多能交互系统关键节点电能质量改善措施

赵卫国

（国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

随着电力系统的广域化，传统网络潮流由源—网—荷的单向输送模式逐渐趋向未来大能源网与分布式能源网之间能量互动的双向模式。电力电子技术和智能化促进了各类电力电子装置在新能源发电、交直流输电、多能互补工艺控制、综合能源利用、网络潮流调整、分布式能源系统等领域中的广泛应用。由于多能交互运行中存在新能源的波动、交直系统转换、非线性和瞬变冲击性负荷等，其中的部分变频装置、控制器、电弧设备、整流负荷随运行方式变换直接或间接地产生和增加了影响电能质量的电磁干扰，包括电压不对称和谐波潮流等。为了提升多品种能源交互质量，增强多能耦合效应和资源利用效能，如何采取有效的技术措施防范系统运行中电磁扰动风险，满足未来能源互联网日益增长的高品质电能质量要求，是需要持续不断研究的课题。在多能交互系统[1]关键节点，采用动态补偿控制技术来增强其电磁兼容能力，不失为经济可行的技术解决方案之一。

1 动态补偿与多能交互耦合背景

1.1 多能交互需要技术支撑

多能交互物理架构简要描述主要涵盖五部分：一是由主配骨干网架、传统主力电源、重要变电站和直配用户等组成的现代电力系统；二是由规模型风电、光伏、抽水蓄能、大型储能设施、传统能源低碳耦合联供用户等组成的新能源耦合系统；三是由微型燃机、风机、各类充换电及超级电容等蓄能装置、建筑面光伏及柔性直流微网、三联供和直配用户等不同组合的分布式能源系统；四是由公共、园区、企业、家庭单元构成的冷、热、气等多能流分布传输网和电气化交通智能运输系统；五是基于以上系统运行、控制、管理需要的数据、信息、信号、装置等智能控制网络。

为保障系统稳定运行，多能交互系统中存在大量的整流、斩波、逆变、变频等电力电子转换及控制设备。尽管不同运行单元根据能源质量标准要求配套安装了部分平衡、过滤、隔离、控制等装置，但由于多种类能源交互系统中电、热、冷、气负荷的瞬息波动性、时段不平衡性、装备技术等级和管理水平差别等因素，在不同运行方式变换时往往会形成对电能质量的扰动。特别是功率因素降低、电压闪变波动、电流不平衡、高次及超高次谐波等电能质量指标的变化，不但会造成电网可靠性减低，也会对系统中敏感用户产生干扰。随着扰动量经耦合节点对相邻交互系统的时间累计和广泛传播将干扰到控制供热、冷、气的电子自动化装置，进而传递影响到多能交互和使用质量[2]，降低运行单元的总体效益和用户的生活体验[3]。因此，多能交互系统各运行单元对电能质量要求具有共识性，更需要控制电能质量的技术措施和有效装置作支撑。

1.2 动态补偿技术提供了策略选择

系统动态补偿控制装置随着电力电子技术发展应运而生，从20世纪70年代后开始陆续在输配电、电气化交通、分布式能源等系统中投入商业运行并取得可观的收益。目前常用的动态无功补偿控制装置主要有静止无功发生器SVG（static var generator），灵活交流输电系统FACTS（flexible AC transmission system） 的前期静止无功补偿器SVC(static var compensator)系列类，包括晶闸管控制电抗器TCR(thyristor controlled reactor)、晶闸管控制变压器TCT(thyristor controlled transformer)和磁控电抗器MCR(magnetically controlled reactor)，动态无功补偿器 MSVC(magnetically staticvar compensator)。相比较而言，SVG的响应性能最佳，将逐渐替代其他系列。动态补偿装置对提高系统电压稳定性、增强输电线路传送能力、抑制冲击负荷造成的电压波动、改善供电质量提供了多选项技术措施。

目前国内煤炭、冶金、电气化高铁及城市轨道、风电、光伏等企业用户变电站已常规化采用SVG和SVC动态补偿装置来提高供电可靠性、电压水平和改善电能质量。国内电网继鞍红220 kV站国产SVC示范工程2004年9月正式投运后，相继在西电东送通道中的4座500 kV站装设总容量为540 Mvar，其单套最大容量达180 Mvar的SVC。SVG也已在电网许多变电站投入运行，起到了控制电能质量、提高系统稳定性和输送能力的作用。

2 交互节点电能质量控制分析

2.1 选择系统关键节点

多能交互系统是一个庞大的网络，其中的源—网—荷环节复杂难以计数，需要选择一些关键性交互节点进行电能质量参数监视、调整和控制。通过全网和分区系统优化计算，选择电网PV节点、系统耦合连接点PCC（point of common coupling） 和分布式能源系统枢纽点作为关键节点。考虑到多能交互目前仍以能量转换后便捷成熟的电力为主，因此选择电力系统中1座220 kV变电站作为测试分析点。该变电站1号和2号主变（220/110/35 kV）容量均为180 MVA、220 kV侧接有2×60 MW热电机组 (单回220 kV线接入)、110 kV侧接有1座49.5 MW风电场并向电气化铁路和其他工业负荷供电、35 kV侧所带公用负荷中包含有微型光伏发电。以该220 kV变电站作为多能交互节点很具有代表性，既可作为未来能源互供模式中区域网电压监视点和中枢点，又可看作新能源注入点、分布式能源系统电力枢纽点、多能互补系统的汇流交互点等。因此，结合系统无功电压优化自动控制策略AVC（automatic voltage control），控制好交互节点电能质量这一重要环节，将这些具有支撑作用的关键节点电能质量控制在国标之内，可有效改善区域及其他节点电能质量，并对多能互供和分布式能源系统控制能源质量具有支撑作用。

