南瑞继保电气公司技术团队：采用交流耗能的新能源孤岛柔直送出方案及仿真研究

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柔性直流输电（VSC-HVDC）为大规模可再生能源的开发和利用提供了一种有效的解决方案。南京南瑞继保电气有限公司的研究人员卢宇、汪楠楠、刘鹏、王柯，在2022年第5期《电气技术》上撰文，介绍了新能源孤岛方式接入柔性直流电网存在故障范围扩大的问题，比较了多种功率盈余控制方案，选择采用交流耗能装置的方案实现故障穿越，通过快速投退交流耗能装置解决新能源孤岛方式下的功率盈余问题，通过仿真分析，证明了采用交流耗能装置实现新能源孤岛方式下柔直系统故障穿越的可行性。

随着化石能源的日益枯竭和改善环境压力的日益增加，中国乃至世界均面临能源结构的战略性调整，大规模开发和利用新能源势在必行，以光伏、风电为代表的新能源发电技术得到了广泛应用。根据“BP能源展望”，到2040年新能源发电将占世界能源总消耗量的25%，但由此给电力系统带来了许多技术挑战。

由于风能、太阳能等新能源发电的间歇性、随机性特点及电力系统自身消纳能力的技术限制等问题，导致出现“弃风”、“弃光”等现象。为了适应未来能源格局的深刻变化，需在电网侧加快新型汇集及送出技术的研发，以提高新能源发电的利用效率。

无论是从全球范围还是从我国实际情况来看，由于能源资源和消费分布不均衡，大规模可再生能源的汇集和长距离外送将是未来电网的基本形态。但是，可再生能源富集地区的电网薄弱，大多数处于电网末端，甚至处于电网空白区域，加之可再生能源发电间歇性和波动性的特点，致使可再生能源的汇集、送出和消纳十分困难。将传统交流输电技术或基于电流源换流器的直流输电技术用于可再生能源并网并不经济，而基于电压源换流器的柔性直流输电系统的运行方式经济、灵活且损耗小，能很好地解决该问题。

±500kV张北柔性直流电网示范工程（以下简称张北柔直电网工程）的电压等级为±500kV，按环网结构构建，张北站、康保站为直流电网新能源送端，北京站为受端，丰宁站为直流电网提供抽水蓄能调节。北京站、张北站容量分别为3000MW，丰宁站和康保站容量分别为1500MW，其中张北站和康保站均具备孤岛运行条件。

由于张北工程采用真双极方案，具备双极运行和任一极独立运行的能力。当双极运行时，任一极发生故障后，非故障极能够维持正常运行，并且转带故障极部分或者全部损失功率，但孤岛方式下的功率转带可能引起非故障极的过负荷。

目前国内对采用交流耗能装置的新能源孤岛柔直送出问题已进行了一定的研究。但是，新能源孤岛系统通过双极拓扑结构柔性直流输电系统进行功率外送时会出现功率盈余的问题，为解决该问题，本文通过比较三种功率盈余方案，得出采用交流侧配置耗能装置的方案更适用于双极拓扑结构的结论。通过建立四端柔直电网的电磁暂态模型进行初步仿真研究，配置交流耗能装置可以实现送、受端的故障穿越，保证直流电网的稳定运行。

1  新能源经柔直孤岛送出

张北工程的主接线示意图如图1所示。新能源通过交流输电线路连接到就近的送端换流站。风电和光伏与柔性直流输送的有功功率平衡是孤岛系统稳定运行的前提。新能源的不确定性导致输送功率波动较大，采用定有功功率控制容易引起系统频率波动和失稳。为了准确反映频率波动对功率的影响，频率控制方式更适用于新能源孤岛接入。因此，新能源孤岛接入换流站一般采用频率控制，以保证柔性直流输电传输功率与新能源发电功率的实时平衡。

新能源孤岛系统接入柔直电网时，换流器向无源网络供给稳定的交流电压和频率，因此应直接对新能源交流并网侧的交流系统电压进行控制，即采用无源定交流电压和频率控制（即VF控制）。

