两类逆变侧控制策略对系统电压与直流主回路设计影响

黄 勇

（国家电网公司，北京 100032）

电网换相型LCC（line commutated converter）的高压直流HVDC（high voltage direct current）输电在远距离大容量输电和联网方面具有显著优势，在我国电力系统中起到重要作用[1-3]。针对LCC的HVDC系统通常采用的控制策略有两类：①在稳态工况下，整流侧定直流功率、逆变侧定关断角的控制策略；②在稳态工况下，整流侧定直流功率、逆变侧定直流电压的控制策略[4]。两种控制策略的区别主要在于逆变侧的控制方式，目前国内已投运的直流工程中，向上、锦苏、哈郑、宾金等直流工程采用逆变侧定关断角控制策略，天广、贵广、云广、糯扎渡等直流工程采用逆变侧定电压控制策略[5]。

逆变侧选择不同的控制方式将会在一定程度上影响外界发生扰动时直流系统的电压调节特性[6-7]，同时也将决定直流主回路设计、无功补偿配置方案以及设备绝缘水平，从而影响整体的直流成套设计方案[8-10]。以往分别针对这两种控制策略的直流系统所进行的理论研究与工程设计均有先例[11-14]，但缺乏基于同一直流工程的系统条件对两种控制策略进行综合比较的研究文献，未能就系统暂稳态电压恢复特性以及直流成套设计的相关参数指标进行量化的分析与对比。基于该背景，本文依托国内某实际特高压直流工程系统条件参数，首先对两种逆变侧控制策略的控制原理逻辑结构与电压调节特性进行了理论研究与计算对比，然后基于实时数字仿真RTDS（real-time digital simulation）系统搭建了直流工程模型，模拟实际运行工况对两种策略在外界扰动下的电压恢复响应特性进行了仿真验证，最后从直流成套设计角度进一步分析了采用两种不同控制策略所引起的系统与设备参数差别，综合评估了对整体设计方案的影响。

1 两种直流系统电压控制策略

1.1 定电压控制策略

定电压控制策略指HVDC系统稳态运行时逆变侧处于定直流电压控制方式，通过调节逆变侧换流变压器分接头和关断角γ，共同作用控制直流电压。在稳态工况下直流系统运行在额定关断角γN附近，当关断角γ在 γN±2°（或 γN±2.5°）范围内时，只通过关断角γ的变化就可保证直流电压恒定，分接头不做调节。逆变侧定电压控制策略的控制系统内部逻辑如图1所示。

图1 逆变侧定电压控制系统内部逻辑Fig.1 Internal logic of constant-voltage-control system on inverter-side

图1中αord为最终输出的触发角指令值，γinv为逆变侧关断角，Idc为直流电流，Udc为直流电压，Uref为直流电压指令值，Tv为电压测量时间常数，Iref为直流电流指令值，Ic为电流误差校正，Tp为比例增益时间常数，Umax、Umin为直流电压最大、最小值限幅，γmin为关断角最小限制值。通常将γmin设置在16°左右，当关断角小于γmin时，定关断角逻辑将起作用，控制关断角不再进一步减小。当关断角在额定稳态运行范围内时，定电压逻辑发挥作用，通过角度变化使直流电压维持在额定值。Tp的取值与直流电压的动态恢复时间相关，Tp取值越大，扰动或故障后直流电压的恢复过程越慢。

1.2 定关断角控制策略

定关断角控制策略指HVDC系统稳态运行时逆变侧处于定关断角控制方式，在稳态工况下，逆变侧关断角γ维持恒定，通过调节逆变站换流变分接档位，控制直流电压实际值与额定值的偏差在规定范围内，相当于逆变站电压控制的死区。同时，整流站控制直流电流随直流电压而改变，使得直流功率维持恒定。例如，当直流电压Udc下降0.625%时，直流电流将升高0.625%以维持功率不变。定关断角控制系统内部如图2所示。

图2 逆变侧定关断角控制系统内部逻辑Fig.2 Internal logic of constant-extinction-angle-control system on inverter-side

图2中Ilim为最小直流电流限制值，Udio_ref为直流空载电压参考值，dx_ref为换流变短路阻抗参考值，G1、G2为各控制环节比例增益，T1、T2为各控制环节时间常数，Kp为定电流比例增益，Km为换相失败预测增益，Ts为定电流积分时间常数，Amax、Amin分别为触发角最大、最小限制值，γref为关断角的额定参考值，目前已投运直流工程通常设置在17°左右。定关断角的控制逻辑主要可分为电流控制器、电压控制器、关断角控制器3部分，3个控制器之间通过限幅的方式协调配合。关断角控制器的输出作为电压调节器的最大值限幅，电压调节器的输出在逆变运行时作为电流调节器的最大限幅值（在整流运行时作为最小限幅值）。3个控制器之间依次限幅的配合方式使得在直流运行状态或外部系统条件变化时，触发角指令值的变化是平滑的。

