构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置，是实现2021年3月15日中央财经委员会第九次会议提出的“30·60”及“碳达峰、碳中和”目标的必由之路^[1]。

“十三五”期间，中国新能源发电装机年均增长率为32%，已在多个地区形成高比例新能源电力系统^[2]。据电网部门统计，青海新能源发电装机达到26.25 GW，占全省所有类型发电总装机的62.8%，新能源发电已成为青海第一大电源。而且，随着特高压交直流建设的发展，我国已初步形成远距离、大容量交直流并列运行，受端电网多直流集中馈入结构，电网“强直弱交”特性突出^[3-4]，交流系统与直流系统之间交互作用更加紧密与复杂^[5-6]。新的发展建设产生了新的技术难题，如高比例新能源地区转动惯量不足、特高压直流换相失败/闭锁等故障引发的大规模新能源近区暂态过电压及特高压直流受端动态无功支撑不足等问题，均对特高压系统输送能力及电网安全稳定运行带来了严峻的挑战^[7-8]，客观要求大规模有功输送必须匹配足够的动态无功补偿。

可在直流换流站及近区新能源场站配置静止无功补偿器(static var compensator，SVC)、静止同步无功补偿装置(static synchronous compensator，STATCOM)、静止无功发生器(static var generator，SVG)和调相机等动态无功补偿装置来解决电压稳定问题。新型的快速动态响应同步调相机(简称“调相机”)指标参数要明显高于传统同步机及电力电子补偿装置，动态特性良好，在电网故障情况下具备强大的瞬时无功支撑和近2倍额定功率的短时过载能力，而且调相机在提供短路电流的同时不参与有功平衡，还可为系统提供一定程度的转动惯量，是解决高比例新能源地区电压稳定问题的一种有效手段^[9-12]。自2015年底，国家电网公司已部署并投运了首批47台大容量集中式调相机和21台小容量分布式调相机，取得了良好的预期效果。

调相机在无功和电压支撑方面的作用主要有两点：一是在电网稳态时作为一个稳定可靠的无功源，为电网提供稳态无功支撑；二是在电网大扰动时，提供强大的瞬时无功支撑，使系统电压迅速恢复到规定范围内，有效降低直流系统发生换相失败的风险^[13-15]。调相机参与电网运行，可有效降低直流送端新能源近区暂态过电压水平及解决受端负荷中心区无功支撑不足问题，提高静态电压稳定裕度和暂态电压稳定水平，提升新能源送出能力^[13,16-17]。

调相机充分发挥自身的无功电压调节能力，须借助自动电压控制(automatic voltage control，AVC)系统和机组数据传输系统(data conditioning system，DCS)、励磁系统的协调配合，文献[18-21]分别在AVC控制分区选取、动态无功储备、动态无功补偿装置、多目标无功电压协调控制、子站控制策略等方面对调相机AVC系统进行了阐述。本文结合西北及青海电网实际特点，研究±400 kV柴拉直流青海侧柴达木换流站2×300 MV·A大容量集中式调相机参与电网AVC的综合协调控制策略，及在系统发生大扰动期间AVC系统和调相机的响应情况，最终论证本文AVC综合协调控制策略满足西北电网对集中式调相机参与无功电压控制的要求。

AVC是指通过自动控制程序，根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略，在控制区内自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现控制区合理的无功电压分布^[22]。

我国电网最主要的调度管理机构是网调、省调和地调，在各级调度中普及AVC系统，各级系统之间在控制目标、控制信息、控制操作上存在不协调统一的情况，导致控制系统之间发生冲突、过调及频频动作，致使控制质量明显下降。可构造特定的协调控制变量解决上、下级电网AVC协调控制问题，上级电网基于全局优化思想计算协调变量的最优解，下级电网闭环控制，并实时追随上级电网给出的协调变量+目标值，同时要兼顾本级电网的控制要求，最终实现上、下级电网AVC的协调控制^[23]。

