蔺若琦,郑超,杨明玉,齐军,李惠玲,杨志国

（1.华北电力大学电气与电子工程学院，河北保定 071003；2.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192；3.内蒙古电力（集团）有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010010）

0 引言

我国的能源资源与负荷中心呈逆向分布[1]。在能源转型、节能减排战略的推动下，风电、光伏等可再生能源汇集后经特高压直流外送，已成为我国交直流混联电网的典型场景[2]～[6]。

由于特高压直流输电系统的核心部件换流器是由半控型晶闸管构成，当交流电网或直流系统出现故障或扰动时，换流器和交流电网交换的有功和无功功率均会出现大幅波动，进而影响近区的风电、光伏等发电基地的并网安全[7]，[8]。针对直流闭锁故障，文献[9]研究了直流闭锁导致送端风电场承受暂态过电压冲击的问题，提出了风电场高电压穿越HVRT协同控制策略。文献[10]研究了直流闭锁引起的过电压对永磁直驱风机的影响及机组的功率可控域。针对直流换相失败故障，文献[11]结合换相失败故障过程中得到的送端电网电压波形，分析了风电系统控制参数对无功输出特性的影响规律。文献[12]研究了直流系统将逆变侧扰动传播至整流侧的机制，提出了强化电网结构及优化网源稳态无功配置等措施，用以缓解送端系统在换相失败后所受的冲击。

在特高压直流输电系统中，直流线路发生故障的概率较高，因此，直流再启动功能（DC-line Fault Recovery Sequences，DFRS）被广泛应用。但在实际运行中，直流系统故障及再启动过程将导致直流有功功率快速大幅变化，并因此造成换流站无功功率发生显著波动，进而使送受端交流电网受到冲击。文献[13]研究了再启动方案对弱受端交流电网频率的影响，制定了再启动与第二、三道防线协调配合的原则。文献[14]为降低有功转移冲击，提出了针对再启动功能的优化策略。文献[15]针对再启动过程引发非故障极换相失败的问题，从一次参数优化和二次策略改进两个方面提出了抵御换相失败的措施。在可再生能源大规模并网后经特高压直流外送的场景中，直流故障及再启动过程引发的换流站无功波动会导致送端电压大幅变化，进而威胁新能源电源的并网安全以及送端电网的稳定运行，但目前相关研究仍鲜有涉及。

本文介绍了直流控制系统仿真模型以及对于直流再启动功能模拟的方法，基于PSD-BPA中面向实际工程开发的特高压直流系统机电暂态仿真模型，通过时域仿真研究了再启动造成送端电网电压波动的机理，以及电网强度、再启动初始触发角对波动幅度的影响。在此基础上，针对再启动可能导致整流侧近区风机低电压穿越连锁反应进而威胁送端电网运行安全的问题，提出了相应的优化应对措施。最后，基于甘肃酒泉千万千瓦级风电基地经祁韶特高压直流系统电能外送的实际新能源并网系统，对再启动过程进行仿真，验证了所提出应对措施的有效性。

1 高压直流输电系统及再启动仿真模型

1.1 高压直流输电系统及其主要电气量

特高压直流输电系统如图1所示。

图1 高压直流输电系统及其主要电气量Fig.1 HVDC power transmission system and its main electrical quantities

图中：Xrc，Tr分别为换流变压器的漏抗和变比；Urc为整流站换流母线电压；Prd为直流有功功率；Qrc，Qrf，Qrs分别为整流器无功需求、滤波器无功输出和整流站与交流电网交换的无功；urd，uid分别为整流侧和逆变侧的直流电压；id，rd分别为直流电流和电阻；Ert，Xrt分别为送端交流电网戴维南等值内电势和电抗。

本文利用换流器准稳态方程模拟交直流系统的相互作用，其表达式为

式中：αr为整流器触发滞后角；φr为功率因数角。

1.2 高压直流输电系统仿真模型

为准确复现直流线路故障及再启动过程，并使特性分析具有一定的普适性，本文仿真采用的直流输电控制系统模型如图2所示[16]，[17]。图中：Pdref，idref分别为有功功率和直流电流的参考值；iδ为电流裕度。

图2 基于实际工程的直流输电控制系统模型Fig.2 Model of HVDC control system based on practical project

直流电流控制模型如图3所示。

图3 直流电流控制模型Fig.3 DC current control model

图中：Δid为直流电流与电流参考值之间的偏差；αP，αI分别为PI调节器中比例环节与积分环节的输出角；α，α-1分别为电流控制模块本计算时步和上一计算时步输出的触发角；Ga为电流控制增益系数；Ki，Ti分别为PI调节器的比例增益和积分时间常数。

1.3 直流再启动过程及其仿真模拟

依据《国家电网安全稳定计算技术规范》，直流单极2次再启动应不采取闭锁直流、切负荷、切机等稳定控制措施，因此，特高压直流2次再启动过程中交直流系统相互影响的情况及运行稳定性，已成为交直流混联电网稳定分析与控制的重要校核内容。本文使用PSD-BPA软件对特高压直流2次再启动进行模拟，仿真计算的主要过程如图4所示[18]。

