風電經特高壓直流送出系統的暫態過電壓問題研究綜述

李帛洋，晁璞璞，徐式蘊，李衛星，劉新元，李志民

（1. 哈爾濱工業大學 電氣工程及自動化學院，黑龍江 哈爾濱 150001；2. 中國電力科學研究院有限公司，北京 100192；3. 國網山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001）

0 引言

現階段我國風能資源與負荷中心總體上呈逆向分布，“三北地區”豐富的風能資源通過特高壓直流（UHVDC）輸電系統進行大規模、遠距離輸送［1］。目前，我國已建成超過10 回±800 kV 及以上電壓等級的特高壓直流線路，未來還將有數回特高壓直流投運［2］。然而，特高壓直流輸電系統在帶來巨大經濟效益的同時，也存在一系列的安全問題。尤其是當特高壓直流發生換相失敗、直流閉鎖等故障時，換流站內盈余的無功倒送入交流系統將引起送端近區電壓顯著升高，超出系統正常運行的電壓允許范圍，造成暫態過電壓問題［3-5］。暫態壓升超過風機變流器耐壓限值將導致風機脫網甚至連鎖脫網，嚴重時會造成整個系統崩潰?，F階段錫泰、扎青、青豫、吉泉等特高壓直流輸電工程均面臨較為嚴重的暫態過電壓問題，其輸電能力受到制約［6-9］。因此，制定合理的控制策略以限制暫態過電壓對確保設備安全、提升線路輸電能力、維持系統安全穩定運行具有重要的意義。

為了有效抑制暫態過電壓，需要建立能夠反映實際系統動態響應特性的電磁暫態仿真模型，解析暫態過電壓的產生機理及影響因素，梳理有助于抑制過電壓的關鍵可控環節和參數，制定合理的控制策略從而達到抑制暫態過電壓的目的。因此，暫態過電壓問題的研究關鍵在于系統仿真建模、暫態過電壓根源解析和抑制策略設計。本文將從上述3 個方面出發，對大規模風電經特高壓直流送出系統的暫態過電壓問題進行評述。

1）系統仿真建模。對特高壓直流輸電系統、大規模風電集群及動態無功補償設備等組成部分的建模方法進行梳理與評述，對比分析各類建模方法的優缺點，指出提升模型精度的研究方向。

2）暫態過電壓根源解析。闡述2 類典型暫態過電壓的演化過程，解析其產生根源及影響因素，梳理暫態過電壓水平與各影響因素之間的量化分析方法，指出提升分析精度的有效途徑。

3）暫態過電壓抑制策略設計。從系統級保護控制、直流系統控制、風電集群控制、無功補償控制等方面，對目前各種過電壓抑制策略進行評述，分析各類方法的優勢與不足，提出各組成部分協同控制的可行方案。

1 大規模風電經特高壓直流送出系統的仿真建模方法

大規模風電經特高壓直流送出系統通常為復合型外送系統，即將大規模風電與配套火電通過特高壓直流輸電系統進行聯合外送。系統通常包含風電集群、同步機組、直流系統、無功補償設備等多個組成部分，有時還需要考慮送受端交流電網系統、多樣化負荷等環節，規模龐大，結構復雜。系統的暫態過電壓問題是多時間尺度和多樣化裝備響應特性的綜合作用，難以建立微分方程進行解析求解，而主要采用時域仿真方法進行分析。建立能夠反映系統各環節實際響應特性的仿真模型，是分析系統暫態過電壓特性、制定合理控制策略的前提和基礎。

1.1 特高壓直流輸電系統建模方法

特高壓直流輸電系統是風電大規模外送的核心組成部分，其模型的精細化程度是影響過電壓現象仿真精度的主要因素。本節通過梳理已有研究中采用的特高壓直流輸電系統模型，從模型結構、模型參數和控制策略3 個方面，分析總結了各模型的優缺點和選用依據，如表1所示。

