1000 kV萬縣變電站可控高抗配置問題分析

雷 宇，肖 漢，黎 嵐

(西南電力設計院，成都市，610021)

0 引言

特高壓輸電線路的充電功率很大，每100 km的1000 kV線路的充電功率約達到530 Mvar[1-2]。為限制工頻過電壓，1000 kV線路安裝了大容量的高壓電抗器，這將導致線路廣義自然功率下降，輕載負荷運行情況下線路的電壓偏高，或者重載負荷運行情況下線路電壓偏低，為此，在變壓器的低壓側還需安裝低壓無功補償裝置。這樣一方面將增加無功補償設備的投資，另一方面由于受到變壓器低壓側繞組容量的限制，即使按最大可能配置低壓無功補償設備也無法適應重載線路的無功需求[3]。可控高抗是解決限制過電壓和無功調相調壓之間矛盾的有效有段之一[4]，其容量可根據線路輸送功率的大小實現平滑或者分級調節，在一定程度上抑制電壓在小負荷方式下過高或大負荷方式下過低，同時能在故障瞬間將容量調節至最大，限制故障引起的過電壓。但是如果全部采用可控高抗，不但成本很高，經濟效益差，而且運行中也沒有必要[3]。

本文結合雅安—南京北1000 kV交流特高壓工程的無功配置的研究成果，通過分析萬縣特高壓變電站容性無功補償容量不足的原因，就如何優化可控高抗的配置提出解決思路。

1 雅安—南京北交流特高壓工程簡介

為配合長距離的西電東送，規劃于2012年建成雅安—南京北1000 kV交流特高壓輸變電工程，即從雅安途經樂山、重慶、長壽、萬縣、荊門、武漢、蕪湖、南京，至南京北雙回特高壓輸變電工程，線路全長約2034 km。本期新建雅安、重慶、萬縣特高壓站，擴建荊門、蕪湖、南京北特高壓站，新增變電容量18000 MVA，新建特高壓雙回線路6段。

遠景年，隨著樂山、長壽以及南京特高壓變電站的建設，雅安—重慶線路開斷∏接入樂山特高壓變電站，重慶—萬縣線路開斷∏接入長壽特高壓變電站，蕪湖—南京北線路開斷∏接入南京特高壓變電站。

2 雅安—南京北全線高抗配置情況

從限制工頻過電壓和潛供電流、配置合理容量的低抗以及遠期適應性各個方面綜合比選分析，雅安—南京北全線高抗配置如表1所示。

從表1可以看出，除雅安—重慶、荊門—武漢西站址的高抗補償度低于70%外，其余線路的高抗補償度都高于70%，其中重慶—萬縣以及萬縣—荊門線路的高抗補償度均達到了81%。

表1 雅安—南京北全線高抗配置表Tab.1 Shunt reactor configuration of Yaan—Nanjingbei transmission line

3 萬縣變電站可控高抗需求情況

在特高壓輸電網絡建成的初期，線路輸送功率較小，即使在高抗補償度較高時，線路無功也能平衡，但是隨著輸送容量的逐步增加，線路會吸收大量無功，系統運行電壓下降。同時無功傳輸的增加，也導致系統網損的增加，當輸送容量達到一定數量的時候，即使將變壓器的低壓電容全部投上，也不能滿足系統的無功需求[4-10]。從理論上來說，可控高抗可調節的容量應該大于系統的無功缺額。

下面以雅安—南京北特高壓工程中1000 kV萬縣變電站的無功配置為例來說明關于可控高抗配置的問題。

3.1 計算的邊界條件

（1）主變通過容量。主變通過容量按1.4的容載比來考慮，即每臺3000 MVA的主變通過最大容量約為2100 MW。

主變N-1時，剩下的主變輸送容量按將正常時所有容量送出來考慮。

（2）線路傳輸的有功功率。遠景年的計算網絡參考2020年特高壓總體規劃網絡，為校核最終規模，考慮到輸送容量的不確定性，正常方式的線路有功功率按1000 kV線路自然功率即每回線路5000 MW計算，N-1退出1回線路時按正常功率的2倍計算，即按照10 GW計算。

