基于能量同步转换技术的高比例新能源外送地区暂态过电压抑制研究

田旭，刘飞，张君，白左霞

(1. 国网青海省电力公司经济技术研究院，西宁810000；2. 国网青海省电力公司，西宁810000)

0 引言

能源转型、绿色低碳发展已经成为全球趋势，我国已明确提出2030年碳达峰、2060年碳中和的“双碳”目标[1]。电力系统持续通过加大新能源供应和加快推进新能源产业布局推动能源结构转型和绿色低碳发展，助力“双碳”目标早日实现[2]。

我国资源分布不均，以风电和光伏为代表的新能源基地基本位于负荷水平相对较低的东北、西北、西南等地区，为解决大规模新能源消纳问题，通过跨区特高压直流将新能源送入负荷中心地区是促进新能源消纳的有效手段[3 - 6]。

直流送端电网一般强度较低，配套水火电机组少，系统频率调节和无功电压支撑能力弱，振荡问题突出[7 - 8]。大规模新能源并网，将进一步导致电网强度和系统惯量下降、频率和电压控制困难等一系列问题，加大常规直流送端新能源大规模脱网及其引起的连锁故障风险[9 - 12]。目前，我国发生的多起大规模风电机组脱网事故，主要原因是在系统故障局部电压降低的情况下部分风机因低压保护脱网，系统无功功率过剩，由此又引起局部高电压问题，导致部分风机因过电压保护动作脱网，从而进一步加剧电压升高而引发连锁脱网[13 - 14]。因此，提升直流送端新能源场站的高电压穿越能力对高比例新能源系统的安全稳定运行具有重要意义[15 - 16]。

文献[17]从提高短路容量、加强网架结构和提高风电耐压能力等方面提出了防范风电连锁脱网的应对策略。文献[18]提出了基于机组可控域划分的风电机组和静止同步补偿器相协调的风电场高电压穿越(high voltage ride through，HVRT)控制策略。文献[19]探讨了协调发电机控制模块、静止无功补偿器和直流送端母线交流滤波器的HVRT协调控制方案。文献[20]提出了协调换流站滤波器、调相机及换流站近区同步机组的过电压抑制策略。文献[21]分析了改进直流控制系统模型及参数对抑制送端并网母线暂态过电压的效果。文献[22 - 24]研究了不同类型的无功补偿装置对抑制稳态过电压、降低新能源高压脱网风险的效果。上述文献对于暂态过电压的抑制主要是采取优化控制策略或装设同步调相机等基于传统常规设备的措施，并未考虑通过提升电力电子设备支撑电网能力的过电压抑制措施。

本文通过采用具备电网支撑能力的逆变器，结合高性能控制系统，设计了一种新型的基于能量同步转换技术的装置来抑制新能源暂态过电压。最后，通过对青豫直流送端电网的仿真分析和装置的性能测试，验证了准确性和有效性。

1 新能源直流外送地区暂态过电压问题

1.1 直流故障对送端电网暂态过电压的影响

常规直流换流站的无功功率消耗大，需要配置大量常规无功补偿设备。在直流发生换相失败或闭锁故障期间，送端换流站近区可能出现较为严重的过电压问题。暂态过电压可能引发大规模送端新能源机组脱网事故，对系统稳定造成极大危害。目前，换流站交流母线侧一般考虑配置大型调相机来抑制暂态过电压。本文对输电规模8 000 MW、额定电流5 kA的直流系统发生直流换相失败故障进行仿真，仿真时考虑输电功率4 000 MW、工作电流2.5 kA，其直流电流、送端换流站无功功率交换曲线和近区新能源电站各级汇流母线暂态电压波动如图1—3所示。

图1 直流电流仿真曲线Fig.1 HVDC current curve

图2 换流站与交流系统无功功率交换曲线Fig.2 Reactive power exchange curve between rectifier station and AC system

图3 送端换流站近区母线暂态过电压Fig.3 Bus transient overvoltages near sending rectifier station

从图1—3仿真曲线来看，发生换相失败后，直流电流和换流站无功功率消耗快速增加，送端换流站从交流系统吸收大量无功功率，使得交流母线电压大幅降低，随后在直流控制器的作用下直流电流减小，换流器无功功率消耗减少，但无功补偿设备尚未调整，换流站有较多无功功率注入交流系统，进而引发暂态过电压。因此，在换相失败期间，交流系统呈现先出现低电压后出现高电压的现象。图3中高压侧母线的过电压水平得到了较好的抑制，但中压侧和低压侧母线的过电压水平仍然较高(机端侧超过1.3 p.u.)，且呈现电压等级越低，过电压水平越高的特点。可见装设在换流站交流母线侧的调相机对较低电压等级过电压限制能力弱，直流换相失败故障容易引起换流站近区新能源场站的过电压问题。