表1 特高壓直流輸電系統模型Table 1 Models of UHVDC transmission system

在模型結構方面，文獻［10-12］采用詳細的電磁暫態模型，考慮晶閘管換流閥的開關過程，能夠更加準確地反映暫態過程中各換流閥電壓、電流等狀態量的變化過程，在分析非對稱故障、換相失敗暫態過程等問題時精度較高。但由于模型復雜、計算量大，在分析大規模系統時效率不高。文獻［3，13-14］采用簡化的機電暫態模型，將換流器作為一個整體用準穩態方程描述其輸入輸出特性，計算量小，仿真速度快。但準穩態方程缺乏對開關過程的描述，無法反映換流閥的工作過程。準穩態建模需要滿足換流母線三相電壓平衡、換流器對稱運行等假定條件［15］，不適用于研究非對稱故障場景。

在模型參數方面，文獻［16-18］采用國際大電網會議（CIGRE）高壓直流標準測試系統（拓撲結構示意圖如附錄A 圖A1 所示）參數，該系統包含單極500 kV／1 000 MW 輸電線路參數和極控策略，能夠模擬高壓直流輸電系統的典型特性。該系統被提出的時間較早，結構簡單、控制策略清晰，被國內外專家學者廣泛采用，基于其分析所得各類現象的可信度高，結論成熟可靠，一般作為標準模型用于控制策略的設計、測試與分析。而目前我國特高壓直流線路的電壓等級已達到±800 kV 和±1 100 kV，標準測試系統的各項指標已明顯落后，與實際系統差別較大。文獻［11-12，19］對標準測試系統進行了一定程度的改進，基于原有系統框架和控制邏輯，提升了電壓和功率等級，并對線路、濾波器等參數進行了優化。改進后的模型更接近真實直流線路，仿真準確性得到進一步提升。除上述典型系統參數外，文獻［10，20-21］基于特定實際直流輸電工程建立仿真模型，采用了真實參數，針對性強，仿真結果更為精確，但該建模方法的工作量大，通用性差，適用于分析和驗證特定工程問題。

在控制策略方面，大多研究采用的是通用控制策略［16-19］，包含直流系統的核心控制環節。附錄A圖A2給出的特高壓直流系統簡化控制結構中，整流側采用最小觸發角／定電流控制，逆變側采用定電流／定熄弧角控制，輔以電流偏差控制和低壓限流控制。此外，定功率控制、定電壓控制、換相失敗預測等也是常用的控制環節。通用控制策略的邏輯清晰，能夠實現基本的控制功能，便于在此基礎上對控制算法進行改進。但模型特性與實際系統仍有較大的差距，要提高仿真準確度需要采用更接近實際控制器的控制策略。文獻［3，22］基于ABB 實際控制系統搭建了直流控制器，文獻［23］采用了基于實際工程的直流系統控制器，文獻［24］在數?；旌戏抡嫫脚_中接入了與實際直流輸電工程相同的控保模塊。相比于通用控制策略，采用基于實際工程控制器的控制策略［22-24］的邏輯更完整，功能更全面，能夠更好地反映系統受控特性。

在直流輸電系統建模過程中，現有研究大多采用基于標準測試系統的模型輔以通用控制策略，研究結論對實際系統的指導作用較有限。在對實際直流輸電系統進行建模時，建議參照標準測試系統，根據研究需求，有針對性地對直流系統的模型結構、模型參數及控制策略進行建模和簡化。

1.2 大規模風電集群建模方法

在系統安全穩定運行的前提下，消納風電是大規模風電經特高壓直流送出系統的主要目標。然而，大規模風電集群通常包含數百臺風電機組，如果對每臺風電機組都進行詳細建模，會大幅增加模型復雜度和計算時間，甚至會面臨“維數災”問題。因此，對風電集群進行等值建模十分重要。目前，風電集群的等值建模方法主要通過減臺數和降階數2 種途徑實現，如表2所示。

表2 風電集群等值建模方法對比Table 2 Comparison of equivalent modeling methods for wind power cluster

減臺數即將風電集群／風電場用1 臺或多臺等值機表征，被稱為單機等值方法［25-27］或多機等值方法［28-29］。單機等值方法無需對機組進行分群，將整座場站等值為1 臺機組。文獻［25］采用電流倍乘法，風電場采用單機模型經箱式變壓器后出口電流倍乘方式進行等值，但未考慮實際風電場內機組運行工況的多樣性；文獻［26］采用參數聚合法，將風電場等值為1 臺等值機；文獻［27］在風機參數等值基礎上還對風速進行了等值計算。但上述研究均無法表征場站內各機組動態行為的差異，當機組間的運行工況差異較大時，會導致較大的等值誤差。

