隨著化石能源的日益枯竭和改善環(huán)境壓力的日益增加，中國乃至世界均面臨能源結(jié)構(gòu)的戰(zhàn)略性調(diào)整，大規(guī)模開發(fā)和利用新能源勢在必行，以光伏、風電為代表的新能源發(fā)電技術(shù)得到了廣泛應用。根據(jù)“BP能源展望”，到2040年新能源發(fā)電將占世界能源總消耗量的25%，但由此給電力系統(tǒng)帶來了許多技術(shù)挑戰(zhàn)。

由于風能、太陽能等新能源發(fā)電的間歇性、隨機性特點及電力系統(tǒng)自身消納能力的技術(shù)限制等問題，導致出現(xiàn)“棄風”、“棄光”等現(xiàn)象。為了適應未來能源格局的深刻變化，需在電網(wǎng)側(cè)加快新型匯集及送出技術(shù)的研發(fā)，以提高新能源發(fā)電的利用效率。

無論是從全球范圍還是從我國實際情況來看，由于能源資源和消費分布不均衡，大規(guī)?？稍偕茉吹膮R集和長距離外送將是未來電網(wǎng)的基本形態(tài)。但是，可再生能源富集地區(qū)的電網(wǎng)薄弱，大多數(shù)處于電網(wǎng)末端，甚至處于電網(wǎng)空白區(qū)域，加之可再生能源發(fā)電間歇性和波動性的特點，致使可再生能源的匯集、送出和消納十分困難。

將傳統(tǒng)交流輸電技術(shù)或基于電流源換流器的直流輸電技術(shù)用于可再生能源并網(wǎng)并不經(jīng)濟，而基于電壓源換流器的柔性直流輸電系統(tǒng)的運行方式經(jīng)濟、靈活且損耗小，能很好地解決該問題。

±500kV張北柔性直流電網(wǎng)示范工程（以下簡稱張北柔直電網(wǎng)工程）的電壓等級為±500kV，按環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)構(gòu)建，張北站、康保站為直流電網(wǎng)新能源送端，北京站為受端，豐寧站為直流電網(wǎng)提供抽水蓄能調(diào)節(jié)。北京站、張北站容量分別為3000MW，豐寧站和康保站容量分別為1500MW，其中張北站和康保站均具備孤島運行條件。

由于張北工程采用真雙極方案，具備雙極運行和任一極獨立運行的能力。當雙極運行時，任一極發(fā)生故障后，非故障極能夠維持正常運行，并且轉(zhuǎn)帶故障極部分或者全部損失功率，但孤島方式下的功率轉(zhuǎn)帶可能引起非故障極的過負荷。

目前國內(nèi)對采用交流耗能裝置的新能源孤島柔直送出問題已進行了一定的研究。但是，新能源孤島系統(tǒng)通過雙極拓撲結(jié)構(gòu)柔性直流輸電系統(tǒng)進行功率外送時會出現(xiàn)功率盈余的問題，為解決該問題，本文通過比較三種功率盈余方案，得出采用交流側(cè)配置耗能裝置的方案更適用于雙極拓撲結(jié)構(gòu)的結(jié)論。通過建立四端柔直電網(wǎng)的電磁暫態(tài)模型進行初步仿真研究，配置交流耗能裝置可以實現(xiàn)送、受端的故障穿越，保證直流電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。

1 新能源經(jīng)柔直孤島送出

張北工程的主接線示意圖如圖1所示。新能源通過交流輸電線路連接到就近的送端換流站。風電和光伏與柔性直流輸送的有功功率平衡是孤島系統(tǒng)穩(wěn)定運行的前提。新能源的不確定性導致輸送功率波動較大，采用定有功功率控制容易引起系統(tǒng)頻率波動和失穩(wěn)。為了準確反映頻率波動對功率的影響，頻率控制方式更適用于新能源孤島接入。因此，新能源孤島接入換流站一般采用頻率控制，以保證柔性直流輸電傳輸功率與新能源發(fā)電功率的實時平衡。

