构网型新能源并网特性及实测

国网囊北电力有限公司电力科学研究院刘辉2024年6月15日 目录 CONTENTS 构网型控制的三个视角 构网型变流器并网特性分析 1.1三种视角 原理构网 跟网构网本质区别 构网型的基本原理是控制网侧变流器输出电压的幅值/相位使其作为自同步电压源并网模拟后步机运行机制。电压源具备对电网内的有功、电压变化的自主响应机制，具备优异的动态性能但这也导致了在不同时间尺度上，其对直流电压维持能力和机侧能量提出了更高的要求。 下垂/VSG控制 模拟同步机P下垂特性并构建了虚拟惯量根据功率变化量调整电压源相位，实现自同步 2同步方式：锁相环同步 匹配控制 1外特性：受控电压源2同步方式：自同步功率同步、惯性同步等）电压源特菲卖下重垂VSC控制匹配控制 建立变流器直流电容电压与同步机转子转速的匹配关系，实现自同步和直流电压控制。 1.2原理构网 典型控制结构 常用的构网型控制结构有下垂控制、虚拟同步控制（VSG）匹配控制、虚拟振荡器控制四种虚拟同步控制是目前工程上最为常用的控制方式。虚拟振荡器控制少见工程应用 1.3功能构网 现行构网型标准/规范中的功能要求 国外多项标准规范中对构网型提出的功能要求，目前总体分为如下四个大类 1.3功能构网 功能构网的硬件要求 不同的功能对机侧电源、网侧变流器存在硬件要求 稳态运行与小信号稳定通过控制实现，对硬件无特殊要求 频率支撑功能要求机侧电源具备能量储备 电压支撑功能要求网侧变流器最好具备一定的过流能力：孤网运行与黑启动一般需要直流配储能 1.3功能构网 典型设备的功能构网能力 不同类型设备对构网功能需求的满足能力有所差异。对所有设备，电压支撑功能一般需要对网侧变流器适当扩容，其中直驱风机的变流器扩容成本低于双馈 含储能设备可满足全部需求：风机配超容的SVG可提供惯性支撑光伏本身难以提供频率支撑 1.3功能构网 已应用的典型设备 自前有构网型储能、构网型风储一一体机、构网型SVG的工程应用 1.4故障构网 故障构网的控制与硬件要求 故障构网的含义是当系统发生短路故障等大扰动时设备依然能以电压源方式运行控制方面，般需要虚拟阻抗等限流方式，故障期间的能量平衡与直流电压控制、不对称故障下的负序控制是目前驱待突破的难题硬件方面，对网侧变流器过流能力有所要求，且与外部电网强强有关 一种实现构网型变流器故障期间构网的方式：虚拟阻抗/导纳+变流器扩容 1.4故障构网 确定过流能力考察系统短路电流水平 以国内某特高压送端电网结构与典型参数为例，讨论新能源送出系统的短路电流水平 14故障构网 向外看：系统阻抗 在不同位置施加三短路接地故障计算简化系统的短路电流。在220kV及以上母线发生的短路短路电流一一般不会超过3.125p.进步若35kV线路长度超过1公里则短路电流将小于3倍 故障位置：500kV变压器出口处线路长度：假设35kV线路和220kV线路长度均为0短路阻抗：0.1+0.08+014-0.08-0.4pm短路电流：1-04-25P.0 故障位置：220kV变压器出日处回线线路长度：假设35kV线路和220kV线路长度均为0短路阳抗：0.10.08+0.14-032.短路电流：71-0.32-312501 故障位置其他场站的220kV送出线上线路长度：假设35kV线路和220kV线路长度均为0短路阻抗：0110.08+0.14-0.32p.u短路电流：1-032-3125p0 1.4故障构网 向内看：构网型机组连接电抗 构网型机组的连接电抗X是内电势与机端母线间的等效阻抗，受电压开/闭环控制方式、下垂控制参数虚拟阻抗，滤波电抗影响具体可见下图。为满足故障构网能力，般建议x≥0.lpu。 已有机组采用受电流调节的可变虚拟阻抗确保极端情况下（如机端短路）器件不过流。 1.5三视角总结对比 总结对比 原理构网在稳态运行时最容易实现，对硬件无额外要求，通过控制改造即可实现 功能构网对网侧变流器容量，机侧能量/惯量来源等硬件方面提出配额外的要求 故障构网的要求则更进一步需采用虚拟阻抗/导纳电流限幅等方式在短路故障期间维持变流器的电压源外特性。 CONTENTS 目录 构网型控制的三个视角 构网型变流器并网特性分析 21频率支撑 传统同步机系统的有功阶段响应特性 传统同步发电机组成的系统中，有功功率扰动后，功率在各机组间的分配可按时间段划分为初始分配、惯量分配、调差分配个阶段。对应的主要影响因素分别是发电机与扰动点间的电气距离发电机的惯性时间常数发电机的调差系数。 