基于能量同步轉換技術的高比例新能源外送地區暫態過電壓抑制研究

田旭，劉飛，張君，白左霞

(1. 國網青海省電力公司經濟技術研究院，西寧810000；2. 國網青海省電力公司，西寧810000)

0 引言

能源轉型、綠色低碳發展已經成為全球趨勢，我國已明確提出2030年碳達峰、2060年碳中和的“雙碳”目標[1]。電力系統持續通過加大新能源供應和加快推進新能源產業布局推動能源結構轉型和綠色低碳發展，助力“雙碳”目標早日實現[2]。

我國資源分布不均，以風電和光伏為代表的新能源基地基本位于負荷水平相對較低的東北、西北、西南等地區，為解決大規模新能源消納問題，通過跨區特高壓直流將新能源送入負荷中心地區是促進新能源消納的有效手段[3 - 6]。

直流送端電網一般強度較低，配套水火電機組少，系統頻率調節和無功電壓支撐能力弱，振蕩問題突出[7 - 8]。大規模新能源并網，將進一步導致電網強度和系統慣量下降、頻率和電壓控制困難等一系列問題，加大常規直流送端新能源大規模脫網及其引起的連鎖故障風險[9 - 12]。目前，我國發生的多起大規模風電機組脫網事故，主要原因是在系統故障局部電壓降低的情況下部分風機因低壓保護脫網，系統無功功率過剩，由此又引起局部高電壓問題，導致部分風機因過電壓保護動作脫網，從而進一步加劇電壓升高而引發連鎖脫網[13 - 14]。因此，提升直流送端新能源場站的高電壓穿越能力對高比例新能源系統的安全穩定運行具有重要意義[15 - 16]。

文獻[17]從提高短路容量、加強網架結構和提高風電耐壓能力等方面提出了防范風電連鎖脫網的應對策略。文獻[18]提出了基于機組可控域劃分的風電機組和靜止同步補償器相協調的風電場高電壓穿越(high voltage ride through，HVRT)控制策略。文獻[19]探討了協調發電機控制模塊、靜止無功補償器和直流送端母線交流濾波器的HVRT協調控制方案。文獻[20]提出了協調換流站濾波器、調相機及換流站近區同步機組的過電壓抑制策略。文獻[21]分析了改進直流控制系統模型及參數對抑制送端并網母線暫態過電壓的效果。文獻[22 - 24]研究了不同類型的無功補償裝置對抑制穩態過電壓、降低新能源高壓脫網風險的效果。上述文獻對于暫態過電壓的抑制主要是采取優化控制策略或裝設同步調相機等基于傳統常規設備的措施，并未考慮通過提升電力電子設備支撐電網能力的過電壓抑制措施。

本文通過采用具備電網支撐能力的逆變器，結合高性能控制系統，設計了一種新型的基于能量同步轉換技術的裝置來抑制新能源暫態過電壓。最后，通過對青豫直流送端電網的仿真分析和裝置的性能測試，驗證了準確性和有效性。

1 新能源直流外送地區暫態過電壓問題

1.1 直流故障對送端電網暫態過電壓的影響

常規直流換流站的無功功率消耗大，需要配置大量常規無功補償設備。在直流發生換相失敗或閉鎖故障期間，送端換流站近區可能出現較為嚴重的過電壓問題。暫態過電壓可能引發大規模送端新能源機組脫網事故，對系統穩定造成極大危害。目前，換流站交流母線側一般考慮配置大型調相機來抑制暫態過電壓。本文對輸電規模8 000 MW、額定電流5 kA的直流系統發生直流換相失敗故障進行仿真，仿真時考慮輸電功率4 000 MW、工作電流2.5 kA，其直流電流、送端換流站無功功率交換曲線和近區新能源電站各級匯流母線暫態電壓波動如圖1—3所示。

