動態無功補償裝置在特殊供電負荷中的應用研究

左 龍,吳曉蓉,林 波,郭明陽

(四川電力設計咨詢有限責任公司,四川 成都 610041)

0 引 言

相比較電網工程中常規負荷，采礦、冶金、電氣化鐵路、風光新能源等特殊負荷具有的非線性、波動性、沖擊性等特點，將引起公共電網的電壓波動及閃變、諧波、功率因數、三相不平衡等電能質量問題，且在某些薄弱電網會被放大。

為減小特殊負荷對電網及設備的不利影響，常規固定投切電容(抗)器在響應速度、補償精度及使用壽命上并不能滿足要求，以SVC、SVG為代表的動態無功補償裝置是解決上述電能質量問題的第一選擇。由于這類工程相對較少，工程設計人員對其基本原理、仿真及設計尚有不足，使得動態無功補償裝置效用不能充分發揮、主要問題得不到解決的現象時有發生。

基于此，對動態無功補償裝置配置方案(容量及型式)、仿真模型等進行了探討和總結，對特殊供電負荷的動態無功補償裝置設計具有一定參考意義。

1 特殊負荷[1]與動態無功補償裝置應用概況

1)高壓電動機：高壓電動機啟動引起電網電壓波動問題在電網薄弱地區采礦業較為常見，主要原因是電網短路容量小，電動機啟動無功沖擊相對大。該類電動機以傳統驅動方式的6 kV或10 kV供電交流電動機為主，直接啟動時啟動電流倍數為7～8倍，采用Y-Δ變換、電阻分壓等間接啟動方式后，啟動電流倍數一般在2～3倍。另一類為采用交-直-交變頻控制的大型交流(同步、異步)電動機，由于電動機電流可控，不存在沖擊問題。工程應用上，SVC或SVG都有采用。

2)冶金負荷：爐變短網是典型的低電壓大電流系統(100～200 V，電流可上萬安培)，生產過程中電極(通過電弧或爐料)存在頻繁短路和斷路，進而引起電壓波動及閃變、負序電流及三相不平衡、諧波、功率因數等系列電能質量問題，礦熱爐、電弧爐熔化期最為明顯。負荷特點是無功沖擊大(1.2～1.5倍爐變容量)、電壓波動大、沖擊無規律引起電網電壓閃變嚴重。SVC、SVG在功能上均能滿足抑制電壓波動及閃變、補償負序電流治理三相電壓不平衡等，實際應用中絕大多數采用SVC來抑制電壓波動及閃變[2]。

3)電氣化鐵路：電氣化鐵路為單相交流(27.5 kV或55 kV)負荷。一般而言，由于用電負荷(10～50 MW)相對接入點短路容量(牽引變電站多為110 kV或220 kV變電站)較小，變化相對較慢(如供電長度30 km，車速200 km/h)。為減小不平衡，一般采用斯考特變壓器、阻抗平衡變壓器等。因機車主流驅動系統為交-直-交驅動方式，電氣化鐵路系統諧波、功率因數可控，實際工程中一般電氣化鐵路牽引電站不需要配置動態無功補償裝置；另一類為地鐵供電負荷，牽引電站位于城區采用高壓電纜供電，輕載時供電系統存在充電功率過剩問題。絕大部分為直流制式，即有三相交流-直流變換，不存在三相不平衡問題。只有極少部分采用了交流制式，有一定的三相不平衡問題，但不突出。考慮到場地布置等因素，一般采用SVG控制電壓。

4)風電、光伏等新能源為減小出力不穩引起的并網點電壓波動均裝設了動態無功補償裝置。早期裝有MCR，后期有TCR型SVC，近年來由于新能源裝機的低電壓穿越要求，全部采用SVG。

2 動態無功補償裝置型式及特點

特殊負荷站的無功補償配置，對于恒定負荷部分宜配置常規電容(抗)器。對于動態變化部分應配置適量動態無功補償裝置。目前常見的動態無功補償有SVC和SVG，其中SVC有TSC型、MCR型、TCR型或其組合型式[3]，它們的工作原理、特性都有一定差別，各有其適用場合。

動態無功補償裝置常見類型及拓撲如圖1所示。

圖1 動態無功補償裝置常見類型

TSC型SVC是對常規電容器組的改進，將真空開關用2個反并聯晶閘管替換，可以在正、負半波分別觸發導通，裝置優點是響應速度快、能夠實現過零投切，裝置可靠、壽命長；缺點是階梯狀補償存在過補或欠補，晶閘管使用數量多，成本高、占地面積大。該型SVC應用較少，有用于提高電網電壓穩定性的案例。

TCR型SVC能夠快速連續輸出無功，TCR工作產生諧波，需配置濾波支路。適用于需要容性出力較大、變化快速的場合，如冶金行業。因感性出力時裝置能損較大，有的大型試驗站存在無功過剩問題，該種型式SVC并不適合。

TCR+TSC型SVC實際上是對TCR型SVC的改進，TSC可根據需要選擇性投切電容器，TCR保留最小容量的必要濾波支路，有利于在較小容性出力或感性出力時減小TCR出力，適合于一些利用小時數不高，但要求快速響應的試驗性負荷。

MCR型SVC是通過改變鐵芯飽和程度來調節感性無功變化，造價低，適用于110 kV及以上高電壓等級；裝置響應速度慢(200 ms)，需配置諧波支路；有噪音問題。

SVG由全開斷器件IGBT串并聯而成，采用PWM調制技術、雙閉環控制策略，無功電流能夠快速變化，具有恒流源特性，相比SVC(阻抗特性)運行范圍更寬[4]。SVG輸出無功電流與電壓無關，更適合新能源并網的低電壓穿越要求，目前得到廣泛運用。裝置為模塊化結構，占地小，維護便利。

