特高压可控高压电抗器的应用

特高压可控高压电抗器的应用

0低压侧运行表现为可控犯罪高压线路的负载能力非常高。每100公里1000kv的线路的充电能力约为530v。为限制工频过电压,1000kV线路安装了大容量的高压电抗器,这将导致线路广义自然功率下降,轻载负荷运行情况下线路的电压偏高,或者重载负荷运行情况下线路电压偏低,为此,在变压器的低压侧还需安装低压无功补偿装置。这样一方面将增加无功补偿设备的投资,另一方面由于受到变压器低压侧绕组容量的限制,即使按最大可能配置低压无功补偿设备也无法适应重载线路的无功需求。可控高抗是解决限制过电压和无功调相调压之间矛盾的有效有段之一,其容量可根据线路输送功率的大小实现平滑或者分级调节,在一定程度上抑制电压在小负荷方式下过高或大负荷方式下过低,同时能在故障瞬间将容量调节至最大,限制故障引起的过电压。但是如果全部采用可控高抗,不但成本很高,经济效益差,而且运行中也没有必要。本文结合雅安—南京北1000kV交流特高压工程的无功配置的研究成果,通过分析万县特高压变电站容性无功补偿容量不足的原因,就如何优化可控高抗的配置提出解决思路。1特高压线路建设为配合长距离的西电东送,规划于2012年建成雅安—南京北1000kV交流特高压输变电工程,即从雅安途经乐山、重庆、长寿、万县、荆门、武汉、芜湖、南京,至南京北双回特高压输变电工程,线路全长约2034km。本期新建雅安、重庆、万县特高压站,扩建荆门、芜湖、南京北特高压站,新增变电容量18000MVA,新建特高压双回线路6段。远景年,随着乐山、长寿以及南京特高压变电站的建设,雅安—重庆线路开断∏接入乐山特高压变电站,重庆—万县线路开断∏接入长寿特高压变电站,芜湖—南京北线路开断∏接入南京特高压变电站。2两种抗压强度的配置从限制工频过电压和潜供电流、配置合理容量的低抗以及远期适应性各个方面综合比选分析,雅安—南京北全线高抗配置如表1所示。从表1可以看出,除雅安—重庆、荆门—武汉西站址的高抗补偿度低于70%外,其余线路的高抗补偿度都高于70%,其中重庆—万县以及万县—荆门线路的高抗补偿度均达到了81%。3可调节容量在特高压输电网络建成的初期,线路输送功率较小,即使在高抗补偿度较高时,线路无功也能平衡,但是随着输送容量的逐步增加,线路会吸收大量无功,系统运行电压下降。同时无功传输的增加,也导致系统网损的增加,当输送容量达到一定数量的时候,即使将变压器的低压电容全部投上,也不能满足系统的无功需求。从理论上来说,可控高抗可调节的容量应该大于系统的无功缺额。下面以雅安—南京北特高压工程中1000kV万县变电站的无功配置为例来说明关于可控高抗配置的问题。3.1特高压总体规划(1)主变通过容量。主变通过容量按1.4的容载比来考虑,即每台3000MVA的主变通过最大容量约为2100MW。主变N-1时,剩下的主变输送容量按将正常时所有容量送出来考虑。(2)线路传输的有功功率。远景年的计算网络参考2020年特高压总体规划网络,为校核最终规模,考虑到输送容量的不确定性,正常方式的线路有功功率按1000kV线路自然功率即每回线路5000MW计算,N-1退出1回线路时按正常功率的2倍计算,即按照10GW计算。(3)低压电容配置原则。低压电容单组容量按210Mvar考虑,每台主变下最多能配置4组电容。3.2容性无功平衡计算远景年与万县变电站相关线路的高抗配置设想如表2所示。根据计算条件,对万县站远景的容性无功平衡进行了计算,万县站需要的容性无功补偿容量为主变的无功损耗以及线路的容性无功需求之和。计算分为正常方式和N-1校核方式。(1)变压器无功需求主变无功损耗计算结果:主变容量为4×3000MVA;最大变电功率为4×2100MW;变压器无功损耗为1176Mvar。正常方式下1000kV出线无功需求计算情况如表3所示。由表3计算可得,线路容性无功需求总和为3088Mvar。由此,万县站容性无功需求总值为4264Mvar,需配置的低容为20×210Mvar。(2)低容的配置要求主变无功损耗计算结果:主变容量为4×3000MVA;最大变电功率为4×2100MW;变压器无功损耗为1176Mvar。N-1校核方式下1000kV出线无功需求计算情况如表4所示。由表4计算可得,线路容性无功需求总和为4902Mvar。由此,万县站容性无功需求总值为6078Mvar,需配置的低容为29×210Mvar。