中国电力系统安全稳定性演化综述

能源资源开发程度、分布情况以及负荷需求深刻影响电力系统的发展进程。近年来，受新能源革命影响，中国电力系统电源结构发生深刻变化，大规模新能源并网（同时伴随电力电子设备渗透率提升）导致系统惯量、短路容量不断减小，对系统安全稳定运行产生不利影响。预测能源转型过程中电力系统整体稳定性的变化趋势，提前采取相应的技术措施防止系统整体稳定水平下跌，成为当前电力系统发展的主要任务之一。

（来源：《中国电力》作者：董武 张健, 周勤勇, 张立波, 龚浩岳 中国电力科学研究院有限公司）

《中国电力》2025年第1期刊发了董武等撰写的《中国电力系统安全稳定性演化综述》一文。文章通过对各阶段电网典型稳定问题进行梳理，分析各阶段稳定问题的特点，厘清造成电网安全稳定性转换的机制和原因。在此基础上，对比分析第四阶段以来电力系统安全稳定性发展与以往不同的特点，并为下一步研究提出相应的思路和方法。

摘要

为提前采取措施防范电力系统安全稳定水平下降，需要明确新能源革命对中国电力系统安全稳定性演变的影响。根据中国电力系统发展过程中电网规模的大小及其增长情况，划分了中国电力系统安全稳定性的4个发展阶段，总结了不同阶段电力系统存在的典型稳定问题，分析了各个阶段影响电力系统安全稳定性的主导因素，厘清造成安全稳定性转换的机制和原因。研究表明：新能源革命下电力系统安全稳定性与电力系统规模呈现解耦的特点，建议通过构筑电网演化模型、建立稳定水平综合评估指标，以量化和预测未来电力系统安全稳定水平变化趋势。

01第一阶段（1980年之前）

1.1  第一阶段电力系统发展概况

电网规模小，电力基础设施建设速度十分缓慢是此阶段电网的主要特征。

电源建设方面，这一时期电力全部来源于水、火电。其中，火电占比在70%以上。单机容量低下，大部分机组容量处于100~200 MW以下，最大单机容量不超过300 MW。中国总装机容量由建国初期的184.86万kW经过31年缓慢增至万kW。

电网建设方面，本阶段电网形态以一字长链形、单环网为主，电网结构薄弱。其中，1970年之前中国以110 kV城市电网建设为主，1970—1980年中国开始推动220 kV统一省网的建设，220 kV输变电建设增长规模逐渐超过了110 kV，如表1所示。

表1  1960—1980年间220 kV、110 kV线路长度和变电容量不完全统计数据及其增幅概况

Table 1  Incomplete statistics of the total length of 220 kV and 110 kV lines and substation capacity and the overview of their increase during 1960~1980

1.2  第一阶段电力系统典型事故归纳

电力供应能力低下，电网运行状况恶劣是本阶段的主要特征。1970年之前由于输电距离和传输容量有限，稳定事故影响范围较小。1970—1980年，虽然输电距离和系统容量有所增大，但电网运行状况并未明显改善，加剧了稳定破坏事故的危害性。同时，此阶段人们对于运行规律的掌握以及对安全稳定的认知滞后于系统规模的发展，造成此时期全国范围内稳定破坏事故多达210次。具体典型系统事故及其相关原因如表2所示。

表2  第一阶段典型系统事故及其原因

Table 2  Typical system incidents and their causes in period I

1.3  第一阶段电力系统安全稳定性影响因素分析

由表2可知，电网规模小（基础设施建设薄弱）是制约本阶段稳定水平提升的主要原因，加上人员技术素养薄弱，使得电网稳定破坏事故易发、频发，具体影响因素如下。

1）电网运行环境恶劣：本阶段电网运行环境受运行管理水平和经济条件的制约，用电计划不尽合理、电网基础建设缓慢以及发送变配建设比例不协调共同导致了电力供应短缺的局面，造成电力系统出现长时间低电压、低周波的非正常运行状态，恶化了电力系统的安全稳定水平。如1972年7月27日湖北电网大面积停电事故，继电保护误动跳闸是引发事故的直接原因，而造成事故进一步扩大的原因在于超计划用电，事故前系统已处于低频率运行状态，部分低频减载装置停用，以致事故发生后无法足量切除负荷，未起到保护电网的作用。

2）电网结构薄弱、不合理。

①单回长距离输电线路：高电压等级电网形成之初，通常先出现单回输电线，网架强度低下，易导致功角稳定事故的发生。如东北电网第一回220 kV输电线路水丰—鞍山送电线建成后，发生多起弱联导致的稳定破坏事故。

