CN103094911B - 优化直流弱受端电网svc动态无功补偿配置措施的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，包括如下步骤：(1).分析直流投运后直流弱受端电网的运行特性；(2).分析加装SVC对故障后电压恢复的影响；(3).分析加装SVC对电网稳定特性的影响。本发明提供的优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，针对运行实际，本方法拟建立包含直流系统的完整藏中电网模型，从电网网架结构和运行特性变化入手，分析SVC投运后对电网电压支撑能力及直流输送功率的影响；提出优化电网SVC动态无功补偿配置措施以改善藏中电网电压稳定性，进而提高电网受电能力；并通过仿真验证所提措施的有效性。
Description
技术领域
本发明属于电力系统领域，具体涉及一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法。
背景技术
直流弱受端电网具有受端电网规模小，网架支撑薄弱等明显特征，还有“大直流弱交流”特征明显的缺点，使直流输送功率水平受到了多方面因素的约束。
受端系统的暂态电压稳定性通常与输电网络输电极限、负荷动态特性以及受端系统电压支撑三个因素密切相关[1]。在直流大规模受电的受端系统运行过程中可能存在电压稳定问题[2]。特别是直流受电功率较大的情况下，电压稳定仍对电网的受电能力构成约束。
研究表明，静止无功补偿器(SVC)等动态无功补偿元件对电网的电压稳定性具有明显的改善作用[3，4]。为对电网提供必要的电压支撑，提高直流输电能力，需在电网主要220kV变电站加装必要的无功补偿设备，尽可能保留容性动态无功储备提供暂态电压支撑。
发明内容
为克服上述缺陷，本发明提供了一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，针对运行实际，本方法拟建立包含直流系统的完整藏中电网模型，从电网网架结构和运行特性变化入手，分析SVC投运后对电网电压支撑能力及直流输送功率的影响；提出优化电网SVC动态无功补偿配置措施以改善藏中电网电压稳定性，进而提高电网受电能力；并通过仿真验证所提措施的有效性。
为实现上述目的，本发明提供一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，其改进之处在于，所述方法包括如下步骤：
(1).分析直流投运后直流弱受端电网的运行特性；
(2).分析加装SVC对故障后电压恢复的影响；
(3).分析加装SVC对电网稳定特性的影响。
本发明提供的优选技术方案中，所述步骤1包括如下步骤：
(1-1).分析电网的网架结构；
(1-2).计算直流逆变站的短路比；
(1-3).分析9E燃机停运下的电网运行特性。
本发明提供的第二优选技术方案中，在所述步骤1-2中，采用有效运行短路比指标来评估交直流系统实际强弱关系。
本发明提供的第三优选技术方案中，有效运行短路比＝(短路容量-无功补偿容量)/直流实际输电功率。
本发明提供的第四优选技术方案中，在所述步骤1-3中，9E燃机停运下的电网运行特性，包括：电网故障后的电压恢复能力以及直流受电比例。
本发明提供的第五优选技术方案中，所述步骤2包括如下步骤：
(2-1).分析不同SVC投运方式下A地、B地和C地的电压恢复情况，探求为使电压满足一定水平所需的最小SVC投运数量；
(2-2).分析不同SVC控制策略下的电压恢复情况，探求SVC提高电压水平效果最好的控制策略和参数。
本发明提供的第六优选技术方案中，在所述步骤2-1中，SVC投运方式，包括：SVC投运数量、投运地点和控制策略。
本发明提供的第七优选技术方案中，SVC投运方式包括如下三种：
(1).在A地和B地各加装1组SVC；
(2).在A地和B地各加装2组SVC；
(3).在A地和B地各加装2组SVC，在C地加装4组TSC。
本发明提供的第八优选技术方案中，在所述步骤2-2中，控制策略包括：TCR初始感性无功功率-45MVar，SVC与系统初始无功交换为Qsvc＝0MVar；和TCR初始感性无功功率-30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换为Qsvc＝-15MVar。
本发明提供的第九优选技术方案中，所述步骤3包括如下步骤：
(3-1).分析不同SVC投运方式下的直流输电功率极限，分析SVC投运数量与直流极限功率提升量的关系；
(3-2).分析不同SVC控制策略下的直流输电功率极限，分析SVC控制策略与直流极限功率提升量的关系。
