构网型新能源并网特性及实测

构网型新能源并网特性及实测国网冀北电力有限公司电力科学研究院2024年6月15日目目录构网型控制的三个视角2构网型变流器并网特性分析21.1三种视角三种视角的关系原理构网变流器控制为自同步电压源并网外特性全工况构网P₅同步环P₅同步环电压源特性θ电压源特性控制器功能构网具备电压、频率支撑能力IIDP+++@DP+++@PQ故障构网U抗控制始终维持电压源支撑支撑故障过电压支撑故障过电压故障低电压3故障低电压3国家电网公司国家电网公司|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，模拟同步机运行机制。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。跟网型跟网型1)外特性：受控电流源；①2)同步方式：锁相环同步；控制器构网型构网型1)外特性：受控电压源；θ模拟同步机P-f下垂特性，并构建了虚拟惯量，p根据功率变化量调整电压源相位，实现自同步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。转子遵度电容电压441.2原理构网1.2原理构网■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。PPCPWM电压+ULfw0L内环ud*](VSG/下垂)(可以省略)Pset/Uae*&Qset+PWMabc/dqP0典型匹配控制的构网型变流器结构典型下垂/VSG控制的构网型变流器结构典型匹配控制的构网型变流器结构5|现行构网型标准/规范中的功能要求稳态运行与美国NREC、澳洲AEMO德国VDE、澳洲AEMO美国NREC、欧洲ENTSO-E英国GC0137、澳洲AEMO德国VDE、美国UNIFI德国VDE、澳洲AEMO工况：电网相位跳变±10~±30°能够稳定运行(故障构网)过载能力美国UNIFI、澳洲AEMO要求：具备一定过载能力，例如1.5倍/2s美国UNIFI、欧洲ENTSO-E英国GC0137、美国UNIFI孤网运行与黑启动德国VDE、美国NREC工况：系统内同步机脱网后稳定运行30s,带0.2pu负荷黑启动美国UNIFI、澳洲AEMO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。无，一般通过控制手段即可实现惯量支撑需要转子动能或直流配储能一次调频支撑需要预留备用或直流配储能无若需实现故障期间构网且提供大于1.0pu的无功电流，应扩容网侧变流器一般需要直流配储能无71.3功能构网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光伏SVG+超容√√√√(网侧扩容)√(网侧扩容)√(网侧扩容)√(机/网侧扩容)√(网侧扩容)√(网侧扩容)√√√(惯量)√(惯量)×√(惯量)√√××××8本风力机步电机N本风力机步电机N储能构网型风储一体机典型结构构网型SVG典型结构1.4故障构网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，一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亟待突破的难题。■硬件方面，对网侧变流器过流能力有所要求，且与外部电网强弱有关。电流限幅控制Iisrf电流限幅控制Iisrf虚拟阻抗控制始终维持扩容支撑EudoLfoLfUU扩容支撑f0"扩容支撑f0"电流内环控制故障低电压电流内环控制故障低电压故障过电压一种实现构网型变流器故障期间构网的方式：一种常见的虚拟导纳控制方式10虚拟阻抗/导纳+变流器扩容确定过流能力—考察系统短路电流水平35kV线路220kV线路500kV线路漏阻/(p.u.)漏感/(p.u.)35kV变压器220kV变压器500kV变压器国家电网公司国家电网公司1.4故障构网■在不同位置施加三相短路接地故障，计算简化系统的短路电流。在220kV及以上母线发生的短路，短路电流一般不会超过3.125p.u.。进一步，若35kV线路长度超过1.1公里，则短路电流将小于3倍。故障位置：500kV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+0.14=0.32p.u.构网型电源无穷大电网0.08p.u.0-0.07p.u.构网型电源构网型电源构网型电源故障位置：其他场站的220构网型电源故障位置：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连接电抗连接电抗35kV变压器35kV线路220kV变压器三种系统结构及短路位置示意图500kV变压器500kV线路无穷大电网220kV线路11.4故障构网■构网型机组的连接电抗Xeq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■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。