雅中—江西±800 kV特高压直流工程受端换流站容性无功配置研究

黄娟娟，李泰军，田昕，王巍，唐金锐

(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)



雅中—江西±800 kV特高压直流工程受端换流站容性无功配置研究

黄娟娟，李泰军，田昕，王巍，唐金锐

(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)

针对雅中—江西±800 kV直流输电工程受端换流站采用分层接入技术、换流站无功配置更为复杂的特点，为保证江西电网交、直流系统的无功平衡和安全稳定运行，通过对直流额定功率运行方式下的最大容性无功消耗及无功分组投切引起的电压波动进行计算，提出雅中—江西±800 kV直流工程受端换流站的容性无功补偿总容量需求和分组容量要求，配置容性无功补偿方案，并分析了采用动态无功补偿设备以减少无功分组数的可行性。为节省占地和工程投资，进一步对无功大组容量进行优化，并根据目前国内已投运各换流站的实际无功运行情况，提出对无功大组容量限制可以放宽考虑，在系统运行上可以不再考虑“N-1”方式，切除无功大组的电压波动可按全接线方式校核。

特高压直流；换流站；无功补偿；无功配置；无功分组；电压波动

为解决四川电网外送通道不足、富裕水电外送受限的矛盾，满足四川电网“十三五”及以后富余水电送出、实现四川水电资源在全国更大范围内优化配置，保障江西电网的用电需求，国家电网公司规划在“十三五”期间建设雅中—江西±800 kV特高压直流输电工程，直流额定输送容量双极10 GW。

雅中—江西直流工程受端南昌换流站采用分层接入技术，高端换流变(网侧额定电压500 kV)接入江西500 kV主网，低端换流变(网侧额定电压1 000 kV)接入南昌特高压交流站1 000 kV母线，换流站1 000 kV交流配电装置与南昌特高压交流站合建。

目前国内已投运的±800 kV特高压直流工程额定输送容量一般为5～8 GW，两端换流站均采用一级电压接入系统。与已投运的±800 kV直流工程相比，雅中—江西直流工程具有输送容量大、受端换流站接入系统方式复杂的特点。受端换流站的无功补偿配置较常规的换流站更为复杂。

为保证工程投运后交直流系统正常和事故方式下的无功平衡以及江西电网安全稳定运行，有必要对雅中—江西直流受端换流站的无功补偿和配置进行研究。

本文通过对直流额定功率运行方式下的最大容性无功消耗、交流系统无功提供能力、无功分组投切引起的电压波动进行计算，提出了受端换流站的容性无功补偿配置方案，并分析了采用动态无功补偿设备以减少无功分组数的可行性，为了减少无功大组数，对无功大组容量的确定原则提出了新的思考。

1 工程概况

雅中—江西特高压直流输电工程额定电压±800 kV，额定输送容量双极10 GW，额定工作电流6.25 kA，换流阀接线采用双极、每极2组12脉动阀组串联接线方式。直流输电线路起于四川省凉山州盐源县，途径四川、云南、贵州、湖南、江西五省，落点江西省抚州市东乡县，整个直流线路全长约1 700 km。

受端南昌换流站审定的接入系统方案：南昌换流站与拟建的交流特高压南昌站合建，换流站低端升压至1 000 kV，通过站内短引线出线2回，接入拟建的南昌特高压交流站1 000 kV交流母线；换流站高端以500 kV电压等级接入系统，出线4回接入江西500 kV电网。

2 换流站无功消耗

换流站的无功消耗Qdc与直流的输送功率、直流电压、直流电流、换相角以及换相电抗等因素有关[1-2],即

(1)

其中：

式中：P为换流器直流侧有功功率；φ为换流器的功率因数角；μ为换相角；Xc为每相换相电抗；Id为直流运行电流；α为整流器触发角；E11为换流变阀侧绕组空载电压；Ud为极直流电压；Udio为极理想空载电压。

Qdc的计算应考虑设备制造公差及系统测量、控制误差等因素，使换流站最大无功消耗达最大值。考虑设备制造公差及系统测量误差等因素后，额定运行方式下受端换流站最大无功消耗见表1。