圖1 直流電流仿真曲線Fig.1 HVDC current curve

圖2 換流站與交流系統無功功率交換曲線Fig.2 Reactive power exchange curve between rectifier station and AC system

圖3 送端換流站近區母線暫態過電壓Fig.3 Bus transient overvoltages near sending rectifier station

從圖1—3仿真曲線來看，發生換相失敗后，直流電流和換流站無功功率消耗快速增加，送端換流站從交流系統吸收大量無功功率，使得交流母線電壓大幅降低，隨后在直流控制器的作用下直流電流減小，換流器無功功率消耗減少，但無功補償設備尚未調整，換流站有較多無功功率注入交流系統，進而引發暫態過電壓。因此，在換相失敗期間，交流系統呈現先出現低電壓后出現高電壓的現象。圖3中高壓側母線的過電壓水平得到了較好的抑制，但中壓側和低壓側母線的過電壓水平仍然較高(機端側超過1.3 p.u.)，且呈現電壓等級越低，過電壓水平越高的特點?？梢娧b設在換流站交流母線側的調相機對較低電壓等級過電壓限制能力弱，直流換相失敗故障容易引起換流站近區新能源場站的過電壓問題。

1.2 新能源機組發生暫態過電壓的機理

圖3的仿真結果顯示越靠近新能源場站，電網過電壓水平越嚴重，說明新能源機組對過電壓水平有一定的助增效應。一般情況下，新能源電站的無功功率控制采用定電壓控制，逆變器會根據系統電壓的變化發出或吸收無功功率，在交流系統連續的低電壓、高電壓變化過程中，逆變器可能會存在高電壓調節響應延遲，產生過電壓“反調”問題，從而對系統的過電壓水平起到助增效應。當直流發生換相失敗時，送端系統電壓先降后升，由于電壓上升過程中光伏逆變器仍可能滯后輸出無功功率，進而助增了光伏并網點的暫態過電壓，最終導致系統電壓的進一步升高。

2 能量同步轉換技術

2.1 能量同步轉換技術原理

目前，絕大多數的新能源逆變器為電網跟隨式(grid-following)，其控制模式基于電網的參考電壓和功角，對鎖相環具有依賴性，表現為恒定功率的電流源特性。這種逆變器對電網呈現“低阻尼”特性，在高比例新能源電網中將呈現系統強度和慣量降低的特性，不利于系統的穩定運行。新型逆變器為電網構建式(grid-forming)，其控制模式通過建立內部參考電壓并調整功率輸出以幫助維持該電壓，不依賴鎖相環，表現為直流側電壓可保持恒定的電壓源特性。這種逆變器模擬傳統同步機的運行特性，可像同步電機一樣為系統提供故障電流和系統慣量，增強系統強度，響應系統動態變化并自主調節電網電壓和頻率，從而提升高比例新能源地區電力系統的運行穩定水平[25 - 26]。

本質上新型逆變器的作用是讓基于逆變器電源與傳統電源保持同步穩定，支持電網安全穩定運行。因此，本文定義能量同步轉換技術：采用新型逆變器和控制技術，可將通過該逆變器與電網連接的能量轉化成與電網中傳統電源保持“同步穩定”運行的技術。能量同步轉換裝置系統結構如圖4所示。

圖4 能量同步轉換裝置系統結構Fig.4 Energy synchronous conversion system (ESCS)

其中，能量同步轉換裝置(energy synchronous conversion system，ESCS)的基本構成包括能量單元、新型逆變器和控制系統。能量單元一方面需要并網接入的電源，包括風電、光伏和儲能等。另一方面具備額外靈活可用的能量(儲能、風機轉子動能、預留電源發電容量等)，用以實現增強系統強度、慣量支持、快速頻率響應和黑啟動等功能。

考慮到我國各省區已經陸續出臺政策，要求新建新能源項目必須配套相應比例的儲能，用以解決其消納和穩定性問題。因此，本文考慮以儲能作為能量單元，對能量同步轉換裝置抑制暫態過電壓的效果進行研究。

