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新能源开发方式主要分为集中式和分布式。根据我国新能源（如风能和太阳能等）的特点，新能源开发模式以集中式为主、分布式为辅。尤其是在新能源富集的“三北”地区（华北、东北和西北），新能源多采用大规模集中式开发，通过集中接入方式并网。本节从电力系统的调峰、调频、无功（电压）等方面介绍新能源集中并网对电网运行的影响。
大规模新能源集中接入电网后，其出力的随机性和波动性会给电力系统调峰带来新的挑战。特别是风电，一般在夜间出力较大，而用电负荷在夜间较小，风电出力呈现出明显的反调峰特性，往往会增加电网的调峰压力。下面以风电为例说明新能源集中接入对电网调峰的影响。
随着风电接入规模的增大，其随机性和波动性会导致电力系统等效负荷变化，等效负荷指系统固有负荷减去新能源出力。根据新能源出力的波动趋势与电力系统负荷波动趋势的对应关系，可以将新能源对电网调峰的影响分为正调峰、过调峰和反调峰三种情况。
正调峰是指风电出力与用电负荷的波动趋势基本相同，且风电出力峰谷差小于负荷峰谷差，新能源出力正调峰曲线图如图3-10所示。在正调峰情况下，电力系统的等效峰谷差减小，使电网调峰难度减小，有利于电网的运行和新能源的消纳。
过调峰是指风电出力与用电负荷的波动趋势基本相同，但风电出力峰谷差大于负荷峰谷差，新能源出力过调峰曲线图如图3-11所示。在过调峰情况下，电力系统的等效峰谷差将有所增加，使电网调峰难度增加。在电网运行中既增加了常规电源的调整难度，也不利于新能源消纳。
图3-10 新能源出力正调峰曲线图
图3-11 新能源出力过调峰曲线图
反调峰是指风电出力与用电负荷的波动趋势相反，如图3-12所示。在反调峰情况下，电力系统的等效峰谷差将显著增加，从而使得电网调峰难度大幅增加。为了平抑电力系统出现的更大峰谷差，电力系统需要更强的调节能力，需要更多的常规电源参与调峰，当常规电源调节能力用尽后，还不能满足系统调峰要求，新能源将被迫参与电网调峰，以维持电力系统的稳定运行。
图3-12 新能源出力反调峰曲线图
在电网实际运行中，相对于正调峰和过调峰而言，风电出力反调峰出现的概率较高，对电网运行的影响也最大。为直观展示风电对电网调峰的影响，引入散点图来描述风电波动对电网调峰的影响。某电网风电接入后系统峰谷差如图3-13所示，散点图横坐标x轴是原始负荷峰谷差，纵坐标y轴是等效负荷峰谷差，以x=y作为分界线，若散点落入分界线上方，则说明风电接入增加了系统的峰谷差；反之说明减小了系统峰谷差。图3-13中散点大部分落在直线x=y上方，表明风电的接入增加了系统峰谷差。
图3-13 某电网风电接入后系统峰谷差
图3-14 A省风电接入后系统峰谷差
A省、B省、C省风电接入后系统峰谷差如图3-14～图3-16所示。由图3-14～图3-16可以看出，散点大部分都落于x=y上方，尤以C省最为明显，说明C省风电的反调峰特性最为明显，对电网调峰的影响也最大。同时还可以看出，由于风电的接入，增大了系统等效峰谷差，进一步增加了调峰的难度。如B省，原有峰谷差变化范围为120万～280万kW，风电并网后等效峰谷差变化范围100万～350万kW。
图3-15 B省风电接入后系统峰谷差
图3-16 C省风电接入后系统峰谷差
大规模新能源并网后，新能源出力的快速波动可能造成电力系统频率的波动，需要常规机组快速调整出力以维持频率稳定，当新能源波动较快或幅度较大，常规机组调整能力不足时，系统调频可能会面临各种问题。
风电、光伏等新能源机组普遍不具备与常规机组类似的一次调频能力。一次调频是利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机组调速器的作用，阻止系统频率偏移的调节方式。目前主流风电机组的类型是双馈式异步风力发电机和直驱永磁同步风力发电机，其机械功率与电磁功率解耦，使得转速与电网频率解耦，对系统频率响应的惯性较弱，基本不参与电网一次调频。光伏发电系统没有机械旋转装置，通过逆变器并网，也不参与系统一次调频。
传统电力系统频率特性系数计算公式为
式中 K——电力系统频率特性系数；
K L ——负荷频率特性系数；
K G ——发电机频率特性系数；
ρ——备用容量系数（即全系统投入的发电机额定容量总和与全系统总负荷之比）。
由式（3-3）可以看出，当系统中接入的风电、光伏等电源增加时，其对应的K G 将减小，从而造成整个系统的K减小，使得系统一次调频能力降低。在电网出现大功率扰动（如负荷波动、新能源出力波动）时，系统频率扰动幅度会增加，尤其是大容量有功功率突然缺失，将会造成频率大幅度下降，甚至低于系统频率的正常运行范围。