与现有技术比，本发明提供的一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，对电网的运行特性进行分析，探讨了无功补偿设备投运的必要性；在燃机停运的条件下，通过采用SVC提供动态无功补偿，可改善藏中电网的动态无功调节能力，提高故障后藏中电网暂态电压支撑能力及青藏直流的输电能力；针对不同SVC投运方式及控制策略的对比研究表明，TCR采用初始感性无功功率控制策略的控制效果要优于初始零无功功率的控制策略，且所投运的SVC数量越多，对电网电压支撑能力越强，相应的直流输电极限也越高。
附图说明
图1是依据本检测方法的实施例中2012年藏中电网网架结构。
图2是依据本检测方法的实施例中故障后曲哥站母线电压变化曲线。
图3是依据本检测方法的SVC基本结构。
图4是依据本检测方法的TSC组成结构。
图5是依据本检测方法的不同SVC投运方式及控制策略的故障后电压恢复曲线。
图6是依据本检测方法的SVC全部投运情况下故障后的曲哥母线电压变化曲线。
图7是优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法的流程图。具体实施方式
具体实施方式
一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，包括：
第一步分析青藏直流投运后藏中电网的运行特性
(1)分析藏中电网电源、网架、负荷、直流建设及投运情况，重点关注新投运的机组、主变、线路及对系统电压稳定性的影响。
(2)计算青藏直流逆变站短路比分析，评估交直流系统的强弱关系及交流系统对直流系统的电压支持。
(3)分析9E燃机停运下的电网运行特性，主要分析直流系统在故障情况下吸收多量无功对交流系统电压的恶化作用。
第二步分析加装SVC对故障后电压恢复的影响
(1)分析不同SVC投运方式下的电压恢复情况，探求为使电压满足一定水平所需的最小SVC投运数量。
(2)分析不同SVC控制策略下的电压恢复情况，探求SVC提高电压水平效果最好的控制策略和参数。
第三步分析加装SVC对直流输电能力的影响
(1)分析不同SVC投运方式下的直流输电功率极限，分析SVC投运数量与直流极限功率提升量的关系。
(2)分析不同SVC控制策略下的直流输电功率极限，分析SVC控制策略与直流极限功率提升量的关系。
(3)分析考虑直流闭锁低频限制的直流输电功率极限，考虑为保证直流闭锁故障下低频减载装置不动作对直流受电容量的约束作用。
如图7所示，一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，包括如下步骤：
(1).分析直流投运后直流弱受端电网的运行特性；
(2).分析加装SVC对故障后电压恢复的影响；
(3).分析加装SVC对电网稳定特性的影响。
所述步骤1包括如下步骤：
(1-1).分析电网的网架结构；
(1-2).计算直流逆变站的短路比；
(1-3).分析9E燃机停运下的电网运行特性。
在所述步骤1-2中，采用有效运行短路比指标来评估交直流系统实际强弱关系。
有效运行短路比＝(短路容量-无功补偿容量)/直流实际输电功率。
在所述步骤1-3中，9E燃机停运下的电网运行特性，包括：电网故障后的电压恢复能力以及直流受电比例。
所述步骤2包括如下步骤：
(2-1).分析不同SVC投运方式下A地、B地和C地的电压恢复情况，探求为使电压满足一定水平所需的最小SVC投运数量；
(2-2).分析不同SVC控制策略下的电压恢复情况，探求SVC提高电压水平效果最好的控制策略和参数。
在所述步骤2-1中，SVC投运方式，包括：SVC投运数量、投运地点和控制策略。
SVC投运方式包括如下三种：
(1).在A地和B地各加装1组SVC；
(2).在A地和B地各加装2组SVC；
(3).在A地和B地各加装2组SVC，在C地加装4组TSC。
在所述步骤2-2中，控制策略包括：TCR初始感性无功功率-45MVar，SVC与系统初始无功交换为Qsvc＝0MVar；和TCR初始感性无功功率-30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换为Qsvc＝-15MVar。
所述步骤3包括如下步骤：
(3-1).分析不同SVC投运方式下的直流输电功率极限，分析SVC投运数量与直流极限功率提升量的关系；
(3-2).分析不同SVC控制策略下的直流输电功率极限，分析SVC控制策略与直流极限功率提升量的关系。
通过以下实施例对一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法做进一步描述。
