GB∕T 20996.3-2020 采用电网换相换流器的高压直流系统的性能 第3部分：动态.docx

ICS 29.200;29.240.99K 46Gm中华人民共和国国家标准GBT20996.32020/IECTR609193:2016代替GB/Z20996.32007采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第3部分：动态Performanceofhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)systemswithline-commutatedconvertersPart3:Dynamicconditions(IECTR60919-3:2016,IDT)2021-07-01 实施2020-12-14发布国家市场监督管理总局也国家标准化管理委员会发目次前言Ill1范围12规范性引用文件13高压直流动态性能规范概要23. 1动态性能规范23.2一般说明24交流系统潮流和频率控制34. 1概述34.2 功率潮流控制34.3 频率控制55交流动态电压控制及与无功功率源的相互影响65.1 概述65.2 高压直流换流站及其他无功功率源的电压和无功功率特性65.3 高压直流换流站母线电压偏移105.4 换流站与其他无功功率源的电压和无功功率的相互作用116交流系统暂态和稳态稳定性121.1 概述121.2 有功功率和无功功率调制的特点131.3 网络状态分类171.4 交流电网与高压直流系统并联171.5 相连交流电网内稳定性的改善181.6 阻尼控制特性的确定181.7 阻尼控制器的实现及通信要求197较高频率下高压直流系统的动态性能197. 1概述197.2不稳定性类型207.3设计所需信息217.4抑止不稳定的有效措施217.5通过控制作用阻尼低次谐波227.6满足较高频性能要求的验证228次同步谐振228. 1概述228.1 与高压直流系统相关的次同步振动判据23Ikqqw.GB/T20996.32020/1ECTR60919-3:20168.2 确定发电机组对扭振影响敏感性的筛选判据238.3 采用次同步阻尼控制器（SSDC）的性能要求248.4 5性能试验248.5 涡轮发电机的保护249与发电厂的相互影响259. 1概述259. 2特殊影响2510. 核电站的特殊考虑27参考文献28GB/T20996采用电网换相换流器的高压直流系统的性能分为3个部分：第1部分：稳态；第2部分：故障和操作；第3部分：动态。本部分为GB/T20996的第3部分。木部分按照GB/T1.12009给出的规则起草。本部分代替GB/Z20996.32007高压直流系统的性能第3部分：动态，与GB/Z20996.32007相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：一修改了范围（见第1章，2007年版的第1章）；修改了规范性引用文件（见第2章，2007年版的第2章）； 增加了“零功率设置的频率控制”的规定（见4.3）;一修改了高压直流换流器的有功功率/无功功率相关因素中“换相阻抗”的表述（见5.2.2,2007年版的5.2.1）; 增加了满足稳态条件下的无功功率需求需安装设备的规定（见5.2.5）;一增加了“静止同步补偿装置（STATcoM）的电压特性”及相关内容（见5.2.7）; 增加了静止同步补偿装置抑制暂态电压变化的表述（见5.4.2）;一增加了同步调相机缺点的表述（见5.4.3）;一增加了“高压直流换流器、可投切的无功功率源和静止同步补偿装置”及相关内容（见5.4.4）;一一增加了基于电力电缆的两端高压直流系统限制功率反转的相关规定（见6.2.2）; 增加了实时仿真装置对于控制系统验证的表述（见6.6）; 增加了较高频率下高压直流系统动态性能设计的外部条件需考虑“阻抗频率特性，包括并联电容器数量的改变和“近区发电机组（从交流主网隔离出来）形成孤岛的可能性。”（见7.3）; 增加了实时仿真装置的重要性和测试要求的规定（见7.6）; 修改了扭振的自然频率，（见8.1,2007年版的&1）;增加了次同步扭振的表述（见8.1）;”5修改为"$口”（见8.2,2007年版的8.2）;一一增加了当UlF大于0.1时，需要进一步开展研究的内容（见8.3）;一一修改了发电机组的相互作用系数的表达式（见8.3,2007年版的&3）;一删除了因此，对于每个有潜在扭振不稳定的涡轮发电机组，都应设有次同步谐振（SSR）保护继电器。”