南方电网2020年无功补偿配置原则研究

黄娟娟，王巍，洪潮，陈雁，赵勇

(1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071；2.南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510800)



南方电网2020年无功补偿配置原则研究

黄娟娟1，王巍1，洪潮2，陈雁2，赵勇2

(1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071；2.南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510800)

南方电网是典型的交直流混合运行电网，合理的无功补偿配置在平衡系统无功功率、调节系统电压运行水平上起着重要的作用。为了保证南方电网安全、优质、经济运行，根据南方电网近年来实际运行情况及2020年规划网架，对南方电网无功补偿配置、运行电压水平、无功配置分层分区等问题进行分析，并结合2014年完成审查的2项企业标准(《电力系统无功补偿配置技术原则》和《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》)，对南方电网远景年的无功配置方案进行深入研究，以发现不足，提出需要注意和加以改进的地方。

南方电网；无功补偿；配置原则；换流站；无功分组；电压波动

南方电网是典型的交直流混合运行电网，其结构复杂，联系紧密，运行难度大，电压运行问题对维持整个电网运行的安全稳定至关重要。合理的电网无功补偿配置及运行，在系统无功功率分层分区平衡、保证系统电压质量及系统安全经济运行上起到重要的作用[1]。

目前南方电网在无功补偿配置和运行方面还存在一定不足，如部分地区无功配置尚不能满足分层分区平衡的要求，负荷高峰时段部分地区电压偏低、低谷时段部分地区电压偏高的现象时有发生。

2011年，中国电力工程顾问集团中南电力设计院承担了中国南方电网有限责任公司2项企业标准(《电力系统无功补偿配置技术原则》和《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》)的编制。2014年7月，2项企业标准送审稿均已顺利通过专家组验收审查。

本文根据南方电网近年来实际运行情况及2020年规划网架，对南方电网无功补偿配置、运行电压水平、无功配置分层分区等问题进行分析，并结合上述2项企业标准，对南方电网远景年的无功配置方案进行深入研究。

1　无功补偿配置及运行电压现况

通过对南方电网近几年的无功电压运行情况进行分析及实地调研，目前南方电网在无功补偿配置及运行过程中存在的问题主要有：

a)低抗普遍配置不足，负荷低谷时段部分地区电压偏高。南方五省区220 kV电网感性无功资源普遍不足，对220 kV电网电抗器配置不够重视，极少站点配置了感性无功补偿装置，低谷时段电压偏高，尤其是电缆接线多、地方电源集中的片区，电压偏高问题尤为突出。感性无功补偿不足的矛盾在春节、五一、十一等节假日期间表现更为突出，为降低电压，不得不采取停运直流及大量线路的运行方式，电网存在较大的运行风险和隐患[2-4]。

b)不能完全做到无功分层分区平衡。从无功分区平衡情况看，2014年南方电网各省网之间、省内部区域电网之间的无功分布不均现象仍然存在[4]。高峰负荷时，直调电网与广东、贵州、云南电网之间存在较大的无功功率交换，“西电东送”通道从广东电网吸收的无功达516 Mvar，向贵州电网送出无功为339 Mvar，向云南电网送出无功为160 Mvar，主要原因是高峰时段“西电东送”输送功率较大，“西电东送”通道需消耗系统大量无功，造成广东电网向西部转移大量无功的情况，两广断面交流线路上的高抗由于本身消耗大量无功，也进一步加剧了广东电网的无功功率输出。

从无功分层平衡情况看，南方电网各电压层之间依然存在无功流动，负荷中心的220 kV和110 kV电网无功不能就地平衡，无功补偿缺额较大。2014年“夏大”方式下，南方电网功率因数在0.98以上的500 kV站点达到60%左右，其中广东电网分层平衡情况较好，功率因数在0.98以上的站点数超过80%；其次是云南，其功率因数在0.98以上的站点数超过60%；广西、贵州则需要进一步加强无功分层平衡的调控，特别是贵州，其功率因数小于0.95的500 kV站点比例超过了50%[4]。

c)动态无功不足。2014年南方电网形成了“八交八直”的“西电东送”输电通道，向广东送电功率达到35.08 GW，一旦发生直流单极闭锁故障，“西电东送”通道沿线大部分站点均存在电压偏低的问题，动态无功储备不足[4-6]。