按照上述思路，可以选用上、下级电网间的关口母线电压、关口无功的目标值作为协调控制变量。以新能源占比最高的西北电网为例，西北网调和青海省调AVC系统借鉴了“软分区”三级电压控制思路，其中：三级控制以网损最小为目标并兼顾全网安全性约束，按照全局无功电压优化和分层分区原则给出全网最优的无功电压目标值；二级区域控制追随三级控制下发的控制决策，对本区域进行电压闭环控制，并给出下级AVC的控制目标；一级系统安装在最底层的厂站内，执行来自二级控制下发的目标指令，最终实现无功和电压的优化调节。

西北电网中，省调AVC系统本身不控制750 kV电网，网省之间的协调变量采用750 kV变电站的330 kV侧母线电压和750 kV变电站主变中压侧关口无功。

网调AVC主要任务如下。1）三级电压控制：对网调管辖的所有750 kV网架及核心330 kV电网进行优化计算，得出750 kV网架无功最优分布，最终给出750 kV变电站的330 kV侧母线电压最优目标值以及750 kV变电站主变中压侧330 kV关口无功目标值，并将此协调控制变量下发到省调AVC。2）二级电压控制：分区控制西北电网内的750 kV网架，使被控对象尽可能逼近三级电压控制给出的最优目标值。

省调AVC主要任务如下。1）三级电压控制：对省调管辖的所有330 kV网架和本省范围内的750 kV网架进行优化计算，并将接收自网调AVC的750 kV协调变量值作为约束条件，按周期给出330 kV中枢母线电压最优目标值并确保与网调优化策略相匹配。2）二级电压控制：将省内330 kV中枢母线电压控制在省调三级电压控制给出的目标值附近，并考虑网调给出的750 kV主变中压侧330 kV关口无功协调值，关口无功控制在协调值的范围内。

在网调侧AVC的三级电压控制模型中，以网损最小为控制目标，最优潮流的具体模型如下：

满足如下约束：

式中：PLoss为系统总有功损耗，MW；Pij和Pji分别为连接节点i、j的支路(线路或主变绕组)首端和末端有功，MW；N_L为系统中的支路集合，包括线路和主变绕组；PGi和PDi分别为注入节点i的有功发电和负荷，MW；QGi和QDi分别为注入节点i的无功发电和负荷，MV·A；Vi和Vj分别为节点i、j的电压幅值，kV；θij为节点i、j的相角差，弧度；θ_s 为参考母线的相角，弧度；Gij和Bij分别为连接节点i、j的支路的电导和电纳，S；QGi、QGimax和QGimin分别为节点i上可注入无功的当前值、最大值和最小值，MV·A；Vi、Vimax和Vimin分别为节点i上电压的当前值、计划上限值和计划下限值，kV；N_B为系统中节点总数量；N_QG为系统中可调节无功注入节点数量。

式(1)—(3)为网调侧的无功优化最优潮流模型，其中，式(1)为无功优化的目标即网损最小，式(2)和式(3)为网调侧三级电压控制的约束条件，式(2)为等式约束即潮流方程约束，式(3)为不等式约束。考虑电网安全、电压限值、元件不过载等约束条件，按网损最小原则，采用交叉逼近算法进行求解^[23]。

对于省调侧AVC的三级电压控制，在基础的最优潮流模型式(1)—(3)基础上，补充了另一组约束条件Q‴(x)：

式中：Vp-330为750 kV主变中压母线电压值，kV；

V^p-330ref为网调AVC计算下发的750 kV主变中压侧母线电压优化目标值，MV·A；Vth为网省协调关口电压优化死区，kV；Qtr-750为750 kV主变中压绕组无功值，MV·A；Q^tr-750ref为网调AVC计算下发的750 kV主变中压侧无功优化目标值，MV·A；Qth为网省协调关口无功优化死区，MV·A。

