PPT | 构网型技术和标准现状及发展趋势
- 2026-11-09 18:54:19
PPT | 构网型技术和标准现状及发展趋势
构网型技术与标准现状及发展趋势：全面总结 本报告由朱凌志（中国电力科学研究院有限公司新能源研究所，可再生能源井网全国重点实验室）于2026年6月3日发布，系统性地探讨了构网型控制技术的起源、原理、特性、应用、标准及未来发展方向，是当前该领域最前沿、最完整的综合性研究报告。 核心概念与技术本质 构网型技术是为应对高比例新能源接入导致的电网惯性与转动动能持续下降、频率/电压支撑能力弱化等关键问题而提出的核心解决方案。 （一）技术起源与基本原理 背景：随着风/光等新能源装机比例提升，常规变流器并网控制对电网电压/频率支撑能力不足，构网型技术成为解决高比例新能源系统稳定问题的关键。其核心特征在于“电压源”特性，即设备自身能主动构建并维持电网的电压幅值与频率，模拟同步发电机的运行行为。 核心原理：构网型变流器具备自主建网能力，而非被动跟随电网。 技术定位：与传统“跟网型”技术（grid-following）的根本区别在于控制策略。跟网型设备依赖外部电网提供电压和频率参考，自身不具备独立建压能力；而构网型设备则通过其内部控制系统，通过“电压源”特性模拟同步发电机，实现功率环输出电压指令，而非恒功率控制。根据实时负荷需求自主调节输出，实现电压和频率的自主构建。其控制策略主要包括下垂控制和虚拟同步机控制。 核心目标：解决高比例新能源系统稳定性问题，支撑新型电力系统构建，特别是在极弱电网、黑启动、暂态支撑等场景下发挥不可替代的作用。 （二）与跟网型技术的核心区别 大扰动响应特性： * 暂态响应：构网型设备能即时支撑电网，避免暂态失稳；跟网型设备故障时输出电流不变，易导致暂态同步失稳。 * 关键在于其“自主建压”能力，能在电网崩溃时第一时间建立电压，为系统恢复提供“第一口呼吸”。 稳定支撑作用域： （三）典型应用场景 构网型技术应用及标准现状 （一）工程应用现状 应用价值： * 稳态支撑：在静态条件下提升电网强度，优化系统的阻抗特性，降低次同步振荡风险。 （二）技术标准现状 构网型变流器国家标准解读 （一）核心性能要求 基本定义与技术原则：具备“电压源”特性是核心，模拟同步发电机是主流技术路线；关键参数包括惯量特性、阻尼特性、阻尼比等。 惯量与阻尼特性要求： 电压扰动响应要求： 有功/无功功率控制要求： 一次调频要求： 电压频率运行范围： （二）测试方法与验证 参数辨识：采用“参数辨识”手段验证惯量、阻尼等参数准确性； 构网型技术发展方向 深入分析电力系统真正稳定支撑需求，合理优化构网型设备的技术指标，如SCR、送出线路容量、系统变电站参数等； （二）技术路线层面 关键技术难题 * 多机并联稳定性：单个站点或多个站点的构网型设备并联运行时，其稳定性问题（如低频振荡）已成为制约规模化应用的瓶颈。 结论与建议 综上所述，该报告不仅是一份详实的技术综述，更是一份极具前瞻性的产业指引，对于推动我国新型电力系统建设、保障新能源安全高效消纳具有重大的理论价值和实践意义。 
01
控制策略：构网型设备依据系统网络特性自然输出有功/无功；跟网型设备则依赖外部电网电压/频率作为参考，无法在孤岛或弱网下独立运行。
阻抗特性：构网型在次同步频段具良好阻抗特性，不易发生次同步振荡；但低频段阻抗较差，多机并联时存在低频振荡风险。这一特性与跟网型设备完全相反，是工程应用中必须重点关注的设计与校核点。
在1ms–100ms时间尺度内，构网型设备响应特性优于跟网型；
在100ms以上时间尺度，跟网型设备可控性更强。
暂态支撑：在故障发生和清除瞬间提供电压/有功支撑，改善系统频率、有功/电压分布特性，减少短路故障影响范围。报告明确指出，构网型变流器在次同步频段具备优良的阻抗特性，不易引发次同步谐振；但在低频段（如5-10Hz）的阻抗特性较差，存在多机并联时的低频振荡风险。
稳态支撑：在稳态条件下提升电网强度，优化系统阻抗特性，降低次同步振荡风险。
黑启动：在系统解列后形成局部孤网电源，为系统黑启动提供稳定可靠的能源支持。
02
国外：ESCR1项目（2018）、托伦斯岛项目（2021）、澳大利亚项目（2022）、SMA英国项目（2023）等均采用构网型技术，涵盖储能、SVG、独立电站等多种形式。
