渝鄂背靠背投運后水布埡近區電網調壓策略優化研究

賈 波，趙 軍，顏 俊，畢復明，顏 平，周良松

（1.中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢430071；2.湖北清江水電開發有限責任公司，湖北 宜昌443000；3.華中科技大學 電氣與電子工程學院，湖北 武漢430074）

0 引言

為優化交流電網結構，提高電網運行可控性，降低電網安全穩定風險，同時充分發揮聯絡線外送四川季節性水電輸電能力以及降低三峽近區電網短路水平，國家電網有限公司開展建設了渝鄂直流背靠背聯網工程［1-6］。工程包含2個背靠背換流站，分別落點在渝鄂（重慶-湖北）聯絡線的南、北兩個通道，總容量5 000 MW，北通道宜昌背靠背直流剖接入渝鄂聯絡線500 kV盤龍雙回線，南通道施州背靠背直流剖接入500 kV張恩雙線。

宜昌直流和施州直流各包含2個背靠背柔性換流單元，每個換流單元可獨立運行，直流額定電壓±420 kV，額定功率1 250 MW，采用模塊化多電平柔性直流輸電MMC-HVDC（Modular Multilevel Converter High Voltage Direct Current）技術，換流器件采用全控型，與傳統常規直流輸電技術相比，具有不存在換相失敗風險、可以實現有功和無功的解耦控制、可提供無功支持、運行范圍寬、運行方式靈活和供電可靠性高等特點［7-12］。

工程投產前，川渝電網與華中電網南通道通過500 kV張家壩～恩施～漁峽長線路聯系，線路充電功率大，枯水期谷負荷時段線路潮流較低，漁峽開關站由于無功補償能力不足存在母線電壓偏高問題，水布埡機組需長期小出力進相對系統進行調壓，可能會導致機組振動、汽蝕，水輪機轉輪裂紋，不利于機組安全穩定運行［13-14］。施州柔直投運后，恩施和漁峽站由省間送電通道中間站點變為湖北交流電網末端廠站，近區電網無功電壓特性顯著改變，近區電網的電壓問題與工程投運前不同，且近區電網無功補償設備配置情況有所調整，如施州柔直具備大容量無功補償能力，恩施變感性無功補償裕度進一步提升等，需對工程投運后的調壓策略進行優化協調。

目前針對渝鄂背靠背投運后對電網運行特性影響的研究主要都是從安全穩定特性角度進行分析。文獻［15-16］從靜態潮流分布、短路電流、小干擾穩定、頻率穩定和暫態穩定等多個方面分析了渝鄂背靠背投運華中電網和西南電網安全穩定特性的變化，對電網運行風險進行評估并提出了相應的對策。文獻［17］提出了工程投產對協調次同步振蕩特性的影響分析。而對于近區電網的無功電壓特性，系統的調壓策略則研究較少。

鑒于此，本文首先梳理了工程投運前后南通道近區電網的無功補償設備資源配置情況，對系統無功電壓特性進行仿真分析，然后針對近區電網存在的調壓問題，提出了網源優化協調調壓方案，在保證電網電壓不越限的情況下，優化水布埡機組的運行工況。

1 概況

1.1 工程概況

南通道接入系統方案：施州背靠背換流站π開張家壩～恩施雙回線路接入，500 kV交流出線4回，其中，重慶側出線2回至張家壩變；湖北側出線2回至恩施變。

北通道接入系統方案：宜昌背靠背換流站π 開九盤～龍泉雙回線路接入，本期500 kV 交流出線4 回，其中，重慶側出線2回至九盤變，湖北側出線2回至龍泉換流站。保留原奉節串補站，將原九盤～龍泉線路龍泉側2×150 Mvar 高抗搬遷，搬遷至背靠背換流站重慶側。

渝鄂背靠背近區湖北電網網架結構示意圖如圖1所示。

圖1 渝鄂背靠背近區湖北電網結構示意圖Fig.1 Sketch of Hubei power grid near VSC-HVDC

1.2 水布埡電站近區電網無功補償設備配置

恩施變配置6 臺60 Mvar 低抗，無低容；興隆變配置6 臺60 Mvar 低抗和6 臺60 Mvar 低容。恩漁三回線每回在恩施側配置1 臺136 Mvar 線路高抗，漁興三回線每回線路兩側各配置1臺136 Mvar線路高抗。施州換的無功能力與換流站交流電壓相關，其穩態運行電壓范圍為500～550 kV，在最低、高兩種電壓下，施州換單個換流單元PQ曲線見圖2～圖3所示，由圖可知施州換單個換流單元從交流系統最小吸收無功365 Mvar，向交流系統最小注入無功765 Mvar［18-19］。水布埡電廠單臺機組最大進相深度100 Mvar，最大遲相深度70 Mvar，4臺機組共計最大進相400 Mvar，遲相280 Mvar。

