性及动态响应时间尺度上的差异易诱发宽频振荡，尤其在弱电网中，多台构网型机组间的虚拟同步控制交互可能加剧振荡风险；再者，新能源发电波动性引发无功需求时空分布剧变，而构网型机组调压动态与场内传统无功补偿设备等调压设备的协同机制尚未完善，存在多时间尺度无功补偿失配问题；此外，构网型新能源在提供电压支撑时，可能因网络拓扑变化与控制参数整定差异，导致无功功率倒送或区域间无功环流，加剧节点电压偏差。因此，如何与跟网型机组协调构建新的场站 AVC 系统、抑制场内多机电压振荡、治理无功环流等都是有待解决的新问题。

2.3 经交流外送的新能源集群

从系统运行机理分析，新能源场站普遍采用有功优先控制策略，通过 MPPT 实现能量转换效率最大化，因此也导致新能源的无功调节裕度受到严格约束。然而，远距离、长线路交流送出的新能源基地感性无功消耗与传输功率呈二次方关系，尤其在新能源大发导致线路重载时，系统面临显著的无功缺额。若维持高功率因数运行，则送端母线电压将因电压支撑能力不足而偏离稳定运行区间；反之，若通过降功率因数运行扩展无功输出能力，则需要牺牲变流器部分有功容量，直接造成新能源弃电率上升。这种矛盾在弱电网场景下尤为突出，其本质是新能源场站＂最大功率输送＂与电网＂电压稳定边界＂间的动态博弈问题。
为保证系统的安全稳定运行，新能源基地的汇集送出线路通常预留一定的静态电压稳定裕度，有时需要限制新能源出力，不利于外送经济性。在此类场景中，提升电网强度与静态电压稳定极限以增强系统外送能力成为关键需求 [50] 。通过配置调相机 [51] 或构网型机组 [52] ，用新能源接入前后节点系统强度的变化作为评价标准，若系统强度增加，则说明具备强电压主动支撑能力的新能源接人对节点电压稳定具有积极意义。
处于电网末端的新能源对功率波动敏感性更高，大规模新能源基地在连续电压骤变下易发生场站连锁脱网，导致事故规模扩大 [53-55] 。文献[53]模拟了大规模新能源基地多场站连锁脱网故障过程并分析其影响因素；文献[54­-55]量化评估连锁脱网风险，为防止连锁脱网事故，系统需要预留无功储备量，提出满足电压安全约束的预防控制策略。

2.4 经直流外送的大型新能源基地

新能源基地采用直流送出是更大规模基地、更远距离消纳的最新技术模式。此时，有必要进一步区分常规电网换相型高压直流（LCC­-HVDC）与柔性直流输电（voltage source converter­-based high voltage direct current，VSC­-HVDC） 2 种外送方式在电压支撑需求与特性上存在差异。
在 LCC­-HVDC 外送场景下，其换流站运行依赖于受端交流系统提供坚强的电压支撑以完成换相，送端新能源集群必须承担起构建和维持交流电网电压与频率稳定的核心责任，需要具备自建压能力的构网型新能源组网。例如海上风电送出系统，若采用低成本的二极管整流单元型直流输电（ diode­-rectifier­-unit based high voltage direct current， DRU­-HVDC）送出方式，只有依靠构网型风电机组才能建立海上交流系统的电压 [56] 。该场景的特征表现为对新能源高强度、近乎全时的无功电压支撑能力的刚性需求，以预防因电压支撑能力不足导致的直流系统换相失败甚至闭锁。
相比之下，VSC­-HVDC 外送技术本身具备独立解耦的有功、无功控制能力，能够自主建立并稳定交流母线电压 [57] 。因此，其对送端新能源基地的电压支撑需求从＂构建电网＂转变为＂协同支撑＂。新能源电站可与 VSC 换流站形成协同配合，技术挑战更侧重于系统级的电压协调支撑。
暂态下，强抗扰的故障穿越策略可以积极响应电网电压主动支撑需求，但正是由于新能源故障穿越过程中无功支援无法及时回撤导致系统无功过剩 [12] ，使得故障恢复阶段节点电压越限，这一现象在直流外送系统送端尤为突出。通过减小锁相环相位跳变 [58] 、优化故障穿越期间控制参数和故障恢复特性 [59] ，提高新能源控制响应速度，使得新能源连续故障穿越能力增强。但目前研究中，由于换相失败等直流故障发生迅速且故障电压冲击更大，难以通过优化现有控制策略和装设无功设备进行有效的故障电压支撑，故障发生 10 ms 左右的电压主动支撑成为较难满足的需求 [60] 。