多機等值方法基于傳統的發電機“同調”思想，通常以能夠表征機組運行狀態的特征量為分群指標，將具有相似或相同運行點的機組聚合為1 臺等值機。文獻［28］采用K中心點聚類法根據風速對風電場進行聚類，將每座風電場等值為2 臺機組；文獻［29］采用同調機群識別聚類方法確定風電場內機組的同調風電機群，將每個同調風電機群等值為1 臺機組。這類方法雖然可以達到較高的等值精度，但涉及復雜的分群算法和集電網絡在不同等值機間的分攤等復雜環節，實用性較差。

降階數一般通過忽略對研究對象無影響或影響較小的動態，實現等值機電磁暫態模型［24-26］的進一步簡化。電磁暫態模型的時間尺度小，包含了換流器的詳細特性，但由于模型階數高，計算量大，仿真效率低。文獻［30-31］分別基于電力系統計算機輔助設計PSCAD（Power Systems Computer Aided Design）、數字仿真和電網計算程序DIgSILENT（DIgital SImuLation and Electrical NeTwork）平臺搭建了風電集群的機電暫態模型，忽略了換流器的開關過程，計算量小，仿真速度快，但由于建模精細程度有限，無法準確反映風電集群在擾動過程中的詳細動態特性；文獻［3，14］采用電力系統分析綜合程序PSASP（Power System Analysis Synthesis Program）、電力系統分析軟件PSD-BPA（Power System Department-Bonneville Power Administration）等平臺中的風電機組通用模型，這類模型的集成度高，且易于使用，但由于模型已經固化，在控制策略等方面可供修改的空間較為有限。

目前，關于減臺數途徑，單機等值方法的精度較低，多機等值方法尚沒有被廣泛認可的分群指標，且對風電機組故障穿越特性的考慮還不夠充分；關于降階數途徑，大多采用機電暫態模型或通用模型，沒有考慮集電網絡的影響?，F有研究存在的共性問題在于：沒有考慮系統暫態過電壓問題對風電模型的實際需求，只是簡單地移植了現有風電機組等值建模方法。在直流系統發生故障期間，系統暫態電壓的響應時間尺度在毫秒級別，因此，在對風電集群建模時，采用電磁暫態模型更為合適。同時應充分考慮系統暫態過電壓問題與風電故障穿越特性的交互作用，根據其對風電模型響應特性的精細化程度需求，兼顧精度和計算量，建立合理有效的風電集群電磁暫態等值模型。

1.3 其他組成部分的建模方法

除風電集群和直流輸電系統外，風電經特高壓直流送出系統還包括同步發電機組、送端交流電網、動態無功設備等部分。

目前，同步發電機組的建模技術已相對成熟，本文不再詳述。對于送端交流電網的建模，常用方法是將其等效為基于短路比的等效電源和阻抗［12，26］，短路比參數既可以根據需求設定，也可以基于短路電流計算結果得到［27］，這種等效方法既能反映送端交流電網的強度，又能減少建模復雜度和計算量。文獻［25］采用基于實際電網結構的交流電網模型，這種建模方法雖然較繁瑣，但是可以更好地反映實際系統的特性，常用于對實際工程問題的驗證。動態無功設備主要包括靜止無功補償裝置SVC（Static Var Compensator）、靜止無功發生器SVG（Static Var Generator）和同步調相機等，通常根據系統建模時間尺度建立其對應的機電或電磁暫態模型，輔以通用或優化控制策略參與系統的無功調節［11，32-34］。

