解读南方电网技术：李岩 构网技术发展与工程实践

电源结构变了，系统特性也跟着变

南方电网新能源发展速度超出预期，提前一年半完成“十四五”新能源新增1亿千瓦目标。截至2025年底，新能源装机总规模超2.6亿千瓦，装机占比40%。与此同时，电力电子化电源占比不断上升，预计到2030年、2060年，南网电力电子化电源占比分别达到56%和74%。这种结构性变化带来的不只是数字上的增长，更是系统物理特性的根本转变。

。传统电力系统靠铁基旋转电磁装备主导，新型电力系统则由硅基、碳基电力电子装备主导，两者在稳定机理上存在本质差异。

四类典型挑战：从局部弱网到远距离送出

第一类是新能源接入局部弱电网的失稳问题。2025年迎峰度夏方式下，南网范围内短路比小于3的220kV及以上新能源场站有146个，占比37.8%；小于2的有8个。存在跟网型设备在弱系统下的振荡失稳问题。粤西合和海风场临时接入220kV母线，短路比小于2、短路电流仅0.7kA，2023年9月12日陆上站SVG调试期间出现两次SVG振荡跳闸，引发500kV母线电压15Hz振荡。

第二类是孤岛型电力系统运行问题。云南玉溪新平片区新能源占比92%，220kV玉新双线全线同塔，存在山火跳闸风险。双线跳闸形成孤岛后，仿真显示跟网方案系统持续振荡，构网方案则维持稳定。

第三类是新能源富集区域的消纳问题。以云南文山片区为例，春节期间需要滇南三厂开3机、滇东和雨汪电厂至少各开1机，才能满足天西双线N-2后系统电压稳定需求，电压稳定仍存在对传统机组的依赖。

第四类是沙戈荒、海上风电的送出问题。送端地区就地常规水火电源支撑不足、近区电网薄弱，新能源分布地域广、装机数量多，频率和电压稳定困难，组网难度大。

构网技术的本质：把弱系统补成强系统

上述问题本质上是由于新型电源的电网构造能力（构网）下降导致的，特别是现有电力电子化电源基本都不具备构网能力。构网型变流器可实现高比例电力电子化电力系统的稳定运行，其本质是通过提供惯量支撑和短路电流将弱系统补为强系统。

与跟网型控制相比，构网型控制的关键差异在于：跟网型依赖外部电网电压，对外体现为电流源并联端口导纳特性；构网型则自行构建电网电压、提供主动惯量支撑，对外体现为电压源串联端口阻抗特性，并具备孤网运行及黑启动能力。

实现构网能力需要三大基础：控制基础要求变流器采用体现电压源特性的构网控制策略，如下垂控制、虚拟同步机控制、匹配控制等；能量基础要求有相对稳定的备用能量来源，如风电的转子动能与功率备用、光伏的预留功率备用、储能的锂电池与超容；硬件基础要求变流器具备一定过流能力，故障下避免过流跳机。

技术体系：从系统需求到功率器件逐层落地

构网技术以系统稳定需求为牵引，通过功能要求、规划运行、场站装备、变流器控制和功率器件逐层实现，系统需求向下落实，装备能力向上反馈。六个层次依次是：系统需求与场景（弱网、稳定支撑、故障与恢复）、功能与性能要求（电压源行为、响应特性、故障适应）、规划配置与运行协调（选址定容、运行余量、集群协调）、场站与装备实现（储能、风光、柔直、增强型STATCOM）、变流器与控制实现（同步、调压、功率分担、限流与恢复）、功率电路与器件基础（拓扑、过流、热约束与直流能源）。

这一体系的价值在于把抽象的“构网能力”拆解为可设计、可配置、可验证的分层链条，为装备研发和工程布点提供了统一框架。

国内外标准：强制构网渐成趋势，国内标准密集发布

国外方面，继德国对新并网的柔直和STATCOM装备提出强制构网要求后，英国、瑞典和芬兰从2025年底开始对柔直和D类型（50MW以上或接入110kV以上电网）电力电子装备强制要求构网能力。欧洲ENTSO-E、德国VDE/FNN、英国NESO、法国RTE等机构近年陆续发布构网相关技术标准与规范。

