大规模新能源接入系统暂态过电压研究综述

范 鹏,刘 飞,王 建,汤亮亮,戴 敏

(1.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司,南京 211000;2.国网电力科学研究院武汉南瑞有限责任公司,武汉 430074;3.国网新疆电力有限公司电力科学研究院,乌鲁木齐 830011; 4.中国电力科学研究院,武汉 430074)

0 引言

新能源系统已经成为新型电力系统的核心组成,建设新能源集群式基地,充分利用西北风光资源、东北风力资源以及东部环海岸线的海上风力资源,是实现“双碳”国家战略目标的重要国策。2021年10月24日,中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出了我国2030年风力及光伏发电装机容量将达到12亿千瓦的目标。《“十四五”可再生能源发展规划》要求加快建设西北地区以及东北地区等区域新能源集群,重点建设东部环海岸线的海上风电集群。国家能源局统计了2022年国内电力工业数据,其中新能源发展态势迅猛,截止到2022年12月31日,国内风电装机发展仍以风电基地集群为主,装机容量同比增长11.2%,约3.7×109kW;太阳能发电装机发展仍以太阳能基地集群为主,装机容量同比增长容量28.1%,约3.9×109kW[1]。按照当前政策规划,风能和太阳能等新能源规模将在未来几年显著扩大。

由于我国陆地大规模集中式风力、光伏发电站与负荷中心之间在地理空间上逆向分布,因此需要借助特高压直流或交流输电技术来实现新能源的大规模、长距离和高效外送[2-3],同时随着东部沿海地区海上风电特别是深海风电的快速发展,柔性直流输电正成为大容量深海风电接入电网的优选技术路线[4-5]。大规模集中式新能源发电场站通过逆变器、换流器等电力电子装置接入系统,很大程度上改变了电网网架结构和动态特性,增大了新能源接入系统的暂态过电压风险。当新能源经直流换流站接入系统,可能出现直流换相失败、电容器非正常切除和直流闭锁等系统故障,新能源接入大电网系统失去无功平衡;无功功率的大幅度震荡以及系统性故障直接导致直流换流侧及近区大电网侧的电压剧烈抖动,直接引发系统的暂态过电压;直流系统中大量电力电子装置的功率器件易受到暂态过电压的攻击导致击穿产生,从而导致系统瘫痪;当系统暂态过电压超过新能源系统的故障电压穿越范围,导致新能源集群侧直接产生连锁脱网故障[6-7]。

笔者从陆上大规模新能源的直流统、交流接入,以及海上风电的柔直、交流接入的角度,对接入系统因电网故障或开关操作的暂态过电压产生机理和抑制方法等方面相关研究工作进行综述,以期为多角度认识和解决新能源接入系统的暂态过电压问题提供思路。

1 陆上新能源接入系统暂态过电压

1.1 陆上新能源经直流接入

陆上新能源集群经直流接入并送出,高压直流输电包括常规直流和柔性直流,具有传输容量大、传输距离长、线损低、线路造价低和可控性强等诸多优点,是实现新能源集群打捆外送及大范围优化配置的重要手段。这里需要充分重视由于直流接入系统故障造成的暂态过电压问题。

1.1.1 送出端暂态过电压

针对陆上新能源经常规直流接入系统送端的暂态过电压问题,文献[8-11]研究了无功功率平衡与暂态过电压的关系,阐述了当接入系统故障情况下暂态过电压发生的机理,并对直流闭锁故障、直流换相失败和近区交流故障等3种典型场景下暂态过电压发展过程进行了详细分析,认为在故障条件下的过渡过程中,接入系统滤波器发出无功功率与换流器消耗无功功率间的动态不平衡是造成换流站及近区暂态过电压的根本原因。

