湖南電網新型動態無功補償技術應用前景

石輝，陳浩，張勁帆，李光輝，崔挺

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

長期以來，受自然資源匱乏和經濟社會用電需求影響，湖南電網一直存在電源、負荷逆向分布的結構性矛盾。電源建設、電網發展與負荷增長不協調，負荷中心地區500/220 kV電磁環網復雜，短路容量低，電壓穩定水平不高。特高壓祁韶直流投運后，湖南電網 “強直弱交” “大直流、小電網”特征顯著，系統調節性能下降，頻率不穩定、短路電流超標、動態電壓支撐不足等問題顯現，電網安全穩定問題更加突出[1]。2019年湖南電網負荷已達到3 000萬kW。未來隨著荊門—長沙、南昌—長沙特高壓交流環網建成和雅中直流落地，湖南電網的穩定問題將更加復雜，放大動態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，湖南負荷中心動態電壓支撐問題是掣肘電網運行空間的關鍵環節，是影響電網立體發展、安全運行的重要因素。然而，由于電網電力電子化程度日益提高，傳統的調相機、低壓電容電抗等無功補償手段已不具備技術經濟優勢，難以支撐湖南電網的跨越式發展[2]。基于此背景，研究新型動態無功補償技術在湖南電網的應用前景具有重大意義。

1 動態無功補償技術比較

按照技術路線劃分，目前世界主流的動態無功補償技術主要有同步調相機、FC、SVC、SVG四類。

1.1 技術理論對比

同步調相機能平滑地調節裝設地的無功功率，對系統的動態無功補償、無功支撐效果好且特性穩定[3]。但其存在有功損耗大、運行維護復雜，投資費用大、動態調節響應慢等缺點。

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

SVC(Static Var Compensator)即靜止無功補償器，優點為可實現無功補償連續、平滑調節、占地少、響應快，缺點為其無功補償能力隨系統電壓的下降線性降低且不具備過載能力。此外，SVC自身會產生大量諧波，容易發生諧振放大現象[5]。

SVG(Static Var Generator)即靜止無功發生器，是目前最先進的靜止無功補償裝置。與SVC相比，SVG響應速度更快、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 應用案例對比

1.2.1 FC、調相機、SVC、SVG對比

文獻 [7]針對直流系統受端交流故障引起換相失敗，仿真對比了FC、調相機、SVC、SVG四種無功補償方式對系統暫態電壓及直流故障恢復的作用。主要結論如下:

1)交流線路 (相對直流)近端三永故障時，直流恢復時間:調相機 (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，采用調相機、SVG方式均避免直流換相失敗且穩定裕度高，FC方式勉強避免直流換相失敗，SVC方式導致直流換相失敗且恢復時間較長。

3)調相機與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故障中恢復；SVC則可能惡化直流恢復特性，引起換流器的后繼換相失敗，乃至直流中斷。

根據上述分析，同樣作為特高壓直流受端的湖南電網，為降低故障時直流換相失敗風險，應重點關注調相機及SVG技術路線。

1.2.2 SVG與調相機對比

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

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

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

3)響應速度:SVG的響應速度比調相機快，能夠在故障后快速地發出無功功率。

4)最大無功出力:在安裝點母線電壓跌落過大的情況下，調相機仍然可以向系統注入大的無功電流，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:調相機可以向系統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]介紹了在廣東電網某500 kV變電站供電片區內，開展子站分散布置小容量SVG與母站集中布置大容量SVG的穩態、暫態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。主要結論如下:

1)穩態方式下，分散布置與集中布置均能將負荷側母線電壓控制在合格范圍，但分散布置的控制指標更優、調節次數更少。

2)暫態方式下，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到額定值附近，并能加快暫態過程的電壓恢復。

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

2 湖南實際案例分析

2.1 湖南動態無功資源現狀

目前湖南電網上述4類無功資源均有配置，其中500 kV變電站均配有FC設備，韶山站2臺調相機運行，紫霞變一臺SVC裝置，SVG主要部署在并網風電場、光伏電站、500 kV船山變、500 kV蘇耽變及500 kV紫霞變。

根據文獻 [10]，并網風電場需裝設帶濾波功能的動態無功補償裝置，參與控制并網點電壓、抑制電壓閃變、濾除高次諧波等。截至2018年底，湖南67座風電場、11座光伏電站基本都配置了SVG裝置 (少數安裝SVC)，其中風電場配置標準容量為裝機容量的10%，光伏電站為15%。據此估算全省風、光電SVG總容量約±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連續變化。

根據文獻 [11]，電池儲能電站也應有電壓質量治理及動態無功補償要求。國內某些地區 (如江蘇)電池儲能電站也選擇安裝SVG裝置。長沙地區已投運的芙蓉、榔梨、延農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結構和典型運行方式，比較韶山站近區新增調相機與新增SVG對負荷中心動態電壓的支撐效果，SVG模型采用PSASP中提供的機電暫態模型。

案例選取豐小方式進行仿真，湘西南地區電源大發，牌長艷宗斷面輸送功率2 290 MW，牌樓主變上網功率840 MW，祁韶直流送湘1 000 MW，鄂湘聯絡線送湘500 MW，韶山站2臺調相機運行，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%的旋轉備用。

最小開機方式下，韶山換流站考慮以下4種動態無功補償方案:①方案A，無動態無功補償方式；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的同步調相機。

最小開機方式，韶山換流站無動態無功補償時，500 kV線路和500 kV主變三永N-1故障，系統均保持穩定運行。各故障中，艾家沖—鶴嶺線路鶴嶺側三永故障和韶山換流站—鶴嶺線路鶴嶺側三永故障最為嚴重。

上述4種動態無功補償方案下，鶴嶺側三永N-1故障，湖南電網保持穩定運行。圖1給出了鶴嶺側三永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響應曲線。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 (持續時間約1.3 s)向電網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無功功率響應特性

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

3 結語

對于特高壓直流受端電網而言，調相機的動態電壓支撐能力最優，但可能惡化短路電流問題；SVG的動態電壓支撐能力次于調相機，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，應用效果不理想。

對湖南電網應用新型動態無功補償技術的建議如下:

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

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

3)深入挖掘現有和新投SVG資源對湖南電網動態電壓的支撐能力，如船山站SVG、風電SVG、用戶側SVG等，開發基于多SVG群協同控制思路的控制策略 (目前此類技術在國內配網中已有工程應用)。

4)傳統補償電容器、SVC裝置等對交直流受端電網動態電壓支撐能力有限，如非必要建議限制發展。