湖南電網(wǎng)新型動態(tài)無功補償技術(shù)應(yīng)用前景

石輝，陳浩，張勁帆，李光輝，崔挺

(1.國網(wǎng)湖南省電力有限公司，湖南長沙410004；2.國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院，湖南長沙410007)

長期以來，受自然資源匱乏和經(jīng)濟社會用電需求影響，湖南電網(wǎng)一直存在電源、負荷逆向分布的結(jié)構(gòu)性矛盾。電源建設(shè)、電網(wǎng)發(fā)展與負荷增長不協(xié)調(diào)，負荷中心地區(qū)500/220 kV電磁環(huán)網(wǎng)復(fù)雜，短路容量低，電壓穩(wěn)定水平不高。特高壓祁韶直流投運后，湖南電網(wǎng) “強直弱交” “大直流、小電網(wǎng)”特征顯著，系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能下降，頻率不穩(wěn)定、短路電流超標(biāo)、動態(tài)電壓支撐不足等問題顯現(xiàn)，電網(wǎng)安全穩(wěn)定問題更加突出[1]。2019年湖南電網(wǎng)負荷已達到3 000萬kW。未來隨著荊門—長沙、南昌—長沙特高壓交流環(huán)網(wǎng)建成和雅中直流落地，湖南電網(wǎng)的穩(wěn)定問題將更加復(fù)雜，放大動態(tài)無功電壓支撐不足的問題可能更加突出。

作為典型受端電網(wǎng)，湖南負荷中心動態(tài)電壓支撐問題是掣肘電網(wǎng)運行空間的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是影響電網(wǎng)立體發(fā)展、安全運行的重要因素。然而，由于電網(wǎng)電力電子化程度日益提高，傳統(tǒng)的調(diào)相機、低壓電容電抗等無功補償手段已不具備技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)勢，難以支撐湖南電網(wǎng)的跨越式發(fā)展[2]?；诖吮尘埃芯啃滦蛣討B(tài)無功補償技術(shù)在湖南電網(wǎng)的應(yīng)用前景具有重大意義。

1 動態(tài)無功補償技術(shù)比較

按照技術(shù)路線劃分，目前世界主流的動態(tài)無功補償技術(shù)主要有同步調(diào)相機、FC、SVC、SVG四類。

1.1 技術(shù)理論對比

同步調(diào)相機能平滑地調(diào)節(jié)裝設(shè)地的無功功率，對系統(tǒng)的動態(tài)無功補償、無功支撐效果好且特性穩(wěn)定[3]。但其存在有功損耗大、運行維護復(fù)雜，投資費用大、動態(tài)調(diào)節(jié)響應(yīng)慢等缺點。

FC(Fixed Capacity)是目前電網(wǎng)中應(yīng)用最廣泛的一種無功補償設(shè)備，只能發(fā)出無功功率，不能吸收無功功率，因其無功輸出量隨電壓的平方下降，對系統(tǒng)故障、電壓暫降的動態(tài)無功補償效果不好[4]。

SVC(Static Var Compensator)即靜止無功補償器，優(yōu)點為可實現(xiàn)無功補償連續(xù)、平滑調(diào)節(jié)、占地少、響應(yīng)快，缺點為其無功補償能力隨系統(tǒng)電壓的下降線性降低且不具備過載能力。此外，SVC自身會產(chǎn)生大量諧波，容易發(fā)生諧振放大現(xiàn)象[5]。

SVG(Static Var Generator)即靜止無功發(fā)生器，是目前最先進的靜止無功補償裝置。與SVC相比，SVG響應(yīng)速度更快、運行范圍更寬、諧波電流含量更小[6]。在電壓較低時，SVG仍可向系統(tǒng)注入較大的無功電流，能提供的無功容量遠大其儲能元件 (如電容器)容量，缺點在于造價較高。

1.2 應(yīng)用案例對比

1.2.1 FC、調(diào)相機、SVC、SVG對比

文獻 [7]針對直流系統(tǒng)受端交流故障引起換相失敗，仿真對比了FC、調(diào)相機、SVC、SVG四種無功補償方式對系統(tǒng)暫態(tài)電壓及直流故障恢復(fù)的作用。主要結(jié)論如下:

1)交流線路 (相對直流)近端三永故障時，直流恢復(fù)時間:調(diào)相機 (0.48 s)＜SVG(0.52 s)＜SVC(0.55 s) ＜FC(0.60 s)。

2)交流線路 (相對直流)遠端單永故障時，采用調(diào)相機、SVG方式均避免直流換相失敗且穩(wěn)定裕度高，F(xiàn)C方式勉強避免直流換相失敗，SVC方式導(dǎo)致直流換相失敗且恢復(fù)時間較長。

