0 引言

柔性直流输电技术以电压源换流器、自关断器件和脉宽调制技术为基础，具有有功和无功功率可独立控制、运行控制方式灵活多变、无换相失败风险、无需无功补偿，以及可向无源网络供电、换流站间无需通信、易于构成多端直流系统及占地面积较少等优势，可应用于相同或不同额定频率交流系统的互联、可再生能源接入、城市负荷中心供电、偏远地区或孤岛供电等领域^[1]。

近年来，内蒙古电网500 kV系统与华北电网联络出口一直保持4回线，内蒙古电网与华北电网的动态稳定问题长期存在，并成为限制内蒙古电网内部断面输送能力的主要因素^[2-3]。为了解决上述问题，内蒙古电力（集团）有限责任公司提出利用柔性直流背靠背换流站将内蒙古电网与华北电网进行异步联网的设想。本文利用PSCAD仿真软件对内蒙古电网与华北电网之间的柔性直流背靠背换流站和交流联络线进行详细建模，通过仿真对背靠背换流站的适应性和直流背靠背联网后的系统特性进行初步分析，为日后工程设计与实施提供技术参考。

1 工程概况

内蒙古电网外送通道包括4回500 kV交流线路，即北通道Ⅰ、Ⅱ线和南通道Ⅰ、Ⅱ线，北通道两侧500 kV站分别为内蒙古电网的汗海站和华北电网的沽源站，南通道两侧的500 kV站分别为内蒙古电网的丰泉站和华北电网的万全站。设想的柔性直流背靠背换流站分别破口接入南、北外送通道的内蒙古侧，柔性直流背靠背联网后的电网结构如图 1所示。

2 系统模型搭建 2.1 交流系统建模

在外送通道两侧交流系统的PSCAD建模中，遵循近区电网详细建模、远端等值的处理方式^[4-5]。内蒙古电网中选择武川、察右中、白音高勒、旗下营、盛乐、永圣域、汗海、庆云、丰泉、丰镇电厂的500 kV母线作为等值节点，华北电网中选择沽源、万全、岱海电厂、太平、顺义的500 kV母线作为等值节点。外送通道500 kV线路采用Bergeron线路模型进行详细模拟，线路参数见表 1。其他500 kV母线之间的线路采用PI型集中参数线路模型进行模拟，等值节点用戴维南电源模型模拟。

以PSD-BPA2018年冬季大负荷方式为基础，北通道送出1800 MW，南通道送出2500 MW，利用PSD-SCCP软件进行基于潮流结果的多点网络等值，将等值参数填入PSCAD模型中，其潮流和短路电流水平与PSD-BPA计算结果保持一致。

2.2 背靠背换流站建模 2.2.1 直流主回路建模

南、北通道交流线路输电能力接近，因此南、北通道换流站采用相同的设计参数。背靠背换流站中共有4个MMC型换流器，构成±350 kV双极直流系统，双极额定功率为3000 MW，额定电流为4.3 kA，直流侧滤波电感为0.012 H。每个换流器交流侧有1台1650 MVA换流变压器，MMC型换流器主要参数见表 2。

2.2.2 直流控制系统建模

MMC型换流器使用传统VSC常用的矢量控制方法进行控制。矢量控制包含内环电流控制和外环控制，内环电流控制通过调节换流器的输出电压，使dq轴电流快速跟踪其参考值；外环控制可以根据有功和无功功率以及直流电压等参考值，计算内环电流控制的dq轴电流参考值^[6]。整流侧和逆变侧采用相同的控制参数，外环控制和内环电流控制参数见表 3、表 4。

基于上述矢量控制可以使柔性直流换流站实现有功类和无功类两大类控制。有功类控制的主要功能是通过换流站直接控制注入交流系统的有功功率或者间接调节与有功功率相关的物理量，包括定直流电压控制、定有功功率控制、定频率控制等。无功类控制主要功能是通过换流站直接控制注入交流系统的无功功率或者间接调节与无功功率相关的物理量，包括定无功功率控制、定交流电压控制等^[7-9]。

2.3 交直流混联系统建模

在PSCAD中将直流换流站模型与交流系统模型组合，构成交直流混联系统模型。

3 阶跃响应仿真

以南通道换流站为研究对象，进行阶跃响应仿真。以下各阶跃响应仿真中，正、负极控制指令同时变化，正、负极完全对称运行。交流系统测量模块功率方向以指向换流器为正，直流系统测量模块功率方向以指向逆变侧为正。

3.1 有功功率阶跃响应

换流站整流侧采用直流电压控制和无功功率控制，逆变侧采用有功功率控制和无功功率控制。由于正、负极控制指令同时变化，正、负极完全对称运行，因此只对正极仿真曲线进行分析。

换流站逆变侧正极换流器交流有功功率初始参考值为0、0.5 s时有功参考值下阶跃至-1250 MW，阶跃量0.83（p.u.），0.8 s时有功参考值上阶跃至-500 MW，阶跃量0.5（p.u.）。仿真曲线见图 2和图 3。

换流站整流侧采用直流电压控制和无功功率控制，逆变侧采用有功功率控制和无功功率控制。由于正负极控制指令同时变化，正负极完全对称运行，因此只对正极仿真曲线进行分析。

从图 2有功功率阶跃响应仿真曲线看出，交流侧有功功率指令由0阶跃至-1250 MW后，120 ms内交流有功功率达到参考值，但交流侧有功、无功功率以及直流侧电压和功率均出现振荡情况并逐渐放大；有功功率指令阶跃至-500 MW后，各测量参数振荡幅值有所减小并等幅振荡，振荡频率约为46 Hz。

