遼寧綏中電廠改接高嶺背靠背換流站華北側(cè)無功控制策略研究

王亞濤，趙冠華，吳彥維，范延霞，艾紅杰，史博倫

(1.許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000；2.哈爾濱工程大學(xué)自動化學(xué)院，黑龍江 哈爾濱 150001)

遼寧綏中電廠改接高嶺背靠背換流站華北側(cè)無功控制策略研究

王亞濤1，趙冠華1，吳彥維1，范延霞1，艾紅杰1，史博倫2

(1.許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000；2.哈爾濱工程大學(xué)自動化學(xué)院，黑龍江 哈爾濱 150001)

針對高嶺換流站綏中電廠由東北側(cè)交流電網(wǎng)改接到華北側(cè)交流電網(wǎng)的情況，通過無功功率平衡分析和潮流計算，從理論上校核了東北側(cè)的無功配置情況，并發(fā)現(xiàn)原交流濾波器設(shè)計已無法滿足換流站的運行要求。對其新增的兩組 SC 電容器共用一個斷路器控制的特殊設(shè)計，提出了新的無功控制策略。后通過現(xiàn)場試驗驗證了新的無功控制策略可行有效，新增濾波器能滿足高嶺換流站大負荷運行的無功消耗。

高壓直流輸電；無功控制；控制策略；換流站；交流濾波器

0 引言

高嶺背靠背換流站已于2008年投產(chǎn)運行。擴建工程于2012年11月投產(chǎn)運行。含東北側(cè)和華北側(cè)兩個交流場，設(shè)計功率輸送方向為東北送華北，換流站額定功率3 000 MW，包括4個750 MW換流單元，為現(xiàn)今世界上輸送功率最大的背靠背換流站[1]。

綏中電廠原接入東北側(cè)交流網(wǎng)，為緩解東北電網(wǎng)多電局勢，貫徹落實京津冀地區(qū)大氣污染防治行動計劃，現(xiàn)2臺1 000 MW機組需改接華北側(cè)交流網(wǎng)，改接后高嶺換流站東北側(cè)交流出線共4回，其中2回至綏中電廠，2回至沙河營變。華北側(cè)交流出線5回，其中2回至改接后的綏中電廠，3回至天馬變。高嶺換流站位于華北電網(wǎng)的東北部，屬于華北電網(wǎng)的末端[2]。

改接后換流站兩端交流系統(tǒng)條件發(fā)生變化，經(jīng)校核東北側(cè)換流站無功配置及交流濾波器設(shè)計已不滿足高嶺換流站運行要求。為滿足高嶺背靠背換流站直流滿功率運行的要求，在換流站東北側(cè)新增2組126 Mvar的并聯(lián)電容器。兩組電容器并聯(lián)后采用同一臺斷路器接入第一大組，因其兩組電容器采用同一臺斷路器控制其投入和切除的設(shè)計特殊性，國內(nèi)換流站無該型濾波器的應(yīng)用先例，故對原有的無功控制策略提出新的要求。

1 換流站無功平衡研究

本次綏中電廠改接引起高嶺換流站兩側(cè)接入系統(tǒng)條件變化，對換流站無功平衡影響較大，需重新校核目前的無功配置。在高嶺換流站成套設(shè)計中，東北側(cè)無功平衡按交流系統(tǒng)具有500 Mvar無功提供能力進行換流站無功平衡。華北側(cè)按照交流系統(tǒng)不具有無功提供能力進行華北側(cè)無功平衡。在綏中電廠改接后，需要重新校核兩側(cè)交流系統(tǒng)無功平衡方案。并根據(jù)潮流分析的結(jié)果，提出改接工程的新增無功方案。

1.1 無功功率平衡

換流站與交流系統(tǒng)的無功功率平衡的定義可用式(1)所示。

為了獲得與交流系統(tǒng)無功功率交換/平衡的極值，應(yīng)該采用濾波器/并聯(lián)電容器產(chǎn)生的無功功率的極限值和換流器消耗的無功功率的極限值的組合，如式(2)。

1.2 換流器無功功率消耗計算

整流器(6 脈換流器)所消耗的無功功率可以根據(jù)式(3)計算(對于逆變器，應(yīng)把觸發(fā)角a換為熄弧角

在常規(guī)運行方式下，當(dāng)單個單元背靠背系統(tǒng)輸送額定功率(750 MW)時，考慮各種偏差后，在下列參數(shù)條件下輸送額定功率時，東北側(cè)換流器(12脈換流器)消耗無功功率最大

則有：

雙單元運行時，東北側(cè)換流器消耗的無功功率為876 Mvar。加上擴建的兩個單元，東北側(cè)換流器消耗的總的無功功率為1 752 Mvar。

在常規(guī)運行方式下，當(dāng)單個單元背靠背系統(tǒng)輸送額定功率(750 MW)時，考慮各種偏差后，在下列參數(shù)條件下輸送額定功率時，華北側(cè)換流器(12脈換流器)消耗無功功率最大：