图1  张北工程主接线示意图

张北工程采用真双极结构，两极可独立运行，当两极均采用恒定频率控制时，无差调节会导致两极之间功率反复调节，不利于系统稳定。为了实现双极换流站接入新能源孤岛系统时，孤岛交流电压控制器为孤岛系统提供稳定的交流电压，双极换流器需要协调配合共同为孤岛系统提供电压支撑，如图2所示的双极VF主从控制策略可实现双极控制的稳定运行，双极控制层配置交流电压控制器，产生有功电流指令Idref、无功电流指令Iqref及参考相位指令θ，并发送至双极换流器的极控层，由内环电流控制实现换流器电流控制。

图2  双极VF主从控制策略

2  新能源孤岛方式下功率盈余解决方案

2.1  功率盈余影响分析

张北工程采用双极方案时，由于具备双极运行和单极独立运行的能力，当一极发生故障后，非故障极能够维持正常运行，在孤岛运行方式下，由于新能源机组无法快速切除，非故障极被迫承担全部的新能源功率。

柔性直流电网故障主要分为换流站内故障和直流线路故障。

换流站内发生极区故障时将引起单换流器闭锁，发生双极区故障时可能引起双极换流器闭锁。直流线路发生故障时，直流电网处于合环运行状态，由于直流线路两端均配置直流断路器，能够实现故障直流线路的隔离，避免换流器闭锁，随后等待设定的熄弧时间后重合直流断路器实现直流线路瞬时故障的恢复，如重合不成功则将永久隔离；直流电网处于开环运行状态，直流线路的瞬时或永久隔离可能使关联换流器输出功率受限。

换流站接入新能源孤岛系统时，换流器采用VF控制对连接交流系统的母线电压和频率进行控制，换流器的有功功率和无功功率由交流系统中新能源电源及负荷决定，因此当交流系统与换流站交换的有功功率大于换流器额定功率时，将出现功率盈余，如未采取合适的控制策略将引起子模块电压升高，甚至引起换流器过电流闭锁。根据不同柔直电网故障类型，存在两种功率盈余情况，见表1。

表1  接入新能源孤岛系统的功率盈余情况

在新能源送端与受端有功功率出现不平衡即出现功率盈余时，采用切机方式降低送端功率是常用的方法，但由于切机延时至少为150ms，而直流电网的惯性较小，在直流电网发生故障后无法第一时间切除新能源会导致直流电网停运。以张北工程四端为例，其主要设备参数见表2。

表2  张北工程换流站主要设备参数

在非故障极功率输出能力受限时，孤岛方式下新能源机组功率传输基本不受影响，新能源送端与受端有功功率出现不平衡，采取控制措施无法保证柔性直流输电系统在上述故障时的停电范围不扩大，因此有必要研究新能源孤岛方式下的柔直故障穿越，保证新能源机组的有序切除。

2.2  功率盈余解决方案

针对双极柔性直流孤岛送出的问题，现有交流母线分段运行、直流耗能装置和交流耗能装置等多种方案。交流母线分段运行方案在双极运行时，双极连接不同的母线，母线间通过母联连接，新能源电源在两段母线间平衡分布，并根据两条母线的总功率确定母联开关是否处于合位。

采用分段母线方案的优点包括：①方案简单可靠，非故障极换流器不会出现过负荷情况；②方案仅需增加母联开关和同期装置，投资较少。

但采用分段母线方案有如下缺点：①只能解决送端单极闭锁/受限的问题，不能解决直流线路瞬时故障、受端换流器闭锁/受限，以及受端交流系统故障的问题；②两条母线汇集的新能源负荷应保持平衡，同时还需要保证两条母线汇集的新能源负荷在远端不能合环，增加了运行的复杂度。

直流耗能装置方案在现有柔性直流输电中主要用于海上风电经柔直送出，考虑海上平台限制，通常将直流耗能装置配置在逆变侧（也就是负荷侧），但是张北柔直电网工程均为陆上风电，而且需要考虑直流断路器和架空线路的重合闸功能，直流耗能装置需要配置在整流侧（也就是风场侧）。

采用直流耗能装置方案的优点包括：①采用IGBT器件，可以实现耗能电阻的快速投退；②仅根据直流电压值判断是否投入，动作策略简单。采用直流耗能装置方案的主要缺点是不能解决送端单极闭锁的问题，在单极柔性直流工程中更适用。