2.5 高渗透率分布式新能源接入配电网

近年来分布式光伏快速推进，局部配电网甚至出现了渗透率超 100％的潮流倒送现象。高渗透率的分布式电源很大程度上改变了中低压配电网的电网形态与潮流分布，给配电网的电压控制带来新的挑战 [61] 。
稳态下，为提升电压质量、抑制电压波动，可采用集中式无功­-电压控制策略，建立优化模型分配分布式新能源无功出力 [62] ；或针对此场景下强有功­-电压耦合特性，制定有功­-无功联调控制策略。然而，实际配电网整体处于＂低感知度状态＂[63] ，400 V 分布式光伏通常只配置遥测、遥信设备，而中国的调度系统中35 kV 以下等级的配电网普遍没有精确的潮流参数模型，使得配电网电压控制难以照搬大电网控制的经验，集中式无功­-电压控制很难实现支撑目标，故有研究提出更适用于低感知度配电网的分布式新能源就地自治参与电压无功控制的策略 [64] 。此外，为利用集中控制可实现整体优化协同、就地控制能快速响应电压波动的优势，文献[65]提出多阶段协同无功电压主动支撑策略。
随着分布式新能源接入配电网比例不断增加，获知系统极限承载力也成为保障配电网正常工作的关键前提。在考虑配电网安全性、经济性等约束下，通过确定性分析或不确定性建模，最大化配电网中分布式新能源的承载力 [66-67] 。
目前研究中更倾向于将分布式新能源视为功率源，很少考虑构网型单元接入后电力电子接口外特性变化及由此带来的多并联等效电压源振荡和环流问题。

3 新能源电压主动支撑能力评估

3.1 电压支撑能力内在表征与外在效果

＂新能源电压主动支撑能力＂概念缺乏统一定义 [10] ，本文将其定义为：新能源机组/场站在稳态运行中维持电压不变或约束其在安全范围、在暂态运行中保持联网并部分控制无功/电压的能力。这项能力并非一种固定不变的自然禀赋，而是由其变流器控制策略、硬件参数与外部电网特性共同决定的综合表现。为精准定位其技术瓶颈并进行优化提升，必须对其进行科学的解耦与分层评价。为此，本文提出将该能力解耦为＂内在表征＂和＂外在效果＂2个维度，构建评估框架。
1）内在表征：侧重于新能源机组/场站自身具备且由其硬件和控制策略决定的相对固定的电压调节与控制特性。它通过等效电路参数等方式，揭示其作为＂电源＂的本质属性，如等效电压源强度和阻尼贡献等。
2）外在效果：侧重于评估新能源在与外部电网动态交互时，实际展现出的运行效果和对系统作出的贡献。它直接反映其支撑能力在特定并网条件下所能达到的性能水平，可应用现有的电压控制性能与电压安全评价指标进行衡量。
将＂内在表征＂与＂外在效果＂解耦分层，有助于定位电压主动支撑能力的关键瓶颈，突破传统静态评价的局限，是本文后续所有评估指标建立的基础。