（见2007年版的8.4）;一增加了安装次同步阻尼控制器的高压直流输电系统中对涡轮发电机控制保护的相关规定（见8.6）;增加了直流重启顺序时的表述（见9.2.6）;一全文中的“直流电抗器”修改为“平波电抗器”。木部分使用翻译法等同采用IECTR60919-3:2016采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第3部分：动态。与本部分中规范性引用的国际文件有一致性对应关系的我国文件如下：-GB/T3859.1-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第IT部分：基本要求规III范(IEC60146-1-1:2009,MOD);GB/T3859.22013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-2部分：应用导则(IEC/TR60146-1-2:2011,MOD);GB/T3859.3-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-3部分：变压器和电抗器(IEC60146-1-3:1991,MOD);-GB/T20996.12020采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第1部分：稳态(IECTR60919-1:2020,IDT);-GB/T20996.2-2020采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作(IECTR60919-2:2020,IDT)O本部分还做了下列编辑性修改：根据IECTR60919-1:2010,将文中的“图16”修改为“图18”(见5.2.2);增加了发电机组相互作用系数表达式中第i台发电机组的额定功率的文字符号的说明(见&3)o本部分由中国电器工业协会提出。本部分由全国电力电子系统和设备标准化技术委员会(SAC/TC60)归口。本部分起草单位：中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限责任公司、西安高压电器研究院有限责任公司、西安西电电力系统有限公司、全球能源互联网研究院有限公司、国网经济技术研窕院有限公司、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司、南京南瑞继保电气有限公司、许继电气股份有限公司、西安电力电子技术研究所、西安端怡科技有限公司。本部分主要起草人：李新年、李岩、周会高、任军辉、高冲、傅闯、申笑林、林少伯、严喜林、王永平、王明新、李亚男、杨晓辉、洪波、王高勇、李靖靓、张晋华、董添华、吴战锋。本部分所代替标准的历次版本发布情况为：GB/Z20996.32007oIV采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第3部分：动态1范围GB/T20996的本部分给出了高压直流系统动态性能的综合导则。本部分中的动态性能是指其特征频率或时间区域覆盖暂态条件到稳态条件之间范围的事件和现象。它涉及的动态性能应属于在稳态或暂态条件下，两端高压直流系统与相连的交流系统或其部件，如电厂、交流线路和母线、无功功率源等之间的相互影响。设定两端高压直流系统采用由三相桥式接线(双路)组成的12脉动换流器单元构成，具有双向功率传输能力，而换流器采用由无间隙金属氧化物避雷器进行绝缘配合的晶闸管阀作为桥臂。本部分中未考虑二极管换流阀。对于多端高压直流输电系统虽未特别提及，但本部分中的许多内容也适用于多端系统。本部分仅涉及电网换相换流器，包括电容换相电路结构的换流器。IEC60146-1-hIECTR60146-1-2和IEC60146T-3中给出了电网换相半导体变流器的一般要求，不包括电压源换流器。GB/T20996由三个部分组成。第1部分稳态，第2部分暂态，第3部分动态。当使用者编制两端高压直流系统规范时，三个部分都宜考虑。