中俄联网黑河换流站新建主变投运及站控系统无功策略验证试验方案

高德宾，刘 洋，王聪颖，岳 涵，窦姿麟

(1.国家电网公司东北分部，辽宁 沈阳 110181；2.中国能源建设集团辽宁电力勘测设计院有限公司，辽宁 沈阳 110018)

根据中俄联网黑河换流站工程建设进度，2018年7月已在黑河换流站中方侧新投运1台500 kV变压器(52B主变)，该变压器投运后黑河换流站形成2台主变连接地区220 kV系统运行方式，增强地区电网供电可靠性，同时52B主变低压侧配备了2组60 Mvar低抗和1组60 Mvar低容，无功补偿设备容量有所增加，有利于黑河换流站电压调整。扩建工程还对黑河换流站无功控制策略进行了修改，2台主变低压侧无功补偿装置均纳入换流站的无功控制系统，在主变投运后进行了无功控制策略的验证试验。

目前，对直流换流站内无功补偿设备的配置方案及控制策略的研究较多，文献[1]给出了无功设备的配置方案以及多种判据、多边界条件下无功控制功能及策略。文献[2]介绍了高压直流换流站内的无功消耗和影响因素以及站内无功补偿装置容量的确定。文献[3]分析了国内现有直流换流站交流无功补偿设备投切和故障情况，提出优化直流换流站无功配置原则的建议。文献[4]针对连接弱交流系统的高压直流换流站提出了一种基于静态同步补偿器和电容器组相互协调的多模式协调控制策略。文献[5]提出了一种适用于背靠背换流站的无功协调控制策略，减小了常规直流无功辅助控制对直流系统运行状态以及系统性能的负面影响，并通过仿真结果进行验证。文献[6]介绍了黑河换流站SVC和HVDC的协调运行。

1 新建52B主变投运方式

新建52B主变为自耦油浸式无载调压变压器，主要参数如表1所示。

表1 52B主变主要参数

52B主变接入500 kV 第2串间隔与63M直流滤波器组配串，开关TA变比均为2000/1A，投运时需对52B主变有关保护、500 kV 2母线母差保护、开关保护及220 kV、35 kV有关保护、新增的稳控装置进行相位测试。黑河换流站中方侧接线方式如图1所示，虚线框内为新建52B主变及其他有关设备。

图1 黑河换流站中方侧接线方式

在开关5022加装临时保护对主变冲击合闸，35 kV无功补偿设备送电，利用无功设备的电流分别测试主变差动保护、35 kV母差保护、开关保护相位，再用5013串带2母线边开关5023对主变充电，利用35 kV无功设备测试相关保护相位，最后220 kV开关环并，测试主变差动及220 kV系统相关保护相位，如图2所示。

临时保护的整定需避开正常运行的负荷电流，同时又要保证对故障电流的灵敏性。黑河换流站短路电流较小，根据计算结果，在52B主变500 kV与220 kV系统环并时，需控制52B主变潮流不大于260 MW。

根据计算结果，若控制52B主变环并后潮流不大于260 MW，需控制环并前51B潮流不大于341 MW，根据夏季负荷情况，主变最大潮流为320 MW，不需采取其他措施即可满足运行需求。计算结果如表2所示。

表2 52B主变环并潮流转移比

(a)中开关带35 kV设备

(b)边开关带220 kV、35 kV设备图2 黑河换流站52B主变投运示意图

2 无功策略验证试验仿真分析

52B主变投运后对中方侧无功控制策略进行了修改，扩建后的低压无功补偿设备纳入换流站无功控制，由黑河换流站站控系统控制低抗和低容的投切。直流站控系统如图3所示。

站控系统可以按照以下优先级实现：①换流站解锁控制；②最高/低电压限值；③最大无功交换限值；④最小滤波器控制；⑤无功控制/电压控制(可切换)。

换流站内每组低抗均有“参与换流站母线电压控制”、“参与换流站无功平衡”2种运行状态。直流闭锁时，所有低抗均“参与换流站母线电压控制”，直流解锁时，自动选择1组备用低抗“参与换流站无功平衡”，直到直流闭锁后恢复为“参与换流站母线电压控制”。 “参与换流站母线电压控制”的低抗在交流母线电压高于V1时自动投入1组；交流电压低于V3则自动退出1组。

低容采用电压控制：交流电压高于V2则投入1组低容；电压低于V4则退出1组低容，如图4所示。

图4 低容、低抗投切控制逻辑

黑河换流站为东北电网末端，短路容量较小，2017年末500 kV母线三相接地短路后短路电流约为3.9 kA，短路容量约为3 369 MVA，受电压波动影响较为明显。因此，进行无功策略验证试验时，需有充足的无功备用容量。利用低谷负荷进行换流站投切低抗及滤波器后母线电压变化的仿真分析，投退1组60 Mvar的低抗电压变化为10 kV左右，如图5所示。

根据52B主变投运前的系统实际运行情况，在夜间直流解锁瞬间直流功率仍为0 MW，但直流站控系统自动投入1组最小滤波器，导致站内无功过剩，系统电压升高。因此进行无功策略验证试验时，需留有足够的无功补偿容量，试验时采取2台主变轮流测试，低压无功补偿装置互为备用的方式，即进行52B主变无功补偿装置验证试验时，51B主变的无功补偿设备为手动状态，由现场值班人员根据系统电压实时调整，进行51B主变无功策略验证时，52B主变的低压无功补偿设备为手动控制方式，由现场运行人员手动控制投切。

(a)切除1组50 Mvar滤波器

(b)切除1组60 Mvar滤波器图5 切除低抗及交流滤波器电压变化曲线

黑河换流站中方侧配置5组HP12/24滤波器、2组HP3滤波器、3组并联电容器，每组容量均为50 Mvar，滤波器根据直流功率的变化进行投切。在换流器解锁前，2台12/24滤波器自动投入，其他滤波器、电容器按式(1)、式(2)进行投切：

ΔQ>Qref+33 Mvar

(1)

ΔQ

(2)

式中：Qref为参考值。

站控系统除了通过投切电容器来实现无功控制外，还可以通过换流器增大触发角的方法提高换流器对无功功率的吸收，但换流站的最大触发角不超过40°。

3 无功策略验证试验实测结果

2018年8月，在黑河换流站中方侧直流站控系统升级后，进行了换流站无功策略验证试验。

首先，进行了直流解闭锁时低容、低抗自动投切的策略验证，直流解锁后，投入1组最小滤波器组同时站控系统选择1组备用状态的低抗投入，参与换流站无功平衡，此试验受俄功率0～75 MW，电压变化见表3所示。

其次，进行黑河换流站无功控制策略验证试

表3 投退低容、低抗500 kV电压

验，试验过程中中方受俄功率0～720 MW，换流站根据直流功率的无功补偿需求投入或切除滤波器组，根据站内的电压情况控制低容低抗的投切。

4 结论

a.试验证明，无论是51B还是52B主变35 kV侧的低容低抗，均可参与换流站的电压控制而正确投切，投入1组60 Mvar低容，500 kV母线电压升高10 kV左右，而投入1组低抗，500 kV母线电压降低约10 kV。

b.如果直流解锁前有低抗在热备用状态，直流解锁后该组低抗将自动投入，直流闭锁后，该组低抗将自动切除。如果直流解锁前无低抗在热备用状态，直流系统仍可正常解锁并调节功率。

c.直流功率升降过程中交流滤波器的投切表明，无功控制策略能够根据直流系统的功率正确投入或切除交流滤波器。