可再生能源交流孤網轉并網運行中的電壓控制策略

鮮文淵， 喬 穎， 李 立， 黎上強， 魯宗相， 藺 紅

（1.新疆大學 電氣工程學院，新疆 烏魯木齊 830047； 2.清華大學 電機系， 電力系統及發電設備控制和仿真國家重點實驗室， 北京 100084； 3.國網陜西省電力公司調度通信中心， 陜西 西安 710000）

0 引言

柔性直流輸電技術具有功率獨立控制、無須無功補償等優勢，在清潔能源并網、孤島供電、海上平臺供電等領域具有明顯優勢[1]～[3]。 近年，越來越多的大型可再生能源集群通過柔性直流輸電送至負荷中心[4]～[6]。

僅通過柔性直流輸電送出時，可再生能源交流孤島系統與交流大電網解耦，柔性直流為交流孤島系統的唯一輸電通道，換流站為可再生能源交流孤島系統提供電壓參考。 交直流混聯送出時，換流站相當于一個PQ 負荷，此時遠端交流大電網為系統提供電壓參考。 柔直電網送端系統在特定的場景下，需要計劃性的從僅通過柔性直流送出模式切換到交直流混聯送出模式。 切換前，交流孤島系統的電壓可由換流站控制； 切換后，交流孤島系統電壓水平由交流主網電壓決定。 目前，國內外學者對于僅通過柔直送出的孤島系統電壓優化的研究相對較少。 文獻[7]提出了一種綜合考慮孤島系統網損及換流站無功裕度的孤島系統電壓多目標優化控制策略；對于交直流混聯系統電壓優化的研究相對較多[8]～[10]。 上述文獻均提供了切換前后的工作點參考，但對于切換過程沒有涉及。 并且，對于兩種送出模式切換過程中的電壓優化策略，國內外尚未見報道。

在可再生能源集群送出模式切換包括直流換流站控制策略與交流系統策略兩部分。其中，變流器切換方面可借鑒微網中并網/離網切換控制的研究，主要可歸類為主從結構（采用主從控制）和對等結構（采用下垂控制）的研究[11]，[12]。 但交流孤島系統由數百萬千瓦的可再生能源組成， 送出模式完成切換并入交流大電網后， 系統的運行點電氣量等均會發生較大變化。 這對交流大電網和其自身均會產生較大沖擊。 為減少送出模式切換帶來的沖擊，須要調整并網點的電壓幅值、頻率、相位與交流主網一致[13]，但電壓幅值則須要實現優化系統狀態。由于送出模式和網絡參數突變，切換前后換流站的安全運行區域也將發生突變，狀態優化，既要減小切換過程中的暫態沖擊，又要保證換流站的安全穩定運行。因此，本文側重于切換前后電壓的優化調整。

目前， 針對柔直換流站的無功裕度刻畫以及穩態運行區域確定已有部分研究。文獻[14]分析了不同電氣量對柔直換流站穩態區域的影響， 為可再生能源-柔直孤網系統的換流站穩定運行范圍確定提供了可行方法。 在柔性直流輸電系統不同運行方式之間切換控制方面，文獻[15]設計了VSC交流側的頻率/有功功率下垂控制策略和直流側有功功率/直流電壓的下垂控制策略，并由此提出了VSC-HVDC 聯網和孤島運行的通用控制策略。文獻[16]提出了一種綜合考慮相位偏移和頻率變化的孤島檢測方法，并基于此方法提出了系統從交直流混聯運行轉為孤島運行和從孤島運行恢復到交直流并列運行的切換控制策略。 該研究為模式切換中頻率、相位同步提供了技術方案，但都是對換流站變流器進行控制，均未考慮系統平衡點與電壓偏差可能帶來的沖擊。

綜上所述，為了解決柔直電網送端交流孤島系統送出模式的切換問題，本文提出一種可再生能源由交流孤網轉為并網運行過程中的電壓控制策略，考慮柔性切換前后系統的運行狀態；通過分析柔性切換過程的具體機理， 提出了以兩種送出模式柔性切換前后可再生能源集群并網點穩態電壓偏差最小為主目標，保證孤島模式下，柔直換流站動態無功安全裕度和電壓安全裕度最大為次目標的電壓控制策略， 實現了兩種送出模式的柔性切換。