新能源电站经常规直流接入系统送端的暂态过电压抑制方法主要包括加装动态无功补偿装置等过电压抑制设备,以及改进直流控保系统控制方法和优化新能源机组故障穿越及切机策略[12],文献[13]比较了新一代大容量调相机与静止无功补偿器(SVC)、动态无功补偿滤波器(DUPFC)和静止同步补偿器(STATCOM)等多种电力电子类补偿装置的区别,指出新一代调相机额定容量大,动态过载倍数高,持续时间长,因而具有更强的暂态电压调节能力,更适合于弥补直流接入系统因送端短路容量偏低而导致电压支撑能力不足的弱点。文献[14-15]讨论了暂态过电压条件下双馈风力发电机变流器有功、无功功率在网侧和转子侧的分配原则及电流限值,提出当电网电压骤升至1.1倍标称值及以上时,将网侧变流器切换至母线电压控制模式,转子侧变流器切换至无功支持模式,以协助电网电压快速恢复。文献[16]分析了直流闭锁、直流换相失败和电容器的延时切除等对新能源大系统暂态过电压的影响特点,指出当系统具备较强无功调节能力时,在直流闭锁后保留部分整流站电容器,可在控制过电压水平的条件下提升交流线路暂态电压稳定性。文献[17]考虑调相机与换流站交流滤波器的特性和分别独立控制的现状,提出了稳态时二者协调控制以减少滤波器组投切次数,暂态时调相机独立响应以稳定暂态电压的控制方法。文献[18]研究了交直流运行方式对过电压水平的影响,指出在直流大功率送电方式下,一旦直流闭锁时安控切机早于极控切滤波器,由于切机后换流站短路容量减小,会导致"二次压升"的潜在风险,提出了直流闭锁状态下送端过电压水平校核原则,以及综合考虑安控、极控动作时序和直流输送功率水平的暂态过电压协调控制方法。文献[19]分析了直流闭锁状态下送端整流站的交流母线的暂态电压上升趋势及无功调节特性,根据系统控制端的传递函数,获取了通信参数和控制参数,制定了送端整流站和风场集群的分层时序控制策略,实现了送端及风场的暂态过电压的协调控制。文献[20]分析了暂态过电压非线性控制模型的劣势,建立了基于轨迹灵敏度暂态过电压预防性控制模型,给出了故障过电压的预防控制量变化值,减少给暂态过电压的恶性故障产生几率,并对由此可能造成的电压恢复阶段安全问题进行跟踪滚动控制,以保证系统电压始终在安全范围内。

对于陆上新能源经柔性直流接入系统送端的暂态过电压问题,文献[21]指出电网发生故障导致电压下降时,在低电压穿越过程中,风机变流器和柔直模块化多电平换流器(MMC)均向系统输出大量无功功率以支撑系统及机端电压,然而在故障切除后,盈余无功功率无法从支撑系统切除,直接导致风机侧和柔直侧的暂态过电压;该文献通过控制低压穿越过程中两端的盈余无功,来抑制风机侧和柔直侧的暂态过电压。文献[22]建立了双馈发电机的风力机部分和发电机部分的数学模型,设计了风电新能源侧换流器和交流主网侧换流器的两端控制策略,分析了风电新能源侧换流器故障时接入的主网附近暂态过电压特性,提出了故障过电压穿越的可能方式,指出了控制策略减小了电压下降的幅值,可抑制集电系统母线的故障过电压。柔性直流收纳了大量新能源后,暂态直流过电压频频出现,文献[23-24]提出了在直流母线侧布置泄能电阻的方案,通过动态消耗直流母线上盈余有功功率来抑制直流过电压的发生。对于大规模光伏电站接入系统,在电网故障时,因为光伏送出功率受限,光伏输出功率大于柔直送出功率,也将导致柔直直流母线电压升高,其抑制措施可参考风电场接入系统的暂态过电压控制方法。

目前在陆上新能源经常规直流或柔性直流接入系统的暂态过电压产生机理和相应抑制措施已有较全面的研究,但在由于新能源发电场站和系统多重故障引起系统运行方式发生变化,以及接入系统参数与新能源发电场站控制系统参数间相互耦合导致暂态过电压的机理研究较少,对涉及新能源发电场站、交流电网和直流换流站协同的暂态过电压抑制方法研究也有待深化。

