WO2014079278A1

WO2014079278A1 - 一种大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法

Info

Publication number: WO2014079278A1
Application number: PCT/CN2013/084708
Authority: WO
Inventors: 王雅婷; 喻新强; 申洪; 周勤勇; 秦晓辉; 王劲武; 孙强; 王中阳; 郑楠
Original assignee: 国家电网公司; 中国电力科学研究院; 国网陕西省电力公司规划评审中心
Priority date: 2012-11-22
Filing date: 2013-09-30
Publication date: 2014-05-30
Also published as: CN103414197A; CN103414197B

Abstract

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种大规模风电外送系统的无功补偿设备应用方案。针对大规模风电外送系统，以满足电力外送和风电接入需求为目标，通过不同水平年、不同运行方式下的无功平衡分析，提出系统中各变电站的容性和感性无功需求，并提出电容器、电抗器等低压侧固定投切无功补偿设备及可控电抗器、静止无功补偿器等动态无功补偿设备的配置方案。所提配置方案能够保证不同运行方式下系统各点电压控制在合理范围内，同时动态无功补偿设备能够满足风功率波动下的电网电压无功控制要求，具有很强的工程适应性。

Description

一种大规模风电夕卜送系统的无功补偿设备配置方法

技术领域

本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法。背景技术

目前，风电有功功率波动引起的动态无功补偿问题尤为突出。提出合理可行的第二通道工程中各变电站的无功补偿配置方案，对于保证不同运行方式及风功率波动下系统内各点电压控制在合理范围内非常关键。

在 750kV系统中采用分层分区的方法进行无功平衡分析在国内尚属首次。目前常用的无功平衡分析方法一般只针对链状输电工程，以逐段线路为中心，由潮流软件计算逐段线路及其两侧变电站主变的无功需求，然后检查两侧变电站主变低压侧的低压电容电抗是否可以提供这些无功需求。这种方法往往导致变电站中低容的补偿容量被重复计及，因此易得出偏乐观的结论；而且这种方法在处理网状结构日 T显得无能为力。同日也是首次在 750kV系统中提出多个动态无功补偿设备集中应的需求。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供一种大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法，通过不同水平年、不同运行方式下的无功平衡分析，提出系统 Φ各变电站的容性和感性无功需求，并提出电容器、电抗器等低 i£侧固定投切无功补偿设备及可控电抗器、静止无功补偿器等动态无功补偿设备的配置方案。所提配置方案能够保证不同运行方式下系统各点电压控制在合理范围内，同时动态无功补偿设备能够满足风功率波动下的电网电压无功控制要求，具有很强的工程适应性。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的- 一种大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法，其改进之处在于，所述配置方法包括下述步骤-

A、变电站容性无功需求分析，同时进行变电站感性无功需求分析；

B、确定容性无功补偿设备的容量配置方案，同时确定感性无功补偿设备的容量配置方案；

C、动态无功补偿设备无功需求分析；

D、确定最终无功补偿设备配置方案；

E、对最终无功补偿设备配置方案进行应用校核。

其中，所述步骤 A中，所述容性无功需求分析采用分层分区的无功平衡原则；变电站的容性无功需求包括变压器的容性无功需求以及与变电站相连的所有进出线容性无功需求,'

其中，每条线路容性无功需求的一半由本侧变电站提供，另一半由对侧变电站提供；若对侧变电站为幵关站，贝 i践路容性无功需求都由本侧变电站提供；并且排除不同电压等级电网之间的无功交换。

其中，所述容性无功需求分析选取潮流重载方式并结合线路 N-1严重方式下的无功需求，此时各变电站线路的潮流最重，容性无功缺额最大。

其中，所述步骤 A中，所述感性无功需求分析采用分层分区的无功平衡原则：所述无功平衡原则为 100%补偿工程新增线路的充电功率，即各变电站结合钋偿与本变电站相连的新增线路感性无功缺额的一半进行需求分析。

其，所述感性无功需求分析选取空载方式，此时各变电站线路的充电功率最大，感性无功缺额最大。

其中，所述步骤 B中，所述容性无功需求分析采 ffl直流潮流方法，容性无功补偿设备的容量配置方案采用容性无功平衡表达式描述，所述容性无功平衡表达式用下述①-③式表示 -