3.2 内在表征评价

新能源电压主动支撑能力的内在表征评价，可采用电路最本征的＂电源等效＂方式。

3.2.1 稳态/准稳态表征指标

在稳态/准稳态情况下，依据新能源变流器类型不同，在内环趋稳的时间尺度将其分为响应特性为电流源型和电压源型的新能源 [13] 。
1）电流源等效型。
对于采用定电压或 Q-V 下垂控制的跟网型变流器，其对外可等效为受控电流源。其关键内在表征指标包括等效输出无功电流 is 与等效下垂系数 KQ 。 is 表征跟网型变流器控制算法中的内部电流指令值，并直接对应于变流器期望向电网输出的无功功率。对稳态或准稳态下的跟网型变流器，其能完美跟踪电流参考值，即
$\begin{array}{c}{\mathit{i}}_{\mathrm{s}}={\mathit{i}}_{\mathrm{s}\mathrm{e}\mathrm{t}}\end{array}$
式中：iset  为跟网型变流器电流内环输入的电流参考值。
等效下垂系数指标表征新能源单元输出的无功功率与电压之间的下垂关系，见式（3）。
2）电压源等效型。
对于采用构网型控制的变流器，其对外可等效为受控电压源。其关键内在表征指标包括等效输出电压、等效下垂系数与等效串联阻抗。
等效输出电压指标 us 用来衡量在定电压控制下，等效输出的电压与其电压参考值之间满足的线性关系。对稳态或准稳态下的构网型变流器，其能完美跟踪电压参考值，即
$\begin{array}{c}{\mathit{u}}_{\mathrm{s}}={\mathit{u}}_{\mathrm{s}\mathrm{e}\mathrm{t}}\end{array}$
式中：uset  为构网型变流器经功率外环计算后得到的电压幅值参考值。
等效下垂系数表征 V-Q 下垂控制策略下输出电压与无功功率之间的下垂关系，见式（4）。该关系的斜率即为电压­-无功等效下垂系数。
等效串联阻抗指标 rs 用于表征该等效电压源的内阻抗特性，可通过小信号模型分析获得 [68] 。

3.2.2 故障穿越态表征指标

1）注入电流可控型。
除仍能保持电压源响应特性的构网型变流器外，其他控制类型的新能源在故障穿越时，均可等效为受控电流源，按照标准要求动态发出与 PCC电压变化成正比的无功电流 is[25] 。其关键内在表征指标为无功电流/电压支撑系数与等效并联导纳。
无功电流/电压支撑系数是决定暂态无功电流响应强弱的关键控制参数，直接反映了其暂态支撑的灵敏度和强度。高电压穿越、低电压穿越过程中的取值 K1、K2 依照国家标准给定 [25] 。
等效并联导纳 Yeq 是故障穿越控制算法在外部端口表现出的等效电气特性，其计算公式 [69] 为
$\begin{array}{c}{\mathit{Y}}_{\mathrm{e}\mathrm{q}}={\mathit{Y}}_{\mathrm{Q}}\end{array}$
式中：YQ 为无功电流比例系数，通常取1.5。
2）构网可控型。
在故障后仍能保持电压源响应特性的构网型新能源，其关键内在表征指标有最大耐受电流倍数、等效输出电压与虚拟阻抗。
最大耐受电流倍数：由于变流器过流能力有限（通常仅为 2 倍左右），其能承受的最大电流倍数 Imax 是决定其暂态支撑能力上限的根本物理约束。
等效输出电压与虚拟阻抗：在故障下，构网型变流器通过动态调整电压参考值和虚拟阻抗值输出既不超出 Imax  、又满足电网支撑需求的无功电流，因此其等效输出电压和等效串联阻抗 Zeq（即虚拟阻抗设置值 Zvir  ）是表征其暂态特性的核心指标。在虚拟阻抗控制逻辑下，构网型变流器的等效输出电压由其内电势参考值 Ug 、输出电流Io 及设定的虚拟阻抗 Zvir 共同决定，其函数关系如式（9）[27] 。其中，Io 受变流器最大电流能力 Imax的限制。因此，该等效输出电压本质上是端口电流（上限为 Imax  ）在虚拟阻抗上产生压降后的结果，它塑造了变流器的外特性并决定了其在大扰动期间的电压支撑水平。
$\begin{array}{c}\left\{\begin{array}{l}{\mathit{u}}_{\mathrm{s}}={\mathit{U}}_{\mathrm{g}}-{\mathit{I}}_{\mathrm{o}}{\mathit{Z}}_{\mathrm{v}\mathrm{i}\mathrm{r}}\\ {\mathit{Z}}_{\mathrm{e}\mathrm{q}}={\mathit{Z}}_{\mathrm{v}\mathrm{i}\mathrm{r}}\end{array}\right.\end{array}$

