具有同步机特性的可再生能源汇集站电压支撑技术

《Electronics》：Voltage Support Technology for Renewable Energy Collection Stations with Synchronous Machine-like Characteristics

　　

为了改善接入弱电网的可再生能源汇集站公共连接点处的电压支撑能力，研究人员提出了一种用于常规定功率（fixed-PQ）电压源换流器（voltage-source converter，VSC）的类同步机外参考值生成器。所提出的多功能静态同步机（versatile static synchronous machine，VSSM）模拟同步发电机的励磁与无功功率-电压调节特性，将由此产生的暂态内电动势映射为精确的无功功率参考值，并应用换流器容量和爬坡速率限制以及等效的Q跟踪响应。一种两阶段策略进一步利用快速动态补偿来限制电压，并利用较慢的静态补偿来释放双向动态备用。在WSCC九节点基准系统中，所有控制器均采用相同的100 MVA VSC、±80 Mvar限制、0.04 s无功内环和10 pu/s爬坡速率限制。在三相故障和线路跳闸后，采用VSSM时故障后母线8电压最小值为0.9452 pu，而标定的PI-SVG为0.8755 pu，定无功Q为0.7660 pu；Q-U下垂控制得到0.9492 pu，但持续恢复至0.95 pu以上需要0.33 s，而VSSM仅需0.23 s。正序、负序和零序扩展还评估了单相接地故障。最后，一个匿名的实际受端电网模型显示电压恢复时间改善约40 ms，并降低了动态无功源的稳态负载。所有结果均来自离线仿真。

随着风电和光伏容量快速增长，同步发电被换流器接口资源替代，系统惯量、阻尼、短路容量和固有电压调节能力不断下降，尤其在大规模可再生能源经弱交流通道或换流器主导的受端网络送出时，稳定问题更加突出。2019年英国“8·9”大停电事件表明，可再生能源汇集站的主动电压支撑对电网安全运行日益重要。然而，现有研究多集中于单机或系统级稳定，对汇集站设备如何获得类同步机的主动电压支撑特性仍缺乏系统性方法。常规Q-U下垂控制虽有鲁棒性但存在稳态电压误差，PI电压控制可消除误差但需处理积分饱和，虚拟同步发电机（virtual synchronous generator，VSG）研究又主要聚焦有功-频率或构网型控制。为此，研究人员提出了一种基于励磁模拟的类同步机外参考值生成器，用于常规定功率（fixed-PQ）电压源换流器（VSC），并通过两级协调控制充分发挥动态与静态无功资源的支撑能力。研究在降阶等值模型、WSCC九节点系统、三序不对称故障扩展以及匿名实际受端电网模型中进行了验证，结果表明该方法能显著提升故障后的电压恢复速度与最小电压水平，同时恢复动态无功储备，具有重要的工程应用价值。

研究人员开展的研究包括：构建类同步机外参考值生成器（VSSM），模拟IEEE 421.5励磁系统功能结构，将暂态内电动势通过精确P-Q映射转化为换流器无功参考，并施加容量和爬坡限制；提出两阶段协调策略（TSCS），即第一阶段通过快速动态补偿控制电压，第二阶段利用静态补偿恢复双向动态备用；随后在多种模型和故障场景下验证了所提方法的有效性与鲁棒性。研究结论表明，VSSM能有效提升弱电网汇集点的故障电压支撑能力，但换流器容量本身仍是性能的主要约束。

关键技术方法方面，研究人员主要使用了以下方法：基于IEEE 421.5功能结构的励磁系统软件模拟器、精确P-Q映射与实时容量限制；在MATLAB R2022a中建立戴维南等值降阶模型进行机理与参数灵敏度分析；采用经典二阶同步机模型和分段ode15s积分求解WSCC三机九节点系统的网络-控制联立方程；扩展正序、负序和零序网络以评估单相接地故障；建立两阶段二次规划（quadratic programming，QP）和混合整数二次规划（mixed-integer quadratic programming，MIQP）协调模型，并用交流潮流进行可行性校核；最后采用一个匿名的实际受端电网模型进行离线仿真，该场景包含约2318 MW聚合海上风电和光伏注入。

研究结果如下。

4.1　降阶等值模型与励磁参数灵敏度。在戴维南等值降阶模型中施加三相短路故障，VSSM动态支撑下故障后100 ms母线7电压为0.9409 pu，而定无功仅为0.8813 pu。精确P-Q映射中最大内角为5.43°，小角度近似产生的最大无功误差为8.54 Mvar，因此控制器采用精确映射。参数扫描表明，励磁自励系数K_E的表观大影响主要来自运行点改变；在固定初始电压、有功和无功的受控扫描中，100 ms动态电压几乎不变，说明动态灵敏度需在统一运行点下比较。