建立包含青藏直流系统的完整藏中电网模型，对SVC投运后藏中电网的运行特性进行研究；提出优化藏中电网SVC动态无功补偿配置措施以改善藏中电网电压稳定性，进而提高藏中电网受电能力；并通过仿真验证所提措施的有效性。
一.青藏直流投运后藏中电网运行特性分析
1.藏中电网网架结构
青藏交直流联网工程投运后藏中电网形成220/110kV双环网结构，输送功率经拉萨换-夺底双回220kV线路至夺底站后，通过藏中220kV环网“三站四变”下网向负荷中心供电，接入220kV电网的电源包括青藏直流、9E燃机以及老虎 嘴水电站；接入110kV电网的电源包括羊湖电厂、直孔电厂、雪卡电厂、满拉电厂和沃卡电厂，如图1所示。
2012年主要网架变化一是新投运220千伏多林变电站、110千伏日喀则南变电站，实现日喀则电网与主网的220千伏联网，形成日喀则220/110千伏电磁环网以及110千伏环网，如图1所示。二是投运乃琼、夺底第二台220千伏主变并在220千伏曲哥、乃琼、夺底变电站加装SVC以提升对主网的电压支撑能力及直流输电能力。
2.青藏直流逆变站短路比分析
2012年枯大基础方式下，青藏直流实际输送功率为240MW。由于青藏直流投产初期，输电功率没有达到额定值，因而采用有效运行短路比(Operation ESCR-OESCR，即短路容量减去无功补偿容量，再与直流实际输电功率之比)指标来评估交直流系统实际强弱关系更为合理。经计算，2012年青藏直流受端逆变站有效运行短路比为5.34，较2011年的3.15有了较大提高，表明2012年青藏直流受端藏中电网的网架结构得到进一步增强。
3.9E燃机停运下的电网运行特性分析
在潮流较轻的情况下，9E燃机停运、羊湖开机2台、直孔开机2台、老虎嘴开机1台的开机方式下，乃琼-升压站110kV线路三永N-1故障后曲哥220kV母线电压变化曲线如图2所示。
由于藏中电网主要电源距离负荷中心均比较远，对负荷中心的电压支撑能力较弱，加之接入220kV母线的主力机组9E燃机停运，造成藏中电网的电压支撑能力下降。从图2可以看出，故障切除后曲哥站220kV母线电压的恢复时间较长。
同样的，受电压稳定约束的青藏直流输电能力也随之下降。为校核不同开机 方式下的直流输电能力，在保持其他主力电源开机方式不变的情况下，对羊湖站进行不同的开机方式安排。表1给出了在羊湖不同开机方式(羊湖发电机均作调相运行)下保证藏中电网安全稳定运行的青藏直流输电极限。
从表1的计算结果可以看出，羊湖开机台数每增加一台，直流输电极限提高10～20MW。但尽管在羊湖5台发电机组全部开机做调相运行情况下，青藏直流输电极限仅可达到170MW。因此，为对藏中电网提供必要的电压支撑，提高直流输电能力，需在藏中电网主要220kV变电站加装必要的无功补偿设备，尽可能保留容性动态无功储备提供暂态电压支撑。
二.SVC基本特性及控制策略研究
区别于传统无功补偿方式(通过开关投切电容器或通过分接开关调节电容器端电压)，SVC是一种广泛应用于电力系统的动态无功补偿装置。本文中涉及的SVC主要包括固定电容-晶闸管控制电抗器(FC-TCR)及晶闸管投切电容器(TSC)两种类型。
1.FC-TCR型SVC
FC-TCR型SVC由晶闸管控制的电抗器(TCR)、滤波器(FC)及控制系统三部分组成，如图3所示。TCR响应时间为毫秒级，由电抗器与两个背靠背连接的晶闸管串联构成，通过延时触发控制，形成连续可控的感性电抗；通常采用固定电容-晶闸管控制电抗器(FC-TCR)结构，电容器固定连接电网并兼做滤波器。FC输出容性功率为固定值QC，TCR输出的容性无功功率为QL，根据不同控制策略，SVC整体输出容性无功功率Qsvc＝QC-QL。
本研究中考虑以下两种不同的SVC控制策略：
a)TCR稳态输出无功QL＝30MVar，FC输出容性功率为固定值QC＝30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换Qsvc＝0MVar；
b)TCR稳态输出无功QL＝45MVar，FC输出容性功率为固定值QC＝30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换为Qsvc＝-15MVar。
由于SVC采用TCR初始感性无功功率-45MVar的控制策略时，其在暂态过程中能够发出最大的容性无功功率，可以最大化支撑电网电压，对藏中电网的电压支撑能力会优于TCR初始感性无功功率-30MVar的控制策略。为验证上述结论，算例研究将对二者的控制效果进行比较
2.TSC型SVC