1 柔性切換的概念與方法

1.1 送出模式切換過程

某大規模可再生能源柔直和交直流聯網系統拓撲如圖1 所示。圖中：Ps+jQs，Zs分別等效為可再生能源孤島（風電和光伏共計17 個場站） 和線路阻抗；Zg等效為255 km 交流線路阻抗；Pg+jQg，Pgc+jQgc，Pcc+jQcc，Pv+jQv，P△+jQ△分別為交流主網功率、 交流升壓變低壓側功率、 并網點功率、 換流變功率和換流站功率；Us，Upcc，Uv，U△，Ug分別為等效功率源電壓、并網點電壓、換流變電壓、換流站電壓和交流主網電壓；XT，XL0分別為換流變阻抗、 換流站橋臂阻抗；k，kc分別為換流變變比、交流升壓變變比；A 為交直流混聯并網開關。

由圖1 可知， 可再生能源交流孤島系統是由僅通過柔性直流送出模式切換到交直流混聯送出模式的過程。 首先，交直流混聯并網開關A 閉合，開關A 由準同期合閘裝置控制[17]，且與換流站進行通訊，以達到合閘與換流站控制模式切換同期；同時， 換流站交流側控制模式從定交流電壓控制模式切換到定無功等控制模式的過程在10 ms 之內完成，此時系統處于交直流混聯送出模式。在該模式下， 可再生能源交流孤島系統的電壓參考不再由換流站提供，而是由交流主網提供，換流站相當于一個PQ 負荷。 切換完成時，交流線路處于輕載狀態。

1.2 送出模式切換前后系統調壓控制特點

切換前，圖1 中的并網開關A 斷開，此時換流站控制器采用定交流電壓控制模式；切換后，可再生能源集群并網點相當于PQ 節點。 此時換流站控制器采用定無功控制模式， 矢量變換使用鎖相環與交流電網電壓同步相位， 系統的電壓參考由交流主網提供。兩種不同的送出模式下，可再生能源集群并網點的電壓參考點發生變化， 換流站運行點會發生明顯的遷移， 同時整個系統的潮流分布也會發生變化。 若不考慮整個系統中電氣量的調整直接進行切換， 既會在交流線路上產生較大的沖擊電流，對電網造成沖擊，又會影響換流站的安全穩定運行。因此，須要在切換前對整個系統中的可調電氣量、網絡參數進行優化調整，平滑地遷移換流站運行點， 完成兩種送出模式的安全穩定切換。

1.3 柔性切換定義與過程

柔性切換是指兩種送出模式切換前后對電網電壓沖擊最小的控制策略， 即指切換前后可再生能源集群并網點電壓幅值偏差最小和電壓相位最小。本文重點關注電壓幅值大小調整的問題，電壓相位可通過現有研究成果進行優化[16]；同時，保證換流站擁有較大的綜合安全裕度， 換流站的運行點均處在PQ 運行區域內[14]。

圖2 為本文所提柔性切換策略的具體過程。

圖2 柔性切換過程示意圖Fig.2 Schematic diagram of flexible switching process

由圖2 可知，柔性切換過程分為4 個狀態。

①初始狀態：此時系統的送出模式為僅通過柔性直流送出模式，換流站運行點位于圖2（a）中的實心黑點， 換流站的控制模式為定電壓控制模式。 在孤島自動電壓控制優化下[7]，運行點位于換流站PQ 運行區域上下限的正中心， 換流站的綜合安全裕度最大。

②準備狀態：對可再生能源場站無功出力、并網點電壓、換流變變比、交流升壓變變比等可調電氣量進行優化調整，根據優化結果，在保證換流站安全穩定運行的前提下， 將換流站運行點遷移到圖（a）中的空心黑點，使得系統的準備狀態與新運行狀態運行點足夠接近。 此時犧牲了部分換流站綜合安全裕度， 但整個系統仍處在合理的運行范圍之內。

③新運行狀態： 通過準同期裝置將開關A 閉合，系統的送出模式變為交直流混聯送出模式，換流站運行點位于圖（b）中的空心黑點，換流站的控制模式變為定無功控制模式， 此時P/Q 的初值指令與切換前換流器輸出的P/Q 相同， 以達到對系統沖擊最小的目標， 此運行點與準備狀態中的空心黑點運行狀態基本一致，此時模式切換完成。 由于系統的電壓以及換流站的控制模式發生了變化，換流站的PQ 運行區域也相應地發生了變化。

④新優化狀態：針對此時交直流混聯系統拓撲，通過調整優化系統中可調電氣量，將換流站運行點遷移至圖（b）中的實心黑點。

切換后系統已進入穩態， 本文的側重點在于柔性切換的策略， 因此未對第4 種狀態下的無功優化策略進行討論。

2 柔性切換策略

2.1 決策變量

本文策略決策變量為可再生能源場站的無功總出力Qs、換流站并網點電壓Upcc、換流變變比k和交流升壓變變比kc等。 切換前后，并網點電壓值影響最大的為交流升壓變變比kc， 換流變變比k；其次為換流站并網點電壓Upcc。 可再生能源場站的無功總出力Qs對并網點電壓的影響不大。

