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王潇笛等：考虑频率和电压支撑强度的水风光综合基地直流外送能力评估 2026 年第 4 期

最 大 频 率 变 化 速 率 （ rate of change of frequency， 保障了系统的频率支撑强度。
RoCoF）、最大频率偏差）及各时段新能源节点 同样地，求解获得了两种模型在预想功率扰
多场站短路比，并进行对比分析。 动下水风光综合基地直流功率外送系统的最大频

3.4.1 频率支撑强度约束的有效性验证 率 偏 差 。 研 究 中 设 定 最 大 频 率 偏 差 安 全 限 值 为
基于两种模型的求解结果，计算得到水风光 0.5 Hz，系统的最大频率偏差部分典型时段计算
综合基地直流外送系统各时段的惯性常数如图 10 结果如表 2 所示。
所示。计算结果表明，常规直流外送模型 24 小时
表 2 相同功率扰动下两种模型最大频率偏差
系统惯量最低值为 3.54 s，而本文所提频率-电压
Table 2 Maximum frequency deviation of two models un-
耦合直流功率外送模型最低值为 4.07 s，系统惯量 der identical power disturbance
最小值提升约 15％。可见，所提模型通过优化流 单位：Hz
域梯级水电机组组合策略，增强了系统的惯量水 时刻 常规模型 频率-电压耦合模型
平，以抑制大规模功率扰动后的频率变化速率。 04:00 0.58 0.30
05:00 0.57 0.30

4.4
06:00 0.59 0.24
4.2
12:00 1.76 0.32
惯性常数/s 4.0 13:00 1.78 0.32
14:00
1.83
0.32
3.8
21:00 1.81 0.27
3.6 常规模型;
频率-电压耦合模型 22:00 1.67 0.32
3.4
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00 23:00 1.43 0.23
时刻
图 10 相同功率扰动下两种模型系统惯量对比 根据表 2，在早、中、晚部分典型时段，常
Fig. 10 System inertia comparison of two models 规直流外送评估模型求解所得方案在预想扰动下
subject to identical power disturbance
系统最大频率偏差超过了设定的安全限值，甚至
同时，计算得到各时段发生功率扰动后系统 远高于 0.5 Hz，而本文所提频率-电压耦合直流功
出现的最大 RoCoF，结果如图 11 所示。 率外送评估模型可确保系统各时段最大频率偏差
1.05 常规模型； 均控制在安全限值内，且各时段最大频率偏差数
最大频率变化率/(Hz·s −1 ) 0.95 安全限值 安全限值 统的频率支撑强度。
值均小于常规直流外送评估模型，从而提高了系
频率-电压耦合模型；
1.00

0.90
3.4.2 电压支撑强度约束的有效性验证
0.85
3，为验证所提电压支撑
设定临界短路比为
时刻
0.80 01:00 07:00 13:00 19:00 24:00 强度约束的有效性，对新能源节点进行多场站短
图 11 相同功率扰动下两种模型 RoCoF 对比 路比计算。模型 1 表示常规直流外送评估模型，
Fig. 11 RoCoF comparison of two models under 模型 2 表示本文所提频率-电压耦合直流功率外送
identical power disturbance
评估模型，两个模型下新能源节点 24 个时段多场
研 究 设 定 最 大 RoCoF 限 值 为 0.9 Hz/s， 根 据 站短路比最大值、最小值见表 3。
图 11 可知：常规直流外送模型下，部分时段的最大 结合表 3，常规直流外送评估模型的计算结
RoCoF 超过了安全限值，甚至超过 1.0 Hz/s，易引 果中，新能源节点 24 个时段多场站短路比最小值
发系统频率失稳问题。而本文所提频率-电压耦合 均低于 1.0，表明系统电压支撑强度严重不足。相
直流功率外送评估模型求解所得各时段最大 RoCoF 比之下，本文所提频率-电压耦合直流功率外送评
均严格控制在安全范围内。所提模型通过优化机 估模型所求得的各新能源节点多场站短路比均不
组组合，增加了水电机组的开机数量，从而有效 低于 3.0，且各节点多场站短路比的最大值均高于

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