3.3 外在效果评价

3.3.1 稳态/准稳态表征指标

稳态下外在效果指标用于衡量新能源对提升电网电压稳定性和优化电压质量的实际贡献。其关键指标有静态电压稳定裕度、无功储备、节点电压偏差与电压灵敏度。
1）静态电压稳定裕度：该指标通过绘制节点＂鼻型曲线＂，量化当前运行点与电压崩溃点之间的距离 KP ，用以评估新能源接入后，能否有效防止节点电压崩溃，提升系统的静态电压稳定极限 [70] 。
$\begin{array}{c}{\mathit{K}}_{\mathrm{P}}=\frac{{\mathit{P}}_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}-{\mathit{P}}_{0}}{{\mathit{P}}_{0}}\end{array}$
式中：Pmax  为节点电压崩溃对应的节点有功功率水平；P0 为节点当前运行状态的有功出力。
2）无功储备：该指标通过绘制节点的 V-Q曲线，计算当前运行点与电压稳定极限点（曲线＂鼻尖＂）之间的无功功率距离 ΔQS ，用以反映节点应对系统扰动的无功功率储备情况 [71] 。
$\begin{array}{c}\mathit{\Delta }{\mathit{Q}}_{\mathrm{S}}={\mathit{Q}}_{0}-{\mathit{Q}}_{\mathrm{l}\mathrm{i}\mathrm{m}}\end{array}$
式中：Qlim 为节点电压崩溃对应的节点无功功率水平；Q0 为节点当前运行状态的无功出力。
3）节点电压偏差：该指标反映在一段时间内，新能源并网点电压与其参考值的偏差大小 ΔUs 。若通过合理的场内控制优化能使节点电压偏差ΔUs 减小，则说明场站的电压主动支撑能力得到了提升。
$\begin{array}{c}\mathit{\Delta }{\mathit{U}}_{\mathrm{s}}={\int }_{\mathit{t}=0}^{{\mathit{t}}_{\text{meas}\text{ }}}  \sqrt{{\left(\mathit{U}\left(\mathit{t}\right)-{\mathit{U}}_{\text{set}\text{ }}\right)}^{2}}\text{ }\mathit{d}\mathit{t}\end{array}$
式中：U(t) 为 t 时刻节点电压幅值；tmeas  为关心的电压时间范围；Uset  为节点电压参考值。
4）电压灵敏度：该指标量化了新能源并网
点电压和其输出无功功率变化的相对大小（ $\partial \mathit{U}/\partial \mathit{Q}$ ）[72] 。该指标值越大，说明新能源场站对节点电压的控制能力越强，电压支撑效果越明显。
$\begin{array}{c}\frac{\partial \mathit{U}}{\partial \mathit{Q}}=\frac{{\mathit{U}}_{2}-{\mathit{U}}_{1}}{{\mathit{Q}}_{2}-{\mathit{Q}}_{1}}\end{array}$
式中：Q1、U1、Q2、U2 分别为运行点1、运行点 2 的无功功率与电压。

3.3.2 故障穿越态表征指标

外在效果指标用于衡量新能源在故障穿越过程中，对维持并网点电压稳定的实际效果。这些指标的设定和评估，应严格参考相关行业标准，以确保评估结果具有明确的工程指导意义。
1）过电压/欠电压极值：该指标量化了在整个故障及恢复过程中并网点出现的最大电压峰值Umax  和最小电压谷值 Umin  。抑制电压过冲和跌落的程度是评估其暂态电压支撑效果最直观的体现。
2）持续耐受时间：该指标定义了在某个高电压阈值 UH 或低电压阈值 UL 下，新能源能够保证连续运行不脱网的最长时间 tH、tL 。该指标的评估基准可直接采用国家标准中规定的电压轮廓线 [25] 。电压耐受阈值越宽、连续运行时间越长，其暂态支撑能力越强。
为建立评估指标与工程应用间的明确关联，本节对所提几项指标的主导时间尺度及其典型应用场景进行如下阐释。具体而言，内在表征指标揭示了新能源单元的物理本质，是分析所有场景下的共同理论基础。而外在效果指标则是这一共同理论在不同场景下的外在量化体现。在不同场景中，评估的侧重点会因核心矛盾而异。例如，＂过电压极值＂在直流外送场景中是暂态安全的核心，在配电网场景中则更关心电压偏差；但这些指标本身作为衡量电压主动支撑能力的标尺，其物理含义与评估方法是普适的。

