基于储能虚拟同步机多布点的HVDC换相失败抑制方法

李 强，吴盛军，易 洋，李泽文

(1．国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏 南京 210024；2．长沙理工大学电气与信息工程学院，湖南 长沙 410082)

随着交直流特高压电网和各类可再生能源的发展不断向前迈进，电网灵活性已表现出不能够完全适应其发展的趋势。电化学储能用来支撑调节电网、稳固电网的优势主要体现在电化学储能的响应速度和调节方向上，并且电化学储能电站建设周期短，能够小型分散配置，其对于环境的适应能力强。与传统的无功调压装置相比，其独特的有功无功四象限调节能力对系统电压的控制极其有效，在电网电压调节方面应用广泛。

在直流输电系统中，由于逆变侧交流系统短路会带来许多不利影响[1]，其中之一便是可能导致换流站发生换相失败故障。研究人员发现，无论是在单一直流、多馈入直流还是分不同层次馈入的多馈入直流系统中，无功支撑都在其中占据着重要地位[2]。如果逆变侧发生故障，导致换流母线电压降低，换流站将会从电网中吸收无功，且一旦故障严重，换流站可能出现无法换相的情况[3]。电化学储能电站因其具备强无功支撑能力，当故障发生后可以立即投入运行，可以有效地补充系统中的无功功率，使换流站可以正常运行，从而抵御换相失败[4]。

为了提高抵御换相失败的应变能力，研究人员一方面对混联输电网进行研究[5]，并在换流站采取适当的控制策略，降低换相失败的风险[6-8]；另一方面在换流站附近安装了同步补偿器，提供充足的无功储备[9]。为此，研究人员提出了多种基于同步补偿器的控制策略[10-11]。文献[12]针对含有同步调相机并网的直流输电系统电压稳定控制进行研究，在小扰动、中扰动和大扰动情况下得到同步调相机接入对母线电压的补偿效果，验证了分析方法的有效性；文献[13]提出了受端电网中储能电站的布点方法以及电化学储能站在不同区域待机的控制方法。但以上都没有提及在发生故障时如何控制电化学储能电站的无功功率。文献[14]提出发电机是系统中分布最广、最好的动态无功补偿设备，且调相机与发电机结构相同，通过在受端电网配置调相机来提高系统稳定性，提高交直流电网安全稳定运行能力，但未对电化学储能电站与同步机之间的联系进行深入研究。

从上述文献可知，目前，在储能对电网的紧急支撑方面缺乏研究，因此本文提出储能虚拟同步机的概念，完成该模型的搭建，验证其对HVDC系统的换相电压跌落具有较强的支撑作用，并且充分利用储能虚拟同步机的无功补偿特性，提出了一种利用储能虚拟同步机应对多馈入直流换相失败的多布点方法，该方法首先从各节点与换流站间的电气距离入手，以此确定待补偿区域；然后对带补偿区域内的节点进行非故障点电压反应速率平均值计算，以此为指标确定最佳的储能虚拟同步机安装站点；最后基于实际电网的运行数据在PSCAD中仿真，得到单一储能虚拟同步机接入对换相失败的抑制效果，同时对比验证了本布点方法确能有效地发挥储能虚拟同步机的聚合作用，更好地抑制换相失败。

1 储能虚拟同步机模型建立

储能虚拟同步机(energy storage virtual synchronous generator, ESVSG)结构如图1所示，其结构主要包括储能单元和逆变器单元2个部分，以单相表示三相。图1中，PWM为脉宽调制，Rs、Ls、Cs分别为滤波电阻、电感和电容，Rg和Lg分别为线路电阻和电感。

图1 虚拟同步机并网结构Figure 1 Virtual synchronous machine grid-connected structure

同步逆变器控制是模拟同步发电机特性的并网逆变器，并且可以实现无锁相环自同步并网。同步逆变器控制以三相隐极机数学模型为基础，Te、Qe

和em均通过同步发电机数学模型结合逆变器输出的三相电流瞬时值计算出来，其中em为反向电动势，因此同步逆变器控制器可以表示为

(1)

式中J为转动惯量；ω为虚拟转子角速度；Tm为机械转矩；Te为电磁转矩；Td为阻尼转矩；p为虚拟同步发电机输出的电磁功率；θ为虚拟同步发电机的励磁相角。

(2)

式中K为励磁调节器的积分系数；Mf为定子绕组和转子绕组之间互感的最大值；if为转子励磁电流；Qset为无功功率的参考值；Dq为无功—电压下垂系数；Er为电压参考值；E为逆变器LC滤波器出口处的相电压幅值。