2 电压调节特性对比研究

针对逆变侧定电压与定关断角两种控制策略，基于电力系统分析计算软件PSD-BPA，计算校核了两种控制策略在电压调节特性方面的差异。

电压波动校核基于某直流工程受端电网规划水平年丰大方式网架，直流系统为满功率运行，针对受端500 kV换流母线，模拟用于无功补偿的滤波器小组投切工况，校核其所引起的电压波动。对于定关断角策略的直流系统，稳定程序中采用定关断角直流控制系统模型；对于定电压策略的直流系统，稳定程序中定电压直流控制系统模型。为便于统一比较，对两种控制策略的仿真均以180 Mvar，并一致选择额定关断角为17°，受端500 kV换流站投入一组无功小组直流系统状态量变化曲线如下图3所示。

从图3曲线中可以看出，对于采用定关断角控制策略的系统，由于稳态运行时逆变侧关断角维持在恒定关断角为17°运行，故换流站的无功消耗仅仅取决于当前系统电压；对于采用定直流电压控制策略的系统，当换流站投入无功小组时，为保证直流电压恒定，控制系统提升γ角，从而增大了逆变站的无功消耗，保证换流站无功交换平衡，维持电压稳定。同理在切除无功小组时，控制系统将减小γ角以降低逆变站的无功消耗。

根据无功投切的仿真结果可以得出结论，定电压控制策略通过让γ角的稳定运行点在一个区间范围内浮动，能够一定程度上降低换流母线电压因外部扰动所引起的电压波动。控制器通过调节逆变侧γ角到一个新的稳定运行角度，解决换流站的无功缺额或无功过剩，使直流系统在一个新的稳态运行点达到无功平衡。

表1为受端500 kV换流站无功小组投切电压波动校核数据，可以看出，由于定电压控制器的作用，当换流母线投切无功补偿装置时，相比定关断角控制，定电压控制策略下直流极线与交流母线的电压波动都相对更小，电压调节特性更优。

图3 受端500 kV换流站投入无功小组直流系统状态量变化曲线Fig.3 Curves of DC system state of 500 kV inverter station at the receiving end when switching on a small reactive power group

表1 受端500 kV换流站无功小组投切电压波动校核数据Tab.1 Verification data of voltage fluctuation in 500 kV inverter station at the receiving end when switching a small reactive power group

3 RTDS仿真验证

为进一步比较定电压与定关断角策略在系统扰动时的电压波动情况，依托RTDS进行仿真实验验证。根据实际直流工程与近区网架参数，搭建了交直流混联RTDS模型，模型原理结构如图4所示。

图4 直流系统RTDS仿真模型原理结构Fig.4 Schematic of DC system simulation model based on RTDS

在仿真模型基础上进一步校核验证更大的系统扰动导致换流站无功支撑能力大幅变化时，两种控制策略对应的电压恢复特性。以系统无功瞬时缺额为例，对应的直流电压、直流电流、交流电压、关断角的仿真曲线如图5所示。

根据RTDS仿真结果可以看出，从换流母线电压的跌落程度来看，定电压控制策略的母线电压跌落约11 kV，降幅为2.1%，此时关断角从稳态19.8°降低至约17°运行，由此减小了直流系统的无功消耗。定关断角控制策略的母线电压跌落约16 kV，降幅为3.0%，此时关断角在暂态过程后重新恢复至17°运行，直流电压降低，直流电流增大。

综合PSD-BPA与RTDS的仿真研究结果可以得出结论，定电压控制策略通过在一定范围内放开稳态的γ角运行点，在换流站投切滤波器组或其他系统扰动条件下，能通过主动改变角度来弥补一部分无功交换差额，最终达到了维持交流系统电压与直流电压相对稳定的效果。

图5 RTDS仿真受端系统无功瞬时缺额直流系统参数仿真曲线Fig.5 Simulation curves of DC system parameters with instant lack of reactive power for the receiving system based on RTDS

4 两种策略对直流成套设计影响

基于稳态电压恢复特性效果的比较，定电压控制策略较优于定关断角控制策略，然而选择采用何种控制策略除了影响系统电压波动以外，也将会对整个直流工程的设计方案与最终的设备参数产生影响，故应当在开展直流系统成套设计之前应首先予以明确。