图4 再启动过程的仿真模拟Fig.4 Simulation of DC-line fault recovery sequences

由图4可知，tf时刻直流线路发生短路故障，整流器触发滞后角α增至大于90°的再启动移相角αf，并持续ΔT1时间，直流电压与电流受控减小以便进行线路去游离，进而完成对于短路故障的清除。tr1时刻系统进行第1次再启动，α由αf下调至再启动初始角，整流器进入定功率控制模式，直流系统准备重新投入运行；由于仿真程序设定，短路故障此时未被清除，因此再启动无法成功，α持续ΔT2时间后由α0再次增至αf进行线路去游离，为使第2次再启动成功几率增大，此次去游离的时间ΔT3要大于ΔT1。tfc时刻直流线路故障清除，系统控制α维持在αf的状态并持续ΔT3时间后，于tr2时刻进行第2次再启动过程，此次直流启动成功进行，直流功率经过ΔT4时间后爬升并恢复至原送电功率Pd。

2 再启动对送端电网的冲击性影响

由式（1）～（5）和图4可以看出，大扰动冲击下的直流响应具有强非线性特征。为分析直流线路故障及再启动过程对送端交流电网的影响，利用PSD-BPA软件构建如图1所示的双端直流受扰特性仿真测试系统。特高压直流额定电压、电流和功率分别为±800 kV，5 kA和8 000 MW；Xrt取值为0.002 8 p.u.，对应的直流短路比（Short Circuit Ratio，SCR）为4.0。整流器和逆变器分别采用定功率和定熄弧角的控制方式。此外，仿真结果中直流电压与电流的基准值分别对应其额定值，功率的基准值取100 MV·A。

仿真中，tf=0.1 s时刻直流线路发生短路故障，故障过程持续0.6 s，故障发生后α增至αf=164 °，送端直流电压受控降至0，相应的直流电流亦随之下降至0，系统进行持续0.15 s的第1次线路去游离，并于tr1=0.25 s时刻执行第1次再启动，初始触发角α0设置为15 °，期间直流电压作用于短路故障仍然存在的直流线路将使直流电流瞬间大幅提升，产生了较大的功率冲击；持续ΔT2=0.15 s后，系统检测到再启动未能成功，遂将α上调至164 °并再次进行故障线路去游离；经ΔT3=0.55 s后，于tr2=0.95 s时刻执行第2次再启动，由于线路故障于tf=0.7 s时刻已被清除，直流系统成功启动；经ΔT4=0.05 s后直流功率快速爬升并恢复至故障前水平。对应上述直流故障及再启动过程，整流器触发滞后角及直流电压和电流的暂态响应如图5所示。

图5 再启动过程中故障极直流电气量暂态响应Fig.5 Transient response of DC electrical quantity of the faulted pole during DFRS faulted pole during DFRS

整流站交流侧有功、无功功率以及换流站母线电压的暂态响应过程如图6所示。

图6 再启动过程中交流电气量暂态响应Fig.6 Transient response of AC electrical quantity during DFRS

由图6可知，由于故障尚未清除，第1次再启动过程中直流电流快速增长并超过稳态值，使得整流器的无功需求大幅增加，因此整流站从交流电网吸收大量的无功功率，导致换流站母线电压显著下降，并可能跌落至0.9 p.u.以下。所以对于送端整流站近区连接有大规模风电基地的特高压直流输电系统，直流再启动失败可能引发风机进入低电压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）的连锁反应[19]～[21]，使风机的有功输出下降，最终导致系统有功功率大幅波动进而威胁电网的安全稳定运行。为此，需要采取相应的优化措施抑制直流再启动失败对于换流站母线电压产生的不良影响。

3 相关因素对再启动过程冲击幅度的影响

3.1 送端电网强度的影响

直流短路比是衡量交流电网强度的定量指标，通常其数值越大则交流电网强度越高，直流扰动冲击下交流系统电压的波动幅度越小，反之电压波动幅度越大。仿真中通过调整图1中的电抗Xrt来改变交流电网强度，并设置了SCR分别为3.0，4.0和5.03种不同情况，直流线路故障及再启动过程的直流电流、整流器自交流电网吸收的无功功率及换流站母线电压变化量Δidc，ΔQrs和ΔUrc的暂态变化过程如图7所示。

图7 送端电网强度对冲击幅度的影响Fig.7 Influence of SCR on impact amplitude

由图7可以看出，虽然不同SCR的设置对Δidc无明显影响，但增大SCR可限制直流线路故障瞬间交直流系统的相互作用。首先整流站自交流电网吸收的无功功率略微减少，同时结合上文所述，随着SCR的增大换流站母线电压Urc的波动幅度会有所降低；其次由故障引起的过电压冲击被有效缓解，但这一措施在缓解由再启动失败引起的线路低电压情况时则效果有限。