在省调的无功优化计算中，引入约束条件Q‴(x)的目的是：省调计算的750 kV变电站330 kV侧母线电压Vp-330控制在±Vth(V^p-330ref为网调下发的协调变量目标值)，750 kV主变中压侧330 kV关口无功控制在±Qth(Q^tr-750ref为网调下发的协调变量目标值)，最终确保省调侧得到的330 kV的无功电压优化分布与网调所期望的750 kV无功电压优化分布相匹配，且保证750/330 kV主变无功合理流动。

网、省调AVC二级电压控制为面向分区的解耦控制，其控制模型如式(5)所示。

式中：a为增益系数；Vp为区域中枢母线电压量测值，kV；Vpref为区域中枢母线电压优化目标值，即通过最优潮流计算得到的电压值，kV；Cg为区域中各发电机无功调节对母线电压的灵敏度矩阵，kV/(MV·A)；ΔQg为区域内各发电机无功调节的决策值，MV·A；Θg为区域内各发电机无功出力均衡指标^[24]；Wp为中枢母线电压目标的权重，一般取1；Wq为发电机无功出力均衡目标的权重，一般取0.1。

对于省调AVC二级控制，根据其总体控制模式并考虑网省协调控制，分为二级控制的区域不包括上级750 kV变电站和二级控制的区域包括上级750 kV变电站2种情况。

如果二级控制区域不包括上级750 kV变电站，则采用协调二级电压控制(coordinated secondary voltage control，CSVC)的思想^[24]，使区域中枢母线电压控制在省调三级控制给出的目标值附近，其控制CSVC模型的目标函数与式(5)相同。

如果二级控制区域包含上级750 kV变电站，则需要构造不同的CSVC模型，可在控制目标中追加考虑关口无功偏差ΔQtr，以确保750 kV主变中压侧330 kV关口无功控制在网调下发的目标值附近。其控制目标函数如下：

式中：ΔQtr为750kV主变中压绕组的无功当前值与网调AVC下发的关口目标值之间的偏差量，MV·A；Wt为对关口无功目标的权重系数；Ct为区域内各发电机无功调节对关口无功的灵敏度矩阵，MV·A/(MV·A)。

AVC系统可根据调相机及其他无功补偿装置的不同性能特点，在不同时间尺度上实现不同的无功电压控制策略：暂态过程调相机的快速响应、过渡过程电压的协调控制、稳态过程无功的置换优化，可以构建多目标的无功电压协调控制系统，充分发挥新一代调相机的无功电压支撑作用^[13]。青海电网柴达木调相机接入AVC的总体模式如图1所示。

电网AVC主站、调相机AVC子站、调相机励磁系统、调相机装置本体在参与AVC控制过程中的功能和时间作用域如表1所示。

根据监控母线电压进行划分，调相机励磁系统、AVC子站和AVC主站之间进行协调控制，逻辑如图2所示。

图2中，当电网电压在正常范围(U₂,U₃)时，AVC主站发挥作用，通过定无功调节，一方面调相机可以参与稳态调压，满足正常情况下近区电压要求；另一方面通过无功置换满足调相机的动态无功储备要求。

当调相机子站检测到母线电压异常，即电压在(U₁,U₂)或(U₃,U₄)范围时，AVC子站进行自主响应，控制调相机端电压使电压进入正常范围。

故障情况下电压在(-∞,U₄)或(U₁,∞)时，励磁系统动作，并向调相机子站发送闭锁信息，避免调相机子站干扰励磁系统的动作。

根据西北电网和青海电网运行实际，图3中U₁、U₂、U₃、U₄取值可为330、346、356、363 kV附近，并且调相机处于稳态运行时无功范围在-50~50 MV·A内以留有足够的动态无功储备。

基于西北电网及青海电网实际，在已有的AVC体系结构基础上，对调相机所在区域电网建立二级电压控制区域，对调相机与区域内电容抗器等无功设备进行协调控制，其网调侧AVC总体控制流程如图3所示。