本文主要针对张北工程中实际使用的交流耗能装置进行分析。在孤岛换流站交流场配置交流耗能装置，当发生孤岛送端单极闭锁或受端严重故障导致风电功率无法外送时，通过晶闸管将大功率电阻快速投入交流系统中，从而消耗新能源场站多余的能量。交流耗能装置方案如图3所示。

图3  交流耗能装置方案

根据出现功率盈余时直流电网响应特性的差别，交流耗能装置的投入和退出分为两类。

1）送端单极闭锁故障

由于交流耗能装置装设在送端换流站，可以通过换流器的闭锁信号及新能源的功率实现交流耗能装置的投退，具体策略为：接收到单极换流器故障闭锁信号且故障前双极功率大于单极换流器的最大功率时，投入交流耗能装置；当交流耗能装置和非故障换流器的功率不大于单极换流器的最大功率时，判断为完成新能源切机操作，退出交流耗能装置。

2）受端及线路故障

受端及线路故障时，根据换流器所连接直流母线的电压判断是否投入或退出交流耗能装置，两极独立判断，具体策略为：当直流电压超过设定值时，导通晶闸管，投入对应的交流耗能装置，消耗掉多余功率；当直流电压小于退出定值时，闭锁晶闸管，退出相应的交流耗能装置。

采用交流耗能装置方案的优点包括：①可以实现送受端及直流线路故障时的故障穿越；②送端单极闭锁时能够由安稳系统有序切机，减少新能源发电损失。

采用交流耗能装置方案的缺点主要是采用半控器件，开通时间略长，关断需要依靠电流过零关断。

2.3  方案对比

对上述三种方案进行对比分析，由于交流母线分段运行方案设备增加最少，相当于在大负荷情况下将双极拓扑转换成两个单极拓扑运行，所以不考虑交流母线分段运行方案，交、直流耗能装置方案对比见表3。

表3  交、直流耗能装置方案对比

三种方案的效果对比见表4，最终张北工程采用交流耗能装置方案解决孤岛送出问题。

表4  三种方案效果对比

3  交流耗能装置方案和投退策略

3.1  交流耗能装置方案设计

张北柔直电网工程存在孤岛送出的站分别为张北站和康保站，张北站和康保站的容量分别为3000MW和1500MW，交流耗能装置主要用于孤岛方式下的交流侧电网平衡。以张北换流站为例，功率需求为3000MW，投入时间为1.5s。采用交流耗能装置需要综合考虑以下两个因素。

1）支路数量的选择

支路数量的选择需要同时考虑控制要求和经济性。理论上支路数量越多，在系统发生故障时，可以越平滑地消耗盈余功率，对系统的冲击越小，但是其经济性太差，占地太多，工程实施困难。因此综合考虑上述因素，采用8个支路、每个支路375MW的方案。

2）电压等级的选择

张北换流站的交流侧电压等级为220kV，交流耗能装置可以采用直接挂接在220kV母线上或通过降压变接入的方式。如果直接接入220kV，则需要所有的设备按照220kV的绝缘等级来进行设计，其占地会比较大，同时因为电压等级太高，串联的晶闸管数量也会比较庞大，综合考虑采用降压变的方式更适合工程实际应用。

采用降压变后，二次电压的选择需要综合考虑占地、可靠性和经济性。如果电压等级过高，则降压变的作用不大，占地依然会很大，晶闸管串联数目较多，造成可靠性下降；而如果电压等级选择得太小，在375MW单组容量的前提下，电流会较大，造成晶闸管难以选型的问题。综合考虑，采用66kV电压作为二次电压，这样单个支路的角内电流为1894A，则采用额定电流2800A的晶闸管就可以满足要求。

通过以上分析，对于交流耗能装置的具体参数要求见表5。

表5  交流耗能装置的参数要求

根据上述设计，通过PSCAD进行仿真研究，交流耗能装置投入的时间为1.5s。单支路投入过程仿真如图4所示，可以看出，电流和功率均能达到设计的要求。

3.2  交流耗能装置投退策略

对于送端单极闭锁问题，无需站间协调控制；对于受端速降功率引发的盈余功率问题，需通过对本站直流电压的迅速判断，实现交流耗能装置的投退，才能实现对直流电网电压的有效控制，以防止设备过电压。

