柔性直流输电系统振荡现象分析与控制方法综述

柔性直流输电系统(以下简称柔直系统)具有结构灵活、可控性高、输出谐波小等特点[1-4],因此在我国大容量、远距离的电力传输系统中应用广泛。随着多个柔直系统工程的投入使用,与变流器相关的稳定性问题也逐渐凸显,对于不同类型振荡现象的报道也在增加[5-11]。

柔直系统变流器在运行过程中因为电力电子设备的快速控制特性,易在系统谐波频率附近呈现容性阻抗和负电阻[12-13],从而与系统其他感性阻抗设备相互作用,引起系统谐波电流发散[14]。柔直系统振荡机理初步可分为以下两类：一是变流器在次同步频率范围内的阻尼不足引起的持续振荡,例如在上海和厦门的某柔直系统调试过程中,在直流侧线路中逐渐出现电压电流振荡;二是变流器呈现负电阻对系统谐波起放大作用引起的发散振荡,例如在云南某柔直系统变流站切出时观测到的高频谐波分量。

本文引用了多个现场事例,对柔直系统中的振荡问题进行梳理,总结归纳了柔直系统振荡的发生机理、系统建模、稳定性分析、振荡控制等问题。为今后柔直系统振荡现象的研究提供参考。

柔直系统变流器在工况运行时会呈现容性阻抗和负电阻,与其他设备形成振荡电路、引起发散电流,遂成为柔直系统中产生振荡现象的主要原因之一[15-19]。现阶段国内外报道的振荡现象根据发生机理不同可初步分为：变流器在次同步频率范围内阻尼不足,和系统感性设备形成振荡线路引起的持续振荡;以及变流器呈现负电阻时对系统谐波电流起放大作用引起的发散振荡。这些振荡现象在次同步频率和中高频率范围内都有可能发生。

上海南汇振荡现象：上海南汇柔性直流输电工程中换流站采用了48级模块化多电平变流器(modular multilevel converter,MMC)。初期调试期间,多次在逐渐增大风电场出力过程中观测到电压电流的振荡现象[20]。

广东南澳振荡现象：位于广东南澳岛的南澳柔性直流输电线路[21]在风电场出力逐渐增大的过程中也观测到频率在30Hz左右的振荡现象[22-23]。

图1为南澳柔性直流输电工程发生次同步振荡导致变流站停运事件的现场录波。在故障发生时,交流电压和直流电压波形并无太大变化;但是交流电流和直流电流分别有不同程度的振荡现象,而且两者振荡频率互补。文献[24]提出双馈风力发电机的运行模态受到诸如定、转子参数,系统运行点以及电网强度等方面的影响,会在次同步频率范围内产生振荡电流。这种振荡电流由风电机组产生,流入变流器中,若此时变流器在振荡频率处能提供足够阻尼,系统能稳定运行。但是当变流器设计不全面,在振荡频率处阻尼不足时,会造成直流侧电流振荡,易引起系统不稳定。在南澳振荡的

图1 南澳柔性直流工程的送端故障录波[23] Fig. 1 Recorded fault waveforms from one of the sending end in Nanao HVDC system[23]

后续解决方案中证实,在送端换流站控制中加入次同步电流振荡抑制器,能够有效的抑制系统的振荡现象。

福建厦门振荡现象：厦门柔性直流输电工程在工况运行期间[25],当源端输送功率为100MW时,系统中观测到23.6Hz的振荡电流,振幅约为稳态值的12.2%;当源端输送功率为500MW时再次出现25.2Hz的振荡电流[26]。

当源端输出功率变化,或者系统容量增大情况下,变流器两侧功率不平衡引起电压电流波动[27],提高发生振荡风险。文献[28]指出当控制直流电压的VSC换流站对直流线路注入有功功率时,变流器呈现负电阻,系统振荡风险大大上升。此时若变流器在设计时未充分考虑各个控制环节的小扰动模型,易在次同步频率处呈现容性阻抗或者负电阻,与系统中的感性设备形成振荡电路、引起谐波电流发散。文献[26]推导了一种计及交流电网阻抗和锁相环动态特性的MMC阻抗模型。在对推导的数学模型进行谐波谐振分析时,证实了这种模型谐振情况与现场故障录波一致,具有较高的精度。

