卓谷颖，黄晓明，楼伯良， 华 文，叶 琳

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力公司，杭州 310027）

直流建模对静态电压稳定分析的影响

卓谷颖1，黄晓明1，楼伯良1， 华 文1，叶 琳2

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力公司，杭州 310027）

介绍了逆变站的模型及其控制方式，分析特高压直流受端系统静态电压稳定过程中，站内换流变分接头调节范围对换流器消耗无功功率的影响，以及站内无功补偿对受端系统静态电压稳定能力的影响。结合2016年华东电网规划数据，通过PSS/E仿真计算，分析了宁绍特高压直流输电对绍兴换流站交流母线静态电压稳定的影响，并验证了建立逆变站详细模型对电压稳定分析的重要性。

特高压直流；逆变站；无功补偿；换流变分接头；静态电压稳定

0 引言

电力系统正朝着大电网大机组、特高压远距离、交直流并联输电的方向发展。在远距离大容量输电和大区联网方面，高压直流输电得到了广泛应用。而换流站在正常工作过程往往需要消耗大量的无功功率，整流站所需的无功功率约为直流功率的30%～50%，逆变站为40%～60%，因此站内需要配置大量的无功补偿装置[1-5]。

为了获得直流受电系统的受电极限以及静态电压稳定能力，并对系统电压稳定控制策略、低电压减负荷方案、无功补偿配置以及各种安全稳定措施提出相应的要求，需要对受端系统进行静态电压稳定分析。

目前已有不少涉及直流模型的静态电压稳定研究，文献[6]介绍了国内外有关单馈入和多馈入直流系统电压稳定性的研究现状；文献[7]侧重分析了直流控制方式对受端电网动态电压稳定性影响；文献[8]侧重分析了不同直流系统控制方式与受端电网静态电压稳定性的关系；文献[9-11]在交直流简单模型下侧重提出了交直流并联系统相关指标；文献[12]侧重评估不同直流落点对系统稳定性的影响。在进行交直流系统的静态电压稳定分析时，一般都把直流受电系统作为负荷模型处理，没有考虑换流站的无功特性，而本文则侧重分析逆变站详细模型，包括换流变分接头调节范围、逆变器模型、以及站内无功补偿装置数量对受端系统静态电压稳定能力的影响。

浙江电网作为华东电网典型的受端电网，外受电比例高，目前主要通过淮沪特高压以及宾金特高压直流受入大量电力，同时，落点于浙江绍兴的宁绍直流将于2016年计划投产。

因此，基于华东电网2016年规划数据，充分考虑了逆变站模型（包括逆变器和站内无功补偿装置的模型及其控制方式），并对宁绍特高压直流对换流站交流母线静态电压稳定的影响进行仿真，分析了换流变分接头调节范围对换流器消耗无功功率的影响，以及换流站详细建模对电压稳定分析的重要性。

1 逆变站的模型

1.1 逆变器模型及其控制方式

交直流系统的示意如图1所示。图中：Us1和Us2分别表示整流站与逆变站的网侧线电压有效值；U1c和U2c分别表示整流站与逆变站换流变压器阀侧空载线电压有效值；T1和T2分别表示整流站与逆变站换流变压器的变比；Xr1和Xr2分别表示整流站和逆变站每相的换相电抗；Ud1和Ud2分别表示整流站和逆变站极对地直流电压；Idc表示直流电流；Rd表示直流回路电阻。

图1 交直流系统

当整流侧采用定功率控制，逆变侧采用定关断角控制方式时，直流系统的模型可表示为：

式中：N1，N2分别为整流站和逆变站每极中的换流器数量；α为整流器的触发角；γ为逆变器的关断角；Pd1为整流侧直流功率的设定值。

逆变站换流变的模型可表示为：

式（4）的k2是一个在一定范围内可变的变量，即当交流系统电压US2变化在分接头可调范围内时，换流变可自动改变分接头位置来维持U2不变，当其超出可调范围，k2则不再改变，而U2也将随着US2变化而变化。

