800kv云廣直流換流站無功補償配置方案

800kv云廣直流換流站無功補償配置方案

0特高壓直流輸電系統(tǒng)改造南方電氣云南-廣東特高壓直流設計800kv。它是南方電氣“五個”牌的重要組成部分，也是世界上第一個800kv直接相關能源項目。采用±800kV特高壓直流輸電方案可節(jié)省輸電走廊資源、減少輸電損耗、提高輸電技術水平。該工程的建設能促進區(qū)域資源優(yōu)化配置,是南方電網(wǎng)電源結構調整的需要,也是我國電力裝備制造業(yè)自主創(chuàng)新、提高水平的需要。特高壓直流無功配置包括確定交流系統(tǒng)無功能力、配置換流站無功補償設備、確定直流系統(tǒng)的無功電壓控制策略等,體現(xiàn)了補償配置的平衡和調節(jié)與控制過程的平衡2方面的要求。本文根據(jù)特高壓換流站無功需求的特點,結合±800kV云廣直流送受端交流系統(tǒng),提出換流站的無功補償設備總容量及其分組配置方案,并驗證其可行性。1800km云廣直流供電工程及其運行模式1.1端麻黃換流站項目云廣直流輸電工程額定電壓為±800kV,額定輸電容量為雙極5000MW,額定電流為3125A,采用雙12脈動閥組串聯(lián)接線方式。送端楚雄換流站位于云南楚雄州祿豐縣,受端穗東換流站位于廣州增城東部,工程計劃2009年6月單極投產(chǎn),2010年雙極投產(chǎn)。楚雄換流站通過2回500kV交流線路與和平500kV變電站相連;小灣水電站通過2回500kV線路接入楚雄換流站、經(jīng)1回500kV線路接入和平變電站;金安橋水電站通過2回500kV線路接入楚雄換流站;穗東換流站500kV交流出線6回,至500kV增城、橫瀝和水鄉(xiāng)變電站各2回。1.2單極金屬回路運行方式云廣直流工程的主要運行方式有:1)雙極全壓運行方式,直流輸送額定功率;2)單極大地回路運行方式;3)單極金屬回路運行方式;4)降壓80%運行方式,相應的直流輸送功率為80%額定功率;5)降壓70%運行方式,相應的直流輸送功率為70%額定功率;6)雙極不對稱運行方式;7)功率倒送方式。根據(jù)換流站無功消耗特點及無功配置要求,本文僅研究運行方式1)、4)和5)。2交流系統(tǒng)無功補償設置的必要性分析無功補償與配置的主要目的是確定換流站所需的無功補償總容量、分組容量和無功補償設備。無功補償與配置方案應能滿足換流器和交流系統(tǒng)對無功平衡的要求,綜合考慮交流濾波要求、電壓控制要求、投資費用等。換流站無功補償容量應按直流系統(tǒng)正向全壓額定運行方式確定,還需考慮各主回路參數(shù)的測量誤差。過負荷方式下額外增加的無功消耗可利用交流系統(tǒng)無功能力和備用無功補償分組來平衡;直流降壓運行方式不作為計算換流站無功補償容量的必要方式,降壓方式下所需無功補償缺額可由備用無功容量及交、直流系統(tǒng)相互調節(jié)提供;功率反送運行方式不作為計算長距離直流輸電工程換流站無功補償容量的必要方式[7,8,9,10,11,12,13]。進行換流站無功補償配置時應充分利用交流系統(tǒng)的無功支持能力,減少換流站無功補償容量,節(jié)省無功補償設備(如電容器和電抗器)的投資,還可減少無功補償設備的分組,節(jié)省相應的變電設備和控制保護設備的投資。當換流站位于電廠或電廠群附近,如水電廠送出工程的換流站,在直流系統(tǒng)大負荷運行時,可以利用交流系統(tǒng)的部分無功電源,達到少裝容性無功補償設備的目的;在直流系統(tǒng)小負荷運行時,可以利用發(fā)電機的進相能力,吸收換流站的部分過補償無功,以達到少裝容性無功補償設備的目的。3交換站的配置沒有邊界條件3.1換流站無功消耗計算換流站無論工作在整流運行還是逆變運行狀態(tài),都要消耗容性無功,即換流站對交流系統(tǒng)而言總是無功負荷。