②： demand.t ― load ί 其中： C?_fe ^表示变电站新增进线的容性无功需求； β 表示变电站新增出线的容性无功需求； 0^。《表示变电站负载的容性无功需求；，表示变电站中线路新增进线的有功潮流； _ffl>i表示变电站中线路新增进线的电抗； .^表示线路进线高抗的感性无功；表示线路新增进线充电功率；表示变电站中线路新增出线的有功潮流； „ 表示变电站中线路新增出线的电抗； ^表示线路新增出线高抗的感性无功；。^表示线路新增出线

④

充电功率； ^表示变电站负载的有功潮流： A表示变电站内变压器等效电抗。

其中，判断是否存在容性无功需求的表达式组如下：需要 iL≤ ( •d inand.in "' ^-deinand.out + ^--deniaad.i

表示变电站容性无功钋偿；在潮流方式下，计算容性无功平衡需要补偿的容性无功表达式如下-

其中，所述步骤 B中，所述感性无功补偿设备的容量配置方案采用感性无功平衡表达式描述，所述用下述⑥和⑦式表示- ) ,

⑥; ^. =∑( _ί, Ζ 2

⑦; 其 . Q,kmand.m'表、示、变入电站新增进线的 w感性无功需求； β 表示变电站新增出线的容性无功需求。

其中，判断是否存在感性无功需求的表达式组如下:

^\

表示变电站感性无功补偿；

在潮流方式下，计算感性无功平要补偿的感性无功表达式如下-

Q '' demand, in' +

Qi

其中，所述步骤 A和歩骤 B的容性和感性无功需求分析以及容性和感性无功补偿设备的容量配置方案属于变电站低压侧固定投切无功补偿设备的配置方案。

分析。

其中，步骤 D基于所述步骤 A B C, 得到最终无功补偿设备配置方案；

步骤 E对于最终无功补偿设备配置方案进行电压无功校核分析。

与现有技术比，本发明达到的有益效果是；

L本发明的方法首次利用分层分区的方法对于 750kV变电站的无功需求进行分析，充分利用无功需求和有功传输之间的定量关系，可汉基于有功电力流，适合于电网规划阶段。同时，该方法能有效保证系统无功就地平衡。

2.本发明的方法首次对于动态无功补偿应用的需求和必要性开展分析，对于有效抑制风电波动导致系统电压波动以及提高通道的输电能力具有良好的效果。

3、本发明针对大规模风电外送系统，以满足电力外送和风电接入需求为目标，通过不同水平年、不同运行方式下的无功平衡分析，提出系统中各变电站的容性和感性无功需求，并提出电容器、电抗器等低压侧固定投切无功补偿设备及可控电抗器、静止无功补偿器等动态无功补偿设备的配置方案。所提配置方案能够保证不同运行方式下系统各点电压控制在合理范圈内，同时动态无功补偿设备能够满足风功率波动下的电网电压无功控制要求，具有很强的工程适应性。

附图说明

图】是本发明提供的两进两出型 750kV变电站示意图；

图 2是本发明提供的河西风电與型出力曲线；

图 3 是本发明提供的河西风电出力变化情况下沙州站和鱼卡站母线电压曲线（系统中无动态无功补偿设备）：

图 4是本发明提供的新疆与西北主网联网 750kV第二通道示意图；

图 5是本发明提供的风电出力变化情况下沙州〜鱼卡四组线路可控电抗器投切图- 图 6是本发明提供的风电出力变化情况下沙州站母线电压曲线；

图 7是本发明提供的风电出力变化情况下鱼卡站母线电压曲线；

图 8是本发明提供的风电出力变化情况下柴达木站母线电压曲线；图 9是本发明提供的风电出力变化情况下敦煌站母线电压曲线；

图 10是本发明提供的风电出力变化情况下酒泉站母线电压曲线；

图 11是本发明提供的大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图財本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明提供的大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法，针对大新疆与西北主网联网第二通道 750kV输变电工程，以满足新疆电力外送和酒泉风电接入需求为目标，通过不同水平年、不同运行方式下的无功平衡分析，提出系统中各变电站的容性和感性无功需求，并提出电容器、电抗器等低压侧固定投切无功补偿设备及可控电抗器、静止无功补偿器等动态无功补偿设备的配置方案。所提配置方案能够保证不同运行方式下系统各点电压控制在合理范围内，同时动态无功补偿设备能够满足风功率波动下的电网电压无功控制要求，具有很强的工程适应性。

