柔性励磁提升受端电网暂态稳定特性研究

王龙飞，张建承，王博文，卓谷颖，华 文，熊鸿韬

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310007；2.中国电力科学研究院有限公司，北京 100089）

0 引言

近些年来，我国各区域新能源装机规模逐渐增加，特别是国家提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”目标后，传统火电能源发展进一步放缓，传统电力系统由以同步发电机为主体向以新能源为主体的新型电力系统过渡［1］。随着多年特高压交直流建设，以华东电网为例的受端电网形成了多条大功率直流馈入、1 000 kV 特高压交流省际环网和500 kV 省级电网的复杂网络结构［2］。由于新能源和大规模直流的挤占，装机规模中同步机比例逐年降低，电网惯性随之下降，局部区域面临着故障后同步机发生暂态功角失稳的风险。文献［3］认为暂态功角稳定的本质是各旋转设备转子内电势相对稳定的问题。同步机作为电力系统主体旋转设备，其暂态内电势的稳定控制是解决电力系统暂态功角稳定的根本方法［4］。文献［5-6］指出提升同步发电机励磁系统暂态强励能力可增大故障清除后同步机同步转矩的制动作用，减小功角失稳风险。

但目前应用于同步机的传统励磁系统受晶闸管元件关断角特性限制，直流侧与交流系统不能双向交换能量，有功、无功无法解耦控制，暂态期间强励能力有限。随着全控型开关器件技术的不断成熟，学界和工业界提出了基于全控开关的柔性励磁系统。由于柔性励磁系统可实现有功、无功解耦控制，与交流系统实现双向交换功率，同时能够快速切换且响应相关指令，可极大提升暂态顶值强励响应时间及故障期间顶值强励维持能力［7-10］。

目前基于柔性励磁系统应用以提升同步机暂态功角稳定能力的研究多集中于励磁系统控制拓扑创新，仿真验证也更局限在单机-无穷大的简单系统，对于通过柔性励磁提升大电网暂态稳定特性的研究不够深入。

本文依据柔性励磁具有的暂态顶值强励特性，提出通过筛选有限的关键机组应用柔性励磁系统可提升电网的暂态稳定特性，并基于某受端实际电网进行了仿真验证。

1 柔性励磁系统结构及同步机功角失稳机理

1.1 柔性励磁结构及控制拓扑

图1 为基于VSC（电压源型变换器）的柔性励磁系统拓扑结构。该系统主要包括两个部分：与发电机机端直连的是三相电压源型整流器，负责从交流系统获取能量并维持直流电压稳定；斩波变换器为同步发电机提供直流励磁电流。

图1 基于电压源型变换器的柔性励磁系统基本拓扑结构

图2为基于电压源型变换器的柔性励磁系统硬件拓扑结构。图2 左半部分为电压源型整流器，Ua、Ub、Uc为交流侧三相电压，通过励磁变压器取自同步发电机机端电压。整流器采用IGBT（绝缘栅双极晶体管）与晶闸管等半开断开关不同，IGBT 可通过触发信号自主开断，因此VSC 整流器可实现双向能量交换。同时IGBT 开关频率较高，VSC整流器产生的谐波频次较高，目标电压、电流波形畸变率较低［11］。图2 右半侧为斩波变换器，可通过开关的占空比调节控制目标的励磁电压，若占空比确定，励磁电压大小正比于直流母线电压Udc幅值。

图2 基于电压源型变换器的柔性励磁系统硬件拓扑结构

柔性励磁系统中VSC整流器通常采用d、q解耦的双环电流控制结构，如图3所示。通过直流电压外环的控制产生d轴电流指令，通过无功外环或叠加附加控制等产生q轴电流指令，d、q轴电流内环解耦控制产生整流器内电势。通过有功/无功的解耦控制，可实现目标内电势幅值/相位的精准调节。

