雅中—江西±800 kV特高壓直流工程受端換流站容性無功配置研究

黃娟娟，李泰軍，田昕，王巍，唐金銳

(中國電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計院有限公司，湖北 武漢 430071)

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雅中—江西±800 kV特高壓直流工程受端換流站容性無功配置研究

黃娟娟，李泰軍，田昕，王巍，唐金銳

(中國電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計院有限公司，湖北 武漢 430071)

針對雅中—江西±800 kV直流輸電工程受端換流站采用分層接入技術(shù)、換流站無功配置更為復(fù)雜的特點(diǎn)，為保證江西電網(wǎng)交、直流系統(tǒng)的無功平衡和安全穩(wěn)定運(yùn)行，通過對直流額定功率運(yùn)行方式下的最大容性無功消耗及無功分組投切引起的電壓波動進(jìn)行計算，提出雅中—江西±800 kV直流工程受端換流站的容性無功補(bǔ)償總?cè)萘啃枨蠛头纸M容量要求，配置容性無功補(bǔ)償方案，并分析了采用動態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備以減少無功分組數(shù)的可行性。為節(jié)省占地和工程投資，進(jìn)一步對無功大組容量進(jìn)行優(yōu)化，并根據(jù)目前國內(nèi)已投運(yùn)各換流站的實際無功運(yùn)行情況，提出對無功大組容量限制可以放寬考慮，在系統(tǒng)運(yùn)行上可以不再考慮“N-1”方式，切除無功大組的電壓波動可按全接線方式校核。

特高壓直流；換流站；無功補(bǔ)償；無功配置；無功分組；電壓波動

為解決四川電網(wǎng)外送通道不足、富裕水電外送受限的矛盾，滿足四川電網(wǎng)“十三五”及以后富余水電送出、實現(xiàn)四川水電資源在全國更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，保障江西電網(wǎng)的用電需求，國家電網(wǎng)公司規(guī)劃在“十三五”期間建設(shè)雅中—江西±800 kV特高壓直流輸電工程，直流額定輸送容量雙極10 GW。

雅中—江西直流工程受端南昌換流站采用分層接入技術(shù)，高端換流變(網(wǎng)側(cè)額定電壓500 kV)接入江西500 kV主網(wǎng)，低端換流變(網(wǎng)側(cè)額定電壓1 000 kV)接入南昌特高壓交流站1 000 kV母線，換流站1 000 kV交流配電裝置與南昌特高壓交流站合建。

目前國內(nèi)已投運(yùn)的±800 kV特高壓直流工程額定輸送容量一般為5～8 GW，兩端換流站均采用一級電壓接入系統(tǒng)。與已投運(yùn)的±800 kV直流工程相比，雅中—江西直流工程具有輸送容量大、受端換流站接入系統(tǒng)方式復(fù)雜的特點(diǎn)。受端換流站的無功補(bǔ)償配置較常規(guī)的換流站更為復(fù)雜。

為保證工程投運(yùn)后交直流系統(tǒng)正常和事故方式下的無功平衡以及江西電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，有必要對雅中—江西直流受端換流站的無功補(bǔ)償和配置進(jìn)行研究。

本文通過對直流額定功率運(yùn)行方式下的最大容性無功消耗、交流系統(tǒng)無功提供能力、無功分組投切引起的電壓波動進(jìn)行計算，提出了受端換流站的容性無功補(bǔ)償配置方案，并分析了采用動態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備以減少無功分組數(shù)的可行性，為了減少無功大組數(shù)，對無功大組容量的確定原則提出了新的思考。

1 工程概況

雅中—江西特高壓直流輸電工程額定電壓±800 kV，額定輸送容量雙極10 GW，額定工作電流6.25 kA，換流閥接線采用雙極、每極2組12脈動閥組串聯(lián)接線方式。直流輸電線路起于四川省涼山州鹽源縣，途徑四川、云南、貴州、湖南、江西五省，落點(diǎn)江西省撫州市東鄉(xiāng)縣，整個直流線路全長約1 700 km。