1.4 系統仿真建模方法研究展望

已有研究大多采用CIGRE 標準測試系統或其改進模型對特高壓直流輸電系統進行建模；對于機組數量眾多、隨機性和不確定性突出的風電集群而言，大多采用運行于額定工作點的單機等值模型；對于其他組成部分，通常也只是簡單地移植通用模型進行建模。已有研究普遍沒有深入分析其采用的建模方法是否能夠真實地反映對應的電網設備在故障穿越全過程中的動態響應特性，這也正是系統仿真建模的難點所在。以風電集群為例，建議詳細分析不同類型風電機組在不同運行狀態、不同故障場景下的暫態特性，特別是低-高電壓連鎖故障期間的暫態行為，挖掘風電集群內多樣化機組動態行為的一致性、差異性及其影響因素和機理，針對不同場站規模和集電網絡形式，研究風電機組在各故障穿越過程中的電磁暫態行為通過復雜匯集網絡耗散后的演變規律，結合實際工程對建模的精細化程度需求，建立能夠兼顧精度和計算量的風電集群電磁暫態等值模型。

2 暫態過電壓根源解析

為了更好地解析風電經特高壓直流送出系統暫態過電壓現象產生的原因，本文基于CIGRE 標準測試系統，在PSCAD 平臺中搭建了相應的仿真模型。仿真分析結果表明，送端換流母線暫態過電壓的典型響應特性可分為2 類［3，14，35-38］，具體如圖1 所示。圖中，電壓為標幺值。

圖1 送端換流母線暫態過電壓曲線Fig.1 Transient overvoltage curves of sending-end converter bus

2.1 暫態過電壓現象產生的原因

圖1（a）所示電壓響應特性曲線主要由換相失敗故障引起：受端換流器發生換相失敗后，受端直流電壓快速下降，直流電流隨之升高，送端電流控制器增大觸發角以抑制電流上升，無功消耗迅速增加，造成送端換流母線電壓降低；之后在低壓限流控制器的調節作用下，直流電流迅速減小，送端無功消耗隨之大幅降低，送端交流濾波器組的大量過剩無功引起送端換流母線出現暫態過電壓。

圖1（b）所示電壓響應特性曲線主要由直流閉鎖故障引起：直流線路閉鎖后，單極或雙極線路有功功率在短時間內迅速降至0，大量過剩無功導致送端交流電壓快速升高，在送端濾波器組切除前會維持過電壓狀態。文獻［39］還指出，對于一些無功損耗大幅增加的非典型工況而言，發生故障時的過電壓明顯高于常規工況下的電壓。故障期間系統送端的無功失衡是導致暫態過電壓的根源所在。

除無功功率過剩這一原因外，文獻［14］指出，換流站近區的暫態過電壓水平與換流站的短路容量、近區無功-電壓控制能力和極控與安控動作時序密切相關，一旦極控切濾波器時間與安控切機時間匹配不當，就可能進一步加劇暫態過電壓水平；文獻［40］將系統發生擾動后的電壓動態過程分為2 個階段，分析了不同階段影響過電壓水平的主要因素，指出短路比與過電壓水平密切相關；文獻［41］也認為短路比對暫態過電壓的影響較大，短路比越小，則系統對無功變化越敏感，暫態過電壓問題越嚴重。

另外，風電集群的故障穿越能力不足也是導致暫態過電壓的主要原因。由于風電匯集線路一般距離換流站較近，換流母線的暫態過電壓易傳遞至近區風電場。如果風電場并網點電壓高于1.3 p.u.，風電機組將會無延遲脫網，風機脫網后，近區線路的無功過剩，電壓會進一步上升，引發更多的風電機組相繼脫網，進一步促進換流站母線電壓升高［4］。文獻［3］詳細分析了直流閉鎖和換相失敗故障引發風電機組高壓脫網的機制，考慮了風電并網容量與直流輸送容量之間的相互制約關系及火電機組的電壓支撐作用。除風電并網容量外，系統無功控制模式、發電機容量裕度以及調峰方式等因素也會影響系統暫態過電壓水平。

目前，對暫態過電壓產生根源的分析已較為深入，但仍普遍視風電集群為被動受擾對象。事實上，送端接入大規模風電系統的暫態過電壓特性應是直流環節暫態特性和風電集群高／低電壓穿越特性交互作用的結果，合理計及風電集群的高／低電壓穿越特性及其與系統之間的交互作用，有助于進一步完善對直流系統暫態過電壓問題的認知。