表1 南昌换流站最大无功消耗

直流功率/GW极端短路阻抗百分比/%无功消耗/Mvar10高端(500kV侧)203026低端(1000kV侧)203029合计6055

由表1的计算结果可见：南昌换流站最大无功消耗总量为6 055 Mvar，其中极高端阀厅及其网侧500 kV换流变无功消耗为3 026 Mvar；极低端阀厅及其网侧1 000 kV换流变无功消耗为3 029 Mvar。

3 换流站容性无功配置方案

换流站落点近区电源点较少，系统提供容性无功能力有限；另一方面，远景江西电网将大规模接受外区电力，受端电网大方式下容性无功缺口将日益增大，因此，南昌换流站无功配置研究中，不考虑交流系统对换流站的容性无功支持能力。

3.1 无功分组容量的确定原则[3-8]

换流站的无功补偿装置需分组投切运行，以适应各种直流运行方式。无功补偿设备分组容量应综合考虑投切影响、电压控制、滤波性能和设备布置等要求进行优化。

根据Q-GDW 146—2014《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》和实际工程经验，南昌换流站无功小组或无功大组投切引起的交流母线电压变化率按如下标准考虑：

a) 投切无功小组引起的换流站交流母线稳态电压波动不宜大于1%、暂态电压波动应不大于2%。

b) 切除一个无功大组，即所有连在此大组中的电容器分组和滤波器分组都被同时切除，是一种非正常方式，大组切除不应作为无功功率控制，只能作为一种保护功能。切除大组引起的换流站交流母线暂态电压波动不宜大于6%，必要时可放宽考虑。

3.2 无功小组容量分析

对一定范围内无功小组容量投、切引起的暂态电压和稳态电压波动进行稳定计算校核，计算中选取系统短路容量最低的2018年枯小方式，直流输送功率10 GW。对于网侧1 000 kV母线，考虑南昌—武汉特高压1回线路故障退出运行；对于网侧500 kV母线，考虑换流站—南昌东1回线路故障。

最严重工况(无功小组容量主要受稳态电压波动限制)下的计算结果见表2。

表2 投切无功小组电压波动计算结果(最严重工况)

网侧电压/kV无功分组容量/Mvar切一组稳态电压波动投一组稳态电压波动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+分别是事故发生前一刻和后一刻的电压标幺值；ΔU是U0+与U0-的差值同U0-的比值(下表同)。

由表2的计算结果可知，1 000 kV侧无功小组容量不宜超过250 Mvar；500 kV侧无功小组容量不宜超过160 Mvar。

3.3 无功大组容量分析

对无功大组容量切除引起的电压波动进行稳定校核计算，计算方式与前述小组波动计算方式相同，计算结果见表3。

表3 切除无功大组电压波动计算结果(“N-1”方式)

网侧电压/kV无功分组容量/Mvar切一组暂态电压波动U0-U0+ΔU/%切一组稳态电压波动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

切除无功大组的暂态电压变化率若按不大于6%控制，则1 000 kV侧无功大组容量不宜超过1 500 Mvar；500 kV侧无功大组容量不宜超过800 Mvar。

3.4 容性无功补偿配置

根据直流系统运行条件，换流站无功补偿总容量Qtotal应满足式(2)的要求[1],即

(2)

式中：Qtotal为换流站无功补偿总容量；Qac为交流系统提供的无功；Qdc为换流站消耗的无功；Qsb为换流站的无功备用容量，通常按照一个无功小组考虑；k为电压修正系数，计算中一般取k=1.0。

通常换流站容性无功补偿容量按直流系统正向全压额定运行方式确定(需考虑各主回路参数的测量误差)，并考虑一组备用，根据前述交流系统提供无功能力分析，换流站近区交流系统提供无功能力为0，即Qac=0，换流站容性无功应考虑自身平衡。

对于南昌换流站，双极全压额定运行方式下，1 000 kV侧：Qac=0 Mvar，Qdc=3 029 Mvar，Qsb=250 Mvar，代入式(2)中得到Qtotal≥3 279 Mvar；5 00 kV侧：Qac=0 Mvar，Qdc=3 026 Mvar，Qsb=160 Mvar，代入式(2)中得到Qtotal≥3 186 Mvar。

根据对1 000 kV和500 kV侧无功大、小组容量的分析，提出无功配置方案见表4。

1 000 kV侧无功配置方案采用3大组，14小组，小组容量240 Mvar，最大大组容量1 200 Mvar，无功补偿总容量3 360 Mvar；500 kV侧无功配置方案采用4大组，20小组，小组容量160 Mvar，大组容量800 Mvar，无功补偿总容量3 200 Mvar，无功总量及分组均能满足要求。