对系统中的各个部件，注意系统性能规范与设备设计规范之间存在差异。本部分没有规定设备规范和试验要求，而是着眼于影响系统性能规范的那些技术要求。不同的高压直流系统可能存在许多不同之处，本部分没有对此详细讨论。本部分不宜直接用作具体工程项目的技术规范。但是，可以此为基础为具体的输电系统编制满足实际系统要求的技术规范。本部分涉及的内容没有区分用户和制造厂对规定工作的责任。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。IEC60146-1-1半导体变流器通用要求和电网换相变流器第IT部分：基本要求规范(Semi-conductorconverters-GeneralrequirementsandlinecommutatedconvertersPart1-1Specificationofbasicrequirements)IECTR60146-1-2半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-2部分：应用导则(Senli-conductorconverters-GeneralrequirementsandlinecommutatedconvertersPart1-2:Applicationguidelines)IEC60146-1-3半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-3部分：变压器和电抗器(Semiconductorconverters-Generalrequirementsandlinecommutatedconverters-Part1-31Transformersandreactors)IECTR60919-1:2010 IEC 60146T-3 已废止，被 IEC61378 系列和 IECIEEE 60076-57T29 覆盖。 现行有效版本 IEC TR 60919-1:2020,采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第1部分：稳态Per-formanceOfhigh-voltagedirectCUrrenl(HVDC)SyStemSwithline-commutatedconvertersPart1:Steady-stateconditionsIECTR60919-1:2010修正案1:2013（AMD1:2013）IECTR60919-2:20083采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作Performanceofhigh-voltagedirectCurrent（HVDC）systemswithline-commutatedconvertersPart2:FaultsandswitchingIECTR60919-2:2008修正案1:2015（AMD1:2015）3高压直流动态性能规范概要3.1动态性能规范高压直流系统完整的动态性能规范宜包括以下章条：一一交流系统潮流和频率控制（见第4章）；一交流动态电压控制及与无功功率源的相互影响（见第5章）；交流系统暂态和静态稳定性（见第6章）；一一较高频率下高压直流系统的动态性能（见第7章）；次同步振动（见第8章）；一一与发电厂的相互影响（见第9章）。第4章涉及利用高压直流系统的有功功率控制影响相关交流系统潮流和/或频率，以改善交流系统的性能。在设计高压直流有功功率控制模式时宜考虑以下儿点：a）稳态运行时，使交流系统损耗最小化；b）稳态运行和扰动时，防止交流输电线路过负荷；c）与交流发电机调速器控制配合；d）稳态运行和扰动时，抑制交流系统频率偏差。在第5章中，当采用交流母线电压控制时，考虑高压直流换流站和其他无功功率源（交流滤波器、电容器组、并联电抗器、静止无功补偿装置、同步调相机）的电压和无功功率特性，以及它们之间的相互作用。在第6章中，对通过控制高压直流有功功率和无功功率，以阻尼机电振荡提高互联交流系统的静态和/或暂态稳定性的方法进行了讨论。第7章涉及由换流器产生的特征谐波和非特征谐波所引起的在二分之一工频及以上频率范围内的高压直流系统动态性能，也讨论了防止失稳的措施。在第8章中，考虑了由于高压直流控制系统（定功率和定电流调节方式）与火电厂的泯轮机在它们的自然频率下，发生扭矩放大和机械振动的现象。