②弱联系特大环网：在电网发展初期，通常将地理位置相近的发电厂和变电站联接，形成单回线的特大环网，部分线路所送功率通常被沿途变电站消耗，不仅未能发挥相互联络、互为备用的作用，还有可能加剧稳定破坏事故的后果。如1972年7月20日浙江电网瓦解事故。

③高低压电磁环网：高电压等级输电线路在发展初期通常与低电压等级输电线路并列运行，形成电磁环网。当高压线路跳闸后，潮流转移至低压线路，易引起系统稳定破坏。如东北、湘中北电网在220 kV电压等级电网发展初期，曾发生多起由电磁环网导致的稳定破坏事故。

④送受端网络不配套：高一电压等级输电线路投入运行，若相应送受端网络结构未改造或配套不全，会使电力系统留下薄弱环节，有可能出现二次电网故障引发一次主网振荡的情况。

3）电网运行管理混乱：稳定破坏事故的发生与运行管理水平低下密不可分。1970—1980年，与运行管理有关的稳定破坏事故占71.9%。如东北水丰电厂分别于1975年8月和1979年8月发生因调度运行人员未做好稳定计算而导致调整运行方式选择失误造成的静稳破坏事故。

4）人为过失：此阶段电网从业人员整体技术水平不足，发生多起因人员误操作引起的稳定破坏。比如，湖北电网“七·二七”系统瓦解事故就是因人为过失引起丹汉线距离保护误动跳闸所造成。

5）继电保护及安全自动装置问题：该阶段二次设备质量以及装配能力都处于较低水平，由继电保护不正确动作引发或造成事故进一步扩大的现象经常出现。如1973年11月，辽宁电厂发生单相接地短路，因故障切除时间过长，导致事故扩大为两相短路接地，最终造成系统动稳破坏。

综上所述，造成该阶段安全稳定破坏事故频发的相关因素如图1所示。

图1  第一阶段影响电力系统安全稳定性相关因素示意

Fig.1  Schematic diagram of the factors affecting the security and stability of the power system in the first stage

02第二阶段（1981—2002年）

2.1  第二阶段电力系统发展概况

受改革开放影响，经济发展促进了本阶段电力需求的提升，电力系统规模逐步扩大。

电源建设方面，随着发电技术不断进步，本阶段中国大型电厂投运机组容量达200~900 MW。电力系统步入规模化发展阶段，大型电源基地（葛洲坝、龙羊峡、沙岭子等）陆续投产，装机容量不断攀升并于1987年突破1亿kW大关，系统调节能力显著提升。

电网建设方面，1981年平武输变电工程的投产标志着500 kV开始取代220 kV成为中国电网最高运行电压等级。此后，各地区在普遍形成220 kV网架的基础上，陆续发展500 kV网架，华北、华东分别于1992、1998年形成500 kV“U”形网架。电网互联格局由省内互联向跨省、跨区互联发展，系统资源优化配置能力进一步提高。

2.2  第二阶段电力系统典型事故归纳

随着系统规模的扩张，电网电力供应能力和网架结构强度持续提升，运行条件不断改善，系统抗扰能力逐步加强。同时，《电力系统安全稳定导则》（以下简称《导则》）的颁布使得电力系统安全稳定问题受到充分重视，电网运行管理逐渐规范，电网管理水平、运行人员素质与电力工业发展水平和规模不相适应的矛盾得到缓和。此阶段电网稳定破坏事故大幅下降，由1970—1980年的210次下降至1981—1987年的45次，事故年发生率也呈逐年下降趋势。

据不完全统计，该阶段出现的稳定事故次数约为76次，详见表3。其中，静稳破坏事故已基本消失，暂稳破坏事故呈下降趋势。然而，随着电网规模和形态的变化，以低频振荡现象为主的动稳问题开始显露。表4列出了该阶段的典型电网事故。

表3  第二阶段电力系统稳定事故次数不完全统计

Table 3  Incomplete statistics of the number of power system instability accidents in period II

表4  第二阶段典型系统事故及事故成因

Table 4  Typical system incidents and their causes in period II

2.3  第二阶段电力系统安全稳定性影响因素分析

结合表4以及相关事故报告，分5方面对此阶段电力系统稳定性的变化情况进行描述并分析造成稳定性变化的原因。

1）网络结构方面：随着系统规模扩大，输变电建设速度加快，网络结构不断强化；同时，分析能力的提升使得网架结构在改造时机尚未成熟之前，能够采取相应的措施规避风险。比如在华北电网500 kV网架发展初期，曾通过限制500 kV神大线的送电极限以降低220 kV神头—大同二厂线路失稳的风险。