根据计算,远景年由于万县特高压站出线较多,正常方式下,为补偿万县站主变和其1000kV出线无功损耗的一半(另一半由对侧变电站补偿),需要的容性无功补偿容量为4264Mvar,如果低压电容的容量按单台210Mvar考虑,则共需要20台低压电容器。如果按N-1退出万县—荆门1回线路的控制校核方式来计算,总共需要约6078Mvar的容性无功补偿,需要配置29台低压电容。而万县站4台主变时,总共只能配置16组低容,即便将低容全部配满,仍需要新增904Mvar的容性补偿容量(对应于正常方式)和2718Mvar的容性补偿容量(对应于N-1校核方式)。若采用可控高抗方案解决容性无功缺乏的问题,则可控高抗可调节容量应大于2983Mvar(考虑高抗实际出力与额定容量之间存在一个折算系数),而远景年万县站高抗配置总容量约5400Mvar,可控高抗可调节容量约占高抗配置总容量的55%,单台可控高抗的可控容量达到330Mvar,给万县站的布置以及可控高抗的制造都带来了困难。4线路长度、抗压强度造成远期万县特高压变电站容性无功补偿设备不足的原因如下:(1)本期万县为开关站,重庆—万县—荆门线路总长733km,为了限制重庆—万县—荆门工频过电压和潜供电流,高抗补偿度达到了81%,如表1所示。(2)本期相关线路长度较长,重庆—万县线路长度为245km,万县—荆门线路长度为488km,线路高抗容量主要配置在万县侧,万县侧配置高抗容量为2×600Mvar和2×(2×600)Mvar。而远期万县变电站还将新建4回特高压线路,分别至绵阳和陕南,线路都比较长,高抗容量也很大。(3)远期万县变电站为川电东送和陕电南送的枢纽变电站,进出线路潮流很重,单回线路将达到特高压线路自然功率,线路充电功率与线路损耗抵消,低压电容器需补偿线路高抗容量。如果某线路发生“N-1”,线路潮流增加1倍,则该线路无功损耗将增大4倍;如果该线路较长,则需要新增较多低压无功补偿设备。5万县能源站高可逆配置优化建议5.1抗起毛补偿作用低抗补偿由于特高压电网投产初期线路较长,充电功率较大,在满足限制工频过电压和潜供电流的条件下,应尽量选择配置较小容量的高抗,所缺感性无功采用低抗来补偿,从而缓和远期重载时调压困难的问题,降低对可控高抗可调节容量的需求。万县变电站初期是开关站,过电压问题十分突出,在确定高抗配置方案时,在满足工频过电压和潜供电流要求(我国特高压系统限制工频过电压需结合具体系统情况研究而定)的基础上,尽量选择最低的高抗配置方案,本次万县站初期高抗配置方案是在多个配置方案中选择的补偿度相对最低的方案,但在工程实施前还需进一步优化。5.2降低抗压强度,增加可控抗压容量根据规划,重庆—万县线路将会在2015年左右开断接入长寿特高压站,届时可以将重庆—万县线路的万县侧所装2组600Mvar高抗搬迁其中1组高抗至对侧长寿特高压站,既能起到平衡每条线路无功分布的作用,同时也可以使万县变电站所需低抗容量从6078Mvar减至5532Mvar,需要配置的可控高抗的可控容量也从2983Mvar降低为2172Mvar,可控高抗可调节容量约占高抗配置总容量也可从55%降低为45%。如果将重庆—万县线路的万县侧所装2组600Mvar高抗全部搬迁至长寿特高压站,则万县站需配置的可控高抗容量减至4985Mvar,需要配置的可控高抗的可控容量降至1625Mvar,可控高抗可调节容量约占高抗配置总容量的比例也可降低为39%。5.3特高压线路与特高压线路抗压强度随着绵阳—万县、万县—陕南线路的建成,以及长寿、万县特高压开关站扩建成变电站之后,特高压网络的加强将使万县变电站相关特高压线路过电压和潜供电流水平大大降低,相应线路的高抗补偿度可以在一定程度上降低。可以对万县变电站相关线路配置高抗容量进行优化,如初期将高抗分组,并加装隔离开关,当网络加强后,可以切除部分高抗容量,以达到降低可控高抗需要的可控容量。6可控产生产生液压体系的优化(1)特高压线路充电功率大,投产初期为限制工频过电压和潜供电流所需投入的高抗容量较大,同时会造成线路潮流较重时的容性无功缺乏及调压困难的问题。可控高抗是解决限制过电压和调相调压矛盾的有效手段之一,但是由于制造条件的限制,可控高抗的可调节容量不可能做得太大,因此,有必要对可控高抗的配置进行适当优化。(2)对雅安—南京北1000kV交流特高压输变电工程中万县变电站无功配置分析可以看出,由于万县