2.2 暫態過電壓的量化分析方法

通過對暫態過電壓產生根源的解析可知，暫態期間的無功過剩水平、系統短路容量和風電集群的故障穿越能力是暫態過電壓水平的主要影響因素。如何評估各因素對暫態過電壓的影響方式與影響程度，需要建立暫態過電壓與各影響因素間的量化關系，進而為系統的運行控制和保護策略制定提供理論依據?，F有暫態過電壓的量化分析方法主要包括估算法［42］、交流等值法［43-44］、無功短路比法［45］和單支路壓降法［36］等，具體如表3所示。

表3 暫態過電壓的量化分析方法對比Table 3 Comparison of quantitative analysis methods of transient overvoltage

估算法［42］是將暫態壓升ΔU表示為暫態期間的無功盈余水平ΔQ與系統短路容量S之比，如式（1）所示。該方法中的系統短路容量是靜態指標，而無功盈余水平通常取為直流系統的無功消耗值，因此計算誤差通常較大，適用于對精度要求不高的分析場合。

對于圖2 所示的送端系統等值電路，交流等值法、無功短路比法、單支路壓降法的計算公式分別如式（2）—（4）所示。

圖2 送端系統等值電路Fig.2 Equivalent circuit of sending-end system

式中：U為換流母線電壓；UN為換流母線的額定電壓；E為送端交流等值電勢；Qc為無功補償容量；X、R分別為等值電抗、電阻；ΔP和ΔQ分別為故障發生前、后送端交流系統的有功變化量和無功變化量；P0、Q0分別為穩態時送端有功功率、無功功率初始值。

關于交流等值法，文獻［43］根據系統穩態傳輸功率對交流系統進行等值，并考慮了暫態過程中靜態無功補償器補償容量隨電壓升高的特性，但將其應用于短路比較低的系統時，可能會出現沒有實解的情況；文獻［44］在此基礎上考慮了換流器的無功暫態變化特性，通過擬合方法獲得了發生故障時換流器的最小無功消耗，對于無功過剩水平的表征更為精確。關于無功短路比法，文獻［45］基于直流閉鎖時換流母線的暫態過電壓是諧振過電壓的思路，推導了暫態過電壓與諧振頻率之間的關系式，提出了可用于低短路比系統的分析方法。關于單支路壓降法，文獻［36］以單支路電壓降公式為基礎，進一步考慮了系統有功功率變化對暫態過電壓的貢獻，提升了精度。

上述方法的主要貢獻在于提供了發生故障后暫態過電壓峰值的估算方法，但沒有深入解析故障演化全過程的系統暫態電壓特性，僅將送端系統等值為恒定電勢串聯阻抗的形式，顯然無法有效計及風電集群的故障穿越特性。針對該問題，文獻［45］簡要分析了過電壓引發送端系統接入新能源連鎖脫網的情況，將新能源機組脫網的影響等效為送端系統短路容量減??；文獻［36］進一步考慮了送端風電機組受影響進入低電壓穿越的情況，增加了風電機組側的固定無功盈余。然而，暫態期間大規模風電集群的功率響應是隨著并網點電壓動態變化的，是高／低電壓穿越交替演化引起的復雜作用效果。因此，目前的研究對于風電集群動態特性在特高壓直流送出系統暫態過電壓過程的影響機理尚不明確，需要采用更為精細的量化評估方法進行表征。

2.3 暫態過電壓分析研究展望

目前，在暫態過電壓根源解析和過電壓量化分析方法方面，已有研究大多著眼于直流閉鎖故障場景，對于連續換相失敗、連續換相失敗后直流閉鎖和直流再啟動等其他類型故障的演化機理解析尚不深入，也沒有充分考慮風電集群動態特性和故障期間多設備交互作用對暫態過電壓的影響，這也正是暫態過電壓問題分析亟待突破的難點。此外，暫態過電壓影響整個直流送端近區，不能僅研究送端換流母線的電壓特性。建議分析在不同故障場景、運行條件和控制策略下，不同類型電網設備在不同時間尺度下的無功動態行為，基于多樣化設備在故障穿越全過程中的無功-電壓響應特性，分析多樣化設備的無功行為對系統關鍵節點電壓的影響規律，挖掘各關鍵節點電壓的峰值特征和主導影響因素，從而揭示各關鍵節點電壓在不同故障階段的演化機理。