2.2 电能质量测试

该220 kV变电站35 kV两段母线各配置有容量20 Mvar的固定电容器补偿装置。为了分析正常运行情况下系统的无功功率补偿情况，下面分别对1号和2号主变压器220 kV侧分别采用GDDN-500C数字电能质量在线监测装置进行测试，测试过程中原有电容器继续投运，测试结果如下所示。

2.2.1 1号主变压器220 kV侧

测试期间，1号主变高压侧电压在232.53 kV至228.20 kV间波动，电流最大值为202 A，最小值为25 A。

图1 1号主变220 kV有功功率、无功功率、功率因数趋势图

1号主变220 kV侧向系统吸收无功功率最大为25.74 Mvar，最小为6.18 Mvar，向系统反送的无功功率为0 Mvar，无功变化趋势与有功功率一致，短时周期（10 min） 内，无功约有10 Mvar的波动；功率因数在0.977 9至0.531 8间波动，平均为0.882 1，如图1所示。

图2 1号主变220 kV母线谐波电压总畸变率趋势图

测量得到母线电压总谐波畸变率（95%概率大值）为1.93%，接近国标限值2.0%，如图2所示。

频率最大值50.05 Hz，最小值49.96 Hz，95%概率大值为50.03 Hz，在国标限值50.2 Hz至49.8 Hz之内。长时闪变测量值为0.65，大于国标要求的0.60，如图3所示。

图3 1号主变220 kV母线长时闪变趋势图

电压偏差平均值为7.10，小于国标限值10；三相电压不平衡度95%概率值为0.38%，小于国标限值2%。

2.2.2 2号主变压器220 kV侧

测试期间，2号主变220 kV母线电压在232.2 kV至225.3 kV间波动；进线电流最大值为200 A，最小值为23 A。

2号主变220 kV侧从系统侧吸收的无功功率最大值为25.02 Mvar，最小值为5.73 Mvar，且与有功功率变化趋势一致。短时周期（10 min） 内，无功约有11 Mvar的波动；功率因数在0.981至0.523间波动，平均为0.885，如图4所示。

测量得到母线电压总谐波畸变率 (95%概率大值)为1.39%，小于国标限值2.0%，如图5所示。

频率最大值50.05 Hz，最小值49.96 Hz，95%概率大值为50.03 Hz，在国标限值50.2 Hz至49.8 Hz之内。长时闪变测量值为0.57，小于国标要求的0.60，如图6所示。

图4 2号主变220 kV进线无功功率、有功功率、功率因数趋势图

图5 2号主变220 kV母线谐波电压总畸变率趋势图

图6 2号主变220 kV母线长时闪变趋势图

电压偏差平均值为4.84，小于国标限值10，三相电压不平衡度95%概率值为1.02%，小于国标限值2%。

2.2.3 测试结果分析

由前述测试结果可以看出，主变高压侧进线无功变化范围较大，在短时间内，电压无功波动最大可达21 Mvar。其中，1号主变高压侧进线电压无功缺额最大值为25.74 Mvar，最小值为6.18 Mvar；2号主变高压侧进线电压无功缺额最大值为25.02 Mvar，最小值为5.73 Mvar。

1号主变220 kV侧母线长时闪变不符合国标要求，功率因数小于考核要求值0.92，其他电能质量指标均满足国标要求；2号主变功率因数小于考核要求值0.92，其他指标均满足国标要求。

1号主变压器110 kV侧功率因数偏低，最低达到0.89。110 kV侧3次谐波超标严重，超过国标限值9倍，9次谐波也有超标现象；110 kV侧长时闪变也不满足国标限值。由于110 kV两端母线所带负荷为牵引站，故负荷波动较大。

由上述结论可以得出，系统负荷波动频繁，功率因数均小于考核要求值0.92，3次谐波超标，可见现有容性补偿容量不够，需要采取措施进行治理。

2.3 优化方案及装置选择

2.3.1 理论及仿真计算

由于系统中现有无功补偿装置设计容量不合理，导致1号、2号变压器功率因数远小于目标值0.92，故需要增加额外的无功补偿装置。

a）1号主变达到目标功率因数所需增加无功功率Qx1为

1号主变进线侧安装容量Qx1a为

式中，P1为测试得到有功功率，k1为补偿系数，sinα、cosα为补偿前功率因数角正弦、余弦值，sinβ、cosβ为补偿后功率因数角正弦、余弦值，Uc为电容器额定电压，Un为系统电压。

b）2号主变达到目标功率因数所需增加无功功率Qx2为

2号主变进线侧安装容量Qx2a为

式中，P2为测试得到有功功率，k2为补偿系数。

根据计算结果，为达到变电站电能治理要求，模拟在1号、2号主变35 kV侧分别增加MSVC及滤波装置进行了仿真计算。计算结果表明，主变各次谐波电压及电流均在国家标准范围之内，功率因数达到标准要求值0.92。基于动态无功补偿技术补偿容量方案可行。