新能源孤島系統(tǒng)接入柔直電網(wǎng)時，換流器向無源網(wǎng)絡供給穩(wěn)定的交流電壓和頻率，因此應直接對新能源交流并網(wǎng)側(cè)的交流系統(tǒng)電壓進行控制，即采用無源定交流電壓和頻率控制（即VF控制）。

圖1 張北工程主接線示意圖

張北工程采用真雙極結(jié)構(gòu)，兩極可獨立運行，當兩極均采用恒定頻率控制時，無差調(diào)節(jié)會導致兩極之間功率反復調(diào)節(jié)，不利于系統(tǒng)穩(wěn)定。

為了實現(xiàn)雙極換流站接入新能源孤島系統(tǒng)時，孤島交流電壓控制器為孤島系統(tǒng)提供穩(wěn)定的交流電壓，雙極換流器需要協(xié)調(diào)配合共同為孤島系統(tǒng)提供電壓支撐，如圖2所示的雙極VF主從控制策略可實現(xiàn)雙極控制的穩(wěn)定運行，雙極控制層配置交流電壓控制器，產(chǎn)生有功電流指令I(lǐng)dref、無功電流指令I(lǐng)qref及參考相位指令θ，并發(fā)送至雙極換流器的極控層，由內(nèi)環(huán)電流控制實現(xiàn)換流器電流控制。

圖2 雙極VF主從控制策略

2 新能源孤島方式下功率盈余解決方案

2.1 功率盈余影響分析

張北工程采用雙極方案時，由于具備雙極運行和單極獨立運行的能力，當一極發(fā)生故障后，非故障極能夠維持正常運行，在孤島運行方式下，由于新能源機組無法快速切除，非故障極被迫承擔全部的新能源功率。

柔性直流電網(wǎng)故障主要分為換流站內(nèi)故障和直流線路故障。

換流站內(nèi)發(fā)生極區(qū)故障時將引起單換流器閉鎖，發(fā)生雙極區(qū)故障時可能引起雙極換流器閉鎖。直流線路發(fā)生故障時，直流電網(wǎng)處于合環(huán)運行狀態(tài)，由于直流線路兩端均配置直流斷路器，能夠?qū)崿F(xiàn)故障直流線路的隔離，避免換流器閉鎖，隨后等待設定的熄弧時間后重合直流斷路器實現(xiàn)直流線路瞬時故障的恢復，如重合不成功則將永久隔離；直流電網(wǎng)處于開環(huán)運行狀態(tài)，直流線路的瞬時或永久隔離可能使關(guān)聯(lián)換流器輸出功率受限。

換流站接入新能源孤島系統(tǒng)時，換流器采用VF控制對連接交流系統(tǒng)的母線電壓和頻率進行控制，換流器的有功功率和無功功率由交流系統(tǒng)中新能源電源及負荷決定，因此當交流系統(tǒng)與換流站交換的有功功率大于換流器額定功率時，將出現(xiàn)功率盈余，如未采取合適的控制策略將引起子模塊電壓升高，甚至引起換流器過電流閉鎖。根據(jù)不同柔直電網(wǎng)故障類型，存在兩種功率盈余情況，見表1。

表1 孤島系統(tǒng)的功率盈余情況

在新能源送端與受端有功功率出現(xiàn)不平衡即出現(xiàn)功率盈余時，采用切機方式降低送端功率是常用的方法，但由于切機延時至少為150ms，而直流電網(wǎng)的慣性較小，在直流電網(wǎng)發(fā)生故障后無法第一時間切除新能源會導致直流電網(wǎng)停運。以張北工程四端為例，其主要設備參數(shù)見表2。

表2 張北工程換流站主要設備參數(shù)

在非故障極功率輸出能力受限時，孤島方式下新能源機組功率傳輸基本不受影響，新能源送端與受端有功功率出現(xiàn)不平衡，采取控制措施無法保證柔性直流輸電系統(tǒng)在上述故障時的停電范圍不擴大，因此有必要研究新能源孤島方式下的柔直故障穿越，保證新能源機組的有序切除。