北海振荡现象：德国北海海上风电场采用了ABB公司提供的HVDC Light技术[29],在风电场经柔性直流送出时,发生了250~350Hz的振荡,振荡电流达到基波电流的40%以上[15]。

由于德国北海工程为世界首次采用直流输电技术连接海上风电场的输电工程,对于其中设备间相互作用的经验不足,在建立系统模型时易忽略实际情况做出错误假设,从而忽略变流器与关键设备对振荡的影响。例如以往直流电缆建模均采用π形等值模型,这种建模方法忽略了直流电缆随频率变化的阻抗特性。因此需要将直流电缆模型分成两个级联的子模块来分别对应直流电缆电气特性和随频率变化的阻抗特性[30],实现比传统π形等值模型更加精确描述系统动态特性的模型搭建方法。

舟山五端直流振荡现象[31-32]：舟山五端直流输电工程中某个换流站在联网运行转为孤岛运行期间,发生高频分量跳闸[33]。

鲁西直流工程振荡现象：鲁西直流工程一端柔直换流站经弱电网接入交流电网时,发生1.2kHz左右的高频振荡,造成系统停运[34]。

舟山五端直流某换流站切换过程中的故障电流以二次谐波为主,同时包含大量高频谐波分量(波形图见文献[33])。由于舟洋换流站从联网转孤岛运行状态时,电网强度减弱,若未充分考虑基于MMC变流站接入弱电网时在中高频率的阻抗特性[34],易对系统中的谐波电流起到放大作用,引起发散振荡。在舟山柔直系统和鲁西柔直系统故障的后续研究中发现：MMC变流器中的底端控制环节,例如电容电压控制和环流抑制控制,以及调制波延时,锁相环延时等环节都会对MMC在中高频段的阻抗特性有较大影响。因此对于此类振荡现象,需要通过推导与初始系统和目标变流器有关的特征根,来分析不同运行状态下现有系统等效参数、稳态运行点、各控制回路的动态变化等关键因素对振荡的影响[35],为控制器的设计优化提供理论依据,从机理上消除系统运行状态改变引起的振荡现象。

两端柔直系统的结构如图2所示,其中关于模型搭建的问题主要集中在源端发电机组等效模型搭建,变流站等效模型搭建,以及如何实现其他关键控制环节对模型结构的影响上。

图2 两端柔性直流输电系统结构图 Fig. 2 The topology of a two-end VSC-HVDC transmission system

由于风电在新能源中的应用广泛,风电机组结构相对复杂,因此风电机组阻抗模型的搭建主要集中在等效模型的简化和模型精度的提高上[36]。文献[37]提出用一台全功率风电机组的等效聚合模型来代替风电机组,将风电机组及机侧变流器等效为一个电流源来简化模型。当风电场中存在不同类型的风电机组时,可以将同类型风电机组归类,分别建立聚合模型,然后将它们并联来得到整体阻抗模型[38]。然而在柔直系统振荡的研究中,对于风电机组动态模型的搭建要求更高,需要建立能描述随时间变化的动态特性的模型,实现能够适应各种工况、大小扰动下稳定性分析的模型。

变流器的模型主要分为传统两、三层级的VSC模型和MMC模型。其中VSC模型结构简单,建模方法并无太大差异[39-40]。随着基于MMC的柔直系统应用越来越广,对变流器模型的研究逐渐转向MMC等效模型的搭建。根据子模块中开关和二极管等效方法的不同,MMC的等效模型又分为传统详细模型,详细等效模型和快速模型这3种[41]。这3种模型中,传统详细模型的精度最高,但是计算量大,难以适应规模庞大、复杂程度高的柔直系统;快速仿真模型速度最快,但是忽略了MMC桥臂子模块的动态特性,缺乏开关动作、桥臂谐振等信息,不利于振荡机理的分析;详细等效模型仿真速度中等,在添加少数子模块详细模型之后能兼顾仿真精度和速度,更适合用来分析柔直系统的振荡特性[42]。其他模型还包括采用谐波线性化法的MMC交流侧小信号阻抗模型[43];基于理想变压器模型法的MMC实时仿真模型[44];等值电磁暂态仿真模型与平均值模型等[45]。