受端南昌換流站審定的接入系統(tǒng)方案：南昌換流站與擬建的交流特高壓南昌站合建，換流站低端升壓至1 000 kV，通過站內(nèi)短引線出線2回，接入擬建的南昌特高壓交流站1 000 kV交流母線；換流站高端以500 kV電壓等級接入系統(tǒng)，出線4回接入江西500 kV電網(wǎng)。

2 換流站無功消耗

換流站的無功消耗Qdc與直流的輸送功率、直流電壓、直流電流、換相角以及換相電抗等因素有關(guān)[1-2],即

(1)

其中：

式中：P為換流器直流側(cè)有功功率；φ為換流器的功率因數(shù)角；μ為換相角；Xc為每相換相電抗；Id為直流運(yùn)行電流；α為整流器觸發(fā)角；E11為換流變閥側(cè)繞組空載電壓；Ud為極直流電壓；Udio為極理想空載電壓。

Qdc的計算應(yīng)考慮設(shè)備制造公差及系統(tǒng)測量、控制誤差等因素，使換流站最大無功消耗達(dá)最大值。考慮設(shè)備制造公差及系統(tǒng)測量誤差等因素后，額定運(yùn)行方式下受端換流站最大無功消耗見表1。

表1 南昌換流站最大無功消耗

直流功率/GW極端短路阻抗百分比/%無功消耗/Mvar10高端(500kV側(cè))203026低端(1000kV側(cè))203029合計6055

由表1的計算結(jié)果可見：南昌換流站最大無功消耗總量為6 055 Mvar，其中極高端閥廳及其網(wǎng)側(cè)500 kV換流變無功消耗為3 026 Mvar；極低端閥廳及其網(wǎng)側(cè)1 000 kV換流變無功消耗為3 029 Mvar。

3 換流站容性無功配置方案

換流站落點(diǎn)近區(qū)電源點(diǎn)較少，系統(tǒng)提供容性無功能力有限；另一方面，遠(yuǎn)景江西電網(wǎng)將大規(guī)模接受外區(qū)電力，受端電網(wǎng)大方式下容性無功缺口將日益增大，因此，南昌換流站無功配置研究中，不考慮交流系統(tǒng)對換流站的容性無功支持能力。

3.1 無功分組容量的確定原則[3-8]

換流站的無功補(bǔ)償裝置需分組投切運(yùn)行，以適應(yīng)各種直流運(yùn)行方式。無功補(bǔ)償設(shè)備分組容量應(yīng)綜合考慮投切影響、電壓控制、濾波性能和設(shè)備布置等要求進(jìn)行優(yōu)化。

根據(jù)Q-GDW 146—2014《高壓直流換流站無功補(bǔ)償與配置技術(shù)導(dǎo)則》和實際工程經(jīng)驗，南昌換流站無功小組或無功大組投切引起的交流母線電壓變化率按如下標(biāo)準(zhǔn)考慮：

a) 投切無功小組引起的換流站交流母線穩(wěn)態(tài)電壓波動不宜大于1%、暫態(tài)電壓波動應(yīng)不大于2%。

b) 切除一個無功大組，即所有連在此大組中的電容器分組和濾波器分組都被同時切除，是一種非正常方式，大組切除不應(yīng)作為無功功率控制，只能作為一種保護(hù)功能。切除大組引起的換流站交流母線暫態(tài)電壓波動不宜大于6%，必要時可放寬考慮。

3.2 無功小組容量分析

對一定范圍內(nèi)無功小組容量投、切引起的暫態(tài)電壓和穩(wěn)態(tài)電壓波動進(jìn)行穩(wěn)定計算校核，計算中選取系統(tǒng)短路容量最低的2018年枯小方式，直流輸送功率10 GW。對于網(wǎng)側(cè)1 000 kV母線，考慮南昌—武漢特高壓1回線路故障退出運(yùn)行；對于網(wǎng)側(cè)500 kV母線，考慮換流站—南昌東1回線路故障。

最嚴(yán)重工況(無功小組容量主要受穩(wěn)態(tài)電壓波動限制)下的計算結(jié)果見表2。

表2 投切無功小組電壓波動計算結(jié)果(最嚴(yán)重工況)

