特高压分级式可控并联电抗器工程应用技术

毛继兵，喻劲松，王艳，魏孟刚，柴斌，高源

(1. 国家电网有限公司特高压建设分公司，北京市100052；2. 南瑞集团中电普瑞科技有限公司，北京市 102200；3. 北京送变电有限公司，北京市 102401)

0 引 言

在特高压电网中，其交流线路单位充电功率大，是500 kV线路的4～5倍。为了限制过电压，需要装设高补偿度的并联电抗器。另一方面特高压线路中潮流变化很大，线路空载或轻载时并联电抗器能起到补偿线路容性无功的作用，但传输自然功率时线路本身产生的无功基本能抵消消耗的无功，如果仍然接入并联电抗器，线路电压将会大大降低，并造成额外的功率损耗，影响系统稳定运行[1-2]。所以当传输功率较大时应切除线路上的并联电抗器，但线路故障时如果没有并联电抗器，线路电压将会超过安全稳定的要求。可控并联电抗器(controllable shunt reactor，CSR)则是解决上述矛盾的有效手段，它既能对电网无功进行动态补偿，同时在故障情况下又能快速响应，抑制工频和操作过电压。按工作原理的不同，CSR可分为分级式(高阻抗变压器型)和磁控型两种。分级式可控并联电抗器原理简单、响应快速、可靠性高。特高压分级式CSR(简称特高压CSR)工程应用前已完成了结构、原理研究，论证了CSR将是特高压输电线路无功补偿的主要选择之一。通过构建电磁暂态仿真模型，结合特高压电网输电系统特性解析了CSR的工作方式，以及在抑制工频过电压和潜供电流方面的效果。结合不同地区网架数据提出了与之相适应的补偿方式和调节控制策略，以及完成了CSR在特高压电网的应用规划等一系列研究。其最终结论为：在特高压电网中，初期可选择CSR，宜采用三级或四级容量调节，示范应用可结合工程选点尽快开展[3-5]。

2020年8月张北—雄安特高压交流输变电工程中世界首套特高压CSR成功投运。在实现首套特高压CSR示范工程应用过程中，工程选点、集成设计、设备研制、系统调试等工程技术方面取得了一系列创新性成果。张北特高压CSR投运时丰富的系统试验数据，以及一年多以来设备的实际运行情况也为特高压CSR关键设备性能优化指明了方向，为其在特高压电网中的推广应用奠定了基础。

1 特高压CSR工程选点

1.1 特高压CSR

特高压CSR电气单线图如图1所示。高抗本体一次侧绕组直接与电网母线连接，高抗本体二次侧绕组和辅助电抗器组合应用，采用旁路开关并联晶闸管阀的方式进行切换。通过改变接入二次侧绕组的辅助电抗器的大小，实现特高压CSR容量的分级调节。同时充分利用了变压器的降压作用，使晶闸管阀能工作在较低电压下，大幅度降低了设备的研制难度和成本[6]。

图1 分级式可控并联电抗器单线图

特高压CSR对线路输出无功功率的计算公式如式(1)所示。

(1)

式中：QL为可控并联电抗器的投切容量；US为低压侧电压；XCSR为等效阻抗，其计算公式如式(2)所示。

XCSR=X′d+Xb

(2)

式中：X′d为可控并联电抗器的变压器漏抗；Xb为可控并联电抗器低压侧接入电抗值[7-8]。

1.2 工程选点

张北—雄安(北京西)特高压工程，主要解决张北地区大规模新能源送出问题。由于新能源间歇性、波动性、随机性的特点，会导致输电通道上电压波动频繁且幅度较大，从而引起无功损耗和系统电压的变化，系统无功电压控制难度增大，对新能源送出带来一定影响。若采用固定高抗，将需要频繁投切低压无功装置来保证电压在合理范围内。采用可控并联电抗器，可根据无功损耗的变化灵活分级自动调节可控高抗的投切容量，避免频繁投切低压无功装置，也可缩小电压波动范围，提高新能源并网送出可靠性，提高系统运行稳定性。同时，低压无功补偿设备的投切次数和投切频率有一定限制，且响应速度较慢，频繁投切还可能会增加低压无功补偿设备故障率和缩短产品寿命，增加运行维护的负担[9]。

