統一潮流控制器在蘇南500 kV電網中的應用

李 鵬， 林金嬌， 孔祥平

(國網江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇 南京 211103)

統一潮流控制器在蘇南500 kV電網中的應用

李 鵬， 林金嬌， 孔祥平

(國網江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇 南京 211103)

針對蘇州南部500 kV電網供電能力提升、特高壓直流功率消納等問題，開展了統一潮流控制器(UPFC)在蘇南500 kV電網應用的可行性研究，并給出了UPFC接入系統方案及拓撲結構，通過系統計算確定UPFC變壓器及換流器容量。仿真計算驗證了其對蘇州南部500 kV電網潮流及電壓調節作用，結果表明：蘇南電網冬季大負荷及錦蘇特高壓直流小方式下，能消除梅里木瀆斷面N-1過載的問題；夏季錦蘇直流大方式下發生雙極閉鎖時，通過提升地區電網供電能力，減小蘇南地區切負荷量；通過UPFC無功電壓控制，提供蘇南地區電網電壓恢復水平，一定程度上減少了錦蘇直流發生換相失敗。并給出了UPFC主設備關鍵參數的選擇依據。

統一潮流控制器(UPFC)；換流器；串聯變壓器

隨著電網供電能力提升難度增加，采用新技術發揮電網潛能需求愈發迫切，統一潮流控制器(unified power flow controller，UPFC)作為功能最強大的靈活交流輸電裝置，通過換流器控制能夠對多個電氣參數實現柔性控制，可以快速、靈活的調節電網的潮流分布，為破解廊道資源緊張等難題提供了重要解決手段[1,2]。

針對220 kV南京電網潮流缺乏靈活有效控制手段的問題，江蘇省電力公司研制了國內外首套基于MMC技術的UPFC成套設備，并在南京220 kV西環網實現示范應用[3]。工程于2015年12月投入運行，多次將西環網關鍵斷面潮流控制在穩定限額以下，為南京電網供電能力提升發揮了重要作用。結合蘇州南部500 kV電網供電能力提升、特高壓直流功率消納等問題，江蘇省電力公司開展了UPFC在蘇南500 kV電網中應用的可行性分析，在借鑒南京220 kV UPFC示范工程經驗的基礎上制定了蘇南500 kV UPFC工程技術方案，對500 kV UPFC拓撲結構、設備參數、容量確定及作用等進行分析。

1 蘇南電網基本情況

1.1 蘇南電網情況

蘇州電網是江蘇電網重要的負荷中心，2015年蘇州全市全社會最大負荷22 230 MW。蘇州南部電網是蘇州電網的重要組成部分，其負荷約占蘇州電網的45%，供電范圍包括蘇州市區及吳江地區，主要電源為錦蘇特高壓直流，并通過梅里—木瀆、華能蘇州—(石牌)—車坊及石牌—玉山—車坊3個500 kV輸電通道受電。

1.2 工程必要性

特高壓錦蘇直流對蘇州南部電網提供了有效的電力支撐, 但由于該電源為水電直流，受季節性影響，冬季枯水期送電大幅減少(僅20%左右)。冬季錦蘇直流小方式下蘇州南部電網500 kV交流受電通道潮流分布不均，梅里—木瀆雙回線潮流較重，限制了該地區電網的供電能力。另外，蘇州南部500 kV電網負荷總量大，常規電源少，單一容量最大的電源錦蘇直流不能向該地區提供無功支撐，動態無功電壓支撐能力不足。

針對蘇州南部電網存在問題，可考慮線路增容或新建線路等常規方案來解決，但投資巨大，且建設難度極大。借鑒南京220 kV UPFC示范工程的實施經驗，經分析計算，在蘇州南部500 kV電網安裝UPFC可有效消除近期及遠景冬季特高壓直流小方式下的電力受進通道的過載問題，并為蘇南地區提供動態無功電壓支撐。加裝UPFC方案與傳統方案技術經濟比較詳見表1。

表1 方案技術經濟綜合比較表

2 蘇南500 kV UPFC接入系統方案

2.1 UPFC接入電網方案

為解決蘇州南部電網直流小方式下梅里—木瀆雙線的N-1過載問題，保證充分消納錦蘇直流輸送功率，提升蘇南地區電網的動態無功/電壓支撐能力，選擇在緊鄰500 kV木瀆變裝設UPFC裝置，將梅里—木瀆雙線改接至UPFC，實現UPFC對木瀆—梅里雙線的潮流控制功能，如圖1所示。

