2025构网型风机的技术革新.docx

构网型风机的技术革新目录 CONTENTS— 背景及意义二 跟网型“主动支撑”三 构网型“主动支撑”四 构网型技术运达探索五 总结与展望一、背景及意义Ø 新型电力系统逐步形成，“双高”特性进一步凸显，电网呈现弱惯量、弱阻尼、弱支撑等特性；Ø 中国“大规模集中式开发，远距离超高压输送”的风电开发模式造成局部电网弱化，新能源消纳及送出面临较大挑战；Ø 提升风电机组等新能源的并网性能越来越受到学者和新能源行业的重视东北地区华北地区西北地区 电源侧风电大容量远距离输送变电站换流站在建变电站在建换流站已投运±1100千伏特高压直流输电工程已投运1100千伏特高压交流输电工程 已投运±800千伏特高压直流输电工程在建1000千伏特高压交流输电工程在建800千伏特高压直流输电工程华东地区负荷侧• 风资源集中在三北地区，用电需求集中于华东地区• 电源侧和负荷侧不匹配目录 CONTENTS— 背景及意义二 跟网型“主动支撑”三 构网型“主动支撑”四 构网型技术运达探索五 总结与展望二、跟网型“主动支撑”--故障电压穿越Ø 故障电压穿越包括低电压穿越、高电压穿越和连续故障穿越等；Ø 风电机组检测机端电压，判断故障穿越状态；Ø 故障穿越期间，控制采用无功优先，裕量发有功的模式，机组按照预定的公式提供无功电流支撑支撑系统电压恢复。

曲线21.3 风电机组可以切出1.21.1电压幅值/p.u.1.0电压升高要求风电机组不脱网连续运行0.9…0.80.3电压跌落风电机组可以切出曲线10.20 0.50.625 1 2 3时间/S… 9 10故障电压穿越曲线故障电压穿越现场测试二、跟网型“主动支撑”--有功频率控制Ø 风电场有功频率控制主要包括惯量响应和一次调频等；Ø 风电场配置调频控制系统，检测并网点频率偏差和频率变化率；Ø 根据检测信号计算风电场惯量响应、一次调频附加有功功率，分配给风电机组执行，实现风电场有功-频率控制；系统频率调节示意图Pact fUaP/Pn 1.20Hz 51.050.51.1550.01.1049.51.05 49.048.51.0048.0有功频率控制示意图0.950.9047.547.021:29:20 21:29:25 21:29:30 21:29:35 21:29:40 21:29:45 21:29:50 21:29:55 21:30:0020/12/18惯量响应现场测试h:m:s二、跟网型“主动支撑”--无功电压控制Ø 风电场无功控制模式主要包括恒无功控制、恒功率因数控制、电压下垂控制和恒电压控制四种；Ø 风电场配置调压控制系统，检测并网点无功、电压和功率因数等；Ø 根据预定的无功电压控制模式，计算风电场无功电压控制附加无功，并分配给风电机组执行，实现风电场无功-电压控制。

Q_MV U_controlQ/Sb 0.040.020.00-0.02-0.04-0.06-0.08-0.10-0.12-0.14-0.16-0.18-0.20-0.220 10 20 30 40 50 60 70U/Ub 1.141.121.101.081.061.041.021.000.980.960.940.920.900.880.86sQ_MV U_control无功电压控制示意图Q/Sb 0.060.040.020.00-0.02-0.04-0.06-0.08-0.10-0.12-0.14-0.160 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55无功电压控制现场测试（大小风况）sU/Ub 1.141.121.101.081.061.041.021.000.980.960.940.920.900.880.86二、跟网型“主动支撑”--阻抗扫频及振荡抑制Ø 风电场/风电机组并网前，一般通过阻抗扫频验证接入电网振荡风险；Ø 当存在振荡风险时，可以通过控制参数优化、阻抗重塑等方法实现特定频次的振荡抑制，并再次通过阻抗扫频验证，直至无振荡风险为止ukabc机组SVG理想电压源三相受控谐波电压源RTLab主电路模型AO DI/DOuabc、iabc实际控制器SVG机组 序阻抗提取 形成设备阻抗矩阵红色：系统阻抗特性蓝色：新能源场站阻抗特性阻抗扫频 风电机组控制示意图二、跟网型“主动支撑”--新问题及新场景Ø 新能源大基地局部电网弱化，新能源控制面临挑战；系统振荡频段从数Hz~数千Hz，呈现宽频特性；系统暂态问题突出，例如是暂态过电压问题；暂态问题宽频振荡电网弱化Ø 除新能源大基地外，离网、深远海（不控整流）、综合能源园区和分散式成为风电重要开发形式对风电的运行适应性和电网支撑能力提出更高的要求。