網(wǎng)側(cè)電壓/kV無功分組容量/Mvar切一組穩(wěn)態(tài)電壓波動投一組穩(wěn)態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%U0-U0+ΔU/%10002402502601.00811.00811.00810.99830.99800.9976-0.97-1.00-1.041.00811.00811.00811.01801.01831.01870.981.011.055001501601701.00601.00601.00600.99690.99630.9958-0.90-0.96-1.011.00601.00601.00601.01551.01601.00600.940.991.05

注：U0-、U0+分別是事故發(fā)生前一刻和后一刻的電壓標(biāo)幺值；ΔU是U0+與U0-的差值同U0-的比值(下表同)。

由表2的計算結(jié)果可知，1 000 kV側(cè)無功小組容量不宜超過250 Mvar；500 kV側(cè)無功小組容量不宜超過160 Mvar。

3.3 無功大組容量分析

對無功大組容量切除引起的電壓波動進(jìn)行穩(wěn)定校核計算，計算方式與前述小組波動計算方式相同，計算結(jié)果見表3。

表3 切除無功大組電壓波動計算結(jié)果(“N-1”方式)

網(wǎng)側(cè)電壓/kV無功分組容量/Mvar切一組暫態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%切一組穩(wěn)態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%10001400150016001.00811.00811.00810.95210.94850.9450-5.56-5.91-6.261.00811.00811.00810.95930.95610.9530-4.84-5.16-5.475007008009501.00601.00601.00600.95280.94550.9347-5.29-6.01-7.091.00601.00601.00600.96880.96360.9559-3.70-4.21-4.98

切除無功大組的暫態(tài)電壓變化率若按不大于6%控制，則1 000 kV側(cè)無功大組容量不宜超過1 500 Mvar；500 kV側(cè)無功大組容量不宜超過800 Mvar。

3.4 容性無功補(bǔ)償配置

根據(jù)直流系統(tǒng)運(yùn)行條件，換流站無功補(bǔ)償總?cè)萘縌total應(yīng)滿足式(2)的要求[1],即

(2)

式中：Qtotal為換流站無功補(bǔ)償總?cè)萘浚籕ac為交流系統(tǒng)提供的無功；Qdc為換流站消耗的無功；Qsb為換流站的無功備用容量，通常按照一個無功小組考慮；k為電壓修正系數(shù)，計算中一般取k=1.0。

通常換流站容性無功補(bǔ)償容量按直流系統(tǒng)正向全壓額定運(yùn)行方式確定(需考慮各主回路參數(shù)的測量誤差)，并考慮一組備用，根據(jù)前述交流系統(tǒng)提供無功能力分析，換流站近區(qū)交流系統(tǒng)提供無功能力為0，即Qac=0，換流站容性無功應(yīng)考慮自身平衡。

對于南昌換流站，雙極全壓額定運(yùn)行方式下，1 000 kV側(cè)：Qac=0 Mvar，Qdc=3 029 Mvar，Qsb=250 Mvar，代入式(2)中得到Qtotal≥3 279 Mvar；5 00 kV側(cè)：Qac=0 Mvar，Qdc=3 026 Mvar，Qsb=160 Mvar，代入式(2)中得到Qtotal≥3 186 Mvar。

根據(jù)對1 000 kV和500 kV側(cè)無功大、小組容量的分析，提出無功配置方案見表4。

1 000 kV側(cè)無功配置方案采用3大組，14小組，小組容量240 Mvar，最大大組容量1 200 Mvar，無功補(bǔ)償總?cè)萘? 360 Mvar；500 kV側(cè)無功配置方案采用4大組，20小組，小組容量160 Mvar，大組容量800 Mvar，無功補(bǔ)償總?cè)萘? 200 Mvar，無功總量及分組均能滿足要求。

表4 南昌換流站無功配置方案

網(wǎng)側(cè)電壓/kV小組容量/Mvar無功小組組數(shù)無功大組組數(shù)無功大組容量/Mvar總無功配置/Mvar1000240143120033605001602048003200