雙單元運行時，華北側(cè)換流器消耗的無功功率為 874 Mvar。加上擴建的兩個單元，華北側(cè)換流器消耗的總的無功功率為 1 728 Mvar。

直流運行功率2 800 MW時東北側(cè)和華北側(cè)無功消耗計算結(jié)果如表1和表2所示。

表1 直流功率2 800 MW時正常無功消耗Table 1 Normal reactive power consumption when DC power is 2 800 MW

表2 直流功率2 800 MW 時最大無功消耗Table 2 Maximum reactive power consumption when DC power is 2 800 MW

1.3 潮流計算

方式1：綏中電廠開2臺800 MW機組，高嶺直流功率3 000 MW。

方式2：綏中電廠開1 臺800 MW機組，高嶺直流功率2 800 MW。

如果綏中800 MW機組功率因數(shù)按0.95 考慮，換流站投入13組交流濾波器(共1 638 Mvar)，并投入沙河營變1組60 Mvar 低容后，換流母線電壓522 kV。

若高沙1回線路退出，則換流母線電壓下降較多，僅為491 kV。此時可增加綏中電廠無功出力(功率因數(shù)0.92)，高嶺母線電壓可提高到527 kV?；蛟诟呱? 回線檢修時，適當(dāng)限制高嶺直流輸送功率，以提高高嶺換流站母線電壓水平。

東北側(cè)方式2 潮流計算表明，在綏中電廠開1臺800 MW 機組時，換流站東北側(cè)共投入13 組濾波器，總補償容量達到1 638 Mvar。綏中電廠功率因數(shù)按0.92考慮，則1臺800 MW機組向換流站提供約250 Mvar無功。高嶺換流站母線電壓518 kV。該方式下，高沙線路重載，每回500 kV線路潮流約1 030 MW。此時換流站交流濾波器全部投入，高嶺換流站母線電壓偏低。如果發(fā)生高沙1回線退出，則高嶺換流站母線電壓下降較多，已低于換流站母線電壓變化范圍。建議在高沙1 回線檢修時，限制高嶺直流輸送功率。

綜上，綏中2 臺1 000 MW機組改接華北側(cè)后，高嶺換流站東北側(cè)與交流系統(tǒng)功率交換增加，高嶺換流站母線電壓較低，如果考慮綏中電廠改接后高嶺換流站東北側(cè)僅增加1 組126 Mvar并聯(lián)電容器，綏中電廠剩余2 臺800 MW機組可增加無功出力提供部分換流站所需無功(功率因數(shù)0.92)。如果發(fā)電機功率因數(shù)為0.95，則正常接線時換流站母線電壓偏低，來自綏中電廠的容性無功提供減少。在高沙1 回線檢修時，換流站需要限制輸送功率。為滿足高嶺直流滿功率運行的要求，需在高嶺換流站東北側(cè)新增2 組126 Mvar的并聯(lián)電容器。因東北側(cè)交流濾波器場空間限制，兩組電容器并聯(lián)后采用同一臺斷路器接入第一大組，如圖1所示。

圖1 新增 Z14 小組濾波器結(jié)構(gòu)圖Fig. 1 New increase filter structure diagram

2 換流站無功控制策略及新增并聯(lián)SC電容器控制方法

綏中電廠改接華北后，高嶺背靠背直流工程的無功控制配置下列功能(不同功能具有不同的優(yōu)先級，按優(yōu)先級由高到底共 5 個級別)。

考慮避免無功小組頻繁投切的需要，無功投切死區(qū)定為102 Mvar。因此有(死區(qū)取整后)：

圖2 無功控制功能概況圖Fig. 2 Function of reactive power control

東北側(cè)新增濾波器小組為2×126 Mvar，兩個并聯(lián)電容器分支采用一個開關(guān)接入大組中。因此在無功控制中作為一個元件。該小組在濾波器投切順序中最后一組投入、最先退出。由于小組容量遠大于其他小組，在該小組投入/退出時的無功死區(qū)調(diào)整為200 Mvar，其他小組仍為102 Mvar 不變。

東北側(cè)交流濾波器擴建前配置三種類型 Type A、B、C ，考慮到新增小組的特殊性，設(shè)計考慮增加類型 D，方便實現(xiàn)最后投入，最先退出的要求，具體如表3所示。

表3 東北側(cè)交流濾波器配置Table 3 Filter configuration of northeast side AC

設(shè)計考慮無功死區(qū)整定值在無功選擇邏輯選擇類型 D 時，實時修改死區(qū)整定值為 200 Mvar，同時上報事件提醒運行人員死區(qū)改變。只有選擇邏輯退出選D時，才會返回原死區(qū)值。

