提升特高壓直流送端電網新能源消納水平措施

張 鑫，劉 飛，王世斌，李媛媛

（1.中國電力科學研究院有限公司，北京 100192；2.國網青海省電力公司經濟技術研究院，西寧 810001）

在“雙碳”目標下，構建以新能源為主體的新型電力系統已成為能源系統的重要發展方向[1]。近幾年，風電、太陽能等新能源在我國發展迅速，目前，新能源的發展主要分為兩類，分別為集中式和分布式。針對新能源集中式發展，由于新能源資源在青海、甘肅等西部地區比較集中，而負荷中心又主要集中在我國東部，所以需要考慮大規模新能源外送問題。

高壓直流輸電技術具備大容量、遠距離、低損耗等優勢，風電、光伏與常規能源打捆經高壓直流送出是大規模新能源外送的典型和重要輸電形式[2-4]。風電、集中式光伏電站等新能源基地與火電廠、水電廠等常規能源經升壓后接入同一高壓母線，再經高壓/特高壓直流系統輸送到遠端負荷中心。同時，為保證在輸電線路故障或停運條件下系統功率平衡，高壓母線上還接入了一定容量的交流系統。另外，新能源機組出力本身具有間歇性和波動性的特點，需要利用常規機組的調峰調頻能力快速平抑新能源機組出力的波動，實現新能源與常規能源打捆外送系統的出力穩定。然而，新能源調峰調頻能力與新能源出力最大化之間存在矛盾，因此，在現有控制技術不進行大幅度改進的前提下，新能源與常規能源打捆高壓直流外送將成為風電、光伏等新能源基地外送的主流輸電形式。

以青海電網為例，截至2020年底，新能源裝機容量約為2 500×104kW，青海電網已建成青海-河南±800 kV特高壓直流輸電工程，輸電容量為8 000 MW，并且青海電網已規劃了第2條特高壓直流外送方案。另外，根據青海電網規劃，2025年青海省將建成兩個千萬千瓦級清潔能源基地，開發總規模達到5 850×104kW，新能源機組裝機容量將超過總裝機容量的65%，因此，青海電網是典型的高新能源滲透率的特高壓直流外送電網。然而，青海電網網架相對薄弱，風電、光伏等新能源的隨機波動性較大，調頻、調壓能力差等問題均將給新能源特高壓直流外送系統穩定運行帶來巨大挑戰[5-6]。在此背景下，研究提高特高壓直流送端電網新能源消納水平的措施具有重要意義。

新能源消納能力與電網供需結構、網源發展協調性、儲能配置情況、電網調峰能力及市場機制等眾多因素有關[7-8]。文獻[9]基于現行西北區域省間調峰輔助服務市場平臺，提出了適宜西北地區負荷特性及新能源消納需求的“源網荷”聯動調度模式及交易機制，然而這些研究沒有結合新能源特高壓直流外送特點。文獻[10]指出，特高壓直流輸電系統發生閉鎖故障、換相失敗或再啟動對送端系統安全穩定性會產生較大影響，特別是直流閉鎖后會引起近區暫態過電壓問題，從而造成風機高壓脫網。文獻[11]針對暫態過電壓問題提出一種基于電容器的風火電源協調控制方案。文獻[12]針對暫態過電壓問題研究直流系統無功調節與風電機組無功電壓控制的機理。文獻[13]通過仿真指出，隨著風光等新能源出力比例的增大，直流外送系統抗干擾能力降低。文獻[14]分析了新能源接入的交直流弱送端系統功角和過電壓特性，以及對直流外送能力的影響。

上述研究主要分析了影響風、光、火打捆直流送出系統新能源消納水平的因素，較少涉及提高新能源消納水平的綜合策略。為此，本文提出了能夠提高特高壓直流送端電網新能源消納水平的措施。首先，研究影響特高壓直流送端電網新能源消納水平的因素；其次，提出提高特高壓直流送端電網新能源消納水平的方法；最后，通過青海電網算例驗證所提方法的正確性和有效性。

