基于灵敏度的呼辽交直流混合输电系统电压稳定性分析

2013-03-25何柳，叶鹏，张开

东北电力技术 2013年1期

何柳，叶鹏，张开

(1．沈阳工业大学电气工程学院，辽宁沈阳 110870;2．沈阳供电公司铁西分公司，辽宁沈阳 110021)

随着高压直流输电使用的推广，交直流混合系统电压稳定性问题引起重视。当交流系统较弱时，换流站交流电压对无功的波动较敏感，直流换相失败和闭锁的可能性大为增加;另一方面，在直流系统的某些控制方式下，换流器吸收的无功功率将随着换相电压的降低而增大，并有可能进一步导致交流系统的电压崩溃。因而与直流端相连的交流端电压稳定性问题日益突出［1－2］。

在国内，越来越多的直流工程投入运行，呼辽直流就是近期投运的东北第一个用于交直流混合输电的直流系统。然而，呼辽直流系统送端系统薄弱，在电力大量外送的情况下，安全稳定性问题比较突出。一些文献对呼辽直流系统的运行特性和控制策略进行了研究分析，涉及呼辽直流输电系统的暂态稳定控制策略、频率控制、无功补偿策略等问题［3－5］。但是有关呼辽直流输电系统电压稳定性问题的分析工作还有待进一步研究。

研究电压稳定性的基本工程化方法是灵敏度分析法和最大功率法，这些方法在现有电力系统和实际工程项目中得到了广泛的应用。文献［6］应用电压灵敏度指标度对天津电网进行算例分析，查找电网电压薄弱区域并给出相应解决措施。此外一些研究人员把上述方法推广到交直流混合输电系统的电压稳定性问题的分析上来［7－8］。文献［9］采用灵敏度分析方法研究稳态条件下直流系统控制方式对交直流系统电压稳定性的作用和影响:即当直流系统采用不同的控制方式时，控制参数小扰动对直流系统输送有功功率和无功功率的影响因子;文献［10］研究直流系统输送的有功功率和无功功率对交直流系统各节点电压幅值的影响因子;从而求得控制参数交直流系统各节点电压幅值的影响。

本文结合呼辽直流输电系统，基于灵敏度分析的方法研究了该系统的电压静态稳定性问题。首先，推导交直流混合输电系统的灵敏度计算方法，利用灵敏度分析法求得不同输电方式、不同故障以及不同直流控制方式下的交直流混合输电系统的电压静态稳定灵敏度指标。结合上述电压静态稳定的灵敏度指标，研究呼辽交直流混合输电系统的运行控制方式和提高电压稳定性的措施，为呼辽交直流混合输电系统的安全稳定运行提供技术参考。

1 呼辽交直流混合输电系统

中国东北电力系统网络主要由4个省级电网组成:辽宁、吉林、黑龙江和内蒙古东部。这些网络已与500 kV输电线路连接。辽宁电网与华北电网通过额定容量为1 500 MW背靠背高压直流输电线路连接。图1为呼辽直流和交流并行传输系统框架图。

图1 呼辽交直流混合输电系统

辽宁直流输电工程，直流输电容量为3 000 MW，直流额定电压为±500 kV，直流输电距离约为908 km，导线采用ACSR－720X4。伊敏换流站直流部分采用双极配置，每极采用1个12脉动阀组接线，每极额定容量为1 500 MW。换流变压器采用单相双绕组换流变，单台容量为3×297.6 MVA，交流侧额定电压为525 kV、直流侧额定电压为210 kV。伊敏换流站配置3大组共11个小组的无功补偿设备，每小组容量为122.6 Mvar，总容量1 348.6 Mvar;配置1组容量为240 MVA的降压变压器，变比为525/35 kV，35 kV母线上接有站用变线路和4组低压电抗器。