4 換流站無功配置方案優(yōu)化

4.1 無功大組容量優(yōu)化

目前關(guān)于切除無功大組引起的換流站交流母線電壓波動限值問題在設(shè)計過程中的處理方式并不統(tǒng)一，國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q-GDW 146—2014《高壓直流換流站無功補(bǔ)償與配置技術(shù)導(dǎo)則》規(guī)定：“切除無功大組引起的換流母線暫態(tài)電壓波動不宜大于6%”；中國電力工程顧問集團(tuán)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/DG 1-X002—2009《高壓直流換流站接入系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》僅提出“切除無功大組引起的暫態(tài)電壓變化不應(yīng)導(dǎo)致直流系統(tǒng)發(fā)生閉鎖故障，但可以合理降低直流功率輸送水平”。

文獻(xiàn)[9-10]中指出：“根據(jù)目前國內(nèi)已投運(yùn)各換流站的無功運(yùn)行情況調(diào)研結(jié)果，無功大組因故跳開的情況并不多，南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司(以下簡稱“南網(wǎng)”)管轄范圍內(nèi)直流換流站至今尚未發(fā)生過，國家電網(wǎng)管轄范圍內(nèi)有部分運(yùn)行時間較久的換流站發(fā)生過無功大組跳開情況，但出現(xiàn)概率很低，一般不會超過1次/(年·站)。結(jié)合已投運(yùn)直流換流站的實際運(yùn)行調(diào)研情況，考慮到無功大組的切除屬非正常運(yùn)行方式，建議在電壓波動方面對無功大組容量的限制可以放寬考慮，主要以不影響直流系統(tǒng)運(yùn)行為主，按切除無功大組引起的暫態(tài)電壓變化不應(yīng)導(dǎo)致直流系統(tǒng)發(fā)生閉鎖故障要求即可?！?/p>

同時結(jié)合《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》對安全穩(wěn)定標(biāo)準(zhǔn)的劃分，考慮到切除一個無功大組本身已是一種非正常方式，故在系統(tǒng)運(yùn)行上建議不再考慮“N-1”方式，切除無功大組的電壓波動可按全接線方式校核。目前，在南方電網(wǎng)多個直流工程(觀音巖直流、羅平背靠背)設(shè)計中，無功大組容量的考核均是選取全接線方式[11-12]。

根據(jù)設(shè)備制造廠家的調(diào)研資料，目前1 000 kV電壓等級交流斷路器最大可切合容性電流約1.2 kA，對應(yīng)最大無功容量約2 100 Mvar；500 kV電壓等級交流斷路器最大可切合容性電流約1.5 kA，對應(yīng)最大無功容量約1 365 Mvar。

若按全接線方式考慮，則南昌換流站1 000 kV側(cè)無功大組可以做到1 800 Mvar，500 kV側(cè)無功大組可以做到950 Mvar，均未超過大組斷路器的容性電流遮斷能力。切除無功大組引起的電壓波動計算結(jié)果見表5。

表5 切除無功大組電壓波動計算結(jié)果(全接線方式)

網(wǎng)側(cè)電壓/kV無功分組容量/Mvar切一組暫態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%切一組穩(wěn)態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%100018001.01840.9573-6.001.01840.9641-5.335009501.0100.9512-5.821.0100.9702-3.94

相比“N-1”方式，按全接線方式校核的1 000 kV側(cè)無功大組容量增加了300 Mvar，而500 kV側(cè)無功大組容量僅增加了150 Mvar。采用全接線方式對減少500 kV側(cè)無功大組數(shù)基本沒效果，但卻可以減少1 000 kV側(cè)無功大組1個組數(shù)，參考《電網(wǎng)工程限額設(shè)計控制指標(biāo)(2015年水平)，可相應(yīng)節(jié)省投資約人民幣1億元。

因此，綜合各方面因素考慮，建議1 000 kV側(cè)無功配置方案按2大組、14小組、小組容量240 Mvar考慮，此時大組容量為1 680 Mvar。

4.2 500 kV加裝靜止同步補(bǔ)償器(STATCOM)

