新能源接入系统暂态过电压产生机理及主要影响因素

杨大业，项祖涛，马世英，晁武杰，宋瑞华，吕思琦

（1.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192；2.国网福建省电力有限公司电力科学研究院，福州 350007）

0 引言

目前，我国已投运的风电机组低电压穿越改造已经全部完成，高电压穿越改造尚在进行中，现行风电机组故障穿越测试标准起到引导及规范作用，使得风电机组及风电场用动态无功补偿装置的高、低电压穿越能力均得到加强；另外，风电送出形式多数为分布式接入主网或通过风火打捆送出，风机脱网事故明显减少。但随着局部风电规模的进一步增大以及新技术的应用，出现了多种形式的大规模全新能源送出系统，如张北柔直电网送端系统、张北至雄安特高压交流电网送端系统、集中形式送出的海上风电送端系统[1]。上述送出系统主要特点为：全新能源；高比例电力电子装置；规模大。这些特点使得送端系统内部缺乏足够的惯性，电压敏感性较强。海上风电接入系统中海缆单位长度充电功率约为同电压等级架空线路的10~15 倍，电压敏感性更强[2]；电网发生短路、断路、合闸空载大容量变压器等大扰动后，海上风电送出系统易出现较高的暂态过电压，引起主要运行设备因高电压脱网，甚至造成系统电压失稳，引发电网事故[3-4]。

针对新能源送出系统，国内外学者已经对电网暂态过电压问题展开了许多研究。多数文献主要从无功平衡及无功电压关系角度分析交直流送端风电汇集系统的暂态过电压形成原因[5-13]，另外，有功功率恢复也是影响暂态过电压的一个因素[7，14]。文献[15]提出用阻抗比来表征节点的暂态过电压程度。文献[16]提出基于多二元表的局部和全局暂态压升严重性指标，用于快速量化评估。针对海上风电场送出系统，暂时过电压大小与线路潮流大小（无功及有功）、风机类型、线路无功补偿配置、线路长度等因素有关[17-18]。风电机组控制器参数及控制保护策略、柔直换流器控制策略也是影响新能源送出系统暂态过电压的主要因素[19-22]。另外，部分文献针对风电场35 kV 集电线路开展研究，指出集电线路不对称故障过程中的暂态过电压与接地系数、风机运行工况等因素有关[23-25]。

上述研究工作主要针对传统直流送端新能源送出系统因无功过剩引起的暂态过电压开展研究，且对系统中最常见的不对称故障研究较少，影响因素分析不够全面，解决方案主要从无功角度考虑，手段单一。本文考虑直流闭锁、换相失败、交流系统对称及不对称故障、合空变等不同形式的扰动，全面分析其机理，并结合机理，基于实际风电接入系统参数仿真研究暂态过电压影响因素，为从多角度认识和解决暂态过电压问题提供思路。

1 暂态过电压产生的机理

1.1 功率变化引起的过电压

功率变化引起的过电压产生机理为成熟理论，且在多数文献中有所阐述，这里简要给出其要点及实际场景应用情况。为便于阐述及理解暂态过电压形成机理，以典型风火打捆直流外送系统的两机等值系统为例简要说明，图1 所示为两机等值系统，其中下标d、w、s分别表示换流站、风电场侧、系统侧电气量。

图1 两机等值系统Fig.1 Equivalent system with two generators

根据线路电压损耗公式，两机等值系统换流站、风电场侧的电压可分别表示为

针对上述系统中3 种典型故障分析系统暂态过电压变化过程：

直流闭锁故障：直流发生闭锁故障，在滤波器被切除之前的短时间内，滤波器发出的大量盈余无功功率，假设在此期间风机输出有功、无功功率不变，交流系统有功功率Ps、无功功率Qs均增大，但无功功率Qs变化引起的电压纵分量起主要作用，会造成换流站及近区暂态过电压。

直流换相失败：直流发生换相失败，直流电流和触发角同时增大，换流器无功消耗激增，造成换流站及近区暂态低电压，随着触发角持续拉大使得直流电流迅速减小至零，换流器无功消耗也随之降为零，换流站无功过剩，又将造成换流站及近区暂态过电压。

近区交流故障：送端换流站近区发生短路故障，换流站及近区电压迅速降低，直流电流迅速减小；短路故障清除之后，直流电流恢复受限于低压限流环节，滤波器发出的大量盈余无功功率可能造成换流站及近区暂态过电压。

另外，直流换相失败及近区交流故障引发系统低电压过程中，风电机组及动态无功补偿装置会向系统发出更多无功功率以支持电压恢复，同时会进一步增加故障恢复后的系统过剩无功功率，使得换流站及近区暂态过电压水平更高。