本发明提供的大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法的流程图如图 11所示，包括下述步骤：

本发明涉及的容性无功需求分析方法如下- 图 1为两进两出型 750kV变电站（即有两个进线通道、两个出线通道的 750kV变电站）示意图。在确定方法之前，对其中的一些条件作了假设，具体如下-

( 1 )在容性无功平衡方程式中，线路和变压器的容性无功损耗为元件有功潮流的平方乘以元件电抗（均为标值)，隐含元件的功率因数为 i，元件两侧电压标么值为 i (重载方式下取基准电压 765kV)。

(2) 对于和某 750:kV变电站相连的所有进出线来说，本着无功就地平衡的原则，每条线路容性无功需求的一半由本站提供，另一半由这条线路的則由对端变电站站提供；如果对端为开关站，则这条线路的所有容性无功需求都本提供。 ②

(3 )根据无功分层平衡的原则，变电站的 750kV侧与接入 750kV电网的 330kV或 220kV 电网的无功交换为零。

(4) 不考虑就近直接接入本站 750kV层面大电源的无功补偿能力，即 750kV电源只注入有功，不注入无功。

在规划阶段，有功潮流比较确定，而无功潮流的不确定性却相对较大，在以上假设的情况下，能够满足工程分析的精度需求。

根据上述假设，采用直流潮流方法的假设，无功需求在工程上可采用下述公式近似，即

β ， __

demand. t ―

其中，带 irTF标的表示进线， out下标的表示出线， load下标代表变压器负载。 ^ ^为并联无功补偿，主要指线路高抗的感性无功，为线路充电功率。这是考虑了输变电工程本身后的无功需求，而作为无功补偿的则主要是变电站的低压电容补偿，但补偿容量受变压器主变容量限制。如西北电网 1 台 2100MVA主变，最大低压电容补偿为 8 X 60Mvar (额定电压

60kV), 令变电站容性无功补偿记为。

是否存在容性无功需求则直接比较需求和可提供的补偿即可，判断公式如下- j Qc.t -■

' L小不需要要 Q_c . > (ίi2de—m .a—iiil.!.n + + fid_.e d.ont ⁺+ Qοd,smmAA. )■

④；因此，在安排的潮流方式下，通过计算无功平衡可得需要补偿的容性无功为

⑤;

实际选取容性补偿方案的注意原则：

( 1 )线路可控电抗器、 svc、变压器第二绕组侧！低容都可作为增加容性无功补偿和调压的可行方案，可行性方案之间需进行综合经济技术比较。

(2 )不能完全依赖上述公式进行判断，应该本着充分利用电网设备，技术经济综合优化的原则，如果线路两端变压器补偿出现盈余或亏缺两类情，则在可接受范围内（打破完全分区平衡原则），应该考虑利用变压器盈余容量的可行性后再考虑线路可控电抗器、静止无功补偿器 SVC的必要性。

(3 )线路可控电抗器的安装点，原则上选择无功需求最大的线路，容量则需要根据缺额考虑。 ⑥

本发明涉及的感性无功需求分析方法如下：

分析感性无功需求时，平衡原则为 100%补偿工程新增线路的充电功率，各站考虑补偿与本站相连的新增线路感性无功缺额的一半进行需求分析。

根据图 I模型，感性无功需求在工程上可采 ffl下述公式近似，即：

厶

⑦；其中，带 m下标的表示新增进线， out下标的表示新增出线。 '为指线路高抗的感性无功，为线路充电功率。这是考虑了输变电工程本身后的无功需求，而作为感性无功补偿的则主要是变电站的低压电抗补偿，但补偿容量受变压器主变容量限制。如现有 I台 2i00MVA 主变，最大低压电抗补偿为 8 X 60Mvar (额定电压 60kV), 为表示方便，变电站感性无功补偿记为。