国内：截至2025年底，全国已投运及在建构网型项目170余项，主要集中在西藏、新疆等地，以构网型储能、SVG为主，构网型柔直、风电也有示范。
暂态支撑：在电压跌落瞬间，提供有功和无功支撑，改善故障后系统频率、电压分布特性，有效减少短路故障影响范围，是避免大规模脱网事故的关键。
黑启动：在系统解列后，构网型设备可作为局部孤网的“电源”和“黑启动电源”，保障关键负荷的恢复。
国际层面：欧美多个研究机构发布技术白皮书，提出构网型变流器能力指标（如同步惯量、频率响应、阻尼等），但尚未形成统一强制标准。
国内层面：
已完成报批的三项基础性国家标准：《构网型变流器通用技术规范》《构网型风电并网技术规范》《构网型场站接入电网技术导则》。 多项拟立项标准覆盖电化学储能、静止同步补偿装置、风电/光伏电站建模等领域。 地方性文件陆续出台，如新疆、宁夏等地发布关于构网储能建设的技术要求与测试规范。
03
惯量时间常数Tj应不小于2s，且需与同步电机惯性时间常数对应；
阻尼比应不小于0.3，以抑制功率振荡；
惯量响应需满足Δf/Δt > 0，确保系统频率变化时能及时调节出力。
低电压运行范围：U ≥ 0.2p.u.时持续运行≥2s；
高电压运行范围：U ≤ 1.3p.u.时持续运行≥10s；
电流增量初始值ΔI ≤ ΔU/Zr，且限流后持续输出电流不应低于0.95倍最大过流值；
不宜产生负序内电势，保障系统安全。
有功功率变化率应在3%~50%Pn/s范围内可调；无功功率变化率应在3%~50%Pn/s范围内可调；控制误差不超过±2%额定功率；
QV下垂用于稳态电压控制，不宜用于暂态过程。
一次调频死区应为±0.03Hz ~ ±0.5Hz；
调频系数Kf应在30~50之间；
启动时间≤2s，响应时间≤9s，调节时间≤15s；
功率增减幅值限制：加幅值≥10%Pn，减幅值≥20%Pn。
交流端口频率：45Hz ~ 55Hz长期运行；
交流端口电压：0.8Un ~ 1.1Un长期运行；
测试方法：需构建明确模型结构，区分含静态/动态阻尼的控制结构；
仿真与半实物测试：基于理想电压源仿真及实际控制器半实物测试，验证所提方法与指标可行性；
04
* **有功**：需支持3%Pn/s ~ 50%Pn/s的调节速率，### （一）系统需求层面应用场景匹配：并非所有新能源场站都需构网型，需明确构网型设备的应用场景与配置比例；
成本效益权衡：构网型设备载荷能力对成本影响较大，应根据不同应用需求合理配置。
优先发展构网型储能技术：电化学储能具有稳定的电源支撑能力，有利于实现构网型控制，可优先开展相关研发与推广；
研发储能直流耦合联合发电系统构网技术：储能在直流侧耦合，可实现变流器共用，提升设备利用率，降低系统成本；
研发高压、大容量构网型装备：35kV及以上中高压构网型设备可减少层级、降低机组数量，增强骨干电网支撑能力；
突破构网型设备的暂态支撑问题：通过虚拟阻抗法、电流参考值限幅法、模式切换法等手段抑制过电流；
解决多机运行稳定性问题：针对单站或多站构网型设备并联运行的稳定性问题，需加强系统级协同控制研究；
完善测试技术与装备体系：构网型设备特性与跟网型差异显著，需建立专门的测试方法与装备，如基于Grid Forming Plant的附加测试与仿真平台。
暂态过电流：在电网故障期间，构网型设备易出现过电流问题，需通过虚拟阻抗法、电流参考值限幅等手段加以抑制。
测试认证体系：亟需建立一套覆盖“设备性能—系统级效果”的完整测试评价体系，以支撑市场准入和工程应用。
05
构网型技术是解决高比例新能源电力系统稳定问题的重要方向，尤其在极弱电网等场景中价值突出；
当前面向大电网的构网型技术尚缺乏统一认识，亟需在技术要求、应用模式、测试方法等方面加强研究；
储能、光伏、风电等各类发电技术与装备实现构网型控制的条件与难度存在较大差异，其中储能及光/储联合系统具有明显优势；
未来应聚焦于暂态支撑、多机并联稳定性、振荡抑制等关键问题，强化理论研究与试验验证；
构网型技术需统筹考虑自身定位与成本效益，不能盲目追求“全构网”，而应因地制宜、分类施策，推动技术落地与规模化应用。
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