采用交流耗能的新能源孤島柔直送出方案及仿真研究

盧 宇 汪楠楠 劉 鵬 王 柯

采用交流耗能的新能源孤島柔直送出方案及仿真研究

盧 宇 汪楠楠 劉 鵬 王 柯

（南京南瑞繼保電氣有限公司，南京 211102）

柔性直流輸電（VSC-HVDC）為大規模可再生能源的開發和利用提供了一種有效的解決方案。本文介紹了新能源孤島方式接入柔性直流電網存在故障范圍擴大的問題，比較了多種功率盈余控制方案，選擇采用交流耗能裝置的方案實現故障穿越，通過快速投退交流耗能裝置解決新能源孤島方式下的功率盈余問題，通過仿真分析，證明了采用交流耗能裝置實現新能源孤島方式下柔直系統故障穿越的可行性。

孤島方式；交流耗能裝置；故障穿越

0 引言

隨著化石能源的日益枯竭和改善環境壓力的日益增加，中國乃至世界均面臨能源結構的戰略性調整，大規模開發和利用新能源勢在必行，以光伏、風電為代表的新能源發電技術得到了廣泛應用[1-4]。根據“BP能源展望”，到2040年新能源發電將占世界能源總消耗量的25%[5]，但由此給電力系統帶來了許多技術挑戰。由于風能、太陽能等新能源發電的間歇性、隨機性特點及電力系統自身消納能力的技術限制等問題，導致出現“棄風”、“棄光”等現象[6-7]。為了適應未來能源格局的深刻變化，需在電網側加快新型匯集及送出技術的研發，以提高新能源發電的利用效率。

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，大規模可再生能源的匯集和長距離外送將是未來電網的基本形態[8]。但是，可再生能源富集地區的電網薄弱，大多數處于電網末端，甚至處于電網空白區域，加之可再生能源發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。將傳統交流輸電技術或基于電流源換流器的直流輸電技術用于可再生能源并網并不經濟，而基于電壓源換流器的柔性直流輸電系統的運行方式經濟、靈活且損耗小[9-11]，能很好地解決該問題[12]。

±500kV張北柔性直流電網示范工程（以下簡稱張北柔直電網工程）的電壓等級為±500kV，按環網結構構建，張北站、康保站為直流電網新能源送端，北京站為受端，豐寧站為直流電網提供抽水蓄能調節。北京站、張北站容量分別為3 000MW，豐寧站和康保站容量分別為1 500MW，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，任一極發生故障后，非故障極能夠維持正常運行，并且轉帶故障極部分或者全部損失功率，但孤島方式下的功率轉帶可能引起非故障極的過負荷。

目前國內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。文獻[13]介紹張北工程采用的交流耗能裝置方案。文獻[14]對雙極系統在故障過程中的功率盈余機理進行詳細分析，并研究多種通過控制方法解決盈余功率的方案，具有理論可行性。文獻[15]介紹分組交流耗能電阻設計方法及通用的功率盈余控制策略。文獻[16]介紹換流閥閉鎖時交流耗能裝置的投切特性。

新能源孤島系統通過雙極拓撲結構柔性直流輸電系統進行功率外送時會出現功率盈余的問題，為解決該問題，本文通過比較三種功率盈余方案，得出采用交流側配置耗能裝置的方案更適用于雙極拓撲結構的結論。通過建立四端柔直電網的電磁暫態模型進行初步仿真研究，配置交流耗能裝置可以實現送、受端的故障穿越，保證直流電網的穩定運行。

1 新能源經柔直孤島送出

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穩定運行的前提。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頻率波動和失穩。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電功率的實時平衡。