定义了次同步振动的阻尼控制的规范。在第9章中，考虑了一个电厂与电气距离较近的高压直流系统之间的相互影响，考虑了核电站的一些特点和对高压直流系统可靠性的要求。3.2一般说明对于所要考虑的高压直流系统，其任何设计要求均宜在稳态性能(IECTR60919-1)和暂态性能(IECTR60919-2)所覆盖的设计限值之内。在制定高压直流系统动态性能规范时，宜以详细的电力系统研究为基础，确定正确的高压直流系统控制策略，并规定输入信号的优先级和处理方法。3）现行有效版本IECTR60919-2:2020。4交流系统潮流和频率控制4.1高压直流系统有功功率控制能用于控制相连交流系统的潮流及频率，以便改善交流系统在稳态运行和扰动下的性能。本章将涵盖用于改善交流系统性能的高压直流有功功率运行方式，以达到如下目的：稳态运行时，高压直流功率控制用于使电力系统总损耗最小化；扰动以及稳态条件下，高压直流功率控制用于防止交流线路过负荷；高压直流功率控制与交流系统发电机调速器控制配合；在稳态运行以及扰动时，高压直流功率控制用于抑制交流系统频率偏差。使用有功功率和/或无功功率的方式改善交流系统动态和暂态稳定性，或改善交流电压控制，在第5章和第6章论述。4.2 功率潮流控制4.2.1 稳态功率控制要求高压直流系统的功率控制用于使电力系统总损耗最小、防止交流输电线过负荷，并与交流发电机的调速器控制配合。随着高压直流系统在整个电力系统中的作用变化，对直流功率控制的要求也有所不同。当高压直流系统用于输送远端发电厂功率时，高压直流传输功率控制与发电厂发电机调速器控制相配合。此时发电机的电压、频率或转速可作为高压直流功率控制系统的参考值。当一个高压直流系统连接两个交流系统时，在常规条件下按预定方式控制高压直流功率，但可在此高压直流功率控制上附加一个功能，以便控制任何一端或两端交流系统的频率。当其中一个交流系统是一个独立系统时，如向孤岛供电，此时该独立交流系统就一定要由高压直流系统实现频率控制。在4.3中讨论由高压直流系统控制交流系统频率。当两个交流系统通过一个以上的直流系统相连或同时由直流和交流线路连接时，或当一个直流系统处于一个交流系统中时，均可对高压直流功率进行控制，以使整个互联系统的总输送损耗最小。在上述交/直流系统结构的一些工况下，控制高压直流系统功率的变化，能防止电力系统中一条或多条输电线路过负荷。在某些特殊的高压直流控制方案中，例如方案设计为扰动过程或扰动后增加直流功率改善交流系统的性能，稳态直流传输功率一定要设置在一限定范围内，以便此控制被启动时，直流功率就不会超出直流额定功率或过负荷能力。此时还要考虑为高压直流换流器和交流系统提供所需的无功功率。在稳态控制要求的规范中需要考虑到下列a)g).在制定规范时要注意，由于完整的稳态控制要求可能还没有设计或决定，因此，有必要为将来可能的输入留有裕度：a)当设计的潮流控制系统有多个功能时，包括交流系统频率控制，宜对这些控制功能设置优先级。b）在稳态条件下，防止交流线路过负荷控制的优先级通常高于其他潮流控制。对于使电力系统损耗最小的控制，或是通过电力系统数据确定的预置直流功率参数控制实现，或是根据负荷调度中心的在线计算执行操作，通常它的控制响应较慢，达几秒或几分钟甚至更长。c）在孤岛系统或有大型直流输电接入的系统，频率通常由高压直流功率维持。此时，高压直流频率控制优先于系统损耗最小控制，但它可能受到过负荷保护的限制。d）无功功率需求随着功率变化而改变，这可能导致频繁切换无功补偿装置。此时，需要特殊的交流电压控制措施，例如通过换流器单元的无功功率控制，或对高压直流功率变化幅值设置限制等。e）宜对电力系统所需的特殊功率指令调节信号加以确定、研究和规范。不准许这些信号引起直流电流或功率或交流电压偏差超过装置和系统的额定值和限制值。当两个或更多的输入信号同时要求直流系统功率调节时，宜对其建立优先权并进行协调。D双极直流系统通常要求直流功率和电流在各极之间有效均分。当一个极退出，剩余极的过负荷能使交流系统的潮流、电压和频率的扰动最小。g）直流系统送端和受端之间通信中断不宜引起对交流系统的扰动。规范至少应要求：在通信中断时，保持输送功率不变。如果在通信线路暂时中断时仍需要如频率控制这样的辅加功能，均宜在规范中规定。