2.2 目標函數

①并網點電壓偏差最小

柔性切換策略是保證切換前后電網沖擊最小， 即僅通過柔性直流送出模式下的并網點穩態電壓與交直流混聯送出模式的并網點穩態電壓Upccac盡可能接近，柔性切換的表達式為

②換流站綜合無功裕度最大

綜合無功裕度包括換流站動態無功裕度FQ[8]和換流站并網點電壓安全裕度FU。

本文定義換流站動態無功裕度FQ為當前有功下，換流站運行點到PQ運行區域邊界的最短距離，如圖3 所示。

圖3 換流站動態無功裕度示意圖Fig.3 Schematic diagram of dynamic reactive power margin of converter station

由于PQ運行區域與并網點電壓設定值Upcc和換流變變比k 相關，因此，PQ是關于Upcc，k 以及運行功率點Pcc和Qcc的函數，其表達式為

本文定義換流站并網點電壓安全裕度FU為當前運行點電壓Upcc到極限運行電壓Upcc1，Upcc2的最短距離，如圖4 所示。

圖4 換流站并網點電壓安全裕度示意圖Fig.4 Schematic diagram of voltage safety margin at grid-connected point of converter station

由圖4 可得：

在準備狀態須要系統的可調電氣量， 會對換流站的動態無功裕度和電壓安全裕度造成影響，因此， 柔性切換策略的目標函數還應該包括使得準備狀態下換流站動態無功裕度FQ和電壓安全裕度FU最大，即：

式中：α 為權重系數，取值為0.6。 通過式（4），FQ，FU調整為同一數量級。

③綜合優化目標

柔性切換策略總的目標函數為

式中： β 為權重系數， 在本文柔性切換策略中，并網點電壓偏差為主要考慮的目標， β 取值為0.8。

2.3 約束條件

由于切換前后整個系統的拓撲結構和參數有所不同，因此，潮流約束也略有不同。 本文約束包含兩種模式系統運行在安全穩態運行區域，即：

式（6），（7）為潮流方程有解；式（8）為換流站和換流變容量約束；式（9）～（11）分別為換流站的交流電流、直流電流以及調制比約束；式（12），（13）分別為可再生能源孤島無功出力、 系統母線電壓約束；式（14）為換流變變比以及交流升壓變變比約束。 式中，Pi，Qi分別為節點i 的注入有功功率和無 功 功 率；Ui為 節 點i 的 電 壓 值；Gij，Bij為 節 點i和節點j 之間的支路電導和支路電納，θij表示節點i 和節點j 的相角差；Scc為換流站額定容量；Sv為換流變額定容量；IvN為換流站額定電流；Idcmax為換流站最大直流電流；UdcN為直流側額定電壓；m為柔直變流器調制比；mmin，mmax為最小、最大調制比， 本文采用三次諧波注入方式，mmax最大為1.15；μ 為直流電壓利用率， 取0.866；UdcN為直流側額定電壓；Umin，Umax分別為系統電壓的最小值和最大值，取0.97，1.07；kmin，kmax分別為換流變變比最小值和最大值，具體含義詳見文獻[7]。

2.4 模型求解

柔性切換策略就是尋求一組使F 取最大值的動作方式，本文用遺傳算法求解[18]。遺傳算法描述如下。

式中：L 為個體，其由可再生能源交流孤島無功出力Qs、可再生能源集群并網點電壓Upcc、換流變變比k 和交流升壓變變比kc等所有優化變量組成。N 為種群中含有的個體總數，N 值越大越容易找到全局最優解，但會使得遺傳算法耗時更長，占用計算內存更大，在本文兩種狀態優化模型中，N 為120；PA（0）為初始種群，由隨機生成的N 個個體L組成；f 為適應度函數，由目標函數（求極大值時）或目標函數的倒數（求極小值時）構成；s 為選擇策略，本文選擇使得適應度函數最大的個體；p 為遺傳算子，代表交叉、變異操作等，交叉指2 個個體的所有可控變量按照比例重組使得最優個體的基因得以遺傳， 變異指個體的一部分可控變量隨機變為另一個在約束范圍內的值；h 為終止條件，h=200。

3 仿真算例

3.1 仿真說明

本文基于某柔直電網的可再生能源送端實際規劃系統進行仿真，其拓撲圖如圖1 所示。送端可再生能源集群包含17 個可再生能源場站， 其中4，4，5 個可再生能源場站分別通過串型連接到3個匯集站， 再通過220 kV 線路與換流站相連，剩余4 個可再生能源場站直接通過220 kV 線路與換流站相連。 交流主網的電壓等級為500 kV，每個可再生能源場站有不同的有功容量， 總有功容量約為4 500 MW，每個可再生能源場站的無功源容量設置為25%容性無功，10%感性無功。換流站額定容量為3 150 MW。