张北特高压站汇集5 000 MW电力均为新能源。从新能源出力的不确定性角度来看，张北—北京西线路潮流将在0～5 000 MW之间变化。当该线路潮流为0时，其单回线路的充电功率为1 750 MV·A，在张北和北京西侧分别装设600 MV·A和840 MV·A固定高抗，线路补偿度可达82.27%，需少量低压电抗器。当张北—北京西双回线路潮流达到5 000 MW时，其单回线路无功损耗可达418 MV·A，线路感性无功补偿需求约为1 332 MV·A。若考虑张北侧和北京西侧分别投入600 MV·A和840 MV·A固定高抗，线路存在少量感性过补偿。而此时采用可控并联电抗器，调至400 MV·A，可满足补偿需求，无需投入低压无功补偿装置。考虑张北—北京西一回线路故障检修方式下，其单回线潮流达到5 000 MW时，该回线路无功损耗可达1 692 MV·A，与充电功率相当。若考虑张北侧和北京西侧分别投入600 MV·A和840 MV·A固定高抗，则需在特高压站补偿大量低压电容器来平衡感性无功过补偿，造成无功资源浪费。而此时采用可控并联电抗器，调至200 MV·A，能有效降低可控并联电抗器补偿度，减少低压电容器的投入[10-11]。

因此，针对张北—北京西特高压线路潮流输送容量的不确定性，选择在1 000 kV张北站采用特高压CSR。这样既可以通过调节CSR级别，满足进行大容量无功补偿调节和电压控制的需求，也无需频繁投切低压无功设备，提高系统运行的稳定性。

2 特高压CSR集成设计

根据1 000 kV张北站无功配置和前述分析情况可知，应采用1组3级调节600 MV·A的特高压CSR，所配置的3级容量分别为33%级、67%级和100%级。其基本结构如图1所示，主要技术参数如表1所示。

表1 特高压CSR成套装置参数

线路的容性无功QC计算公式：

(3)

式中：UN为线路额定电压；ω为角频率；Cl为线路等效容抗。代入以上线路数据即可求出线路的容性无功，进而通过公式(4)可算出可控并联电抗器投入额定容量时的补偿度η。

(4)

CSR采用的高阻抗变压器的短路阻抗为US%，单相额定容量为SN，低压侧电压为US，则可控并联电抗器归算到低压侧的电感有名值L可按公式(5)计算[12]。

(5)

张北特高压CSR关键设备技术参数如表2所示。

表2 张北特高压CSR关键设备技术参数

张北特高压CSR网侧一次侧绕组应采用星型接线，中性点经小电抗器接地，二次侧中性点直接接地。由于CSR设备本体较为庞大，若再将辅助电抗器置于本体油箱之内，势必会使其油箱尺寸进一步增大，造成生产和运输上的困难。因此，需将辅助电抗器与本体分离，即在每相本体外单独设置2个辅助电抗器，其型式采用干式空芯电抗器[13-14]。两组晶闸管阀是采用全压接式5英寸大功率双面冷却晶闸管研制的特高压CSR卧式、自冷型、免维护快速旁路晶闸管阀，分别对应100%、67%两级容量。在旁路开关闭合时，为了给晶闸管阀提供取能和开通电压，在旁路开关回路串联了取能电抗器，其型式也是干式空芯电抗器。受工程占地面积限制故将旁路开关和隔离开关集成于气体绝缘全封闭组合电器(gas insulated switchgera，GIS)间隔中，2个旁路开关和2级晶闸管阀并联，承担100%、67%两级容量时的长期工作电流。

