1 构网型储能背景概述
1.1 新型电力系统亟需构网支撑
众所周知，新型电力系统具有两高特征：高比例新能源大规模并网、高比例电力电子大范围接入。近年来风光装机占比越来越高，而传统火电装机占比越来越低，并在2023年首次降至50%以下。这表明绿色低碳和能源安全保障取得了巨大进展，但风光发电具有随机性、波动性、同负荷的时空错配，严重影响发电的可预测性和平稳出力。电力电子设备已经广泛应用于发电侧、输变电侧、配网和用户侧。这带来了交直流的灵活控制，但电力电子低阻尼、低惯量、控制离散化等运行特性，严重影响系统稳定控制。
总所周知，交流电力系统稳定的三大基石分别是频率稳定、电压稳定和功角稳定，分别对应有功平衡、无功平衡和转速同步，具体又可以分为正常小扰动和故障大扰动下的稳定。对于频率稳定，随着新能源发电不稳定和缺乏系统惯量，抗频率扰动能力不足，频率稳定区范围不断减少，频率失稳风险大大增加。对于电压稳定，由于新能源和电力电子瞬时过载能力较弱，无功调压能力不足，甚至出现电压反调，静态电压稳定裕度不断减少，电压失稳风险较大。对于功角稳定，随着新能源装机占比越来越高，电网强度变弱，加之低惯量和阻尼，极易诱发系统宽频振荡，直至失稳解列停电，类似事故已经多次发生。综上所述，电力系统稳定的三大基石都已经被动摇，亟需构网型储能技术支撑。
1.2 构网技术发展
目前各种构网技术百花齐放，包括同步机组、调相机、构网型储能、构网型SVG、构网型SSC、构网型柔直等。从基本特性、有功调节、无功调节、离网特性、工程应用等五大方面综合对比，构网型储能一枝独秀，其功能最全面、调节特性最优异、应用最灵活、性价比最高，发展前景良好。
1.3 构网型储能相关政策
从政策角度来看，从去年下半年开始、新疆、西藏、福建和国家能源先后发文支持构网型储能发展应用，新疆的发文更是明确了构网型储能技术10条具体要求，涉及电压源、惯量、短时过载能力、调频、调压、阻尼、黑启动等方面。这些扶持政策为构网型储能的可持续发展奠定了基础。
（1）新疆：2023年7月10日，新疆发改委发布《关于组织上报2023年独立新型储能建设方案的通知》，明确规定构网型储能比例和十点技术要求。
（2）西藏：2023年7月24日，西藏发改委发布《关于积极推动西藏电力系统构网型储能项目试点示范应用的通知》，提出要积极推进构网型储能项目示范应用。
（3）福建：2023年12月1日，福建发改委印发《关于组织开展可再生能源发展试点示范项目申报的通知》，提出重点支持新能源加储能构网型技术示范。
（4）国家能源局：2023年9月27日，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知，提出要进行新能源加储能构网型技术示范，显著提高新能源接入弱电网的电压频率等稳定支撑能力，大幅提升风电光伏大基地项目输电通道的安全稳定送电能力。
（5）内蒙：2024年5月20日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区2024—2025年新型储能发展专项行动方案》。文件明确，2024年新开工10GW新型储能，建成投产6.5GW/29GWh；2025年再新开工新型储能11GW，建成投产14.5GW/65GWh。此外，方案还指出，在高比例新能源外送基地、电网局部支撑较弱地区、分布式新能源富集地区，大力推动构网型储能项目建设，充分发挥其惯量响应、频率电压支撑等作用，有力提升新能源大规模高比例接入消纳情景下的电网安全稳定性和供电可靠性。
2 构网型储能变流升压一体机（35kV）
2.1 总体设计方案
本项目构网型储能变流升压一体机系统采用构网型储能变流器、箱变、高压开关一体化集成的方案，一体舱内所有设备采用一台托盘底座集成，可进行整体吊装和运输。一体舱内主要包含干式变压器、开关柜、储能变流器以及通讯动力柜等设备，并拥有独立的自供电系统、温度控制系统、门控照明等自动控制和安全保障系统。系统集成化程度高，环境适应性强，有效减少现场安装调试及后期维护的工作量。
每套5MW构网型储能变流升压一体机主要包括4台1250kW储能变流器、1台2500kVA干式变压器、1套35kV高压组合开关、1台辅助隔离变压器柜、1台低压通讯控制柜、35kV高压室、一体机底座，4台储能变流器接入双绕组变压器的低压侧，通过双绕组变压器升压至35kV，经开关柜接入站内35kV母线。
每套5MW构网型储能变流升压一体机匹配2套0.25C或1套0.5C的5MWh电池集装箱，构成5MW/10MWh（0.25C）或5MW/5MWh（0.5C）构网型储能单元。变流升压一体机原理如下图3：
地基建设时，当多台中压变流升压一体机平行放置时，集装箱间距不小于3m，以保障集装箱散热。
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3.3 构网型储能变流器技术优势