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

張北工程采用真雙極結構，兩極可獨立運行，當兩極均采用恒定頻率控制時，無差調節會導致兩極之間功率反復調節，不利于系統穩定。為了實現雙極換流站接入新能源孤島系統時，孤島交流電壓控制器為孤島系統提供穩定的交流電壓，雙極換流器需要協調配合共同為孤島系統提供電壓支撐，如圖2所示的雙極VF主從控制策略可實現雙極控制的穩定運行，雙極控制層配置交流電壓控制器，產生有功電流指令dref、無功電流指令qref及參考相位指令，并發送至雙極換流器的極控層，由內環電流控制實現換流器電流控制。

圖1 張北工程主接線示意圖

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。

柔性直流電網故障主要分為換流站內故障和直流線路故障。換流站內發生極區故障時將引起單換流器閉鎖，發生雙極區故障時可能引起雙極換流器閉鎖。直流線路發生故障時，直流電網處于合環運行狀態，由于直流線路兩端均配置直流斷路器，能夠實現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；直流電網處于開環運行狀態，直流線路的瞬時或永久隔離可能使關聯換流器輸出功率受限。

換流站接入新能源孤島系統時，換流器采用VF控制對連接交流系統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中新能源電源及負荷決定，因此當交流系統與換流站交換的有功功率大于換流器額定功率時，將出現功率盈余，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。根據不同柔直電網故障類型，存在兩種功率盈余情況，見表1。

在新能源送端與受端有功功率出現不平衡即出現功率盈余時，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，而直流電網的慣性較小，在直流電網發生故障后無法第一時間切除新能源會導致直流電網停運。以張北工程四端為例，其主要設備參數見表2。

表2 張北工程換流站主要設備參數

根據直流電網的構成，在故障發生后，盈余功率主要作用于直流電網的儲能元件，有

以張北工程四端滿功率運行為例，張北站和康保站新能源孤島送出功率分別為3 000MW和1 500MW，北京站和豐寧站下網功率分別為3 000MW和1 500MW。以北京站極一單極閉鎖為例，其余三站在控制系統作用下，電流可基本維持不變，北京站丟失的盈余功率主要用于直流電網內的電容充電，而直流電網內的電容以張北站、康保站和豐寧站三站的子模塊電容為主，張北工程中子模塊動作門檻電壓為3 200V，發生嚴重故障后子模塊電容電壓上升到動作門檻電壓的時間為

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不平衡，采取控制措施無法保證柔性直流輸電系統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，母線間通過母聯連接，新能源電源在兩段母線間平衡分布，并根據兩條母線的總功率確定母聯開關是否處于合位。采用分段母線方案的優點包括：①方案簡單可靠，非故障極換流器不會出現過負荷情況；②方案僅需增加母聯開關和同期裝置，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，增加了運行的復雜度。

直流耗能裝置方案在現有柔性直流輸電中主要用于海上風電經柔直送出，考慮海上平臺限制，通常將直流耗能裝置配置在逆變側（也就是負荷側），但是張北柔直電網工程均為陸上風電，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（也就是風場側）。采用直流耗能裝置方案的優點包括：①采用IGBT器件，可以實現耗能電阻的快速投退；②僅根據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

根據出現功率盈余時直流電網響應特性的差別，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點包括：①可以實現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系統有序切機，減少新能源發電損失。

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，關斷需要依靠電流過零關斷。

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3 000MW和1 500MW，交流耗能裝置主要用于孤島方式下的交流側電網平衡。以張北換流站為例，功率需求為3 000MW，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）支路數量的選擇

支路數量的選擇需要同時考慮控制要求和經濟性。理論上支路數量越多，在系統發生故障時，可以越平滑地消耗盈余功率，對系統的沖擊越小，但是其經濟性太差，占地太多，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，串聯的晶閘管數量也會比較龐大，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，晶閘管串聯數目較多，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電流為1 894A，則采用額定電流2 800A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要求見表5。