隔离开关用于各级晶闸管阀或旁路开关的检修。避雷器则用于保护晶闸管阀和电抗器。

为解决旁路开关投切不利于频繁动作的问题，采用旁路开关串联取能电抗器+晶闸管阀组成复合开关的集成设计方案，由晶闸管阀辅助旁路开关来开断电流。由于旁路开关上串联取能电抗器，即使在其旁路状态下，仍可保证晶闸管阀满足取能工作条件，可以导通。当从大容量向小容量调节时，拉开旁路开关前，由于小电抗的存在，对应晶闸管阀的端间具有一定电压，具备导通条件，让晶闸管阀先导通。该支路起到分流作用，晶闸管阀导通后拉开旁路开关，再关断晶闸管阀。旁路开关基本不承担开断电流，只需承担长期工作电流，有效地改善旁路开关的工作条件，极大地延长其使用寿命。

3 特高压CSR关键设备研制

3.1 晶闸管阀电气应力仿真分析与研制

可控高抗晶闸管阀与旁路开关配合，可实现根据系统需求快速、稳定调节高抗容量，动态补偿输电线路容性无功功率，从而有效抑制特高压输电线路的容升效应以及操作过电压、潜供电流等问题。通过搭建特高压可控高抗晶闸管阀电气应力仿真分析模型，以及对不同工作模式下不同运行工况算例的仿真计算，可以掌握晶闸管阀内晶闸管、阻尼电阻、电容等元器件的电气应力，为设备选型提供依据，并确定晶闸管阀的电气接线，如图2所示。

图2 晶闸管阀电气接线示意图

图2中，1～n代表阀层数编号；SCR为高压大功率晶闸管，每个阀层有2只晶闸管采用正反逆并联接线方式；Rs为阻尼电阻器电阻；Cs为阻尼电容器电容；Rdc为直流分量均压电阻器电阻；TE1+、TE2+、TEn+，TE1-、TE2-、TEn-为晶闸管高电位触发监测板卡。

通过对不同运行方式下的仿真计算，可以掌握晶闸管阀电压、电流、发热量和结温情况，校核电气裕度，证明自然散热的可行性，简化散热方案和结构设计。环境处于最高温度37 ℃且过载情况下，图1中晶闸管阀V1的晶闸管通流500 ms时对应的电流仿真波形如图3所示，相应的晶闸管结温仿真波形如图4所示。晶闸管阀V2的波形基本类似。从图4的仿真结果可以看出，工作时晶闸管结温较低(不超过50 ℃)，有利于长期、稳定运行，也可以连续多次动作。

图3 晶闸管阀V1晶闸管工作电流波形示意图

图4 晶闸管阀V1晶闸管结温变化示意图

在此基础上研制的首套特高压可控高抗紧凑卧式、自冷型、免维护快速旁路晶闸管阀(如图1中的V1和V2所示)，采用多层纵向叠放结构解决了大容量晶闸管阀在有限空间内，高压绝缘配合、电磁兼容、动态均压等工程应用的难题。阀体框架采用角铝焊接，既保证结构强度、刚度，又减轻质量。阀组件设有碟簧压紧机构，确保晶闸管适宜的压紧力。阀内元器件按级配线，电位均匀分布，电连接回路清晰，不同电位的高压线不交叉[15]。特高压CSR晶闸管阀体实物如图5所示。

图5 特高压CSR晶闸管阀体实物图

3.2 高电位晶闸管电子板卡研制

特高压CSR晶闸管阀的触发回路、监测回路均集成于高电位晶闸管电子(thyristor electronic，TE)板卡上。晶闸管阀采用全开通和关断两种运行状态的控制方式，即在需要触发时晶闸管阀的触发角为90°，处于全导通状态，在闭锁状态下晶闸管阀处于关断状态。根据可控高抗的容量调节策略，每级容量基本动作顺序为：分/合闸时，先开通晶闸管阀，后分/合旁路开关。与之配合，TE板首次采用了基于双电抗并联阀串联取能电流互感器(current transformer，CT)，即辅助电抗器+取能电抗+取能CT拓扑结构的“电压+电流”的混合取能模式。