国内方面，多项国家标准已发布。GB/T 47655-2026《电力电子装备和系统的构网性能要求及试验方法》和GB/T 47968-2026《构网型变流器通用技术规范》均于2026年7月发布；《电化学储能构网型变流器技术规范》和《构网型风电并网技术规范》两项国家标准也于9月28日发布。

值得注意的是，各国标准对构网的定义和功能要求尚未统一，总体涉及12种功能需求，对孤岛运行、黑启动及阻抗特性的要求存在差异。国内两项国家标准在电网强度适应性、惯量时间常数、过载能力等指标上也各有侧重。

工程实践：从沙特红海到云南文山

当前世界上最大构网储能项目是沙特红海工程：红海新城占地2.8万平方公里，配备400MW光伏、1300MWh储能系统，成为全球首个100%光伏供电的城市。项目采用构网型储能模拟传统同步发电机的同步运行机制，2023年成功投运，实现孤岛方式长期运行，并在110kV线路故障时成功故障穿越，还完成远程一键黑启动试验。

国内工程同样进展迅速。额济纳源网荷储系统以25MW/25MWh构网型储能为核心，2023年成功投运，首次实现新能源电力系统并离网无缝切换，极高比例新能源下离网稳定运行49小时。云南文山宝池构网储能是200MW/400MWh锂钠混合构网型储能电站，应用了全球首套构网型钠离子储能系统，2025年6月完成国内规模最大、电压等级最高构网型储能带纯新能源广域黑启动试验，20秒快速恢复供电。

装备侧也在拓展，构网设备正由单一储能向构网型柔直、静止同步调相机、构网型SVG等多类型多电压等级发展。南方电网提出融合超级电容的静止同步调相机技术，初始设备投资成本较相同技术要求的传统调相机低30%。

挑战与展望：器件、集群与路线图

电力电子设备实现构网支撑，需具备不脱网及暂态输出能力，现有器件过载能力需提升1~2个数量级。目前多采用增加器件裕量实现变流器高过载，器件成本增高，需要从材料、结构、封装等方面取得突破。系统视角下，欧洲TUGraz团队覆盖11个区域、6800余母线的仿真研究建议过流能力配置为2.5~3.5倍额定电流，约3倍过流可明显缩小故障低电压影响范围。

当前构网装备大多模拟同步机响应特性，未充分发挥电力电子设备控制的灵活性，集群系统还存在控制策略孤立、相互干扰甚至引发振荡的问题。未来需通过构网变流器的优化控制和集群协调控制，使高比例电力电子化系统特性优于传统电力系统。同时，需根据系统需求明确构网技术发展路线，研究何时何地配置何种容量和类型的构网型设备，形成“发展路线图”和布点定容方案。

这组数据勾勒出南网电源结构变化的两个侧面。一方面是总量增长快：2025年底新能源装机超2.6亿千瓦、占比40%，且提前一年半完成“十四五”新增1亿千瓦目标。另一方面是结构性问题突出：2025年迎峰度夏方式下，短路比小于3的220kV及以上新能源场站有146个、占比37.8%，其中小于2的有8个。装机占比越高，弱电网场站越多，构网改造的需求就越紧迫。

从这组工程配置看，构网型储能在数量上占据多数，容量从25MW/25MWh到200MW/400MWh不等，跨度较大。张北柔直和青海宝库高压直挂储能则代表高电压等级、大容量方向的探索。构网设备类型正从单一储能向柔直、风机、SVG、静止同步调相机等多类型扩展，宁夏腾格里在建的320MW构网型储能进一步表明大基地配置正在提速。

这组指标反映了构网设备性能要求的几个关键维度。惯量时间常数方面，国标对构网型变流器要求2~12s可设置，对电力电子装备和系统要求0.1~16s。过载能力方面，国标提出110%额定电流长期运行、125%持续不少于1分钟、300%持续不少于10秒的分级要求；而欧洲TUGraz基于系统仿真的建议值是2.5~3.5倍额定电流。指标层面的差异说明构网性能要求仍在演进中，装备设计与系统需求之间还需要进一步衔接。