高德賓，劉 洋，王聰穎，岳 涵，竇姿麟

(1.國家電網(wǎng)公司東北分部，遼寧 沈陽 110181；2.中國能源建設(shè)集團遼寧電力勘測設(shè)計院有限公司，遼寧 沈陽 110018)

根據(jù)中俄聯(lián)網(wǎng)黑河換流站工程建設(shè)進度，2018年7月已在黑河換流站中方側(cè)新投運1臺500 kV變壓器(52B主變)，該變壓器投運后黑河換流站形成2臺主變連接地區(qū)220 kV系統(tǒng)運行方式，增強地區(qū)電網(wǎng)供電可靠性，同時52B主變低壓側(cè)配備了2組60 Mvar低抗和1組60 Mvar低容，無功補償設(shè)備容量有所增加，有利于黑河換流站電壓調(diào)整。擴建工程還對黑河換流站無功控制策略進行了修改，2臺主變低壓側(cè)無功補償裝置均納入換流站的無功控制系統(tǒng)，在主變投運后進行了無功控制策略的驗證試驗。

目前，對直流換流站內(nèi)無功補償設(shè)備的配置方案及控制策略的研究較多，文獻[1]給出了無功設(shè)備的配置方案以及多種判據(jù)、多邊界條件下無功控制功能及策略。文獻[2]介紹了高壓直流換流站內(nèi)的無功消耗和影響因素以及站內(nèi)無功補償裝置容量的確定。文獻[3]分析了國內(nèi)現(xiàn)有直流換流站交流無功補償設(shè)備投切和故障情況，提出優(yōu)化直流換流站無功配置原則的建議。文獻[4]針對連接弱交流系統(tǒng)的高壓直流換流站提出了一種基于靜態(tài)同步補償器和電容器組相互協(xié)調(diào)的多模式協(xié)調(diào)控制策略。文獻[5]提出了一種適用于背靠背換流站的無功協(xié)調(diào)控制策略，減小了常規(guī)直流無功輔助控制對直流系統(tǒng)運行狀態(tài)以及系統(tǒng)性能的負面影響，并通過仿真結(jié)果進行驗證。文獻[6]介紹了黑河換流站SVC和HVDC的協(xié)調(diào)運行。

1 新建52B主變投運方式

新建52B主變?yōu)樽择钣徒綗o載調(diào)壓變壓器，主要參數(shù)如表1所示。

表1 52B主變主要參數(shù)

52B主變接入500 kV 第2串間隔與63M直流濾波器組配串，開關(guān)TA變比均為2000/1A，投運時需對52B主變有關(guān)保護、500 kV 2母線母差保護、開關(guān)保護及220 kV、35 kV有關(guān)保護、新增的穩(wěn)控裝置進行相位測試。黑河換流站中方側(cè)接線方式如圖1所示，虛線框內(nèi)為新建52B主變及其他有關(guān)設(shè)備。

圖1 黑河換流站中方側(cè)接線方式

在開關(guān)5022加裝臨時保護對主變沖擊合閘，35 kV無功補償設(shè)備送電，利用無功設(shè)備的電流分別測試主變差動保護、35 kV母差保護、開關(guān)保護相位，再用5013串帶2母線邊開關(guān)5023對主變充電，利用35 kV無功設(shè)備測試相關(guān)保護相位，最后220 kV開關(guān)環(huán)并，測試主變差動及220 kV系統(tǒng)相關(guān)保護相位，如圖2所示。

臨時保護的整定需避開正常運行的負荷電流，同時又要保證對故障電流的靈敏性。黑河換流站短路電流較小，根據(jù)計算結(jié)果，在52B主變500 kV與220 kV系統(tǒng)環(huán)并時，需控制52B主變潮流不大于260 MW。

根據(jù)計算結(jié)果，若控制52B主變環(huán)并后潮流不大于260 MW，需控制環(huán)并前51B潮流不大于341 MW，根據(jù)夏季負荷情況，主變最大潮流為320 MW，不需采取其他措施即可滿足運行需求。計算結(jié)果如表2所示。

表2 52B主變環(huán)并潮流轉(zhuǎn)移比

(a)中開關(guān)帶35 kV設(shè)備

(b)邊開關(guān)帶220 kV、35 kV設(shè)備圖2 黑河換流站52B主變投運示意圖

2 無功策略驗證試驗仿真分析

52B主變投運后對中方側(cè)無功控制策略進行了修改，擴建后的低壓無功補償設(shè)備納入換流站無功控制，由黑河換流站站控系統(tǒng)控制低抗和低容的投切。直流站控系統(tǒng)如圖3所示。