逆变站的功率因数cosφ2可表示为：

逆变器吸收的无功功率Qd2为：

在静态电压稳定计算过程中，随着计算负荷增加，换流站交流母线电压Us2逐渐降低，当Us2在换流变分接头可调范围内时，k2根据分接头自动调节而使得U2不变，根据式（1）—（3），若U2不变，则 Ud2和 Id均不变，根据式（5）和（6），则和Qd2也将维持不变。

当Us2低于可调范围极限时，分接头不再自动调节则k2不变，根据式（4）则U2下降，又根据式（2）则Ud2下降，在Idc不变的情况下（直流电流属于控制变量，其大小取决于整流侧控制器的直流电流设定值 Idc_ref），根据式（3）则 Ud1下降；在定直流功率控制作用下，根据公式（1）则使得直流控制器中的Idc_ref变大，于是 Idc升高，根据式（5）—（6），在U2变小和Idc变大的同时，逆变器的功率因数将有所降低，此时换流器需要从交流系统吸收更多的无功功率。

由上述分析可知，若交流电压U2变化在换流变分接头可调范围内时，逆变器消耗的无功功率基本保持不变；若U2低于分接头可调范围下限时，逆变器消耗的无功功率则会迅速增加，进而又将影响母线电压，因此在静态电压稳定计算过程中需对换流变分接头调节范围进行准确建模。

此外，逆变站的控制方式除了定关断角控制，还有定电压Ud2控制，而Ud2是先后通过改变和换流变分接头进行控制[1-3]，在达到极限时，定电压Ud2控制方式便转换为定关断角控制方式。整流站的控制方式除了定功率控制，还有定电流控制，若采用该控制方式，当U2低于换流变分接头可调范围下限时，根据式（5）和（6），逆变站吸收的无功功率也增大。因此，不论在哪种直流控制方式下，当交流电压低于分接头可调范围下限时，逆变站消耗的无功功率均增大。

1.2 无功补偿装置模型及其控制方式

目前大多数换流站的无功补偿装置为可投切滤波器组/电容器组。现代直流无功控制系统全部集成在直流控制系统中，通过投切滤波器/电容器来控制换流器与交流系统之间的无功交换量和交流母线电压，并进行交流滤波[13-15]。换流站内的无功控制通常配置了5个优先级的控制方式，从最高优先级起依次为：

（1）绝对最小滤波器组控制，该控制方式是为了保证换流站具备最基本的滤波条件，若该条件不满足时，则会导致换流站控制器降直流功率，甚至跳闸。

（2）最高/最低电压限制，在系统运行过程中将交流母线电压限制在规定范围内。

（3）无功交换限制，使系统运行过程中，换流站与交流系统的无功交换功率限制在规定范围内。

（4）最小滤波器组控制，按照直流输送的功率、投入的极数和电压水平来确定最佳滤波器投入的数目和类型，但不会直接控制切除滤波器。

（5）无功/电压控制（两者选其一）。无功控制是为了将换流站与交流系统的无功交换控制在较小的合理范围内。电压控制是将换流站交流母线电压控制在较小的合理范围内。目前大多数换流站均选择无功控制。

在静态电压稳定分析过程中，若直流输送功率较小，由于此时站内将剩余的电容器组较多，在无功控制的作用下投入电容器组，则使得站内交流母线电压维持相对稳定而呈现较强的刚性，从而增强受端系统的静态电压稳定能力；若直流功率较高，由于此时站内剩余的电容器组较少，使站内交流母线电压得不到足够的无功支撑，又因为随着电压下降，已投的电容器组无功输出减少，而且换流器消耗无功功率增大，换流站从交流系统吸收大量的无功功率，从而导致交流系统的电压进一步恶化，进而削弱受端系统的静态电压稳定能力。因此，在分析直流溃入系统的静态电压稳定时，需要考虑站内无功补偿装置的模型及其控制方式。

2 静态电压稳定分析方法

根据《国家电网安全稳定计算技术规范》，可按照保持恒定初始功率因数的方法按比例增加负荷，求解静态电压稳定极限，从而估计当前运行点的电压稳定裕度。静态电压稳定极限是指负荷缓慢增加导致母线电压下降，达到电力系统所承受负荷增加能力的临界值[12-15]。

