湖南电网新型动态无功补偿技术应用前景

2020-02-24石辉陈浩张劲帆李光辉崔挺

湖南电力 2020年1期

石辉，陈浩，张劲帆，李光辉，崔挺

(1.国网湖南省电力有限公司，湖南长沙410004；2.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南长沙410007)

长期以来，受自然资源匮乏和经济社会用电需求影响，湖南电网一直存在电源、负荷逆向分布的结构性矛盾。电源建设、电网发展与负荷增长不协调，负荷中心地区500/220 kV电磁环网复杂，短路容量低，电压稳定水平不高。特高压祁韶直流投运后，湖南电网 “强直弱交” “大直流、小电网”特征显著，系统调节性能下降，频率不稳定、短路电流超标、动态电压支撑不足等问题显现，电网安全稳定问题更加突出[1]。2019年湖南电网负荷已达到3 000万kW。未来随着荆门—长沙、南昌—长沙特高压交流环网建成和雅中直流落地，湖南电网的稳定问题将更加复杂，放大动态无功电压支撑不足的问题可能更加突出。

作为典型受端电网，湖南负荷中心动态电压支撑问题是掣肘电网运行空间的关键环节，是影响电网立体发展、安全运行的重要因素。然而，由于电网电力电子化程度日益提高，传统的调相机、低压电容电抗等无功补偿手段已不具备技术经济优势，难以支撑湖南电网的跨越式发展[2]。基于此背景，研究新型动态无功补偿技术在湖南电网的应用前景具有重大意义。

1 动态无功补偿技术比较

按照技术路线划分，目前世界主流的动态无功补偿技术主要有同步调相机、FC、SVC、SVG四类。

1.1 技术理论对比

同步调相机能平滑地调节装设地的无功功率，对系统的动态无功补偿、无功支撑效果好且特性稳定[3]。但其存在有功损耗大、运行维护复杂，投资费用大、动态调节响应慢等缺点。

FC(Fixed Capacity)是目前电网中应用最广泛的一种无功补偿设备，只能发出无功功率，不能吸收无功功率，因其无功输出量随电压的平方下降，对系统故障、电压暂降的动态无功补偿效果不好[4]。

SVC(Static Var Compensator)即静止无功补偿器，优点为可实现无功补偿连续、平滑调节、占地少、响应快，缺点为其无功补偿能力随系统电压的下降线性降低且不具备过载能力。此外，SVC自身会产生大量谐波，容易发生谐振放大现象[5]。

SVG(Static Var Generator)即静止无功发生器，是目前最先进的静止无功补偿装置。与SVC相比，SVG响应速度更快、运行范围更宽、谐波电流含量更小[6]。在电压较低时，SVG仍可向系统注入较大的无功电流，能提供的无功容量远大其储能元件 (如电容器)容量，缺点在于造价较高。

1.2 应用案例对比

1.2.1 FC、调相机、SVC、SVG对比

文献 [7]针对直流系统受端交流故障引起换相失败，仿真对比了FC、调相机、SVC、SVG四种无功补偿方式对系统暂态电压及直流故障恢复的作用。主要结论如下:

1)交流线路 (相对直流)近端三永故障时，直流恢复时间:调相机 (0.48 s)＜SVG(0.52 s)＜SVC(0.55 s) ＜FC(0.60 s)。

2)交流线路 (相对直流)远端单永故障时，采用调相机、SVG方式均避免直流换相失败且稳定裕度高，FC方式勉强避免直流换相失败，SVC方式导致直流换相失败且恢复时间较长。

3)调相机与SVG方式均能有效抑制直流换相失败，或使直流快速地从交流系统故障中恢复；SVC则可能恶化直流恢复特性，引起换流器的后继换相失败，乃至直流中断。

根据上述分析，同样作为特高压直流受端的湖南电网，为降低故障时直流换相失败风险，应重点关注调相机及SVG技术路线。

1.2.2 SVG与调相机对比

文献 [8]针对浙江电网特高压直流持续换相失败问题，仿真验证、对比了相同容量SVG与调相机安装在直流逆变站侧，对抑制持续换相失败的作用，主要结论如下:

1)抑制换相失败:针对省内88条500 kV交流线路三永接地故障，调相机与SVG均能有效减少直流换相失败次数 (调相机减少8次，SVG减少11次)。

2)动态特性:针对某500 kV交流线路N-2故障，调相机与SVG均能有效支撑暂态电压恢复，调相机恢复时间更短，但故障电压跌落更多。

3)响应速度:SVG的响应速度比调相机快，能够在故障后快速地发出无功功率。

4)最大无功出力:在安装点母线电压跌落过大的情况下，调相机仍然可以向系统注入大的无功电流，而SVG受阀组的过流能力限制则在低电压时无功出力大幅降低。

5)短路电流:调相机可以向系统注入较大的短路电流，而SVG在故障期间不注入短路电流。

6)电压支撑能力:调相机具备较强的电压支撑能力，SVG的电压支撑能力相对较差。1.2.3 SVG集中与分散布置对比

文献 [9]介绍了在广东电网某500 kV变电站供电片区内，开展子站分散布置小容量SVG与母站集中布置大容量SVG的稳态、暂态运行效果仿真对比案例，对比方案基于2013年夏大方式。分散布置采取12个站点、每站10 kV母线安装±8 Mvar SVG，集中布置采取 500 kV变电站的35 kV母线集中安装±100 Mvar SVG。主要结论如下:

1)稳态方式下，分散布置与集中布置均能将负荷侧母线电压控制在合格范围，但分散布置的控制指标更优、调节次数更少。

2)暂态方式下，分散布置比集中布置更有利于各个子站负荷母线电压在故障后恢复到额定值附近，并能加快暂态过程的电压恢复。

3)如果SVG布置以保障供电电能质量和供电可靠性为目的，建议采用分散布置，更利于维持稳态电压质量和加快暂态电压恢复。

2 湖南实际案例分析

2.1 湖南动态无功资源现状

目前湖南电网上述4类无功资源均有配置，其中500 kV变电站均配有FC设备，韶山站2台调相机运行，紫霞变一台SVC装置，SVG主要部署在并网风电场、光伏电站、500 kV船山变、500 kV苏耽变及500 kV紫霞变。

根据文献 [10]，并网风电场需装设带滤波功能的动态无功补偿装置，参与控制并网点电压、抑制电压闪变、滤除高次谐波等。截至2018年底，湖南67座风电场、11座光伏电站基本都配置了SVG装置 (少数安装SVC)，其中风电场配置标准容量为装机容量的10%，光伏电站为15%。据此估算全省风、光电SVG总容量约±500 Mvar。

500 kV船山变已安装两套融冰兼SVG无功补偿装置 (容量 2×±50 Mvar)。500 kV紫霞变、500 kV苏耽变已安装一套SVG无功补偿装置 (容量±120 Mvar)。输出均可从感性额定无功到容性额定无功范围内连续变化。

根据文献 [11]，电池储能电站也应有电压质量治理及动态无功补偿要求。国内某些地区 (如江苏)电池储能电站也选择安装SVG装置。长沙地区已投运的芙蓉、榔梨、延农储能电站一期工程未计划安装SVG，即将投运的二期工程对于SVG的安装需求尚在论证中。

2.2 案例仿真分析

基于丰水期湖南电网结构和典型运行方式，比较韶山站近区新增调相机与新增SVG对负荷中心动态电压的支撑效果，SVG模型采用PSASP中提供的机电暂态模型。

案例选取丰小方式进行仿真，湘西南地区电源大发，牌长艳宗断面输送功率2 290 MW，牌楼主变上网功率840 MW，祁韶直流送湘1 000 MW，鄂湘联络线送湘500 MW，韶山站2台调相机运行，长沙、株洲、湘潭电厂220 kV层面各开一台火电机组，耒阳、东江电厂各开两台机组，均保留10%的旋转备用。

最小开机方式下，韶山换流站考虑以下4种动态无功补偿方案:①方案A，无动态无功补偿方式；②方案B，新增2台额定容量为120 Mvar的SVG；③方案C，新增2台额定容量为300 Mvar的SVG；④方案D，新增2台额定容量为300 Mvar的同步调相机。

最小开机方式，韶山换流站无动态无功补偿时，500 kV线路和500 kV主变三永N-1故障，系统均保持稳定运行。各故障中，艾家冲—鹤岭线路鹤岭侧三永故障和韶山换流站—鹤岭线路鹤岭侧三永故障最为严重。

上述4种动态无功补偿方案下，鹤岭侧三永N-1故障，湖南电网保持稳定运行。图1给出了鹤岭侧三永N-1故障过程中，水湾和韶山换流站母线电压在4种无功补偿方式下的动态响应曲线。如图1—2所示，无功补偿方案A—D中，水湾母线电压恢复到0.8 p.u.所需时间分别为2.40 s、0.92 s、0.63 s、0.62 s，韶山换流站母线电压恢复到0.8 p.u.所需时间分别为2.46 s、 0.90 s、 0.62 s、0.60 s。