2.2 新型逆變器技術特點

新型逆變器主要由逆變器模塊、濾波器模塊、主進線開關和相關元器件等組成，本文采用的新型逆變器如圖5所示，主要的技術參數如表1所示。

圖5 新型逆變器裝置Fig.5 New inverter device

表1 逆變器主要技術參數Tab.1 Main datasheet of the new inverter

從表1中可以看出，新型逆變器具有較強的過負荷能力，可為系統提供短時故障電流和慣量支持，從而具備增強弱電網區域的系統強度和提供慣量支持的能力。其過負荷能力的提升一方面取決于逆變模塊電力電子器件(IGBT)固有性能，另一方面也需要對IGBT芯片、封裝底板和散熱器進行整體優化設計，并保證制造工藝，來確保逆變器運行時能夠承受由于電流負載變化而導致的溫度波動而不影響其使用壽命。經相關市場調研和測算，和傳統逆變器相比，新型逆變器過負荷能力的提升會提高整個能量同步轉換裝置造價的10%左右。

2.3 控制策略設計

能量同步轉換控制策略主要有3種：模擬同步機暫態特性的虛擬同步機控制、功率-頻率和無功功率-電壓下垂控制、以及虛擬振蕩器快速響應控制等。

本文結合下垂和虛擬同步機控制策略，以輸出電壓為控制目標，主要包括：有功功率-頻率、無功功率-電壓、內環電壓、內環電流控制等模塊。整個裝置控制策略的基本結構如圖6所示。

圖6 能量同步轉換裝置控制策略Fig.6 ESCS control strategy

有功功率-頻率和無功功率-電壓模塊控制相角和電壓幅值。有功功率-頻率模塊通過下垂控制，并根據轉子運動方程可以計算出相角θ， 無功功率-電壓控制模塊輸出電壓指令Vcmd， 通過內環電壓和內環電流控制模塊計算出電流指令Icmd， 與相角θ結合，輸出目標電壓。

其中，虛擬同步機的轉子方程數學模型如式(1)所示，框圖如圖7所示。

(1)

式中：TJ為慣性時間常數；ω為角速度，Δω=ω-ω0，ω0為額定轉速；Pm、Pe和D分別為機械功率、電磁功率和阻尼系數；θ為相角。

圖7 轉子方程控制框圖Fig.7 Swing equation control block diagram

2.4 控制系統技術特點

隨著基于逆變器電源的不斷接入和同步發電電源的不斷減少，系統動態特性將變得更快。從控制理論的角度來看，快速變化只能由更快的控制系統跟蹤。因此，隨著新能源比例不斷增加，基于新型逆變器的能量同步轉換裝置需要配置更穩健、更快的控制系統，以響應具有更快動態特性的系統。

目前，考慮到儲能一般由多個模塊并聯組成，能量轉換裝置的控制系統需要具備統一、快速控制多個對象的能力。因此，本文設計的控制系統結合工業以太網通信和分布實時控制技術，采用主從環網結構，實現對多個新型逆變器實時同步統一控制，如圖8所示。

圖8 能量同步轉換裝置控制系統結構Fig.8 ESCS control system structure

主站控制器具備實時快速運算和實時采樣等功能。從站就地單元是各種測量和控制結點，分別與每個逆變器進行點對點快速通信。各就地單元采用分布式時鐘技術同步，使得各點測量及控制一致性好。主站與多個從站間無需交換機，采用高速實時網絡通過光纖直連。根據控制策略可以設計各種有功/無功功率及慣量支持、功率擾動阻尼、孤島運行和黑啟動等多種功能，通過主站控制器進行快速運算，實時統一下發各逆變器的控制指令至就地控制單元，并實時統一控制各個逆變器實現各種高級功能?？梢?，控制系統的實時統一性能和新型逆變器的硬件性能是決定整個能量同步轉換裝置性能的關鍵。