4.2.2 功率阶弧化的要求在某种条件下，电力系统在扰动中或扰动后，可能要求高压直流系统功率阶跃变化以改善交流系统的性能。有时，这种功率阶跃变化也包括直流功率反转。通常，通过改变设置的直流系统功率指令值或改变功率范围以响应输入信号，实现直流功率阶跃变化。阶跃变化需要的功率变化率和直流功率变化的限制量，宜被限制在交流系统要求的范围内进行调节。例如，对于不同的事件可能要求不同的变化率。当功率阶跃变化包括功率反转时，可能需要特殊考虑。在规范直流功率阶跃变化时，可考虑的电力系统扰动包括：交流线路跳闸、失去大的供电电源、交流系统频率大幅度降低、突然增加或减少电力系统负荷导致的大幅度频率偏移等。在上述一些电力系统扰动中，交流系统也将由直流系统提供的交流频率控制支持。在设计和规定高压直流控制功能时，宜针对各种电力系统条件，详细考察功率阶跃功能的影响。最好规定功率变化的限值、范围以及变化率，而不是规定定值。在直流系统运行时能进行定值整定。高压直流功率阶跃变化的启动信号包括：过负荷继电器信号，或送到高压直流换流站特别的输电线路跳闸信号，或在高压直流换流站以及交流系统某些点测得的交流系统频率等。传输这些启动信号的通信系统的延时可能影响直流或交流系统的性能。因此，对某些情况，需要高速通信系统。当传输延时太长时，宜考虑其影响。某些情况，信号要同时送给两个高压直流换流站或一个高压直流换流站需要接受多个信号，此时应设置控制功能的优先级。直流功率阶跃变化量可能受交流和直流系统条件的限制，因此需要在特定工况下检测系统条件的变化，更新其限制值。特别是当直流系统功率阶跃变化很大时，可能会使交流电压产生相当大的变化。因此，需研究交流电压允许波动的范围进而决定功率阶跃变化的限值，或是提出一种特殊的交流电压控制方法。在稳态运行和暂态条件下，允许的交流电压偏移限值可能不同，宜分别予以规定。当高压直流系统与一个高阻抗和/或小惯性的交流系统相连接时，直流功率阶跃变化对交流系统电压稳定、暂态稳定和频率可能会有不利的影响。在此情况下，宜限制功率的变化率和变化量，或是提出其他特殊的方法阻止交流系统动态性能的恶化。当一个高压直流系统和两个交流系统互联时，一定要详细评定直流功率阶跃变化的影响，不仅要考虑发生扰动的交流系统，而且要考虑另一个未发生故障的交流系统的情况。当直流功率阶跃变化会造成直流电流低于高压直流系统允许运行的最小值时（通常是额定电流的5%10%）,换流器运行宜不小于最小电流。否则，经过一段允许时间的低电流运行后，换流器宜被闭锁，或规定运行电流宜降到零。解决最小允许运行电流的一种可能的措施是当高压直流系统设计为双极结构时设置两极的潮流方向相反并且使两极的潮流互相抵消。两极潮流的差额是整个高压直流系统的实际运行潮流。在失去通信时，因为逆变器控制的限制和可能对交流系统运行带来的危害，除非采取特殊的控制策略，否则电流的阶跃变化一般不建议大于电流裕度。当高压直流系统需从空载备用状态起动以响应一个功率阶跃变化指令时（见IECTR60919-1:2010的第7章），可能还需要考虑某些条件。4.3 廨阚利用高压直流系统控制交流系统频率，能用于以下情况：a） 一个从远端电源送电的直流系统，送端和/或受端所连接交流系统的频率控制；b） 一个孤岛或小的交流系统，当它通过直流系统与一个大交流系统互联时的频率控制；c）通过高压直流系统互联的任一端交流系统的频率控制，同时要考虑另一端系统的频率。交流系统频率控制是指稳态条件下频率的持续控制功能，或是当交流系统的频率偏差超出了某一限值时执行的控制功能。频率控制可能仅在某些情况下才起作用，例如，当与高压直流换流站连接的局部交流系统与主交流系统无联系时（形成孤岛）。因此，规范宜规定频率控制功能的任务和性能要求。如果利用改变或调节直流系统输送功率控制受端的频率，直流系统的频率控制就一定要与其连接的任一台相关交流发电机的调速器控制进行协调。有可能利用异步的送端系统暂态频率偏差能力支持受端系统，进而提出交流发电设备的设计要求。当高压直流换流站在电气上远离交流系统中心时，高压直流换流站的交流电压相角完全随功率变化而改变，此时频率信号的响应速度将减慢。为了避免这种低速的响应，可在交流系统中心检测频率信号，并将其传输给高压直流换流站。在频率控制时，为了使交流系统电压的波动维持在允许的范围内，要求提供功率变化和功率变化率的限制，或者采用特殊的电压调节法，例如利用换流器或静态无功补偿装置控制无功功率。