从图3可看出，对配置调相机的新能源汇集区电网，二级电压控制主要考虑消除母线电压越限、满足动态无功储备和母线电压优化3个层面的控制目标。

柴达木换流站330 kV母线正常运行电压区间为346~356 kV。正常闭环运行方式，西北网调AVC主站与青海省调AVC主站、柴达木调相机AVC子站协调控制，通过网省协调实现海西地区无功电压优化。

电网稳态时调相机稳定运行且发无功范围-50~50 MV·A。电网发生较大扰动后，引起母线电压越限，通过调整后会进入新的稳态，电压也重新进入规定范围内，但此时的调相机无功可能由于之前响应电压调节而处于规定范围(-50~50 MV·A)之外，此时就需要进行无功置换将调相机无功调整到规定范围内，以保留足够的动态无功储备。

在换流站层面，调相机与站内电容抗器进行协调控制，以确保调相机与电容抗器共同作用，将母线电压控制在规定范围内，并在调相机稳态出力不再满足要求时，通过与站内电容抗器的无功置换，将调相机无功恢复到正常范围内。调相机与换流站无功设备的协调控制策略如图4所示。

AVC子站采用4种控制模式，模式之间切换无扰，励磁控制模式优先级最高，AVC远方控制模式最低，子站各系统之间配合关系如图5所示^[4]。

AVC远方控制模式，下分为AVC主站控制模式和电压协调控制系统控制模式；AVC子站就地控制模式，下分为AVC子站就地手动控制模式和AVC子站就地自动模式；调相机DCS控制模式，AVC子站属于跟踪状态，AVC子站的无功指令跟踪DCS的指令；励磁控制模式，调相机DCS属于跟踪状态，DCS的无功指令跟踪实发无功反馈。

根据以上基本思路，形成柴达木调相机AVC子站主要控制逻辑如图6所示。当柴达木换流站330 kV母线电压稳定运行在346~356 kV，柴达木调相机AVC子站闭环运行时接收西北网调AVC主站发送的无功调节指令，并对调相机单机无功在-50~50 MV·A范围内进行调整。

当柴达木换流站330 kV母线电压运行在330~346 kV或356~363 kV，切除西北网调AVC主站指令，采用调相机AVC子站就地自动控制模式，以额定350 kV为目标值，通过PI电压环控制，自动计算无功指令，单机无功范围-50~50 MV·A。若人为切到就地手动模式，则单机无功范围是-180~360 MV·A。

当柴达木换流站330 kV母线电压小于330 kV或大于363 kV时，切除励磁无功外环，直接切至励磁控制模式，励磁系统强励动作。

强励动作消失后且电压恢复至330~363 kV时，延时2 s，DCS自动投入励磁无功外环，无功指令为当前实发无功反馈；然后，DCS自动切换为调相机AVC子站就地手动控制模式。当单机无功已至-50~50 MV·A以内，然后切为调相机AVC子站就地自动控制模式，AVC子站的指令为实发无功反馈。当单机无功运行在-50~50 MV·A以外，柴达木换流站运行人员向西北网调申请，在满足柴达木换流站330 kV母线电压运行在346~356 kV，逐步手动将单机无功调整至-50~50 MV·A以内，然后切为调相机AVC子站就地自动控制模式，AVC子站的指令为实发无功反馈，期间西北网调AVC主站与青海省调AVC主站通过网省协调自动控制实现海西地区无功电压优化和无功置换。

若强励动作后系统电压调整至346~356 kV且单机无功调整至-50~50 MV·A以内，调相机AVC子站才可自动投入至AVC远方控制模式。强励动作恢复过程中，AVC子站就地自动模式的PI电压环不起作用。