1.2 新能源机组发生暂态过电压的机理

图3的仿真结果显示越靠近新能源场站，电网过电压水平越严重，说明新能源机组对过电压水平有一定的助增效应。一般情况下，新能源电站的无功功率控制采用定电压控制，逆变器会根据系统电压的变化发出或吸收无功功率，在交流系统连续的低电压、高电压变化过程中，逆变器可能会存在高电压调节响应延迟，产生过电压“反调”问题，从而对系统的过电压水平起到助增效应。当直流发生换相失败时，送端系统电压先降后升，由于电压上升过程中光伏逆变器仍可能滞后输出无功功率，进而助增了光伏并网点的暂态过电压，最终导致系统电压的进一步升高。

2 能量同步转换技术

2.1 能量同步转换技术原理

目前，绝大多数的新能源逆变器为电网跟随式(grid-following)，其控制模式基于电网的参考电压和功角，对锁相环具有依赖性，表现为恒定功率的电流源特性。这种逆变器对电网呈现“低阻尼”特性，在高比例新能源电网中将呈现系统强度和惯量降低的特性，不利于系统的稳定运行。新型逆变器为电网构建式(grid-forming)，其控制模式通过建立内部参考电压并调整功率输出以帮助维持该电压，不依赖锁相环，表现为直流侧电压可保持恒定的电压源特性。这种逆变器模拟传统同步机的运行特性，可像同步电机一样为系统提供故障电流和系统惯量，增强系统强度，响应系统动态变化并自主调节电网电压和频率，从而提升高比例新能源地区电力系统的运行稳定水平[25 - 26]。

本质上新型逆变器的作用是让基于逆变器电源与传统电源保持同步稳定，支持电网安全稳定运行。因此，本文定义能量同步转换技术：采用新型逆变器和控制技术，可将通过该逆变器与电网连接的能量转化成与电网中传统电源保持“同步稳定”运行的技术。能量同步转换装置系统结构如图4所示。

图4 能量同步转换装置系统结构Fig.4 Energy synchronous conversion system (ESCS)

其中，能量同步转换装置(energy synchronous conversion system，ESCS)的基本构成包括能量单元、新型逆变器和控制系统。能量单元一方面需要并网接入的电源，包括风电、光伏和储能等。另一方面具备额外灵活可用的能量(储能、风机转子动能、预留电源发电容量等)，用以实现增强系统强度、惯量支持、快速频率响应和黑启动等功能。

考虑到我国各省区已经陆续出台政策，要求新建新能源项目必须配套相应比例的储能，用以解决其消纳和稳定性问题。因此，本文考虑以储能作为能量单元，对能量同步转换装置抑制暂态过电压的效果进行研究。

2.2 新型逆变器技术特点

新型逆变器主要由逆变器模块、滤波器模块、主进线开关和相关元器件等组成，本文采用的新型逆变器如图5所示，主要的技术参数如表1所示。

图5 新型逆变器装置Fig.5 New inverter device

表1 逆变器主要技术参数Tab.1 Main datasheet of the new inverter

从表1中可以看出，新型逆变器具有较强的过负荷能力，可为系统提供短时故障电流和惯量支持，从而具备增强弱电网区域的系统强度和提供惯量支持的能力。其过负荷能力的提升一方面取决于逆变模块电力电子器件(IGBT)固有性能，另一方面也需要对IGBT芯片、封装底板和散热器进行整体优化设计，并保证制造工艺，来确保逆变器运行时能够承受由于电流负载变化而导致的温度波动而不影响其使用寿命。经相关市场调研和测算，和传统逆变器相比，新型逆变器过负荷能力的提升会提高整个能量同步转换装置造价的10%左右。

2.3 控制策略设计

能量同步转换控制策略主要有3种：模拟同步机暂态特性的虚拟同步机控制、功率-频率和无功功率-电压下垂控制、以及虚拟振荡器快速响应控制等。

本文结合下垂和虚拟同步机控制策略，以输出电压为控制目标，主要包括：有功功率-频率、无功功率-电压、内环电压、内环电流控制等模块。整个装置控制策略的基本结构如图6所示。

图6 能量同步转换装置控制策略Fig.6 ESCS control strategy

有功功率-频率和无功功率-电压模块控制相角和电压幅值。有功功率-频率模块通过下垂控制，并根据转子运动方程可以计算出相角θ， 无功功率-电压控制模块输出电压指令Vcmd， 通过内环电压和内环电流控制模块计算出电流指令Icmd， 与相角θ结合，输出目标电压。