4 场站电压主动支撑能力评估

在实际电网调度和运行中，通常将整个新能源场站作为一个整体，在其公共连接点进行管理和考核。因此，大量研究针对场站电压主动支撑能力评估开展，聚焦于量化单元级电压主动支撑能力并将其有效聚合为场站级的等效特性，是从机理探究走向工程应用的关键一步，对准确评估场站并网性能、支撑电网调度决策至关重要。
当前，对场站电压主动支撑能力的聚合，可分为 2 类主流技术路线。这 2 条路线的目标与方法，恰好可以与本文第3章提出的＂内在表征＂与＂外在效果＂两大评估维度相对应，形成了从单元评估到场站聚合的统一理论框架。
1）内在表征的聚合。
第1类方法为基于阻抗模型的等效方法。此方法旨在将整个新能源场站，聚合等效为一个包含源­-阻抗串联模型的简化电路，其核心目标是获取场站级的内在表征参数。可首先依据控制模式或机型参数将场站内发电单元进行分群；随后，对每个同质群组进行群内阻抗聚合，得到其等效阻抗模型；最终，将各群组的等效模型通过汇集网络进行连接，形成一个多支路的场站级等效电路。该方法不仅能更精细地反映场站内部动态，也能分析不同群组间的动态交互问题。目前的研究多采用电路等值变换原理 [73-74] ，如戴维南等效方法，对场内多台变流器的并联阻抗模型进行等值聚合。
然而，这种方法有一定的局限性。阻抗模型通常仅在小信号扰动下成立，因此，只能获取场站在特定工作点下的线性化频域模型，主要适用于分析小扰动稳定性和宽频振荡问题，通过频域响应一致性判断模型聚合等值的准确度。对于大扰动下新能源变流器可能出现的控制切换、饱和限幅等非线性行为，该模型难以准确获知其动态阻抗特性。因此，该方法虽然能较好地反映稳态下的内在表征，但在量化场站暂态电压主动支撑能力方面存在一定的不足。
2）外在效果的聚合。
第2类方法为基于动态行为的分群等值方法。此方法旨在创建一个能够最大程度复现整个场站在大扰动下的非线性时域响应，更侧重于评估大扰动暂态过程，通过保留主导动态特性的方式，实现对复杂非线性系统的有效简化，目前较为成熟和主流。其核心思路是：先根据场内各发电机组的相似运行状态或动态响应特性进行分群聚类，再将群内机组等效为一台或几台等效机组，从而在保证计算精度的同时，有效降低模型的复杂性。整个过程如下。
（1）选择聚类指标并分群。为尽可能减小聚合
模型与详细模型之间的误差，关键在于选取能够反映故障穿越期间场内多机组差异化运行模式的聚类指标。现有研究中选取的指标可分为单时间断面关键物理量与故障期间时间序列2类。首先，依据故障前风电机组的输入风速 [75] 、机端电压 [75] ，或故障过程中 Crowbar/Chopper 的动作状态 [76] ，或故障准稳态时的有功/无功功率水平 [77] 等单时间断面物理量，对场内多运行单元进行差异化状态分群；为进一步反映故障全过程的动态响应特点，选择依据关键物理量的受扰轨迹进行聚类，如考虑故障穿越过程中的有功时间序列 [78] 、短路电流受扰轨迹 [79] ，或功率、电压、电流等多参数时间序列 [80] 的变化规律进行分群。
（2）计算等效模型参数。获取分群结果后，可对群内单元进行等效计算。计算方法有模型等效法和数据驱动法 2 类。模型等效法通过风速等值、风电机组等值、馈线等值等方式，对群内风电机组的等效参数进行计算，其准确性通过时域轨迹一致性进行判断。即在相同的大扰动工况下，对比详细模型与分群等值模型仿真得到的关键变量的动态响应曲线。若二者的暂态轨迹与稳态值均基本一致，则证明等值有效。在等值过程中，为弥补计算误差，有时还需要考虑故障准稳态运行点差异 [76] 进行误差修正。数据驱动法引入人工智能方法，以最小化等效模型与实际响应的误差 [81] 为目标，使用粒子群优化 [78] 或基于密度的空间聚类 [80] 等方法进行参数辨识。