4.2　WSCC三机九节点系统及建模方法。采用标准WSCC三机九节点基准，VSSM接于扰动后较弱的母线8。同步机用经典二阶模型，负荷转换为恒定阻抗，网络方程与控制器微分方程联立积分。

4.3　三相故障下的电压支撑性能。在母线7发生三相故障并切除线路7–8的公平对比中，VSSM、标定PI-SVG、Q-U下垂三种控制器均采用相同的100 MVA换流器、±80 Mvar限值、0.04 s无功内环和10 pu/s爬坡限制。故障切除后，VSSM使母线8最小电压达到0.9452 pu，并在0.23 s内持续恢复至0.95 pu以上；PI-SVG对应为0.8755 pu和0.37 s；Q-U下垂获得略高的最小电压0.9492 pu，但恢复时间较长，为0.33 s；定Q控制最小电压仅0.7660 pu。在27种故障位置、持续时间和电网强度组合中，VSSM在全部成对比较中均提高了最小电压，但积分绝对电压误差仅在一种情况下更优，说明更强的恢复能力可能增加过冲或持续偏差。将无功上限从80 Mvar降至40 Mvar后，最小电压降至0.8816 pu，表明换流器容量是性能的决定性因素。

4.4　基于序网络的单相接地故障。将WSCC模型扩展至正序、负序和零序网络，模拟A相接地故障。故障期间母线8最低A相电压为0.4170 pu，正序电压为0.8683 pu；负序/正序电压比为0.2178，零序/正序电压比为0.3102；健康B、C相电压最低值分别为1.0661 pu和1.1297 pu，呈现持续过电压。该结果说明在单相故障下需同时关注正序恢复和相电压不平衡问题。

4.5　实际受端电网测试系统。以一个实际可再生能源汇集站接入受端电网的匿名模型为对象，汇流母线B经三条输电走廊接入电网，并配置SVG、VSSM控制的VSC和电容器组。场景包含约2318 MW聚合海上风电注入，光伏注入从17时的2280 MW降至19时的1368 MW。

4.6　实际电网故障条件下的暂态电压支撑。在L1线路N-1故障下，有VSSM参与时母线B电压恢复至0.95 pu的时间约为0.76 s，无VSSM参与时约为0.80 s，差异约40 ms，L2和L3走廊呈现相同趋势。

4.7　新能源功率波动下的稳态电压调节。在光伏出力下降过程中，维持母线B电压所需的无功从约130 Mvar变为晚间的感性吸收。应用两阶段策略后，动态无功源最大绝对输出从约145.6 Mvar降至10.3 Mvar，降幅达92.9%，静态补偿承担了慢变无功需求，显著降低了动态设备的持续负载。

在总结与讨论部分，研究人员指出，VSSM通过励磁模拟和精确P-Q映射生成无功参考，受换流器容量与爬坡率限制；K_A/K_E决定非饱和稳态刚度，T_A、T_E、K_f、T_f主要塑造暂态响应和阻尼。两阶段策略通过时间尺度分离、保持时间和交流可行性校核来减少控制交互。研究的主要局限包括相量域换流器等值、典型而非站点特定的序参数、实际电网细节保密，以及缺乏硬件在环和现场测试。研究结论翻译如下：（1）VSSM通过励磁模拟和精确P-Q映射生成无功参考，受换流器容量与爬坡限制及0.04 s的Q跟踪等效环节约束；在非零有功降阶模型中，最大内角为5.43°，小角度无功近似最大误差为8.54 Mvar，验证了精确映射的必要性。（2）K_A/K_E决定非饱和稳态刚度，T_A、T_E、K_f、T_f影响暂态和阻尼；必须先固定U/P/Q运行点再比较暂态指标，并需校验饱和行为。（3）在WSCC三相故障和线路跳闸下，VSSM的故障后最低电压为0.9452 pu、持续恢复时间为0.23 s，优于PI-SVG的0.8755 pu和0.37 s；Q-U下垂最低电压略高（0.9492 pu）但恢复较慢（0.33 s）；在27种组合中VSSM在所有配对案例中均提高最低电压，但并非普遍改善电压积分误差；降低无功容量会显著恶化所有响应。（4）第一阶段QP和第二阶段备用恢复MIQP具备显式算法、数值设定、可行性校验和回退动作，公开九节点算例将总向上备用从57.58 Mvar提高至78.39 Mvar，但后续N-1测试的恢复时间相同，表明单纯恢复备用并不保证更好的故障电压性能；实际电网离线仿真缩短恢复时间约40 ms，并将最大持续动态负载降低92.9%。这些结果均来自离线仿真，仍需电磁暂态和实验研究进一步验证。