3 暫態過電壓抑制策略設計

明確暫態過電壓的產生根源和影響因素后，可以有針對性地設計暫態過電壓抑制策略。在系統規劃層面，可通過增大短路比［40］、優化系統暫態無功特性［46］等方式，改善系統暫態過電壓水平。此外，柔性直流輸電系統具備有功和無功功率解耦控制、不存在換相失敗、可接入無源網絡等優點，采用柔性直流輸電方式實現風電等可再生能源外送也已被業界關注與認同。

在控制策略層面，可通過系統級保護控制優化［5，14］、直流控制優化［47-50］、風電集群控制優化［51-54］以及無功補償控制優化［55-59］4 種方法抑制系統的暫態過電壓，具體如表4所示。

表4 暫態過電壓抑制方法對比Table 4 Comparison of transient overvoltage suppression methods

3.1 系統級保護控制優化

文獻［14］根據實際案例分析結果指出，極控切濾波器和安控切機動作時序配合不當可能引起暫態電壓2 次升高，為此提出了一種優化協調控制方法；文獻［5］對觸發直流閉鎖的緊急停機策略進行了改進，通過減緩直流閉鎖的觸發過程，改變保護措施的觸發順序，與安控系統相互配合來抑制暫態過電壓。

由于設備動作存在延時，系統級保護控制優化方法主要用于應對故障后數百毫秒到數秒間的過電壓問題，以防止過電壓問題加劇導致故障擴散，從而造成風機連鎖脫網事故的發生。在優化系統級保護控制策略時，需要綜合考慮各設備間的協同配合以及發生故障后系統整體的功角、頻率和電壓穩定特性。

3.2 直流控制優化

故障期間直流線路的有功傳輸受阻，無功消耗大幅降低是導致送端出現無功過剩的直接原因，因此直流控制策略的優化方法主要圍繞改善故障期間直流系統的無功特性進行。文獻［42］研究了整流側電流控制器和低壓限流控制器參數影響暫態過電壓的機理；文獻［47］通過優化直流低壓限流環節、換相失敗預測、電流控制器等重要控制參數來減小換相失敗過程中直流與送受端系統交換的最大無功功率，進而抑制暫態過電壓；文獻［48］以暫態過程中無功平衡作為控制條件，通過改變整流站的電流指令值來實現換相失敗過程中無功功率的平衡控制，降低送端系統交流電壓波動；文獻［49］通過增加逆變側關斷角，短時提升健全極消耗的無功功率，抑制送端弱交流電網過電壓的產生；文獻［50］提出了一種恒定無功控制策略，可以增加整流器消耗的無功功率，減少直流與系統之間的無功功率交換以降低送端過電壓。

對直流控制策略進行優化可以從源頭上減少注入系統的無功功率進而降低暫態過電壓幅度，但進行優化時要以不改變直流運行和調節性能為前提，同時保持其與系統其他控制環節相匹配。

3.3 風電集群控制優化

風電集群具備一定的無功調節能力，可以在保證故障期間并網運行的基礎上，通過優化暫態期間的控制策略，使風電集群從系統吸收動態無功以緩解送端無功過剩。文獻［51-52］分析了由換相失敗引發的電壓擾動下雙饋風機的故障穿越響應特性，結果表明相比于單一低電壓、高電壓擾動場景，雙饋風機在連續電壓擾動場景下的脫網風險顯著提高；文獻［32］根據雙饋風機的功率可控運行區域，結合健全極的短時過載能力，在故障期間通過控制風電場吸收部分無功實現對過電壓的抑制；文獻［11］討論了電網電壓驟升時雙饋風機的功率約束原則和可控區，提出了風電機組參與暫態無功調節的優化控制策略；文獻［53］提出了一種基于P-Q協調的風機控制策略，通過與快速有功功率控制相配合，提升了暫態過程中的無功功率容量，從而抑制過電壓；文獻［54］認為風機控制器中電網電壓檢測環節的延時是暫態過電壓的重要影響因素，提出了一種延時補償策略來抑制暫態過電壓。