1.1.2 场站侧暂态过电压

文献[25]针对风电场接入系统网侧甩负荷后由于风机有功功率无法送出导致变流器直流母线电压和网侧电压出现暂态上升的问题,提出采用锁相环(PLL)输出频率判断甩负荷故障工况并及时启动变流器制动电路的过电压抑制策略。文献[26]研究了风电场送出线路故障时双馈风机定子电压的暂态过程,指出当切除线路故障后由于风机定子侧感应的暂态激磁电流将导致电压跃升,且其升高过程所需时间与线路故障位置、短路类型等参数无关,提出了可减小合闸冲击的网侧断路器重合闸时间整定方法。文献[27]分析了风电集群的中压电缆接入主电网系统,中压电缆侧的暂态过电压防护问题,并研究了中压电缆系统的绝缘配合,采用选相位技术来测量中压电缆的最大操作过电压水平并分析了操作过电压水平的影响因素,包括中压电缆长度参数、感性负载元器件参数以及断路器动作相角参数等。

目前新能源接入系统在场站侧的暂态过电压研究多以风力发电场站为主,对于大规模光伏发电站的暂态过电压产生机理和抑制措施研究相对较少,文献[28]建立了光伏电站故障穿越的仿真模型,研究了光伏电站在低电压穿越过程中对网侧暂态电压的影响,分析表明在此期间由于光伏逆变器无功输出功率超调会导致故障恢复后的网侧过电压。

1.2 陆上新能源经交流接入

区域性集群式新能源场逐步形成,接入大电网系统直接导致的多种暂态过电压问题亟待解决,文献[29]以新能源集群送出的张雄1 000 kV特高压交流工程为例,指出了特高压线路故障后,新能源集群发电侧的低电压穿越期间出现了接入系统的无功过剩现象,分析了分布式调相机的无功补偿动态响应特性,仿真验证了分布式调相机配置方案的暂态过电压抑制效果。文献[30]以接入500 kV交流电网的风-光-火打捆电源为例分析了电网故障低电压过渡过程中的暂态过电压现象,指出该情景下的暂态过电压主要由风电机组有功功率降低后导致接入系统无功损耗减少,而相关配套的无功补偿设备出力没有及时同步减少所致的多余无功功率所致,提出了适当增加低电压穿越期间风电机组有功功率和故障恢复后有功功率恢复速率的改进控制策略,对解决新能源高占比的小规模区域电网的暂态过电压问题有参考意义。

随着特高压输电技术的不断发展进步,大规模新能源集群采用特高压交直流混联系统进行接入并外送,有研究表明特高压交流能有效提高直流系统的送端交流系统强度,降低暂态过电压水平[31]。文献[32]分别针对换流变两相接地短路和特高压交流一回线路单相接地两种典型工况下特高压交直流混联系统的暂态过电压情况进行仿真,获得交流输电线路首末端及中点、直流系统整流及逆变侧直流母线和阀侧等重要测点的暂态过电压波形,并对典型故障提出相应的故障识别判据。但总体而言,大规模新能源集群接入主网系统采用特高压交直流混联系统,连接方式和拓扑结构复杂,故障类型较多且状态量耦合紧密,其暂态过电压问题仍亟待深入研究。

2 海上风电接入系统暂态过电压

海上风电接入系统主要采用高压柔性直流输电技术和高压交流输电技术,当因海上风电接入的交直流电网发生故障而产生过高的暂态过电压时,不仅会威胁接入系统的安全稳定运行,还会增加设备和线路绝缘水平的要求,从而增加建设及检修成本[33],因此大规模海上风电场接入系统的暂态过电压问题也日益引发关注。

2.1 柔性直流接入系统暂态过电压

根据过电压发生的位置,柔性直流输电系统过电压可以分为送端交流电网过电压、直流线路过电压和受端交流电网过电压。与陆上风电经柔性直流系统接入相比,由于海上风电的柔直接入系统的送端交流电网没有可提供电压及频率支撑的常规电源[34],其系统稳定性、送端交流电网频率和电压的调节都主要依赖于直流换流站控制,同时由于MMC的阀组结构与常规直流不同,直流母线上没有大容量集中式的直流电容,等效直流电容容量较小,从而导致直流母线电压水平易受干扰[35]。