是否存在感性无功需求则直接比较需求和可提供的补偿即可，判断公式如下： j 要 Qij ( C?deffiai d—in + i?demai d— out)

[不而 '要 Qi j > (C¾e d.iii十 deKiand.out ) ⑧ 因此，在安排的潮流方式下，通过计算无功平衡可得需要补偿的感性无功为-

实际选取感性补偿方案时，需要注意以下原则：

( 1 )母线可控电抗器、 svc、变压器第三绕组侧低抗都可作为增加感性无功补偿和调压的可行方案，如有必要，方案之间可进行综合经济技术比较。

( 2 )不能完全依赖上述公式进行判断，应该本着充分利用电网设备，技术经济综合优化的原则，如果线路两端变压器补偿出现盈余或亏缺两类情况，则在可接受范围内（打破完全分区平衡原则），应该考虑利用变压器盈余容量的可行性后再考虑母线可控电抗器、 SVC 的必要性。

本发明涉及的动态无功补偿设备安装需求分析如下- 随着酒泉千万千瓦风电基地建成，风功率大范围高频率的波动造成新疆经河西至西北主网的两个通道上潮流波动频繁，电压控制困难，常规低压无功补偿设备无法满足频繁投切的需求，需要考虑配置动态无功补偿设备。河西 6月份典型出力曲线如图 2所示，沙州站、鱼卡站电压波动频繁，沙州站最大电压波动可达 30kV左右，鱼卡站最大电压波动达 50W左右，而且峰谷波动多次。常规的电容补偿设备难以满足频繁投切的要求，因而沙州站、鱼卡站无功补偿配置不考虑常规低容、低抗方案。

同时，从提高通道送电能力的角度进行分祈，新疆与西北主网通道送电能力主要受新疆直流、新疆与西北主网送电水平和酒泉风电三方面因素的影响。该通道控制断面 ώ酒泉〜河西双回和沙州〜鱼卡双回共 4回 750kV线路构成。经 i†'算，受限于酒泉〜河西线路酒泉侧三永故障， 20】3年酒泉直流建成前和 2015年酒泉直流建成后的通道送电能力见下表 1 , 即 2013年重载方式和 2015年重载方式下控制断面的暂稳极限。 2013年酒泉直流建成前，控制断面送电能力为 7500MW左右； 2015年酒泉直流建成后，控制断面送电能力提高到 8600MW左右。

表 ί 20ί3年和 2015年新疆夕卜送系统输电能力（受限于酒泉〜河西三永）

受第二通道无功补偿不足的制约，在维持上述暂稳输送能力时，若考虑沙州〜鱼卡两回线路高抗和鱼卡站母线高抗均为常规固定高抗，会出现第二通道电压偏低的现象。例如，沙州〜鱼卡 _N_l 故障 '，若采用固定高抗，充分发挥各站低压侧的无功补偿能力， 2013年和 2015 年重载方式沙州'、 '鱼卡 Ν- 时，若采用固定高抗，鱼卡站电压分别为 722kV、 729kV。此时，无功补偿成为制约通道送电能力的因素。

若考虑沙州〜鱼卡两回线路高抗和鱼卡站母线高抗均为常规固定高抗，沙州站低压绕组侧达到最大容性补偿 480M_Var，此时可通过降低新疆外送通道的输电能力，以保证沙州〜鱼卡 N-1 沙州站恰好满足无功平衡。河西风电出力变化情况下沙州站和鱼卡站母线电压曲线（系统中无动态无功补偿设备）如图 3所示。 2013年和 2015年受限于无功补偿的新疆外送系统输电能力如下表 2所示。

表 2 2013年和 2015年新疆外送系统输电能力（受限于无功补偿)

若沙州〜鱼卡两回线路装设四组 390M_var可控高抗，可控高抗提供的无功支撑，恰好可保证新疆外送通道受限于暂稳的输送功率全部送出，即受限于无功补偿和受限干暂稳的控制断面极限保持一致。

