基于VSC-HVDC 并网装置转为SSSC 的仿真

刘家军，王小康

（西安理工大学水利水电学院，西安710048）

电压源换流器型直流输电VSC-HVDC（voltage source converter based HVDC）是一种以电压源换流器和脉宽调制等技术为基础的新一代直流输电技术。自1997年ABB 在瑞典Hellsion 建立的第一个工业试验工程开始，VSC-HVDC 相关技术发展迅速，传输容量和电压等级也逐步提升。近些年，并网技术和柔性交流输电技术FACTS（flexible AC transmission systems）得到了大量的研究和应用。静止同步串联补偿器SSSC（static synchronous series compensator）作为FACTS 的重要装置之一，具有响应速度快、控制精度高、动态性能好等优越性[1]。SSSC 是最近发展的、具有广泛应用前景的一种可控串联补偿技术，可以对线路进行阻抗补偿，调节线路传输功率，提高电力系统运行的稳定性。

目前国内外对于SSSC 的研究热点主要是其模型搭建及控制策略。文献[2]采用内外环相结合的方法，利用神经控制策略实现SSSC 的控制，使得潮流调节更加迅速可靠，同时具有很强的自适应性；文献[3]对SSSC 的输出电压和电流在dq 轴上进行解耦，从而使所搭建的模型有更好的动态特性；文献[4]提出了采用SPWM 技术的SSSC 控制方法，控制回路设计中通过对正弦参考波相角偏移量的控制使直流电容电压保持恒定。大量的文献将研究重点放在SSSC 的建模及提高其控制器的精确度上，而忽略了并网系统在并网结束后闲置的VSC 装置可以通过倒闸转换实现SSSC 功能，同时在SSSC 运用于故障场合的研究也比较少。

本文依据VSC-HVDC 用于电网同期并列的原理及方法，研究了在并网结束后将闲置的背靠背换流器通过相应的倒闸操作与相应控制策略实现静止同步串联补偿器SSSC 功能。在PSCAD/EMTDC 仿真软件中搭建了并网系统模型，在并网结束后通过倒闸实现闲置的VSC 装置向SSSC 功能的转化，如果在并网完成之后线路上出现故障，通过一系列开关动作实现在不同的时间将SSSC从系统移除，并比较了在不同时间移除SSSC，系统发生波动的情况。

1 并网模型及其向SSSC 的转化

基于VSC-HVDC 的并网装置采用的是背靠背电压源型换流器，即在直流换流方式中不含直流输电线路，将整流站和逆变站建设在一起的一种特殊形式。文献[5]以背靠背电压源型换流器为基础，设计了一种可用于电网间同期并列的基于功率传递的并网系统，即用背靠背电压源型换流器进行功率传递使得两侧电网满足并列条件，来进行电网间同期并列的操作。其中，通过背靠背换流器传递有功功率和无功功率来减小频率差和电压差，当频率差和电压差满足条件后，捕捉滑差过零点寻找满足相角的条件，即可实现并列操作。其结构如图1 所示。

图1 基于电压源换流器的同期并网结构Fig.1 Structure of synchronization paralleling system based on VSC

图中，VSC1、VSC2为换流器，都采用具有相同结构的电压源型换流器；QF、QF1、QF2为断路器，M、N 为两侧的母线；L 为联络线；C 为直流电容，T1、T2为换流变压器。并网过程中，QF 断开，QF1与QF2闭合，当两侧满足并网条件时，断开QF1与QF2，同时闭合QF，即实现了并网操作。

并网系统在并网成功后，从电网中退出，整个并网装置将不再运行，这将是一种极大的资源浪费。而且从长时间运行来看，并网的时间短暂，可以认为并网装置大部分时间处于闲置状态，因此本文提出了并网成功后，将并网系统转化为SSSC，来进行线路阻抗补偿、潮流控制等，优化电网运行，增大电力系统可控性，同时，极大地提高装置的利用率，实现资源优化配置。并网系统转化为SSSC 的结构如图2 所示，与图1 相比，在直流电容与左侧换流器VSC1之间增加了QF3和QF4；在VSC2一侧的变压器T2两端增加了断路器QF5；QF6则保证了并网结束后两端系统的正常运行；增加了一个串联变压器T3；以及断路器QF7、QF8、QF9以控制串联变压器的接入与退出。