3 動態無功補償裝置控制系統模型

3.1 SVC控制模型

間接控制模式適用于近區電網故障引起的大幅電壓跌落工況，也即SVC無功儲備快速釋放；連續控制模式適用于電壓小范圍內調整，一個重要參數是連續控制增益KSVS[6]，該值為

依上述討論，本文認為跟追糾纏行為應具有以下要素：1.行為具有反復性、持續性的特性；2.行為不限以實質可見或碰觸的物理力量進行，更包含無形的侵擾手段；3.行為對于被害人造成生理、心理健康，社會互動及經濟層面之負面影響。

Ksvs=SMIN/QSVC

(1)

式中：KSVS為連續控制增益；SMIN為被控點最小短路容量；QSVC為SVC容量。

3.2 SVG控制模型

BPA仿真軟件中SVG控制模型[5,7-8]如圖3所示。該模型由測量環節、電壓調節器、延遲觸發環節等構成，包含斜率控制、電壓閉環控制等。電壓偏差信號經過PI調節器輸出為逆變器交流側電壓，該值與SVG并網點電壓的相對大小就決定了SVG注入電網的無功電流性質與大小。該模型適用于直掛型SVG。此外，BPA還介紹了一種不計及出口電抗器的控制模型，該模型適合于配專用升壓變壓器的SVG。

4 仿真分析

以雄村銅礦專用站接入西藏末端電網為例，對動態無功補償方案進行對比分析。

雄村銅礦項目有功功率約為86.7 MW。根據業主資料，將在礦區新建1座雄村銅礦110 kV變電站來保證項目供電，主變壓器容量2×63 MVA，110 kV /10 kV。

圖2 SVC控制模型

圖3 SVG控制模型

雄村銅礦專用站的接入系統方案為：雄村銅礦110 kV變電站通過2回110 kV線路接入謝通門110 kV變電站，通過多林—謝通門—雄村線路供電。本期新建線路2×25 km，導線截面240 mm2。接入系統方案示意如圖4所示。

圖4 接入系統方案

雄村銅礦110 kV用戶站接入電網主要有兩個問題[9-10]：1)近區電網N-1故障有電壓穩定性問題；2)場區大型電動機起動引起電壓波動較大(投產年枯小方式，用戶站110 kV母線短路容量794 MVA，電動機起動瞬間無功沖擊最大可達16.1 Mvar)。為解決上述問題，該站擬配置動態無功補償裝置。

配置動態無功補償裝置前后對電壓穩定性的影響結果如表1所示，仿真結果表明：用戶站未配置動態無功補償裝置時，在多林—謝通門1回110 kV線路發生三相短路N-1故障，保護裝置正確動作情況下，雄村銅礦110 kV變電站110 kV側母線電壓僅能恢復至0.55 pu，無法恢復至正常水平，電壓失穩；當配置32 Mvar及以下的SVC時，電壓仍失穩；配置34 Mvar的SVC時，電壓仍穩定。配置20 Mvar及以下的SVG時，電壓失穩；當配置26 Mvar的SVG時，電壓穩定(恢復至與SVC基本相當的控制效果)。可見，由于具有快速調節無功能力，動態無功補償裝置能夠提高系統電壓穩定性，同時由于 SVG的恒流源特性與SVC的阻抗特性差別，在達到相同效果情況下，SVG容量比SVC容量小23%左右。

表1 謝通門—多林N-1時電壓穩定結果

當多林—謝通門1回110 kV線路多林側發生N-1故障，分別在用戶站低壓側裝設34 Mvar的SVC或26 Mvar的SVG以穩定用戶站高壓側母線電壓為目標的相關仿真波形如圖5和圖6所示。由圖知：

1)SVC方案：0 s故障后，被控電壓瞬間跌落至0.29 pu，電壓偏差很大，在控制系統間接控制模式下，SVC直接輸出最大導納值0.34 pu以支撐電壓恢復。當被控電壓恢復至0.8 pu(DV取0.2)時，在控制系統連續控制模式下，調節電壓恢復至故障前電壓值。

2)SVG方案：0 s故障后，被控電壓瞬間跌落至0.29 pu，在控制系統作用下，SVG通過連續動態調節無功電流，來控制用戶站高壓側母線電壓。

圖5 SVC仿真波形

圖6 SVG仿真波形

綜上，為保證電壓穩定性，SVC或者SVG應具備足夠容量。在此前提下，通過優化調整SVC或SVG的控制參數，還可以滿足正常運行時大型電機起動引起的電壓波動問題，如對于雄村—謝通門、謝通門—多林各退出1回110 kV線路的運行工況，在未配置SVC或SVG情況下，單臺電機起動引起用戶站110 kV、10 kV側電壓波動達到8.86%、10.83%；若按上述容量及合適參數配置SVC或SVG，則可將用戶站110 kV、10 kV側電壓波動值限制在2.5%以內[11]。

5 結 語

對常見特殊供電負荷引起的主要電能質量問題及無功補償裝置應用情況進行了梳理，總結了動態無功補償裝置的基本原理、裝置特點，有助于針對特殊負荷選擇合適的動態無功補償裝置型式；詳細介紹了PSD-BPA仿真軟件中關于SVC、SVG的仿真應用，通過對薄弱電網某工程案例的仿真分析，驗證了電壓穩定性主要與動態無功補償裝置容量有關，在容量一定的情況下，可以通過優化控制參數來減小電壓波動。