综上，分别采用固定高抗和可控高抗，新疆外送系统输电能力如下表 3所示。此可见，受限于无功补偿，若采用固定高抗，新疆外送系统输电能力相比可控高抗方案有所降低， 2013 年降低了大约 1800MW, 2015年降低了大约 2 00MW。从提高通道输电能力来看，沙州〜鱼卡线路高抗和鱼卡母线高抗采可控高抗是十分必要的。

表 3 2013年和 2015年有无可控高抗方案下新疆幷送系统输电能力（MW)

实施钶 I

图 4为新疆与西北主网联网 750kV第二通道示意图，图中标注了线路高压电抗器的配置方案。第二通道全线高抗补偿度为 84'½。

首先分析联网通道各变电站的容性无功需求，采用发明中提出的无功分层分区方法，考虑 2015年潮流重载方式，并考虑线路重载 N-i方式下的无功需求。表 4、表 5、表 6为 2015 年重载方式下联网第二通道各变电站内变压器的无功损耗、各线路的无功损耗、各变电站容性无功需求。进一歩，分别考虑 2015年重载方式下第二通道各线路 N -】时的无功需求，如表 7所示，每个站选取容性无功缺额最大量作为无功需求。

表 4 2015年重载方式下第二通道各变电站变压器无功损耗

站名站内变压器无功损耗（ Mvar )

2

125

哈密换 0

哈密南 0

沙州 0

卡 0 表 5 2015年重载方式下与第二通道各钴相连线路的无功损耗

2015年重载方式下第二通道各站的容性无功需求

表 7 2015年重载 -1严重方式下第二通道各站的容性无功需求 (M r) 第二通道各线路 N-1方式下各站的无功需求（Mvar)

站名哈密换〜哈哈密南〜沙敦煌〜沙州沙州〜 ft卡钼卡〜柴达哈密'、'哈密换密南 N - 1 州 N- 1 N- 1 N- 1 木 N- 1 N- 1 哈密 - 34 100 ■45 ■19 ■22 183 敦煌 53 203 54 59 49 62 哈密换 - - - - - - 哈密南 -61 441 -214 -252 -248 -260 沙州 ■720 858 782 1447 613 ■72 i 鱼卡- 330 330 330 330 330 330 柴达木 10 -6 2 - 146 366 M 苁表中可看出，相较于 2015年重载基本方式，重载 N-1方式下新疆与西北主网联网第二通道各站的无功需求更加严重。 2015年重载 N-1方式下存在明显无功需求的站为哈密站、敦煌站、沙州站、鱼卡站和柴达木站。哈密〜哈密南线路 N-1时，哈密站无功需求最大，为 i83Mvar_; 哈密南〜沙州线路 N-1时，敦煌站无功需求最大，为 203Mvar_; 沙州〜鱼卡线路 N- 1时，沙州站无功需求最大，为 1447Mvar;鱼卡〜柴达木线路 N- 时，柴达木站无功需求最大，为 366Mvar;

鱼卡站由于安装母线高抗，无功需求为 330Mvar。

同时考虑新疆与西北主网联网 750kV第二通道各变电站低压侧容性无功补偿设备可安装的最大规模如下表 8所示。

表 8 2015年第二通道各站的最大低压容性无功补偿能力

面依据上述 2015年重载 N-1方式下的容性无功需求分析结果进行方案配置。

①鱼卡站由于安装母线高抗，无功需求为 330Mv'ar。考虑将鱼卡站 330Mvar母线固定高抗变成磁阀式可控高抗，重载时可控高抗全部退出，可补偿鱼卡站的无功缺额。同时，还可以动态调节鱼卡站的电压，抑制电压大幅波动。

②敦煌站在哈密南〜沙州线路 N- 1时达到最大无功需求 203Mvar。考虑在敦煌站增加 4组 60Mvar低容。此时，敦煌站共 8组 60Mvar低容。

③哈密站在哈密〜哈密南线路 N-1时达到最大无功需求 183Mvar。由于哈密站有大型火电电源接入，可为其提供无功支撑，同时敦煌站新增低容也为其提供部分无功支撑，因而不需要配置额外的无功补偿设备。