呼辽直流的基本控制策略包括定电流控制和定功率控制。由主控站给出电流或功率定值，极控系统自动协调整流和逆变站，维持电流或功率在定值附近。常规方式下整流侧控制维持直流电流，逆变侧维持直流电压;当整流侧失去维持电流能力时，整流侧进入最小触发角控制，逆变侧维持直流电流。与快速控制相配合的换流变抽头的慢速控制策略为:正常工况下，整流侧换流变抽头控制维持在α±2.5°范围内，逆变侧抽头控制直流电压在±2.25%范围内。

2 灵敏度分析方法

灵敏度分析是电力系统电压静态稳定分析的基本方法。通过节点电压对输送功率和其它相关参数灵敏度的计算，可以定性分析电压的静态稳定性和稳定程度。在交直流混合输电系统稳态分析中，直流输送功率可以等值为负荷，同时直流功率又是系统运行状态和直流控制参数的函数，因此，可以采用解耦方法对交直流混合输电系统的电压灵敏度进行计算。

2.1 节点电压对传输功率的灵敏度

为了研究AC/DC系统输送功率对交流系统的电压幅值和相角的灵敏度问题，首先设输送功率为控制变量uac，uac可以表示为

设AC输电系统电压幅值和相角为状态变量表示为xac，该状态变量包括换流站交流母线，则交直流输电系统潮流方程可以写为

式中:Jf表示AC/DC混合输电系统潮流计算时的雅可比矩阵，由潮流计算结果直接获得。由此可得节点电压对传输功率的灵敏度矩阵。

2.2 DC系统控制方式对系统电压稳定性的影响

式中:P(xac)、Q(xac)表示根据电压计算得到的节点注入有功功率和无功功率;则控制变量uac对状态变量xac的灵敏度矩阵如下:

由于直流输电系统通过换流变压器与换流站交流母线相连，直流输电系统控制方式和控制参数的变化会影响到交流系统母线电压的变化，特别是换流站母线电压。直流输电系统根据不同的控制方式，需要选择不同的控制变量和状态变量 (见表1)，上标set表示此参数是控制设定参数。

表1 控制变量和状态变量的选择

将换流器传输的有功功率和交流侧吸收的无功功率作为系统函数如式4所示:

换流器采用不同的控制方式时得到的功率表达式不同，表2列出了不同控制方式下换流器传输的有功功率和交流侧吸收的无功功率表达式，其中:

忽略换相重叠角k引起的误差，直接取k=1。

表2 整流器采用不同控制方式的功率表达式

计算系统函数fdc和约束方程hdc对控制变量和状态变量的偏导数，即可得到直流侧有功和无功功率对换流变压器变比、连接母线交流侧电压幅值和控制设定参数 (用下标K表示)的灵敏度矩阵:

约束方程为直流输电系统整流器特征方程［11］:

将以上交直流系统分别计算的两个灵敏度对应部分相乘，得到综合灵敏度:

式 (8)反映了直流输电系统控制变量的变化引起交直流之间连接母线注入功率的变化，进而对交流系统母线电压的影响。

3 计算分析

本文利用灵敏度分析法对呼辽地区送端交直流混合输电系统进行研究计算。其系统等效简化模型如图2所示。

图2 呼辽交直流混合系统等效简化模型

利用本文灵敏度方法，对呼辽交直流混合输电系统的电压稳定性做出了初步计算分析，求取送端主要节点电压幅值对直流和交流2个输电通道传输有功和无功的灵敏度。

3.1 不同运行方式下电压灵敏度计算与分析

计算中采用3种不同运行方式。

方式1:采用大方式运行，直流送端10台机组全开，直流输送3 000 MW，伊冯线输送2 100 MW。

方式2:采用小方式运行，直流送端开6台机，直流输送3 000 MW，伊冯线输送300 MW。

方式3:采用小方式运行，直线送端开6台机，直流输送1 100 MW，伊冯线输送2 100 MW。

潮流及灵敏度计算结果见表3～表5。

Pa、Qa表示伊冯交流线传输的有功和无功;Pd、Qd表示呼辽直流输送的有功和吸收的无功。

a．从潮流大方式 (方式1)和小方式 (方式2、3)的灵敏度对比中可见大方式下的灵敏度值明显偏大，说明在大方式下系统的电压静态稳定性问题更加突出。

b．在方式2下电力主要由直流通道输出，交流通道输出较少;而方式3相反，电力主要由交流通道输送，直流只输送了110万kW。表4和表5中，对比方式2和方式3运行方式下的灵敏度，可见在方式2下，伊敏换流和伊敏三期这2个节点的