1.2 不对称故障引起的电压升高

系统在不对称故障工况下，由于零序分量的作用会使健全相出现工频电压升高。重点分析两类主要不对称故障形式：发生于单相重合闸过程中的单相接地故障和单相断线故障。

1）单相接地故障。

考虑系统正序阻抗等于零序阻抗，且忽略各序阻抗中的电阻分量，单相接地故障的接地系数为

对于110 kV 及以上系统多为中性点接地系统，一般有X0X1≤3，系统发生单相金属性接地时，得到的健全相电压不大于0.8 倍额定电压。因此，单相接地故障期间，中性点直接接地系统健全相不存在稳态过电压问题。

2）单相断线故障。

这里指线路一相两端断路器开断状态。三相系统的序网图见图2，其中q、k 表示线路断开点。

图2 系统单相断线序网图Fig.2 Sequence network diagram at single⁃phase disconnection

设系统正序阻抗等于负序阻抗，且忽略三序电阻，根据一相断线故障处边界条件可得到故障线路三序电流为

三序电压为

发生断线故障线路首末段端压差为

由式（4）-（6）联立可得到断开相（A 相）两端母线压差为

若q 点为系统侧，k 点为风电场侧，则可设q 点电压在断线故障中不变，则根据上述3 式，可求得k点三相电压。以IEEE 14 Bus 系统为例，设Bus 7、Bus 8 节点分别为q、k 节点。系统综合零序阻抗为正序阻抗的1.74 倍，负序阻抗等于正序阻抗。假设线路长度可变，q 点电压不变。故障线路不同阻抗条件下，k 点故障相和非故障相电压见图3。从图中可以看出，一相断线期间，k 点故障相和非故障相电压随故障线路阻抗变而增大，且k 点故障相电压增幅最大。

图3 单相断线故障期间系统断开点电压Fig.3 Voltage of system break point during single⁃phase disconnection

1.3 故障清除引起的过电压

故障清除分闸过电压主要是在线路发生接地或短路故障后，故障线路的断路器切除故障电流在故障线路的健全相和相邻健全线路上出现的过电压。

对产生此类过电压的原因可作如下解释：1）发生故障或切除故障时，设备和线路对地等值电容上的初始电压与其强制电压不相等，会产生瞬态过电压。2）断路器开断故障电流，相当于在断路器上加一个与故障电流反向的电流源，其电流波在相邻的健全线路上流动和折反射而形成瞬态过电压。

显然，此类过电压大小与故障清除前的初始电压及故障清除后的强制电压、故障前电流大小及性质存在直接关系，其持续时间长短则与系统的阻尼大小直接相关。

1.4 甩负荷过程中，风电机组对电压的控制能力

文献[21]指出永磁型风电机组控制保护系统中直流母线电压额定值、网侧变流器调制比、直流母线过电压保护定值和风电机组过电压保护定值及其动作策略为系统暂时过电压主要影响因素，在风电机组设计及暂态过电压计算中需全面考虑。光伏发电与永磁型风电机组类似，这里不再赘述。双馈型风电机组尚待研究。

1.5 控制参数谐振过电压、控制参数鲁棒性差

系统因故障或操作会引起系统运行方式发生变化，系统参数与控制器参数间相互耦合存在谐振和控制稳定性差的可能性，此类过电压已经有很多相关研究。部分专家认为，英国8.19 大停电事故过程中该类过电压导致了风电机组脱网。本文不重点分析该类过电压。

1.6 励磁涌流引起的过电压

由于变压器铁芯励磁特性的非线性，在励磁涌流波形中将产生奇次谐波，由于饱和，励磁电感也呈现周期性变化，电感变化的频率是电源频率的偶数倍，电流波形中也将含有偶次谐波，从而使得变压器励磁涌流波形畸变严重，其中既包括基波分量，还包括非周期分量和各次谐波分量，并且以二次谐波为主。对于三相交流变压器来说，各相励磁涌流幅值、方向存在差别，并且由于其高频含量多，其通过系统阻抗也在交流母线电压上引起电压畸变和三相电压不平衡。其交流母线电压畸变程度与变压器接入点系统强度，交流母线距合空变操作变电站的电气距离、交流母线所在电网强度相关。另外，特定网架结构下，存在参数谐振风险。