图2 并网系统转化为SSSC 的结构Fig.2 Structure of synchronization paralleling system converted into SSSC

两侧电网没有联网时，所有的断路器均处于断开状态。当装置用来进行电网间同期并列时，断路器QF1、QF3、QF4、QF5、QF2、QF6处于闭合状态，其余的断路器处于断开状态，此时进行功率传递，待两侧系统的电压、频率、电压初相角均满足并网条件时，即可将QF1、QF3、QF4、QF5、QF2断开，同时闭合QF，实现并网。此时只有QF、QF6处于闭合状态。

在并网成功后，可操作断路器的开合使其转化为SSSC。具体操作为：并网结束后，即只有QF、QF6合闸，此时断开QF6，同时合并QF7、QF8、QF9，也就是说此时QF、QF7、QF8、QF9处于闭合状态，其余断路器全部断开。即可使直流电容、VSC2、串联变压器T3接入电网，而VSC1、VSC1侧变压器T1以及VSC2侧的变压器T2处于断开状态，即实现了并网装置向SSSC 模式的转化。

2 SSSC 的原理及数学模型

SSSC 相当于一个串联连接的同步电压源，通过对电子器件的控制，使其输电线路注入一个超前或滞后线电流90°的电压，也就是在线路上增加了一个额外的电压，而且这个电压的幅值和相位是可调的，通过改变这个电压的幅值和相角就可以改变系统的潮流分布[6-9]，而在静止同步串联补偿器的控制方式与模型建立方面，文献[10-12]给出了详细的方法，在此就不作赘述。

由于SSSC 是串联型FACTS 原件，通过一个耦合变压器接入系统，其等值电路如图3 所示。

图3 SSSC 的等值电路Fig.3 Equivalent circuit of SSSC

图3中：U1和U2为两端电压，L、R 分别为线路的等效电感和电阻，Cdc直流侧电容，Us为SSSC输出电压。若只考虑基波分量，则可将SSSC 等值电路等效分为两部分：交流侧和直流侧，如图3（a）和图3（b）所示。图中I 为线路电流，i 为线路电流的瞬时值，idc和iR分别为电容电流和电阻电流的瞬时值，Rdc为逆变器损耗。对图3 中交流侧应用KVL 和电路原理可得

即：

式中：ia、ib、ic分别为I 的三相电流值；U1a、U1b、U1c，U2a、U2b、U2c，Usa、Usb、Usc分别为U1、U2、Us的三相电压值。为了使SSSC 具有最佳动态特性，必须对其进行dq 解耦，即

其中T（θ）是将abc 三相静止坐标系转换为dq 两相同步旋转坐标系的变换矩阵，具体形式为

将式（1）与式（3）代入式（2），得

SSSC 的直流侧由电阻、电容和电压源组成，这两侧的瞬时功率可表示为

由Pac=Pdc得

由式（4）和式（7）可得

式中：id和iq为电流在dq 坐标下的值；U1d、U1q、Us，d和U2d、U2q、Us，q分别为U1、U2、Us在dq 坐标下的值。由此得到了dq 坐标下的SSSC 数学模型。

3 仿真实验

3.1 由并网装置转为SSSC 的仿真

加入SSSC 的并网模型如图4 所示。

图4 含SSSC 的并网模型Fig.4 Grid Model with SSSC

水轮机HG1与HG2模拟两侧的待并列电力系统、背靠背换流器以及两侧的变压器与两系统之间的连接线路并联，两系统之间通过并网系统进行功率传递，待达到并网条件时即可并网，并网成功后退出运行。先通过增加直流电容左侧的断路器以及图4 中右侧的串联变压器，再通过附加断路器的操作，即相当于将右侧的逆变器通过串联变压器接入系统之中，就成为一个静止串联无功补偿器。

两侧的系统容量为120 Mvar，电压为121 kV，传输电阻为1 Ω，电感为19.1 mH，传输线路等效电阻为0.001 Ω，传输线路等效电感为0.5 mH，直流侧滤波电容为10 000 μF，耦合变压器变比为6∶8，采用Y/△接线方式。

