提升特高压直流送端电网新能源消纳水平措施

张 鑫，刘 飞，王世斌，李媛媛

（1.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192；2.国网青海省电力公司经济技术研究院，西宁 810001）

在“双碳”目标下，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为能源系统的重要发展方向[1]。近几年，风电、太阳能等新能源在我国发展迅速，目前，新能源的发展主要分为两类，分别为集中式和分布式。针对新能源集中式发展，由于新能源资源在青海、甘肃等西部地区比较集中，而负荷中心又主要集中在我国东部，所以需要考虑大规模新能源外送问题。

高压直流输电技术具备大容量、远距离、低损耗等优势，风电、光伏与常规能源打捆经高压直流送出是大规模新能源外送的典型和重要输电形式[2-4]。风电、集中式光伏电站等新能源基地与火电厂、水电厂等常规能源经升压后接入同一高压母线，再经高压/特高压直流系统输送到远端负荷中心。同时，为保证在输电线路故障或停运条件下系统功率平衡，高压母线上还接入了一定容量的交流系统。另外，新能源机组出力本身具有间歇性和波动性的特点，需要利用常规机组的调峰调频能力快速平抑新能源机组出力的波动，实现新能源与常规能源打捆外送系统的出力稳定。然而，新能源调峰调频能力与新能源出力最大化之间存在矛盾，因此，在现有控制技术不进行大幅度改进的前提下，新能源与常规能源打捆高压直流外送将成为风电、光伏等新能源基地外送的主流输电形式。

以青海电网为例，截至2020年底，新能源装机容量约为2 500×104kW，青海电网已建成青海-河南±800 kV特高压直流输电工程，输电容量为8 000 MW，并且青海电网已规划了第2条特高压直流外送方案。另外，根据青海电网规划，2025年青海省将建成两个千万千瓦级清洁能源基地，开发总规模达到5 850×104kW，新能源机组装机容量将超过总装机容量的65%，因此，青海电网是典型的高新能源渗透率的特高压直流外送电网。然而，青海电网网架相对薄弱，风电、光伏等新能源的随机波动性较大，调频、调压能力差等问题均将给新能源特高压直流外送系统稳定运行带来巨大挑战[5-6]。在此背景下，研究提高特高压直流送端电网新能源消纳水平的措施具有重要意义。

新能源消纳能力与电网供需结构、网源发展协调性、储能配置情况、电网调峰能力及市场机制等众多因素有关[7-8]。文献[9]基于现行西北区域省间调峰辅助服务市场平台，提出了适宜西北地区负荷特性及新能源消纳需求的“源网荷”联动调度模式及交易机制，然而这些研究没有结合新能源特高压直流外送特点。文献[10]指出，特高压直流输电系统发生闭锁故障、换相失败或再启动对送端系统安全稳定性会产生较大影响，特别是直流闭锁后会引起近区暂态过电压问题，从而造成风机高压脱网。文献[11]针对暂态过电压问题提出一种基于电容器的风火电源协调控制方案。文献[12]针对暂态过电压问题研究直流系统无功调节与风电机组无功电压控制的机理。文献[13]通过仿真指出，随着风光等新能源出力比例的增大，直流外送系统抗干扰能力降低。文献[14]分析了新能源接入的交直流弱送端系统功角和过电压特性，以及对直流外送能力的影响。

上述研究主要分析了影响风、光、火打捆直流送出系统新能源消纳水平的因素，较少涉及提高新能源消纳水平的综合策略。为此，本文提出了能够提高特高压直流送端电网新能源消纳水平的措施。首先，研究影响特高压直流送端电网新能源消纳水平的因素；其次，提出提高特高压直流送端电网新能源消纳水平的方法；最后，通过青海电网算例验证所提方法的正确性和有效性。