2.2 功率盈余解決方案

針對雙極柔性直流孤島送出的問題，現(xiàn)有交流母線分段運行、直流耗能裝置和交流耗能裝置等多種方案。

交流母線分段運行方案在雙極運行時，雙極連接不同的母線，母線間通過母聯(lián)連接，新能源電源在兩段母線間平衡分布，并根據(jù)兩條母線的總功率確定母聯(lián)開關(guān)是否處于合位。

采用分段母線方案的優(yōu)點包括：①方案簡單可靠，非故障極換流器不會出現(xiàn)過負荷情況；②方案僅需增加母聯(lián)開關(guān)和同期裝置，投資較少。

但采用分段母線方案有如下缺點：①只能解決送端單極閉鎖/受限的問題，不能解決直流線路瞬時故障、受端換流器閉鎖/受限，以及受端交流系統(tǒng)故障的問題；②兩條母線匯集的新能源負荷應保持平衡，同時還需要保證兩條母線匯集的新能源負荷在遠端不能合環(huán)，增加了運行的復雜度。

直流耗能裝置方案在現(xiàn)有柔性直流輸電中主要用于海上風電經(jīng)柔直送出，考慮海上平臺限制，通常將直流耗能裝置配置在逆變側(cè)（也就是負荷側(cè)），但是張北柔直電網(wǎng)工程均為陸上風電，而且需要考慮直流斷路器和架空線路的重合閘功能，直流耗能裝置需要配置在整流側(cè)（也就是風場側(cè)）。

采用直流耗能裝置方案的優(yōu)點包括：①采用IGBT器件，可以實現(xiàn)耗能電阻的快速投退；②僅根據(jù)直流電壓值判斷是否投入，動作策略簡單。采用直流耗能裝置方案的主要缺點是不能解決送端單極閉鎖的問題，在單極柔性直流工程中更適用。

本文主要針對張北工程中實際使用的交流耗能裝置進行分析。在孤島換流站交流場配置交流耗能裝置，當發(fā)生孤島送端單極閉鎖或受端嚴重故障導致風電功率無法外送時，通過晶閘管將大功率電阻快速投入交流系統(tǒng)中，從而消耗新能源場站多余的能量。交流耗能裝置方案如圖3所示。

圖3 交流耗能裝置方案

根據(jù)出現(xiàn)功率盈余時直流電網(wǎng)響應特性的差別，交流耗能裝置的投入和退出分為兩類。

1）送端單極閉鎖故障

由于交流耗能裝置裝設在送端換流站，可以通過換流器的閉鎖信號及新能源的功率實現(xiàn)交流耗能裝置的投退，具體策略為：接收到單極換流器故障閉鎖信號且故障前雙極功率大于單極換流器的最大功率時，投入交流耗能裝置；當交流耗能裝置和非故障換流器的功率不大于單極換流器的最大功率時，判斷為完成新能源切機操作，退出交流耗能裝置。

2）受端及線路故障

受端及線路故障時，根據(jù)換流器所連接直流母線的電壓判斷是否投入或退出交流耗能裝置，兩極獨立判斷，具體策略為：當直流電壓超過設定值時，導通晶閘管，投入對應的交流耗能裝置，消耗掉多余功率；當直流電壓小于退出定值時，閉鎖晶閘管，退出相應的交流耗能裝置。

采用交流耗能裝置方案的優(yōu)點包括：①可以實現(xiàn)送受端及直流線路故障時的故障穿越；②送端單極閉鎖時能夠由安穩(wěn)系統(tǒng)有序切機，減少新能源發(fā)電損失。

采用交流耗能裝置方案的缺點主要是采用半控器件，開通時間略長，關(guān)斷需要依靠電流過零關(guān)斷。

2.3 方案對比

對上述三種方案進行對比分析，由于交流母線分段運行方案設備增加最少，相當于在大負荷情況下將雙極拓撲轉(zhuǎn)換成兩個單極拓撲運行，所以不考慮交流母線分段運行方案，交、直流耗能裝置方案對比見表3。

