500kV变电站非对称SVS系统运行控制策略研究

汤晓华，洪启刚

(1.天津中德职业技术学院，天津 300350;2.湖北超高压输变电公司，湖北 武汉 430050)

0 引言

凤凰山500kV变电站是湖北电网中部主框架及鄂东双环网上的重要枢纽，处于负荷中心，目前采用动态无功补偿抑制冲击性负荷引起的电压波动和闪变[1]。2010年立足于国产化对现有静补进行改造完善，目前1#主变侧改造为TCR+TSC+FC的混合型静止无功补偿方式，也是国内第一套TCR+TSC+FC的混合型静补装置，2#主变侧改为断路器投切电容器和电抗器的形式[2]。

理想状态是在1、2#主变的第三绕组加装相同的SVS装置，而现状是#1主变35kV侧无功补偿装置和#2主变35kV侧无功补偿装置结构形式与运行方式不同[3]。本文将讨论如何在现有SVS装置补偿容量的基础上，制定新的控制策略，以满足系统动态无功补偿的要求，稳定变电站母线电压。

图1 变电站SVS无功补偿系统的主结构

1 SVS静补系统结构

凤凰山500kV变电站由#1主变和#2主变并联运行，两台主变的35kV侧分别接有无功补偿装置。图1为变电站SVS无功补偿系统的主结构，1#主变SVS装置包含一组8kV晶闸管投切电容器(TSC)，一组8kV晶闸管控制电抗器(TCR)和一组35kV固定电容器(FC);TSC和FC各产生60 MVar的容性无功功率，TCR能发出60 MVar的感性无功功率;2#主变静补包含两组固定电容器，额定容量为35kV/60 Mvar，一组固定电抗器，额定容量为35kV/60 Mvar。

SVS控制调节系统控制手段包括:8kV母线晶闸管控制电抗器(TCR)进行感性无功功率连续调节;8kV母线晶闸管控制电容器(TSC)进行容性无功功率投切;SVS控制调节系统控制策略将以上两种控制手段进行解耦，相互独立进行计算并控制。由以上的介绍可知，SVS控制系统主要进行TCR和 TSC的控制与调节，即只完成对#1主变低压侧的无功补偿装置的控制调节[4]。而从凤凰山变电站的无功补偿系统与运行方式看，#1主变低压侧的无功补偿装置与#2主变低压侧的无功补偿装置的运行状态是相互有影响的。

2 非对称SVS系统稳态调压策略

改造后1#主变静补SVS控制系统的控制策略包含两部分:稳态无功电压控制、暂态稳定和阻尼控制，即常规的无功电压控制和TCR控制两部分。控制策略的基本原则为:在系统稳态运行时，充分利用开关投切并联电容器支路、TSC支路和TCR支路进行补偿，使220kV母线电压趋向目标电压值，相控电抗器支路参与稳态调压的范围为30% ～70%;在系统暂态情况下，取220kV母线电压U作为控制量，通过并联电容器支路、TSC支路与TCR支路配合运行来满足运行需要，同时保证一个适当的动态调节范围[5]。

根据华中调度提供的数据，2008年500kV和220kV的短路电流如下:500kV 08年夏大方式:40.55 kA;08年冬大方式:42.77 kA;220kV 08年夏大方式:57.18 kA。2008年夏方式湖北电网夏鄂豫 －340，鄂湘280，鄂赣160，鄂渝 －380，川渝 460，三峡开机17台工况下凤凰山变电站的稳态电压，如表1所示。

表1 湖北08年夏方式下凤凰山变电站的稳态电压(kV)

凤凰山1#主变SVS以TSC+TCR方式运行时，无功补偿范围为－60～+60 Mvar;静补以TSC+TCR+FC方式运行时，无功补偿范围为0～+120 Mvar。

根据图1在MATLAB中建立了凤凰山变电站SVS系统运行仿真模型，如图2所示。

为研究SVS系统与#2主变固定投切电容器和固定投切电抗器的配合，按照图2所示的系统进行了仿真研究，对TSC+TCR、FC+TCR+TSC、FC+TCR三种运行方式与#2主变固定投切电容器和固定投切电抗器的配合进行仿真研究，选取了四种最常运行的四种运行方式进行了仿真计算。每种运行方式都按负载按大小两种情况、500kV母线侧系统电压分为高，正常，低三种情况进行进行仿真分析。现定义运行方式1:电容器1退出，电容器2退出，电抗器退出，FC退出，TSC投入，TCR投入。运行方式2:电容器1退出，电容器2投入，FC投入，TSC投入，TCR投入。运行方式3:电容器1退出，电容器2投入，FC投入，TSC退出，TCR投入。运行方式4:电容器1投入，电容器2投入，FC投入，TSC退出，TCR投入。下面以运行方式3来说明计算分析过程。