柔直系统中影响振荡的关键因素包括：机侧/电网侧控制器参数、锁相环延时、直流侧VSC控制器参数以及滤波器等[38];文献[46]提出变流器中的锁相环控制、环流抑制控制器、子模块参数等对变流器阻抗的影响,同时提出了在加入环流控制后对柔直系统振荡的影响;文献[47]提出变流器中内外环电压电流控制回路对柔直系统中振荡特性的影响。在搭建系统阻抗模型时需要考虑这些关键因素,实现对柔直系统振荡现象的精确描述。

柔直系统稳定性分析方法根据描述方法不同可分为：特征值分析法、频率扫描分析法、时域仿真法、阻抗分析法。它们适用的系统范围和分析振荡现象的区别如下。

特征值分析法：特征值分析方法基于小扰动线性化模型,通过求解系统状态矩阵的特征根、特征向量和相关因子等来判断系统的稳定性[48]。特征值分析法对简单的系统计算难度较低,然而当系统规模增大、复杂程度高时,模型复杂程度也随之上升,需要对模型进行降阶处理[49],降阶过程中会损失精度。同时该方法对非线性系统需要在稳态频率附近进行线性化处理,目前的线性化模型仅在工频附近优化情况良好,在其他振荡频率区间表现不佳。因此该方法适用于系统中其他设备电气特性明确,需要对其中某个设备静态稳定性做详细分析的场景。

频率扫描分析法：频率扫描法通过在稳态运行的系统中加入不同频率的小信号扰动,通过检测变流器交流侧对应频率的信号来辨识目标系统或设备的阻抗模型,在频率逐渐增大或者减小的过程中,观测系统的频率响应来确定振荡特性[50]。该种方法对拥有复杂结构的柔直系统快速有效。但是受基波以及高频谐波的影响,在这些频率附近的扫描结果精度较低;且受到扫描固定步长的影响,易损失振荡频率处的关键信息,阻抗特性描述不准确。所以频率扫描法适用于对精度要求不高的复杂柔直系统整体稳定性分析[51]。

时域仿真法：时域仿真分析法需要建立每个设备的微分模型,然后通过逐步积分来获取系统整体的运行曲线。该方法能够精确模拟系统中设备每个时刻的动作[52],但是仿真结果只能提供随时间变化的运行曲线,无法定位与振荡相关的设备。因此适合作为辅助分析方法,用于快速分析系统在不同扰动以及运行状态下的稳定性。

阻抗分析法：阻抗分析法结合系统阻抗模型,通过奈奎斯特(Nyquist)或者推广的奈奎斯特(Extended Nyquist)判据对系统稳定性进行分析[53],对系统稳定性分析简便有效,相较于其他分析方法,计算更加简便,对振荡点的特性观测准确,适用于复杂柔直系统的稳定性分析[54]。但是该方法受系统阻抗模型假设条件的影响较大,需要结合关键因素建立符合实际系统的阻抗模型来提高精度。

柔直系统振荡的根本原因在于系统在振荡频率处阻尼不足的阻抗特性,因此对变流器参数的优化可以有效的提高系统在振荡频率处的阻抗特性、改善变流器与设备间的互动行为、减少振荡风险[7,14,16]。通过在控制器中添加考虑采样滞后和内外环控制回路动态特性的补偿量来提高系统稳定域,从而降低振荡风险[55-56]。采用MMC的柔直系统还需要考虑桥臂电感与子模块电容之间的谐振现象,通过将桥臂谐振电流和变流器设备参数相结合,实现在减少桥臂环流同时增加系统稳定性的子模块电容和桥臂电感的选取[57]。