TSC型SVC的基本结构由小电感、反并联晶闸管及补偿电容器三部分组成，如图4所示。其中，反并联晶闸管的作用是将补偿电容器投入电网或从电网切除，小电感L1，L2，L3，...，Lk可抑制补偿电容器投入电网时可能产生的冲击电流。当支路1的反并联晶闸管导通，而其他支路的反并联晶闸管关断时，只有补偿电容器C1投入电网，其补偿容量由C1决定。当k个支路全部投入电网时，补偿容量最大。因此TSC实际上是一个分组投切的无功功率补偿电容器。
三.加装SVC对藏中电网稳定特性的影响
根据规划，2012年将在藏中电网的乃琼和夺底220kV变电站各装设2组FC-TCR型SVC，每组SVC通过1台110/10.5kV专用变引接，专用变高压侧接220kV主变的110kV母线，低压侧接SVC。在藏中电网的曲哥220kV变电站将装设4组TSC，单组容量15Mvar，分别接入#1、#2号220kV主变的10kV母线。无功补偿设备的具体投运情况如表2所示。
在下列计算分析中，开机方式为9E燃机停运、直孔开机2台、老虎嘴开机1台。羊湖机组全部调相运行，选取羊湖开机1～5台不同的开机方式。SVC投运方式包括以下三种：以乃琼为A地、夺底为B地和曲哥为C地；
1)方式1：乃琼、夺底各加装1组SVC；
2)方式2：乃琼、夺底各加装2组SVC；
3)方式3：乃琼、夺底各加装2组SVC，曲哥加装4组TSC。SVC控制策略选择以下两种：
1)控制策略1：TCR初始感性无功功率-45MVar，SVC与系统初始无功交换为Qsvc＝0MVar；
2)控制策略2：TCR初始感性无功功率-30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换为Qsvc＝-15MVar。
1.加装SVC对故障后电压恢复的影响
藏中电网暂态电压支撑能力不足是造成电压稳定问题的关键因素。故障后的暂态过程中系统无功需求增加，而静态无功补偿装置能够提供的无功功率大幅降低，暂态过程中的动态无功支撑只能来自同步机组，特别是负荷中心的发电机开机方式对电压支撑有重要作用。此外，加装动态无功补偿设备也可为故障后的暂态过程提供必要的动态无功支撑。
在SVC投运组数和控制策略不同的方式安排下，对藏中电网电压支撑能力影响有所不同。在相同负荷水平、直流功率(受电130MW)与开机条件(羊湖开机2台)下，乃琼-升压站110kV线路乃琼侧发生三永N-1故障，0s时刻故障发生，0.15s后保护动作切除故障线路。为比较不同SVC方式安排及控制策略对藏中电网电压支撑能力的影响，图5给出了不同的SVC投运方式下系统故障后曲哥220kV母线电压恢复对比曲线：
由对比曲线可以看出，SVC以方式2(夺底、乃琼站各加装2组SVC)投运时对藏中电网电压的支撑作用优于方式1(夺底、乃琼站各加装1组SVC)；另一方面，由于SVC采用控制策略1(TCR初始感性无功功率-45MVar)时，其在 暂态过程中能够发出最大的容性无功功率，可以最大化支撑电网电压，因此SVC采用控制策略1对藏中电网的电压支撑能力优于控制策略2(TCR初始感性无功功率-30MVar)。
SVC以方式3(夺底、乃琼站各加装2组SVC，曲哥加装4组TSC)投运的情况下，故障后曲哥220kV母线电压随时间的变化曲线如图6所示。由图可见，与曲哥站未加装TSC相比，在不同的控制策略下，故障切除后电压恢复特性均得到进一步改善。
2.加装SVC对直流输电能力的影响
即使不改变系统潮流分布，不同的SVC投运方式及控制策略仍可通过增强系统电压支撑能力，使得故障后的电压恢复特性得到了明显改善。羊湖电厂作为接入负荷中心的主力电源，其开机台数对系统电压支撑能力起到重要作用，直流受电功率与其开机方式直接耦合。
详细分析在羊湖不同的开机条件下，SVC投运方式及控制策略对青藏直流输电能力的影响。经计算，在夺底、曲哥、乃琼配置不同容量SVC后，藏中电网受限于电压稳定的受电能力如表3-表8所示。
对比表2和表3，可发现，在相同的开机方式下，夺底、乃琼站各加装1组SVC且采用控制策略1时，各开机方式下与SVC未投运时相比受暂态电压稳定约束的直流输电能力可提高提高20～30MW。
对比表3和表4可发现，在相同的开机方式及相同的SVC投运方式下，SVC采用控制策略2与控制策略1相比，各开机方式下的直流输电极限提高了10～20MW；对比表2和表4可知，与未加装SVC相比，SVC采用投运方式1及控制策略2后受暂态电压稳定约束的直流输电能力可提高40～45MW。
对比表4和表5可发现，在相同的开机方式且SVC均采用控制策略1的条 件下，SVC投运方式2(夺底、乃琼各加装2组SVC)与投运方式1(夺底、乃琼各加装1组SVC)相比，直流输电能力可提高15～20MW；对比表2和表5可知，与未加装SVC时相比，SVC采用投运方式2及控制策略1后输电能力可提高40～45MW。