圖2 交流電壓500 kV單個換流單元功率曲線Fig.2 500 kV signal converter unit power diagram

圖3 交流電壓550 kV單個換流單元PQ運行區間Fig.3 550 kV signal converter unit power diagram

工程投運前后，近區電網的感性無功不平衡量見表1。由表1 可知工程投運后施州換和恩施變感性無功補償裕度相對較大。漁峽開關站的感性無功缺口較大約500 Mvar。

2 電網存在的電壓問題及原因

水布埡近區站點500 kV 母線當前電壓控制曲線如表2所示。

電網實際運行時，系統電壓主要存在兩大類問題，詳細說明如下。

表1 近區各站點感性無功不平衡量Table 1 Amount of imbalance inductive reactive power near Shuibuya power grid

表2 近區站點500 kV母線電壓控制曲線Table 2 500 kV bus voltage control curve near Shuibuya power grid

1）線路輕載時，漁峽母線電壓偏高問題。主要是由于漁峽開關站感性無功補償缺口較大所導致，此時需要水布埡機組進相對漁峽充電功率進行就地平衡，達到降低漁峽母線電壓的效果，機組存在小出力進相運行工況。

2）華中大功率送西南時，恩施母線電壓偏低問題。異步聯網后恩施作為交流系統受端末端站，且沒有配置低容，電壓支撐不足，而施州直流的電壓控制死區相對較大，目前為531±8 kV，大于恩施母線的電壓運行區間526～536 kV，施州柔直的電壓調節能力也不能充分釋放，近區僅剩水布埡機組可以調壓，需要水布埡電廠強發無功對恩施電壓進行調節，水布埡機組存在小出力遲相運行工況。

以某典型日為例對系統運行情況進行說明，近區電網母線電壓和潮流曲線如圖4所示。

由圖4 可知，在6：00～6：45 時段，施州直流功率近似零功率運行，近區電網潮流輕載，漁峽母線電壓偏高，水布埡需開1 機深度進相對漁峽母線電壓進行調節，調節后漁峽電壓約為537 kV。在7：45～8：15時段，施州直流雙單元送西南功率由300 MW 快速提升至1 100 MW，恩施和施州柔直電壓急速跌落，施州柔直最低電壓跌至施州控制范圍523 kV，施州柔直對母線電壓進行自動調節，調節后施州柔直電壓提升至約524 kV，在其電壓控制范圍內，但恩施電壓仍越限。為調節恩施電壓，在8：20～8：25 水布埡增開1 機發出無功進行調壓，調節后恩施電壓提升至528 kV。在2 個小時時段內，水布埡機組由深度進相變為深度遲相，水布埡電壓調節壓力較大。

圖4 某典型日近區電網潮流電壓曲線Fig.4 Power flow near Shuibuya power grid of a typical day

3 無功電壓特性分析

3.1 線路輕載漁峽電壓偏高問題

本次利用綜合穩定程序PSASP，以線路輕載水布埡不進相為基礎工況，對施州直流增大吸收無功、恩施投低抗和水布埡進相3種獨立調壓手段以及多種調壓手段混合的調壓效果進行仿真分析［20-26］，計算結果如表3所示。

由表3仿真計算結果可知：

1）3 種獨立調壓手段對漁峽調壓效果基本相同，電壓調節敏感度都約為0.04 kV/Mvar。

2）調節施州、恩施手段為通過調節相鄰站點的電壓進而調整漁峽母線電壓，為系統調壓手段，在降低漁峽母線電壓時會同時調低恩施母線電壓，對恩施變電壓的影響約為0.07 kV/Mvar，水布埡進相調壓則更為直接，對恩施變電壓影響相對較小，影響效果約為0.04 kV/Mvar。

3）多種調壓手段綜合使用時調壓效果近似為獨立調壓效果的疊加。

表3 漁峽調壓特性分析Table 3 Analysis of Yuxia voltage regulation characteristics

3.2 線路重載恩施電壓偏低問題

結果表明施州直流對于恩施的調壓效果要明顯優于水布埡對恩施的調壓效果，其中施州直流對恩施的調壓敏感度約為0.07 kV/Mvar，水布埡對恩施的調壓敏感度約為0.04 kV/Mvar。兩種調壓方案同時使用時，調壓效果可以疊加。