以上因素共同导致了本阶段与网络结构相关的稳定破坏事故减少。然而网络增强和改造存在过渡期，且随着高电压等级网架的发展，短期内难以避免电磁环网或长距离单回线等结构的继续形成。因此，与网络结构相关的稳定破坏事故在本阶段并未完全消除。如1988年宁夏电网发生由220/110 kV电磁环网导致的稳定事故，1996年京津唐电网出现500/220 kV电磁环网引发的系统振荡事故。

2）重要设备运行方面：本阶段中国发电机组的单机容量不断提升，截至1987年，20万kW以上的发电机组达106台。大机组（重要设备）运行不稳定容易诱发系统功角和频率稳定问题，甚至造成系统稳定破坏。东北电网1983—1990年间曾发生多起因发电机组调速系统不稳定而导致的系统振荡以及稳定破坏事故。

3）继电保护与安全自动装置等二次系统方面：本阶段，尽管二次系统建设有所提升，但仍滞后于电网整体发展。随着网络结构的不断加强，与电网自身缺陷相关的稳定事故比例不断降低，与继电保护等二次系统相关的电网事故更为突出。为提升电网安全稳定水平，二次系统的建设和维护工作仍有待加强。

4）运行管理水平与人员素质方面：相对于前一阶段，运行管理水平以及人员素质有显著改善，但仍处于相对较低的状态，导致本阶段依旧发生了多起由人为失误导致的电网稳定事故。如1987年6月21日由于调度配合不当引起华北电网官厅、下花园地区对主系统振荡。又如1991年2月15日由于运行人员误操作引起电厂与系统解列，恢复过程中又擅自操作造成电厂非同期并列，引起系统振荡。

5）低频振荡现象的出现：由于该阶段网架仍处在相对薄弱的状态，为提升电力系统的暂态稳定水平，大机组配置快速励磁系统的比例不断增大，使得电力系统在某些运行方式下，出现阻尼不足的情况，恶化了电力系统动态稳定水平，导致动稳问题以及低频振荡现象的出现。如1994年5月25日南方互联电网由广东某核电站机组跳闸引发来梧罗线出现增幅振荡，最后动稳破坏引发系统振荡事故。此外，湖南凤滩电厂及与其相连的相关线路曾在20世纪90年代期间发生多次低频振荡；广东和香港联网系统亦在1984年2—5月间出现过数十次弱阻尼和负阻尼的低频振荡现象。

低频振荡现象的出现也从侧面反映了此阶段中国电网网络结构有所增强，由薄弱状态向相对薄弱的状态进行转变。以往由于网络结构薄弱，电网抵御故障能力不强，且运行管理人员调度经验较为不足，往往凭借经验安排运行方式，导致线路通常接近稳定极限运行，轻微扰动事件都有可能导致系统稳定破坏的发生，低频振荡现象出现并被观察记录的概率很低。

综上所述，随着中国电力系统初具规模，安全稳定水平有所提升，造成本阶段电力系统安全稳定性变化的相关因素如图2所示。

图2  第二阶段造成电力系统安全稳定水平变化相关因素示意

Fig.2  Diagram of factors causing the changes in the level of security and stability of the power system in the second period

03第三阶段（2003—2011年）

3.1  第三阶段电力系统发展概况

电源建设方面，随着2006年浙江玉环电厂1号机组的投运，发电机组最大单机容量达到MW，能源利用效率进一步提升。与此同时，中国清洁能源也进入初步开发阶段。2006年1月1日中国《可再生能源法》施行，促进了可再生能源的开发利用，截至2011年，中国核电、风电、太阳能等清洁能源装机容量达到万kW。然而，在这一时期，中国电源结构中化石能源仍占主体，火电装机占比仍保持在70%左右。

电网建设方面，随着龙政、三广、楚穗、复奉等高压直流工程的陆续投运，上海、广东地区电网直流落点增多。但从整体上看，本阶段全国仍以交流输电为主。与此同时，以三峡输变电工程和“西电东送”南、北、中3条通道的建设为标志，超高压网架建设不断完善，500 kV全国联网逐步形成，系统资源优化配置能力大幅提升。此外，中国于2009年分别建成了首个特高压交流工程（kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程）和首个特高压直流工程（云南—广东±800 kV特高压直流输电工程），电网发展步入特高压阶段，输电能力进一步提升。

