论直流换流站交流滤波器与并联电容器分组容量关系

作者：郑晓敏

摘要：为提高直流换流站无功补偿配置方案的经济性，必要时可考虑交流滤波器组和并联电容器组采取不同分组容量配置的方案。通过对国内已投运直流工程无功配置方案的总结对比，重点对换流站内交流滤波器组与并联电容器组分组容量的相对关系及合理性进行探讨。结合位于送端火电系统和水电系统的直流换流站以及受端系统的直流换流站运行条件，研究采取交流滤波器与并联电容器分组容量差异化设计以优化无功配置方案的可行性和适用条件，并提出合理化建议，为直流工程设计提供参考。

0引言

  随着中国更大范围内的资源优化配置，未来将规划建设更大规模的远距离、大容量直流输电工程．直流输电技术将继续在中国电网发展中发挥不可或缺的重要作用。作为直流换流站的重要组成部分．换流站无功补偿装置的占地、投资在整个换流站占有相当比重，站内无功补偿方案的优化对换流站总体投资及优化设计、直流输电工程的技术经济性、系统安全可靠运行等具有重要意义。

  受断路器开断容量、交流母线电压波动等条件限制．换流站内的无功补偿装置需要分组配置，其中交流母线的电压波动对无功分组容量的限制最大。当换流站近区交流系统较弱时，无功分组投切引起的电压波动较大，为保证交直流系统的正常运行，无功分组容量需相应减小，从而加大了无功分组数，增加断路器及开关数，也相应增加了换流站占地和工程总投资。提出在换流站站内加装SVC等动态无功补偿设备的措施，降低无功分组投切引起的换流站交流母线电压波动，以提高无功分组容量、减少站内无功分组数和占地等。结合换流站内交流滤波器组和并联电容器组在直流运行过程巾的投切特点，还可考虑将交流滤波器组和并联电容器组容量差异化考虑的措施，加大部分无功分组容量、减少总的无功分组数和工程投资。本文结合已投运直流换流站无功配置现状的梳理，重点对换流站内交流滤波器组与并联电容器组分组容量的关系进行探讨，以期对换流站无功配置方案的进一步优化提出合理化建议。

1  换流站无功补偿与交流滤波器

  直流换流装置在运行过程中将消耗大量的无功功率，需在站内装设无功补偿没备进行补偿。同时,换流装置在运行中将在交流侧产生谐波电流。为减少交流电网的谐波，换流站的交流侧需装设滤波器。由于交流滤波器巾的电容器元件可提供无功功率，一般将换流站的容性无功补偿设备与交流滤波器合并配置，即换流站的容性无功补偿设备包括并联电容器和交流滤波器两大部分，其中最小滤波电容容量约占换流容量的30%。由于换流站消耗的无功功率与直流输送功率有较大关系．为满足直流系统在不同的功率水平对无功补偿容量的需求，换流站内的并联电容器和交流滤波器设备需分组配置和分组投切运行。

换流站无功消耗可表示为

其中：

式中：尸为换流器直流侧功率，MW; Qdc为换流器的无功消耗,MV·A;p为换流器的功率冈数角，  (°)；μ为换相重叠角，(°);Xc为每相换相电抗，Ω；Id为直流运行电流，kA;a为整流器触发角，(°)；E11为换流变阀侧绕组空载电压，kV;Ud为极直流电压，kV；Udio为极理想空载电压，等于E11的倍，kV。

  计算逆变站无功消耗时以逆变器熄弧角代替整流器触发角。

  实际工程目前主要依据无功分组投切引起的换流站交流母线暂态和稳态电压波动限值确定并联电容器组和交流滤波器组的最大分组容量。其中．无功分组投切引起的稳态电压变化以不导致换流变压器有载调压分接头动作为原则．暂态电压变化率按1.5%～2.0%考虑（投切前电压水平为基准）。由于交流滤波器组的投资较同容量的并联电容器组高，在满足性能要求和换流站无功平衡的情况下．交流滤波器组数应尽可能少．无功缺额部分使用并联电容器组进行补偿。同时，在满足滤波要求的前提下．加大交流滤波器组分组容量以满足无功功率平衡要求并不经济。

  直流低功率运行方式下，换流站无功消耗大大减少，但由于滤波的要求，往往需要投入一定的交流滤波器组．滤波器中电容器的无功输出将造成换流站内无功功率过剩。为保持站内感性无功平衡，除增加触发角（熄弧角）加大换流站无功消耗措施外．必要时需单独装设感性无功补偿设备。因此，从换流站低功率运行方式下的感性无功平衡角度考虑，在满足滤波要求的情况下，单组交流滤波器容量应尽量做到最小。