2　2020年南方电网无功补偿配置分析

根据南方电网“十三五”输电网规划研究的初步成果、计划于“十三五”期间投产的“西电东送”直流工程可研成果以及上述2项南网企业标准，对南方电网2020年的无功配置方案及配置原则进行分析。

2.12020年交流电网无功补偿配置原则分析

2.1.1500 kV变电站容性无功补偿配置分析

“十三五”期间，广东、广西两省区500 kV容性无功配置比例均在17%左右；云南电网500 kV容性无功配置比例略高于10%，为12.4%；贵州电网容性无功配置比例不足10%，为8%[7]。

从分区情况来看：负荷中心地区的容性无功补偿较强，配置比例高于全省平均水平；地方电源丰富的地区，由于容性无功相对充足，其配置比例一般低于全省平均水平。

从单个变电站配置情况来看：位于负荷中心地区的500 kV站点，由于其所供地区负荷大，无功需求绝对值也相对较大；输电线路较长、输送潮流较重的500 kV站点一般装设有大量线路高抗，在“丰大”正常方式下加重了容性无功消耗；此外，由于近区线路无功消耗较大，“西电东送”通道的中间支撑站点对容性无功的需求也较大。对于上述站点，其容性无功配置比例一般在20%以上，例如广东负荷中心的广州狮洋变电站和深圳紫荆变电站容性无功配置比例均高达29%。处于电源集中送出地区的站点，其容性无功配置比例较低，如揭阳地区的岐山变电站、茂名地区的茂名变电站、湛江地区的东海岛，无功配置比例均只有8%。云南和贵州属于电源送端，全省无功配置比例都仅在10%左右，因此，省内很多属于电源集中送出的站点未配置容性无功，或配置比例在10%以内。

根据上述分析，2020年南方电网500 kV容性无功配置方案基本符合《电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，即：主变压器(以下简称“主变”)容性无功容量一般在主变容量的10%～20%之间，满足下列条件之一时，容性无功补偿设备可按主变容量的20%～30%配置：a)位于负荷中心地区的高阻抗变压器。b)位于输电通道上，输电线路较长、输送潮流较重的站点。虽然有个别省份或地区无功配置不满足要求，如贵州电网2020年容性无功配置比例不足10%，为8%，但是相比2012—2014年的5%左右的配置比例，其容性无功补偿已有明显提高，而且贵州属于电源送端地区，低容配置比例稍低也是合理的。

2.1.2220 kV变电站容性无功补偿配置分析

“十三五”期间，广东全省220 kV电网容性无功配置比例为19%；广西和海南均为17%左右；处于电源送端的云南和贵州两省无功配置比例较低，其中云南为13%，贵州为15%[7]。

从分区情况来看：处于负荷中心地区的220 kV站点，主变无功损耗及下送无功均较大，其容性无功补偿容量需求较大，例如广东的佛山、深圳，容性无功配比均在20%以上，分别为24%和23%。位于电源集中送出地区的站点，由于无功电源较充足，低容配置比例偏低，例如江中珠地区和梅河地区，低容配置比例为14%左右。

从单个变电站来看：广西负荷中心的南宁良庆变电站，容性无功配置比例为25%；贵州遵义电网的桐梓变电站、六盘水地区的水城变电站，无功配比均在28%左右。

综合来看，2020年南方电网220 kV容性无功补偿基本遵循《电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，即：“220 kV主变容性无功容量一般在主变容量的10%～20%之间，满足下列条件之一时，容性无功补偿设备可达主变容量的20%～30%：a)位于负荷中心地区的220 kV站点。b)进出线较多、潮流较重的220 kV枢纽站点。c)220 kV高阻抗变压器。d)中压侧或低压侧有直配负荷且负荷侧缺少无功补偿的站点。”