1 影響高壓直流送端電網新能源消納水平的主要因素

新能源和火電打捆高壓直流輸電系統如圖1所示。由圖1可知，該系統主要包含兩條送出支路：一條是通過交流線路送出，其功率為P1+jQ1，P1、Q1分別為通過交流線路傳輸的有功和無功功率；另一條是通過高壓直流輸電系統送出，其功率為PD+jQD，PD、QD分別為通過高壓直流輸電系統送出的有功和無功功率。圖中：Ps+jQs為火電機組發出的功率，Ps、Qs分別為火電機組發出的有功和無功功率；Pw+jQw為新能源發出的功率，Pw、Qw分別為新能源發出的有功和無功功率；Qc為換流站投入的無功補償功率；Qb為交流線路電納產生的無功功率；X為交流線路等值電抗；U為無窮大母線電壓，表示受端交流系統電壓；Ut、Uw分別為火電機組和新能源機組機端電壓；Ud為火電機組和新能源發電共用交流母線電壓。

圖1 新能源高壓直流送端電網示意Fig.1 Schematic of new energy sending-end power grid transmitted via HVDC

影響高壓直流送端電網新能源消納水平的主要因素有頻率穩定和暫態過電壓。

1.1 頻率穩定

隨著風機等新能源比例的持續增大，系統中同步機裝機容量隨之降低，其慣性時間常數隨著新能源接入比重的增大而減小。一旦發生功率擾動，例如直流閉鎖或換相失敗引起的不平衡功率，將會對高壓直流送端電網頻率產生沖擊，造成暫態頻率最大偏差及穩態頻率偏差加大，影響系統頻率穩定。

對于圖1中的高壓直流送端電網，高壓直流輸電一旦發生閉鎖，其瞬間產生的不平衡功率、發電機的調速器和負荷均會參與有功平衡，這些因素與頻率間的暫態變化關系可表示為

式中：TJeq為高壓直流送端系統等值慣性時間常數；Δf*為頻率偏差；分別為發電機等值單位功率調節系數和負荷頻率調節系數；Pd為不平衡功率；TG為同步電機調節時間常數，表示從氣門動作到有功功率出力變化的延時時間。

對于瞬間不平衡功率Pd，在頻域下表示為，則在頻域下頻率變化Δf(s)可表示為

式中，s為復頻率。

由式（2）可以得到頻率最大偏差；當s→0時，頻率的穩態偏差可表示為

由式（2）、（3）可知，一旦新能源出力不具備調頻能力，也就是無慣量支撐，則隨著系統能源滲透率的提升，相當于發電機單位功率調節系數減小，系統等值慣性時間常數Teq減小，直流送端系統最大功率偏差和穩態偏差均增大，影響系統的頻率穩定，即頻率穩定是影響直流送端電網新能源消納水平的重要因素之一。

1.2 暫態過電壓

假設圖1中新能源場站距離換流站電氣距離較近，即Uw≈Ud，交流線路傳輸功率可表示為

一旦高壓直流發生閉鎖故障，則PD=0，QD=0，在短時間內，同步機出力Ps不發生變化，如果新能源不進入高低穿策略，則新能源出力Pw也不發生變化；如果由于電壓過高或過低使新能源機組進入高低壓穿越策略，需要分析新能源出力的變化。風機低穿時（電壓低于0.9 p.u.），風機有功功率和無功功率變化量可表示為

式：ΔPw、ΔQw分別為故障期間風機有功功率和無功功率出力變化量；kw為低穿期間風機有功功率比例系數，取值為0.1～0.5；λw為低穿期間風機無功功率比例系數，取值為1～2。

新能源并網電壓可以近似表示為

假設新能源機組沒有進入高低穿策略，一旦直流閉鎖，由式（4）可知，流過交流線路的有功功率突然增大，而送端換流站投入的無功補償裝置（濾波器等）不能及時退出運行，瞬時無功盈余較多，即P1和Q1將會突然增大，由式（8）可知，新能源并網電壓將突然增大，會引起暫態過電壓問題。一旦新能源機端電壓超過1.3 p.u.，則新能源機組過電壓脫網，因此暫態過電壓是影響直流送端電網新能源消納水平的重要因素。

2 提高新能源消納水平措施

2.1 頻率方面

由式（2）、（3）可知，假設新能源無調頻能力，則將新能源高比例接入后，相當于直流送端電網等值發電機單位功率調節系數和等值慣性時間常數Teq減小，一旦發生功率擾動，頻率偏差較大。為了應對這一問題，需要新能源機組參與一次調頻。