2.1频率支撑 变流器+同步机双机系统频率响应特性 将3种构网型变流器2种跟网型变流器分别与同步机组成双机系统并以双同步机系统作为参照对以共6组双机系统分别进行电磁暂态仿真参数和工况根据右表进行设置观察各自的有功频率响应特性。 2.1频率支撑 变流器+同步机双机系统频率响应特性 阶段 扰动后电源1电源2之间的有功功率分配可借助同步机主导系统的暂态响应三阶段过程进行分析。 阶段一发生在扰动后几ms内，有功功率在电压源间分配与负荷扰动点与电源的电气距离成反比 如图种构网型变流器在扰动初始时刻（t=70s）后短期内都分担了0.08pu左右的有功增量，而两种跟网型变流器有功发生波动，但并未增发 21频率支撑 变流器+同步机双机系统频率响应特性 阶段二 阶段为同步机调速器未出现明显动作前。同步机转子减速主导系统频率下降除定PQ的跟网型外其余四种变流器均可提供有功支撑减缓系统频率下降 VSG的有功支撑能力最强。匹配控制由于源侧采用下垂型附加控制，与下垂控制特性接近。含支撑功能的跟网变流器尽管不参与阶段但可以在阶段按下垂曲线提供有功，因此也与下垂控制特性接近。 2.1频率支撑 变流器+同步机双机系统频率响应特性 阶段三 阶段三为同步机调速器出现明显动作后，稳态时有功功率依据各电源的次调频系数分配 在此阶段同步机发出有功逐渐上升，频率亦开始回开变流器增发的有功开始减少最终，电源1按照各自的一次调频系数（下垂系数）与同步机共同承担有功增发。定PQ的跟网型不增发有功 2.1频率支撑 不同电源的三阶段响应特性对比 构网型变流器的一次调频可参与同步机功率分配的阶段需。源侧功率足够的条件下，构网型变流器同步机构成的大系统的频率响应特性优于纯同步机系统 跟网型变流器不参与阶段一且阶段响应速度慢于构网型，不推荐用于实现主动支撑功能 2.2电压支撑 构网型变流器单机电压响应特性 传统构网型变流器通过无功-电压下垂特性自行构建虚拟电压幅值，具备电压支撑能力 外部电网电压波动时，无功-电压外环维持内电势幅值恒定，构网型变流器输出无功功率支撑并网点电压：电压调节系数越大，电压支撑效果越好 2.2电压支撑 含多变流器系统的电压响应特性典型系统仿真 参考某特高压交流新能源送出系统的线路，变压器参数，搭建了某片区6个场站的电磁暂态仿真模型。其中场站1-3内为跟网型机组场站4-6内为构网型机组。每个场站内机组经倍乘后容量80MW. 场站1-6的220kV送出线长度分别设置为20km、100km、200km、20km、100km.200km。 2.2电压支撑 含多变流器系统的电压响应特性典型系统仿真 测试工况：在t=5s电网电压下降0.2p.u.t=6.8s时恢复 测试结果：电压跌落期间各场站无功均增发，构网型场站电压支撑效果优于跟网型。跟网型在电压恢复后短期内由于电流环响应滞后，出现了明显的额外无功增发存在助增暂态过电压的风险。构网型无该问题 电气距离对电压支撑效果也有影响，具体体现为电气距离越近，电压降越严重，机组提供的无功支撑越多 2.3振荡抑制 构网型对次/超同步振荡的抑制作用 根据某特高压送端新能源多场站短路比典型值构建跟/构网型电源联合并网系统的阻抗模型与仿真模型，基于聚合阻抗频率特性曲线，分析构网型电源占比对振荡特性的影响构网型电源大部分频段内星现正电阻电感物的特性可前弱跟两型变流器的负电阳十电容特 性在算例系统参数条件下构网型机组占比达到20/启系统次/超同步振荡阻尼大手零可有效避免振荡现象发生。 2.3#振荡抑制 强电网下双内环控制构网型的振荡问题与解决 强电网下，采用双内环控制的构网型电源相比于无内环的控制方式壳易出现失稳问题 其本质是在机端引入了个负阻抗（稳态时可抵消滤波电抗）这使得电源与强系统间阻尼很小甚至出现负阻尼。在控制中引入虚拟阻抗可以解决该问题 2.4跟网型和构网型的关系 初步认识 （1）构网型是补充，不是替代：初步研究表明，30%左右的构网配置可能是未来的形态当前的模式跟网型和火电机组的关系更像是常规火车头带动的列车机组，未来跟网与构网的关系更像是动车组（部分车具备驱动能力） （2）跟网型机组并网特性仍需要不断完善：跟网型新能源机组的友好并网永远在路上跟网与构网共存模式需要不断探索。 （3）构网型并网特性也存在很多问题：相比跟网型构网型机组并网性能大幅提升，但肯定存在两面性，多电压源并联特性需要不断深化认知，未知问题必然存在，任重道远。