表3 不同运行方式系统中节点电压的对比

表4 电压对交流输送功率的灵敏度对比

表5 电压对直流功率的灵敏度对比

电压灵敏度值较大，冯屯的电压灵敏度较小;方式3下伊敏换流、伊敏三期和冯屯的电压灵敏度都较大;方式3下伊敏换流和伊敏三期灵敏度比方式2下相应的灵敏度略大，冯屯的电压灵敏度明显增大。这表明改变直流通道和交流通道的潮流分布对电压稳定性有较大的影响，在本文所研究系统中，交流输电作为主要输送方式时比直流输电的静态电压稳定性更差。

3.2 不同故障下电压灵敏度计算与分析

故障1:呼伦能源—海北500单线故障;故障2:伊敏三期—伊敏换流单线故障;故障3:伊冯线单线故障。潮流及灵敏度计算结果见表6～表8。

a．故障1后，呼伦能源至海北500单线运行输送负担加重，但是几个重要母线电压只是略有上升，由表7、表8可见灵敏度变化不明显，因此海北变附近的单线故障系统电压稳定性较好。

b．故障2后，由表6可知除呼伦能源母线电压及临近的海北和巴彦拓海2个节点略有下降外，其它母线有所上升，从表7、表8可知伊敏换流站交流母线电压灵敏度变成负值，必须在事故后采取有效措施，使得该节点电压恢复到稳定区间。

c．故障3后伊敏到冯屯的交流通道只依靠一条线路超负荷运行，如表6所示全网各枢纽点电压都有大幅度降低。由表7可见，伊敏三期以及冯屯电压灵敏度出现负值，说明故障后伊冯交流线存在电压稳定性问题。另外，表8中伊敏换流站交流母线电压灵敏度明显增大，换流站500 kV交流母线电压急剧下降，导致直流功率无法正常送出。需要采取措施才能使系统恢复正常运行。

表6 故障前后系统中节点电压的对比

表7 电压对交流功率的灵敏度对比

表8 电压对直流功率的灵敏度对比

3.3 直流输电系统灵敏度计算

本文整流侧采用3种控制方式进行分析 (定电流控制、定功率控制、定熄弧角控制)，求得直流输电系统灵敏度SPQ－K如表9所示。

表9 不同控制方式下的功率灵敏度

表中X表示的是控制设定值。(CC控制方式下X为电流设定值，CP控制方式下X为功率设定值，CIA控制方式下X为角度设定值。)

表9的第1、2列说明换流器采用定电流控制或定功率控制时，该换流器对应的换流变压器变比和交流侧电压幅值的波动只影响本换流站吸收的无功功率。第3列说明，整流器采用CIA控制方式时，增大熄弧角θ(减小cosθset)会增大整流器和逆变器交流侧吸收的无功功率。

表10为在不同控制方式下各控制变量对电压的影响。

表10 不同控制方式下电压灵敏度

a．由表10可见在定电流与定功率控制方式下，换流变压器变比增大都会导致整流器交流侧电压幅值下降，而在定角度控制方式下，变压器变比增大导致整流器交流侧电压幅值增大。

b．由上述数据可知，呼辽直流换流站交流母线电压与直流控制参数有关，其中最为灵敏的是触发角。最大触发角是换流站无功功率控制的主要限制因素，如果换流站消耗的无功大为增加，送端换流站1 400 Mvar补偿时，换流站交流母线电压将大为下降，对系统稳定运行不利。所以整流器采用定电流控制，也需配备换流变压器抽头控制，使整流器的触发角尽可能小。