圖1 蘇南UPFC接入方案

UPFC串聯變壓器線路側接入500 kV梅里—木瀆雙回線路中。串聯變兩端與500 kV梅里線路(一進一出)形成4回接線單元，分別設置進線斷路器和旁路斷路器。并聯變壓器線路側采用并聯接線方式接入木瀆500 kV開關場內，采用變壓器-線路單元接線，并設置獨立斷路器。因此，UPFC站500 kV部分交流進線2回(梅里側)、交流出線3回(木瀆側)，串聯變進線4回，并聯變進線1回，共10個進出線單元，配置5臺斷路器，如圖2所示。

圖2 500 kV側接線

2.2 UPFC系統結構

蘇南500 kVUPFC工程系統方案原理如圖3所示，串、并聯側3個換流器采用背靠背連接方式，串聯側2個換流器通過2個串聯變壓器接入木瀆—梅里500 kV雙回線路。并聯側1個換流器通過起動電阻接至并聯變壓器，再接入木瀆變500 kV交流場。串聯變壓器閥側和系統側各配置1臺旁路斷路器，并在系統側配置1臺連接斷路器，網側和閥側旁路開關均斷開時，串聯變壓器串入線路，UPFC投入運行；并聯變壓器通過專用斷路器接入木瀆變500 kV預留間隔。

圖3 UPFC系統方案原理

3 蘇南UPFC的容量及作用

3.1 容量選擇計算

3.1.1 系統情況

2015年，蘇州南部電網最大負荷10 270 MW。“十三·五”期間，蘇州南部地區負荷仍將平穩增長。預計蘇州南部電網2018年最大負荷將達到12 710 MW，夏季高峰負荷運行方式下錦蘇直流豐水期送電6700 MW時，蘇州南部500 kV電網需要受進電力2980 MW；冬季高峰負荷運行方式下錦蘇直流枯水期送電1340 MW時，蘇州南部500 kV電網需要受進電力7160 MW。預計蘇州南部電網2020年最大負荷預計將達到13 500 MW。

考慮到蘇州南部電網在直流小方式下梅里—木瀆線路的N-1過載問題，通過UPFC控制能夠將梅里—木瀆通道的潮流轉移至裕度較大相鄰通道，從而避免了N-1后另一回線潮流越限，從而提高該地區的供電能力。

3.1.2 容量計算

UPFC串聯變壓器容量選取原則為：滿足潮流控制需求時，網側繞組注入線路的最大電壓UT_max與閥側繞組折算至線路側的最大注入電壓UVL_max中的較大值，以及線路額定電流IL_N，按下式確定串聯變壓器容量SNT：

(1)

根據系統對UPFC調節潮流的需求，可以計算出串聯變壓器網側繞組注入線路的最大電壓UT_max；而串聯變壓器閥側最大電壓則與其漏抗大小有關，在計算串聯變壓器閥側折算至線路側的最大注入電壓UVL_max時，需要先估算一個串聯變壓器漏抗值，根據南京UPFC工程的經驗，綜合考慮流經串聯變壓器的短路電流限制需求及換流器容量選擇需求(改變線路有功功率時，換流器與線路交換的主要是無功功率，串變的漏抗越大，對換流器提升線路功率能力的影響越大)，串聯變壓器的漏抗取為0.2 p.u.。

UPFC串聯側換流器容量選取原則為：滿足潮流控制需求時，串聯變壓器閥側折算至線路側的最大注入電壓、以及線路額定電流，按式(2)來確定串聯換流器容量SNV：

(2)

基于3.1中的潮流邊界條件，考慮串聯變壓器漏抗為0.2 p.u.，梅里—木瀆線路額定電流為4 kA，針對不同年份的各種方式，對系統進行仿真計算，UPFC所需的變壓器以及閥側容量計算結果詳見表2。

表2 各方式下UPFC變壓器及閥側容量

由表2結果可見，上述各方式下UPFC所需最大串聯變壓器容量約為285 MV·A，對應最大注入線路電壓為41.1 kV，換流器最大容量約為235 MV·A，對應最大閥側折算至線路側的電壓為33.9 kV。考慮一定的裕度，取串聯變壓器額定容量為300 MV·A，額定電壓為43.5 kV；串聯側換流器額定容量為250 MV·A。

UPFC在改變線路有功潮流時，串聯換流器與并聯換流器之間交換的有功功率較小，當改變線路的無功功率時，串聯換流器與并聯換流器之間交換的有功功率變化較大，經仿真估算，2個串聯側換流器和并聯側換流器交流的功率取為180 MW，即直流功率180 MW，可以滿足系統控制需求。

由于并聯側換流器和2個串聯側換流器背靠背連接，3個換流器的直流電壓等級相等，為了充分發揮UPFC并聯換流器的無功補償能力，可將并聯側換流器的容量取為與串聯側換流器一樣，即為250 MV·A。