3.2  第三阶段电力系统典型事故归纳

本阶段随着电网发展步入成熟期，中国电力系统发生稳定破坏的场景已基本消失。但随着电网规模的扩大，高压直流数量的增加以及可再生能源发电的起步，这一时期的电力系统亦出现了新的稳定事故类型。为进一步了解电力系统稳定水平状况，对该阶段发生的典型电网事故案例进行梳理，主要包括：低频振荡现象、连锁故障事故、风机脱网事故、直流换相失败事故等，如表5所示。

表5  第三阶段典型电网事故及其分类

Table 5  Typical grid incidents and their classification in Period III

3.3  第三阶段电力系统安全稳定性影响因素分析

将电网发展水平与表5中的典型系统事故相结合，对该阶段电力系统安全稳定概况及相关影响因素描述如下。

1）在本阶段初期，部分地区仍存在低频振荡现象。造成此类现象发生的根源仍在于网络结构不够坚强，但早期受制于线路建设的成本和时机，普遍采取加装电力系统稳定器（power system stabilizer，PSS）的方式来解决动稳问题。例如2005年10月29日，华中电网发生持续5 min的低频振荡，随后采取加装PSS装置来解决这一问题。在本阶段中后期，随着网络结构的不断增强，中国电力系统出现低频振荡现象的次数不断减少并逐渐消失。

2）此阶段电网继电保护、安全自动装置等二次系统动作正确率不断提高，人员技术素养较高，加上仿真技术的进步以及预控手段的完善，电网抵御故障的能力显著增强。系统扰动事件虽然时有发生，但大多未对电网稳定运行造成严重影响。本阶段发生最严重的事故为华中“7·1”事故，因线路相继跳闸造成河南地区电网损失大量负荷，但在事故发生后，得益于调度运行人员及时处置，其影响范围被限制在局部区域。

3）系统规模扩张导致电网运行复杂程度增大，连锁故障发生的风险与日俱增。2005年9月26日海南电网因台风导致某220 kV线路跳闸并影响其保护电源，随后引发大量线路相继跳闸，导致全网崩溃。这类大面积停电事故往往由不可预知的多重故障叠加所致。随着电网规模的扩大，需要优化低频减载、失步振荡解列等控制策略，降低电网连锁故障发生的危害性。

4）随着直流系统的发展以及新能源的兴起，本阶段华东、南方等受端地区电网出现了直流换相失败事故，京津唐、甘肃等地区电网则发生了风机脱网事故。这2类事故通常由邻近交流系统故障导致电压异常所引起，而这些事故发生后又会对交流系统的功角和频率稳定造成冲击。但由于此阶段风电等新能源机组占比较低，直流系统尚处于发展初期，上述事故对系统整体稳定性的影响相对有限，大多数情况下并未导致负荷损失。

总之，第三阶段电力系统稳定水平继续随系统规模扩张而不断提升，并达到历史最高水平，将造成该阶段安全稳定水平大幅提高的相关因素进行整理，如图3所示。

图3  第三阶段造成电力系统安全稳定水平提高相关因素示意

Fig.3  Schematic diagram of the factors contributing to the increase in the level of security and stability of the power system in the third period

04第四阶段（2012年之后）

4.1  第四阶段电力系统发展概况

本阶段中国能源转型步伐不断加快，截至2022年，中国非化石能源装机规模占总装机的49%。其中，新能源装机增长趋势超越传统水、火电，2011年底至2022年期间，风电、太阳能装机年均增长率分别为20.67%和60.08%，而水、火电装机年均增长率仅分别为4.39%与4.80%。

由于新能源出力受自然条件影响大，相较于传统常规机组，其对发电量的贡献程度有限。本阶段起，装机容量的年均增长率显著超越发电量的年均增长率，分别为8.43%与5.87%。这也反映了自第四阶段开始，中国新能源建设步入快速发展时期，可再生能源并网规模显著增大。

在新能源并网规模持续扩大的背景下，中国西电东送潮流不断攀升，已于2022年底达到300 GW。为解决清洁能源电力大规模外送的问题，特高压交、直流工程陆续投产。截至2022年，中国已完成36条特高压线路的建设（直流特高压线路为20条），系统输电能力大幅提升；同时，直流输电技术亦不断进步，于2018年建成的昆柳龙直流工程引入了柔性直流输电技术，其相较于常规直流控制更加灵活，能有效避免换相失败问题。