2015 年 9 月 20 日到 21 日，在高嶺換流站對東北側(cè)新增加雙SC濾波器做了如下系統(tǒng)試驗。

1) SC 電容器和并聯(lián)雙 SC 電容器透切對交流電壓的影響。

在選相合閘裝置工作正常時，在四個換流單元全部閉鎖和全部解鎖(直流輸送功率為 1 000 MW，四單元協(xié)調(diào)均為功率模式)兩種情況下，手動透切新增的并聯(lián)雙SC電容器和常規(guī)的SC濾波器查看對交流電壓的影響。

表4 濾波器頭投切對交流電壓的影響比較Table 4 Effect of AC voltage when the filter is input

圖3 東北側(cè)新增雙 SC 濾波器前后濾波器投切順序Fig. 3 Order of filters input and back

2) 直流功率從最低升至額定功率 3 000 MW，和直流功率從額定功率降至最低功率，并聯(lián)雙 SC電容器透切順序的正確性。 對于華北側(cè)，投切死區(qū)值設(shè)為

因此有(死區(qū)取整后)：

圖4 和圖5 中 FLTDBW#11 表示并聯(lián) SC 電容器狀態(tài)。通過上兩圖波形分析，新增濾波器滿足最后投入最先切除的透切策略。

圖4 東北側(cè)濾波器投入順序Fig. 4 Input sequence of northeast AC side filters

圖5 東北側(cè)濾波器切除順序Fig. 5 Removal sequence of northeast AC side filters

為了避免頻繁的投切操作，系統(tǒng)還提供了一個限制頻繁投切的功能，它是自動投切濾波器/并聯(lián)電容器組控制的一部分。濾波器/并聯(lián)電容器組的“投－切”或“切－投”操作之間直流功率變化的滯后量應(yīng)高于 50 MW。

綏中電廠改接華北后，高嶺背靠背直流工程東北側(cè)和華北側(cè)均采用策略，無功控制參考值均采用 0 Mvar。

(3) 交流母線電壓限制

交流母線電壓限制的最大限制如表5所示。

表5 交流母線電壓限制的最大限制值Table 5 Maximum limiting value of AC bus voltage

(4) 最小濾波器和絕對最小濾波器控制

根據(jù)交流濾波器設(shè)計確定的滿足濾波性能和濾波器定值要求的最小濾波器要求，無功控制系統(tǒng)投入相應(yīng)類型的交流濾波器組。

(5) 各種控制策略的應(yīng)用原則

整流側(cè)與逆變側(cè)的換流站根據(jù)既定的無功控制策略，結(jié)合系統(tǒng)提供/吸收的無功能力，按無功交換限制以及濾波性能要求控制交流濾波器、并聯(lián)電容器以及低壓電抗器等無功補償裝置的投切操作，并結(jié)合電力系統(tǒng)運行方式條件增加SSR(頻率次同步振蕩)等附加功能對無功控制進行合理優(yōu)化。

3 總結(jié)

本文對遼寧綏中電廠改接到高嶺背靠背換流站華北側(cè)后的無功控制的原理進行了詳細的介紹，對換流站的無功控制平衡進行了計算和分析，對東北側(cè)新加的兩組 SC 并聯(lián)電容器共用一個斷路器的的獨特設(shè)計提出了控制策略，并通過現(xiàn)場試驗驗證了控制方案的可行性，為高嶺背靠背換流站大負荷運行提供了安全保障，為以后該特殊類型的濾波器的在其他換流站的使用提供了應(yīng)用經(jīng)驗。

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(編輯 姜新麗)

Strategy of reactive power control after Liaoning Suizhong power plant is connected to the north side AC of Gaoling back to back converter station

WANG Yatao1, ZHAO Guanhua1, WU Yanwei1, FAN Yanxia1, AI Hongjie1, SHI Bolun2
(1. XJ Electric Co., Ltd., Xuchang 461000, China; 2. Department of Automation, Harbin Engineering University, Harbin 150001, China)

On the condition that Suizhong power plant is connected to the North China side AC network from the Northeast side AC network in Gaoling converter station, theoretically, the northeast side of reactive power disposition and AC filter design are checked by reactive power balance analysis and flow calculation, which has been unable to meet the requirement of the operation of the converter station. This paper proposes a new reactive control strategy for the special design of the new two SC capacitors controlled by one circuit breaker. Subsequently, the feasibility of the new reactive power control strategy is verified by field test. The new filter can meet the needs of large load operation Gaoling converter station.

HVDC; RPC; control strategy; converter station; AC filter

10.7667/PSPC151745

：2016-01-25

王亞濤(1981-)，男，碩士研究生，工程師，從事高壓直流輸電直流控制系統(tǒng)研究。E-mail: wangyatao2002@163.com