渝鄂背靠背投运后水布垭近区电网调压策略优化研究

贾 波，赵 军，颜 俊，毕复明，颜 平，周良松

（1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉430071；2.湖北清江水电开发有限责任公司，湖北 宜昌443000；3.华中科技大学 电气与电子工程学院，湖北 武汉430074）

0 引言

为优化交流电网结构，提高电网运行可控性，降低电网安全稳定风险，同时充分发挥联络线外送四川季节性水电输电能力以及降低三峡近区电网短路水平，国家电网有限公司开展建设了渝鄂直流背靠背联网工程［1-6］。工程包含2个背靠背换流站，分别落点在渝鄂（重庆-湖北）联络线的南、北两个通道，总容量5 000 MW，北通道宜昌背靠背直流剖接入渝鄂联络线500 kV盘龙双回线，南通道施州背靠背直流剖接入500 kV张恩双线。

宜昌直流和施州直流各包含2个背靠背柔性换流单元，每个换流单元可独立运行，直流额定电压±420 kV，额定功率1 250 MW，采用模块化多电平柔性直流输电MMC-HVDC（Modular Multilevel Converter High Voltage Direct Current）技术，换流器件采用全控型，与传统常规直流输电技术相比，具有不存在换相失败风险、可以实现有功和无功的解耦控制、可提供无功支持、运行范围宽、运行方式灵活和供电可靠性高等特点［7-12］。

工程投产前，川渝电网与华中电网南通道通过500 kV张家坝～恩施～渔峡长线路联系，线路充电功率大，枯水期谷负荷时段线路潮流较低，渔峡开关站由于无功补偿能力不足存在母线电压偏高问题，水布垭机组需长期小出力进相对系统进行调压，可能会导致机组振动、汽蚀，水轮机转轮裂纹，不利于机组安全稳定运行［13-14］。施州柔直投运后，恩施和渔峡站由省间送电通道中间站点变为湖北交流电网末端厂站，近区电网无功电压特性显著改变，近区电网的电压问题与工程投运前不同，且近区电网无功补偿设备配置情况有所调整，如施州柔直具备大容量无功补偿能力，恩施变感性无功补偿裕度进一步提升等，需对工程投运后的调压策略进行优化协调。

目前针对渝鄂背靠背投运后对电网运行特性影响的研究主要都是从安全稳定特性角度进行分析。文献［15-16］从静态潮流分布、短路电流、小干扰稳定、频率稳定和暂态稳定等多个方面分析了渝鄂背靠背投运华中电网和西南电网安全稳定特性的变化，对电网运行风险进行评估并提出了相应的对策。文献［17］提出了工程投产对协调次同步振荡特性的影响分析。而对于近区电网的无功电压特性，系统的调压策略则研究较少。

鉴于此，本文首先梳理了工程投运前后南通道近区电网的无功补偿设备资源配置情况，对系统无功电压特性进行仿真分析，然后针对近区电网存在的调压问题，提出了网源优化协调调压方案，在保证电网电压不越限的情况下，优化水布垭机组的运行工况。

1 概况

1.1 工程概况

南通道接入系统方案：施州背靠背换流站π开张家坝～恩施双回线路接入，500 kV交流出线4回，其中，重庆侧出线2回至张家坝变；湖北侧出线2回至恩施变。

北通道接入系统方案：宜昌背靠背换流站π 开九盘～龙泉双回线路接入，本期500 kV 交流出线4 回，其中，重庆侧出线2回至九盘变，湖北侧出线2回至龙泉换流站。保留原奉节串补站，将原九盘～龙泉线路龙泉侧2×150 Mvar 高抗搬迁，搬迁至背靠背换流站重庆侧。

渝鄂背靠背近区湖北电网网架结构示意图如图1所示。

图1 渝鄂背靠背近区湖北电网结构示意图Fig.1 Sketch of Hubei power grid near VSC-HVDC

1.2 水布垭电站近区电网无功补偿设备配置

恩施变配置6 台60 Mvar 低抗，无低容；兴隆变配置6 台60 Mvar 低抗和6 台60 Mvar 低容。恩渔三回线每回在恩施侧配置1 台136 Mvar 线路高抗，渔兴三回线每回线路两侧各配置1台136 Mvar线路高抗。施州换的无功能力与换流站交流电压相关，其稳态运行电压范围为500～550 kV，在最低、高两种电压下，施州换单个换流单元PQ曲线见图2～图3所示，由图可知施州换单个换流单元从交流系统最小吸收无功365 Mvar，向交流系统最小注入无功765 Mvar［18-19］。水布垭电厂单台机组最大进相深度100 Mvar，最大迟相深度70 Mvar，4台机组共计最大进相400 Mvar，迟相280 Mvar。