在上述背景下，为增强调度机构对大电网全局的分析处理能力并促进大规模可再生能源的有效消纳，智能电网调度控制系统应运而生。与原有系统相比，智能电网调度控制系统实现了电网信息的高度集成和共享，提升了多级调度协调运作的效率；对安全稳定的分析评估由离线转变为在线，并在电网实时信息采集监控处理的基础上，实现了大电网的安全预警功能。此外，该系统还创新研发了考虑新能源消纳、兼顾安全与经济的发电计划模型，能有效提升系统对新能源的消纳能力。

4.2  第四阶段电力系统稳定问题概述

新能源大量接入、交直流混联格局持续加深以及直流密集落点不断形成使得电网运行的复杂程度急剧增加。得益于仿真技术的进步以及智能电网调度控制系统的部署，调度机构分析能力、控制能力以及应急能力显著增强，在此背景下，本阶段尚未发生全网性的稳定破坏事故，然而系统稳定性并未随电网规模增大而进一步提高，功角、电压、频率、振荡等稳定问题又重新浮出水面，值得注意的是，这些问题的触发因素和本质与之前已有不同。

4.2.1  功角稳定问题

过去，功角稳定性主要受电气距离和系统惯量影响，随着电源建设以及各电压等级网架结构的加强，功角稳定问题得到有效解决。

然而，当前的功角稳定面临新挑战，一方面，系统惯量随新能源扩张而下降，且受新能源机组结构及电力电子设备控制策略的影响，功角稳定水平有可能发生恶化；另一方面，随着特高压直流工程投运数量的增多，电网连锁故障风险上升，特高压直流闭锁或换相失败可能引发大量潮流转移至交流通道，导致电网暂态稳定破坏。

4.2.2  电压稳定问题

过去，电压稳定性与短路容量、动态无功补偿能力密切相关，属于局部问题。随着系统规模扩大，动态无功补偿能力增强，负荷中心短路容量不断上升，电压稳定性逐步改善。

本阶段中国面临的电压稳定问题相较于以往有所不同。一方面，多直流馈入地区的常规发电机组被大量替代，造成负荷中心动态无功容量减小，电压支撑能力下降；另一方面，直流系统在故障期间不仅不提供无功支撑，恢复过程中还将从交流系统吸收大量无功功率，可能造成电压大面积崩溃，导致电压稳定成为全局问题。以山东电网为例，鲁固、昭沂和银东等多条直流馈入电网后，在大受电方式下，部分交流N–2故障可能导致山东电网发生电压崩溃事故。

4.2.3  频率稳定问题

以往的频率问题主要是由系统规模小，惯量、旋备容量低下所造成的，随着电源建设逐步完善，频率稳定水平得以显著提升。

本阶段装机规模虽然仍在扩大，但频率稳定性却不断恶化。一方面，新能源出力具有波动性和随机性，而电力系统现有灵活调节资源有限，使得频率调节难度增加；另一方面，随着新能源比例提高以及直流输电工程陆续投运，传统常规机组出力受到挤占，使得系统惯量减小，电网调频能力下降。如2015年9月锦苏直流双极闭锁事故就是一起典型案例。事故前华东电网小负荷运行，大量直流馈入功率替代常规机组出力，恶化了系统调频能力，以至于直流闭锁后华东电网频率最低跌至49.56 Hz。

4.2.4  新型振荡现象

以往电力系统曾出现由阻尼不足引发的低频振荡和由串补引发的次同步振荡。而现阶段出现的振荡问题主要是由电力电子设备等装置所引发。

由于电力电子装置具有不同于传统发电机组的控制方式和响应速度，其广泛应用将对电力系统的动态特性产生深远影响，导致本阶段频繁出现次同步振荡和高频振荡现象。如2015年7月，新疆哈密北部地区发生了由直驱风机接入弱交流电网引起的次同步振荡现象，事故严重时曾导致300 km外的火电机组扭振保护动作切机。南方电网也出现了由STATCOM与弱交流电网相互作用而引发的次同步振荡（频率为2.5 Hz）和超同步振荡（频率为97.5 Hz）。

总的来看，本阶段出现的各类稳定问题和振荡现象，其引发原因和本质已与传统电力系统发展阶段有所不同，不再与系统规模直接相关，难以通过扩张电网规模的方式改善系统的安全稳定性。

05中国电力系统安全稳定性演化规律分析

电力系统安全稳定性随电网发展而变化，电网发展的不同时期，电网形态、电源结构、技术水平等特征不尽相同，安全稳定性也各有特点。中国电力系统4个发展阶段的特征如表6所示。