2.3.2 装置原理及设备选择

通过对通称SVC系列的TCR、TCT、晶闸管投切电抗器TSR（thyristor switched reactor）、晶闸管投切电容器TSC（thyristor switched capacitor） 以及它们之间或与机械式投切并联电容器MSC(mechanically switched capacitor)、机械式投切并联电抗器MSR(mechanically switched reactor)构成的某种组合体特性分析，MSVC主要是基于MCR来实现无功连续调节，其控制侧电压较低，控制稳定可靠[4]；本工程考虑到运行经验和管理水平、变电站原有电容器补偿装置的利用和现场安装条件等具体情况选用了MSVC系列。图7所示为MCR电路简单原理图。

图7 MCR电路原理图

在MCR的工作铁芯柱上分别对称地绕有两个线圈，其上有抽头，它们之间接有可控硅T1、T2，不同铁芯的上下两个主绕组交叉连接后并联至电源，续流二极管D接在两个线圈的中间。当磁控电抗器主绕组接至电源电压时，在可控硅两端感应出1～2%左右的系统电压。在电源电压正半周触发导通可控硅T1，在电源电压负半周触发导通可控硅T2，在回路中产生直流控制电流。两个可控硅在一个工频周期轮流触发导通，产生直流控制电流，使电抗器工作铁芯饱和，输出电流增加。因此，改变可控硅控制角，可平滑调节电抗器容量。

2.4 工程应用效果及分析

表1 电网谐波电压值

2.4.1 安装运行后测试达标

根据计算结果及MSVC动态无功补偿装置特性分析，对工程方案进行了优化。在35 kV两段母线各加装1台磁控电抗器（容量为20 000 kvar）和一组配套滤波装置，同时，在1号主变35 kV侧安装7 000 kvar电容器，在2号主变35 kV侧安装7 500 kvar电容器，并与原有电容器并联接于出线柜组合成MSVC，实现连续、无极调节无功功率。依据电能质量相关国家标准，对安装MSVC型动态无功补偿装置投入运行后实际测试结果进行分析，1号和2号主变各次谐波电压及电流均在国家标准范围之内，功率因数电压质量达到标准要求，结果如表1、表2和表3所示。

表2 1号主变测试结果

表3 2号主变测试结果

2.4.2 动态补偿控制支撑交互系统

通过选择具有代表性的多能交互节点安装动态无功补偿控制装置，经运行测试结果对改善电能质量效果良好，各项指标达到了国标要求。对多能注入点、汇集点、电压中枢点、监视点、区域和分布式电力枢纽等关键节点控制电能质量，服务多能互补提供了技术参考。

3 结论及建议

基于新型电力电子装置动态补偿控制技术，经优化计算后选择多能交互系统关键节点进行试验示范并对安装动态补偿装置前后电能质量参数的检测分析，验证了在多能交互节点改善电能质量对提升未来多种类能源交互系统能源质量的有效作用。该技术措施对提高系统中枢点电压稳定性、抑制不断增加的多种扰动源影响、改善电能质量提供了多选项技术手段。通过研究分析和试验示范，提出如下结论和建议。

a）针对动态、复杂而增效的多能互供运行模式，基于集中优化、分散控制，采用多能交互节点治理的方式，支撑度高、简便有效。

b）多能交互节点两侧和多端的源—网—荷受天文气象、能源种类、负荷特性、网络结构、扰动和敏感源等多重变化随机性出现的影响，同样具有“双侧随机”特性。针对交互节点的多端随机性波动因素可能不断增加，电能质量控制需要基于系统优化计算确定关键节点。综合背景、数据、保护、自动化等策略智能分析，在AVC系统集中、分区、梯级一体化控制管理基础上，实施多能交互节点AVC—SVG协调运行，减少部分节点装置和管理要素影响，增强目前AVC系统控制策略执行效力，提升动态补偿技术改善关键节点能源质量的综合效应。

c）利用系统对辅助服务和需求响应的激励方式，激发价值共同体区域枢纽点电能质量优化、分布运行单元电能质量自愈控制能力，将有助于提高分布式能源系统鲁棒性。

d）试验示范工程中在1号、2号主变35 kV侧增加MSVC及滤波装置，使得各侧的电能质量指标满足国标要求，极大地改善了变电站的运行工况。

总之，在未来多能交互系统运行中，随着能源质量以质论价相应政策和技术管理措施的逐渐应用，综合AVC系统优化控制策略、利用实时在线监测服务及定向治理的基础数据、采用动态补偿控制技术重点改善关键节点电能质量，是实现共享优质能源质量成果的行之有效的系统技术措施。