海上风电柔直接入系统的受端交流电网与陆上主网相连,与陆上风电接入系统相似,其电压稳定性可由大电网中的调相机、SVC等动态无功补偿设备进行支撑,可以通过调节无功补偿设备的无功出力实现过电压的抑制。针对受端交流电网故障下的陆上换流站直流母线过电压问题,除了类似前述文献[23]布置耗能电阻来消耗不平衡有功功率外,文献[36]将海上风机组出力控制与柔性直流输电系统控制相配合,通过减少风电机组输出的有功功率来抑制直流过电压。针对海上风电集群的交流电网送端侧故障过电压特征,文献[37]分析了海上风电场的新能源接入到交流大电网的过电压故障特点,该接入利用了柔性直流电缆系统,根据过电压特点,提出了柔直侧送端暂态过电压控制的多节点抑制策略,加快了电压恢复速度,但该策略会引入较大的负序电流。文献[38]在进一步研究造成海上风电柔直接入系统送端交流电网暂态过电压的单相接地和两相相间故障特性基础上,提出将负序电压作为反馈量的控制策略,能够在不产生负序电流的条件下实现过电压的有效抑制,并能在故障切除后快速恢复系统电压。

2.2 交流接入系统暂态过电压

海上风电交流并网采用的海底交流电缆充电电容、阻抗特性、结构参数等均与架空线路不同,且海底电缆的电容效应明显,使得海上风电交流系统与陆上风电场的电压分布特性、故障特性、输送系统阻尼存在明显差异,海上风电交流并网集电输电系统更易出现过电压问题,文献[39]分析了电网电压跌落和骤升情况下风电机组的暂态应力和基于机网耦合相互作用的海上风电场并网点电压暂态特性,提出了风电机组和无功补偿装置协同控制和联动切除的暂态过电压抑制方案。

文献[10]分析了采用永磁型海上风机经220 kV交流单回海缆送至陆上集控中心并升压至500 kV,再经单回架空线路输送至主网的海上风电接入系统在主网架空线路单相故障时暂态过电压情况,指出暂态过电压主要出现在故障相上,此情形下的过电压既包含故障清除引起的过电压,该过电压在故障清除后的瞬间达到最大值,而后经数百毫秒衰减,又有不对称故障引起的过电压,该过电压则持续存在于故障线路重合闸成功前整个系统不对称运行过程,讨论了接入系统SVG控制策略和风电机组开机方式对暂态过电压的影响。

目前海上风电接入系统的暂态过电压机理研究已比较全面,但在暂态过电压的抑制方法方面,由于海上风电孤网运行,送端交流电网几无惯性,而受海上升压站或换流站造价和平台面积的影响,无功补偿及过电压抑制设备种类和容量有限,风机和无功补偿装置、换流站之间的暂态过电压协调控制效果受通信延迟的影响较大,需要进一步研发高效可靠的新型暂态过电压抑制装备和鲁棒性强的协调控制方法。

2.3 海上风电场侧暂态过电压

文献[40]研究了直驱永磁型风机在海上风电送端系统甩负荷故障时的暂态过电压问题,指出暂态过电压与风电机组变流器直流母线的电压额定值、过电压保护定值、变流器网侧调制比和保护动作策略等影响因素密切相关,并需要全面校核海上风电集群的暂态过电压水平。

由于机组之间的距离较远,海上风电场海底集电系统存在长缆容性效应,而海上风能具有波动性和随机性特点,导致风电机组的投退随机性强,使得断路器开断频繁,容易引起集电网系统的高频暂态过电压等严重问题。文献[41]针对直驱永磁风机机端真空断路器频繁投切引起的暂态过电压现象,研究了风机出力及运行方式、滤波器形式、馈线长度等因素对暂态过电压水平的影响,提出了风机侧抑制分闸操作过电压保护措施的建议。