通过站间协调控制实现交流耗能装置的精确投退，中间需要经历站间通信、采样、判断、不同装置执行及传递、一次设备执行环节，总延时超过30ms。

以北京站额定运行时发生双极闭锁为例，闭锁后不到20ms直流电压已达到设备过电压耐受能力，同时还要考虑失去站间通信后能够工作，因此，受端故障导致功率盈余时，送端换流站交流耗能装置的投退推荐采用本站的就地信号。以张北站为例，其交流耗能装置投退策略见表6和表7。

图4  单支路投入过程仿真

表6  张北站送端故障交流耗能装置投退策略

表7  张北站受端故障交流耗能装置投退策略

送端故障根据故障前功率投入交流耗能装置，耗能装置投入后200ms切除。受端故障根据直流电压上升情况投入交流耗能装置，如果直流电压上升达不到门槛值，不需投入交流耗能装置。康保站的交流耗能装置投退策略电压门槛值与张北站一致，仅因为容量的不同在投入组数上有所区别，不再逐一列出。

4  交流耗能装置投退仿真研究

根据送端单极闭锁故障和受端及线路故障时出现功率盈余后直流电网响应特性的差别，以四端环形柔性直流电网为例，验证交流耗能装置的投入和退出策略。

1）送端单极闭锁故障

初始时四站均双极运行，站2接入孤岛系统，输送风电功率3000MW，站3接入孤岛系统，输送风电功率1500MW，站1下网功率3000MW，站4为定电压控制站。3.5s时，站2极2故障闭锁，3.502s站2投入2×750MW交流耗能装置，3.65s稳控系统切除风机，风电功率降低至1 500M，3.701s站2退出2×750MW交流耗能装置，极1功率恢复1500MW。

送端故障时交流耗能装置投退策略仿真波形如图5所示，仿真结果表明，站2交流耗能装置投入后实现了消耗冗余功率的目的，非故障换流器（极1）未出现过电流，待风机切除后系统重新进入新的稳态工作点，实现了接入新能源孤岛系统情况下送端单极故障的穿越。

图5  送端故障时交流耗能装置投退策略仿真波形

2）受端及线路故障

以四端环形柔性直流电网为例说明受端交流系统故障的穿越过程。初始时四站均双极运行，站2接入孤岛系统，输送风电功率3000MW，站3接入孤岛系统，输送风电功率1500MW，站1下网功率3000MW，站4为定电压控制站。3.5s站1交流系统发生三相接地故障，站4母线电压跌落至0.9p.u.，直流电压大于580kV投入交流耗能装置，直流电压小于520kV退出交流耗能装置，3.6s站1交流系统故障清除。

受端故障时交流耗能装置投退策略仿真波形如图6所示，仿真结果表明，受端站1交流系统发生故障时，直流电压升高，通过投入送端的交流耗能装置能够消耗冗余功率，使直流电网的电压快速下降，避免了进一步过电压引起整个电网停运，待受端交流故障恢复后，直流电压恢复稳定，交流耗能装置自动退出运行，随后直流电网快速恢复至故障前的运行状态。

图6  受端故障时交流耗能装置投退策略仿真波形

依据GB 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中9.1节规定光伏发电站电压在1.2p.u.～1.3p.u.应能运行最少0.5s。GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》10.1.1节中当风电场并网点电压在标称电压的90%～110%之间时，风电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过标称电压的110%时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定。

风电场接入交流系统规定中虽然未对电压在1.1p.u.以上的情况进行明确规定，但张北工程中对风电场的设备要求满足电压为1.2p.u.～1.3p.u.时能运行最少0.25s。根据仿真波形中交流电压波形可得出，交流电压幅值均控制在1.3p.u.以下，持续时间少于100ms，交流耗能装置投退过程中新能源场站可稳定运行。

5  结论

本文提出了在新能源孤岛系统通过双极拓扑结构的柔性直流输电系统外送功率的情况下解决功率盈余问题的方法，通过比较分析三种不同方案，选择交流侧配置耗能装置来实现故障穿越；通过建立四端柔直电网的电磁暂态模型进行初步仿真研究，仿真结果表明，配置交流耗能装置可以实现送、受端故障的穿越，穿越过程中的交流过电压满足设计要求，可保证直流电网的稳定运行。

本文编自2022年第5期《电气技术》，论文标题为“采用交流耗能的新能源孤岛柔直送出方案及仿真研究”，作者为卢宇、汪楠楠 等。

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