1）風電機組參與一次調頻與慣量控制

在頻率變化時，風電機組參與一次調頻與慣量控制模型如圖2所示。其中，Δf為電網頻率偏差；Tf為采樣時間；Kf為風機參與一次調頻的系數；Tli為低通濾波參數；Kw為虛擬慣量；Twi為慣量控制時間常數；FLAF_F、FLAF_W為風機參與一次調頻和慣量控制的信號。

圖2 風機參與一次調頻與慣量控制框圖Fig.2 Block diagram of wind generators participating in primary frequency regulation and inertia control

當頻率變化后，假設頻率降低，則頻率偏差Δf為正，經過一次調頻產生功率調節量ΔPf和經過慣量控制的功率調節量ΔPw均為正，導致風機功率調節量ΔPref為正，控制機組有功功率輸出增加，會使風機轉子頻率進一步降低，最后風機有功功率控制模式（轉速模式）將引起有功功率指令下降，從而把輸出功率降低。如果風機初始預留備用容量，即留有一定的槳距角，則優先使槳距角降低實現功率上升，此時由于沒有降低轉速，所以不會有后續的功率下降過程。

2）光伏機組參與一次調頻與慣量控制

光伏發電模型搭配一次調頻和慣量控制功能時，需要對光伏陣列進行改造。光伏陣列可以使用帶伏安計算的電池公式，出力等效為恒功率源，其輸出功率可表示為

式中：PM為光伏出力；UM、IM分別為最大功率點運行下光伏的電壓和電流；s0為當前光照強度；sref為標準光照強度；k為電池材料系數；krp為備用系數。

在穩態運行時，光伏在最大功率點運行的基礎上預留出一部分功率Prp作為調頻功率，即

光伏參與一次調頻和慣量控制的框圖與風機類似，一旦出現頻率偏差，則光伏出力增大，只要光伏出力不超過最大功率點，則認為光伏可持續提供功率支撐。而一旦光伏出力超過最大功率點，則光伏出力被最大功率點鉗位。實際上，備用功率可以理解為光伏穩態運行時并非運行在最大功率點跟蹤MPPT（maximum power point tracking）最優工作點處，也可以理解為光伏結合了儲能提供功率支撐。

2.2 電壓方面

風電、光伏等新能源場站通常位于結構薄弱的末端電網，且本地負荷有限，大量有功功率長距離匯集至特高壓直流送端換流站，需要大量的無功支撐。然而，新能源機組的調壓能力和高、低壓穿越能力遠不如常規機組，配套的無功補償設備性能參差不齊且缺乏協調，因此新能源集中送出地區電壓穩定問題非常突出，故障情況下很容易誘發大規模的連鎖脫網事故。由式（5）和式（8）可知，直流閉鎖后無功功率盈余是造成暫態過電壓的主要原因。

因此，本節主要研究調相機、靜止無功補償器SVC（static var compensator）和靜止無功發生器SVG（static var generator）等動態無功補償裝置對新能源消納水平的影響。

1）分布式調相機對新能源消納能力的影響

調相機不僅能夠發出無功，而且可以吸收無功，其控制策略如圖3所示。其中，Uref、Ut分別為參考電壓和機端電壓；If、Ifmax_ref和If_ref分別為勵磁電流測量值、最大瞬時勵磁電流限制值和過勵磁電流限制值；Emax、Emin分別為勵磁電壓最大和最小值。調相機控制一般采用定機端電壓控制方式，通過調節勵磁電壓來保持機端電壓穩定。當交流系統發生交流故障時，同步調相機進入過勵狀態運行，勵磁電壓會隨勵磁電流的增大而增大，從而增大無功功率的輸出。為防止瞬時勵磁電流過大，勵磁調節器配備有最大勵磁電流限制環節，如果勵磁電流超過過勵電流限制值，并且其持續運行時間超過某一設定時間，強勵反時限限制器會通過向勵磁調節器傳遞過勵信號，使勵磁電流被限制在一個能長時間穩定運行的電流水平，避免轉子內部的熱量積累過高。