Tm、Te、Qe、em的计算公式分别为

(3)

(4)

(5)

(6)

式(3)～(6)中Pset为功率参考值；ia、ib、ic为三相电流瞬时值；Em为同步发电机内电势有效值。

当三角载波的幅值为1 V时，三相调制波vma、vmb、vmc的计算公式为

(7)

式中Vm为三相调制波有效值，其计算公式为

(8)

逆变器出口处的基波电压esa、esb、esc的表达式为

(9)

相电压基波幅值es的计算公式为

(10)

将式(6)、(9)代入式(4)得：

(11)

将式(6)、(9)代入式(5)得：

(12)

式中P、Q分别为逆变器实际输出的有功和无功功率。当Vdc=Vdc,ref时，虚拟同步机正常工作。由式(11)、(12)表明，此时同步逆变器的控制器中计算出的Te、Qe与逆变器实际输出的电磁转矩和无功功率相同，即同步逆变器无须测量三相电压瞬时值即可实现功率计算。

2 ENVSG抑制换相失败效果分析

电化学储能装置可以实时调整充电和放电功率，并且具有峰值削波能力，是其自身安装能力的2倍。储能电站于交流电网和直流电网而言都具有较强的提高电网稳定性和灵活性的能力，对前者储能电站可以削减充谷，调整系统频率，提供无功电压支持；对后者电化学储能电厂还可以为换流站提供足够的无功功率，并增强换流站抵抗换相失败的能力[15-16]。储能电站主要由蓄电池室、变压升压箱、10 kV合流箱、智能主控室、SVG室、变电站及其他电站配套设备组成。电站配有站侧监控系统，智能网络负载交互式终端，同步相量测量装置，防孤岛保护和频率电压应急控制装置以及智能辅助控制系统[17]。

同步电动机需要用于电网的无功补偿时，其在接入电网时以空载运行这种特殊方式运行，此运行方式能提高功率因素和改善供电性能。由分析可知，ESVSG也同样具有同步机的特殊运行方式。在应对直流换相失败方面，ESVSG在系统发生故障直流母线电压急速下降的过程中，能持续向系统提供无功以支撑直流母线电压，防止换相失败。由于HVDC系统中整流侧晶闸管关断时间充裕，其逆变侧晶闸管的关断时间不足，会使原本未完全关断的晶闸管两端承受正向电压，该晶闸管将重新导通，故换相失败大多发生在逆变侧换流站晶闸管中。由此可知，若对HVDC系统的换相电压跌落进行支撑，能极大程度上抑制换相失败。

本文基于PSCAD/EMTDC搭建了HVDC系统及储能电站的仿真模型，模型拓扑如图2所示。该模型为±500 kV双极测试模型，直流系统容量为1 000 MW，逆变侧短路比SCR为2.5，储能电站接入逆变侧交流母线，储能电站储能总量为300 MW/600 MW·h。

图2 仿真模型主电路Figure 2 Main circuit diagram of simulation model

DC滤波器、整流侧AC滤波器和逆变侧AC滤波结构及具体参数设置分别如图3～5所示；故障发生前后的ESVSG无功输出特性的仿真结果如图6所示。由图6可知，ESVSG的无功功率输出受到其系统容量的限制，在故障切除瞬间ESVSG能短时快速地发出接近其额定容量的无功功率，以此达到无功补偿与稳定逆变侧电网电压的作用，因此ESVSG的无功功率输出特性与传统的无功补偿装置相比并无劣势。

图3 DC滤波器Figure 3 DC filter

图4 整流侧AC滤波器Figure 4 AC filter atrectifierring side

图5 逆变侧AC滤波器Figure 5 AC filterat inverting side

图6 ESVSG无功输出特性曲线Figure 6 ESVSG reactive power output characteristic curve

当ESVSG接入直流输电系统逆变侧交流母线近区，在受端系统交流侧0.5 s发生三相短路故障时，逆变侧交流母线电压波动情况和HVDC电压波动情况分别如图7、8所示。由图7、8可知，ESVSG对故障发生后的交流母线电压跌落和HVDC直流电压降落具有显著的支撑作用，反应迅速，能够极大程度上抑制直流换相失败。

图7 逆变侧交流母线电压波形Figure 7 AC bus voltage waveform on the inverter side

图8 直流电压波形Figure 8 DC voltage waveform

3 ESVSG多点布局选取方式

多馈入直流输电系统的简化模型如图9所示，换流母线BUS1-BUS4通过各耦合阻抗Z12、Z13、Z14、Z23、Z24、Z34相连且各处接有交流负荷，逆变站落点于同一交流受端系统。