2 主要影响因素仿真分析

2.1 仿真模型

本文以图4 所示的规划中的某海上风电场送出系统为基础开展分析。风电场总容量为300 MW，采用永磁型风机，在海上升压站升压至220 kV，经单回海缆送至陆上集控中心，陆上集控中心升压至500 kV，经单回架空线路输送至主网。海缆线路长度约88 km，采用截面为1 000 mm2的三芯交流电缆，线路中间及陆上端共配置有195 Mvar 并联高压电抗器。陆上集控中心配置有3 台容量为±60 Mvar 的SVG，架空线路长度约为24.9 km，其中，海缆序参数见表1。远期陆上集控中心考虑并入多个海上风电场。并网点500 kV 母线三相短路电流为30.5 kA，单相短路电流为29.1 kA。采用PSCAD/EMTDC 电磁暂态软件仿真平台建立风电场的仿真模型。220 kV 海缆采用多段PI 模型。

图4 海上风电场结构示意图Fig.4 Structural schematic diagram of offshore wind farm

表1 截面为1000 mm2 的220 kV三芯交流电缆序参数Table 1 220 kV AC cable sequence impedance with sectional area of 1 000 mm2

2.2 不考虑新能源作用

不考虑新能源时，结合第1 章机理分析，系统中影响暂态过电压的主要影响因素包括：无功配置、动态无功补偿装置控制策略及动态特性、故障位置及清除时刻。

考虑陆上集控中心至主网500 kV 架空线路发生单相接地故障。其时序：0.05 s 故障侧A 相接地故障（持续时间100 ms），0.14 s 故障侧A 相断路器跳开，0.15 s 非故障侧A 相断路器跳开，1.04 s 故障侧A相断路器重合，1.05 s 非故障侧A 相断路器重合。

2.2.1 单相接地故障暂态电压特性

设置线路主网侧故障。故障过程中集控中心500 kV 母线电压见图5。

图5 集控中心侧母线电压Fig.5 Bus voltage of integrated control center side

由图5 可知，故障清除后系统存在较高的暂时过电压，其中暂时过电压主要出现在故障相上，产生的机理包含故障清除引起的过电压和不对称故障引起的过电压。其中故障清除引起的过电压仅在故障清除后的瞬间出现达到最大值，然后逐步衰减，约持续几百毫秒内；不对称故障引起的过电压则存在于整个系统不对称运行过程中。

故障过程中主网500 kV 母线电压见图6。由图6 可知，故障清除后，系统不对称运行过程中主网侧三相电压变化较小，1.2 节中假设q 点电压不变具有合理性。

图6 主网侧母线电压Fig.6 Bus voltage of primary grid side

故障过程中风机箱变低压侧690 V 母线电压见图7（风电机组未并网运行）。由图7 可知，故障清除后，系统不对称运行过程中风机机端将出现较高的相电压，对风机正常运行造成威胁，需要给予重视。

图7 风机箱变低压侧电压Fig.7 Secondary side voltages of wind turbine transformer

2.2.2 主要影响因素

1）线路长度及高抗补偿度。

由1.3 节的理论分析及2.2.1 节暂态电压特性分析可知，暂态过电压的恒定过电压水平较低，对系统设备无威胁，对系统造成威胁的是可变过电压大小及持续时间。因此影响因素分析时重点关注各因素对系统暂态电压的最大值及持续时间的影响。

海上风电接入架空线路一般较短且从1.3 节可以看出，架空线路长短对过电压幅值的增加影响较小，因此这里仅考虑海缆线路的影响。线路长度及高抗补偿度变化时，暂态过电压的最大值发生变化，其持续时间受系统整体参数的影响变化较小，不作为分析重点。

表2、表3 分别给出了风机箱变低压侧暂态过电压随线路长度、高抗补偿度变化而变化的情况。由表可知，电缆线路长度越长、高抗补偿度越低，暂态过电压越高。另外，可以得出，该暂态过电压主要产生于故障清除操作引起系统的暂态过程，其产生原因与风电机组及SVG 无直接关系。

表2 暂态过电压随海缆长度变化情况Table 2 Variation of transient over⁃voltage with length of submarine cable

表3 暂态过电压随海缆线路高抗补偿度变化情况Table 3 Variation of transient over⁃voltage with compensation degree of high voltage shunt reactor of submarine cable

2）SVG 控制策略。

考虑两种SVG 控制策略：控制策略1：系统不对称接地故障期间，主控系统对SVG 发出无功功率容量进行限制，不超过额定功率的25%；控制策略2：正序电压低于0.9 p.u.时，SVG 发出无功，电流其标幺值为（0.9-U）×1.5，正序电压高于1.1 p.u.时，SVG 吸收无功，电流标幺值为（U-1.1）×1.5）。