3.2 再启动控制参数的影响

改变直流再启动过程中整流器的初始触发角α0，将影响再启动过程中直流电压，仿真结果如图8所示。

图8 再启动初始触发角对冲击的影响Fig.8 Influence ofα0 on impact amplitude

由图8可见，不同电压作用于故障尚未消除的直流线路时直流电流的变化程度会有所不同，产生不同大小的Δidc，受此影响ΔQrs也会出现差异，在电网强度相同的情况下，换流站母线电压的变化幅度ΔUrc亦会随之变化。对应SCR为3.0，4.0和5.0的3种情况，α0由15°递增至60°，不同情况下的ΔUrc如图9所示。可以看出，α0与ΔUrc之间具有近线性关系，通过增大α0可限制ΔUrc的大小，即可有效抑制电压跌落。

图9 再启动控制参数对冲击幅度的影响Fig.9 Influence of DFRS's control parameters on impact amplitude

3.3 电流控制增益系数的影响

图3中电流控制模型中的增益系数Ga，其取值直接影响直流电流的动态过渡过程，并进而影响ΔQrs和ΔUrc。对应Ga取值15，30，45和60的不同情况，在直流线路故障及再启动过程中Δidc，ΔQrs和ΔUrc的变化如图10所示。可以看出，增大Ga可抑制Δidc的增长，但其抑制效果随着Ga的逐步增大而减弱。

图10 电流控制增益系数对冲击幅度的影响Fig.10 Influence of Ga on impact amplitude

鉴于电流控制的增益系数Ga是直流控制系统中的重要参数，其取值调整将会影响诸如紧急功率控制响应特性、换相失败恢复性能以及交直流混联电网稳定性等多个方面，因此综合上述对不同影响因素的分析，对于既定的交直流混联电网，为抑制再启动失败所引起的换流站母线电压降低的情况，宜采取优化调增再启动初始触发角参数的措施。

4 大规模风电汇集直流外送系统控制优化

4.1 风电汇集经祁韶直流外送系统

祁韶特高压直流主要承担酒泉地区风电消纳任务，其结构如图11所示。

图11 祁韶特高压直流送端风电大规模并网系统Fig.11 Large-scale wind power grid-connected system at Qishao UHVDC rectifier side

由图11可知，祁韶特高压直流配套的常规火电机组装机容量相对较小，整流站近区交流电网的动态电压支撑能力偏弱；此外，由于整流站接入的桥湾电站位于敦煌-桥湾-酒泉-河西-武胜750 kV长链型通道，这使得整流侧电网短路容量较小且短路比偏低。

为保障在交流短路冲击下风机的连续并网，酒泉地区风机均配置有低压穿越（LVRT）功能，当风机出口电压低于0.9 p.u.时，会触发LVRT从而导致其有功输出大幅降低。因此，祁韶直流线路故障再启动过程可能引起的交流电网低电压冲击，存在触发大规模风电机组进入LVRT控制从而导致电网有功潮流大幅波动进而威胁电网运行安全的风险。

4.2 直流再启动过程对风电并网的威胁及优化措施的效果

祁韶直流双极运行时的功率为5 500 MW，直流线路故障及2次再启动过程所涉及的参数与前文相同，初始触发角α0取值为15°和优化调整至60°种情况，故障及再启动过程中直流电流、换流站母线电压以及汇入近区750 kV桥湾电站的桥八风电场中单台双馈风机有功功率的暂态响应如图12所示。

图12 有无参数优化条件下祁韶直流再启动对系统影响Fig.12 Influence of Qishao DC-line fault recovery sequences on system with or without parameter optimization

由图12可以看出，α0取值为15°时，第1次再启动将使祁韶直流整流侧换流母线电压跌落至0.82 p.u.，桥八风电场双馈风机出口电压跌落至0.88 p.u.，风机因进入LVRT而使得有功功率快速跌落并经过约1 s的爬坡过程才能恢复至初始功率。将α0取值优化调整至60°，整流侧换流母线电压和风机出口电压均能提升至0.9 p.u.以上，不会触发风机进入LVRT控制过程，有效缓解了祁韶直流再启动过程引发的风机连锁反应对系统的冲击。

5 结论

对于直流2次及多次再启动，直流线路短路故障尚未清除时，进行的再启动过程会使直流电流快速大幅提升，受此影响，整流站将从交流电网吸收大量无功使送端电网出现低电压。对于风电大规模并网的送端系统，再启动失败引起的换流站母线低电压会触发风电机组的低电压穿越控制，导致规模化风电场的有功出力显著下降，扩大了直流扰动对电力系统的冲击影响。增大再启动过程的初始触发角，可抑制直流线路故障未清除期间进行再启动过程所产生的直流电流冲击，减小换流站母线电压的下降幅度，有效缓解换流站近区风机因进入低电压穿越导致有功出力不足对系统安全运行造成的冲击。