換流站無功消耗的計算一般應計及多種不同的交直流運行方式,換流站無功消耗的容量與直流輸送功率、直流電壓、直流電流、換相角以及換相電抗等因素有關。換流站無功消耗可用如下公式進行計算式中:Qdc為換流器無功消耗;Pd為換流器直流側功率;?為換流器功率因數(shù);α為觸發(fā)角;μ為換相重疊角。當換流站以逆變方式運行時,用γ代替α,γ為逆變站熄弧角。穩(wěn)態(tài)控制時α、γ的允許變化范圍分別為12.5°~17.5°、17.0°~19.5°。計及一定的換流變制造公差以及Ud、Id、α、γ等測量誤差,由此計算得出2側換流站不同運行方式下的無功消耗量如表1所示,其中雙極全壓運行方式下α=17.7°,γ=20.5°;降壓80%運行方式下α=14.3°,γ=25.0°;降壓70%運行方式下α=30.4°,γ=36.9°。3.2發(fā)揮無功率對于交流系統(tǒng),負荷水平、發(fā)電機出力、電網(wǎng)電壓的控制方式、無功補償設備的投切以及電網(wǎng)接線方式的變化等都將影響系統(tǒng)無功功率的平衡。楚雄換流站位于南方電網(wǎng)的送端,在直流系統(tǒng)大負荷運行時,經(jīng)過無功平衡計算,送端交流系統(tǒng)向楚雄換流站提供的無功功率取為30Mvar。受端穗東換流站位于負荷中心,換流站交流母線將作為交流系統(tǒng)的樞紐母線,需維持母線電壓基本恒定,一般采用保持換流站本身無功平衡,不與交流系統(tǒng)進行無功交換的設計原則,故考慮穗東換流站全部在站內(nèi)自補償無功補償容量,即受端交流系統(tǒng)向穗東換流站提供的無功功率為0。3.3線路的穩(wěn)定性分析在直流系統(tǒng)小負荷運行時,對于楚雄換流站,可利用附近發(fā)電機的進相能力吸收換流站的部分過補償無功,從而減少容性無功補償設備容量。經(jīng)過計算,楚雄換流站允許向交流系統(tǒng)倒送容性無功功率210Mvar。受端穗東換流站處于廣東電網(wǎng)負荷中心地區(qū),電網(wǎng)較為堅強,相關500kV變電站均配置有一定的低壓電抗器,電網(wǎng)具有一定的無功吸收能力。計算表明,當穗東換流站向系統(tǒng)倒送300Mvar容性無功功率時,電網(wǎng)運行電壓仍可維持在正常范圍,故考慮受端交流系統(tǒng)吸收無功的能力為300Mvar。4除整個大組的方法根據(jù)云廣特高壓直流工程的要求,當濾波器分組或并聯(lián)電容器分組投切時,楚雄和穗東換流站交流母線暫態(tài)電壓分別不超過2%和1.5%。切除整個大組,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,可以當作一種非正常方式,不應用作無功功率控制,只能作為一種保護措施。無功補償設備由濾波器組及電容器組組成,楚雄換流站最大無功小組容量為187Mvar(基準電壓525kV),穗東換流站最大無功小組容量不超過210Mvar(基準電壓500kV)。楚雄和穗東換流站交流濾波器組及電容器組的推薦配置如表2所示。5無補償能力和配置的調整5.1低場交流系統(tǒng)n-1及下的qp最佳運行條件換流站內(nèi)無功補償總容量應滿足下式要求式中:Qtotal為換流站無功補償總容量;Qac為交流系統(tǒng)提供的無功;Qdc為換流站消耗的無功量;Qsb為換流站的無功備用容量,通常取1組無功小組容量;Uac為換流站交流母線電壓標么值,計算中一般取1.0。對于楚雄換流站,為了滿足在孤島運行方式下交流系統(tǒng)“N-1”無功平衡要求,換流站需向交流系統(tǒng)提供200Mvar容性無功。