机端母线电压开环控制QrerlQsJ机端母线ErefQ-U下垂Uc,ErefQ-U下垂Uc,ref(含/不含积分)Xdroop内电势下垂控制等效电抗XvirXj虚拟电抗滤波电抗不是常数，恒大于0Xeq=Xeq=Xdroop+Xvir+X电压闭环控制机端母线机端母线g1)电压单闭环g1)电压单闭环13)虚拟导纳控制Q-U下垂(含/不含积分)Xdrop下垂控制等效电抗不是常数，恒大于0ErefXgXvirXg无滤波电抗机端到系统等值电抗无滤波电抗机端到系统等值电抗内电势Xeq=XdroopXeq=Xdroop+Xvir连接电抗1.5三视角总结对比1.5三视角总结对比■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了额外的要求；■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。层级类别原理构网P-o同步环功能构网电压支撑电压开环/闭环Q-U下垂(含/不含积分网)侧变流器扩容振荡抑制能量/惯量来源故障构网短路故障虚拟阻抗/导纳电流限幅网侧变流器扩容目目录2.1频率支撑2.1频率支撑传统同步机系统的有功三阶段响应特性■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、调差分配三个阶段。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。功率的分配原则(以增发为例)阶段一(初始分配)按发电机与扰动点间的同步转矩系数Ksik分配增切机/投负荷等扰动后，网络中电路的暂态响应迅速结束，改变发电机与故障点间的电压、电气距离、相角差。系统向同步机“强制抽取”初始电磁功率。电压源自然响应按发电机惯性时间常数Hi来分配增加的有功，与发生于发电机调速器动作导致原动机机械功率较大幅度变化之前(包括阶段三的频率变化过程)。此阶段，发电机释放转子动能来提供初始分配的电磁功率，转子减速，频率下降。转子惯量(调差分配)按发电机调速器的调差系数分配到各发电机，与发电机通过调速器响应改变原动机输出功率，频率止跌后回升原动机调门调节，利用锅炉蓄热||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，电源1的下垂控制控制控制跟网跟网对以上共6组双机系统分别进行电磁暂态仿真。一次调频系无网侧变流器网侧变流器电流源附加网侧变流器含内阻电压源含内阻电压源含内阻电流源Xr=0.14puXr-0.08puXr=0.1pu电源12MW变流器450台倍乘本扰动工况设初始负荷为1.5×900MW,电源一、二各承担一半。阶段一变流器+同步机双机系统频率响应特性阶段一■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，三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。各双机系统扰动后0.05s响应波形(电源1有功)阶阶段一—GFMDroopGFLP—GFMDroopGFLP电源2(同步机)的有功功率电源1的机端频率阶段阶段三72.1频率支撑2.1频率支撑阶段一阶段阶段三阶段一阶段阶段三一一电源2(同步机)的有功功率电源2(同步机)的有功功率.—SG2.1频率支撑2.1频率支撑阶段一阶段一电源1的有功功率电源2(同步机)的有功功率电源1的机端频率阶段三7阶段一■在此阶段，同步机发出有功逐渐上升，频率亦开始回升，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 稳态响应趋于一致|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二。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，且阶段二响应速度慢于构网型，不推荐用于实现主动支撑功能。构网型阶段一(初始分配)按发电机与扰动点间的同步转矩系数Ksik分配增加的有功。与导纳成电压源自然响应电压源自然响应电流源不响应(惯量分配)转子惯量虚拟惯量虚拟惯量(附加)不响应(调差分配)按发电机调速器的调差系数分配到转子惯量虚拟惯量虚拟惯量(附加)原动机一次调频一次调频一次调频(附加)不响应2.2电压支撑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Kp、越大，电压支撑效果越好。无功-电压外环控制框图电网电压阶梯跌落/0K-1421构网型变流器并网系统电路拓扑(s)变流器电压有效值、输出无功功率22■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■场站1-6的220kV送出线长度分别设置为20km、100km、200km、20km、100km、200km。构网型机组场站跟网型机组场站构网型机组场站跟网型机组场站35kV线路0.1080.42220kV变压器含6个场站的系统结构图含6个场站的系统结构图2.2电压支撑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。172.3振荡抑制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呈现“正电阻+电感”的特性可削弱跟网型变流器的“负电阻+电容”特性，在算例系统参数条件下，构网型机组占比达到20%后，系统次/超同步振荡阻尼大于零，可有效避免振荡现象发