其中，虚拟同步机的转子方程数学模型如式(1)所示，框图如图7所示。

(1)

式中：TJ为惯性时间常数；ω为角速度，Δω=ω-ω0，ω0为额定转速；Pm、Pe和D分别为机械功率、电磁功率和阻尼系数；θ为相角。

图7 转子方程控制框图Fig.7 Swing equation control block diagram

2.4 控制系统技术特点

随着基于逆变器电源的不断接入和同步发电电源的不断减少，系统动态特性将变得更快。从控制理论的角度来看，快速变化只能由更快的控制系统跟踪。因此，随着新能源比例不断增加，基于新型逆变器的能量同步转换装置需要配置更稳健、更快的控制系统，以响应具有更快动态特性的系统。

目前，考虑到储能一般由多个模块并联组成，能量转换装置的控制系统需要具备统一、快速控制多个对象的能力。因此，本文设计的控制系统结合工业以太网通信和分布实时控制技术，采用主从环网结构，实现对多个新型逆变器实时同步统一控制，如图8所示。

图8 能量同步转换装置控制系统结构Fig.8 ESCS control system structure

主站控制器具备实时快速运算和实时采样等功能。从站就地单元是各种测量和控制结点，分别与每个逆变器进行点对点快速通信。各就地单元采用分布式时钟技术同步，使得各点测量及控制一致性好。主站与多个从站间无需交换机，采用高速实时网络通过光纤直连。根据控制策略可以设计各种有功/无功功率及惯量支持、功率扰动阻尼、孤岛运行和黑启动等多种功能，通过主站控制器进行快速运算，实时统一下发各逆变器的控制指令至就地控制单元，并实时统一控制各个逆变器实现各种高级功能。可见，控制系统的实时统一性能和新型逆变器的硬件性能是决定整个能量同步转换装置性能的关键。

3 控制系统性能测试

控制系统统一实时性能是能量同步转换装置实施效果的关键。按照2.3节的思路设计了测试方案，对控制系统进行实物性能测试。控制系统测试如图9所示，包括1台主站控制器和5台从站就地单元，使用以太网环网相连，测试仪器包含信号发生器、可编程直流源和多路数据采集装置等。

图9 能量同步转换装置控制系统性能测试图Fig.9 ESCS control system performance test

其中，程控直流信号源输出-10～10 V的直流电平信号至主站控制器，主站控制器将信号传送至从站就地单元，测试回路中的多路数据采集装置可同时监测、录波主站控制器的有功/无功功率输入电平信号、各个从站就地单元的有功/无功功率输出电平信号以及同步输出脉冲信号。

部分测试结果如图10所示。测试结果表明，主站控制器与所有从站就地单元通信周期1 ms。1 ms内主站控制器下发控制指令给每台逆变器；所有逆变器收到从站就地单元的同步控制/执行脉冲同步精度<1 μs。

图10 能量同步转换装置控制系统性能测试结果Fig.10 Performance test result of ESCS control system

4 仿真验证

本节以高比例新能源接入的青海省电网为例，采用机电暂态软件PSSE，对能量同步转换装置解决暂态过电压问题的实际应用效果进行大电网仿真分析。

4.1 能量同步转换装置PSSE模型验证

为保障能量同步转换装置模型在大电网仿真时的准确性，本文首先对搭建的PSSE模型与逆变器制造商提供的PSCAD模型进行测试案例对比验证，单线图如图11所示。其中，能量同步转换装置通过变压器升压至35 kV后，再进一步升压至330 kV。

图11 仿真测试案例单线图Fig.11 Single line diagram of test case

测试案例包括：110%过电压响应、90%低电压响应以及三相故障电压跌落80%等案例对比。结果如图12—14所示，可以看出：在过电压、低电压和故障状态下，PSSE模型与PSCAD模型计算结果一致性非常高，可以保障能量同步转换装置接入大网计算时的准确性。

4.2 青豫直流及送端换流站近区新能源概况

已建成投产的±800 kV青豫特高压直流输电工程是青海电网的第一条外送直流工程，采用常规直流输电技术，直流设计容量8 000 MW。其中，青南换流站与变电站合建，为提高送端系统运行稳定性，在换流站750 kV交流母线侧装设了4台300 MVA的调相机。受直流系统故障后送端新能源脱网风险影响，目前其最大外送电力控制在4 000 MW，直流输电能力得不到完全利用。青南换流站近区电网接线如图15所示。其中，昕阳、旭明、夏阳为330 kV光伏汇流站。昕阳站、旭明站、夏阳站光伏总装机容量分别为300 MW、1 200 MW和2 600 MW。德吉站为330 kV风电汇流站，总装机容量为650 MW，其配置的风机为双馈型风机。