高电位电压电流混合取能的关键在于：电压取能在阀闭锁时提供TE板初始工作能量，阀导通后，转由电流取能提供能量。根据容量控制策略，必须在断路器支路串入一小电抗，才能保证在旁路断路器闭合状态时TE板能取到工作所需能量。小电抗感抗值的选取需要兼顾晶闸管阀串最小交流取能电压和降低系统损耗的要求，以及尽量减小该电抗在特征工况下对系统调节性能的影响[16]。

取能CT套接在主回路中，使晶闸管阀串电流流经取能CT。这样的结构就能保证当阀导通时， CT通过主回路电流仍可以给取能电路提供足够的能量。每个取能CT的二次侧依据在阀串中的位置不同有2个或4个线圈，其中每个线圈给一块TE板供电。

以图1中V1为例，GIS1内的旁路开关分断且V1关断时，V1高电位板卡可通过辅助电抗器Xb1+Xb2实现电压取能。GIS1内的旁路开关分断且V1全导通时，V1监控回路可通过取能CT实现电流取能。GIS1内的旁路开关闭合且V1关断时，V1监控回路可通过取能电抗器Xb11实现电压取能。

图6为电压单独取能时阀端电压和TE板取能电压的实测波形。图7为电压电流联合取能时阀端电压和取能电压的实测波形。其中波形A为TE板取能电压，波形B为阀端电压，采用电压电流联合取能时，TE板取能电压(上方锯齿波曲线)波动明显小于电压单独取能。

图6 电压单独取能时TE板取能电压的实测波形

图7 电压取能+电流取能时TE板取能电压的实测波形

3.3 控制保护系统控制策略

张北特高压CSR控制保护系统(简称控保系统)研制的关键在于实现新能源出力同系统无功需求的量化关系的控制策略。提出基于无功需求、兼顾无功穿越的特高压CSR无功平衡控制策略，实现系统无功平衡并降低无功穿越，解决大规模新能源功率变化产生的母线电压波动问题。

其中适应新能源动态特征和CSR动作特性的电磁暂态控制、电压边界控制和无功平衡控制相协调的可控高抗三层控制策略，可有效抑制线路过电压和潜供电流，提升特高压新能源输电通道的安全稳定水平。

外层电磁暂态控制接受线路保护出口信号和断路器辅助触点信号，当线路区内故障跳闸时，迅速将可控高抗调至最大容量，抑制操作过电压和潜供电流，满足电磁暂态控制要求，保障设备安全，提高单相重合闸成功率。次外层电压边界紧急控制主要基于母线电压量测，当母线电压超出预先规定的电压运行范围时，紧急调整可控高抗投入级数，进行动态无功紧急支撑，保障变电站设备安全。内层无功平衡控制基于母线电压和支路电量量测以及特高压主变低压侧无功补偿装置状态信息。实时计算由特高压变电站和一半长度的特高压出线组成的局部系统的无功需求，并兼顾高压、中压端口的穿越无功需求，控制可控高抗投入级数，尽可能保证局部系统无功功率平衡并降低局部系统的无功穿越[17]。

4 特高压CSR工程应用

4.1 特高压CSR系统试验

2020年8月初张北—雄安1 000 kV特高压交流输变电工程启动系统调试。其中张北特高压CSR相关试验项目包括：带电投切试验；控制系统试验；旁路开关带电投切试验；手动容量调节试验；控制策略验证试验；低电压响应特性试验；自动容量调节试验；线路单相跳闸、重合试验等。8月29日工程顺利通过72 h试运行，正式投入商业运营。张北特高压CSR自动容量调节试验主要是验证CSR控制系统及阀基电子系统对CSR分级感性无功功率的控制功能和响应特性。其试验方法如下：