3.2 蘇南UPFC的作用

3.2.1 潮流控制作用

結合直流冬季小方式下的蘇州南部500 kV電網潮流問題，對加裝UPFC裝置后電網潮流情況進行校核，計算結果分析見表3[4-7]。

表3 各方式下UPFC提升電網供電能力

由計算結果可見：

(1) 2018年至2020年，考慮1000 kV泰州—蘇州特高壓GIL過江段線路未投運，在冬季蘇州直流小方式下(20%出力)，梅里—木瀆線路發生N-1故障，另一回線路將超過其熱穩極限。

(2) 2020年，冬季蘇州直流小方式下(20%出力)，若GIL過江線路投運，梅里—木瀆線路發生N-1故障后，另一回線路潮流約3 020.2 MW，越限約2.38%，需要切除負荷約270 MW。

(3) 遠景年飽和負荷且在冬季蘇州直流小方式下(20%出力)，梅里—木瀆線路發生N-1故障后，另一回線路潮流約3447 MW，越限約16.85%，，需要限負荷約1930 MW。

(4) 2018年夏季高峰方式，若發生蘇州直流雙極閉鎖，滿發蘇南地區所有機組后，還需限負荷2300 MW；加裝UPFC后，可減少限負荷量約1000 MW，有效降低直流雙極閉鎖后的切負荷量。

(5) 建設UPFC后，可有效消除近期及遠景冬季直流小方式下，梅里—木瀆N-1故障后，另一回線路的過載問題。

3.2.2 無功電壓分析

在特高壓直流落點的蘇南500 kV電網運用UPFC，可同時發揮UPFC潮流控制和無功電壓支撐兩個方面的功能，有助于提高直流系統運行可靠性，增加電網供電能力及適應性[8-11]。

UPFC投運后，并聯側最大理論可輸出動態無功出力范圍為-250～250 MVAr，可對系統提供一定的動態無功電壓支撐。通過仿真計算可知，UPFC投運后，若發生較嚴重故障，如梅里—木瀆線路(梅里側)、玉山—車坊線路(玉山側)、茅山—斗山線路(茅山側)發生三永故障，通過UPFC無功支撐，可使得蘇州南部電網恢復電壓提高約2～3 kV。

對投產年木瀆變進行調相調壓計算，結果表明：各運行方式下，木瀆變及UPFC站500 kV母線運行電壓在502～508 kV之間， UPFC并聯變壓器額定抽頭電壓按(505±8×1.25%) kV考慮。

4 短路電流計算

以2018年為計算年份，遠景年考慮蘇州地區特高壓蘇州站2×3000 MV·A主變接入蘇州南部500 kV電網供電。相關變電站的500 kV母線三相短路電流計算結果見表4所示。

表4 UPFC接入前后短路電流計算結果 kA

在系統故障時，晶閘管旁路開關TBS會迅速閉合，串聯變壓器閥側被旁路，相當于串聯變壓器漏抗串在線路中，有助于抑制系統短路電流；此時，串聯變壓器網側繞組會流過較大的短路電流(與線路短路電流相等)。因此，為降低串聯變壓器的制造難度，應考慮降低串聯變壓器網側繞組的短路電流設計水平。綜合考慮串變短路電流限制及換流器容量選擇的需求，串變短路阻抗按20%考慮。

由計算結果可見，所有方式下500 kV母線最大短路電流為53 kA，去除木瀆—梅里對應線路分支影響，并計及串變短路阻抗影響，經計算串變繞組的故障電流為37 kA。考慮到未來電網發展，500 kV系統短路電流水平按63 kA考慮，全開機、全接線方式下，在木梅線木瀆側發生三相金屬性短路、短路點電流接近63 kA時，由線路木瀆側短路電流接近52 kA。故在串聯變壓器繞組抗短路能力選擇時，計及短路阻抗影響，經計算流過串變繞組的故障電流約為42 kA，最終考慮計算誤差，串變繞組抗短路能力取為45 kA。

5 主設備參數選擇

5.1 換流器

根據計算，換流器容量取250 MV·A/180 MW，采用MMC結構，IGBT采用3300 V/1500 A器件。綜合考慮IGBT額定電壓和額定電流參數，可估算出：直流系統電壓為±90 kV，直流電流為1000 A。

根據柔性直流和UPFC工程的運行經驗，并聯側換流器的額定交流電壓的選取考慮零功率運行時換流器輸出調制比約為0.85，由此可以計算出并聯側MMC閥側額定電壓約為93.7 kV，故并聯側MMC閥側額定電壓取為94 kV，額定交流電流為1536 A，相應可計算出其橋臂電流的有效值約為837 A。經核算，通過與并變分接頭配合，并聯側額定電壓取94 kV可滿足并聯MMC在整個運行范圍內調制比小于1。