表3 交、直流耗能裝置方案對比

三種方案的效果對比見表4，最終張北工程采用交流耗能裝置方案解決孤島送出問題。

表4 三種方案效果對比

3 交流耗能裝置方案和投退策略

3.1 交流耗能裝置方案設計

張北柔直電網(wǎng)工程存在孤島送出的站分別為張北站和康保站，張北站和康保站的容量分別為3000MW和1500MW，交流耗能裝置主要用于孤島方式下的交流側(cè)電網(wǎng)平衡。以張北換流站為例，功率需求為3000MW，投入時間為1.5s。采用交流耗能裝置需要綜合考慮以下兩個因素。

1）支路數(shù)量的選擇

支路數(shù)量的選擇需要同時考慮控制要求和經(jīng)濟性。理論上支路數(shù)量越多，在系統(tǒng)發(fā)生故障時，可以越平滑地消耗盈余功率，對系統(tǒng)的沖擊越小，但是其經(jīng)濟性太差，占地面積太多，工程實施困難。因此綜合考慮上述因素，采用8個支路、每個支路375MW的方案。

2）電壓等級的選擇

張北換流站的交流側(cè)電壓等級為220kV，交流耗能裝置可以采用直接掛接在220kV母線上或通過降壓變接入的方式。如果直接接入220kV，則需要所有的設備按照220kV的絕緣等級來進行設計，其占地會比較大，同時因為電壓等級太高，串聯(lián)的晶閘管數(shù)量也會比較龐大，綜合考慮采用降壓變的方式更適合工程實際應用。

采用降壓變后，二次電壓的選擇需要綜合考慮占地、可靠性和經(jīng)濟性。如果電壓等級過高，則降壓變的作用不大，占地依然會很大，晶閘管串聯(lián)數(shù)目較多，造成可靠性下降；而如果電壓等級選擇得太小，在375MW單組容量的前提下，電流會較大，造成晶閘管難以選型的問題。綜合考慮，采用66kV電壓作為二次電壓，這樣單個支路的角內(nèi)電流為1894A，則采用額定電流2800A的晶閘管就可以滿足要求。

通過以上分析，對于交流耗能裝置的具體參數(shù)要求見表5。

表5 交流耗能裝置的參數(shù)要求

根據(jù)上述設計，通過PSCAD進行仿真研究，交流耗能裝置投入的時間為1.5s。單支路投入過程仿真如圖4所示，可以看出，電流和功率均能達到設計的要求。

3.2 交流耗能裝置投退策略

對于送端單極閉鎖問題，無需站間協(xié)調(diào)控制；對于受端速降功率引發(fā)的盈余功率問題，需通過對本站直流電壓的迅速判斷，實現(xiàn)交流耗能裝置的投退，才能實現(xiàn)對直流電網(wǎng)電壓的有效控制，以防止設備過電壓。

通過站間協(xié)調(diào)控制實現(xiàn)交流耗能裝置的精確投退，中間需要經(jīng)歷站間通信、采樣、判斷、不同裝置執(zhí)行及傳遞、一次設備執(zhí)行環(huán)節(jié)，總延時超過30ms。

以北京站額定運行時發(fā)生雙極閉鎖為例，閉鎖后不到20ms直流電壓已達到設備過電壓耐受能力，同時還要考慮失去站間通信后能夠工作，因此，受端故障導致功率盈余時，送端換流站交流耗能裝置的投退推薦采用本站的就地信號。以張北站為例，其交流耗能裝置投退策略見表6和表7。

圖4 單支路投入過程仿真

表6 送端故障交流耗能裝置投退策略

表7 受端故障交流耗能裝置投退策略

送端故障根據(jù)故障前功率投入交流耗能裝置，耗能裝置投入后200ms切除。受端故障根據(jù)直流電壓上升情況投入交流耗能裝置，如果直流電壓上升達不到門檻值，不需投入交流耗能裝置?？当Ｕ镜慕涣骱哪苎b置投退策略電壓門檻值與張北站一致，僅因為容量的不同在投入組數(shù)上有所區(qū)別，不再逐一列出。

4 交流耗能裝置投退仿真研究

根據(jù)送端單極閉鎖故障和受端及線路故障時出現(xiàn)功率盈余后直流電網(wǎng)響應特性的差別，以四端環(huán)形柔性直流電網(wǎng)為例，驗證交流耗能裝置的投入和退出策略。