表4 南昌换流站无功配置方案

网侧电压/kV小组容量/Mvar无功小组组数无功大组组数无功大组容量/Mvar总无功配置/Mvar1000240143120033605001602048003200

4 换流站无功配置方案优化

4.1 无功大组容量优化

目前关于切除无功大组引起的换流站交流母线电压波动限值问题在设计过程中的处理方式并不统一，国家电网公司企业标准Q-GDW 146—2014《高压直流换流站无功补偿与配置技术导则》规定：“切除无功大组引起的换流母线暂态电压波动不宜大于6%”；中国电力工程顾问集团公司企业标准Q/DG 1-X002—2009《高压直流换流站接入系统设计技术导则》仅提出“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，但可以合理降低直流功率输送水平”。

文献[9-10]中指出：“根据目前国内已投运各换流站的无功运行情况调研结果，无功大组因故跳开的情况并不多，南方电网有限责任公司(以下简称“南网”)管辖范围内直流换流站至今尚未发生过，国家电网管辖范围内有部分运行时间较久的换流站发生过无功大组跳开情况，但出现概率很低，一般不会超过1次/(年·站)。结合已投运直流换流站的实际运行调研情况，考虑到无功大组的切除属非正常运行方式，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，按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要求即可。”

同时结合《电力系统安全稳定导则》对安全稳定标准的划分，考虑到切除一个无功大组本身已是一种非正常方式，故在系统运行上建议不再考虑“N-1”方式，切除无功大组的电压波动可按全接线方式校核。目前，在南方电网多个直流工程(观音岩直流、罗平背靠背)设计中，无功大组容量的考核均是选取全接线方式[11-12]。

根据设备制造厂家的调研资料，目前1 000 kV电压等级交流断路器最大可切合容性电流约1.2 kA，对应最大无功容量约2 100 Mvar；500 kV电压等级交流断路器最大可切合容性电流约1.5 kA，对应最大无功容量约1 365 Mvar。

若按全接线方式考虑，则南昌换流站1 000 kV侧无功大组可以做到1 800 Mvar，500 kV侧无功大组可以做到950 Mvar，均未超过大组断路器的容性电流遮断能力。切除无功大组引起的电压波动计算结果见表5。

表5 切除无功大组电压波动计算结果(全接线方式)

网侧电压/kV无功分组容量/Mvar切一组暂态电压波动U0-U0+ΔU/%切一组稳态电压波动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，按全接线方式校核的1 000 kV侧无功大组容量增加了300 Mvar，而500 kV侧无功大组容量仅增加了150 Mvar。采用全接线方式对减少500 kV侧无功大组数基本没效果，但却可以减少1 000 kV侧无功大组1个组数，参考《电网工程限额设计控制指标(2015年水平)，可相应节省投资约人民币1亿元。

因此，综合各方面因素考虑，建议1 000 kV侧无功配置方案按2大组、14小组、小组容量240 Mvar考虑，此时大组容量为1 680 Mvar。

4.2 500 kV加装静止同步补偿器(STATCOM)

4.2.1 无功配置方案

由于换流站高端500 kV侧与南昌特高压交流站存在一定电气距离，随着武汉—南昌—长沙特高压交流工程的投产，对其500 kV侧短路容量贡献较小，500 kV侧无功小组容量不够大。因此，本文针对500 kV侧无功分组，考虑加装静止同步补偿器(static synchronous compensator, STATCOM)后，对其进行分析。

受电子注入增强栅晶体管(injection enhance gate transistor, IEGT)额定电压的限制，目前单套STATCOM最大制造能力约160 Mvar。STATCOM由24个IEGT单元串联而成，其接入电压等级通常为35 kV，若提高接入电压等级至66 kV及以上，则需串联的IGBT单元超过40个，设备成本大幅提升[13-14]。结合设备与系统特点，可考虑将STATCOM接入专用升压变，升压至500 kV后接入换流站500 kV交流母线。

在考虑配置3组150 Mvar STATCOM后，核算无功小组投切引起的电压波动，系统运行方式及开机与上节相同，计算中考虑1组STATCOM检修，2组STATCOM正常运行，最严重工况(加装STATCOM后的无功小组容量主要受暂态电压波动限制)下的计算结果见表6。切除无功大组的电压波动按全接线方式校核，计算结果见表7。