根據(jù)式(3),得到雙極全壓方式下Qtotal≥3311Mvar,而在送端交流系統(tǒng)正常運行電壓下(楚雄換流站側為525kV),交流濾波器和并聯(lián)電容器所提供的總無功Qtotal=3366Mvar≥3311Mvar。對穗東換流站,根據(jù)式(3),得到雙極全壓方式下Qtotal≥3269Mvar。在受端交流系統(tǒng)正常運行電壓(525kV)下,交流濾波器和并聯(lián)電容器所提供的總無功Qtotal=(7×190+8×210)×(525/500)2=3319Mvar≥3269Mvar。可見,楚雄和穗東換流站配置的無功補償容量可以滿足直流運行條件的要求。5.2交流濾波器產(chǎn)生的無功消耗量在直流小方式下,根據(jù)濾波要求須投入一定數(shù)量的容性無功補償設備,換流站在滿足本身容性無功消耗的情況下可能產(chǎn)生剩余的容性無功功率,換流站需要的感性無功補償容量Qr可按下式計算式中:Qfmin為正常電壓下最小交流濾波器組產(chǎn)生的無功;U為交流母線電壓標幺值,通常取1.0。云廣特高壓直流最小運行工況為單極輸送直流功率250MW,交流系統(tǒng)電壓取550kV,為滿足濾波要求需投入2小組濾波器,計算得到楚雄換流站和穗東換流站的無功消耗量分別為221Mvar和220.8Mvar。楚雄和穗東換流站允許的Qac分別為210、300Mvar,按式(4)計算,對于楚雄換流站Qr=-20.5Mvar<0,對于穗東換流站Qr=-61Mvar<0?？梢?適當增大觸發(fā)角及熄弧角,利用交流系統(tǒng)無功吸收能力,可吸收直流小方式下楚雄和穗東換流站最小濾波器組產(chǎn)生的剩余容性無功功率。5.3計算結果分析換流站投切無功分組容量?S與換流站交流母線的暫態(tài)電壓變化率?U之間存在如下關系式中Sd為換流站交流母線的短路容量。根據(jù)式(5)可由短路容量初步推算最大的無功分組容量。在不同運行方式下,楚雄換流站和穗東換流站投切無功小組時交流母線的暫態(tài)電壓波動仿真計算結果見表3和表4。從計算結果看,對于楚雄換流站,交直流并列運行情況下,正常運行、交流線路1回及2回退出運行時,投切無功小組暫態(tài)電壓波動范圍為1.17%~1.59%,滿足要求。孤島運行方式下,楚雄投切無功小組暫態(tài)電壓波動最大為4.52%,為了滿足穩(wěn)定的要求,無功分組控制中無功控制策略需考慮增加異常電壓控制功能,換流站裝設靜止無功補償器(staticvarcompensator,SVC)是解決以上問題的一種措施。計算表明,在孤島運行方式下,楚雄換流站投入SVC可在-120~+120Mvar范圍內(nèi)調節(jié),則投切小組的暫態(tài)電壓波動不超過1.23%,穩(wěn)態(tài)電壓波動不超過0.79%,滿足設計限值要求,并留有裕度。對穗東換流站,考慮正常運行、交流線路1回及2回退出運行,投切無功小組電壓暫態(tài)波動范圍為0.75%~1.83%,基本滿足要求。5.4無功補償裝置投切無功分組投切仿真結果考慮送、受端換流站無功消耗、換流站最小濾波要求、換流站與交流系統(tǒng)無功功率交換限值等參數(shù),運用直流設計軟件對云廣特高壓直流各種運行方式下?lián)Q流站無功分組投切進行了仿真計算,無功補償裝置的投切順序應按照制定的無功控制策略確定,以滿足無功消耗和濾波要求,得到楚雄和穗東換流站投切無功分組曲線及換流站與交流系統(tǒng)的無功交換曲線如圖1~4所示?？梢钥闯?在滿足換流站濾波要求的前提下,兩端換流站與交流系統(tǒng)在各種運行方式下的無功交換仍在允許范圍內(nèi),即上述換流站的濾波器組合方案是可行的。6設置不同投切組合方案1)對于楚雄換流站,允許向系統(tǒng)倒送容性無功210Mvar,允許交流系統(tǒng)向換流站提供30Mvar容性