图3 VSC整流器的控制拓扑结构

1.2 同步机功角失稳机理

对于图4所示单机无穷大系统，同步发电机的电磁功率可描述为：

图4 单机无穷大系统拓扑结构

式中：Pe为发电机输出电磁功率；Eq为发电机空载电动势；VG为发电机机端电压；Xd∑为发电机等值电抗；δ为发电机功角。

式（1）可用图5 中的功率特性曲线描述，忽略发电机一次调频特性即认为其机械功率恒定。图5中电磁功率曲线PeI与机械功率曲线PT交点a为发电机稳定运行点。若交流系统发生故障，发电机端电压幅值瞬时下降，而考虑励磁动态电压调节响应时间内电势幅值可近似认为不变，考虑发电机机械惯性功角可近似认为不变，受制于工艺发电机等值电抗不变，因此故障发生后发电机电磁功率曲线变为PeII，发电机电磁功率小于机械功率，发电机转子加速运行，转子角增大。故障清除后，电磁功率曲线变为PeIII，发电机转子继续加速，越过s点后，发电机转子开始减速。根据等面积法则，暂态过程中，若机械功率曲线PT与电磁功率曲线组成的加速区域面积小于减速区域面积，则发电机转子摇摆最终趋于稳定。

图5 等面积法则示意图

由以上分析可知，故障期间增加发电机电磁功率，可减少发电机加速面积。故障清除后，增加电磁功率可增大减速面积，进而提高发电机的暂态功角稳定性。因此，在故障期间及故障清除后发电机应保持一定强励能力。

因此，从暂态功角稳定机理层面，提升区域电网的暂态稳定特性都要求区域内关键机组暂态期间能够产生较大的内电势。

发电机内电势正比于励磁电流，提升励磁电流的前提是保证励磁电压定值输出。而柔性励磁系统中励磁电压由直流母线电压通过斩波变换器产生，则可认为发电机内电势正比于直流母线电压。因此，为提升区域电网的暂态稳定能力，需控制关键机组柔性励磁系统直流母线电压在故障期间维持一定的幅值。

2 柔性励磁系统控制目标

2.1 柔性励磁系统暂态控制目标

如图6所示，基于晶闸管的传统自并励励磁系统直流母线电压与发电机端电压的关系接近线性比例关系。若交流系统发生故障，发电机机端电压幅值下降，励磁系统中直流母线电压随之下降，励磁电压下降，发电机内电势幅值下降，发电机无法维持顶值强励能力。而故障清除后，系统电压会出现过电压，传统励磁特性会导致发电机过励磁加剧。

图6 常规励磁与柔性励磁强励特性曲线

基于IGBT的柔性励磁系统直流电压通过控制可在机端电压大范围内发生变化时维持恒定。故障发生后，发电机机端电压跌落，柔性励磁系统维持直流母线电压幅值，即可维持一定强励能力。机端电压跌落幅值较深时，考虑IGBT等期间耐流能力的安全要求，直流母线电压幅值可随之变化，但仍高于传统励磁系统。为防止励磁系统导致或加剧交流系统过电压稳定，机端电压升高后仍将维持直流母线电压作为控制目标［12］。

本文所采用柔性励磁控制方案为：发电机机端电压未跌至0.5 p.u.，可通过维持直流母线电压在2.5 p.u.，保证柔性励磁具有2倍暂态强励能力。若发电机机端电压跌至0.5 p.u.以下，直流母线电压不再维持恒定。

2.2 柔性励磁系统暂态响应特性

在PSD-BPA仿真软件中搭建如图4所示单机无穷大系统，并设置线路0 s发生三相永久金属性对地短路故障，0.1 s 后该线路切除。同步发电机分别采取传统励磁和柔性励磁系统，故障发生后同步发电机励磁电压和无功动态曲线如图7所示。

图7 常规励磁与柔性励磁暂态功角及励磁响应曲线

由仿真结果对比可知，0 s 故障发生后，转子加速，发电机功角增大。故障期间，柔性励磁提供的励磁电压和励磁电流明显高于传统励磁，强励能力约为常规励磁的2倍。故障清除后，转子功角继续增至极大值，在此期间柔性励磁系统依旧保持强励，提供较大的同步转矩，防止发电机转子第一摆失步。综上，柔性励磁对比传统励磁能够更好提升发电机的暂态稳定能力。

3 柔性励磁应用效果分析

3.1 局部电网暂态稳定特性分析

沿海某受端电网局部区域500 kV 主网拓扑如图8所示。该区域位于该省电网的末端，仅通过两个供电通道与主网相连，结构较为薄弱。该区域负荷水平较高，接有多个煤电发电厂。其中发电厂Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ机组通过升压变直接接入500 kV 主网，发电厂Ⅳ、Ⅴ机组分别接入变电站B、C下级电网的220 kV厂站，各发电厂装机规模见表1。