宜规定在稳态频率控制期间，允许的电压波动限值。当直流系统承担交流系统频率控制时，如果配合不当，可能使发电机频率控制减弱。当两个不同的电力系统互联时，可能需要对高压直流系统的频率控制规定适当的死区或选择适当的增益，以通过直流功率控制补偿大的或快速的频率波动，而通过属于独立交流系统的电厂控制小的、慢速的频率波动。对于频率控制被设计为应对严重扰动，例如，大型发电机组跳闸引起的扰动，如果发电机组的跳闸信号传输给高压直流换流站去启动控制作用，可更有效地实现频率控制。频率控制时直流功率的快速和大幅度变化，可能引起交流系统的过电压或电压降低。这种情况可通过限制功率变化率或采用快速无功补偿缓解。宜规定允许的过电压或电压降低的数值，以及允许的持续时间。当直流输电系统是双极配置时，为了使频率控制更加平稳，一种可行的方案是在两极设置相反的潮流方向，使两极的潮流相互抵消。这种特殊的运行模式称为“零功率设置的频率控制”。然而，在穿越最小电流边界的时候，需要注意会有额外的系统损失和伴随的极性反转。由于电力系统的结构常常会随着输电线路停电和/或变电站的检修而改变，有时很难设置最优的频率控制参数，因此需要采用多变量频率控制。当实施直流功率控制实现频率控制时，通常需要提供快速通信通道，例如在两个高压直流换流站间安装微波通道或光纤通道。当两个直流换流站间通信中断时，频率控制通常受到实施电流控制的换流站侧交流系统限制。当频率检测点远离高压直流换流站控制端时，或准备利用交流系统提供的特殊信号启动频率控制作用时，要求使用通信通道。在任何工况下，都宜计及通信延时的影响。对于通信通道的说明，参见IECTR609197:2010的第13章。5交流动态电压控制及与无功功率源的相互影响5.1 侬负荷改变、倒闸操作或故障时引起的无功功率潮流变化，会在交流电网中产生电压波动。对于高阻抗交流电力系统，即短路容量小、电压波动大的系统，电压控制的需要就尤为明显。宜对电网电压的突然变化量规定一个适当的限值，例如，经常发生的电压波动小于3斩偶尔发生的电压波动小于10%。在短路容量小的电网中，由于大的负荷变化及甩负荷会造成超过正常运行范围的高暂态过电压，它可能危及变电站设备，此时可切除无功功率源对其进行限制。宜规定可接受的暂态过电压限值和持续时间。5.2 高压直流换流站及其他无功功率源的电压和无功功率特性5.21侬采用不同的设备能实现高压直流换流站交流母线的动态无功功率和电压控制。图1给出一个高压直流换流站的无功补偿设备示意图。无功补偿设备的选取取决于交流电网特性和高压直流换流站有关数据的要求，以及对各种可能方案的经济评估。说明：1交流系统；2一同步调相机；3静止无功补偿装置;4一交流电抗器；5电容器；7换流变压器;8换相电容器;9换流器；10¥波电抗器;11直折端6一交流滤波器;图1高压直流站无功补偿元件5.2.2换流器作为有功功率/无功功率源高压直流换流器的有功功率/无功功率与以下因素有关:换相阻抗（若适用，需包含换相电容）；换相电压;6一整流器的触发角或逆变器的关断角Y；直流电流。换流器的运行时间常数是由控制系统、测量系统以及直流输电线的时间常数组成。如果典型控制系统时间常数范围是几亳秒，其触发角和关断角的控制将在小于20ms的范围内，而整个直流系统的响应时间通常为50ms150mso除了换流器的触发控制，还可通过分接开关进行控制。但每级分接开关的改变要有几秒的延时。因此，这种控制不能用于快速有功功率/无功功率控制，只能用于调整最优运行条件的新运行点。考虑动态工况时，换流器的有功功率/无功功率特性如图2所示（也见IECTR60919-1:2010的图18）。图2中所给定的最大直流电流，以及从几度到90°的触发角运行有效范围可作为理论值使用。Ua注：本图适用于恒定换相电压。说明：U , I额定直流电压和额定直流电流; 触发角；Q一换流器的无功功率;P一换流器的有功功率;-熄弧角。图2换流器的有功功率/无功功率特性然而，实际的变化范围要受到设备的设计和运行条件的限制。下述为不同动态运行条件下换流器特性的一些实例：在定触发角口或定关断角丫运行时，动态工况的无功功率随有功功率变化的相应曲线由图2的曲线a表示；-当有功功率改变时无功功率保持恒定（图2的b线），触发角或关断角Y随之改变。如果换流站确定了相应的应力要求，根据交流电网的要求，曲线a和曲线b之间面积范围内的所有运行点都能用于动态控制目的。