黄志刚 多吉次仁 王幼强 措 姆 次旦玉珍

1.国网天津市电力公司调度控制中心 天津 300010

2.国网西藏电力有限公司调度控制中心 西藏 拉萨 850000

1 藏中电网存在的主要问题

西藏中部电网（简称为藏中电网）是由拉萨、那曲、山南、日喀则、林芝五个地区电网联网组成的交流系统。2011年青藏直流投运，藏中电网实现了与西北电网的直流联网。目前存在的主要问题为1）网络结构相对薄弱：藏中电网包含了拉萨、那曲、山南、日喀则、林芝五个地区，但是各个地区间联系薄弱，不少为单线联系，线路长度在200公里以上；2）电力供给和需求在时间上呈现逆向分布：由于环境保护和燃料运输困难，藏中电网以水电作为主要能源供给。夏季水电机组具有较高的发电能力，但是由于这里没有大量的空调负荷，因而负荷需求小；冬季由于干旱，水电机组出力显著下降，但是由于天气寒冷，取暖负荷很大，因此在时间上形成了电力供给与需求的逆向分布。3）电力供给和需求在空间上呈现逆向分布：由于水电厂几乎都建在无人或少人的地区，因此本地需求很少，但是像拉萨这样的城市又处于平原地区（没有很多的水利资源），因此在空间上形成了电力供给与需求的逆向分布。4）小电网大电源现象明显：截至2012年底西藏电网的最高负荷约为520兆瓦（最小负荷仅仅为170兆瓦），其中直流输送的比例达到了35%。而作为枯季重要的能源补充的一台燃油-蒸汽联合发电机组受最小出力限制其出力就达到85兆瓦。大机小网问题十分突出。

综合以上，藏中电网抗事故能力较弱，事故情况下主网频率和电压波动均十分明显，电压稳定成为了电网安全运行和功率输送的重要制约因素之一。

2 藏中电网SVC装置工作原理

目前藏中电网应用的SVC主要有TCR型SVC和TSC型SVC两种。

2.1 TCR型SVC装置工作原理

TCR型的SVC装置主要由滤波/电容支路和TCR支路组成（主接线示意图见图1）。通过改变的晶闸管触发角，可以改变流过TCR回路中主电抗器的电流量，从而改变TCR回路的感性无功功率量，起到了调节感性无功功率的作用。滤波器支路中串联电抗器与电容器串联谐振于特定谐波频率，对特定谐波呈现低阻，实现谐波滤除的功能。同时，对50Hz工频呈现容性，在SVC系统中提供容性无功。一般将整组SVC装置 （含滤波/电容支路和TCR支路）的电压电流特性曲线上总输出为零（既不吸收无功，也不发出无功）的点的电压称为参考电压，该点为SVC的初设运行点。具体根据系统不同运行方式等情况予以确定。整组SVC的动态调节范围可为容性或感性，仅与其容量有关，而与SVC运行点无关，SVC运行点只改变SVC动态调节的起点。

图1 TCR型SVC主接线示意图

2.2 TSC型SVC装置工作原理

单相TSC由电容器、反并联晶闸管阀和阻抗值很小的限流电抗器组成，如图2所示。TSC有两个工作状态，即投入和断开状态。投入状态下，反并联晶闸管导通，电容器起作用，TSC发出容性无功功率；断开状态下，反并联晶闸管阻断，TSC不输出无功功率。当TSC支路投入并达到稳态时，假设母线电压是标准的正弦信号，ua=Umsin（ωt+φ），忽略晶闸管导通压降，则TSC支路电流为

图2 单相TSC的结构及工作波形

则电容器上的电压幅值为

3 藏中电网交流系统SVC配置

2012年底至2013年初藏中电网在乃琼站、夺底站、曲哥站加装了SVC装置。其中乃琼变与夺底变在无功电压方面的配置完全相同，即站内为两台三绕组，YN，yno，d11型主变；额定电压：230±8×1.25%/121/10.5kV（容量150/150/75MVA），短路电压百分比为U12=14%，U13=38%，U23=24%。每台主变10kV低压侧装设3组常规6.0Mvar低压并联电抗器和3组常规6.0Mvar低压并联电容器。同时在站内的两条110kV母线（合环运行）上分别各引出一个额定容量为31.5MVA YN，d11型的SVC专用变 （额定电压121±2×2.5%/10.5kV；短路阻抗为10.5%），下面各接有一组TCR型SVC（TCR支路45Mvar等效电抗，3、5、7次滤波器各等效10Mvar电容）。曲哥站则配置了TSC型SVC，其无功电压方面的配置为两台三绕组，YN，yno，d11型主变； 额定电压：230±8×1.25%/121/10.5kV（容量150/150/75MVA），短路电压百分比为U12=14%，U13=38%，U23=24%。每台主变低压侧（10kV侧）装设3组6.0Mvar常规低压并联电抗器及1组6.0Mvar低压并联电容器，另各配置一套等效容量为15Mvar的TSC型SVC。