1 影响高压直流送端电网新能源消纳水平的主要因素

新能源和火电打捆高压直流输电系统如图1所示。由图1可知，该系统主要包含两条送出支路：一条是通过交流线路送出，其功率为P1+jQ1，P1、Q1分别为通过交流线路传输的有功和无功功率；另一条是通过高压直流输电系统送出，其功率为PD+jQD，PD、QD分别为通过高压直流输电系统送出的有功和无功功率。图中：Ps+jQs为火电机组发出的功率，Ps、Qs分别为火电机组发出的有功和无功功率；Pw+jQw为新能源发出的功率，Pw、Qw分别为新能源发出的有功和无功功率；Qc为换流站投入的无功补偿功率；Qb为交流线路电纳产生的无功功率；X为交流线路等值电抗；U为无穷大母线电压，表示受端交流系统电压；Ut、Uw分别为火电机组和新能源机组机端电压；Ud为火电机组和新能源发电共用交流母线电压。

图1 新能源高压直流送端电网示意Fig.1 Schematic of new energy sending-end power grid transmitted via HVDC

影响高压直流送端电网新能源消纳水平的主要因素有频率稳定和暂态过电压。

1.1 频率稳定

随着风机等新能源比例的持续增大，系统中同步机装机容量随之降低，其惯性时间常数随着新能源接入比重的增大而减小。一旦发生功率扰动，例如直流闭锁或换相失败引起的不平衡功率，将会对高压直流送端电网频率产生冲击，造成暂态频率最大偏差及稳态频率偏差加大，影响系统频率稳定。

对于图1中的高压直流送端电网，高压直流输电一旦发生闭锁，其瞬间产生的不平衡功率、发电机的调速器和负荷均会参与有功平衡，这些因素与频率间的暂态变化关系可表示为

式中：TJeq为高压直流送端系统等值惯性时间常数；Δf*为频率偏差；分别为发电机等值单位功率调节系数和负荷频率调节系数；Pd为不平衡功率；TG为同步电机调节时间常数，表示从气门动作到有功功率出力变化的延时时间。

对于瞬间不平衡功率Pd，在频域下表示为，则在频域下频率变化Δf(s)可表示为

式中，s为复频率。

由式（2）可以得到频率最大偏差；当s→0时，频率的稳态偏差可表示为

由式（2）、（3）可知，一旦新能源出力不具备调频能力，也就是无惯量支撑，则随着系统能源渗透率的提升，相当于发电机单位功率调节系数减小，系统等值惯性时间常数Teq减小，直流送端系统最大功率偏差和稳态偏差均增大，影响系统的频率稳定，即频率稳定是影响直流送端电网新能源消纳水平的重要因素之一。

1.2 暂态过电压

假设图1中新能源场站距离换流站电气距离较近，即Uw≈Ud，交流线路传输功率可表示为

一旦高压直流发生闭锁故障，则PD=0，QD=0，在短时间内，同步机出力Ps不发生变化，如果新能源不进入高低穿策略，则新能源出力Pw也不发生变化；如果由于电压过高或过低使新能源机组进入高低压穿越策略，需要分析新能源出力的变化。风机低穿时（电压低于0.9 p.u.），风机有功功率和无功功率变化量可表示为

式：ΔPw、ΔQw分别为故障期间风机有功功率和无功功率出力变化量；kw为低穿期间风机有功功率比例系数，取值为0.1～0.5；λw为低穿期间风机无功功率比例系数，取值为1～2。

新能源并网电压可以近似表示为

假设新能源机组没有进入高低穿策略，一旦直流闭锁，由式（4）可知，流过交流线路的有功功率突然增大，而送端换流站投入的无功补偿装置（滤波器等）不能及时退出运行，瞬时无功盈余较多，即P1和Q1将会突然增大，由式（8）可知，新能源并网电压将突然增大，会引起暂态过电压问题。一旦新能源机端电压超过1.3 p.u.，则新能源机组过电压脱网，因此暂态过电压是影响直流送端电网新能源消纳水平的重要因素。

2 提高新能源消纳水平措施

2.1 频率方面

由式（2）、（3）可知，假设新能源无调频能力，则将新能源高比例接入后，相当于直流送端电网等值发电机单位功率调节系数和等值惯性时间常数Teq减小，一旦发生功率扰动，频率偏差较大。为了应对这一问题，需要新能源机组参与一次调频。