在背靠背直流系统中，换流器的无功功率控制能在较大范围内进行。对于长距离或电缆输电系统,7换流器无功功率控制的范围将受到一定的限制。它首先要考虑保持直流线路或电缆的电压恒定，以经济地输送有功功率。当一个换流器用于无功功率控制时，需要考虑对另一端换流器运行的影响。尽管两个换流器在背靠背连接时被一个平波电抗器隔离，在两端输电的情况下由多个平波电抗器、直流线路或电缆、直流滤波器隔离，但一个换流器的有功功率/无功功率动态改变将影响另一端换流席的有功功率/无功功率，因此，需要对高压直流系统两端的控制进行协调。对远距离架空线或长电缆输电线路，直流输电系统较长的响应时间会影响有功/无功功率的动态性能，但能通过两端通信信号加以协调。如果通信系统故障，两端间的协调能基于控制中的电压/电流控制特性进行，这时控制响应较慢。在背靠背换流站中，控制的协调更易实现。5.2.3 与高压直流换流站母线潮流有关的交流电网电压特性在进行动态电压控制时，重要的是描述不同电压水平下，交流母线上有功功率/无功功率与交流电网特性的关系。图3是这种稳态性能的典型曲线。为保持某一电压（如额定电压1p.u.）恒定，每个直流换流站要根据无功功率和有功功率的关系规定高压直流换流站宜输出或消耗的无功功率量。图3能用于确定动态电压控制，曲线通常通过潮流和稳定程序计算得到。此外把交流电网简化为一个简单的戴维南（Thevenin）等值电路（见图4）也是可行的。在发电机远离高压直流换流站母线的交流网络中，发电机电动势E（见图4）近似地维持恒定，仅当交流电网的结构改变，如输电线路、负荷或发电机跳闸时才改变。但当发电机处在高压直流换流站附近时，有功功率/无功功率工况和相应电压工况的变化将会影响发电机的电压，发电机励磁控制将会动作并影响高压换流站母线的电压工况。这种情况下，电压变化时间常数大约是100ms500ms;当发电机与高压直流换流站的电气距离很近时，例如，独立发电机-高压直流网络结构，该值会更小。对于这种馈入方式的高压直流系统需要考虑更多的细节，例如高压直流控制和发电机电压控制宜紧密协调等。说明:Q交流系统所需无功功率的标么值；Pe注入交流系统的直流功率标么值。图3弱交流系统的无功功率需求，基于有功负荷的高压流换流站交流母线不同电压特性qq*EY说明：E个交流电网的发电机的戴维南等值电动势；Z(q)交流电网的戴维南等值阻抗；交流电网的戴维南等值阻抗角。图4交流系统的等效电路图5.2.4 用于高压流换流站无功补偿的交流滤波器、并联电容器组和并联电抗器的电压特性为了满足稳态工况下的无功功率需求，通常需要安装交流滤波器、电容器组、换相电容器和并联电抗器。为满足谐波特性所需的最小交流滤波器组宜连接在高压直流换流站。其余可投切的无功补偿设备也能用于动态电压控制和系统所需无功功率的调节。无功补偿设备的容量由交流电网的需求决定，并限制投切时电压的阶跃变化。在换流器运行时，能利用换流器控制的帮助抑制无功功率的变化，以减小换流器运行时投切引起的暂态电压变化。二进制切换(例如同时控制投入和切除不同容量和类型的无功设备)也能用于减小无功功率的变化。在对无功补偿设备进行规划配置时，宜考虑交流合闸时间、控制系统处理时间，以及这些设备的放电或工作周期等限制因素，还需要特别考虑电气回路开关的操作方式，包括在误操作或故障情况时设备的暂态恢复电压(TRV)。5.2.5静止无功补偿装置(SVC)的电压特性交流网络的动态电压能通过静止无功补偿装置控制。当高压直流换流站退出运行或换流器无功功率控制由于其他原因不能实现时，静止无功补偿装置可用于高压直流换流站母线的电压控制。与高压直流换流站母线连接的静止无功补偿装置的容量宜根据母线电压变化的要求和需要补偿的无功功率决定。静止无功补偿装置的无功功率额定值宜大于连接于母线上的最大可投切无功功率时，才能平稳地调压。静止无功补偿装置的容量也能根据过电压限制要求确定，例如甩负荷时，能利用静止无功补偿装置的过负荷能力。当确定静止无功补偿装置的动态补偿容量时，需考虑连续运行期间的运行点。从连续运行开始，静止无功补偿装置就宜具有足够的调节范围维持电压控制。静止无功补偿装置设计的一个重要方面是其可用率问题。如果在静止无功补偿装置可能退出运行时仍要考虑静止无功补偿装置的动态性能，需要有一个备用单元，或宜对运行进行限制。