專利名稱：優化直流弱受端電網svc動態無功補償配置措施的方法
技術領域：
本發明屬于電力系統領域，具體涉及一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法。
背景技術：
直流弱受端電網具有受端電網規模小，網架支撐薄弱等明顯特征，還有“大直流弱交流”特征明顯的缺點，使直流輸送功率水平受到了多方面因素的約束。受端系統的暫態電壓穩定性通常與輸電網絡輸電極限、負荷動態特性以及受端系統電壓支撐三個因素密切相關[1]。在直流大規模受電的受端系統運行過程中可能存在電壓穩定問題[2]。特別是直流受電功率較大的情況下，電壓穩定仍對電網的受電能力構成約束。研究表明，靜止無功補償器(SVC)等動態無功補償元件對電網的電壓穩定性具有明顯的改善作用[3’4]。為對電網提供必要的電壓支撐，提高直流輸電能力，需在電網主要220kV變電站加裝必要的無功補償設備，盡可能保留容性動態無功儲備提供暫態電壓支撐。
發明內容
為克服上述缺陷，本發明提供了一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法,針對運行實際,本方法擬建立包含直流系統的完整藏中電網模型,從電網網架結構和運行特性變化入手，分析SVC投運后對電網電壓支撐能力及直流輸送功率的影響；提出優化電網SVC動態無功補償配置措施以改善藏中電網電壓穩定性，進而提高電網受電能力；并通過仿真驗證所提措施的有效性。為實現上述目的，本發明提供一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，其改進之處在于，所述方法包括如下步驟:(I).分析直流投運后直流弱受端電網的運行特性；⑵.分析加裝SVC對故障后電壓恢復的影響；(3).分析加裝SVC對電網穩定特性的影響。本發明提供的優選技術方案中，所述步驟I包括如下步驟:(1-1).分析電網的網架結構；(1-2).計算直流逆變站的短路比；(1-3).分析9E燃機停運下的電網運行特性。本發明提供的第二優選技術方案中，在所述步驟1-2中，采用有效運行短路比指標來評估交直流系統實際強弱關系。本發明提供的第三優選技術方案中，有效運行短路比=(短路容量-無功補償容量)/直流實際輸電功率。本發明提供的第四優選技術方案中，在所述步驟1-3中，9E燃機停運下的電網運行特性，包括:電網故障后的電壓恢復能力以及直流受電比例。
本發明提供的第五優選技術方案中，所述步驟2包括如下步驟:(2-1).分析不同SVC投運方式下A地、B地和C地的電壓恢復情況，探求為使電壓滿足一定水平所需的最小SVC投運數量；(2-2).分析不同SVC控制策略下的電壓恢復情況，探求SVC提高電壓水平效果最好的控制策略和參數。本發明提供的第六優選技術方案中，在所述步驟2-1中，SVC投運方式，包括:SVC投運數量、投運地點和控制策略。本發明提供的第七優選技術方案中，SVC投運方式包括如下三種:(I).在A地和B地各加裝I組SVC ；(2).在A地和B地各加裝2組SVC ；(3).在A地和B地各加裝2組SVC，在C地加裝4組TSC。本發明提供的第八優選技術方案中，在所述步驟2-2中，控制策略包括:TCR初始感性無功功率_45MVar，SVC與系統初始無功交換為Qsvc = OMVar ;和TCR初始感性無功功率-30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換為Qsvc = -15MVar。本發明提供的第九優選技術方案中，所述步驟3包括如下步驟:(3-1).分析不同SVC投運方式下的直流輸電功率極限，分析SVC投運數量與直流極限功率提升量的關系；(3-2).分析不同SVC控制策略下的直流輸電功率極限，分析SVC控制策略與直流極限功率提升量的關系。 與現有技術比，本發明提供的一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，對電網的運行特性進行分析，探討了無功補償設備投運的必要性；在燃機停運的條件下，通過采用SVC提供動態無功補償，可改善藏中電網的動態無功調節能力，提高故障后藏中電網暫態電壓支撐能力及青藏直流的輸電能力；針對不同SVC投運方式及控制策略的對比研究表明，TCR采用初始感性無功功率控制策略的控制效果要優于初始零無功功率的控制策略，且所投運的SVC數量越多，對電網電壓支撐能力越強，相應的直流輸電極限也越聞。