图8 某受端电网局部区域网架拓扑

表1 各发电厂装机规模

高峰方式下，主网通过A-B 通道向该局部电网输送功率，并结合本地机组出力通过各500 kV变电站向低电压等级电网疏散。

在PSD-BPA 仿真平台中搭建该区域220 kV及以上电压等级电网仿真模型，对该区域内线路通道2 进行三永N-1、同杆异名N-2 故障扫描，发现A-B 通道线路发生三相永久故障后，该区域内发电厂Ⅰ机组率先失稳，然后是发电厂Ⅱ、发电厂Ⅳ、发电厂Ⅴ机组，而发电厂Ⅲ机组保持稳定，仿真结果见图9。

图9 区域内发电机暂态功角曲线

经理论分析，高峰方式下500 kV通道A-B双线潮流重载，单线故障后潮流大范围向通道另一回线路转移。根据文献［13-15］，随着发电机相对功角摆开，电网电压下降，静态无功补偿装置例如电容器、SVC（静止无功补偿器）所提供的无功减少，而负荷中感应发电机部分无功需求增大，整个区域处于无功不平衡状态。考虑负荷规模，可知变电站B、C 供区负荷较重，对该区域内的220 kV机组提出了较高的暂态支撑需求。

对于500 kV 机组，距离故障点的电气距离决定了发电厂Ⅰ机组的暂态失稳风险相较与发电厂Ⅱ、Ⅲ更高，故障后发电厂Ⅰ机组率先失稳。

3.2 应用效果

理论上通过对该区域内所有机组应用柔性励磁系统可以极大地提高暂态稳定水平，但这会耗费大量财力、物力并涉及多个发电厂机组轮停问题，经济性方面难以接受。合理的实施方案为根据稳定分析结果，确定区域内的关键机组并进行优先级排序，依次进行柔性励磁系统应用，直至满足电网暂态稳定需求。

由上文分析可知，发电厂Ⅰ、发电厂Ⅱ、发电厂Ⅳ和发电厂Ⅴ机组为该区域线路故障后失稳机组，则该区域电网关键机组从其中选定，而发电厂Ⅲ距故障点电气距离较远，可不考虑。其中，由于故障后发电厂Ⅰ率先失稳，关键机组中优先级别较高。因此优先对发电厂Ⅰ机组应用柔性励磁（柔性励磁暂态响应曲线按2.1 章节进行整定），但关键线路故障后，发现该区域部分机组仍然失稳，仿真结果见图10。

图10 关键机组Ⅰ应用柔性励磁后同步机功角曲线

由图10 可知，在发电厂Ⅰ机组应用柔性励磁后，500 kV 机组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ均能保持稳定，但是220 kV 机组Ⅳ、Ⅴ却继续失稳，且Ⅳ较Ⅴ更先失稳。因此继续对发电厂Ⅳ应用柔性励磁，故障扫描后，发现区域内所有机组可保持暂态稳定，仿真结果见图11。

图11 关键机组Ⅰ、机组Ⅳ应用柔性励磁后同步机功角曲线

图12为5个发电厂机组的励磁电压响应曲线。由图12 可知应用柔性励磁的发电厂Ⅰ、Ⅳ机组故障期间顶值强励，且在故障清除后一段时间保持强励。而未应用柔性励磁的机组故障期间励磁电压未能保持顶值，无法持续提供强励能力。

图12 关键机组Ⅰ、机组Ⅳ应用柔性励磁后同步机励磁电压曲线

由以上仿真结果可知，应用柔性励磁的机组故障期间暂态支撑能力有效增强，而有限的关键机组（本例中应用柔性励磁机组规模占总装机规模41%）应用柔性励磁可有效提高系统的暂态稳定特性。

4 结论

本文分析了同步机组应用柔性励磁系统后电力系统的暂态稳定特性，得出结论如下：

1）通过直流母线电压的控制，柔性励磁系统暂态期间可维持较大暂态强励能力，进而增大同步机组暂态同步转矩，增强机组暂态稳定特性。

2）对于存在暂态功角失稳风险的电网，选取有限的关键机组应用柔性励磁系统可有效提高电网暂态稳定特性。