表6  中国电力系统4个发展阶段的特征

Table 6  Characteristics of the four stages of development of China's power system

可见，在电网发展初期，由于系统规模较小（网络结构薄弱，单机容量低下等），稳定问题非常突出（以静稳、暂稳为主）。随着大机组的投运，快速励磁系统的应用以及网络结构的进一步增强，稳定破坏事故逐渐减少，静稳破坏事故基本消失，但同时又出现了动稳问题。电网规模进一步扩大后，虽然由于直流和新能源的起步导致部分地区出现电压稳定问题，但并未对系统整体稳定水平的提升造成太大影响。总而言之，在传统电力系统发展阶段，系统规模与安全稳定之间存在明显的相关性，随着规模的扩张（伴随着网架的增强，最大单机容量的提升，中国总装机水平的提高等），使得电气距离不断缩短，系统惯量、短路容量持续提升，系统安全稳定水平自然而然地不断提高。此外，随着仿真手段和分析能力的不断提升，以及调度方式的改进，运行方式的安排更加科学合理，稳定破坏事故无论是次数还是严重程度都在不断减小。

然而，第四阶段起，随着新能源占比提高（伴随高压直流线路和电力电子设备数量的增加），系统惯量和短路容量呈下降趋势，功角、电压、频率失稳风险逐渐增加。同时，新能源的出力特性增加了系统运行状态的调控难度，稍有不慎有可能使让系统越过稳定边界。这些发展趋势表明，新型电力系统安全稳定性不再与系统规模的扩大呈现直接的正相关关系，单纯发展电网规模对提升稳定水平效果有限，而安全稳定反过来成为限制系统规模（新能源馈入比例）扩大的因素。未来，在规模扩张逐渐失效的情况下，需要考虑可能的技术革新方案，以防范系统安全稳定水平的下降。

06结论与展望

本文对建国以来中国电力系统发展规模、安全稳定性变化历史进行了梳理，并探讨了安全稳定性与系统发展规模之间的关系，结论如下。

1）按照电力系统发展规模（装机、主干网电压等级、电网规模等）的变化过程，可将中国电力系统的发展历程划分为4个阶段。

2）在电网发展的各个阶段，安全稳定情况各有特点，具体表现为：①第一阶段，以静态、暂态为主的稳定破坏事故频发；②第二阶段，静稳破坏事故基本消失，动稳问题开始显现，电网稳定破坏次数总体呈现下降趋势；③第三阶段，稳定破坏事故基本消失，但由于直流和新能源的起步，部分地区电压稳定问题浮现；④第四阶段，随着新能源并网规模的提升以及特高压直流工程的陆续投运，电网电压、频率稳定问题日益突出。

3）在传统电力系统的发展过程中，电网的安全稳定性与系统规模高度耦合，并随系统规模扩大而不断改善。未来，随着能源转型进程加快，受电源结构变化和组网形态改变的影响，电网安全稳定水平发展趋势与传统发展阶段存在区别，电网安全稳定性和系统规模之间的关联性呈现解耦趋势，单纯地扩大电网规模对提升稳定性效果有限。

在扩张电网规模以提升系统安全稳定水平的传统方法逐渐失效的情况下，亟须寻求能够改善电网安全稳定水平的技术措施并明确技术措施的介入时机。为此，分析电力系统稳定水平变化历史，了解当前安全稳定水平所处的发展阶段并判断其未来的演进趋势显得尤为重要。

未来要做的工作总结如下。

1）构建电网演化模型：借助历史数据和已有研究成果构建电网演化模型，分析演化模型各阶段的安全稳定性，梳理演化模型电气距离、惯量、短路电流变化过程，探究系统安全稳定性演化与电网发展规模之间的相关性规律。

2）建立电力系统安全稳定水平表征指标：通过借鉴现有不同类型稳定性分析的相关指标，对电网不同发展阶段下各类稳定问题的情况展开考察，建立安全稳定水平表征指标，从而实现对电力系统安全稳定水平演变过程的定量化分析，为判断稳定水平当前所处的发展阶段提供参考依据。

3）借助电网演变模型以及稳定水平统一量化指标推演未来新能源占比不断提升下电力系统稳定水平的变化趋势，提前预知未来可能出现的稳定挑战和问题，进而寻找可以改变稳定水平下降趋势并提升稳定水平的技术措施。

原标题：中国电力科学研究院有限公司 董武等｜中国电力系统安全稳定性演化综述