为满足稳态条件下的无功功率需求，可能需要安装交流滤波器、电容器组、换相电容器和并联电抗器。5.2.6同步调相机(Se)的电压特性在无惯性或小惯性的交流网络中，可采用同步调相机增大短路额定值和惯性。此时同步调相机的容量由无功功率和频率控制的要求决定。在弱交流电力系统中，同步调相机通过减小网络阻抗实现高9压换流站的稳定运行。对于支撑动态电压控制的同步调相机，适合采用具有高强励倍数的快速励磁系统。尽管同步调相机的响应时间常数慢于静止无功补偿装置，但由于同步调相机的内部电压滞后于它的暂态电抗，增加了交流系统的短路容量，暂态电压变化能固有地、瞬时地被限制在设计可接受的偏移水平。励磁系统的作用就是使交流电压返回正常的理想运行点。确定同步调相机时，宜考虑其设备的可靠性。由于计划检修的需要和可能的故障情况，在某些情况下需要配备备用单元。5.2.7静止同步补偿装置(STATC0W的电压特性静止同步补偿装置(STATCOM)采用电压源换流器(VSC)技术，使用可关断功率半导体器件(如IGBT.GTO),由自换相桥式电路组成，通过电抗器并联接入交流电网中。静止同步补偿装置将通过适当调节桥式电路交流网侧输出电压的幅值和相位或者直接控制交流网侧电流实现动态无功补偿，根据电网需求吸收或是发出无功功率。对于运行在低电压限制时的无功补偿，由于静止同步补偿装置输出无功功率随着系统电压线性减小，而静止无功补偿装置输出无功功率随着系统电压平方减小，所以静止同步补偿装置比静止无功补偿装置具有更好的补偿性能。具有上述特性的静止同步补偿装置能对交流系统的电压支撑和改善系统稳定性提供鲁棒和有效的控制。5.3高压流换流站母线电压偏移高压直流换流站母线交流电网的强度能用短路比(SCR)表示。短路比定义为高压直流换流站母线在lp.u电压时的短路水平(MVA)与额定直流功率(MW)的比值。连接在交流母线上的电容器和交流滤波器明显地降低了短路容量。有效短路比(ESCR)可表达为交流系统短路容量减去连接在交流母线上的电容器和交流滤波器在lp.u.电压下的容性无功补偿量后与直流换流器额定功率的比值。较低的ESCR或SCR值意味着高压直流换流站与交流系统的相互影响更严重。交流网络能根据强度口,分为下述几类：iESCR值的强系统：ESCR>3.0;低ESCR值的中等系统：3.0>ESCR>2.0;低ESCR值的弱系统：ESCR<2.Oo在高ESCR值的系统中，高压直流换流站有功功率/无功功率的改变会导致电压有较小或中度的变化。因此，通常不需要附加母线暂态电压控制。通过投切无功设备能实现交流系统和高压直流换流站之间的无功功率平衡。在低ESCR值和极低ESCR值系统中，交流网络的变化或高压直流传输功率的变化可能导致电压振荡并需要特殊的控制策略。因此，在这些系统中，需要换流器的动态无功功率控制、附加的静态无功补偿装置或同步调相机。当交流电压降低时，为了避免电压不稳定，逆变器官运行在定电流方式或定直流电压方式，该设计既不降低逆变器的功率因数也不增加逆变器消耗的无功功率。在背靠背换流站中，可能用高压直流换流器控制因另一侧交流输电中断而在木端产生的甩负荷过电压(反之亦然)。在故障侧，阀通过旁路继续传输直流电流。在非故障侧，为了吸收无功功率，阀触发被调整为去控制在这短路方式下的直流电流，如同采用一个晶闸管控制电抗器的方式进行过电压控制。在这种方式下，允许运行的持续时间宜足够用于无功功率操作。或者，在装置的额定容量范围内，还能使这个时间尽可能地长，以有足够的时间等待交流系统恢复，进而使宜流输电也尽快恢复。但如果甩负荷是由于高压直流换流站内的故障，这种方法不可用，此时需要其他措施降低过电压。高压直流输电在甩负荷时的暂时过电压随短路比的减小而增大。高短路比系统在甩负荷时的过电压倍数低于L25p.u.,并在多数情况下低于设备应力的临界值。这种过电压会持续很长时间，直至切除无功设备后才降低，这是强电网供电的高压直流换流站降低暂时过电压常用的方法。在短路比低或很低的系统中，如果没有其他措施限制，其甩负荷过电压倍数会很高，会危及交流和高压直流设备或增加换流站的造价。此时，通常要求高压直流换流站的无功功率控制能限制这种由于全部或部分甩负荷引起的过电压。然而，由于换流站内部故障引起高压直流换流站跳闸时，需要采取其他措施降低过电压。例如能采用过电压限制器，或在母线上加装静止无功补偿装置，或采用无功设备的快速跳闸，或装设同步调相机等。5