本節設置兩種切換方案， 方案1 為只調節交流升壓變變比kc的切換方案，方案2 為本文所提切換方案。 設定兩種方案的初始狀態下換流站運行點始終處在PQ 運行區域上下限的正中心，并且所有初始狀態保持一致。 通過對比兩種方案切換前后并網點的電壓差以及換流站綜合無功裕度，驗證本文所提柔性切換策略的有效性。

3.2 典型工況仿真

針對典型工況進行仿真， 設定可再生能源場站出力為總有功容量的50%，通過改變交流主網的電壓設定值， 探究兩種方案切換前后并網點電壓差以及切換前換流站綜合無功裕度的變化情況。 圖5 所示為兩種方案切換前后并網點電壓差變化情況。

圖5 典型工況下切換前后并網點電壓差變化情況Fig.5 Voltage difference change of some nodes before and after switching under typical conditions

由圖5 可知，隨著交流主網電壓的變化，方案一的并網點電壓差的值也會發生較大的變化，這是因為交流升壓變的檔位調節精度有限， 無法保證在不同的交流主網電壓設定值下， 切換前后并網點電壓都十分接近。 而本文所提切換策略可以保證在不同的交流主網電壓設定值下， 切換前后并網點電壓都十分接近。

兩種方案切換前換流站綜合無功裕度變化情況如圖6 所示。

圖6 典型工況下切換前換流站綜合無功裕度變化情況Fig.6 Change of comprehensive reactive power margin of converter station before switching under typical working conditions

由圖6 可知， 由于方案2 優化調整了可再生能源場站的無功總出力Qs、 換流站并網點電壓Upcc以及換流變變比k， 系統的運行點發生遷移，雖然換流站綜合無功裕度略有下降， 但依然保持在一個較高的水平上。

3.3 暫態仿真

對交流主網電壓設定值為1.03 p.u. 的暫態工況進行仿真。 設定可再生能源場站出力為總有功容量的50%， 兩種方案均在6 s 時進行切換，方案2 在5.5 s 時， 根據本文所提策略對系統可調量進行優化調整。兩種方案切換前后并網點電壓變化情況的仿真結果如圖7 和表1 所示。

圖7 典型工況下切換前后并網點電壓暫態仿真結果Fig.7 The transient simulation results of parallel network voltage before and after switching under typical conditions

表1 切換前后系統的參量變化情況Table 1 Changes of system parameters before and after switching

方案2 在切換前根據優化結果對系統中的可調參量進行調整，將系統的運行點進行遷移。兩種方案的暫態過程較為相同，方案2 的并網點電壓在5.5 s時雖有波動，但仍在合理的電壓安全范圍之內，切換前后并網點的電壓差為0.000 1 p.u.，遠小于方案1并網點的電壓差，證明了所提策略的有效性。

3.4 不同工況仿真

設交流主網電壓為1.03 p.u.，通過改變可再生能源場站的有功出力， 分析兩種方案切換前后并網點電壓差以及切換前換流站綜合無功裕度的變化情況，如圖8 所示。

圖8 不同工況下切換前后并網點電壓差變化情況Fig.8 Voltage difference change of grid-connected point before and after switching under different conditions

由圖8 可知，不同工況下，方案2 的并網點切換前后電壓差均遠遠小于方案1 的電壓差。

圖9 為10%～60%可再生能源有功送出場景下兩種方案的換流站無功裕度變化情況。

由圖9 可以看出，方案2 為了保證切換前后并網點的電壓差最小， 雖然犧牲了一部分安全裕度， 但換流站無功裕度下降的比例最多不超過37%，在不同的場站出力下，換流站綜合安全裕度仍維持在一個較高的水平， 進一步驗證了本文所提柔性切換策略的可行性。

4 結論

針對大規模可再生能源柔直孤島系統送端存在兩種送出模式的特殊場景， 本文提出了一種電壓控制柔性切換策略。 該策略以切換前后并網點電壓偏差最小為主目標， 換流站綜合無功裕度最大為次目標， 保證了可再生能源交直流聯網模式切換前后系統的安全穩定運行。 本文所提柔性切換控制策略在不同工況下， 均能保證可再生能源交流孤網轉并網運行模式的穩定切換， 可使得送出模式切換前后，系統運行在PQ 可行域之內，雖然換流站無功裕度稍有下降， 但換流站仍有至少62%以上的安全裕度。 研究成果可為實際工程的電壓運行控制提供指導。