本文则采用负荷增量法求取静态电压稳定功率极限，即不断增加被研究区域的负荷以及区外的发电机出力，随着负荷的增加，系统的运行方式逐渐恶化，电压不断降低，直到达到电压崩溃点。

静态电压稳定功率裕度的定义为：

式中：Pmax为静态电压稳定极限；P0为初始运行点的功率值。

由式（7）可得，Kp相当于在静态电压稳定极限时的负荷增长率。

在研究宁绍特高压直流对换流站交流母线静态电压稳定的影响时，不断增加浙江电网负荷和省外的机组出力，此时电网交流电压不断下降，得出电压失稳的临界点，最终获得换流站交流母线静态电压稳定裕度。

3 算例分析

3.1 基础数据和计算工具

以浙江电网2016年夏季高峰作为研究背景，届时将有宾金以及宁绍2回特高压直流落点于浙江电网，宾金直流落点于特高压金华换流站，宁绍直流落点于特高压绍兴换流站（简称绍兴站）。绍兴站配置了16组交流滤波器，配置容量为9× 310+7×290 Mvar。

以PSS/E软件为计算工具，宾金和宁绍直流均采用PSS/E中的直流模型，分别计算宁绍直流输送功率为8 000 MW和4 000 MW情况下的静稳裕度。参考宾金实际工程，计算中2回直流线路的整流侧均采用定功率控制，逆变侧采用定关断角控制。站内的无功补偿装置采用可投切电容电抗器模型，各控制参数如表1所示。

3.2 静稳分析过程中逆变器消耗的无功功率

由上分析可得，在分析逆变器吸收的无功功率时需要对换流变分接头的调节范围准确建模，尤其是调节范围的下限，即换流变最小标幺变比。根据工程初设参数，绍兴站中换流变网侧额定电压为510 kV，阀侧额定电压为162 kV，分接头位于网侧，分接头调节范围为471～635 kV（0.90～ 1.21 pu），此时换流变最小标幺变比k2_min=（471/ 162）/（525/162）=0.90。

以输送功率8 000 MW为例，绍兴站逆变器消耗的无功功率Qd2与站内交流母线电压U2和换流变最小标幺变比k2_min的关系如图2所示。

表1 绍兴站的控制参数

图2 不同工况下逆变器消耗的无功功率Qd2

如图2中曲线①所示，当交流电压U2在换流变可调范围时，逆变器消耗的无功功率Qd2基本维持不变，而造成其波动的原因则是因为换流变的分接头是分级调节而非连续调节；当U2低于换流变可调范围下限，即U2＜0.90 pu时，逆变器消耗的无功功率Qd2急剧增加。

若将换流变的可调范围的下限值改为510 kV时，此时k2_min=510/525=0.97，如图2中曲线②所示，则逆变器消耗的无功功率Qd2在U2＜0.97 pu时便开始增加，而且比k2_min=0.90时消耗的无功功率更多。

3.3 直流模型对受端系统静态电压稳定的影响

在静态电压稳定分析前，不同直流功率下的运行工况如表2所示，此时站内交直流无功交换量均能控制在216 Mvar内。浙江电网负荷增长率ΔP_ZJ%变化时绍兴站交流母线电压U2变化曲线见图3。

当宁绍直流输送功率为8 000 MW时，随着负荷不断增长，若绍兴站逆变站采用恒负荷模型，绍兴站交流电压变化如图3中的①线所示，此时静态电压稳定裕度为22.0%；若绍兴站逆变站采用逆变器和无功补偿装置模型，绍兴站交流电压变化则如图3中的②线所示，此时静态电压稳定裕度为20.1%，图中在电压第一次跌至最小电压限制值0.93 pu/490 kV时，站内投入了仅剩的1组无功补偿装置，从而使得电压瞬间抬升。