1）送端單極閉鎖故障

初始時四站均雙極運行，站2接入孤島系統(tǒng)，輸送風電功率3000MW，站3接入孤島系統(tǒng)，輸送風電功率1500MW，站1下網(wǎng)功率3000MW，站4為定電壓控制站。3.5s時，站2極2故障閉鎖，3.502s站2投入2×750MW交流耗能裝置，3.65s穩(wěn)控系統(tǒng)切除風機，風電功率降低至1 500M，3.701s站2退出2×750MW交流耗能裝置，極1功率恢復1500MW。

送端故障時交流耗能裝置投退策略仿真波形如圖5所示，仿真結(jié)果表明，站2交流耗能裝置投入后實現(xiàn)了消耗冗余功率的目的，非故障換流器（極1）未出現(xiàn)過電流，待風機切除后系統(tǒng)重新進入新的穩(wěn)態(tài)工作點，實現(xiàn)了接入新能源孤島系統(tǒng)情況下送端單極故障的穿越。

圖5 送端故障時交流耗能裝置投退策略

2）受端及線路故障

以四端環(huán)形柔性直流電網(wǎng)為例說明受端交流系統(tǒng)故障的穿越過程。初始時四站均雙極運行，站2接入孤島系統(tǒng)，輸送風電功率3000MW，站3接入孤島系統(tǒng)，輸送風電功率1500MW，站1下網(wǎng)功率3000MW，站4為定電壓控制站。3.5s站1交流系統(tǒng)發(fā)生三相接地故障，站4母線電壓跌落至0.9p.u.，直流電壓大于580kV投入交流耗能裝置，直流電壓小于520kV退出交流耗能裝置，3.6s站1交流系統(tǒng)故障清除。

受端故障時交流耗能裝置投退策略仿真波形如圖6所示，仿真結(jié)果表明，受端站1交流系統(tǒng)發(fā)生故障時，直流電壓升高，通過投入送端的交流耗能裝置能夠消耗冗余功率，使直流電網(wǎng)的電壓快速下降，避免了進一步過電壓引起整個電網(wǎng)停運，待受端交流故障恢復后，直流電壓恢復穩(wěn)定，交流耗能裝置自動退出運行，隨后直流電網(wǎng)快速恢復至故障前的運行狀態(tài)。

圖6 受端故障時交流耗能裝置投退策略

依據(jù)GB 19964—2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》中9.1節(jié)規(guī)定光伏發(fā)電站電壓在1.2p.u.～1.3p.u.應能運行最少0.5s。GB/T 19963—2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》10.1.1節(jié)中當風電場并網(wǎng)點電壓在標稱電壓的90%～110%之間時，風電機組應能正常運行；當風電場并網(wǎng)點電壓超過標稱電壓的110%時，風電場的運行狀態(tài)由風電機組的性能確定。

風電場接入交流系統(tǒng)規(guī)定中雖然未對電壓在1.1p.u.以上的情況進行明確規(guī)定，但張北工程中對風電場的設備要求滿足電壓為1.2p.u.～1.3p.u.時能運行最少0.25s。根據(jù)仿真波形中交流電壓波形可得出，交流電壓幅值均控制在1.3p.u.以下，持續(xù)時間少于100ms，交流耗能裝置投退過程中新能源場站可穩(wěn)定運行。

5 結(jié)論

本文提出了在新能源孤島系統(tǒng)通過雙極拓撲結(jié)構(gòu)的柔性直流輸電系統(tǒng)外送功率的情況下解決功率盈余問題的方法，通過比較分析三種不同方案，選擇交流側(cè)配置耗能裝置來實現(xiàn)故障穿越；通過建立四端柔直電網(wǎng)的電磁暫態(tài)模型進行初步仿真研究，仿真結(jié)果表明，配置交流耗能裝置可以實現(xiàn)送、受端故障的穿越，穿越過程中的交流過電壓滿足設計要求，可保證直流電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。

本文編自2022年第5期《電氣技術(shù)》，論文標題為“采用交流耗能的新能源孤島柔直送出方案及仿真研究”，作者為盧宇、汪楠楠 等。