1)控保系统控制模式设置自动模式，在此模式下调节可控并联电抗器容量，容量调节的顺序按照100%—67%—33%—67%—100%的步骤执行。

2)控保系统晶闸管触发持续时间为0～200 ms可设置。

结合系统试验的录波图可全面复现出每项试验的暂态过程。此处以自动容量调节试验中100%—67%—33%部分的典型录波图为例对其暂态过程分析如下：

1)图8为容量从100%调节到67%时的录波图，由于三相波形图是一致的，故此处仅以A相为例分析。100%容量时图1中GIS1内的旁路开关处于闭合状态，GIS2内的旁路开关处于闭合状态，晶闸管阀V1和V2处于关断及闭锁状态。此时可控电抗器低压侧电流等于流过GIS1内的旁路开关的电流。T1时刻调节(可控电抗器低压侧电流过零点)触发V1，确保在励磁涌流最小状态下将电流从GIS1内的旁路开关转移到V1。T2时刻GIS1内的旁路开关分断，V1触发100 ms后关断，可控电抗器低压侧电流经辅助电抗器Xb1转入GIS2内的旁路开关回路。至此完成容量从100%调节到67%。

图8 容量从100%自动调节到67%的录波图

2) 图9为容量从67%调节到33%时的录波图，由于三相波形图是一致的，故此处仅以A相为例分析。67%容量时图1中GIS1内的旁路开关处于分断状态，GIS2内的旁路开关处于闭合状态，晶闸管阀V1和V2处于闭锁状态。此时可控电抗器低压侧电流等于流过GIS2内的旁路开关的电流。T1时刻调节(可控电抗器低压侧电流过零点)触发V2，确保在励磁涌流最小状态下将电流从GIS2内的旁路开关转移到V2。T2时刻GIS2内的旁路开关分断，V2触发120 ms后关断，可控电抗器低压侧电流经辅助电抗器Xb1和Xb2。至此完成容量从67%调节到33%。

图9 容量从67%自动调节到33%的录波图

33%—67%—100%部分的容量调节情况，除容量控制是从小到大调节外，其暂态过程基本类似，此处不再逐一分析说明。

试验证明：张北特高压CSR晶闸管阀、旁路断路器操作正常，高、低压侧电流中谐波满足要求。CSR容量调节状态与控制策略一致。线路保护联动CSR保护正常，线路过电压和CSR中性点小电抗电压、电流在规定值以下。

4.2 特高压CSR运行检修情况

截至2022年2月，张北特高压CSR投运一年多以来，设备整体情况良好，未出现过设备异常和保护动作。2021年4月份进行了设备首检，主要针对CSR本体、晶闸管阀、旁路开关、控制保护系统的电气性能进行了检查，各设备性能状态基本良好。在检修过程中共处理2个问题：1)CSR本体油冷却系统的管路存在渗油问题；2)旁路开关接线板存在接触不良导致发热问题。

5 结 论

张家口地区风能、太阳能资源丰富，2030年将达到5 000万kW，需要大规模送出消纳。作为华北区域特高压电网的重要组成部分，张北—雄安1 000 kV特高压交流输电线路工程将张家口地区富足清洁电能输送至雄安新区负荷中心。避免加重北京5 00 kV环网“北电南送”潮流穿越，为雄安新区清洁能源供应奠定了基础。

在工程中首次设计应用了特高压分级式可控并联电抗器成套装置，该装置不仅有效应对了新能源送出技术挑战，即针对新能源波动情况，根据无功电压水平自动分级调节电抗值，提高特高压交流系统的电压控制能力。而且对于系统在各种扰动下出现的电压振荡或功率振荡，也能起到一定的抑制作用，提高系统的动态稳定性。

从设备一年多的运行情况和检修情况来看，特高压CSR的工程应用技术已经完全成熟，如果在设备制造工艺和工程现场施工工艺上进一步严格控制，其在特高压电网中的推广应用必将取得更优的效果。