④柴达木站在鱼卡〜柴达木线路 N-i时达到最大无功需求 366Mvax。考虑在柴达木站增加 6组 60Mvar低容。此时，柴达木站共 14组 60Mvar低容。

⑤沙州站在沙州〜鱼卡线路: k 时达到最大无功需求 1447Mvar。沙州站是本工程新建站，且沙州主变低压绕组侧最多只能安装 480M_var £压无功补偿。除去沙州站自身的补偿，沙州站的无功需求考虑其相邻的敦煌站和哈密南站进行部分补偿。根据表 Ί, 沙州〜鱼卡线路 N-1 时，哈密南站无功盈余 252Mvar，敦煌站无功不足 59Mvar。考虑到敦煌站增加的 4组 60Mvar 低容，哈密南站和敦煌站可为沙州站提供 433Mvar的容性无功。依旧无法满足沙州站的无功需求。

考虑将沙州〜鱼卡每回线路上两组 390Mvar 固定高抗变为可控高抗。选取固定容量 39Mvar，可调容量 351Mvar。沙州〜鱼卡线路 N-1后，剩余一回线路的两组可控高抗共可为沙州站提供 702Mv_ar的容性无功。此时，沙州主变低压绕组侧需要提供的低压无功补偿容量为； 1447-702-433=312Mvar。考虑在沙州主变低压绕组側安装 360Mvar低容，由于风电波动的影响，也可考虑安装 360Mvar静止无功补偿器 SVC (TSC)。依据前面所述动态无功补偿设备安装的必要性，因而在沙州站安装静止无功补偿器 SVC。

综上所述， 2015年第二通道容性无功补偿设备的推荐方案为；

a、敦煌站增加 4组 60Mvar低容；

b、柴达木站增加 6组 60Mvar低容；

c 沙州〜鱼卡两回线路共配置 4组可控电抗器，每组容量 390Mvax, 固定容量 39Mv'ar，可调容量 351 Mvar， 3级可调，每级容量 I Mvar;

d、沙州站配置 360Mvar静止无功补偿器 SVC (容性）；

e、鱼卡站配置 330Mvar磁阔式母线可控高抗。

实施钶 2

分析联网通道各变电站的感性无功需求。依据发明提出的需求分析方法，即 100%补偿工程新增线路的充电功率。考虑 2015年空载方式，联网第二通道各线路的感性无功缺额如下表 9所示，各站的感性无功需求如下表 10所示。

表 9 第二通道各线路感性无功缺额

表 10 第二通道各钴感性无功需求

站名需#偿的线路站感性无功需求 (Mvar)

哈密站哈密〜哈密換流站 ! 93

哈密〜哈密换流站 -40

哈密换流站

哈密换流站〜哈密南 (考虑哈密换流站 420Mvar母线高抗补偿）哈密换〜哈密 ft

哈密南站 374

哈密南少州

敦煌站敦煌〜沙州 102

敦煌 ~沙州

沙站哈密南〜沙州 414

沙州〜卡

鱼卡'站沙州〜鱼卡 ■135 鱼卡〜柴达木 (考虑卡站 330Mvar母线高抗补偿）柴木站鱼卡〜柴达木 70

根据表 10可知，新疆与西北主网联网第二通道中哈密站、哈密南站、敦煌站、沙洲站、柴达木站存在感性无功需求，哈密换流站、鱼卡站存在感性无功盈余。第二通道整体的感性无功缺额为 978Mvar。

同考虑新疆与西北主网联网 750kV第二通道各变电站低压侧容性无功补偿设备可安装的最大规模如下表 11所示。

表 11 第二通道各站的最大低压感性无功补偿能力

下面依据上述空载方式下的感性无功需求分析结果进行无功补偿方案配置。

①哈密站感性无功需求为】 93M_Var，由于 2013年哈密站无低抗安装空间，考虑由对侧哈密换流站进行补偿，在哈密换流站内 750/500kV联络变的低压侧装设 2 X 120MV低压电抗器。

②敦煌站感性无功需求为 102Mvar，虽然敦煌站己装设 300Mvar母线可控电抗器，但考虑可控电抗器故障等因素，敦煌站增加 2组 60Mvar低抗，此时敦煌站共 8组 60Mvar低容。