（3）低壓電容配置原則。低壓電容單組容量按210 Mvar考慮，每臺主變下最多能配置4組電容。

3.2 遠景年萬縣變電站容性無功平衡計算

遠景年與萬縣變電站相關線路的高抗配置設想如表2所示。

根據計算條件，對萬縣站遠景的容性無功平衡進行了計算，萬縣站需要的容性無功補償容量為主變的無功損耗以及線路的容性無功需求之和。計算分為正常方式和N-1校核方式。

表2 萬縣變電站遠期高抗配置表Tab.2 Future shunt reactor configuration at Wanxian substation

（1）正常方式下萬縣特高壓變電站容性無功平衡計算。

主變無功損耗計算結果：主變容量為4×3000 MVA；最大變電功率為4×2100 MW；變壓器無功損耗為1176 Mvar。

正常方式下1000 kV出線無功需求計算情況如表3所示。

表3 正常方式下萬縣站1000 kV出線無功需求Tab.3 Reactive power demand of 1000 kV line at Wanxian substation（former case）

由表3計算可得，線路容性無功需求總和為3088 Mvar。

由此，萬縣站容性無功需求總值為4264 Mvar，需配置的低容為20×210 Mvar。

（2）N-1校核方式下萬縣特高壓變電站容性無功平衡計算。

主變無功損耗計算結果：主變容量為4×3000 MVA；最大變電功率為4×2100 MW；變壓器無功損耗為1176 Mvar。

N-1校核方式下1000 kV出線無功需求計算情況如表4所示。

由表4計算可得，線路容性無功需求總和為4902 Mvar。

由此，萬縣站容性無功需求總值為6078 Mvar，需配置的低容為29×210 Mvar。

根據計算，遠景年由于萬縣特高壓站出線較多，正常方式下，為補償萬縣站主變和其1000 kV出線無功損耗的一半（另一半由對側變電站補償），需要的容性無功補償容量為4264 Mvar，如果低壓電容的容量按單臺210 Mvar考慮，則共需要20臺低壓電容器。如果按N-1退出萬縣—荊門1回線路的控制校核方式來計算，總共需要約6078 Mvar的容性無功補償，需要配置29臺低壓電容。而萬縣站4臺主變時，總共只能配置16組低容，即便將低容全部配滿，仍需要新增904 Mvar的容性補償容量（對應于正常方式）和2718 Mvar的容性補償容量（對應于N-1校核方式）。若采用可控高抗方案解決容性無功缺乏的問題，則可控高抗可調節容量應大于2983 Mvar（考慮高抗實際出力與額定容量之間存在一個折算系數），而遠景年萬縣站高抗配置總容量約5400 Mvar，可控高抗可調節容量約占高抗配置總容量的55%，單臺可控高抗的可控容量達到330 Mvar，給萬縣站的布置以及可控高抗的制造都帶來了困難。

表4 N-1校核方式萬縣站1000 kV出線無功需求Tab.4 Reactive power demand of 1000 kV line at Wanxian substation（N-1 case）

4 萬縣站容性無功補償設備不足的原因

造成遠期萬縣特高壓變電站容性無功補償設備不足的原因如下：

（1）本期萬縣為開關站，重慶—萬縣—荊門線路總長733 km，為了限制重慶—萬縣—荊門工頻過電壓和潛供電流，高抗補償度達到了81%，如表1所示。

（2）本期相關線路長度較長，重慶—萬縣線路長度為245 km，萬縣—荊門線路長度為488 km，線路高抗容量主要配置在萬縣側，萬縣側配置高抗容量為2×600 Mvar和2×（2×600）Mvar。而遠期萬縣變電站還將新建4回特高壓線路，分別至綿陽和陜南，線路都比較長，高抗容量也很大。