4 控制目标与控制策略

由于藏中电网本身交流规模小，因而SVC无功容量占总无功容量的比例极高，这在国内电网是罕见的。同时由于拉萨等负荷中心本身电源支撑明显不足，需要从外部受入大量电力，因此不仅需要SVC进行本站的无功支持，还需要其对全网的电压进行调节。所以本文设定的SVC调节目标为首先保证本站的电压合格的同时优化全网性的无功分布。

在实际运行中遇到的另一个难题是乃琼、夺底、曲哥三个220kV站间的SVC无法进行通信，因此只能进行事先的控制策略设置。而这就要求，在无通信的条件下，各站的SVC要避免出现相反的调节模式和目标，同时还要防止站间无功电压调节的振荡引发的站间无功潮流分布的振荡。

综上，我们形成了SVC并联控站内常规电容器、电抗器的无功电压控制策略：

1）当110kV电压偏高且偏差大于TCR调节死区时，逐级增加TCR出力（以下均指双套 TCR，即当双套TCR解闭锁时，双套 TCR同时调节；当单套TCR解闭锁时，单套TCR调节），直至TCR出力增加至上限值。

2）当110kV电压偏高且偏差大于并联补偿支路动作死区，且TCR已经达出力上限值时，比较10kV两段母线电压，如果I段高于II段，则退出10kVI段母线上的并联电容器支路，采取先投先退原则，反之亦然。当所有并联电容支路都已经退出运行时，比较10kV两段母线电压，如果I段高于II段，投入10kVI段母线上的并联电抗器支路，采取轮流投入的原则。

3）当110kV电压偏低且偏差大于TCR调节死区时，逐级减小TCR出力，直至TCR出力减少至下限值。

4）当110kV电压偏低且偏差大于并联支路动作死区，且TCR已经出力达到下限值时，比较10kV两段母线电压，如果10kVI段小于II段，则退出10kVI段母线上的并联电抗器支路，采取先投先退原则。当所有电抗支路都已经退出运行时，比较10kV两段母线电压，如果 I段小于II段，投入I段母线上的电容支路，采用轮流投入的原则。当所有感性支路全部退出，且所有容性支路全部投入，报警提示站内运行人员进行分接头调节。

5）任意一段10kV电压大于上限值时，首先调节TCR增加出力，当TCR出力至上限时，退出10kV母线电压高的那段母线下的容性支路，电容全部退出后，投入母线电压高的那段母线下的感性支路，电抗器全部投入后，报警提示站内运行人员进行分接头调节。

6）任意一段10kV电压小于下限值时，首先调节TCR减少出力，当TCR出力减小至下限时，退出10kV母线电压低的那段母线下的感性支路，电感全部退出后，投入母线电压低的那段母线下的容性支路，电容器全部投入后，报警提示站内运行人员进行分接头调节。

同时站内设置容抗互锁逻辑：

（1）不允许站内原有10kVI段母线上同时存在并联电容器和并联电抗器，即实现 I段母线上的容抗互锁；

（2）不允许站内原有10kVII段母线上同时存在并联电容器和并联电抗器，即实现 II段母线上的容抗互锁；

（3）不允许站内原有10kVI段、10kVII段母线上同时存在并联电容器和并联电抗器，即实现两段母线上的容抗互锁。

除上述外，考虑设备承受因素后，规定并联电容器、并联电抗器从断开到该设备再次投入时间间隔应不小于20分钟，从投入到该设备再次断开时间间隔应不小于5分钟；两段母线上的并联电容器组需要轮回投切，以避免同一支路频繁投退；当10kV母线电压达到或者超过11.5 kV时，不再增加容性无功。另外如果一台主变检修/故障，该台主变下SVC退出运行。

由于曲哥站配置的是TSC型SVC，为系统必要的的暂态容性无功储备，本次曲哥站四组TSC支路不参与稳态无功电压调节。稳态无功电压调节主要由站内两台主变下的并联补偿支路完成。在暂态故障过程中，故障发生后，曲哥站SVC根据TSC控制目标母线电压，TSC迅速触发导通，投入全部或者部分TSC。在系统恢复的动态过程中，TSC将根据系统电压恢复情况，分组逐步切除，避免造成系统电压过高，同时避免对于此时较弱的系统造成冲击。