2.1.3220 kV及以下电压等级变电站感性无功补偿配置分析

在实际运行中，南方五省区普遍反映220 kV电网感性无功资源不足、低谷时段电压偏高，其中小水电较多的部分地区电压偏高问题尤为突出。在春节等节假日期间，为降低电压不得不采取停运直流及大量线路的运行方式，电网存在极大的运行风险和隐患。此外，电缆线路因电容大，充电功率较大；且因其截面大小不同，充电功率相差较大。目前常用220 kV电缆线路的充电功率一般为2.3～4.7 Mvar/km，而普通架空线路的充电功率一般为0.16～0.22 Mvar/km，两者相差数十倍。随着城市电缆线路比例的增加，负荷低谷期电缆产生的充电电容大量注入系统，导致电压超上限严重。

从2020年南方电网220 kV层面感性无功配置情况来看，各省区对于220 kV变电站的感性无功补偿越来越重视。例如，“十三五”期间，广东在小水电丰富的梅州河源、韶关清远、茂湛阳地区以及地方电源丰富的江中珠地区新增了62 Mvar的低抗配置，至2020年，广东220 kV电网低压电抗器容量共计618.7 Mvar；广西电网在充电功率过剩或者电缆进、出线较多的220 kV站点以及小水电集中送出的站点，新增了320 Mvar的低压电抗器，并将进一步关注负荷较轻、而水电集中送出的一些站点；云南电网为了满足水电富集送出地区对感性无功的需求，在滇西北和滇西南地区新增了212 Mvar的低压电抗器；海南电网新增了480 Mvar的低抗配置，至2020年，220 kV变电站低压电抗器容量共计632 Mvar，占主变容量7%。

2020年南方五省区的220 kV电网感性无功配置基本参照《电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，即：“对于下列充电无功功率过剩的220 kV变电站，应进行无功平衡计算，配置适当容量的感性无功补偿设备：a)有电缆进、出线的220 kV变电站。b)架空线路长、线路负载低的220 kV变电站。c)地方小电源集中上网的220 kV变电站。”但个别省区还存在补偿度不够或者不够重视的现象，比如广东电网在本次“十三五”系统设计中，对于负荷中心内装设电缆的220 kV变电站就未考虑装设感性无功，而且“十三五”期间新增的低压电抗器容量较少，低抗比例较低。

2.22020年直流工程无功补偿配置原则分析

2.2.1电压波动对无功分组容量的限制

换流站投切无功分组容量ΔQ与换流站交流母线暂态电压变化率ΔU之间存在式(1)的关系：

(1)

式中Sd为换流站交流母线的短路容量。

一般情况下，暂态电压变化率与投切的无功分组容量在同样的系统条件下成正比关系，而暂态电压变化率一定时，系统短路容量越大则允许的分组投切容量越大。

目前国内直流工程中，关于投切一个无功小组引起的暂态电压波动的限值，基本沿用1.5%～2%这一标准。对于弱交流系统，由于系统短路容量较小，为了满足投切无功小组引起的电压波动不超过限值，无功小组分组容量可能很小，造成分组数太多。在观音岩直流工程中，受端富宁换流站位于云南与广西交界处，电网薄弱，为避免无功分组数太多，电压波动考核点选择的是富宁换流站接入的第一落点500kV靖西变电站的中压侧[8]。这一做法与《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》中规定的“对于弱交流系统，为避免分组数太多，暂态电压波动可不直接考核换流站交流母线的电压变化率，考核点可取对电网有影响、用户有电能质量要求的邻近公共连接点母线”是一致的。

2.2.2无功小组分组容量的确定原则

无功分组容量的选择，是以工程投产年短路容量最小的典型运行方式为基础进行计算的，此时直流系统一般也运行在低功率水平上。当直流输电容量较大时，近区电源开机增加，系统短路容量增大，可以承受更大的无功分组容量[9-11]，因此，可以考虑加大部分无功小组的容量，在直流输送功率较高时投切。