图2 交流电压500 kV单个换流单元功率曲线Fig.2 500 kV signal converter unit power diagram

图3 交流电压550 kV单个换流单元PQ运行区间Fig.3 550 kV signal converter unit power diagram

工程投运前后，近区电网的感性无功不平衡量见表1。由表1 可知工程投运后施州换和恩施变感性无功补偿裕度相对较大。渔峡开关站的感性无功缺口较大约500 Mvar。

2 电网存在的电压问题及原因

水布垭近区站点500 kV 母线当前电压控制曲线如表2所示。

电网实际运行时，系统电压主要存在两大类问题，详细说明如下。

表1 近区各站点感性无功不平衡量Table 1 Amount of imbalance inductive reactive power near Shuibuya power grid

表2 近区站点500 kV母线电压控制曲线Table 2 500 kV bus voltage control curve near Shuibuya power grid

1）线路轻载时，渔峡母线电压偏高问题。主要是由于渔峡开关站感性无功补偿缺口较大所导致，此时需要水布垭机组进相对渔峡充电功率进行就地平衡，达到降低渔峡母线电压的效果，机组存在小出力进相运行工况。

2）华中大功率送西南时，恩施母线电压偏低问题。异步联网后恩施作为交流系统受端末端站，且没有配置低容，电压支撑不足，而施州直流的电压控制死区相对较大，目前为531±8 kV，大于恩施母线的电压运行区间526～536 kV，施州柔直的电压调节能力也不能充分释放，近区仅剩水布垭机组可以调压，需要水布垭电厂强发无功对恩施电压进行调节，水布垭机组存在小出力迟相运行工况。

以某典型日为例对系统运行情况进行说明，近区电网母线电压和潮流曲线如图4所示。

由图4 可知，在6：00～6：45 时段，施州直流功率近似零功率运行，近区电网潮流轻载，渔峡母线电压偏高，水布垭需开1 机深度进相对渔峡母线电压进行调节，调节后渔峡电压约为537 kV。在7：45～8：15时段，施州直流双单元送西南功率由300 MW 快速提升至1 100 MW，恩施和施州柔直电压急速跌落，施州柔直最低电压跌至施州控制范围523 kV，施州柔直对母线电压进行自动调节，调节后施州柔直电压提升至约524 kV，在其电压控制范围内，但恩施电压仍越限。为调节恩施电压，在8：20～8：25 水布垭增开1 机发出无功进行调压，调节后恩施电压提升至528 kV。在2 个小时时段内，水布垭机组由深度进相变为深度迟相，水布垭电压调节压力较大。

图4 某典型日近区电网潮流电压曲线Fig.4 Power flow near Shuibuya power grid of a typical day

3 无功电压特性分析

3.1 线路轻载渔峡电压偏高问题

本次利用综合稳定程序PSASP，以线路轻载水布垭不进相为基础工况，对施州直流增大吸收无功、恩施投低抗和水布垭进相3种独立调压手段以及多种调压手段混合的调压效果进行仿真分析［20-26］，计算结果如表3所示。

由表3仿真计算结果可知：

1）3 种独立调压手段对渔峡调压效果基本相同，电压调节敏感度都约为0.04 kV/Mvar。

2）调节施州、恩施手段为通过调节相邻站点的电压进而调整渔峡母线电压，为系统调压手段，在降低渔峡母线电压时会同时调低恩施母线电压，对恩施变电压的影响约为0.07 kV/Mvar，水布垭进相调压则更为直接，对恩施变电压影响相对较小，影响效果约为0.04 kV/Mvar。

3）多种调压手段综合使用时调压效果近似为独立调压效果的叠加。

表3 渔峡调压特性分析Table 3 Analysis of Yuxia voltage regulation characteristics

3.2 线路重载恩施电压偏低问题

结果表明施州直流对于恩施的调压效果要明显优于水布垭对恩施的调压效果，其中施州直流对恩施的调压敏感度约为0.07 kV/Mvar，水布垭对恩施的调压敏感度约为0.04 kV/Mvar。两种调压方案同时使用时，调压效果可以叠加。