站控系統(tǒng)可以按照以下優(yōu)先級實現(xiàn)：①換流站解鎖控制；②最高/低電壓限值；③最大無功交換限值；④最小濾波器控制；⑤無功控制/電壓控制(可切換)。

換流站內(nèi)每組低抗均有“參與換流站母線電壓控制”、“參與換流站無功平衡”2種運行狀態(tài)。直流閉鎖時，所有低抗均“參與換流站母線電壓控制”，直流解鎖時，自動選擇1組備用低抗“參與換流站無功平衡”，直到直流閉鎖后恢復為“參與換流站母線電壓控制”。 “參與換流站母線電壓控制”的低抗在交流母線電壓高于V1時自動投入1組；交流電壓低于V3則自動退出1組。

低容采用電壓控制：交流電壓高于V2則投入1組低容；電壓低于V4則退出1組低容，如圖4所示。

圖4 低容、低抗投切控制邏輯

黑河換流站為東北電網(wǎng)末端，短路容量較小，2017年末500 kV母線三相接地短路后短路電流約為3.9 kA，短路容量約為3 369 MVA，受電壓波動影響較為明顯。因此，進行無功策略驗證試驗時，需有充足的無功備用容量。利用低谷負荷進行換流站投切低抗及濾波器后母線電壓變化的仿真分析，投退1組60 Mvar的低抗電壓變化為10 kV左右，如圖5所示。

根據(jù)52B主變投運前的系統(tǒng)實際運行情況，在夜間直流解鎖瞬間直流功率仍為0 MW，但直流站控系統(tǒng)自動投入1組最小濾波器，導致站內(nèi)無功過剩，系統(tǒng)電壓升高。因此進行無功策略驗證試驗時，需留有足夠的無功補償容量，試驗時采取2臺主變輪流測試，低壓無功補償裝置互為備用的方式，即進行52B主變無功補償裝置驗證試驗時，51B主變的無功補償設(shè)備為手動狀態(tài)，由現(xiàn)場值班人員根據(jù)系統(tǒng)電壓實時調(diào)整，進行51B主變無功策略驗證時，52B主變的低壓無功補償設(shè)備為手動控制方式，由現(xiàn)場運行人員手動控制投切。

(a)切除1組50 Mvar濾波器

(b)切除1組60 Mvar濾波器圖5 切除低抗及交流濾波器電壓變化曲線

黑河換流站中方側(cè)配置5組HP12/24濾波器、2組HP3濾波器、3組并聯(lián)電容器，每組容量均為50 Mvar，濾波器根據(jù)直流功率的變化進行投切。在換流器解鎖前，2臺12/24濾波器自動投入，其他濾波器、電容器按式(1)、式(2)進行投切：

ΔQ>Qref+33 Mvar

(1)

ΔQ

(2)

式中：Qref為參考值。

站控系統(tǒng)除了通過投切電容器來實現(xiàn)無功控制外，還可以通過換流器增大觸發(fā)角的方法提高換流器對無功功率的吸收，但換流站的最大觸發(fā)角不超過40°。

3 無功策略驗證試驗實測結(jié)果

2018年8月，在黑河換流站中方側(cè)直流站控系統(tǒng)升級后，進行了換流站無功策略驗證試驗。

首先，進行了直流解閉鎖時低容、低抗自動投切的策略驗證，直流解鎖后，投入1組最小濾波器組同時站控系統(tǒng)選擇1組備用狀態(tài)的低抗投入，參與換流站無功平衡，此試驗受俄功率0～75 MW，電壓變化見表3所示。

其次，進行黑河換流站無功控制策略驗證試

表3 投退低容、低抗500 kV電壓

驗，試驗過程中中方受俄功率0～720 MW，換流站根據(jù)直流功率的無功補償需求投入或切除濾波器組，根據(jù)站內(nèi)的電壓情況控制低容低抗的投切。

4 結(jié)論

a.試驗證明，無論是51B還是52B主變35 kV側(cè)的低容低抗，均可參與換流站的電壓控制而正確投切，投入1組60 Mvar低容，500 kV母線電壓升高10 kV左右，而投入1組低抗，500 kV母線電壓降低約10 kV。

b.如果直流解鎖前有低抗在熱備用狀態(tài)，直流解鎖后該組低抗將自動投入，直流閉鎖后，該組低抗將自動切除。如果直流解鎖前無低抗在熱備用狀態(tài)，直流系統(tǒng)仍可正常解鎖并調(diào)節(jié)功率。

c.直流功率升降過程中交流濾波器的投切表明，無功控制策略能夠根據(jù)直流系統(tǒng)的功率正確投入或切除交流濾波器。