③哈密南站感性无功需求为 374Mvar, 考虑增加 4组 90Mvar低抗。

④柴达木站的感性无功需求为 70Mvar, 考虑增加〗组 60Mvar低抗。

⑤沙州站感性无功需求为 414M_Va 考虑在沙州站配置 360Mvar低抗。由于酒泉地区风电波动会造成第二通道潮流大幅度波动，可考虑在沙浏站低压側设置动态无功补偿设备，如 TCR式 SVC或磁阀式母线可控高抗。考虑^经济方面考虑，磁阀式母线高抗设备费用很高，经济效益差，因而沙州站感性无功补偿设备配置选取 360M_Var静止无功补偿器 SVC ( TCR ) 方案。

综上所述，第二通道感性无功补偿设备配置方案为-

I、沙州站配置 360Mvar静止无功补偿器 SVC (感性）；

II、哈密南站增加 4组 90Mvar低抗；

IIL 敦煌站增加 2组 60Mv'ar低抗；

IV、柴达木站增加 1组 60Mvar低抗。实施例 3

对于无功补偿配置的调压效果进行分析。 2015年重载方式下，考虑风电波动，以风电场 6月份與型出力为例进行仿真计算，如图 2所示。沙州〜鱼卡两回线路四组 390M_va3"可控高抗的初始投入量为其最大容量， HP 390Mvar 在风电出力变化时，沙州〜鱼卡线路的四组可控高抗根据调压同时进行分档投切，以保证系统内各站的 750kV侧运行电压在 750kV'、 90kV范围之内。一旦电压低于 750kV，四组可控高抗切除；一旦电压高于 790kV，四组可控高抗投入。同时，在风电出力变化过程中，系统内各站的低压无功补偿、其它机组开停机方式以及机组机端电压等均保持不变。可控电抗器分级投切变化如图 5所示。沙州站、鱼卡站、柴达木站、敦煌站、酒泉站五个站跟随风功率的电压波动情况如图 6〜图 10所示。

若沙州鱼卡双回线路四组高抗为固定高抗，沙州站、鱼卡站、柴达木站、敦煌站、酒泉站的电压会超出允许范围，风电出力最大时，最低达 740kV。同时，通道上 750kV变电站母线电压波动幅度较大，沙州、敦煌、酒泉站、柴达木站均超过 30kV，其中电压波动幅度最大的鱼卡站电压波动范圈超过 50kV。如果采 ffl采^常规的低压电容补偿，从图中可看出，每天需要至少投切 2次。

若沙州〜鱼卡双回线路四组高抗为可控高抗，可控高抗的及时投切能够补偿线路重载和轻载转换引起的无功变化，从而抑制电网电压波动。

初始时刻，沙州〜鱼卡双回线路四组可控电抗器初始容量 390Mvar，沙州站母线电压低于 750kV，切除一级容量，电压恢复到正常范围内。从第 l lh到 12h，风电功率大幅降低到 60 万千万，此日需再投入一级容量，否则沙州站电压将超过 790kV。从第 14h到 i5h, 风电功率大幅上升至 240万千万，此时可控电抗器需切除一级容量，否则沙州站电压将低于 750kV。从 15h到 16h，风电功率继续上升至 310万千瓦，此时可控电抗器需继续切除一级容量，否則沙州站电压还低于 750kV。之后，风电波动平缓，可控电抗器一直维持容量 i56M_Var，即可保持系统内各站电压维持在 750kV〜790kV的合理范围之内。

由此可见，通过沙州〜敦煌站四组可控高抗调节，大体能够满足风功率波动下的电网电压无功控制要求，保证系统电压在 750kV~790kV的合理范围之内。同时，通过校核，可控电抗器的分级投切数也能满足调压要求。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims

1、一种大规模风电外送系统的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述配置方法包括下述步骤-

B、确定容性无功补偿设备的容量配置方案，同日 T确定感性无功补偿设备的容量配置方案；

C、动态无功补偿设备无功需求分析；

D、确定最终无功补偿设备配置方案；

E、对最终无功补偿设备配置方案进行应用校核。

2、如权利要求 1所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述步骤 A中，所述容性无功需求分析采用分层分区的无功平衡 J原则；