本文的控制策略使用电流内环电压外环，在这个控制方案中，电流环采用PI 调节器，其比例环节可以增加逆变器的阻尼系数，能够使整个系统稳定工作，并且具有很强的鲁棒性；PI 调节器的积分环可以使得电流环稳态误差减小。电压环也采用PI 调节器，其作用是使得输出电压的波形能够瞬时跟踪给定值，动态响应速度快，静态误差很小。本文模型使用空间矢量脉宽调制SVPWM（space vector pulse width modulation），与正弦脉宽调制SPWM（sinusoidal pulse width modulation）控制相比，SVPWM 算法的主要优点有：能提高直流电压利用率；在每一次PWM 波变化时，只有一个开关管动作，大大减少了开关次数；输出波形谐波含量小[13]。

倒闸过程中的仿真波形如图5 所示。由图5 可以看出，在此仿真中，两侧系统从40 s 开始进行并网操作，并网成功后，进行开关操作转化为SSSC。图5（a）、（b）显示的是两侧待并列系统进行功率传递并网的过程以及并网后转化为SSSC 的过程中两侧的有功功率和无功功率的变化，可以看出功率传递时两侧系统的变化情况以及最后系统稳定运行时的有功功率和无功功率；图5（c）显示的是在这整个过程中两侧系统频率的变化，图5（d）则显示的是两侧系统的频率差变化情况，可以看出两侧的频率差逐渐减小，在并网过程中有所波动，最后还是趋于一致，转化为SSSC 后频率略有波动最后趋于一致；图5（e）显示的是在此过程中两侧系统相角差的变化，在并网后，两侧的相角差基本为0。

图5 并网系统转换为SSSC 对系统影响的仿真Fig.5 Simulation of synchronization paralleling system converted into SSSC

通过以上的仿真，可以看出并网系统在并网成功后，两侧系统的电气量基本趋于一致，相当于在此时接入SSSC，对系统的影响和冲击并不明显。仿真表明并网系统在并网成功后转化为SSSC 的方法是可行的。

3.2 故障时的仿真

基于图4 的模型，利用PSCAD/EMTDC 软件进行仿真。并网结束后，系统在155 s 时系统发生一个长达0.5 s 的单相接地短路，通过一系列开关动作，在不同时间将SSSC 从系统移除，比较故障对系统稳定性的影响。

在并网结束后，系统正常运行，在155 s 时发生一个长达0.5 s 的单相接地短路，在故障发生之后，通过控制开关的通断，分别在0 s、0.1 s、0.5 s 时从系统移除SSSC，仿真结果如图6 所示。

图6 系统发生故障时SSSC 在不同时间移除系统的仿真结果Fig.6 Simulation results of system at different time removing SSSC from system when a fault occurs

由图6 可见，系统并网后两侧的有功功率、无功功率和频差都处于稳定值，S1侧：Q = 53.83 Mvar，P = 53.52 MV；S2侧：Q = 51.79 Mvar，P =72.57 MV，频差为0。当系统发生一个长达0.5 s 的单相接地短路时，若在故障发生后立刻将SSSC 从系统移除，S1侧的无功功率升到111.93 Mvar，有功功率升至81.54 MV，S2侧无功功率升至109.86 Mvar，有功功率升至98.49 MV；若在0.1 s 将SSSC从系统移除，S1侧的无功功率增至59.87 Mvar，有功功率升至71.73 MV，S2侧无功功率升至57.92 Mvar，有功功率升至91.60 MV；若SSSC 不从系统移除，S1侧的无功功率增至55.90 Mvar，有功功率升至62.17 MV，S2侧无功功率升至54.13 Mvar，有功功率升至82.00 MV。

在系统发生故障时，若SSSC 能在系统中运行，则能有效地抑制功率波动，使系统避免遭受因故障产生的巨大冲击，从而保证系统的稳定性和安全性。

4 结语

本文基于VSC-HVDC 的并网装置，通过在PSCAD/EMTDC 软件中搭建模型，验证了将闲置的电压源换流器通过相应的倒闸操作与控制策略实现SSSC 功能的方法可行性；转化成功后在系统中加入一个持续0.5 s 的单相接地故障，通过控制开关的通断，在不同时间将SSSC 从系统中移除，比较了系统发生波动的情况，分析了SSSC 在系统发生单相接地故障时发挥的作用，表明其能有效地抑制功率震荡，因此在故障时应尽量保证其在系统中运行。

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