3 控制系統性能測試

控制系統統一實時性能是能量同步轉換裝置實施效果的關鍵。按照2.3節的思路設計了測試方案，對控制系統進行實物性能測試。控制系統測試如圖9所示，包括1臺主站控制器和5臺從站就地單元，使用以太網環網相連，測試儀器包含信號發生器、可編程直流源和多路數據采集裝置等。

圖9 能量同步轉換裝置控制系統性能測試圖Fig.9 ESCS control system performance test

其中，程控直流信號源輸出-10～10 V的直流電平信號至主站控制器，主站控制器將信號傳送至從站就地單元，測試回路中的多路數據采集裝置可同時監測、錄波主站控制器的有功/無功功率輸入電平信號、各個從站就地單元的有功/無功功率輸出電平信號以及同步輸出脈沖信號。

部分測試結果如圖10所示。測試結果表明，主站控制器與所有從站就地單元通信周期1 ms。1 ms內主站控制器下發控制指令給每臺逆變器；所有逆變器收到從站就地單元的同步控制/執行脈沖同步精度<1 μs。

圖10 能量同步轉換裝置控制系統性能測試結果Fig.10 Performance test result of ESCS control system

4 仿真驗證

本節以高比例新能源接入的青海省電網為例，采用機電暫態軟件PSSE，對能量同步轉換裝置解決暫態過電壓問題的實際應用效果進行大電網仿真分析。

4.1 能量同步轉換裝置PSSE模型驗證

為保障能量同步轉換裝置模型在大電網仿真時的準確性，本文首先對搭建的PSSE模型與逆變器制造商提供的PSCAD模型進行測試案例對比驗證，單線圖如圖11所示。其中，能量同步轉換裝置通過變壓器升壓至35 kV后，再進一步升壓至330 kV。

圖11 仿真測試案例單線圖Fig.11 Single line diagram of test case

測試案例包括：110%過電壓響應、90%低電壓響應以及三相故障電壓跌落80%等案例對比。結果如圖12—14所示，可以看出：在過電壓、低電壓和故障狀態下，PSSE模型與PSCAD模型計算結果一致性非常高，可以保障能量同步轉換裝置接入大網計算時的準確性。

4.2 青豫直流及送端換流站近區新能源概況

已建成投產的±800 kV青豫特高壓直流輸電工程是青海電網的第一條外送直流工程，采用常規直流輸電技術，直流設計容量8 000 MW。其中，青南換流站與變電站合建，為提高送端系統運行穩定性，在換流站750 kV交流母線側裝設了4臺300 MVA的調相機。受直流系統故障后送端新能源脫網風險影響，目前其最大外送電力控制在4 000 MW，直流輸電能力得不到完全利用。青南換流站近區電網接線如圖15所示。其中，昕陽、旭明、夏陽為330 kV光伏匯流站。昕陽站、旭明站、夏陽站光伏總裝機容量分別為300 MW、1 200 MW和2 600 MW。德吉站為330 kV風電匯流站，總裝機容量為650 MW，其配置的風機為雙饋型風機。

圖12 1.1 p.u.過電壓響應結果對比Fig.12 Comparison of 1.1 p.u. overvoltage response results

圖13 0.9 p.u.低電壓響應結果對比Fig.13 Comparison of 0.9 p.u. low voltage response results

圖14 三相故障電壓跌落80%結果對比Fig.14 Comparison of 3-phase fault with 80% voltage drop results

圖15 青南換流站近區電網接線示意圖Fig.15 Schematic diagram of grid near Qingnan converter station

4.3 青南換流站近區暫態過電壓問題

本文對青豫直流發生3次換相失敗后閉鎖直流的故障進行仿真計算，計算方式為青豫直流輸送容量6 000 MW，近區新能源機組出力60%的工況。青南換流站近區部分交流母線暫態過電壓情況如圖16所示。