变电站的容性无功需求包括变压器的容性无功需求以及与变电站相连的所有进出线容性无功需求。

3、如权利要求 2所述的无功补偿设备配置方法要，其特征在于，每条线路容性无功需求的 -半由本侧变电站提供，另一半由对侧变电站提供；求

若对侧变电站为开关站，贝!]线路容性无功需求都由本侧变电站提供；并且排除不同电压等级电网之间的无功交换。

4、如权利要求 2所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述容性无功需求分析选取潮流重载方式并结合线路 N-1严重方式下的无功需求，此各变电站线路的潮流最重，容性无功缺额最大。

5、如权利要求 i所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述步骤 A中，所述感性无功需求分析采用分层分区的无功平衡原则；所述无功平衡原则为 100%补偿工程新增线路的充电功率，即各变电站结合补偿与本变电站相连的新增线路感性无功缺额的一半进行需求分析。

6、如权利要求 5所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述感性无功需求分析选取空载方式，此^各变电站线路的充电功率最大，感性无功缺额最大。

7、如权利要求 i所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述歩骤 B中，所述容性无功需求分析采直流潮流方法，容性无功补偿设备的容量配置方案采 ffl容性无功平衡表达式描述，所述容性无功平衡表达式用下述① -③式表示-

①：

^J ②； β 二

demand ,ί ― F lo²ad X i 、）其中： β^_Μ„^表示变电站新增进线的容性无功需求； _∞(∞。^表示变电站新增出线的容性无功需求； ™。^表示变电站负载的容性无功需求；表示变电站中线路新增进线的有功潮流； _ffl>i表示变电站中线路新增进线的电抗；表示线路进线高抗的感性无功； Q_c._{m j} 表示线路新增进线充电功率；表示变电站中线路新增出线的有功潮流； „ 表示变电站中线路新增出线的电抗：。 ^表示线路新增出线高抗的感性无功；表示线路新增出线充电功率：表示变电站负载的有功潮流； A表示变电站内变压器等效电抗。

8、如权利要求 1所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，判断是否存在容性无功需求的表达式组如下：

I Π¾ <~i Q ( Gdemand.in "^" fidemand iut + Gdemand.t)

l ^ rfn ¾ Qc.i ^ (fidemand.in ⁺ fideraaiid.otit ⁺ fidetnaiid. i )

、- . ^' ;

表示变电站容性无功补偿；在潮流方式下，计算容性无功平衡需要补偿的容性无功表达式如下- ¾.；。

9、如权利要求 1所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述步骤 B中，所述感性无功补偿设备的容量配置方案采 ffl感性无功平衡表达式描述，所述用下述⑥和⑦式表示： n

Qdem nd.in' "" QCW "" Q h 2

'^:，！ · ⑥；

Q demand .cut' ―

Qsh.ont, j - ¹

〖 . ⑦； Ά - ψ _: 表示变电站新增进线的感性无功需求； Q一^表示变电站新增线的容性无功需求。

10、如权利要求 9所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，判断是否存在感性无功需求的表达式组如下；

≤ ( !¾temand.in'十 Qlanaiid.on

、不需要 Q_{l t} > (i¾_emaJjd._jn. + i 其中：（^表示变电站感性无功钋偿；

在潮流方式下，计算感性无功平衡需要补偿的感性无功表达式如下-

Q (

11、如权利要求 i所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述步骤 A和步骤 B的容性和感性无功需求分析以及容性和感性无功补偿设备的容量配置方案属于变电站低压侧固定投切无功钋偿设备的配置方案。

12、如权利要求 i所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，所述步骤 C中，所述动态无功补偿设备包括可控电抗器和静止无功补偿器；所述动态无功补偿设备无功需求从抑制风功率导致的电压波动和提升通道送电能力两个方面进行分析。

13、如权利要求 i所述的无功补偿设备配置方法，其特征在于，步骤 D基于所述步骤 A、 B、 C, 得到最终无功补偿设备配置方案；