优化控制器参数可以从机理上实现对振荡的控制。但是对于复杂结构的多端柔直系统,需要考虑多变流器间的耦合效应,对每个变流器单独进行优化,工作量大,实际运用场景受限。在振荡现象发生时,也可以通过切除风电机组、改变桨距角等方式来让系统避开振荡运行区间[5]。但是这种方法经济代价过高,不适合作为主要控制手段。

在系统变流器数量众多、优化效益过低的情况下,可以通过添加额外控制装置来增加系统在振荡频率附近的阻尼,实现对振荡的控制。但是附加阻尼控制器同样面临着设计要求高,鲁棒性差,难以适应柔直系统多变的运行状态和扰动情况等问题。因此文献[58]提出一种适合多端柔直系统不同运行状态的通用附加阻尼控制器设计方法,提升柔直系统在全工况下的稳定性。文献[59]提出一种虚拟谐波电阻控制器,可以提高系统在振荡频率区间的系统阻尼。然而额外附加阻尼控制器与柔直系统其他设备间的相互作用仍可能存在振荡风险。因此文献[60]提出一种新型阻尼控制器,重塑变流器的阻抗特性,从而改善变流器—系统整体的互动性能,从机理上降低与其他设备的互动振荡风险。

根据工作原理不同,附加滤波装置可分为串联阻塞滤波器和旁路滤波器。阻塞滤波器通过在柔直系统交流侧串联能导通工频信号、阻塞振荡频率信号的滤波器来控制振荡[61]。但是串联阻塞滤波器本身体占地面积大、经济效益低,仅适合作为短期振荡控制手段。旁路滤波器则通过在交流侧并联工频处阻抗高,在振荡频率处阻抗低的RLC滤波器来控制振荡[62]。这种滤波器装置的优点在于当系统存在多个振荡频率时,可以分别对应设置多个谐振点来消除振荡。但是这种滤波器同样存在体积大、损耗高、经济效益低等问题。因此这两种滤波装置仅作为短期控制,不适合作为主要控制方法。

目前柔直系统振荡的研究还集中在单一类型变流器、单一系统的稳定性分析中,忽略了多变流器、多端系统中控制器的耦合效应。对变流器的稳定性分析,主要还是依靠传统的小信号模型、电磁暂态模型以及简化的阻抗分析法,忽略了锁相环回路延时,DSP控制器延时,采样延时等会在实际工程应用中影响变流器阻抗特性的关键因素。另一方面,柔直系统振荡从次同步频率区间,到中高频率区间都有可能发生,在建模时需要考虑变流器、传输线路等设备的宽频特性,保证其在振荡发生频率范围的阻抗一致性。因此,实现对多模式宽频带系统的量化分析,建立能够适应实际复杂系统,例如风电经柔性直流送出系统、多端柔直系统和交直流互联系统等大规模电网的系统分析方法是今后研究的重点之一。

目前的振荡控制技术局限在单机系统、小扰动和变流器一侧,还存在着设计难度大、鲁棒性不足、难以应付柔直系统复杂多变的运行状态和扰动形式等问题。因此实现能够适应多变工况和扰动的变流器-电网间的协调控制也是需要克服的难点之一。通过建立基于变流器控制—阻抗特性—系统稳定性的量化关系,精确定位与系统振荡高相关度的控制环节;研究变流器内外环控制回路、本体参数、嵌入滤波控制回路等对振荡的影响,实现对变流器阻抗的重塑控制;通过在系统中添加主动阻尼控制器,根据电网变化动态调节变流器输出电压电流,实现小扰动下改善系统阻抗特性,大扰动下“消散”振荡的控制方法,从机理上控制振荡。

柔性直流输电是今后大规模、大容量、多端输电工程最有前景的方向之一,保证系统在不同工况下的稳定运行是目前学者们关心的热点。本文综述了国内外柔直系统中存在的部分典型振荡现象,对振荡发生机理进行梳理,从建模方法、稳定性分析、振荡控制等方面总结归纳了柔直系统中振荡现象的分析方法和控制策略,阐述了目前柔直系统振荡现象的研究方向,供柔直系统振荡问题研究参考。

（实习编辑 邵泽亮）

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