表5 交流耗能裝置的參數要求

根據上述設計，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，無需站間協調控制；對于受端速降功率引發的盈余功率問題，需通過對本站直流電壓的迅速判斷，實現交流耗能裝置的投退，才能實現對直流電網電壓的有效控制，以防止設備過電壓。通過站間協調控制實現交流耗能裝置的精確投退，中間需要經歷站間通信、采樣、判斷、不同裝置執行及傳遞、一次設備執行環節，總延時超過30ms。以北京站額定運行時發生雙極閉鎖為例，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 張北站送端故障交流耗能裝置投退策略

表7 張北站受端故障交流耗能裝置投退策略

注：x為單極功率；B為雙極功率。

送端故障根據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。

康保站的交流耗能裝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上有所區別，不再逐一列出。

4 交流耗能裝置投退仿真研究

根據送端單極閉鎖故障和受端及線路故障時出現功率盈余后直流電網響應特性的差別，以四端環形柔性直流電網為例，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，輸送風電功率3 000MW，站3接入孤島系統，輸送風電功率1 500MW，站1下網功率3 000MW，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穩控系統切除風機，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1 500MW。

送端故障時交流耗能裝置投退策略仿真波形如圖5所示，仿真結果表明，站2交流耗能裝置投入后實現了消耗冗余功率的目的，非故障換流器（極1）未出現過電流，待風機切除后系統重新進入新的穩態工作點，實現了接入新能源孤島系統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仿真波形

2）受端及線路故障

以四端環形柔性直流電網為例說明受端交流系統故障的穿越過程。初始時四站均雙極運行，站2接入孤島系統，輸送風電功率3 000MW，站3接入孤島系統，輸送風電功率1 500MW，站1下網功率3 000MW，站4為定電壓控制站。3.5s站1交流系統發生三相接地故障，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，仿真結果表明，受端站1交流系統發生故障時，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，使直流電網的電壓快速下降，避免了進一步過電壓引起整個電網停運，待受端交流故障恢復后，直流電壓恢復穩定，交流耗能裝置自動退出運行，隨后直流電網快速恢復至故障前的運行狀態。

圖6 受端故障時交流耗能裝置投退策略仿真波形

依據GB 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》中9.1節規定光伏發電站電壓在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技術規定》10.1.1節中當風電場并網點電壓在標稱電壓的90%～110%之間時，風電機組應能正常運行；當風電場并網點電壓超過標稱電壓的110%時，風電場的運行狀態由風電機組的性能確定。風電場接入交流系統規定中雖然未對電壓在1.1p.u.以上的情況進行明確規定，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，持續時間少于100ms，交流耗能裝置投退過程中新能源場站可穩定運行。

5 結論

本文提出了在新能源孤島系統通過雙極拓撲結構的柔性直流輸電系統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，選擇交流側配置耗能裝置來實現故障穿越；通過建立四端柔直電網的電磁暫態模型進行初步仿真研究，仿真結果表明，配置交流耗能裝置可以實現送、受端故障的穿越，穿越過程中的交流過電壓滿足設計要求，可保證直流電網的穩定運行。

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Study on the scheme of islanded renewable energy delivered by VSC-HVDC using alternating current chopper

LU Yu WANG Nannan LIU Peng WANG Ke

(NR Electric Co., Ltd, Nanjing 211102)

The voltage source converter based high voltage direct current (VSC-HVDC) power grid provides an effective solution for the development and utilization of large-scale renewable energy. This paper introduces the problem of renewable energy integrated into VSC-HVDC in the island mode, which causes the fault range to expand, and through the comparison of several power surplus control schemes, the scheme of AC chopper is selected to realize fault ride through. The configuration scheme solves the power surplus problem in the new energy island mode by the fast switching of AC chopper, and the feasibility of using AC chopper to realize the fault ride through under the new energy island mode is verified by simulation.

island mode; AC chopper; fault ride through

2021-08-23

2021-10-21

盧 宇（1979—），男，碩士，高級工程師，從事直流輸電和電力電子設備研發工作。

國家電網公司總部科技項目（5100-202118029A-0-0-00）