5 定值与仿真计算

结合藏中电网负荷变化规律及SVC本身实际，将110kV电压目标值每天划分为5个时段，定值如下表1。

根据以上定值，利用PSD（BPA）及RTDS等计算工具，进行了仿真计算。

例1，采用2012年枯大方式，模拟夺底变主变“N-1”故障（藏中电网及青藏直流的计算模型及数据均通过国家电网公司数据中心认可）。稳定计算结果曲线参见图3、图4。

表1 110kV电压目标定值

图3 夺底变主变“N-1”换流站交流母线频率偏差

图4 夺底变主变“N-1”换流站交流母线电压

例2，以曲哥站220kV母线附近发生三相短路故障为测试算例，故障时序为 0.2s曲哥站近端220kV线路发生三相短路故障，0.32s跳开故障线路两侧交流断路器。试验录波如图5所示。

对该录波图进行测量的结果表明：在曲哥站110kV母线电压跌落至0.6pu后，经 91ms延时4组TSC支路同时收到解锁信号；在曲哥站 110kV母线电压上升至0.8pu大约17ms后，TSC1收到闭锁信号；在曲哥站110kV母线电压上升至0.85pu大约18ms后，TSC2收到闭锁信号；在曲哥站 110kV母线电压上升至0.9 pu大约19ms后，TSC3收到闭锁信号；在曲哥站110kV母线电压上升至0.95pu大约19ms后，TSC4收到闭锁信号。（SVC的解闭锁信号控制逻辑固有不大于20ms的控制延时）测试结果表明，曲哥站SVC控制器的暂态控制逻辑响应正确。

例3，以夺底站220kV母线发生三相短路故障为测试算例，故障时序为 0.2s夺底站近端220kV线路发生三相短路故障，0.32s跳开故障线路两侧交流断路器。试验录波如图6所示。

图6 夺底站220kV母线三相故障TCR支路情况

其中，左上图为夺底站的触发脉冲信号和110kV母线电压，其中曲线1为夺底站110kV母线电压的标幺值，连续的脉冲曲线为夺底站SVC装置的TCR支路触发脉冲；右上图为夺底站的触发脉冲信号和 110kV母线电压，其中曲线1为夺底站110kV母线电压的标幺值，连续的脉冲曲线为夺底站SVC装置的TCR支路触发脉冲；左下图为夺底站TCR支路的无功出力值；右下图为乃琼站TCR支路的无功出力值。测试结果表明，夺底、乃琼站 SVC控制器的暂态控制逻辑响应正确。

6 运行实际效果

自2013年4月乃琼、夺底、曲哥三站联合运行以来，各站的SVC及受控的常规电容器、电抗器等设备均动作次数均在合理范围以内，同时藏中电网220kV电网电压合格率达到100%，110kV电网电压保持在99.9%以上。在改善稳态特性的同时，藏中电网的暂态电压特性也得到了明显改善。从事故期间电网运行情况看SVC对电网运行起到了较好的作用，主要体现在事故中及事故后的电压形态。例如对比2013年4月17日（此时220kV曲哥、夺底、乃琼三站SVC未投运）和2013年4月26日（此时220kV曲哥、夺底、乃琼三站SVC已投运）两次事故后电压及无功状况可以看到其作用明显（对比数据取自藏中电网WAMS系统及相关PMU数据），如图7所示。

图7 SVC投运前后事故下220kV电压情况对比

2013年4月17日，藏中电网110kV夺西线发生BC相间故障，故障瞬间交流系统电压波动引起柴拉直流双极换相失败。220kV电压跌落至额定电压的32%左右，负荷中心110kV电压跌落至额定电压的60%左右，系统电压低于0.9标幺值的持续时间为60ms。

2013年4月26日，藏中电网110kV曲城线发生A相接地故障，故障瞬间交流系统电压波动引起柴拉直流双极换相失败。220kV电压跌落至额定电压的68%左右，负荷中心110kV电压跌落至额定电压的75%左右，系统电压低于0.9标幺值的持续时间为40毫秒。当时220kV曲哥、夺底、乃琼三站SVC处于正常运行方式，故障期间向系统提供最大容性无功15.8Mvar，如图8所示。

图8 SVC投运前后事故下110kV电压情况对比

7 结论及展望

仿真计算结果和电网实际运行结果均表明，本文提出的不基于通信的乃琼、夺底、曲哥三站联合控制方案能够很好的适应藏中电网目前的运行实际，对稳态和暂态电压均起到较好的维护作用。今后随着藏中电网二次和通信系统的建设和完善，以及AVC控制系统的整体建设，曲哥、夺底、乃琼三站SVC控制策略将进一步完善，并发挥出更好的作用。

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