圖1是依據本檢測方法的實施例中2012年藏中電網網架結構。圖2是依據本檢測方法的實施例中故障后曲哥站母線電壓變化曲線。圖3是依據本檢測方法的SVC基本結構。圖4是依據本檢測方法的TSC組成結構。圖5是依據本檢測方法的不同SVC投運方式及控制策略的故障后電壓恢復曲線。圖6是依據本檢測方法的SVC全部投運情況下故障后的曲哥母線電壓變化曲線。
圖 是優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法的流程圖。具體實施方
式
具體實施例方式一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，包括:
第一步分析青藏直流投運后藏中電網的運行特性(I)分析藏中電網電源、網架、負荷、直流建設及投運情況，重點關注新投運的機組、主變、線路及對系統電壓穩定性的影響。(2)計算青藏直流逆變站短路比分析，評估交直流系統的強弱關系及交流系統對直流系統的電壓支持。(3)分析9E燃機停運下的電網運行特性，主要分析直流系統在故障情況下吸收多量無功對交流系統電壓的惡化作用。第二步分析加裝SVC對故障后電壓恢復的影響(I)分析不同SVC投運方式下的電壓恢復情況，探求為使電壓滿足一定水平所需的最小SVC投運數量。(2)分析不同SVC控制策略下的電壓恢復情況，探求SVC提高電壓水平效果最好的控制策略和參數。第三步分析加裝SVC對直流輸電能力的影響(I)分析不同SVC投運方式下的直流輸電功率極限，分析SVC投運數量與直流極限功率提升量的關系。(2)分析不同SVC控制策略下的直流輸電功率極限，分析SVC控制策略與直流極限功率提升量的關系。(3)分析考慮直流閉鎖低頻限制的直流輸電功率極限，考慮為保證直流閉鎖故障下低頻減載裝置不動作對直流受電容量的約束作用。如圖7所示，一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，包括如下步驟:(I).分析直流投運后直流弱受端電網的運行特性；⑵.分析加裝SVC對故障后電壓恢復的影響；(3).分析加裝SVC對電網穩定特性的影響。所述步驟I包括如下步驟:(1-1).分析電網的網架結構；(1-2).計算直流逆變站的短路比；(1-3).分析9E燃機停運下的電網運行特性。在所述步驟1-2中，采用有效運行短路比指標來評估交直流系統實際強弱關系。有效運行短路比=(短路容量-無功補償容量)/直流實際輸電功率。在所述步驟1-3中，9E燃機停運下的電網運行特性，包括:電網故障后的電壓恢復能力以及直流受電比例。所述步驟2包括如下步驟:(2-1).分析不同SVC投運方式下A地、B地和C地的電壓恢復情況，探求為使電壓滿足一定水平所需的最小SVC投運數量；(2-2).分析不同SVC控制策略下的電壓恢復情況，探求SVC提高電壓水平效果最好的控制策略和參數。在所述步驟2-1中，SVC投運方式，包括:SVC投運數量、投運地點和控制策略。SVC投運方式包括如下三種:
(I).在A地和B地各加裝I組SVC ；(2).在A地和B地各加裝2組SVC ；(3).在A地和B地各加裝2組SVC，在C地加裝4組TSC。在所述步驟2-2中，控制策略包括:TCR初始感性無功功率_45MVar，SVC與系統初始無功交換為Qsvc = OMVar ;和TCR初始感性無功功率_30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換為 Qsvc = -15MVar。所述步驟3包括如下步驟:(3-1).分析不同SVC投運方式下的直流輸電功率極限，分析SVC投運數量與直流極限功率提升量的關系；(3-2).分析不同SVC控制策略下的直流輸電功率極限，分析SVC控制策略與直流極限功率提升量的關系。通過以下實施例對一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法做進一步描述。建立包含青藏直流系統的完整藏中電網模型，對SVC投運后藏中電網的運行特性進行研究；提出優化藏中電網SVC動態無功補償配置措施以改善藏中電網電壓穩定性，進而提聞減中電網受:電能力；并通過仿真驗證所提措施的有效性。一.青藏直流投運后藏中電網運行特性分析1.