2已投运直流换流站交流滤波器与并联电容器分组容量关系

  根据国内已投运直流工程送、受端换流站无功分组容量统计．大多数换流站内的交流滤波器组与并联电容器组容量均相同，有部分换流站的交流滤波器组与并联电容器组采取不同容量。其中，江陵、宜都、哈密、双龙、牛寨、木家、穗东等换流站的交流滤波器组容量相对低于并联电容器组，政平、奉贤换流站交流滤波器组容量则高于并联电容器组（见表1）。

3交流滤波器与并联电容器分组容量差异化适用研究

3.1  交流滤波器与并联电容器分组容量关系分析

  从方便设备配置及设备投切控制的角度考虑．对于同一类型的交流滤波器及并联电容器组，应分别保持相同的分组容量。

  直流系统启动或低功率运行时，由于换流站内谐波滤波要求．无功补偿设备中的交流滤波器组往往先投入运行．随着直流输送功率水平的上升,无功需求加大．在站内交流滤波器组全部投入运行仍不能满足站内无功平衡的情况下，需再进一步投入并联电容器组。因此，为减少站内无功分组数．可分别结合交流滤波器组和并联电容器组投入时的系统运行条件,研究分析加大部分无功分组容量的可行性。另外，由于直流低功率方式下交流滤波器组先行投入，交流滤波器分组容量取低值有助于减少站内剩余无功功率对感性无功配置的要求。因此，考虑交流滤波器组的造价高于同容量的并联电容器组,且从换流站低功率水平的感性无功平衡需要考虑，交流滤波器组与并联电容器组采取差异化容量时，交流滤波器分组容量取相对低值更为合适，具体还需结合不同运行方式下换流站近区交流系统条件及方案的总体经济性综合研究。

  就直流不同功率水平下换流站近区交流系统运行条件而言，直流工程送端、受端往往呈不同特点，需结合具体情况具体分析。

3.2送端直流换流站

  对于送端直流换流站，直流输送功率较低时，换流站近区电源开机普遍较少．交流系统短路容量低．为避免无功分组投切引起的交流母线电压波动超出限值要求，此时先行投入运行的交流滤波器组容量不宜过大。直流输送功率升至较高水平时．换流站近区电源开机情况及交流系统强弱还取决于送端配套电源类型。

3.2.1  火电系统

  以—卜三五”期间拟建成的宁东至浙江+800kV特高压直流输电工程送端宁东换流站为例，研究站内部分无功分组容量适当加大的可能性。

  宁东至浙江±800 kV特高压直流输电工程拟将宁夏东部煤电送至浙江地区，直流输电规模8 000 MW，输电距离约1 722 km。其中，送端宁东换流站位于宁夏回族自治区银川市东南灵武市近区．根据规划，换流站建成后将Ⅱ接入银川东一黄河双回750 kV线路．并通过6回750 kV线路接入近区规划电源，如图1所示。

  10%额定功率水平下，考虑换流站近区电源仅开机1台情况下．按照无功分组投切引起的交流母线稳态和暂态电压波动分别不超过0.65%和1.5%控制，宁东换流站最大无功分组容量应不超过300 MV.A。

  当直流输送功率达到约70%额定功率时，宁东换流站近区电源开机宜在4台以上。偏严考虑，对2015年宁东换流站近区电源开机4台及相关线路发生N-l时换流站内不同容量无功小组投切引起的交流母线电压波动进行计算．按照无功分组投切引起的交流母线电压波动限制要求，宁东换流站最大无功小组容量可达到380 MV-A。

  因此．从宁东换流站近区交流系统运行条件看,直流大功率运行方式下无功分组投切引起的换流站交流母线电压波动有所降低，可考虑适当加大后期投入的并联电容器组分组容量。在可行性研究阶段的无功配置方案基础上（可行性研究推荐方案：容性无功补偿总容量约4 682 MV·A，分4大组、16～20小组，每小组容量为239～299 MV．A)，宁东换流站无功分组仍具备进一步优化空间，具体可结合换流站的滤波要求对站内无功配置方案做进一步优化。

3.2.2水电系统

  以2014年投运的糯扎渡直流工程送端换流站为例．分析直流送端为水电系统时换流站内部分无功分组容量加大的可行性。

  糯扎渡电站送电广东特高压直流输电工程用于将糯扎渡水电站电力电量送往广东消纳．工程起点位于云南省普洱市，落点位于广东省江门市，直流电压采用+800 kV,直流输电容量5 000 MW,直流线路长度约1 441 km。其中送端普洱换流站通过3回500 kV交流线路与糯扎渡电站相连．2回500 kV线路与思茅开关站相连，换流站近区电网如图2所示。由于送端普洱换流站地处云南省西南地区，电网结构较为薄弱．换流站近区交流系统最小短路电流仅12 kA。