5 未来展望

本文针对新能源电压主动支撑能力评估，构建了＂内在表征­-外在效果＂综合评估框架，为系统辨析与评判新能源并网技术提供了方法论。然而，本框架亦有其明确的适用范围与局限性。首先，该指标体系主要适用于稳态及大扰动准稳态下的技术特性分析，对于次/超同步振荡等电磁暂态过程的捕捉能力有限。其次，指标体系的评估效果高度依赖于对＂内在表征＂（如控制参数、阻抗模型）的精确建模，其在参数未知或黑箱模型下的应用将受到限制。尽管存在上述局限，本框架仍具备广阔的推广前景，可推动从＂能力评估＂到＂参数设计＂，即利用该评估指标体系反向指导新一代＂网源友好＂型新能源控制参数与控制策略的优化整定，从而为高比例新能源电力系统的安全稳定运行提供理论基础与决策支持。
为进一步利用新能源电压主动支撑能力，仍有以下几个方面的研究需要继续。
1）机组到场站电压主动支撑能力聚合评估。
对场站内发电单元来说，空间分散性带来的电压分布特性不容忽视，加剧了机组稳态运行点的差异；故障后暂态过程中控制切换、饱和限幅等因素影响多单元的动态支撑能力边界。多类型控制策略使得无功­-电压关系约束增加，末端电网等弱电网场景中有功­-电压耦合关系增强，机组/场站电压主动支撑的内在表征和外在效果评价均受到影响。场站电压主动支撑能力的实现，以 PCC为目标点，由多单元分散自主响应特性决定，受跟网/构网控制策略特性、电气网络连接关系、外部电网环境的多重约束，是大量运行状态和响应特性迥异的机组综合作用的结果。因此，新能源场站电压主动支撑能力的聚合等值面临重大挑战，需要新的技术支撑。
2）新能源电压主动支撑能力多时间尺度协调。
面向不同时间尺度下的电压支撑需求，场站电压主动支撑关键在于辨明暂稳态电压主动支撑能力与关键控制变量之间的耦合关系。这一过程旨在构建一个能够准确表达暂态电压安全的稳态约束框架，从而指导控制参数的优化及运行方式的调整。然而，当前研究中对故障情况下场内多单元间的相互影响作用考虑不足，对系统动态响应特性的理解不够全面，未能深入探明不同时间尺度下电压主动支撑能力的复杂耦合关系，使得暂态与稳态电压支撑能力之间缺乏必要的协调与配合。未来的研究方向应聚焦于深化对场内单元暂稳态电压主动支撑能力的理解，探索并建立多时间尺度电压主动支撑能力的函数关系模型，形成能够兼顾暂态与稳态电压支撑需求的综合控制优化方法，从而全面提升场站在各种工况下的电压主动支撑能力。
3）大系统空间尺度多电压支撑源协同配合。
新能源场群运行过程中，大系统区域内的电压波动和动态响应变得更加复杂，影响范围也更为广泛，通过场群、无功补偿装置与电网之间的网源协调实现暂稳态电压主动支撑。大系统多节
点关键电气量存在空间传播特性，建立面向故障全过程的空间传播模型，综合考虑多种电压支撑源特性，协调系统中多新能源场站、无功补偿设备、储能等资源的运行点，依据各无功源电压主动支撑能力，制定其时序切入切出顺序，在故障前实现预防控制，故障中、故障后制定恢复策略，有利于系统利用新能源场站的电压主动支撑能力。

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