藏中電網網架結構青藏交直流聯網工程投運后藏中電網形成220/110kV雙環網結構，輸送功率經拉薩換-奪底雙回220kV線路至奪底站后，通過藏中220kV環網“三站四變”下網向負荷中心供電，接入220kV電網的電源包括青藏直流、9E燃機以及老虎嘴水電站；接入IlOkV電網的電源包括羊湖電廠、直孔電廠、雪卡電廠、滿拉電廠和沃卡電廠，如圖1所示。2012年主要網架變化一是新投運220千伏多林變電站、110千伏日喀則南變電站，實現日喀則電網與主網的220千伏聯網，形成日喀則220/110千伏電磁環網以及110千伏環網，如圖1所示。二是投運乃瓊、奪底第二臺220千伏主變并在220千伏曲哥、乃瓊、奪底變電站加裝SVC以提升對主網的電壓支撐能力及直流輸電能力。2.青藏直流逆變站短路比分析2012年枯大基礎方式下，青藏直流實際輸送功率為240MW。由于青藏直流投產初期，輸電功率沒有達到額定值，因而采用有效運行短路比(Operation ESCR-0ESCR,即短路容量減去無功補償容量，再與直流實際輸電功率之比)指標來評估交直流系統實際強弱關系更為合理。經計算，2012年青藏直流受端逆變站有效運行短路比為5.34，較2011年的
3.15有了較大提高，表明2012年青藏直流受端藏中電網的網架結構得到進一步增強。3.9E燃機停運下的電網運行特性分析在潮流較輕的情況下，9E燃機停運、羊湖開機2臺、直孔開機2臺、老虎嘴開機I臺的開機方式下，乃瓊-升壓站IlOkV線路三永N-1故障后曲哥220kV母線電壓變化曲線如圖2所示。由于藏中電網主要電源距離負荷中心均比較遠，對負荷中心的電壓支撐能力較弱，加之接入220kV母線的主力機組9E燃機停運，造成藏中電網的電壓支撐能力下降。從圖2可以看出，故障切除后曲哥站220kV母線電壓的恢復時間較長。
同樣的，受電壓穩定約束的青藏直流輸電能力也隨之下降。為校核不同開機方式下的直流輸電能力，在保持其他主力電源開機方式不變的情況下，對羊湖站進行不同的開機方式安排。表I給出了在羊湖不同開機方式(羊湖發電機均作調相運行)下保證藏中電網安全穩定運行的青藏直流輸電極限。從表I的計算結果可以看出，羊湖開機臺數每增加一臺，直流輸電極限提高10 20MW。但盡管在羊湖5臺發電機組全部開機做調相運行情況下，青藏直流輸電極限僅可達到170麗。因此，為對藏中電網提供必要的電壓支撐，提高直流輸電能力，需在藏中電網主要220kV變電站加裝必要的無功補償設備，盡可能保留容性動態無功儲備提供暫態電壓支撐。二.SVC基本特性及控制策略研究區別于傳統無功補償方式(通過開關投切電容器或通過分接開關調節電容器端電壓)，SVC是一種廣泛應用于電力系統的動態無功補償裝置。本文中涉及的SVC主要包括固定電容-晶閘管控制電抗器(FC-TCR)及晶閘管投切電容器(TSC)兩種類型。1.FC-TCR 型 SVCFC-TCR型SVC由晶閘管控制的電抗器(TCR)、濾波器(FC)及控制系統三部分組成，如圖3所示。TCR響應時間為毫秒級，由電抗器與兩個背靠背連接的晶閘管串聯構成，通過延時觸發控制，形成連續可控的感性電抗；通常采用固定電容-晶閘管控制電抗器(FC-TCR)結構，電容器固定連接電網并兼做濾波器。FC輸出容性功率為固定值Q。，TCR輸出的容性無功功率為Qy根據不同控制策略，SVC整體輸出容性無功功率Qsv。= Qe-Qp本研究中考慮以下兩種不同的SVC控制策略:a) TCR穩態輸出無功Ql = 30MVar，FC輸出容性功率為固定值Qc = 30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換Qsv。= OMVar ；b)TCR穩態輸出無功Ql = 45MVar，FC輸出容性功率為固定值Qc = 30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換為Qsv。= _15MVar。由于SVC采用TCR初始感性無功功率_45MVar的控制策略時，其在暫態過程中能夠發出最大的容性無功功率，可以最大化支撐電網電壓，對藏中電網的電壓支撐能力會優于TCR初始感性無功功率_30MVar的控制策略。為驗證上述結論，算例研究將對二者的控制效果進行比較2.TSC 型 SVCTSC型SVC的基本結構由小電感、反并聯晶閘管及補償電容器三部分組成，如圖4所示。其中，反并聯晶閘管的作用是將補償電容器投入電網或從電網切除，小電感L1, L2,L3, , Lk可抑制補償電容器投入電網時可能產生的沖擊電流。當支路I的反并聯晶閘管導通，而其他支路的反并聯晶閘管關斷時，只有補償電容器C1投入電網，其補償容量由C1決定。