3)調(diào)相機與SVG方式均能有效抑制直流換相失敗，或使直流快速地從交流系統(tǒng)故障中恢復(fù)；SVC則可能惡化直流恢復(fù)特性，引起換流器的后繼換相失敗，乃至直流中斷。

根據(jù)上述分析，同樣作為特高壓直流受端的湖南電網(wǎng)，為降低故障時直流換相失敗風(fēng)險，應(yīng)重點關(guān)注調(diào)相機及SVG技術(shù)路線。

1.2.2 SVG與調(diào)相機對比

文獻 [8]針對浙江電網(wǎng)特高壓直流持續(xù)換相失敗問題，仿真驗證、對比了相同容量SVG與調(diào)相機安裝在直流逆變站側(cè)，對抑制持續(xù)換相失敗的作用，主要結(jié)論如下:

1)抑制換相失敗:針對省內(nèi)88條500 kV交流線路三永接地故障，調(diào)相機與SVG均能有效減少直流換相失敗次數(shù) (調(diào)相機減少8次，SVG減少11次)。

2)動態(tài)特性:針對某500 kV交流線路N-2故障，調(diào)相機與SVG均能有效支撐暫態(tài)電壓恢復(fù)，調(diào)相機恢復(fù)時間更短，但故障電壓跌落更多。

3)響應(yīng)速度:SVG的響應(yīng)速度比調(diào)相機快，能夠在故障后快速地發(fā)出無功功率。

4)最大無功出力:在安裝點母線電壓跌落過大的情況下，調(diào)相機仍然可以向系統(tǒng)注入大的無功電流，而SVG受閥組的過流能力限制則在低電壓時無功出力大幅降低。

5)短路電流:調(diào)相機可以向系統(tǒng)注入較大的短路電流，而SVG在故障期間不注入短路電流。

6)電壓支撐能力:調(diào)相機具備較強的電壓支撐能力，SVG的電壓支撐能力相對較差。1.2.3 SVG集中與分散布置對比

文獻 [9]介紹了在廣東電網(wǎng)某500 kV變電站供電片區(qū)內(nèi)，開展子站分散布置小容量SVG與母站集中布置大容量SVG的穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)運行效果仿真對比案例，對比方案基于2013年夏大方式。分散布置采取12個站點、每站10 kV母線安裝±8 Mvar SVG，集中布置采取 500 kV變電站的35 kV母線集中安裝±100 Mvar SVG。主要結(jié)論如下:

1)穩(wěn)態(tài)方式下，分散布置與集中布置均能將負荷側(cè)母線電壓控制在合格范圍，但分散布置的控制指標(biāo)更優(yōu)、調(diào)節(jié)次數(shù)更少。

2)暫態(tài)方式下，分散布置比集中布置更有利于各個子站負荷母線電壓在故障后恢復(fù)到額定值附近，并能加快暫態(tài)過程的電壓恢復(fù)。

3)如果SVG布置以保障供電電能質(zhì)量和供電可靠性為目的，建議采用分散布置，更利于維持穩(wěn)態(tài)電壓質(zhì)量和加快暫態(tài)電壓恢復(fù)。

2 湖南實際案例分析

2.1 湖南動態(tài)無功資源現(xiàn)狀

目前湖南電網(wǎng)上述4類無功資源均有配置，其中500 kV變電站均配有FC設(shè)備，韶山站2臺調(diào)相機運行，紫霞變一臺SVC裝置，SVG主要部署在并網(wǎng)風(fēng)電場、光伏電站、500 kV船山變、500 kV蘇耽變及500 kV紫霞變。

根據(jù)文獻 [10]，并網(wǎng)風(fēng)電場需裝設(shè)帶濾波功能的動態(tài)無功補償裝置，參與控制并網(wǎng)點電壓、抑制電壓閃變、濾除高次諧波等。截至2018年底，湖南67座風(fēng)電場、11座光伏電站基本都配置了SVG裝置 (少數(shù)安裝SVC)，其中風(fēng)電場配置標(biāo)準(zhǔn)容量為裝機容量的10%，光伏電站為15%。據(jù)此估算全省風(fēng)、光電SVG總?cè)萘考s±500 Mvar。

500 kV船山變已安裝兩套融冰兼SVG無功補償裝置 (容量 2×±50 Mvar)。500 kV紫霞變、500 kV蘇耽變已安裝一套SVG無功補償裝置 (容量±120 Mvar)。輸出均可從感性額定無功到容性額定無功范圍內(nèi)連續(xù)變化。

根據(jù)文獻 [11]，電池儲能電站也應(yīng)有電壓質(zhì)量治理及動態(tài)無功補償要求。國內(nèi)某些地區(qū) (如江蘇)電池儲能電站也選擇安裝SVG裝置。長沙地區(qū)已投運的芙蓉、榔梨、延農(nóng)儲能電站一期工程未計劃安裝SVG，即將投運的二期工程對于SVG的安裝需求尚在論證中。