  10%额定功率水平下，考虑换流站近区糯扎渡、景洪各开机1台情况下，按照无功分组投切引起的交流母线稳态和暂态电压波动分别不超过1%和2%控制，普洱换流站最大无功分组容量应不超过160 MV·A。

  经估算．当直流功率达到0.70～0.75倍额定功率时．在站内交流滤波器组全部投入运行的基础上,需进一步投入电容器组维持换流站内无功平衡。由图2可见，换流站近区交流系统短路容量很大程度取决于送端电源糯扎渡水电站的开机情况。根据糯扎渡电站与直流工程运行方式分析结论,由于送端糯扎渡水电站具有多年调节特性，为保证丰水期云南调节性能较差的中小水电得以充分利用，减少全网弃水，可能出现糯扎渡电站调峰运行方式．即糯扎渡电站开机少、直流工程仍然大功率或满功率运行的方式。因此，直流输送功率在0.70～0.75倍额定功率时，糯扎渡电站仍有可能仅开机1~2台，此时系统短路容量仍维持在低水平，换流站无功分组投切引起的电压波动仍相对较大，并联电容器分组容量加大的空间较小。

  按照糯扎渡、景洪电站各开机1台工况，对糯扎渡直流大功率运行方式下普洱换流站内不同容量无功小组投切引起的交流母线电压波动进行计算。按照无功分组投切引起的交流母线电压波动限制要求．最大无功分组容量仍不超过160MV - A,与直流小功率运行方式相同。因此，由于直流不同功率运行方式下换流站近区交流系统强度相差不大．普洱换流站内并联电容器组与交流滤波器组宜取相同容量，即站内容性无功补偿总容量2 880 MV·A,分18小组，每小组容量均为160 MV·A。

3.3  受端直流换流站

  对于直流工程的受端换流站，不同直流功率下近区交流系统的强弱与送端系统呈不同特点。直流低功率运行方式下近区交流系统的强度由于以下原因可能要高于大功率方式。

  (1)因直流送人容量低，为满足受端系统供电需要．需相应增加电源开机，换流站近区交流系统相对较强。相应地，直流满负荷功率水平下，受端系统的开机数可能减少，交流系统强度反而降低。特别是对于送端为水电系统的直流工程，为减少丰水期送端大量弃水，小负荷方式下直流可能维持较高或满送功率水平，此时受端交流系统的电源开机相应减少，系统短路容量和强度相对较低。

  (2)对于含抽水蓄能等调峰电源的受端系统，为满足调峰需要，小负荷方式下直流不同输送功率水平时网内调峰电源需开机运行，相应提高了系统短路容量和强度。对于直流输送功率在较高水平的腰负荷方式,电网调峰压力下降，网内调峰电源开机数减少,近区系统短路容量相应下降。

  以糯扎渡直流工程受端江门换流站为例分析受端换流站系统条件。江门换流站位于广东省江门地区．换流站建成后通过4回500 kV交流线路与广东电网相连．2回至顺德变、2回至江门变，如图3所示。

  由于江门换流站近区的中山、珠海等电网具有一定容量的调峰电源，考虑在腰负荷方式下调峰电源开机减少或停机，在相同的电网接线方式下．近区交流系统强度要低于直流低功率运行方式。相应地，按照无功分组投切引起的交流母线稳态和暂态电压波动分别不超过1.0%和1.5%控制．直流低功率运行方式下最大无功分组容量(270 MV·A)反而要高于大功率运行方式(240MV·A)。从减少无功分组角度考虑，虽然可适当加大交流滤波器组的分组容量，但相应增加了设备投资，同时加大了直流小功率运行方式下换流站的感性无功平衡压力，需综合评估。

4结语

  (1)为提高直流换流站无功补偿配置方案的经济性，必要时可考虑交流滤波器和并联电容器组采取不同分组容量配置的方案，但需结合系统运行条件和换流站滤波要求研究确定。

  (2)从降低设备投资及直流低功率水平的感性无功平衡角度考虑，换流站的交流滤波器和电容器组在采取不同分组容量配置方案时，交流滤波器的容量宜取相对低值．电容器组的容量可适当加大。

  (3)对于送端直流换流站，近区配套电源为火电机组时，对适当加大站内并联电容器组分组容量措施的适用性相对较强。但对于位于水电系统的送端直流换流站，直流大功率运行方式下近区系统运行条件不确定性大，是否具备将站内并联电容器组分组容量加大的条件需结合直流输电工程运行方式及近区交流系统运行条件做具体研究和分析。

  (4)对于受端直流换流站，直流大功率运行方式下换流站近区交流系统强度增加的可能性不大，基本不具备加大站内并联电容器组分组容量条件。当直流低功率运行方式下换流站近区交流系统较强时，是否采取加大交流滤波器组分组容量措施需结合站内无功分组数、感性无功平衡需求等综合评估。