對風電集群控制策略進行優化的前提是暫態期間風電機組仍運行在可控區域內，這就要求風電機組具備一定的高電壓穿越能力。暫態期間風電機組受過電壓程度、機組運行工況等因素的影響，能夠向系統提供的動態無功容量較為有限，因此通常作為一種輔助優化手段與其他措施共同作用。

3.4 動態無功補償控制優化

動態無功補償裝置通過快速響應系統的無功變化為系統提供無功支撐，是抑制暫態過電壓問題的有效措施［55］。文獻［56-57］分析結果表明，通過靜止同步補償器STATCOM（STATic synchronous COMpensator）調節無功輸出可以提高暫態期間交流系統的強度，抑制故障過程中送端暫態過電壓，加快系統的故障恢復速度；文獻［35］研究了調相機的次暫態特性、暫態特性及穩態特性對直流送受端電網的影響，表明大容量同步調相機能夠增加系統的短路比，改善暫態過程特性；文獻［34］對比了同步調相機、SVC和SVG在交直流系統中的動態無功支撐能力與暫態電壓調節能力，指出相同容量下同步調相機對送端電壓的支撐效果最好；文獻［58］通過一種暫態過電壓評估指標量化分析了不同類型無功補償設備對暫態過電壓的抑制能力，也得出了同步調相機調節能力最優的結論；文獻［59］基于暫態過電壓的短路比增量指標，定量評估了同步調相機對暫態過電壓的作用效果；文獻［16］提出了一種根據暫態過電壓的大小確定調相機加裝容量的選取原則。

動態無功補償設備抑制暫態過電壓的作用明顯，還兼具調節穩態無功、改善電能質量等功能。但對于大容量送出系統而言，加裝成本高昂，且需要注意避免控制不當出現“反調”現象［34］。

3.5 暫態過電壓抑制策略設計研究展望

現有關于暫態過電壓抑制策略方面的研究大多基于單一設備和目標進行策略設計，通常停留在時域仿真和定性分析層面。暫態過電壓抑制策略制定的難點在于：要能夠從全局角度出發，設計系統化、實用化的多設備協同控制策略。建議從不同時間尺度、不同控制層級解析各設備間動態無功的交互作用，研究多樣化設備無功支撐行為對暫態過電壓的影響途徑和機理，分別梳理對系統穩定有益以及有反作用的控制策略，提煉關鍵可控環節和參數，研究其多樣化約束，量化評估各設備的無功動態支撐能力。進一步考慮不同時間尺度的協調、不同設備間的協調以及無功支撐能力的協調，統籌兼顧系統各環節的控制優勢和特性，揚長避短，綜合考量不同抑制策略的實現成本與優化效果，制定風電經特高壓直流送出系統的暫態過電壓多維協同抑制策略。

4 結論

針對大規模風電經特高壓直流送出系統的暫態過電壓問題，本文從系統仿真建模、暫態過電壓根源解析、抑制策略設計3 個方面進行了綜述與分析，得到現存的挑戰及可行的解決方案如下：

1）在系統建模方面，現有建模方法尤其是風電集群的等值建模方法過于理想化，建議根據不同類型電網設備在故障穿越全過程中的動態響應特性，結合過電壓問題分析對模型的精細化程度需求，建立能夠兼顧精度和計算量的系統電磁暫態模型；

2）在暫態過電壓根源解析方面，對不同故障場景的分析尚不夠全面，也缺乏對風電集群高／低電壓穿越特性的考慮，建議分析時應充分考慮不同類型故障場景下系統各環節尤其是風電集群的無功-電壓響應特性的時序過程及其對暫態過電壓的影響；

3）在暫態過電壓抑制策略方面，現有策略僅針對單一設備或目標進行設計，建議統籌兼顧系統各環節的控制優勢和特性，研究其多樣化約束和多維協同關系，揚長避短，制定系統化、實用化的風電經特高壓直流送出系統的暫態過電壓多維協同抑制策略。

附錄見本刊網絡版（http：//www.epae.cn）。