4 系统调压策略优化方案

无功电压特性表明，对于线路轻载时渔峡电压偏高问题，通过调节施州换流站吸收无功、投恩施变低抗和利用水布垭电站进相都可以有效调压，且调压敏感性基本相同。本次考虑到水布垭电站小出力进相调压时机组运行工况较差，可能会带来机组振动、汽蚀，水轮机转轮裂纹等风险，同时由于恩施变和施州换的感性无功补偿补偿裕度相对较大，本次提出两种调压方案［27-30］。

表4 恩施调压特性分析Table 4 Analysis of Enshi voltage regulation characteristics

方案一：优先由恩施变投低抗调节渔峡电压，水布垭进相作为补充。

方案二：优先由施州柔直吸收无功调节渔峡电压，水布垭进相作为补充。

对上述两种方案进行仿真分析，在图4 典型工作日的线路轻载时段，采用方案一在恩施变投1 组低抗后，将恩施电压控制在532 kV 以内，则水布垭不进相时渔峡电压可以控制在要求范围内。采用方案二在施州柔直增加吸收60 Mvar 无功将施州柔直母线电压控制在530 kV以内，则渔峡电压不越限。两种控制方案仿真案例见图5～图6所示。

图5 渔峡调压方案（方案一）Fig.5 Voltage regulation scheme of Yuxia(option 1)

图6 渔峡调压方案（方案二）Fig.6 Voltage regulation scheme of Yuxia(option 2)

对于恩施电压偏低问题，通过调节施州换流站吸收无功和水布垭电站迟相都可以有效调压，但施州柔直调压敏感度更高，故本次考虑优先由施州柔直进行调压，水布垭调压作为补充手段。

2）修改的后64卦卦序（图8），揭示了64卦序数／阴阳对称规律，这也许是一个史无前例的、划时代的发现！呈现出既阴阳对称又数量平衡，阴中有阳，阳中有阴，阴阳相抱，自然天成。这岂不是精美的“阴阳／数量太极图”吗？64卦若采用比干八宫卦序，那么乾为首卦就要改变了，即坤为1，乾为2。

对此方案进行仿真分析，在图4 典型工作日的华中大规模送西南时段，在施州柔直增发无功120 Mvar后，将施州柔直电压控制在526 kV 以上，则在水布垭不迟相的情况下，恩施电压不会低于527 kV，满足电网控制要求。控制方案仿真案例见图7所示。

综上，若渔峡电压偏高问题和恩施电压偏低问题都利用施州柔直进行解决，则需将柔直母线电压控制在528±2 kV，柔直死区范围偏小，可能会导致柔直频繁调节，不利用柔直安全稳定运行，因而考虑采用施州柔直解决恩施电压偏低问题，采用恩施变解决渔峡电压偏高问题，即将施州柔直电压控制在526 kV 以上，恩施电压控制在530 kV以下。

5 结语

针对当前系统存在的电压问题，本文通过梳理渝鄂背靠背工程投产后水布垭近区电网无功补偿设备配置情况和近区电网无功电压特性的研究，提出了近区电网的调压优化策略，主要结论如下：

图7 恩施调压方案Fig.7 Voltage regulation scheme of Enshi

1）工程投运后，恩施变感性无功补偿裕度进一步增大，但容性无功补偿能力仍相对不足，渔峡开关站仍有较大的感性无功补偿缺口。由于当前施州柔直的无功调节能力没有充分释放，当前电网存在线路轻载时渔峡电压偏高问题和华中大规模送西南时恩施电压偏低问题。

2）仿真研究表明，施州柔直、恩施变和水布垭电站对于降低渔峡电压的效果基本相同，施州柔直对于提升恩施电压的效果明显优于水布垭。

3）综合考虑柔直安全稳定运行因素和水布垭电站机组工况，可调整恩施低抗投切电压定值，充分利用恩施站感性无功补偿能力，缓解渔峡电压偏高问题。适当提高施州柔直电压控制下限，释放柔直电压支撑能力，缓解恩施电压偏低问题。减少水布垭机组小出力调压工况。

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