换流站的无功补偿装置是由具有滤波器功能的交流滤波器和单纯的电容器组成的。由于交流滤波器组总是最先投入运行，应满足其最小无功分组容量限制的要求，故从减少无功小组数量的角度考虑，应加大无功补偿并联电容器组的容量，即站内交流滤波器组容量取低值、并联电容器组容量适当加大。因此，《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》中提出：“为提高无功补偿配置方案的经济性，必要时可考虑交流滤波器和电容器组采用不同分组容量配置的方案。”

罗平背靠背换流站云南侧即采用了加大电容器分组容量的方案，远期无功补偿分为8小组，其中交流滤波器6小组，每组容量110Mvar；并联电容器2小组，每组容量160Mvar，大大减少了无功分组数[12]。

2.2.3无功大组分组容量的确定原则

《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》规定：切除一个无功大组是一种非正常方式，暂态电压变化率一般不大于6%，应根据交流系统条件在规定范围内确定限制，必要时可以放宽考虑，即切除无功大组引起的暂态电压变化不应导致直流系统发生闭锁故障，但可以合理地降低直流功率输送水平，“无功大组的容量选择应结合系统稳定要求、无功小组的容量、大组断路器最大开断能力、滤波器类型和配置要求、设备可靠性水平等因素综合确定”。

关于切除无功大组引起的电压变化限值问题，在设计过程中的处理方式并不统一，之前工程中大多数是按照切除无功大组引起的暂态电压波动不大于6%来控制大组容量的，也有按照稳态电压波动不大于5%来控制。

在观音岩直流送出工程中，切除无功大组时，送端换流站按系统允许的稳态电压波动不超过5%控制，并考虑“N-1”运行方式；受端换流站按系统允许的暂态电压波动不超过6%控制，考虑全接线方式。罗平背靠背换流站无功大组计算考虑的是全接线方式，而滇西北直流在送、受端换流站计算无功大组容量时，考核的是“N-1”方式[12-14]。

以上3个直流工程，不仅电压波动选取原则不一致，而且考核的系统运行方式也不统一。目前，南方电网直流工程至今尚未发生过切除无功大组，国家电网部分运行时间较久的换流站发生的无功大组跳开情况一般不会超过1次/年·站[15]。考虑到无功大组不会单独进行投切，只有可能发生在故障情况下，而这个概率也很小，即使发生了突然切除无功大组的现象，其对系统稳定的影响并不比线路三相短路跳开严重，系统是可以承受的，因此建议在电压波动方面对无功大组容量的限制可以放宽考虑，主要以不导致直流系统发生闭锁故障为原则，同时建议在系统运行方式的选取上不再考虑“N-1”方式，而以全接线方式作为考核方式。

2.2.4动态无功补偿装置

《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》中提到：可考虑通过装设抑制电压波动的设备优化无功配置方案，以获得较优的经济性，经过充分论证后也可考虑在换流站内或近区变电站装设静止无功补偿器、静止同步补偿器(staticsynchronouscompensator，STATCOM)等具有动态电压调节能力的设备。

观音岩送出工程中永仁至富宁±500kV直流，其受端换流站落点在云南富宁地区，富宁换流站接入交流系统电网薄弱，直流投产初期若按照3GW全送广西方式运行，即电力全部通过富宁换流站—靖西双回线路送出，由于直流所接入系统较为薄弱(全接线方式下有效短路比为2.0，“N-1”方式下为1.2)，在富宁换流站—靖西单回线路发生“三永”故障情况下，观音岩直流或罗平背靠背直流将发生单极闭锁，影响系统稳定运行。因此考虑在富宁换流站—靖西双回线路上加装50%串联电容补偿，并在富宁换流站配置300Mvar的STATCOM装置[13]。受端换流站由于装设了3组STATCOM，无功小组容量由45Mvar增加至110Mvar。