离网制氢 深远海综合能源园区 分散式目录 CONTENTS— 背景及意义二 跟网型“主动支撑”三 构网型“主动支撑”四 构网型技术运达探索五 总结与展望三、构网型“主动支撑”--基本原理Ø 构网型控制改变了传统跟网型机组的控制逻辑，通过模型同步电机转子运动方程，对外呈现电压源控制和自同步电网特性，能够为系统提供可调控惯量及电压支撑跟网型机组外特性等效构网型机组外特性等效等效PQ节点p 跟网型机组通过功率外环控制得到变流器输出电流指令值，控制机组输出功率，表现为电流源外特性，必须采用锁相环实现同步PQ等效PV节点V Ðqp 构网型机组通过功率外环控制得到并网点电压指令值，直接构造机端电压，表现为电压源外特性，通过有功-频率下垂或虚拟同步控制实现自同步三、构网型“主动支撑”--自主瞬时支撑Ø 跟网型：基于场站级调频/调压控制器下发的有功/无功功率指令实现功率调节；Ø 构网型：利用虚拟同步、下垂等控制手段模拟同步发电机转子运动方程和励磁控制器，外特性与同步发电机类似，具备自主瞬时的有功/无功支撑EWTE'跟网 WTd d 'vgridv'gridESGE'构网 SGPw0Pref +-eK+w*pdroop1sq*sQe-E0+QrefKqdroopUref下垂控制w0w0KpPe-1+ w*1sq*sw-P+-jwg srefQDVSG控制eE0Qref-Kq+ Urefd d 'vgridv'grid频率调节示意图三、构网型“主动支撑”--暂态电压支撑Ø 跟网型：基于机端电压检测，控制目标为无功电流，按照预定公式进行无功电流支撑；Ø 构网型：自主感知系统状态，控制目标为内电势恒定，输出的无功电流与实际需求相匹配，实现自主瞬时的无功电流支撑，可以通过硬件扩容的手段实现短时3倍过流能力，有利于电力系统暂态电压稳定，特别是直流近区暂态电压问题。

3倍过流2倍过流 构网机组电压穿越三、构网型“主动支撑”--弱电网适应性Ø 大规模新能源电源接入电网，使得电网呈弱网（低短路比）特性，随着电网短路比不断降低，跟网型机组的稳定裕度减小，而构网型机组稳定裕度增加；Ø 构网型机组具备更好的弱网适应性能，能适应低短路比和极低短路比下的运行需求跟网稳定域降低强电网（SCR=20）并网点线电压并网点相电流切换极弱电网，出现谐振（SCR=2）谐振消失跟网型模式 构网型模式构网稳定域增加构网型机组弱网适应性分析跟网型及构网型机组双模切换过程波形三、构网型“主动支撑”--主动阻尼Ø 传统跟网型控制下，机组对外表现为小值负电阻的感性阻抗，弱电网场景下更容易形成容感回路引起振荡，构网型控制对机组低频段阻抗特性进行了重塑，具备更强的次、超同步抑制能力，同时省去了控制中的锁相环结构，减小了基频附近的负阻区；Ø 风机跟网模式下接入串补发生次/超同步振荡（13Hz/87Hz），切换为构网模式后振荡消失跟网型加串补（出现振荡）幅值/dB500-50相位/°2000构网型机组 跟网型机组 虚拟同步控制型直驱机组矢量控制型直驱机组低频呈容性基频负阻区-200 1050频率/Hz100500跟网型无串补 构网型加串补87Hz跟网存在振荡风险 构网无振荡风险13Hz三、构网型“主动支撑”--黑启动及独立带载Ø 构网型机组可在无外部电网支撑的情况下实现自启动，自主建立电压和频率，逐步带动其他机组启机，为负荷供电，具备独立带负荷运行功能。

风机N......风机3风电场母线电网并网断路器出口断路器风机1本地监控单元……风机2辅路断路器本地监控单元1 本地监控单元2 本地监控单元31.20.80.40.0-0.4本地监控单元N-0.8-1.20.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4t(s)1.2信号总线总控机0.80.40.0DFIG储能p 风储融合实现机组1自启动p 自主建立机端电压，孤网建压建频p 机组2至n逐步投入孤网p 为其他负载供电-0.4-0.8-1.20.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0t(s)黑启动建频建压过程三、构网型“主动支撑”--优势互补Ø 经过全体风电从业者十余年的攻关及应用，跟网型“主动支撑”技术已经实。