4.2.1 無功配置方案

由于換流站高端500 kV側(cè)與南昌特高壓交流站存在一定電氣距離，隨著武漢—南昌—長沙特高壓交流工程的投產(chǎn)，對其500 kV側(cè)短路容量貢獻(xiàn)較小，500 kV側(cè)無功小組容量不夠大。因此，本文針對500 kV側(cè)無功分組，考慮加裝靜止同步補(bǔ)償器(static synchronous compensator, STATCOM)后，對其進(jìn)行分析。

受電子注入增強(qiáng)柵晶體管(injection enhance gate transistor, IEGT)額定電壓的限制，目前單套STATCOM最大制造能力約160 Mvar。STATCOM由24個IEGT單元串聯(lián)而成，其接入電壓等級通常為35 kV，若提高接入電壓等級至66 kV及以上，則需串聯(lián)的IGBT單元超過40個，設(shè)備成本大幅提升[13-14]。結(jié)合設(shè)備與系統(tǒng)特點(diǎn)，可考慮將STATCOM接入專用升壓變，升壓至500 kV后接入換流站500 kV交流母線。

在考慮配置3組150 Mvar STATCOM后，核算無功小組投切引起的電壓波動，系統(tǒng)運(yùn)行方式及開機(jī)與上節(jié)相同，計算中考慮1組STATCOM檢修，2組STATCOM正常運(yùn)行，最嚴(yán)重工況(加裝STATCOM后的無功小組容量主要受暫態(tài)電壓波動限制)下的計算結(jié)果見表6。切除無功大組的電壓波動按全接線方式校核，計算結(jié)果見表7。

表6 投切無功小組電壓波動(配置3組STATCOM)(最嚴(yán)重工況)

網(wǎng)側(cè)電壓/kV無功分組容量/Mvar切一組暫態(tài)電壓波動投一組暫態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%U0-U0+ΔU/%5002900.99750.9788-1.870.99751.01691.943000.99750.9782-1.930.99751.01752.01

表7 切除無功大組電壓波動(配置3組STATCOM)(全接線方式)

網(wǎng)側(cè)電壓/kV無功分組容量/Mvar切一組暫態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%切一組穩(wěn)態(tài)電壓波動U0-U0+ΔU/%50011501.0040.9448-5.901.0040.9641-3.9712001.0040.9424-6.141.0040.9618-4.20

由表7可見，南昌換流站500 kV側(cè)配置3組STATCOM后，無功小組容量可以提升至290 Mvar。由表8可見，切除無功大組按全接線方式校核，大組容量可以提升至1 150 Mvar。此時，配置12小組、3大組，小組容量270 Mvar，大組容量1 080 Mvar，無功補(bǔ)償總?cè)萘? 240 Mvar，可以滿足要求。

4.2.2 經(jīng)濟(jì)比較

相比未加裝STATCOM前，500 kV無功配置減少了1個大組、8個小組。下面從總平面布置及經(jīng)濟(jì)性方面對2個方案進(jìn)行比較，比較結(jié)果見表8。

a) 交流濾波器及電容器組配置比較。方案1，500 kV交流濾波器及電容器組暫按4大組、20小組、小組容量160 Mvar考慮；方案2，500 kV交流濾波器及電容器組暫按3大組、12小組、小組容量270 Mvar考慮，同時裝設(shè)3組150 Mvar STATCOM。

表8 換流站500 kV無功配置經(jīng)濟(jì)比較

注：GIS—?dú)怏w絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備，gas insulated switchgear 的縮寫。

b) 平面布置方案比較。500 kV交流濾波器采用改進(jìn)“田字形”布置。方案1中，濾波器總計占地面積約5.96 ha；方案2中，濾波器占地面積約3.72 ha，3組STATCOM占地面積約1.08 ha，方案2總占地面積約4.8 ha。加裝STATCOM后，占地面積減少了1.16 ha。

c) 經(jīng)濟(jì)比較。500 kV交流濾波器大組和STATCOM均作為1個元件接入500 kV串中。方案1中，4大組濾波器、4回出線、2組換流變進(jìn)線共10個元件組成5個完整串，共裝設(shè)500 kV GIS斷路器15臺。方案2中3大組濾波器、3組STATCOM、4回出線、2組換流變進(jìn)線共12個元件組成6個完整串，共裝設(shè)500 kV GIS斷路器18臺。