图9 多馈入直流输电系统模型Figure 9 Multi-infeed DC transmission system model

在该系统中，交流系统故障是造成直流换相失败的主要因素，与此同时换相失败会导致直流功率传输速率下降，极端情况下会下降至零，从而直流功率传输会出现骤停现象。对该系统而言，换相失败的直流数目越多和持续时间越长，受端系统受到的冲击就越大，系统维持稳定就越难。上述分析可知，ESVSG能够有效地支撑电网无功进而应对直流换相失败，故对其安装站点的选择是应对多馈入直流输电系统发生换相失败的关键。

3.1 确定待补偿区域

由于直流输电建设规模的不断扩大，各回直流间的相互作用影响将愈加强烈，某一回直流逆变站换相失败可能导致周边直流逆变站同时发生换相失败，故各补偿节点与逆变站间的电气距离成为选取待补偿区域的关键指标。本文采用的参考指标为各节点与换流站间的电气距离值，以此来确定待补偿区域，将节点i与所有换流站的等效电气距离定义为

(13)

3.2 确定待补偿节点

同等容量的ESVSG在不同节点处进行补偿，其对故障前后系统的无功支撑效果不尽相同，为此在确定的待补偿区域内的所有节点中选取出与ESVSG个数相同的关键节点尤为重要。对暂态电压稳定标准参考文献[18]，本文不多赘述。

对所确定的待补偿区域内的所有节点出线依次发生三相永久短路故障后，本文利用区域内其余各节点的电压反应速率平均值来表示故障节点对其他节点暂态电压的影响程度。为此本文提出非故障节点电压反应速率平均值的概念，以该值的大小来选取关键节点。其值定义为

(14)

图10 待补偿节点选取流程Figure 10 Flowchart of node selection to be compensated

4 算例仿真分析

以某实际电网2019年典型运行方式为算例，采用PSCAD仿真软件，验证本文提出的基于储能虚拟同步机多布点的HVDC换相失败抑制方法的可靠性。该电网原有8条直流馈入线路，随着直流输电线路的不断发展且增至10条，换相失败的问题更一步凸显。考虑到电化学储能电站的经济适用性，本文选取的电化学储能电站安装数目为3个。直流总容量共54.2 GW，各直流输送功率如图11所示。

图11 直流输送功率Figure 11 DC transmission power diagram

4.1 待补偿节点选取

由式(13)计算得到各节点与换流站之间的等效电气距离，根据Di值确定待补偿区域，选取方式为Di值越小，进入待补偿区域的优先级越高。如图12所示，采用该选取方式确定的25个待补偿区域节点为图12中实心的节点标记。

图12 待补偿区域节点Figure 12 Node graph of area to be compensated

表1 待补偿区域节点Table 1 Node value of area to be compensated

4.2 仿真验证

图13 ESVSG无功补偿效果Figure 13 ESVSG reactive power compensation effect diagram

当采用多点布局的方式时，即在亭、奉、新3个站点同时投入以及其余4个组别的补偿站点处分别投入ESVSG时，其诱发所有直流同时换相失败故障数由无投入时的20条分别减少至4、10、5、7和5条，对抑制直流换相失败的效果明显好于单一站点处投入ESVSG。特别是在本文所提方法选出来的亭、奉、新3个站点处投入ESVSG时，对所有直流同时发生换相失败的抑制作用最好，说明亭奉新确为最佳的多点布局站点，该补偿方式的聚合作用效果极强。

5 结语

本文提出了一种基于储能虚拟同步机多布点的HVDC换相失败抑制方法，经过理论分析和仿真验证，最终得到以下几点结论：

1)提出了储能虚拟同步机的概念，完成了其模型的搭建，对单个的储能虚拟同步机的无功补偿效果进行了仿真验证，得到其无功输出特性；

2)提出了一种储能虚拟同步机的多点布局选取方法，该方法首先从各节点与换流站间的电气距离入手，以此确定待补偿区域；然后对带补偿区域内的节点进行非故障点电压反应速率平均值计算，以此为指标确定最佳的储能虚拟同步机安装站点；

3)利用储能虚拟同步机的无功补偿特性及储能虚拟同步机的多点布局选取方法，进行仿真实验后结果表明，储能虚拟同步机多点局部对支撑电网电压和抑制换相失败的聚合作用效果。

本文仿真实验条件较为理想，且现有研究并未考虑其他无功补偿装置对储能系统选址位置的影响，因此分别研究储能电站、同步调相机响应特性对抑制多直流换相失败的效果，计及储能系统调节及其他无功补偿装置特性来抑制故障后直流换相失败的紧急协调控制是论文未来需要开展的研究方向。