相同故障条件，SVG 采用不同控制策略时，风机箱变低压侧三相暂态电压最大值见表4 所示。

表4 不同SVG控制策略下暂态过电压变化情况Table 4 Variation of transient over⁃voltage under different control strategy of SVG

3）故障点。

相同运行方式，故障点分别选择在架空线路的M、N 侧，风机箱变低压侧三相暂态电压最大值见表5。

表5 故障点不同时暂态过电压变化情况Table 5 Variation of transient over⁃voltage at different fault point

4）故障清除时刻。

相同运行方式，故障点相同，由于断路器分闸时刻不同时，风机箱变低压侧三相暂态电压最大值见表6。可以看出，暂态过电压与故障清除时刻相关。因为电流一个周波内仅有2 个过零点，所以分闸指令仅需考虑两类情况：即分闸点为电流正向过零点和反向过零点。

表6 故障清除时刻不同时暂态过电压变化情况Table 6 Variation of different transient over⁃voltage at moment of fault clearance

2.3 新能源作用

本节分析了风电组开机数量对暂态过电压的影响，并重点分析送出线路发生无故障甩负荷和单相接地甩负荷过程中，孤岛系统过电压特点。

2.3.1 风电机组开机

设置线路主网侧故障。研究中考虑SVG 停运，风电机组单机满功率运行，风机开机台数变化。分别使得风电场输出功率为300、150、30。

表7给出了风机机端暂态过电压随风机开机容量变化而变化的情况。由表7 可知，风机开机容量越大，风机机端暂态过电压越低。

表7 暂态过电压随风电功率变化情况Table 7 Variation of transient over⁃voltage with power of wind farm

2.3.2 送出线路甩负荷故障暂态过电压特性

这里重点分析送出线路发生无故障甩负荷和单相接地甩负荷过程中，孤岛系统过电压特点。

图8、图9 分别给出了线路无故障、单相接地故障甩负荷过程中集控中心母线电压。由图可见，送出线路断开后，孤岛系统非故障相电压在几十毫秒内升高至1.3 p.u.以上，且出现了1.5 p.u.以上的过电压；风电机组保护动作切机后，系统电压振荡衰减。产生上述情况的原因解释如下：送出线路断开后，海缆和风电场形成孤岛系统，且该系统失去同步电源，风电机组电压控制能力弱且系统中存在大量剩余无功，孤岛系统电压迅速上升；风电机组因过电压或频率保护动作切机，系统电压衰减。上述过电压持续时间与风电机组保护配置直接相关，时间长度介于工频过电压和操作过电压之间，且幅值较高，威胁孤岛系统中设备安全，尤其对于海上风电场及大规模新能源送出系统，需要结合无功配置、新能源机组保护、设备耐压能力等开展线路甩负荷后孤岛系统暂态过电压水平评估及抑制方法研究。

图8 线路无故障甩负荷过电压Fig.8 Load rejection over⁃voltage without fault of line

图9 线路单相接地故障甩负荷过电压Fig.9 Load rejection over⁃voltage with single⁃phase grounding fault of line

2.4 其他影响因素

新能源接入情况下，新能源机组在故障过程中的功率控制策略与SVG 无功控制策略对过电压的影响机制相同。

3 结语

大规模新能源接入系统送端暂态过电压问题突出，已对电网安全造成威胁。以新能源为主体的新型电力系统的构建还将进一步恶化电网暂态特性，暂态过电压问题将更加突出，需要在电网规划及运行阶段给予重视。当前国内外针对暂态过电压问题开展的研究主要集中在直流送端新能源接入系统，且主要从功率平衡角度分析对称故障的影响。针对的场景较单一，影响因素不够全面。本文从多个角度分析了新能源接入系统暂时过电压产生机理，并以海上风电接入系统为典型场景仿真分析了影响接入系统暂态过电压幅值及持续时间的主要影响因素。得出以下结论：

1）新能源接入系统暂态过电压产生原因：无功不平衡、不对称故障、故障清除、风电机组控制保护策略及参数和励磁涌流等。

2）新能源接入系统暂态过电压的主要影响因素有：无功配置、动态无功源控制策略、不对称故障形式、故障点及故障时刻、风电机组开机情况、风电机组在暂态过程的控制保护策略等。

研究工作对新能源接入系统暂态过电压的产生机理及主要影响因素进行了较全面的分析。但部分研究内容深度尚不够，如：新能源机组对系统电压的控制能力、暂态过电压在新能源接入系统中的传播特性等。另外，新能源接入系统设备对特征复杂的暂态过电压的耐受能力研究也待加强。