（1）采用三电平高效电气拓扑，满载充放电电压范围1000-1520V，最高转换效率＞99%，满载转换效率＞98.5%，满载电流/电压畸变率＜1%，电能质量优异。
（2）优秀热管理设计：采用二相流换热+多风道复合散热，具备高效散热效率和较低满载温升。
（3）优秀过载能力：在-30℃～+30℃下具备1.1倍长时间过载运行能力，具备120%额定功率2min过载能力，具备150%额定功率10s过载能力。
（4）整机IP65防护等级，在高海拔、高低温、高湿度、高风沙、高盐雾腐蚀等恶劣环境适应能力强。
（5）电池匹配性能好：可以匹配锂电、钠电、液流电池等多种类型电池；单台PCS支持6簇/5簇直接汇流，有效减少直流侧电池簇并联数量和并联环流，有效提高电池一致性、系统可用容量和可用效率。
（6）全面支持构网功能：具备弱电网适应、短时过载、连续故障穿越、相角跳变耐受、并离网切换、黑启动、快速调频、惯量响应、阻尼控制、动态调压等十大构网功能，全面支持各种大扰动、小扰动下的电网动态稳定、快速回复和重建。
（7）专利功率电容寿命预测及故障告警功能，变流器可实现检测直流母线电容和交流滤波电容容量，从而计算出功率电容的寿命，电容寿命终结前可提前预警，防止故障扩大。
（8）DSP+FPGA控制系统，主控DSP失控后仍可实现系统安全关机。
（9）系统控制电源冗余备份及控制电源的故障监测及报警功能。
（10）机内“故障录波”，可实现故障时刻的数据重现，实现故障的快速定位。
（11）“矩阵式”全方位多点温度监测系统，系统工作更加安全。
（12）支持IEC61850、GOOSE等多种通讯通讯协议，可实现10ms的控制机制。
（13）高度集成，占地小，运输、吊装、安装、运维更加便捷高效。
3.4 构网型储能变流器核心功能
构网型储能十大功能价值，可以分为两大类：事故大扰动下系统动态稳定和快速恢复重建、小扰动下支撑三大稳定，贯穿电网全运行状态。
在大扰动工况下，要求储能在弱电网下稳定运行，并能在新能源故障瞬间快速出力支撑电网强度，这就要求储能具备3I/10s的短时过载能力，可以进行连续的高低电压故障穿越，能够耐受相角跳变，最大60°；当外网故障短时无法恢复时，储能可以从并网运行无缝转离网运行，为内网提供稳定的电压和频率，当满足三同期条件时，储能可以从离网转为并网运行；当电网大范围停电时，储能可以作为零压黑启动电源，支持电网的重建。
在小扰动工况下，构网型储能可以进行快速调频和动态调压，实现有功和无功的动态平衡；可以进行惯量响应和阻尼控制，弥补传统跟网型储能缺乏惯量和阻尼的不足，防止功率快速闪变和波动，抑制系统发生宽频振荡。
3.4.1 弱电网支撑功能
一般用新能源场站短路比RSCR表征电网强度，它表示系统容量和设备注入功率的相对强弱，RSCR越大，则设备功率变化或投切对系统影响越小，系统越不容易发生失稳。按照相关国标，RSCR在3以上是强电网，RSCR在1.5~3之间是弱电网，RSCR在1.5以下是极弱电网。
对于PCS：低RSCR电网的电压、频率、相位等极易波动和闪变，考验PCS的控制稳定性。根据实物仿真测试，当RSCR从10突变至1.2，系统从强电网突变为弱电网，构网型PCS保持正常运行，经过一段时间后恢复平稳，如下图9所示。
对于新能源：RSCR是校核新能源场站并网容量的核心指标，也会限制实时上网功率！根据测算，在RSCR不低于1.5的电网强度限制条件下，如果配置10%容量的构网型储能，可以解决弱电网中风光满发时的限电问题，提升风光发电比例 30%！
3.4.2 短时过载功能
我司新一代1250kW PCS创新采用相变+上进风/下（侧）出风+内部扰流的复合热管理架构，带来高效散热效率和热场分布一致性。新一代构网型1250 kW储能变流器自身具备1.5I/10s短时过载能力，按照2倍的构网容配比进行超配后，可以满足构网型储能要求的3I/10s短时过载能力,带来极致的PCS配置灵活性，极大降低构网型储能成本。
3.4.3 连续故障穿越功能
对于常规跟网型储能，要求具备低压和高压穿越能力，而构网型储能则升级为不少于3次的连续低压穿越和高压穿越。
当并网点电压连续3次跌落至0.2U/0.625s，间隔0.375s，构网型储能PCS可以最大3I无功出力，响应时间＜5ms，调节时间＜100ms。
当并网点电压连续3次升至1.3U/1s，间隔1s，构网型储能PCS可以最大3I吸收无功，响应时间＜5ms，调节时间＜200ms。
3.4.4 相角跳变耐受功能
在高低电压穿越期间，往往伴随着故障相的相角跳变，这是由于系统阻抗突变造成的，通常用瞬时电压过零点的改变量进行度量。
对于跟网型PCS，较大幅度相角跳变（＞15°）将严重影响锁相环的稳定控制，导致设备跳机。
对于构网型PCS，端口电压相角幅值保持不变，在相角跳变瞬间快速有功响应，保障故障相的相位恢复稳定，最大耐受相角跳变＞60°！
根据半实物仿真测试，当故障相线电压相角跳变60°，构网型储能PCS快速有功支撑，拖动相角恢复稳定，响应时间＜1ms!