1）风电机组参与一次调频与惯量控制

在频率变化时，风电机组参与一次调频与惯量控制模型如图2所示。其中，Δf为电网频率偏差；Tf为采样时间；Kf为风机参与一次调频的系数；Tli为低通滤波参数；Kw为虚拟惯量；Twi为惯量控制时间常数；FLAF_F、FLAF_W为风机参与一次调频和惯量控制的信号。

图2 风机参与一次调频与惯量控制框图Fig.2 Block diagram of wind generators participating in primary frequency regulation and inertia control

当频率变化后，假设频率降低，则频率偏差Δf为正，经过一次调频产生功率调节量ΔPf和经过惯量控制的功率调节量ΔPw均为正，导致风机功率调节量ΔPref为正，控制机组有功功率输出增加，会使风机转子频率进一步降低，最后风机有功功率控制模式（转速模式）将引起有功功率指令下降，从而把输出功率降低。如果风机初始预留备用容量，即留有一定的桨距角，则优先使桨距角降低实现功率上升，此时由于没有降低转速，所以不会有后续的功率下降过程。

2）光伏机组参与一次调频与惯量控制

光伏发电模型搭配一次调频和惯量控制功能时，需要对光伏阵列进行改造。光伏阵列可以使用带伏安计算的电池公式，出力等效为恒功率源，其输出功率可表示为

式中：PM为光伏出力；UM、IM分别为最大功率点运行下光伏的电压和电流；s0为当前光照强度；sref为标准光照强度；k为电池材料系数；krp为备用系数。

在稳态运行时，光伏在最大功率点运行的基础上预留出一部分功率Prp作为调频功率，即

光伏参与一次调频和惯量控制的框图与风机类似，一旦出现频率偏差，则光伏出力增大，只要光伏出力不超过最大功率点，则认为光伏可持续提供功率支撑。而一旦光伏出力超过最大功率点，则光伏出力被最大功率点钳位。实际上，备用功率可以理解为光伏稳态运行时并非运行在最大功率点跟踪MPPT（maximum power point tracking）最优工作点处，也可以理解为光伏结合了储能提供功率支撑。

2.2 电压方面

风电、光伏等新能源场站通常位于结构薄弱的末端电网，且本地负荷有限，大量有功功率长距离汇集至特高压直流送端换流站，需要大量的无功支撑。然而，新能源机组的调压能力和高、低压穿越能力远不如常规机组，配套的无功补偿设备性能参差不齐且缺乏协调，因此新能源集中送出地区电压稳定问题非常突出，故障情况下很容易诱发大规模的连锁脱网事故。由式（5）和式（8）可知，直流闭锁后无功功率盈余是造成暂态过电压的主要原因。

因此，本节主要研究调相机、静止无功补偿器SVC（static var compensator）和静止无功发生器SVG（static var generator）等动态无功补偿装置对新能源消纳水平的影响。

1）分布式调相机对新能源消纳能力的影响

调相机不仅能够发出无功，而且可以吸收无功，其控制策略如图3所示。其中，Uref、Ut分别为参考电压和机端电压；If、Ifmax_ref和If_ref分别为励磁电流测量值、最大瞬时励磁电流限制值和过励磁电流限制值；Emax、Emin分别为励磁电压最大和最小值。调相机控制一般采用定机端电压控制方式，通过调节励磁电压来保持机端电压稳定。当交流系统发生交流故障时，同步调相机进入过励状态运行，励磁电压会随励磁电流的增大而增大，从而增大无功功率的输出。为防止瞬时励磁电流过大，励磁调节器配备有最大励磁电流限制环节，如果励磁电流超过过励电流限制值，并且其持续运行时间超过某一设定时间，强励反时限限制器会通过向励磁调节器传递过励信号，使励磁电流被限制在一个能长时间稳定运行的电流水平，避免转子内部的热量积累过高。