3　结束语

对南方电网近年来无功电压实际运行情况和2020年南方五省区相关直流工程无功补偿配置方案的分析，表明了“十三五”期间南方电网无功补偿配置基本遵循了《电力系统无功补偿配置技术原则》和《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》2个标准。相比现况而言，无论是低容配置比例，还是感性无功补偿度，均有不同程度的加强。在直流工程的无功配置方面，对于弱交流系统无功分组容量的确定原则考虑得更加实际。为提高无功小组分组容量，避免分组数太多，在观音岩直流工程中，受端富宁换流站投切无功小组引起的电压波动考核点选取的不是换流站交流母线，而是换流站接入的第一落点500kV靖西变电站的中压侧；同样，为避免分组数太多，提高无功补偿配置方案的经济性，在罗平背靠背换流站云南侧采用了交流滤波器和电容器组不同分组容量的配置方案，加大了电容器分组容量。

虽然“十三五”期间南方电网的无功补偿配置取得了一定进步，但也存在有待进一步改进的方面：

a)对220kV及以下电压等级变电站的感性无功补偿配置重视仍不足。广东电网在本次“十三五”系统设计中，对于负荷中心内装设电缆的220kV变电站未考虑装设感性无功，而且“十三五”期间新增的低压电抗器容量较少，低抗配置比例较低。

建议在今后的规划和工程设计中，重视对220kV及以下电压等级变电站的感性无功补偿配置。

b)无功大组分组容量限制原则考虑不统一。观音岩直流、罗平背靠背和滇西北直流3个工程，对于无功大组分组容量的选择，不仅电压波动选取原则不一致，而且考核的系统运行方式也不统一，即使同一个直流工程的送、受端换流站，考虑原则也不一样。

切除无功大组是一种非正常方式，无功大组不会单独进行投切，只有可能发生在故障情况下，而这个概率也是微乎其微，因此建议在电压波动方面对无功大组容量的限制可以放宽考虑，主要以不影响直流系统运行为主，同时建议在系统运行方式的选取上不再考虑“N-1”方式，而以全接线方式作为考核方式。

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(编辑霍鹏)

Research Reactive Power Compensation and Configuration Principles of CSG in 2020

HUANG Juanjuan1, WANG Wei1, HONG Chao2, CHEN Yan2, ZHAO Yong2

(1. Central Southern China Electric Power Design Institute Co., Ltd. of China Power Engineering Consulting Group Co., Ltd., Wuhan, Hubei 430071, China; 2. Electric Power Research Institute of CSG, Guangzhou, Guangdong 510800, China)

China southern power grid (CGS) is a kind of typical DC/AC hybrid power grid, reasonable reactive power compensation and configuration plays an important role in balancing system reactive power and adjusting system voltage operation level. In order to ensure security,quality and economic operation of CSG, this paper analyzes reactive power compensation and configuration, operating voltage level, reactive power configuration between different voltage layers and different regions according to actual situations of CSG in recent years and planning grid for 2020. Combining with two enterprise standards of Technical Regulation for Configuring Reactive Power Compensation Equipment of Power System and Technical Guide on Reactive Power Compensation and Configuration for High Voltage Direct Current Converter Station completed in 2014, the reactive power compensation configuration in 2020 is studied so as to discover shortages and propose aspects requiring attention and improvement.

China Southern Power Grid (CSG); reactive power compensation; configuration principle; converter station; reactive power capacity grouping; voltage fluctuation

2016-01-19

2016-03-24

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.07.011

TM71

A

1007-290X(2016)07-0053-06

黄娟娟(1979)，女，湖北荆州人。高级工程师，工学硕士，主要从事电力系统规划设计和研究工作。

王巍(1981)，男，河北邯郸人。高级工程师，工学硕士，主要从事电力系统规划设计和研究工作。

洪潮(1967)，男，湖北丹江口人。教授级高级工程师，工学博士，主要从事交直流电力系统仿真分析、直流输电技术研究工作。

科研项目：中国南方电网有限责任公司科研项目(K-KY2013-903)