方案2交流濾波器總?cè)萘吭黾?0 Mvar，小組進(jìn)線回路設(shè)備減少8組，增加3組150 Mvar STATCOM。

綜合來看，雖然加裝STATCOM有助于減少占地和降低無功分組數(shù)，但由于STATCOM和專用升壓變壓器投資增加較多，方案2與方案1相比，總體投資卻增加了約9 000萬元，可見加裝STATCOM無功配置方案不具備明顯的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，暫不作為推薦。

5 結(jié)束語

a) 直流正向全壓運(yùn)行方式下，南昌換流站的最大無功消耗：極高端閥廳及其網(wǎng)側(cè)500 kV換流變無功消耗為3 026 Mvar；極低端閥廳及其網(wǎng)側(cè) 1 000 kV換流變無功消耗為3 029 Mvar。

b) 換流站無功小組投切引起的交流母線電壓波動按照穩(wěn)態(tài)電壓波動不大于1%、暫態(tài)電壓波動不大于2%考慮。

c) 考慮到切除一個無功大組本身已是一種非正常方式，故在系統(tǒng)運(yùn)行上建議不再考慮“N-1”方式，切除無功大組的電壓波動可按全接線方式校核。

d) 南昌換流站容性無功補(bǔ)償配置方案推薦是1 000 kV側(cè)交流濾波器及電容器組按2大組、14小組、小組容量240 Mvar考慮；500 kV側(cè)交流濾波器及電容器組按4大組、20小組、小組容量160 Mvar考慮。

目前雅中—江西±800 kV特高壓直流工程已完成可行性研究，本文對南昌換流站的無功配置研究僅作為相關(guān)工程參考，具體無功配置方案在下一階段還需根據(jù)具體設(shè)備參數(shù)及濾波器配置方面情況進(jìn)行進(jìn)一步的詳細(xì)研究。

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(編輯 王夏慧)

Capacitive Reactive Power Compensation in Receiving-end Converter Station of Yazhong-Jiangxi ±800 kV Ultra-highVoltage Direct Current Transmission Project

HUANG Juanjuan, LI Taijun, TIAN Xi, WANG Wei, TANG Jinrui

(Central Southern China Electric Power Design Institute Co., Ltd of China Power Engineering Consulting Group Co., Ltd, Wuhan, Hubei 430071, China)

In allusion to problems of the receiving-end converter station of Yazhong-Jiangxi ±800 kV DC transmission project using hierarchical accessing technology and complicated reactive power configuration, and in order to ensure reactive power balance and security and stability of AC/DC systems of Jiangxi power grid, this paper conducts calculation for the maximum capacitive reactive power consumption and voltage fluctuation caused by reactive power grouping and switching under the operation mode of DC rated power.It proposes requirements for total capacity of capacitive reactive power compensation and grouping capacity, and allocates capacitive reactive power compensation scheme as well as explains feasibility of using dynamic reactive power compensation equipments to reduce reactive power grouping numbers.In order to save occupation of land and investment, it optimizes reactive power bank capacity.According to actual reactive power operation in domestic at present in converter stations, it proposes to relax restriction to reactive power bank capacity, not to considerN-1 mode for system operation any moreand switch off voltage fluctuation of reactive power bank with system-wide connection mode.

ultra-high voltage direct current(UHVDC); converter station; reactive power compensation; reactive power configuration; reactive power grouping; voltage fluctuation

2016-05-26

2016-07-18

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.11.013

TM723

A

1007-290X(2016)11-0064-06

黃娟娟(1979)，女，湖北荊州人。高級工程師，工學(xué)碩士，從事電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計和研究工作。

李泰軍(1977)，男，湖北荊州人。高級工程師，工學(xué)碩士，從事電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計和研究工作。

田昕(1984)，男，湖南株洲人。高級工程師，工學(xué)碩士，從事電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計和研究工作。