对比表4和表6，可发现，在相同的开机方式下且SVC采用控制策略2时，SVC投运方式2与投运方式1相比，受暂态电压稳定约束的直流输电能力可提高20～60MW；对比表2和表6，与未加装SVC相比，SVC采用投运方式2及控制策略2后受暂态电压稳定约束的直流输电能力可提高60～100MW。
对比表2和表7，可以看出，在SVC采用投运方式3(2012规划的无功补偿设备全部投运)及控制策略1时，相同的开机方式下受暂态电压稳定约束的直流输电能力与未加装SVC时相比，相应可提高60～110MW。
对比表6和表8，在相同的开机方式且SVC均采用控制策略2时，SVC投运方式3与投运方式2相比，直流输电极限约提高了10～40MW；对比表2和表8可知，在SVC采用投运方式3及控制策略2的情况下，与相同的开机方式下未加装无功补偿设备时相比，受暂态电压稳定约束的直流输电极限相应可提高70～140MW。表1羊湖不同开机方式下的直流输电极限
表22012年藏中电网SVC投运情况
表3SVC采用投运方式1及初始零无功功率控制时的直流输电极限
表4SVC采用投运方式1及初始感性无功功率控制时的直流输电极限
表5SVC采用投运方式2及初始零无功功率控制时的直流输电极限
表6SVC采用投运方式2及初始感性无功功率控制时的直流输电极限
表7SVC采用投运方式3及初始零无功功率控制时的直流输电极限
表8SVC采用投运方式3及初始感性无功功率控制时的直流输电极限
参考文献：
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[4]包黎昕，段献忠，陈峰等.SVC和TCSC提高电压稳定作用的动态分析.[J]电力系统自动化，2001，(13)：21-25.
需要声明的是，本发明内容及具体实施方式意在证明本发明所提供技术方案的实际应用，不应解释为对本发明保护范围的限定。本领域技术人员在本发明的精神和原理启发下，可作各种修改、等同替换、或改进。但这些变更或修改均在申请待批的保护范围内。
Claims (7)
1.一种优化直流弱受端电网SVC动态无功补偿配置措施的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
(1)分析直流投运后直流弱受端电网的运行特性；
(2)分析加装SVC对故障后电压恢复的影响；
(3)分析加装SVC对电网稳定特性的影响 ；
所述步骤(1)包括如下步骤：
(1-1)分析电网的网架结构；
(1-2)计算直流逆变站的短路比；
(1-3)分析9E燃机停运下的电网运行特性；
所述步骤(2)包括如下步骤：
(2-1)分析不同SVC投运方式下A地、B地和C地的电压恢复情况，探求为使电压满足一定水平所需的最小SVC投运数量；
(2-2)分析不同SVC控制策略下的电压恢复情况，探求SVC提高电压水平效果最好的控制策略和参数；
所述步骤(3)包括如下步骤：
(3-1)分析不同SVC投运方式下的直流输电功率极限，分析SVC投运数量与直流极限功率提升量的关系；
(3-2)分析不同SVC控制策略下的直流输电功率极限，分析SVC控制策略与直流极限功率提升量的关系。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤(1-2)中，采用有效运行短路比指标来评估交直流系统实际强弱关系。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，有效运行短路比＝(短路容量-无功补偿容量)/直流实际输电功率。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤(1-3)中，9E燃机停运下的电网运行特性，包括：电网故障后的电压恢复能力以及直流受电比例。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤(2-1)中，SVC投运方式，包括：SVC投运数量、投运地点和控制策略。
6.根据权利要求1或者5所述的方法，其特征在于，SVC投运方式包括如下三种：
(1)在A地和B地各加装1组SVC；
(2)在A地和B地各加装2组SVC；
(3)在A地和B地各加装2组SVC，在C地加装4组TSC。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤(2-2)中，控制策略包括：TCR初始感性无功功率-45MVar，SVC与系统初始无功交换为QSVC＝0MVar；和TCR初始感性无功功率-30MVar，SVC与系统初始的无功功率交换为QSVC＝-15MVar。
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