图12 1.1 p.u.过电压响应结果对比Fig.12 Comparison of 1.1 p.u. overvoltage response results

图13 0.9 p.u.低电压响应结果对比Fig.13 Comparison of 0.9 p.u. low voltage response results

图14 三相故障电压跌落80%结果对比Fig.14 Comparison of 3-phase fault with 80% voltage drop results

图15 青南换流站近区电网接线示意图Fig.15 Schematic diagram of grid near Qingnan converter station

4.3 青南换流站近区暂态过电压问题

本文对青豫直流发生3次换相失败后闭锁直流的故障进行仿真计算，计算方式为青豫直流输送容量6 000 MW，近区新能源机组出力60%的工况。青南换流站近区部分交流母线暂态过电压情况如图16所示。

图16 青南站近区暂态过电压Fig.16 Transient overvoltage near Qingnan station

青豫直流换相失败期间青南换流站750 kV交流母线过电压水平较低，在1.1 p.u.左右，但从夏阳站各级汇流母线及夏阳机端电压结果来看，随着电压等级的降低，过电压水平逐渐升高，夏阳35 kV汇流母线的过电压水平达到最高1.22 p.u.，光伏机组机端电压更是达到了1.4 p.u.；从青南换近区4个新能源场站新能源机组过电压水平看，新能源容量相对较低的昕阳站和德吉站过电压水平较低，未超过1.2 p.u.，新能源装机容量较大的夏阳站和旭明站过电压水平较高，均超过了新能源机组机端1.3 p.u.的高压穿越能力，将存在新能源机组机组较大面积脱网的风险。

4.4 能量同步转换装置过电压抑制仿真

本文考虑在过电压问题相对严重的夏阳和旭明330 kV汇集站的每台主变压器35 kV侧母线上安装1台能量同步转换装置(共9台)，同步转换装置采用2.3节介绍的控制策略。每台能量同步转换设备容量60 MVA，正常运行时有功功率和无功功率分别在-0.8～0.8 p.u.和-0.32～0.32 p.u.范围内可调。按上述方案配置后，青豫直流换相失败期间青南换流站近区部分交流母线暂态过电压情况如图17所示。

图17 青南站近区暂态过电压(配置能量同步转换装置)Fig.17 Transient overvoltage near Qingnan station (with ESCS)

各站点过电压水平均有所下降，装设了能量同步转换装置的新能源场站过电压水平下降幅度较大，夏阳和旭明的光伏机组机端过电压水平下降到1.3 p.u.以下，未装设能量同步转换装置的昕阳、德吉新能源场站过电压水平也略有下降。

故障期间夏阳站能量同步转换装置的有功无功功率曲线如图18所示。

图18 夏阳站能量同步转换设备有功功率、无功功率曲线Fig.18 Active & reactive power output of ESCS in Xiayang station

在直流换相失败、交流母线电压大幅度跌落期间，能量同步转换装置利用其良好的过负荷能力，瞬间吸收有功功率，发出无功功率；在随后的交流母线出现暂态过电压期间，能量同步转换设备又瞬间吸收无功功率。可见在换相失败导致青南站近区电压“先低后高”过程中，能量同步转换装置通过快速控制其有功功率和无功功率输出，可以同时对低电压和高电压进行抑制，有良好的效果。在大规模新能源外送地区配置适当的能量同步转换装置后，能提升近区电网系统强度，可较好地抑制系统故障后的暂态过电压，从而提高青豫直流的输电能力。

5 结语

本文分析了高比例新能源地区通过大规模直流外送时，直流输电系统故障引起送端系统暂态过电压问题的机理；结合新型逆变器和新型控制策略及系统，提出了利用能量同步转换装置解决暂态过电压问题的方法；设计的新型能量同步转换装置采用具备较大过负荷能力的新型电网构建式逆变器，结合下垂控制和虚拟同步机控制策略，通过利用工业以太网通信和分布实时控制技术的全新控制系统进行整体控制。对控制系统进行的实物性能测试验证了设计制造的控制系统具备实时、高精度统一控制的能力。

最后，本文以新能源装机比例最高的青海省为例，对能量同步转换设备的实际应用效果进行大电网仿真分析，证明了在送端换流站近区新能源场站330 kV汇流站的35 kV侧配置一定比例的能量同步转换装置可有效抑制直流系统故障后的暂态过电压，提升系统整体稳定水平，提高青豫直流的输电能力。