圖16 青南站近區暫態過電壓Fig.16 Transient overvoltage near Qingnan station

青豫直流換相失敗期間青南換流站750 kV交流母線過電壓水平較低，在1.1 p.u.左右，但從夏陽站各級匯流母線及夏陽機端電壓結果來看，隨著電壓等級的降低，過電壓水平逐漸升高，夏陽35 kV匯流母線的過電壓水平達到最高1.22 p.u.，光伏機組機端電壓更是達到了1.4 p.u.；從青南換近區4個新能源場站新能源機組過電壓水平看，新能源容量相對較低的昕陽站和德吉站過電壓水平較低，未超過1.2 p.u.，新能源裝機容量較大的夏陽站和旭明站過電壓水平較高，均超過了新能源機組機端1.3 p.u.的高壓穿越能力，將存在新能源機組機組較大面積脫網的風險。

4.4 能量同步轉換裝置過電壓抑制仿真

本文考慮在過電壓問題相對嚴重的夏陽和旭明330 kV匯集站的每臺主變壓器35 kV側母線上安裝1臺能量同步轉換裝置(共9臺)，同步轉換裝置采用2.3節介紹的控制策略。每臺能量同步轉換設備容量60 MVA，正常運行時有功功率和無功功率分別在-0.8～0.8 p.u.和-0.32～0.32 p.u.范圍內可調。按上述方案配置后，青豫直流換相失敗期間青南換流站近區部分交流母線暫態過電壓情況如圖17所示。

圖17 青南站近區暫態過電壓(配置能量同步轉換裝置)Fig.17 Transient overvoltage near Qingnan station (with ESCS)

各站點過電壓水平均有所下降，裝設了能量同步轉換裝置的新能源場站過電壓水平下降幅度較大，夏陽和旭明的光伏機組機端過電壓水平下降到1.3 p.u.以下，未裝設能量同步轉換裝置的昕陽、德吉新能源場站過電壓水平也略有下降。

故障期間夏陽站能量同步轉換裝置的有功無功功率曲線如圖18所示。

圖18 夏陽站能量同步轉換設備有功功率、無功功率曲線Fig.18 Active & reactive power output of ESCS in Xiayang station

在直流換相失敗、交流母線電壓大幅度跌落期間，能量同步轉換裝置利用其良好的過負荷能力，瞬間吸收有功功率，發出無功功率；在隨后的交流母線出現暫態過電壓期間，能量同步轉換設備又瞬間吸收無功功率?？梢娫趽Q相失敗導致青南站近區電壓“先低后高”過程中，能量同步轉換裝置通過快速控制其有功功率和無功功率輸出，可以同時對低電壓和高電壓進行抑制，有良好的效果。在大規模新能源外送地區配置適當的能量同步轉換裝置后，能提升近區電網系統強度，可較好地抑制系統故障后的暫態過電壓，從而提高青豫直流的輸電能力。

5 結語

本文分析了高比例新能源地區通過大規模直流外送時，直流輸電系統故障引起送端系統暫態過電壓問題的機理；結合新型逆變器和新型控制策略及系統，提出了利用能量同步轉換裝置解決暫態過電壓問題的方法；設計的新型能量同步轉換裝置采用具備較大過負荷能力的新型電網構建式逆變器，結合下垂控制和虛擬同步機控制策略，通過利用工業以太網通信和分布實時控制技術的全新控制系統進行整體控制。對控制系統進行的實物性能測試驗證了設計制造的控制系統具備實時、高精度統一控制的能力。

最后，本文以新能源裝機比例最高的青海省為例，對能量同步轉換設備的實際應用效果進行大電網仿真分析，證明了在送端換流站近區新能源場站330 kV匯流站的35 kV側配置一定比例的能量同步轉換裝置可有效抑制直流系統故障后的暫態過電壓，提升系統整體穩定水平，提高青豫直流的輸電能力。