4 系統調壓策略優化方案

無功電壓特性表明，對于線路輕載時漁峽電壓偏高問題，通過調節施州換流站吸收無功、投恩施變低抗和利用水布埡電站進相都可以有效調壓，且調壓敏感性基本相同。本次考慮到水布埡電站小出力進相調壓時機組運行工況較差，可能會帶來機組振動、汽蝕，水輪機轉輪裂紋等風險，同時由于恩施變和施州換的感性無功補償補償裕度相對較大，本次提出兩種調壓方案［27-30］。

表4 恩施調壓特性分析Table 4 Analysis of Enshi voltage regulation characteristics

方案一：優先由恩施變投低抗調節漁峽電壓，水布埡進相作為補充。

方案二：優先由施州柔直吸收無功調節漁峽電壓，水布埡進相作為補充。

對上述兩種方案進行仿真分析，在圖4 典型工作日的線路輕載時段，采用方案一在恩施變投1 組低抗后，將恩施電壓控制在532 kV 以內，則水布埡不進相時漁峽電壓可以控制在要求范圍內。采用方案二在施州柔直增加吸收60 Mvar 無功將施州柔直母線電壓控制在530 kV以內，則漁峽電壓不越限。兩種控制方案仿真案例見圖5～圖6所示。

圖5 漁峽調壓方案（方案一）Fig.5 Voltage regulation scheme of Yuxia(option 1)

圖6 漁峽調壓方案（方案二）Fig.6 Voltage regulation scheme of Yuxia(option 2)

對于恩施電壓偏低問題，通過調節施州換流站吸收無功和水布埡電站遲相都可以有效調壓，但施州柔直調壓敏感度更高，故本次考慮優先由施州柔直進行調壓，水布埡調壓作為補充手段。

2）修改的后64卦卦序（圖8），揭示了64卦序數／陰陽對稱規律，這也許是一個史無前例的、劃時代的發現！呈現出既陰陽對稱又數量平衡，陰中有陽，陽中有陰，陰陽相抱，自然天成。這豈不是精美的“陰陽／數量太極圖”嗎？64卦若采用比干八宮卦序，那么乾為首卦就要改變了，即坤為1，乾為2。

對此方案進行仿真分析，在圖4 典型工作日的華中大規模送西南時段，在施州柔直增發無功120 Mvar后，將施州柔直電壓控制在526 kV 以上，則在水布埡不遲相的情況下，恩施電壓不會低于527 kV，滿足電網控制要求。控制方案仿真案例見圖7所示。

綜上，若漁峽電壓偏高問題和恩施電壓偏低問題都利用施州柔直進行解決，則需將柔直母線電壓控制在528±2 kV，柔直死區范圍偏小，可能會導致柔直頻繁調節，不利用柔直安全穩定運行，因而考慮采用施州柔直解決恩施電壓偏低問題，采用恩施變解決漁峽電壓偏高問題，即將施州柔直電壓控制在526 kV 以上，恩施電壓控制在530 kV以下。

5 結語

針對當前系統存在的電壓問題，本文通過梳理渝鄂背靠背工程投產后水布埡近區電網無功補償設備配置情況和近區電網無功電壓特性的研究，提出了近區電網的調壓優化策略，主要結論如下：

圖7 恩施調壓方案Fig.7 Voltage regulation scheme of Enshi

1）工程投運后，恩施變感性無功補償裕度進一步增大，但容性無功補償能力仍相對不足，漁峽開關站仍有較大的感性無功補償缺口。由于當前施州柔直的無功調節能力沒有充分釋放，當前電網存在線路輕載時漁峽電壓偏高問題和華中大規模送西南時恩施電壓偏低問題。

2）仿真研究表明，施州柔直、恩施變和水布埡電站對于降低漁峽電壓的效果基本相同，施州柔直對于提升恩施電壓的效果明顯優于水布埡。

3）綜合考慮柔直安全穩定運行因素和水布埡電站機組工況，可調整恩施低抗投切電壓定值，充分利用恩施站感性無功補償能力，緩解漁峽電壓偏高問題。適當提高施州柔直電壓控制下限，釋放柔直電壓支撐能力，緩解恩施電壓偏低問題。減少水布埡機組小出力調壓工況。

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