表6 投切无功小组电压波动(配置3组STATCOM)(最严重工况)

网侧电压/kV无功分组容量/Mvar切一组暂态电压波动投一组暂态电压波动U0-U0+ΔU/%U0-U0+ΔU/%5002900.99750.9788-1.870.99751.01691.943000.99750.9782-1.930.99751.01752.01

表7 切除无功大组电压波动(配置3组STATCOM)(全接线方式)

网侧电压/kV无功分组容量/Mvar切一组暂态电压波动U0-U0+ΔU/%切一组稳态电压波动U0-U0+ΔU/%50011501.0040.9448-5.901.0040.9641-3.9712001.0040.9424-6.141.0040.9618-4.20

由表7可见，南昌换流站500 kV侧配置3组STATCOM后，无功小组容量可以提升至290 Mvar。由表8可见，切除无功大组按全接线方式校核，大组容量可以提升至1 150 Mvar。此时，配置12小组、3大组，小组容量270 Mvar，大组容量1 080 Mvar，无功补偿总容量3 240 Mvar，可以满足要求。

4.2.2 经济比较

相比未加装STATCOM前，500 kV无功配置减少了1个大组、8个小组。下面从总平面布置及经济性方面对2个方案进行比较，比较结果见表8。

a) 交流滤波器及电容器组配置比较。方案1，500 kV交流滤波器及电容器组暂按4大组、20小组、小组容量160 Mvar考虑；方案2，500 kV交流滤波器及电容器组暂按3大组、12小组、小组容量270 Mvar考虑，同时装设3组150 Mvar STATCOM。

表8 换流站500 kV无功配置经济比较

注：GIS—气体绝缘金属封闭开关设备，gas insulated switchgear 的缩写。

b) 平面布置方案比较。500 kV交流滤波器采用改进“田字形”布置。方案1中，滤波器总计占地面积约5.96 ha；方案2中，滤波器占地面积约3.72 ha，3组STATCOM占地面积约1.08 ha，方案2总占地面积约4.8 ha。加装STATCOM后，占地面积减少了1.16 ha。

c) 经济比较。500 kV交流滤波器大组和STATCOM均作为1个元件接入500 kV串中。方案1中，4大组滤波器、4回出线、2组换流变进线共10个元件组成5个完整串，共装设500 kV GIS断路器15台。方案2中3大组滤波器、3组STATCOM、4回出线、2组换流变进线共12个元件组成6个完整串，共装设500 kV GIS断路器18台。

方案2交流滤波器总容量增加40 Mvar，小组进线回路设备减少8组，增加3组150 Mvar STATCOM。

综合来看，虽然加装STATCOM有助于减少占地和降低无功分组数，但由于STATCOM和专用升压变压器投资增加较多，方案2与方案1相比，总体投资却增加了约9 000万元，可见加装STATCOM无功配置方案不具备明显的经济优势，暂不作为推荐。

5 结束语

a) 直流正向全压运行方式下，南昌换流站的最大无功消耗：极高端阀厅及其网侧500 kV换流变无功消耗为3 026 Mvar；极低端阀厅及其网侧 1 000 kV换流变无功消耗为3 029 Mvar。

b) 换流站无功小组投切引起的交流母线电压波动按照稳态电压波动不大于1%、暂态电压波动不大于2%考虑。

c) 考虑到切除一个无功大组本身已是一种非正常方式，故在系统运行上建议不再考虑“N-1”方式，切除无功大组的电压波动可按全接线方式校核。

d) 南昌换流站容性无功补偿配置方案推荐是1 000 kV侧交流滤波器及电容器组按2大组、14小组、小组容量240 Mvar考虑；500 kV侧交流滤波器及电容器组按4大组、20小组、小组容量160 Mvar考虑。

目前雅中—江西±800 kV特高压直流工程已完成可行性研究，本文对南昌换流站的无功配置研究仅作为相关工程参考，具体无功配置方案在下一阶段还需根据具体设备参数及滤波器配置方面情况进行进一步的详细研究。

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(编辑 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

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

李泰军(1977)，男，湖北荆州人。高级工程师，工学硕士，从事电力系统规划设计和研究工作。

田昕(1984)，男，湖南株洲人。高级工程师，工学硕士，从事电力系统规划设计和研究工作。