.4.5 并离网切换及离网运行功能
如果经过故障穿越，外网仍无法快速恢复，就需要转为离网运行。在构网电压源模式下，断开外网，由外网供电无缝转入储能离网供电，并构建稳定的电压和频率。
在满足三同步（电压、频率、相角）的前提下，按照上级指令关合并网开关，由离网模式转入并网模式，转由外网供电。
根据半实物仿真测试，从并网切换为离网，并离网切换时间＜1ms，内网电压毫无波动!
3.4.6 黑启动功能
当电力系统大面积停电后，在无外接电源支持的情况下，通过储能电站启动与其相连的发电设备并恢复变电站设备供电，可以为电力系统提供黑启动电源辅助服务。
对于黑启动PCS：具备离网运行、多机并联、零起升压功能，具备46.5-51.5Hz宽频运行能力，可以抑制多机并联运行的振荡、环流和谐波。
对于自启动储能单元：功率应不小于储能电站升压变、站用变及启动电气路径中变压器的空载损耗和线缆损耗之和，并考虑冲击负荷。
黑启动顺序：站用UPS电源——自启动储能单元——集电线路——更多储能单元——升压变——储能场站——相邻新能源场站。
根据半实物仿真测试，构网型储能PCS可以从零开始平稳升压，这个过程一般持续30秒至数分钟，主要为了减缓励磁涌流冲击。
3.4.7 快速调频功能
当电网频率偏差值大于系统频率偏差设定值时，构网型储能变流器应主动吸收或发出有功功率，参与电网频率调节。
整个调频过程类似P-f下垂控制，调频系数Kf在5~50范围内可调，对应有功功率变化满载时的调频范围：1Hz~10Hz，调频响应时间＜20ms!
根据半实物仿真测试，针对充电重载和放电重载，频率分别扰动至46.45~51.55Hz，构网型PCS可以快速精准的进行有功响应，快速支撑频率稳定。
3.4.8 惯量响应功能
当系统频率变化率发生波动时，构网型储能PCS自动调节有功功率，抑制电网频率快速变化，对外呈现惯量特性。
惯性时间常数Tj 在1~50s可调，有功功率变化率最大值＞10% Pn，响应时间＜200ms，调节误差≤±2%PN。
下图是我司构网型PCS惯量调节测试数据，可以看到，惯量响应输出实际有功快速准确，与理论有功需求偏差很小。
3.4.9 阻尼控制功能
当电网频率发生振荡时，构网型储能PCS通过阻尼控制自动调节有功功率，主动抑制电网频率振荡幅度。
阻尼系数D在5~20可调，有功功率变化率最大值＞10% Pn，响应时间＜200ms，最短调节时间＜1s，调节误差≤±2%PN。
根据半实物仿真测试，并网点频率从50Hz快速扰动至50.5Hz，产生低频振荡，从不同阻尼系数下的阻尼响应曲线可知，阻尼系数越大，对振荡的平抑作用越强。
3.4.10 动态调压功能
当电网电压发生偏差时，构网型储能PCS主动吸收或发出无功功率，参与电网电压调节。
电压调节过程类似Q-V下垂控制，调压系数Kv在12.5~33.3范围内可调，对应无功功率满载变化时电压调节范围3%~8%Un；调压启动时间＜5ms，调压响应时间＜200ms！
根据半实物仿真测试，当并网点电压突变至1.05倍，电压调节系数为13，无功电流响应时间＜200ms。
（10）构网型储能电站具备动态调压能力，电网发生扰动全过程中，电网电压发生偏差时，构网型储能变流器主动吸收或发出无功功率，参与电网电压调节；
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