2021年4月23日16时19分及16时27分，青南站#3、#4、#2调相机升压变差动保护动作，调变组保护A、B保护启动并发出跳闸信号，3台调相机停机，事故原因是750 kV套管B相发生雨闪。事故导致青海电网电压大幅波动，柴达木调相机及AVC系统按照预定逻辑完美地应对了事故引起的电压跌落，并最终成功恢复到主站控制模式平稳运行。下面以16时19分事故为例进行说明。

当时，柴达木换流站调相机AVC系统正在进行连续运行试验，16时19分，发生了AVC系统异常退出事件，期间系统330 kV电压发生异常跌落，达到了AVC模式切换及退出条件，AVC系统按预定逻辑退出运行，在系统电压恢复到预定区间以内后，AVC系统及DCS系统按预定逻辑逐步切换，最终使AVC系统控制模式恢复为“主站控制模式”，整个事件过程中，AVC系统的动作过程正确，调整过程中的调相机励磁系统动作情况如图7所示，AVC子站动作情况如图8所示。

以#2机组励磁A套为例，16时19分7秒486 毫秒(基准时间)“调节模式变化”动作(电压、功率发生扰动或正常控制方式进行切换时，发出该信号)，35 ms系统电压低至308.3 kV，“复合控制动态失效”动作(判据是“复控切除的系统电压上限、下限”)，50 ms后#2机组励磁电流输出达到2 989.9 A(额定励磁电流2 694.2 A)，超过1.1倍额定励磁电流，“强励电流输出”动作，#2机组无功输出最大达到258.6 MV·A。70 ms“强励电流输出”复归，但系统电压为311.6 kV，仍低于“复控投入的系统电压下限”330 kV，110 ms“强励电流输出”再次动作，至140 ms后，系统电压恢复至352.9 kV，“强励电流输出”复归，此时#2机组无功已降至85.3 MV·A，随后逐步降低并于350 ms时降至0无功。125 ms时，系统电压恢复到330 kV以上，“复合控制动态失效”信号在系统电压恢复至330 kV后延时2 000 ms于2.125 s复归，DCS自动投入励磁无功外环，无功指令为当前实发无功反馈。然后，DCS自动切换为调相机AVC子站就地手动控制模式。因此时单机无功已至-50~50 MV·A以内，则自动切为调相机AVC子站就地自动电压控制模式，AVC子站的指令为实发无功反馈。此时，强励动作后系统电压已调整至346~356 kV且单机无功已调整至-50~50 MV·A以内，调相机AVC子站收到主站合格平调指令后便自动投入至AVC主站控制模式，AVC控制模式得以全面恢复。上述过程表明，柴达木调相机及AVC系统在系统电压突破限值后及励磁系统强励恢复过程中的动作过程正确，运行控制准确可靠，为电网无功和电压稳定提供了良好的支撑。

通过对西北电网高比例新能源地区集中式调相机AVC综合协调控制策略的研究，得到以下结论：

1）AVC系统可按照“软分区”思想构造三级电压控制模式，三级控制可根据网损最小和无功分层分区原则计算得出全网无功电压最优目标值；二级控制跟随三级控制下发的协调变量目标值，考虑区域无功资源具体情况，对本区域进行电压闭环控制；一级控制执行来自二级区域控制的目标指令，最终实现无功电压的优化调节。

2）网省之间可通过协调变量(750 kV变电站330 kV侧母线电压和750 kV变电站主变中压侧关口无功)进行协调控制，以网调下发的协调变量目标值为约束条件，基于最优潮流模型进行优化计算，形成综合协调控制策略。

3）以实际案例展示了电网故障引起电压大幅波动后，柴达木调相机与网调和省调AVC系统协调配合，提供强无功支撑恢复系统电压，进入新的稳态后调相机与直流近区发电机或电容抗器进行无功置换恢复动态无功储备，并最终恢复调相机AVC正常控制状态。

4）目前柴达木调相机与其他无功补偿设备之间的无功置换策略为半自动，可在后续加以升级，实现全自动无功置换。