目前针对于海上风电场因接入系统运行方式改变或故障造成的风机端暂态过电压问题研究相对较少,对于海上风力发电机的控制参数选择、保护策略及无功补偿方式对机端暂态过电压水平的影响,以及海上风电场包含风机和接入系统的精细化电磁暂态建模方法研究还有待深化。

3 接入系统暂态过电压评估方法

如前所述,大规模新能源接入系统的暂态过电压可能导致新能源发电场站连锁脱网事故,既会威胁电网安全稳定运行,也将严重影响新能源消纳,因此针对新能源接入系统暂态过电压的评估方法研究尤为必要。

由于风光资源在地理上往往与负荷中心和常规电源集中点呈逆向分布,大规模风光新能源接入在电网强度较弱的末端,容易因电网强度不足而产生暂态过电压[42],文献[43]详细分析了大规模新能源以直流方式接入电网的暂态过电压事故,基于过电压水平和持续时间构成的多二元表,提出了考虑多种故障的局部和全局暂态过电压严重性指标,用以评估新能源接入系统故障条件下暂态过电压风险程度及风险节点筛选,并可对相应需要采取的暂态过电压抑制措施效果进行评估。文献[44-46]分析大规模新能源集群接入主网系统的稳定水平影响参数,将新能源集群接入的短路比作为风险评估量化依据,推导出发电侧和系统侧的灵敏度,提出新能源集群的功率优化分配原则,文献[44]考虑暂态过电压安全约束,给出新能源在低/高电压穿越过程中新能源电站输出无功电流应满足的约束条件,文献[45]基于发电测的综合灵敏度准则,提出新能源集群的功率优化分配原则,直流故障后的暂态过电压水平得到明显下降。文献[47提出了直流接入系统发生功率大扰动时母线及风机暂态过电压的快速算法,推导了节点电压变化的全微分灵敏度公式,可用于评估电压大扰动过程中直流接入侧的暂态过电压风险水平。文献[48]采用新能源支路潮流法,分析了新能源集群直流送端的暂态过电压以及直流母线侧短路过电压容量,以短路容量约束为条件,建立新能源集群直流送端与常规火电/水电的电源组合优化模型,能够以最小化常规电源机组开机保证接入系统安全稳定运行,可最大化消纳海上风电集群的新能源。文献[49]梳理了系统过电压运行的现行标准相关要求,统计分析了华北地区风电接入主网系统的避雷器耐受数据,提出了避雷器的工频耐受电压限值为0.1 s,其对短时限内工频过电压运行要求所作的补充和细化,有利于在考虑暂态过电压情境下提升风电输送能力。

新能源接入系统暂态过电压评估方法的研究既需要考虑到电网安全稳定运行的约束条件,还应考虑有利于提升新能源发电出力的运行方式,同时新能源的出力受气候环境条件的影响很大,需要在评估暂态过电压风险时考虑多种影响因素的随机性和不确定性,目前相关研究所计及的影响因素和优化目标还不够全面,因此以实现安全可靠、最大限度新能源消纳为目标的多约束、多决策变量组合效果的评估方法研究仍有待深化。

4 结论与展望

新型电力系统的提出并且迅速深入推进,区域性集群式新能源场逐步形成,大规模新能源集群采用特高压交直流混联系统进行接入并外送,不仅直接影响电网安全稳定运行,还制约着新能源电量的充分消纳,主要结论:

1)综述分析了陆上大规模新能源集群的直流、交流以及交直流混联接入,以及海上风电集群的柔直、交流接入的暂态过电压研究进展,指出需偏重新能源集群接入大电网系统暂态过电压的产生机理及抑制方法。

2)综述了大规模新能源集群多种类型多种接线方式的发电侧、接入端以及整个系统的暂态过电压特征,需要关注新能源集群与常规火电/水电的电源组合优化模型中新能源的多种动态无功补偿装置与常规水火电源的支撑系统的交互动态特性。

3)综述了大规模新能源集群接入大电网系统的暂态过电压协调抑制策略,需要重点评估新能源发电侧和接入端以及整个系统关键设备对多种类型暂态过电压的承受能力,并提出相关的提升措施。