當k個支路全部投入電網時，補償容量最大。因此TSC實際上是一個分組投切的無功功率補償電容器。三.加裝SVC對藏中電網穩定特性的影響根據規劃，2012年將在藏中電網的乃瓊和奪底220kV變電站各裝設2組FC-TCR型SVC,每組SVC通過I臺110/10.5kV專用變引接，專用變高壓側接220kV主變的IIOkV母線，低壓側接SVC。在藏中電網的曲哥220kV變電站將裝設4組TSC，單組容量15Mvar，分別接入#1、#2號220kV主變的IOkV母線。無功補償設備的具體投運情況如表2所示。在下列計算分析中，開機方式為9E燃機停運、直孔開機2臺、老虎嘴開機I臺。羊湖機組全部調相運行，選取羊湖開機I 5臺不同的開機方式。SVC投運方式包括以下三種:以乃瓊為A地、奪底為B地和曲哥為C地；I)方式1:乃瓊、奪底各加裝I組SVC ；2)方式2:乃瓊、奪底各加裝2組SVC ；3)方式3:乃瓊、奪底各加裝2組SVC，曲哥加裝4組TSC。SVC控制策略選擇以下兩種:I)控制策略1:TCR初始感性無功功率_45MVar，SVC與系統初始無功交換為Qsvc=OMVar ；2)控制策略2 =TCR初始感性無功功率_30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換為 Qsvc = -15MVar。1.加裝SVC對故障后電壓恢復的影響藏中電網暫態電壓支撐能力不足是造成電壓穩定問題的關鍵因素。故障后的暫態過程中系統無功需求增加，而靜態無功補償裝置能夠提供的無功功率大幅降低，暫態過程中的動態無功支撐只能來自同步機組，特別是負荷中心的發電機開機方式對電壓支撐有重要作用。此外，加裝動態無功補償設備也可為故障后的暫態過程提供必要的動態無功支撐。在SVC投運組數和控制策略不同的方式安排下，對藏中電網電壓支撐能力影響有所不同。在相同負荷水平、直流功率(受電130MW)與開機條件(羊湖開機2臺)下，乃瓊-升壓站IIOkV線路乃瓊側發生三永N-1故障，Os時刻故障發生，0.15s后保護動作切除故障線路。為比較不同SVC方式安排及控制策略對藏中電網電壓支撐能力的影響，圖5給出了不同的SVC投運方式下系統故障后曲哥220kV母線電壓恢復對比曲線:由對比曲線可以看出，SVC以方式2 (奪底、乃瓊站各加裝2組SVC)投運時對藏中電網電壓的支撐作用優于方式I (奪底、乃瓊站各加裝I組SVC);另一方面，由于SVC采用控制策略I (TCR初始感性無功功率-45MVar)時，其在暫態過程中能夠發出最大的容性無功功率，可以最大化支撐電網電壓，因此SVC采用控制策略I對藏中電網的電壓支撐能力優于控制策略2 (TCR初始感性無功功率_30MVar)。SVC以方式3 (奪底、乃瓊站各加裝2組SVC，曲哥加裝4組TSC)投運的情況下，故障后曲哥220kV母線電壓隨時間的變化曲線如圖6所示。由圖可見，與曲哥站未加裝TSC相比，在不同的控制策略下，故障切除后電壓恢復特性均得到進一步改善。2.加裝SVC對直流輸電能力的影響即使不改變系統潮流分布，不同的SVC投運方式及控制策略仍可通過增強系統電壓支撐能力，使得故障后的電壓恢復特性得到了明顯改善。羊湖電廠作為接入負荷中心的主力電源，其開機臺數對系統電壓支撐能力起到重要作用，直流受電功率與其開機方式直接耦合。詳細分析在羊湖不同的開機條件下，SVC投運方式及控制策略對青藏直流輸電能力的影響。經計算，在奪底、曲哥、乃瓊配置不同容量SVC后，藏中電網受限于電壓穩定的受電能力如表3-表8所不。對比表2和表3，可發現，在相同的開機方式下，奪底、乃瓊站各加裝I組SVC且采用控制策略I時，各開機方式下與SVC未投運時相比受暫態電壓穩定約束的直流輸電能力可提聞提聞20 30MW。對比表3和表4可發現，在相同的開機方式及相同的SVC投運方式下，SVC采用控制策略2與控制策略I相比，各開機方式下的直流輸電極限提高了 10 20麗；對比表2和表4可知，與未加裝SVC相比，SVC采用投運方式I及控制策略2后受暫態電壓穩定約束的直流輸電能力可提高40 45麗。對比表4和表5可發現，在相同的開機方式且SVC均采用控制策略I的條件下，SVC投運方式2 (奪底、乃瓊各加裝2組SVC)與投運方式I (奪底、乃瓊各加裝I組SVC)相t匕，直流輸電能力可提高15 20麗；對比表2和表5可知，與未加裝SVC時相比，SVC采用投運方式2及控制策略I后輸電能力可提高40 45MW。