从图 3仿真曲线看出，I_dref、I_qref跟随外环参考值P_ref、Q_ref变化，只有振荡发散到一定程度时I_dref才开始振荡。但内环电流I_d和I_q却始终在参考值附近振荡，振荡规律与一次系统相同。

从内环控制器电流曲线初步判断，功率振荡有可能是内环PI调节器时间常数配置不当造成的，以下分别将逆变侧换流器内环PI调节器时间常数T_i设置为0.01 s，0.02 s和0.03 s再次进行上述仿真。由于仿真中直流侧和交流侧表现出相同的振荡规律，所以只对直流有功功率（P_DC）曲线进行分析比较，如图 4所示。

从图 4仿真曲线看出，随着内环PI调节器时间常数的增大，振荡幅值逐渐减小，但是振荡规律没有改变，正极直流功率为1250 MW时，振荡呈发散趋势，正极直流功率为500 MW时，振荡呈缓慢衰减趋势，振荡频率约48 Hz。可见，虽然调节内环PI时间常数可以减小振荡幅值，但直流功率在超过1250 MW后依然会振荡发散。另外，为了保证内外环控制器的配合，内环PI时间常数不宜大于外环PI时间常数（0.033 s），因此，调节内环PI时间常数不能消除振荡。

根据文献[10]，交流线路串补易引起交直流系统次同步振荡，考虑到本模型中外送通道也装有串补，如果功率振荡真的与串补有关，那么删除串补后振荡现象应该消失。为验证此推断，将系统模型中外送通道四回交流线路中的串补全部去除，逆变侧控制器内环PI参数恢复为表 4的设置，再次进行上述有功功率阶跃仿真，仿真波形见图 5。

从图 5所示仿真曲线看出，系统在有功功率阶跃过程中及进入稳态后均没有发生功率振荡，由此可得出结论：本模型中柔性直流系统与受端交流系统之间的次同步振荡是由外送通道交流线路串补引起的，振荡频率约为48 Hz。

根据文献[11]，柔性直流换流器在运行时会呈现容性阻抗或负电阻，与其他设备形成振荡电路、引起发散电流，遂成为柔性直流系统中产生振荡现象的主要原因之一。目前，抑制柔性直流系统振荡的控制方法有优化控制器参数、附加滤波装置和附加阻尼控制器等。

本文对内蒙古电网通过柔性直流换流站与华北电网联网后的系统特性进行初步探索，暂不对振荡抑制措施进行研究。为了消除系统功率振荡，以下各种阶跃响应仿真均在去除外送通道串补的模型中进行。

3.2 其他阶跃响应

换流站整流侧采用直流电压控制和无功功率控制，逆变侧采用有功功率控制和无功功率控制。分别对逆变侧换流器控制的无功功率和整流侧换流器控制的直流电压进行阶跃响应仿真。

无功功率阶跃仿真时序为：无功功率初始参考值为-100 Mvar，0.5 s时参考值下阶跃至-250 Mvar，阶跃量0.1（p.u.），0.8 s时参考值上阶跃至-50 Mvar，阶跃量0.13（p.u.）。仿真曲线见图 6。

直流电压阶跃仿真时序为：直流电压初始参考值为350 kV，0.5 s时参考值上阶跃至360 kV，阶跃量0.028（p.u.），0.8 s时参考值下阶跃至340 kV，阶跃量0.057（p.u.）。整流侧和逆变侧直流电压仿真曲线见图 7。

将逆变侧换流器控制方式调整为有功功率控制和交流电压控制，对逆变侧交流电压进行阶跃响应仿真，其时序为：交流电压初始参考值为520 kV，0.5 s时有功参考值上阶跃至530 kV，阶跃量0.019（p.u.），0.8 s时参考值下阶跃至510 kV，阶跃量0.038（p.u.）。仿真曲线见图 8。

从各仿真曲线看出，去除外送通道串补后，柔性直流换流站可以在各种阶跃方式下迅速响应参考值的变化，直流电压阶跃响应时间可快至50 ms以内，其他阶跃响应时间均为100 ms左右。阶跃响应结束后系统恢复稳定运行，不会发生次同步振荡。

4 结论

通过PSCAD仿真初步分析了内蒙古电网通过柔性直流背靠背换流站与华北电网联网后的系统特性，得出以下结论：

（1）内蒙古电网外送通道中的串补有可能引起柔性直流系统与受端交流系统之间的次同步振荡，振荡频率约为48 Hz；

（2）去除外送通道串补后，柔性直流换流站可以在各种阶跃方式下迅速响应参考值的变化，阶跃响应结束后系统恢复稳定运行，不会发生次同步振荡。

需要特别指出的是，虽然外送通道的串补是引起次同步振荡的主要因素，但退出串补并不是应对次同步振荡的唯一措施。串补退出运行后，柔性直流换流站与华北电网的电气距离将有所增加，不利于系统稳定；是否会对柔性直流换流器在交流系统发生故障情况下的故障过渡能力造成影响还未可知，需要在后续工作中进一步研究。