串聯變壓器閥側額定電壓的選取除了考慮換流器正常運行時MMC調制比不大于1，還需要考慮換流閥橋臂電流滿足額定運行的要求，由于UPFC閥側交流電流是由線路電流經串聯變壓器耦合過來的，因此，串聯變壓器變比的選擇決定了串聯側換流器閥側的額定電流。綜合考慮上述2個因數，經仿真計算驗證，串聯變壓器閥側電壓取為105 kV，對應閥側額定電流為1.65 kA，相應橋臂額定電流約為890 A。

根據系統計算，串聯的MMC容量取250 MV·A，由此計算出其額定工作電壓為87.5 kV。綜合考慮各種運行工況，根據圖5所示UPFC串聯側等效回路可知，串聯側MMC理論上輸出電壓(內電勢Ea)最大值計算條件為同時滿足：(1) 提升線路電流至額定電流；(2) MMC閥側電壓達到額定電壓；(3) 串聯MMC與系統交換全部為無功功率。其中，L0為橋臂電抗器電抗值，LT為串聯變壓器網側/閥側間的漏抗，k串變閥側/網側電壓變比。

圖5 UPFC串聯側等效回路

基于以上條件，計及橋臂電抗器(電抗值36 mH)，可計算出串聯MMC最大輸理論輸出電壓(內電勢)為103.7 kV，相量圖如圖6所示，對應調制比為0.942。考慮實際運行中串聯MMC在控制線路有功潮流時，其與系統交換的不完全是無功功率，故實際MMC輸出的電壓會更小，因此，本工程串聯側MMC的調制比有足夠裕度。

5.2 并聯變壓器

并聯變壓器為普通三繞組500 kV變壓器，接線組別：YN0/YN/d11，高中短路阻抗按10%考慮，電壓變比為505±8×1.25%/94/36 kV，各側額定容量為300/300/100 MV·A，采用自然油循環風冷方式。高壓繞組在中性點處串入調壓線圈，采用三相有載調壓分接開關實現高壓繞組的中性點調壓。

圖6 UPFC串聯側MMC最大輸出電壓時相量

5.3 串聯變壓器

串聯變壓器采用單相三繞組變壓器，網側/閥側容量為300/300 MV·A，網側/閥側短路阻抗按20%考慮，串聯變壓器帶平衡繞組，網側/閥側聯接組別為III/YN，額定電壓比為43.5 kV/105 kV。串聯變壓器可在承受45 kA的短路電流下運行2 s。

6 結束語

本文結合蘇州南部500 kV電網供電能力提升、特高壓直流功率消納等問題，總結了UPFC在蘇南500 kV電網中應用的可行性及技術方案，蘇南500 kV UPFC投運后將具備如下作用：針對蘇南電網冬季大負荷方式情況，錦蘇直流小方式下，消除梅里木瀆斷面N-1過載的問題；夏季大方式情況，錦蘇直流大方式下發生雙極閉鎖時，通過提升地區電網供電能力，減小蘇南地區切負荷量；通過UPFC無功電壓控制，提供蘇南地區電網電壓恢復水平，一定程度上減少錦蘇直流發生換相失敗。

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李 鵬

李 鵬(1982 —)，男，陜西周至人，高級工程師，從事電力系統繼電保護、直流控保技術等研究工作；

林金嬌(1989 —)，女，山東棲霞人，工程師，從事電力系統繼電保護、電力系統數字仿真及柔性直流輸電技術研究工作;

孔祥平(1988 —)，男，江西上饒人，博士，從事電力系統繼電保護、直流輸電及柔性輸電技術等研究工作。

Application of UPFC in the 500 kV Southern Power Grid of Suzhou

LI Peng, LIN Jinjiao, KONG Xiangping

(State Grid Jiangsu Electric Power Company Electric Power Research Institute, Nanjing 211103, China)

To enhance the power supply capacity and solve the problem for UHVDC power assumption of 500 kV power network in Suzhou, the feasibility research on the application of UPFC in 500 kV Southern Power Grid of Suzhou is carried out. Combined with the scheme of UPFC integrated and its topology structure, the capacity of UPFC is determined by system calculation and the principle for the key parameters selection of UPFC main equipment are supplied. The effect of UPFC on the power flow and voltage regulation of 500 kV power grid in southern Suzhou is verified by simulation, which indicate that under the heavy load condition of Suzhou power network in winter, the regulation of UPFC can eliminate the key section overload problem as N-1,while under the heavy load condition in summer, it can decrease the capacity of load shedding as the UHVDC bipolar blocked. The reactive power control of UPFC can provide the dynamic voltage support for power grid, which is benefit to decrease the probability and duration time of commutation failure of UHVDC.

UPFC; modular multi-level converter; series transformer

2016-10-31；

2016-11-28

國家電網公司科技項目500 kV 統一潮流控制器協調控制和保護配合技術研究

TM77

A

2096-3203(2017)01-0020-05