對比表4和表6，可發現，在相同的開機方式下且SVC采用控制策略2時，SVC投運方式2與投運方式I相比，受暫態電壓穩定約束的直流輸電能力可提高20 60MW ;對比表2和表6，與未加裝SVC相比，SVC采用投運方式2及控制策略2后受暫態電壓穩定約束的直流輸電能力可提高60 100麗。對比表2和表7，可以看出，在SVC采用投運方式3 (2012規劃的無功補償設備全部投運)及控制策略I時，相同的開機方式下受暫態電壓穩定約束的直流輸電能力與未加裝SVC時相比，相應可提高60 110MW。對比表6和表8，在相同的開機方式且SVC均采用控制策略2時，SVC投運方式3與投運方式2相比，直流輸電極限約提高了 10 40麗；對比表2和表8可知，在SVC采用投運方式3及控制策略2的情況下，與相同的開機方式下未加裝無功補償設備時相比，受暫態電壓穩定約束的直流輸電極限相應可提高70 140MW。表I羊湖不同開機方式下的直流
輸電極限
權利要求
1.一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，其特征在于，所述方法包括如下步驟: (1).分析直流投運后直流弱受端電網的運行特性； (2).分析加裝SVC對故障后電壓恢復的影響； (3).分析加裝SVC對電網穩定特性的影響。
2.根據權利要求1所述的方法，其特征在于，所述步驟I包括如下步驟: (1-1).分析電網的網架結構； (1-2).計算直流逆變站的短路比； (1-3).分析9E燃機停運下的電網運行特性。
3.根據權利要求2所述的方法，其特征在于，在所述步驟1-2中，采用有效運行短路比指標來評估交直流系統實際強弱關系。
4.根據權利要求3所述的方法，其特征在于，有效運行短路比=(短路容量-無功補償容量)/直流實際輸電功率。
5.根據權利要求2所述的方法，其特征在于，在所述步驟1-3中，9E燃機停運下的電網運行特性，包括:電網故障后的電壓恢復能力以及直流受電比例。
6.根據權利要求1所述的方法，其特征在于，所述步驟2包括如下步驟: (2-1).分析不同SVC投運方式下A地、B地和C地的電壓恢復情況，探求為使電壓滿足一定水平所需的最小SVC投運數量； (2-2).分析不同SVC控制策略下的電壓恢復情況，探求SVC提高電壓水平效果最好的控制策略和參數。
7.根據權利要求6所述的方法，其特征在于，在所述步驟2-1中，SVC投運方式，包括:SVC投運數量、投運地點和控制策略。
8.根據權利要求6或者7所述的方法，其特征在于，SVC投運方式包括如下三種: (1).在A地和B地各加裝I組SVC； (2).在A地和B地各加裝2組SVC； (3).在A地和B地各加裝2組SVC，在C地加裝4組TSC。
9.根據權利要求6所述的方法，其特征在于，在所述步驟2-2中，控制策略包括:TCR初始感性無功功率_45MVar，SVC與系統初始無功交換為Qsvc = OMVar ;和TCR初始感性無功功率-30MVar，SVC與系統初始的無功功率交換為Qsvc = -15MVar。
10.根據權利要求1所述的方法，其特征在于，所述步驟3包括如下步驟: (3-1).分析不同SVC投運方式下的直流輸電功率極限，分析SVC投運數量與直流極限功率提升量的關系； (3-2).分析不同SVC控制策略下的直流輸電功率極限，分析SVC控制策略與直流極限功率提升量的關系。
全文摘要
本發明提供了一種優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，包括如下步驟(1)分析直流投運后直流弱受端電網的運行特性；(2)分析加裝SVC對故障后電壓恢復的影響；(3)分析加裝SVC對電網穩定特性的影響。本發明提供的優化直流弱受端電網SVC動態無功補償配置措施的方法，針對運行實際，本方法擬建立包含直流系統的完整藏中電網模型，從電網網架結構和運行特性變化入手，分析SVC投運后對電網電壓支撐能力及直流輸送功率的影響；提出優化電網SVC動態無功補償配置措施以改善藏中電網電壓穩定性，進而提高電網受電能力；并通過仿真驗證所提措施的有效性。
文檔編號H02J3/18GK103094911SQ20121046968
公開日2013年5月8日 申請日期2012年11月19日 優先權日2012年11月19日
發明者徐式蘊, 趙兵, 孫華東, 屠競哲, 易俊, 楊釗 申請人:中國電力科學研究院, 國家電網公司