表2 不同直流功率下的绍兴站运行工况

图3 直流功率为8 000 MW时，不同控制方式下静态电压的变化

由图3可得，当直流功率为8 000 MW，站内剩余的无功补偿装置只有1组时，特高压直流的馈入会减弱静态电压稳定能力，原因主要有：

（1）逆变器本身消耗较大的无功功率，当电压低于0.91 pu时，其消耗的无功功率也越来越大。

（2）站内剩余的无功补偿装置较少，而且已投入的无功装置的补偿容量随电压下降而急剧减少（补偿无功和电压平方成正比），因而削弱了对受端系统电压的支撑作用。

当直流功率为 4 000 MW，随负荷增加率ΔP_ZJ%变化时，绍兴站交流母线U2变化曲线见图4。在保证初始状态且联络线上功率不变的前提下，当宁绍直流输送功率降为4 000 MW，省内发电机出力增大4 000 MW时，随着负荷不断增大，若绍兴站逆变站采用恒负荷模型，绍兴站交流电压变化情况则如图4中的①线所示，此时静态电压稳定裕度为21.6%；若绍兴站逆变站采用逆变器和无功补偿装置模型，绍兴站交流电压变化情况则如图4中的②线所示，此时静态电压稳定裕度为24.3%，图中在电压每跌至最小电压限制值0.93 pu时，站内便投入1组无功补偿装置，使得电压瞬间抬升，直到站内没有剩余的无功补偿装置时，随着负荷继续增大，电压稳定功率达到了极限。

图4 直流功率4 000 MW时，不同控制方式下静态电压的变化

由图4可得，当直流功率为4 000 MW，站内剩余的无功补偿装置较多时，特高压直流的馈入会增强静态电压稳定能力。虽然逆变器本身消耗较大的无功功率，且无功装置的补偿容量随电压下降而急剧减少，但是由于站内剩余较多的无功补偿装置，因而增强了对受端系统电压的支撑能力。

4 结论

（1）将直流建模和换流站无功策略以及换流变分接头控制应用于静态电压稳态分析后，分析结果更为合理。

（2）逆变站内换流器消耗的无功功率以及无功补偿装置对受端系统的静态电压稳定分析结果有一定的影响，而且站内换流变分接头调节范围对换流器消耗的无功功率也有一定影响，因此在分析过程中需要对逆变站详细建模。

当换流站交流母线电压变化范围在换流变分接头可调范围内时，逆变器消耗的无功功率基本维持不变；当交流电压电压持续下降使得换流变分接头被调整至极限时，逆变器消耗的无功功率将会增加，而且当换流变分接头可调范围越小，换流器消耗的无功功率则越多。

（3）换流站内剩余电容器组数对直流受端系统的静态电压稳定有一定影响。

当直流输送功率较高时，由于逆变站剩余的电容器较少，而且已投入电容器组无功输出随电压成平方倍减少，同时换流器消耗的无功功率也增大，此时特高压直流则会削弱受端系统的静态电压稳定能力；当直流输送功率较低时，由于逆变站的剩余滤波器较多，在换流站无功控制策略的作用下，电容器组的逐步投入提高了电压支撑作用，从而增强了受端系统的静态电压稳定能力。

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（本文编辑：杨 勇）

Impacts of UHVDC Transmission System Modeling on the Static Voltage Stabilization Analysis

ZHUO Guying1，HUANG Xiaoming1，LOU Boliang1，HUA Wen1，YE Lin2
（1.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Company，Hangzhou 310027，China）

The paper introduces the model and control mode of an inverter station and analyzes the impact of converter transformer tap adjusting range on the reactive power of converter during static transmission voltage stabilization of UHVDC power receiver system，as well as the impact of reactive power compensation on the static voltage stabilization capability of power receiver system.Based on the planning data of East China power grid in 2016，the impact of Ningbo-shaoxing UHVDC transmission system on the static AC bus voltage stabilization of Shaoxing converter station is analyzed by PSSE simulation;besides,the importance of building a detailed inverter station model to voltage stabilization analysis is verified.

UHVDC；inverter station；reactive power compensation；converter transformer tap；static voltage stabilization

TM712.1+1

B

1007-1881（2016）06-0006-05

2016-03-08

卓谷颖（1988），女，硕士研究生，研究方向为交直流电力系统分析计算。