为减少新能源大规模接入对电网频率特性的影响，国内外都对新能源发电参与电力系统调频的相关技术进行了研究。如风电机组通过惯量响应控制、转速控制、桨距角控制技术实现快速频率响应，光伏逆变器通过逆变器控制技术实现频率快速响应。此外，还可以通过虚拟同步机技术，为电网提供功率频率支撑，实现快速频率响应。
二次调频备用容量也称调节备用，是指可供系统自动发电控制系统AGC调节的备用容量，分为向上调节备用和向下调节备用两类，其主要来源包括两部分：①负荷15min预测误差；②负荷15min内波动幅度。
新能源大规模并网增加了系统二次调频备用的需求。一方面，在新能源预测误差较大的情况下，将新能源预测纳入调度计划，可能会增加系统等效负荷预测误差；另一方面，新能源发电出力的波动性也可能增加等效负荷的波动幅度。
综上，在新能源发电预测误差较大及短时波动幅度较大情况下，系统需要增加二次调频容量，提升调频速度以维持频率稳定。
新能源集中接入电网后，由于其有功功率的波动性，会造成电网中无功功率的不平衡，引起电网电压的变化，严重时可导致电压越限。
随着新能源装机规模的增加，系统运行要求新能源发电单元应充分发挥其无功调节能力，与场站配置的动态无功补偿装置配合，满足电网电压稳态调整的需求。此外，在电力系统故障的情况下，新能源发电机组在完成低电压穿越的同时，要向系统提供快速无功支撑，协助系统电压的恢复。
由于我国新能源相关标准滞后等原因，我国大部分新能源发电单元功率因数一般取恒定值。新能源场站的电压控制主要依靠场站端动态无功补偿装置完成，一些场站由于动态无功补偿装置容量或性能不足，无法满足正常运行需要。
随着新能源机组单机容量和场站规模的增大，新能源发电单元有功功率波动也会对电网电压质量产生负面影响。下面以风电场为例，分析风电并网对电压质量的影响。
一方面，风电机组的输出功率随着风速改变而变化，使得注入电网的有功功率和无功功率有所变化，引起风电场母线及附近电网电压的波动；另一方面，风力发电机组的并网与脱网、补偿电容器的投切等操作也会对电网电压造成冲击。
尤其需要注意的是，当风电机组的无功调节能力没有被充分释放，且风电场配置的无功补偿容量或性能不足时，风电并网运行需要从系统中吸收无功功率，因此会拉低风电场并网点电压。特别是在电力系统电压等级较低、系统短路容量较小的情况下尤为严重，风电出力波动有可能造成较大的电压偏差。
风电机组的固有特性也会引起电压的波动和闪变。在运行过程中的电压波动和闪变是由功率波动引起的，而功率波动主要源于风速的变动、塔影效应和风电机组机械特性等。在风电机组启动、停机等典型切换操作过程中，也会产生电压波动和闪变。
电网中的电压波动和闪变，通常会造成电工设备不能正常工作，如影响电视画面质量、电动机转速波动、电子仪器工作失常、自动控制设备异常、白炽灯光闪烁等。风电场功率波动引起的系统电压波动为
式中 P——有功功率；
Q——无功功率；
U——电压；
R——系统电阻；
X——系统电抗。
直驱同步风力发电机与双馈异步风力发电机需要通过电力电子装置接入电力系统，如果电力电子装置的控制模式不完善，将会产生严重的谐波问题。此外，风电场动态无功补偿装置也是电力电子设备，其运行调节过程中也会产生谐波。若风电场的谐波超过规定的允许范围，须装设合适的滤波装置。
我国新能源发电资源主要集中在“三北”（华北、东北、西北）地区，而用电负荷主要集中在“中东部”地区。特别是在西北地区，人口稀少，经济欠发达，用电负荷较低，而新能源开发规模最大，装机容量与最大负荷相当，远超当地市场的消纳能力，需要通过特高压直流远距离送出和消纳。但由于新能源具有波动性且电压支撑能力相对较弱，为了确保直流输电的经济性和安全性，新能源需要与火电打捆外送。在实际运行中，电网发生短路故障电压降低时，可能导致特高压直流换相失败，并从交流系统吸收大量无功，造成电网电压瞬时大幅跌落，进而引起附近区域新能源发电单元进入低电压穿越模式。当特高压直流因换相失败有功过零时，直流有功功率降为零，同时新能源发电单元在低电压穿越过程中，有功减少，并会向系统注入一定的无功功率，这两个因素叠加将造成系统大量无功盈余，从而引发特高压直流线路附近区域电网和新能源发电单元发生暂态过电压。若新能源发电单元耐高压运行能力弱，新能源发电单元可能大规模脱网，严重时可能导致设备损坏和系统失稳等连锁反应。
为解决这一问题，一方面可以通过技术改造，提高风电机组的耐高压能力；另一方面，也可通过增加动态无功补偿装置来提升电网的电压支撑能力。常用的动态无功补偿装置主要有调相机、SVC、SVG等，其中，调相机因单机容量大、运行稳定性好、调节能力强、技术性能佳，能够满足特高压直流大功率扰动下的快速响应需要。在特高压直流送、受端缺乏无功支撑时，采用调相机有利于特高压直流运行的电压稳定，增强特高压直流与其附近区域新能源电力的输送能力。