文献标识码： A
DOI：10.16157/j.issn.0258-7998.2018.S1.048
0 引言
特高压直流输电（Ultra-High Voltage Direct Current, UHVDC）系统可以提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，以及实现远距离的电力系统互联，建成联合电力系统，提供紧急功率支援从而提高电网稳定性，在我国得到了越来越广泛的应用。与此同时，特高压直流输电也带来了一些问题，例如换相失败引起输送功率中断威胁系统安全稳定[1-3]、引起系统潮流转移和重新分布、低次谐波[4]、次同步振荡等。因此UHVDC系统故障的动态恢复特性是重要的研究问题。实际运行经验表明，UHVDC换流站所在交流电网的强弱程度及UHVDC的控制保护特性对UHVDC故障恢复特性有显著影响[5-6]。
常规高压直流输电换流站无论是整流站还是逆变站，换流器都需要从系统吸收无功，消耗的无功不仅取决于其输送的有功功率，还与直流系统的控制方式和运行方式有关。对系统而言，换流站无功的过剩或者不足都会导致交流系统电压的上下波动。直流系统稳态运行时无功功率平衡由换流器的运行状态和交流侧的无功补偿决定。若交流系统较弱，直流输送功率的调整变化、换流站滤波器组的投切等都会导致较大的电压波动，影响直流系统的安全稳定运行[7]。UHVDC系统故障时无功不平衡直接影响换流器的正常换相[8]，而换流母线上的无功补偿装置提供的无功会通过交流系统影响直流系统的故障恢复[9]。
随着我国交直流混合电网“强直弱交”特征的逐渐显现，现有无功补偿设备存在补偿能力有限及运行不灵活等缺点，因此需要更多的动态无功补偿设备。通常，可以在连接弱交流系统的换流站或附近的枢纽变电站安装静止无功补偿器（Static Var Compensator，SVC），能够提供动态无功补偿，稳定交流系统电压，抑制交流滤波器组投切时换流母线的暂态电压波动，尤其是在逆变侧进行无功补偿可以降低换相失败的概率，在直流输电系统故障时提供无功动态电压支撑。
1 交流系统的强度
交流系统强弱对直流输电系统换相失败有一定影响。工程上常用短路比SCR作为交流系统强度的衡量标准，即交流系统在直流落点处的短路容量与直流额定输送功率的比值。短路比越大，系统抵御外界扰动的能力越强。
在单馈入直流输电系统中，短路比可表示为
式中，QCN为换流站交流母线电压为额定值时，由交流滤波器和无功补偿设备产生的无功功率。BCpu为交流滤波器与补偿电容的等值电纳标幺值。
若ESCR<3，则系统较弱。短路比越小，交流系统越弱，越容易发生换相失败。
由上式可知，系统配备一定容量的无功补偿设备，可以增大系统的有效短路比。
UHVDC换流器运行时要消耗大量无功，由换流母线上并联的交流滤波器与无功补偿电容器提供。当系统无功裕度较小，或需要考虑动态电压稳定等时，需采用动态无功补偿如静止无功补偿器等。采用无功补偿设备对直流系统尤其是连接于弱交流系统的直流输电系统进行无功补偿，增大系统有效短路比，可以降低系统对暂态反应的灵敏度，等效扩大系统安全运行范围，维持电压稳定，从而降低换相失败概率。
2 仿真系统模型
仿真交流系统使用梧州SVC时云-广UHVDC系统在故障下的动态响应。
（1）仿真软件：BPA。
（2）研究水平年及运行方式：2010年丰水期大负荷方式。
（3）计算网架：以《南方电网“十一五”规划电网优化研究》报告优化调整的网架为基础，采用《南方电网“十一五”加装串联补偿及无功优化补偿工程可行性研究》工作的初步推荐方案，即：桂贤50％串补、柳贺40％串补、玉茂50％串补、墨红50％串补、文大60％串补。
（4）稳定计算方式
在正常运行方式下，对来宾～梧州500 kV线路梧州侧三相永久故障、云广直流单极闭锁故障、和平～楚雄线路和平侧三相永久故障三种典型故障方式，分析不投SVC、投不同容量SVC时，故障后系统摇摆及电压波动情况。
在西电东送极限（包括两广极限、云广极限、贵广极限）方式下，计算加装不同容量SVC对送电能力的影响。
（5）SVC运行情况：梧州SVC在大方式下正常运行时出力为0，容性无功出力可在0～120 Mvar／0～180 Mvar／0～210 Mvar范围内平滑调节；其控制策略为保持梧州变500 kV侧电压在一定水平。
3 仿真结果及分析
（1）云广直流单极闭锁故障情况分析
图1、图2、图3是云广直流单极闭锁故障后，梧州变电压波动与SVC出力曲线图，图4显示出了是否投入SVC时的梧州变500 kV侧电压波动情况。
由上述图形的对比可见：
云广直流单极闭锁故障情况下，梧州变电压下降较大，故障后的振荡过程中始终不能恢复到额定电压水平；由于梧州SVC控制策略为保持梧州变500 kV侧电压在一定水平，因此，其无功备用全部输出。
SVC的紧急无功电源支撑能力可有效提高梧州变电压恢复速度，且SVC容量越大恢复速度越快，可将故障后电压降幅减小4～6 kV。
（2）和平～楚雄线路三相永久故障情况分析
图5、图6、图7是和平～楚雄线路三相永久故障后，梧州变电压波动与SVC出力曲线图，图8显示出了是否投入SVC时的梧州变500kV侧电压波动情况。
由上述图形的对比可见：
和平～楚雄线路三相永久故障情况下，直流向交流转移潮流较大，且波动较大，导致梧州变(包括整个西电东送通道上)电压波动较大，由于梧州SVC控制策略为保持梧州变500kV侧电压在一定水平，因此，SVC装置的无功输出在0和最大值之间振荡：电压高时输出为0、电压低时输出最大无功。
SVC的紧急无功电源支撑能力可有效提高梧州变电压恢复速度，且SVC容量越大恢复速度越快，且可将故障后电压降幅减小4～6 kV。
（3）提高送电能力的分析
对不投SVC、投120、180、210 Mvar SVC的不同情况下，南方电网西电东送极限进行了校核计算，结果见表1。
计算结果表明，在梧州加装SVC对西电东送稳定水平的提高较小；加装SVC容量为120 Mvar时，提高两广、云广、贵广送电极限分别为70、10、10 MW；加装SVC容量为180 Mvar时，提高两广、云广、贵广送电极限分别为90、30、20 MW；加装SVC容量为210 Mvar时，提高两广、云广、贵广送电极限分别为100、30、30 MW。安装容量越大，西电东送稳定水平的增加幅度越大。
根据南方电网西电东送极限计算结果：加装SVC装置后，送电能力可得到一定程度的提高；且SVC装置容量越大，送电能力提高越大；但随着容量的增加，送电能力提高的幅度逐步减小。
综上，根据典型故障稳定计算、西电东送极限计算以及变电站近区无功平衡计算结果，从系统专业来看，SVC装置容量选为120、180、210 Mvar均可行；且容量越大，抑制电压波动能力越强、提高送电能力越大。因此考虑补偿效果，安装210 Mvar SVC可以达到最好的治理效果。
4 结论
（1）直流闭锁故障时，SVC可以快速抑制换流母线出现的过电压。
（2）SVC容量越大，抑制电压波动能力越强、提高送电能力越大。
（3）随着SVC容量的增加，送电能力提高的幅度逐步减小。
参考文献
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作者信息:
王映祥，陈 远，喻 寻
（贵州电网有限责任公司毕节供电局，贵州 毕节 551700）