圖3 同步調相機控制框圖Fig.3 Control block diagram of synchronous condenser

通過在暫態電壓嚴重地方布置調相機，可以利用同步調相機快速調節無功功率能力，限制暫態過電壓水平，進一步增大直流送端電網新能源消納水平。直流送端電網新能源分布比較分散，需要優化調相機的位置和容量；同樣，由于調相機影響新能源短路比，所以可通過對新能源接入地區短路比的分析來進行調相機的安排。

2）SVC/SVG對新能源消納能力影響

SVC和SVG均可以動態補償無功功率，與同步調相機的區別是SVC和SVG是由電力電子設備組成，不提供短路電流。然而，SVC和SVG在配置時需要考慮其“錯位補償”效應，其控制策略如圖4所示。依據被控母線電壓與目標設定之間的偏差，動態調節等值并聯電納Bs，以實現動態無功補償。圖4中，Us、Usref和Uerr分別為被控制母線電壓、參考設定值及兩者間的偏差；為調節器內部增益環節前的電壓偏差；Tm為電壓測量時間常數；Ta、Tb、Tc和Td為調節器超前滯后環節時間常數；ΔUmax、ΔUmin分別為電壓偏差最大值和最小值；Ks為增益系數；Bt、Bc和Bs分別為調節器輸出、強補環節輸出和SVC輸出的等效電納值；Bmax、Bmin為Bs的最大和最小限制值；Tt為模擬SVC響應延時的慣性時間常數；δU為強補投退的電壓閾值。當Us跌落且Uerr>δU或Us升高且Uerr<-δU時，強補功能投入，Bc直接置為Bmax或Bmin，實現最大的容性補償或感性補償，從而快速抑制電壓跌落或升高。當|Uerr|<δU時，強補功能未投入，Bc對應為調節器輸出值Bt；當采用高增益系數Ks時，小幅值的電壓偏差Uerr即可使Bt?Bmax。

圖4 SVC控制框圖Fig.4 Control block diagram of VSC

通過分析SVC電氣量暫態響應的軌跡發現，SVC存在無功電壓“錯位補償”效應，即電壓跌落時無有效無功輸出，以及電壓恢復時大量盈余無功輸出，其程度與SVC參數關聯密切，需要對其參數進行優化。

3 算例分析

青海電網是一個高比例新能源送端電網，本節以2025年青海電網規劃為例，驗證本文理論分析的正確性和有效性。

圖5為2025年青海省750 kV電網在省內東部形成“日”字形環網、西部形成兩個“口”字形環網的網架結構。青海省內東西部電網通過4回750 kV線路聯絡；與甘肅電網之間形成7回750 kV聯絡線；通過雙極±400 kV直流與西藏電網相連；通過雙極±800 kV直流與河南電網相連；擬通過雙極±800 kV直流與福建電網相連。

圖5 2025年青海電網高壓直流送端網架結構Fig.5 Grid structure of HVDC sending-end of Qinghai power grid in 2025

選取青海電網2025年冬季，方式為基礎研究方式，在該方式下青海電網計算負荷為12 137 MW，火電機組出力為1 378 MW，水電機組出力為3 495 MW，風電出力為3 307 MW（同時率20%），光伏出力為30 559 MW（同時率72%），青豫直流外送功率為8 000 MW，海西直流外送功率為8 000 MW，青藏直流外送功率為600 MW，甘青斷面交流外送8 439 MW。

3.1 安全穩定分析

在青海2025年冬季13：00新能源大發基礎方式上，假設安裝15臺分布式調相機（單臺容量50 Mvar），不考慮SVC/SVG控制下，青海青豫直流或海西直流換相失敗后，直流近區新能源機端電壓超過1.3 p.u，出現新能源機組過電壓脫網現象，其故障后系統暫態響應如圖6和圖7所示。

圖6 青豫高壓直流換相失敗新能源機端電壓變化曲線Fig.6 Curve of new energy voltage on machine side under Qingyu HVDC commutation failure

圖7 海西高壓直流換相失敗新能源機端電壓變化曲線Fig.7 Curve of new energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure

針對這種情況，需要從新能源一次調頻能力、分布式調相機配置及SVC/SVG控制角度，提高新能源的消納水平。

3.2 分布式調相機效果

青豫直流換相失敗故障后，在網內配置15臺分布式調相機方案下，近區光伏機組機端電壓暫態最高值1.32 p.u.；海西直流換相失敗故障后，近區光伏機組機端電壓暫態最高值1.35 p.u.，故障后將引發近區新能源機組脫網現象。在網內配置43臺分布式調相機方案下，青豫直流換相失敗故障后近區光伏機組機端電壓暫態最高值1.22 p.u.；海西直流換相失敗故障后，近區光伏機組機端電壓暫態最高值1.27 p.u.，過電壓控制效果明顯，故障后近區新能源機組未出現脫網現象。

經過計算，在配置15臺分布調相機方案下，青海電網新能源消納規模為25 802 MW，相對于青海全網電源出力規模，新能源出力占比約為84.1%；而在配置43臺調相機的方案下，青海電網新能源消納規模由25 802 MW增加至29 622 MW，增加了約3 800 MW。

3.3 SVC/SVG動態無功補償裝置效果

在網內配置43臺分布式調相機方案下，SVC/SVG緊急閉鎖控制策略對新能源機端母線電壓特性的影響如圖8所示。經仿真計算表明，考慮SVC/SVG緊急控制策略時，受青豫直流換相失敗故障后新能源機組機端過電壓脫網問題制約，青海電網新能源最大出力約為30 895 MW，而不考慮SVC/SVG緊急控制策略時，新能源最大出力約為29 622 MW，增加了1 270 MW，新能源出力在全網各類電源中的占比由82.1%增加至82.7%，增加了0.6%。

圖8 海西高壓直流換相失敗新能源機端電壓（SVG緊急控制效果對比）Fig.8 New energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure(comparison of SVG emergency control effect)

3.4 新能源參與一次調頻效果

青豫直流發生雙極閉鎖故障后，功率盈余將達到8 000 MW，在新能源是否參與一次調頻條件下，青豫直流雙極閉鎖故障后系統頻率變化如圖9所示。當新能源不參與一次調頻時，系統暫態頻率最高上升至50.462 Hz，穩態頻率恢復至50.13 Hz；當新能源參與一次調頻后，青豫直流近區光伏機組、風電機組有功功率略有下降，系統暫態頻率最高上升至50.413 Hz，穩態頻率恢復至50.13 Hz。與未參與一次調頻時相比，新能源參與一次調頻后，青豫直流雙極閉鎖故障后系統暫態頻率最高升幅降低0.049 Hz，穩態頻率變化不大。

圖9 新能源參與調頻對系統頻率的影響Fig.9 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

青豫直流發生雙極閉鎖，海西直流發生雙極閉鎖故障后，功率盈余將達到16 000 MW，在新能源是否參與一次調頻條件下，青豫直流雙極閉鎖，海西直流雙極閉鎖故障后系統頻率變化如圖10所示。在青豫直流雙極閉鎖，海西直流雙極閉鎖故障情況下，當新能源不參與一次調頻時，系統暫態頻率動態失穩；當新能源參與一次調頻后，青豫直流近區光伏機組、風電機組有功功率略有下降，系統暫態頻率最高上升至50.607 Hz，穩態頻率恢復至50.20 Hz。與未參與一次調頻時相比，新能源參與一次調頻后，青豫直流、海西直流雙極閉鎖故障后系統暫態頻率穩定。

圖10 新能源參與調頻對系統頻率的影響Fig.10 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

4 結語

針對提高特高壓直流外送電網新能源消納水平的問題，本文首先分析了制約直流外送電網新能源消納水平的因素；然后，提出通過合理配置同步調相機、緊急控制SVC/SVG等動態無功補償裝置，以及新能源機組參與電網一次調頻等各種措施提高特高壓直流外送電網新能源消納水平；最后，基于2025年青海電源規劃和電網規劃，仿真模擬了新能源場站大規模接入系統后青海電網的安全穩定特性，詳細評估了分布式調相機、動態無功補償裝置、新能源一次調頻能力等多重因素對青海電網新能源消納水平的影響，驗證了本文理論分析的正確性和有效性。

在未來工作中，應該對特高壓直流外送電網新能源消納水平的研究進行細化，并把該方法擴展到其他應用場景中。