图3 同步调相机控制框图Fig.3 Control block diagram of synchronous condenser

通过在暂态电压严重地方布置调相机，可以利用同步调相机快速调节无功功率能力，限制暂态过电压水平，进一步增大直流送端电网新能源消纳水平。直流送端电网新能源分布比较分散，需要优化调相机的位置和容量；同样，由于调相机影响新能源短路比，所以可通过对新能源接入地区短路比的分析来进行调相机的安排。

2）SVC/SVG对新能源消纳能力影响

SVC和SVG均可以动态补偿无功功率，与同步调相机的区别是SVC和SVG是由电力电子设备组成，不提供短路电流。然而，SVC和SVG在配置时需要考虑其“错位补偿”效应，其控制策略如图4所示。依据被控母线电压与目标设定之间的偏差，动态调节等值并联电纳Bs，以实现动态无功补偿。图4中，Us、Usref和Uerr分别为被控制母线电压、参考设定值及两者间的偏差；为调节器内部增益环节前的电压偏差；Tm为电压测量时间常数；Ta、Tb、Tc和Td为调节器超前滞后环节时间常数；ΔUmax、ΔUmin分别为电压偏差最大值和最小值；Ks为增益系数；Bt、Bc和Bs分别为调节器输出、强补环节输出和SVC输出的等效电纳值；Bmax、Bmin为Bs的最大和最小限制值；Tt为模拟SVC响应延时的惯性时间常数；δU为强补投退的电压阈值。当Us跌落且Uerr>δU或Us升高且Uerr<-δU时，强补功能投入，Bc直接置为Bmax或Bmin，实现最大的容性补偿或感性补偿，从而快速抑制电压跌落或升高。当|Uerr|<δU时，强补功能未投入，Bc对应为调节器输出值Bt；当采用高增益系数Ks时，小幅值的电压偏差Uerr即可使Bt≫Bmax。

图4 SVC控制框图Fig.4 Control block diagram of VSC

通过分析SVC电气量暂态响应的轨迹发现，SVC存在无功电压“错位补偿”效应，即电压跌落时无有效无功输出，以及电压恢复时大量盈余无功输出，其程度与SVC参数关联密切，需要对其参数进行优化。

3 算例分析

青海电网是一个高比例新能源送端电网，本节以2025年青海电网规划为例，验证本文理论分析的正确性和有效性。

图5为2025年青海省750 kV电网在省内东部形成“日”字形环网、西部形成两个“口”字形环网的网架结构。青海省内东西部电网通过4回750 kV线路联络；与甘肃电网之间形成7回750 kV联络线；通过双极±400 kV直流与西藏电网相连；通过双极±800 kV直流与河南电网相连；拟通过双极±800 kV直流与福建电网相连。

图5 2025年青海电网高压直流送端网架结构Fig.5 Grid structure of HVDC sending-end of Qinghai power grid in 2025

选取青海电网2025年冬季，方式为基础研究方式，在该方式下青海电网计算负荷为12 137 MW，火电机组出力为1 378 MW，水电机组出力为3 495 MW，风电出力为3 307 MW（同时率20%），光伏出力为30 559 MW（同时率72%），青豫直流外送功率为8 000 MW，海西直流外送功率为8 000 MW，青藏直流外送功率为600 MW，甘青断面交流外送8 439 MW。

3.1 安全稳定分析

在青海2025年冬季13：00新能源大发基础方式上，假设安装15台分布式调相机（单台容量50 Mvar），不考虑SVC/SVG控制下，青海青豫直流或海西直流换相失败后，直流近区新能源机端电压超过1.3 p.u，出现新能源机组过电压脱网现象，其故障后系统暂态响应如图6和图7所示。

图6 青豫高压直流换相失败新能源机端电压变化曲线Fig.6 Curve of new energy voltage on machine side under Qingyu HVDC commutation failure

图7 海西高压直流换相失败新能源机端电压变化曲线Fig.7 Curve of new energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure

针对这种情况，需要从新能源一次调频能力、分布式调相机配置及SVC/SVG控制角度，提高新能源的消纳水平。

3.2 分布式调相机效果

青豫直流换相失败故障后，在网内配置15台分布式调相机方案下，近区光伏机组机端电压暂态最高值1.32 p.u.；海西直流换相失败故障后，近区光伏机组机端电压暂态最高值1.35 p.u.，故障后将引发近区新能源机组脱网现象。在网内配置43台分布式调相机方案下，青豫直流换相失败故障后近区光伏机组机端电压暂态最高值1.22 p.u.；海西直流换相失败故障后，近区光伏机组机端电压暂态最高值1.27 p.u.，过电压控制效果明显，故障后近区新能源机组未出现脱网现象。

经过计算，在配置15台分布调相机方案下，青海电网新能源消纳规模为25 802 MW，相对于青海全网电源出力规模，新能源出力占比约为84.1%；而在配置43台调相机的方案下，青海电网新能源消纳规模由25 802 MW增加至29 622 MW，增加了约3 800 MW。

3.3 SVC/SVG动态无功补偿装置效果

在网内配置43台分布式调相机方案下，SVC/SVG紧急闭锁控制策略对新能源机端母线电压特性的影响如图8所示。经仿真计算表明，考虑SVC/SVG紧急控制策略时，受青豫直流换相失败故障后新能源机组机端过电压脱网问题制约，青海电网新能源最大出力约为30 895 MW，而不考虑SVC/SVG紧急控制策略时，新能源最大出力约为29 622 MW，增加了1 270 MW，新能源出力在全网各类电源中的占比由82.1%增加至82.7%，增加了0.6%。

图8 海西高压直流换相失败新能源机端电压（SVG紧急控制效果对比）Fig.8 New energy voltage on machine side under Haixi HVDC commutation failure(comparison of SVG emergency control effect)

3.4 新能源参与一次调频效果

青豫直流发生双极闭锁故障后，功率盈余将达到8 000 MW，在新能源是否参与一次调频条件下，青豫直流双极闭锁故障后系统频率变化如图9所示。当新能源不参与一次调频时，系统暂态频率最高上升至50.462 Hz，稳态频率恢复至50.13 Hz；当新能源参与一次调频后，青豫直流近区光伏机组、风电机组有功功率略有下降，系统暂态频率最高上升至50.413 Hz，稳态频率恢复至50.13 Hz。与未参与一次调频时相比，新能源参与一次调频后，青豫直流双极闭锁故障后系统暂态频率最高升幅降低0.049 Hz，稳态频率变化不大。

图9 新能源参与调频对系统频率的影响Fig.9 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

青豫直流发生双极闭锁，海西直流发生双极闭锁故障后，功率盈余将达到16 000 MW，在新能源是否参与一次调频条件下，青豫直流双极闭锁，海西直流双极闭锁故障后系统频率变化如图10所示。在青豫直流双极闭锁，海西直流双极闭锁故障情况下，当新能源不参与一次调频时，系统暂态频率动态失稳；当新能源参与一次调频后，青豫直流近区光伏机组、风电机组有功功率略有下降，系统暂态频率最高上升至50.607 Hz，稳态频率恢复至50.20 Hz。与未参与一次调频时相比，新能源参与一次调频后，青豫直流、海西直流双极闭锁故障后系统暂态频率稳定。

图10 新能源参与调频对系统频率的影响Fig.10 Effect of new energy participating in frequency regulation on system frequency

4 结语

针对提高特高压直流外送电网新能源消纳水平的问题，本文首先分析了制约直流外送电网新能源消纳水平的因素；然后，提出通过合理配置同步调相机、紧急控制SVC/SVG等动态无功补偿装置，以及新能源机组参与电网一次调频等各种措施提高特高压直流外送电网新能源消纳水平；最后，基于2025年青海电源规划和电网规划，仿真模拟了新能源场站大规模接入系统后青海电网的安全稳定特性，详细评估了分布式调相机、动态无功补偿装置、新能源一次调频能力等多重因素对青海电网新能源消纳水平的影响，验证了本文理论分析的正确性和有效性。

在未来工作中，应该对特高压直流外送电网新能源消纳水平的研究进行细化，并把该方法扩展到其他应用场景中。