当500kV母线侧系统电压较高时，无功补偿装置负荷，#1、#2主变压器有功功率仿真，#1、#2主变压器有功功率仿真计算结果如表2所示。

图2 SVS系统仿真结构图结构图

表2 500kV母线侧系统电压较高时仿真计算结果

表3 500kV母线侧系统电压较低时仿真计算结果

由表2可以看出，当500kV母线侧系统电压较高时，高压侧即500kV母线无功同号，未出现环流。

当500kV母线侧系统电压较低时，无功补偿装置负荷，#1、#2主变压器有功功率仿真，#1、#2主变压器有功功率仿真计算结果如表3所示。

由表3仿真计算结果可以看出，500kV母线侧系统电压较低时，高压侧即500kV母线无功方向相反，出现环流，且出现环流的电压值较上运行方式要低(492kV以下)。

3 运行方式分析

通过对四种运行方式各种工况的仿真，仿真分析表明，由于#1主变低压侧无功补偿装置和#2主变低压侧无功补偿装置结构形式与运行方式不同，或多或少会出现#1主变和#2主变无功负荷的不平衡。随着系统电压的变化或负荷的变化，这种不平衡会随之变化。在某种特定的情况下，#1主变和#2主变高压侧的无功会出现异号，出现无功环流，在运行中应加以注意并及时调整。

对于运行方式1，即#2主变压侧低压侧无功补偿装置退出，#1主变压器低压侧无功补偿装置的 FC退出，TSC投入，TCR投入，一般不会出现无功环流。

对于运行方式2，即#2主变压侧低压侧无功补偿装置投一组电容器，#1主变压器低压侧无功补偿装置的FC投入，TSC投入，TCR投入，当高压侧电压较低(低于495kV)或中压侧电压较高时，易出现无功环流。

对于运行方式3，即#2主变压侧低压侧无功补偿装置投一组电容器，#1主变压器低压侧无功补偿装置的FC投入，TSC退出，TCR投入，当高压侧电压较低(低于492kV)或中压侧电压较高时，出可能出现无功环流。

对于运行方式4，即#2主变压侧低压侧无功补偿装置投两组电容器，#1主变压器低压侧无功补偿装置的FC投入，TSC退出，TCR投入，当高压侧电压较低(低于497kV)或中压侧电压较高时，最容量出现无功环流，且#1主变和#2主变的无功功率分布不平衡比较严重。

SVS的无功输出小于20 Mvar时，实际上为FC+T CR运行，TSC闭锁，3次谐波电流较大，SVS系统发生谐波谐振，运行中应尽量避开这个谐振容量。

当系统电压运行在另一新的水平时，为保证SVS留有一定的无功储备，以便快速调压使用，这时可改变SVS参考电压调节作为最大无功输出的手段建议TCR稳态范围为30%～70%。

4 结束语

SVS已成为500kV变电站设备的重要组成部份，直接影响系统的安全稳定运行。当变电站无功静止补偿装置改造后，SVS运行还应考虑容性无功及感性无功容量配置合理，容量储备适度，SVS不同运行方式的谐波也关系到安全可靠运行[6]。特别是一些工况在运行中需要一个周期才能出现，通过数学建模，仿真运行中可能出现的工况，制定相应的控制策略，保证电力系统稳定运行的需要，以最大限度地发挥新改造的装置的效能与作用。

[1]孙玉雪，许涛.三塘湖油田110kV长距离供电线路的电容效应分析及对策[J].电气应用，2008，27(6):43 －45.

[2]丁心海，王先甲.高低抗补偿调压机理比较及仿真分析[J].电力自动化设，2010，33(2):37 －39.

[3]刘志军，袁凤民.变电站电压无功控制装置设计及实现[J].仪器仪表用户，2009，31(1):26 －28.

[4]李涛，贺春.500kV输电网大容量TSC+TCR型SVS的技术升级与改造[J].电气应用，2011，30(21):30－32.

[5]苗俊杰，姜庆礼.500kV变电站35kV干式电抗器故障分析[J].电力电容器与无功补偿，2012，33(2):65－67.

[6]陈安伟，乐全明.500kV变电站智能化改造的关键技术[J].电力系统自动化，2011，35(18):47－49.