根据综合比较，两种控制策略对直流系统成套设计的影响主要体现在无功分组功率与直流空载电压。

1）无功分组功率Qcon

根据主回路相关计算公式，直流6脉动换流器整流器所消耗的无功功率为12脉动换流器的1/2，其消耗的无功功率可以表示为

式中：Qcon为换流器消耗的无功功率；Idc_N为直流额定电流；Udio_N为额定直流空载电压；Udio为实际直流空载电压；Uvac为换流变压器阀侧交流线电压；dx为换流变短路阻抗；μ、α分别为换相角、触发角（对于逆变器的计算，应把α换为关断角γ）。

以本文依托的某实际直流工程为例，该工程双极额定输送功率10 000 MW，额定直流电压±800 kV。在常规功率传输方向和双极全压运行方式下，当直流系统输送额定功率时，计及无功消耗量计算中可能的设备制造公差及系统测量误差等因素，求得换流站无功消耗最大值。在逆变侧采取定电压与定关断角两种控制策略下各直流变量与对应的最大无功消耗如表2所示。

表2 两类控制策略下逆变站参数Tab.2 Parameters of inverter station under two control strategies

由于在定电压控制策略下，逆变侧关断角有一个上下浮动的角度区间（通常为±2°），原则上应保证最小运行关断角不超过定关断角控制策略的角度值（通常为17°），本工程定电压控制所选择的逆变侧额定关断角为19.5°。由表2可以看出，对于该直流工程，在同样输送满功率的条件下，采用定电压控制策略的直流系统相比定关断角控制策略将多消耗无功功率约170 Mvar，这势必将要求换流站配置更大容量的无功补偿设备；在分组数已定的基础上尽管可通过增大单组装置的补偿容量来实现，但对交流断路器容性开断电流能力的要求也将随之提升，增大了设备制造难度与制造成本。

2）直流空载电压Udio

直流空载电压是直流系统成套设计的一个重要参数指标，决定了换流变压器、换流阀等设备的绝缘水平及设备容量。通常先根据直流系统额定参数计算出额定直流空载电压Udio_N，以此为基础，引入换流变阻抗偏差、分接头档位调节死区、测量误差等因素，计算出用于确定设备绝缘水平的最大直流空载电压。逆变侧额定与实际直流空载电压的计算公式为

式中：Rdc为直流线路电阻；UT为换流阀前向压降；dr为换流变压器阻抗阻性分量。式（4）中各变量取额定值以计算额定直流空载电压Udio_N，在此基础上，通过式（5）可计算实际运行中可能出现的最大直流空载电压。

在定关断角控制策略下Udc、Idc需要考虑1档的分接头档位调节死区，γ在γN的基础上仅需考虑1°测量误差；在定电压控制策略下Udc、Idc不必考虑分接头档位调节死区，但γ需要在稳态运行范围的最大角度γmax基础上考虑1°测量误差。同样针对该工程，基于这两种控制策略的计算原理所确定的直流空载电压参数如表3所示。

根据表3中数据可以看出，逆变站在定电压控制策略下的直流空载电压各项参数取值显著超过定关断角控制策略。究其原因，一方面由于为保证在稳态运行区间内γ角不会越过定关断角控制的最小角度限值，定电压控制策略下逆变侧选取的额定关断角γN角度值通常更大，从而导致额定Udio_N相对更大；另一方面由于计算用于设备选型的最大直流空载电压时需要涵盖运行区间的最大角度γmax，导致最大直流空载电压水平进一步提升，使得最终选取的设计值相比定关断角控制提升了6 kV，已接近整流站设备的绝缘水平。

表3 直流换流站两类控制策略下直流空载电压参数Tab.3 DC no-load voltage parameters of DC converter station under two control strategies

6 结语

本文针对直流系统逆变侧两种主要控制策略（定电压与定关断角）开展了相关研究，分析了两种控制策略的作用机理，仿真校核了系统发生扰动时换流母线电压与直流系统的电压、电流、关断角等状态量变化，并进一步比较了采用两种控制策略对直流成套设计方案带来的影响。研究结论表明两种方案各自有其优缺点，定电压控制策略在直流系统的稳态电压恢复特性方面具有一定优势，通过角度的变化能抵消一部分因外部系统扰动所引起的电压波动；但相比于定关断角控制，直流系统需要平衡的无功总量进一步增加，同时直流空载电压水平也进一步提升，对换流变压器、换流阀等设备的绝缘水平提出了更高的要求，这些因素都需要在工程设计的初期阶段予以考虑。两种控制策略的选择并无定量的参照标准。通常来说，若直流系统受端接入弱交流系统，直流本身运行方式的变化容易导致交流系统电压明显波动的情况下，比较适合采用逆变侧定电压控制策略；若受端系统较强，而直流主设备能力或交流场占地布置受到一定制约的情况下，优先推荐采用逆变侧定关断角控制策略。