2.2 案例仿真分析

基于豐水期湖南電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和典型運行方式，比較韶山站近區(qū)新增調(diào)相機與新增SVG對負荷中心動態(tài)電壓的支撐效果，SVG模型采用PSASP中提供的機電暫態(tài)模型。

案例選取豐小方式進行仿真，湘西南地區(qū)電源大發(fā)，牌長艷宗斷面輸送功率2 290 MW，牌樓主變上網(wǎng)功率840 MW，祁韶直流送湘1 000 MW，鄂湘聯(lián)絡(luò)線送湘500 MW，韶山站2臺調(diào)相機運行，長沙、株洲、湘潭電廠220 kV層面各開一臺火電機組，耒陽、東江電廠各開兩臺機組，均保留10%的旋轉(zhuǎn)備用。

最小開機方式下，韶山換流站考慮以下4種動態(tài)無功補償方案:①方案A，無動態(tài)無功補償方式；②方案B，新增2臺額定容量為120 Mvar的SVG；③方案C，新增2臺額定容量為300 Mvar的SVG；④方案D，新增2臺額定容量為300 Mvar的同步調(diào)相機。

最小開機方式，韶山換流站無動態(tài)無功補償時，500 kV線路和500 kV主變?nèi)繬-1故障，系統(tǒng)均保持穩(wěn)定運行。各故障中，艾家沖—鶴嶺線路鶴嶺側(cè)三永故障和韶山換流站—鶴嶺線路鶴嶺側(cè)三永故障最為嚴重。

上述4種動態(tài)無功補償方案下，鶴嶺側(cè)三永N-1故障，湖南電網(wǎng)保持穩(wěn)定運行。圖1給出了鶴嶺側(cè)三永N-1故障過程中，水灣和韶山換流站母線電壓在4種無功補償方式下的動態(tài)響應(yīng)曲線。如圖1—2所示，無功補償方案A—D中，水灣母線電壓恢復(fù)到0.8 p.u.所需時間分別為2.40 s、0.92 s、0.63 s、0.62 s，韶山換流站母線電壓恢復(fù)到0.8 p.u.所需時間分別為2.46 s、 0.90 s、 0.62 s、0.60 s。

圖1 水灣母線電壓變化

圖2 韶山換流站母線電壓變化

方案B—D的無功功率輸出如圖3所示。由圖可見，同步調(diào)相機 (方案D)短時最大無功功率超過其額定容量，且故障后短時 (持續(xù)時間約1.3 s)向電網(wǎng)注入的無功功率大于SVG(方案B和方案C)。

圖3 無功補償方案B—D無功功率響應(yīng)特性

綜上，從提高湖南電網(wǎng)暫態(tài)電壓響應(yīng)特性的角度分析，方案 D(調(diào)相機)明顯好于方案 B(120 Mvar的SVG)。同時，方案D的動態(tài)電壓支撐能力也要好于方案C(同容量的SVG)。

3 結(jié)語

對于特高壓直流受端電網(wǎng)而言，調(diào)相機的動態(tài)電壓支撐能力最優(yōu)，但可能惡化短路電流問題；SVG的動態(tài)電壓支撐能力次于調(diào)相機，但基本能達到電壓支撐效果，且不會惡化短路電流問題；SVC與FC均存在明顯短板，應(yīng)用效果不理想。

對湖南電網(wǎng)應(yīng)用新型動態(tài)無功補償技術(shù)的建議如下:

1)為進一步提高祁韶直流送入能力，在湘中地區(qū)短路電流超標(biāo)問題得到控制且韶山站近區(qū)具備施工條件的前提下，繼續(xù)配置同步調(diào)相機。同時深入研究電容補償、SVC、SVG的協(xié)同補償能力，提高電網(wǎng)電壓穩(wěn)定裕度。

2)在同步調(diào)相機接入受限且短路電流控制困難的情況下，首推新增SVG的技術(shù)方案，重點研究在湘中地區(qū)的SVG配置方式 (集中式、分布式或混合式)、配置站點、配置容量、協(xié)同控制策略。該方案工程代價小、迭代價值高、可操作性強，發(fā)展前景更為廣闊。

3)深入挖掘現(xiàn)有和新投SVG資源對湖南電網(wǎng)動態(tài)電壓的支撐能力，如船山站SVG、風(fēng)電SVG、用戶側(cè)SVG等，開發(fā)基于多SVG群協(xié)同控制思路的控制策略 (目前此類技術(shù)在國內(nèi)配網(wǎng)中已有工程應(yīng)用)。

4)傳統(tǒng)補償電容器、SVC裝置等對交直流受端電網(wǎng)動態(tài)電壓支撐能力有限，如非必要建議限制發(fā)展。