（3）遠期萬縣變電站為川電東送和陜電南送的樞紐變電站，進出線路潮流很重，單回線路將達到特高壓線路自然功率，線路充電功率與線路損耗抵消，低壓電容器需補償線路高抗容量。如果某線路發生“N-1”，線路潮流增加1倍，則該線路無功損耗將增大4倍；如果該線路較長，則需要新增較多低壓無功補償設備。

5 萬縣變電站可控高抗配置優化的建議

5.1 降低初期高抗的補償度

由于特高壓電網投產初期線路較長，充電功率較大，在滿足限制工頻過電壓和潛供電流的條件下，應盡量選擇配置較小容量的高抗，所缺感性無功采用低抗來補償，從而緩和遠期重載時調壓困難的問題，降低對可控高抗可調節容量的需求。萬縣變電站初期是開關站，過電壓問題十分突出，在確定高抗配置方案時，在滿足工頻過電壓和潛供電流要求（我國特高壓系統限制工頻過電壓需結合具體系統情況研究而定[7]）的基礎上，盡量選擇最低的高抗配置方案，本次萬縣站初期高抗配置方案是在多個配置方案中選擇的補償度相對最低的方案，但在工程實施前還需進一步優化。

5.2 調整遠期高抗配置

根據規劃，重慶—萬縣線路將會在2015年左右開斷接入長壽特高壓站，屆時可以將重慶—萬縣線路的萬縣側所裝2組600 Mvar高抗搬遷其中1組高抗至對側長壽特高壓站，既能起到平衡每條線路無功分布的作用，同時也可以使萬縣變電站所需低抗容量從6078 Mvar減至5532 Mvar，需要配置的可控高抗的可控容量也從2983 Mvar降低為2172 Mvar，可控高抗可調節容量約占高抗配置總容量也可從55%降低為45%。如果將重慶—萬縣線路的萬縣側所裝2組600 Mvar高抗全部搬遷至長壽特高壓站，則萬縣站需配置的可控高抗容量減至4985 Mvar，需要配置的可控高抗的可控容量降至1625 Mvar，可控高抗可調節容量約占高抗配置總容量的比例也可降低為39%。

5.3 優化遠期高抗配置

隨著綿陽—萬縣、萬縣—陜南線路的建成，以及長壽、萬縣特高壓開關站擴建成變電站之后，特高壓網絡的加強將使萬縣變電站相關特高壓線路過電壓和潛供電流水平大大降低，相應線路的高抗補償度可以在一定程度上降低。可以對萬縣變電站相關線路配置高抗容量進行優化，如初期將高抗分組，并加裝隔離開關，當網絡加強后，可以切除部分高抗容量，以達到降低可控高抗需要的可控容量。

6 結論

（1）特高壓線路充電功率大，投產初期為限制工頻過電壓和潛供電流所需投入的高抗容量較大，同時會造成線路潮流較重時的容性無功缺乏及調壓困難的問題。可控高抗是解決限制過電壓和調相調壓矛盾的有效手段之一，但是由于制造條件的限制，可控高抗的可調節容量不可能做得太大，因此，有必要對可控高抗的配置進行適當優化。

（2）對雅安—南京北1000 kV交流特高壓輸變電工程中萬縣變電站無功配置分析可以看出，由于萬縣變電站所連的1000 kV線路都較長，初期高抗配置容量較大，遠景年對可控高抗的可調節容量的需求達到了萬縣變電站出線側高抗總容量的55%。

（3）在對萬縣變電站容性無功缺額進行分析的基礎上，提出盡量降低初期高抗補償度，特別是長度較短的線路（如低于200 km）過電壓問題不顯著，高抗配置度可適當降低[3]，同時提出調整和優化遠期高抗配置的幾點建議以降低對可控高抗的可調節容量的需求，提高工程的經濟效益。

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