1 STATCOM简介 1.1 型式与功能

静止同步补偿器（Static Synchronous Compensator，STATCOM）是柔性交流输电系统（FACTS）重要组成部分。STATCOM有两种型式，一种以电流源型逆变器（Current Sourced Converter，CSC）为核心，另一种以电压源型逆变器（Voltage Sourced Con⁃ verter，VSC）为核心，其中VSC更为常见^[1]。VSC及CSC型STATCOM基本结构如图 1所示。

VSC型STATCOM将VSC经变压器并联到电网上，逆变器交流侧输出电压与系统侧电压保持同频、同相，通过调节其输出电压幅值与系统电压幅值关系，迅速吸收或发出所需无功功率，实现快速动态调节无功的目的；当输出电压幅值大于系统电压幅值时输出容性无功，反之则输出感性无功^[2]。

1.2 构成

VSC型STATCOM主要由连接变压器、VSC和直流电压源三部分构成。直流侧的储能电容可为STATCOM提供直流电压支撑。逆变器由多个逆变桥串联或并联组成，可将直流电压变换为交流电压，交流电压的大小、相位、频率则可通过控制逆变器中的可关断器件（GTO、IGBT等）的驱动脉冲进行控制。连接变压器可将逆变器输出的电压变换到系统电压，将STATCOM并联到系统中。连接变压器本身的漏抗可用于限制电流，防止逆变器故障或系统故障时产生过大电流。整个STATCOM相当于一个电压值可控的电压源^[2]。

1.3 U-I特性

因U、I值可快速连续控制，因此STATCOM可以在容性额定值到感性额定值范围内提供连续可调的无功功率，U-I特性显示出STATCOM在暂态过程中还具有短时过载的输出能力。

1.4 运行模式

STATCOM主要有以下三种运行模式：

（1）空载运行模式：STATCOM向系统既不输出感性无功功率也不输出容性无功功率。

（2）容性运行模式：STATCOM向系统输出感性无功功率，此时STATCOM相当于电容。

（3）感性运行模式：STATCOM向系统输出容性无功功率，此时STATCOM相当于电感。

2 STATCOM应用现状

STATCOM同时具备感性与容性补偿容量，可应对电网低电压与过电压问题，比VSC的占地面积更小、响应速度更快，具有广阔的发展前景^[1]。大容量STATCOM适用于缺乏电压支撑的长距离送电中间通道，以及新能源富集、电压波动大的区域，适合于新能源汇集的地区电网使用。目前，STATCOM主要有以下典型应用。

2.1 解决电压暂降、闪变等电能质量问题

此类应用以工业用户为主，其中以炼钢企业等存在大量冲击性负荷的应用占大多数。这类用户原先主要安装SVC，由于STATCOM的反应速度快，其对闪变的治理效果明显好于SVC，这类用户今后会逐渐转为安装STATCOM。

2.2 解决间歇性清洁能源引起的电压波动问题

此类应用包括风电厂、光伏电站等，这些场合原先大多安装了SVC。这类STATCOM的安装容量相对较小，以1~10 Mvar的容量为主。相对SVC来说，STATCOM可以避免因电网条件变化而发生谐振的风险。

2.3 解决或缓解受端电网电压稳定问题

上海电网黄渡分区示范工程、广东电网东莞变电站示范工程均是这类应用。这些地区均处于多直流落点附近，通过STATCOM可加快直流换相失败后的系统恢复。在此类工程中，STATCOM相对于SVC的明显优势是占地面积小，并有一定的过载能力（功率越限时更明显）。这类应用一般要求的容量较大，虽然目前大容量STATCOM的整体经济性等尚不及SVC，但随着元器件价格的逐渐下降，今后STATCOM的性价比将愈发明显，成为大容量动态无功补偿设备的首选。

2.4 提高输电通道的输送能力

国外如日本关西电力公司的犬山变电站STAT⁃ COM工程就是此类应用，国内目前尚无此类应用（四川电网在输电网上安装了多套大容量的SVC，用以解决川西、川南水电的送出能力）。与缓解电压稳定问题类似，这类应用要求的STATCOM容量亦较大。

3 大容量STATCOM接入地区电网的仿真分析

本文以内蒙古某地区为例，仿真分析大容量STATCOM在地区电网的应用效果。

3.1 地区电网结构及存在的风险

内蒙古某地区电网500 kV及220 kV网架结构如图 2所示，该地区电网系统线路型号、长度，站内变压器型号、容量，火电厂装机容量，风电场装机容量等参数采用文献^[3]中数据，地区大负荷为1104 MW，小负荷为773 MW，各站负荷功率因数按0.95考虑。利用PSD-BPA潮流计算程序、PSD-BPA暂态稳定计算程序进行计算。

按照《电力系统电压和无功电力技术导则》^[4]规定，500 kV母线在正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的110%即550 kV，最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节；发电厂和500 kV变电所的220 kV母线在正常运行时，电压允许偏差为系统额定电压的0~10%，即220~242 kV。

正常运行方式下，内蒙古电网500 kV系统各节点电压水平需满足国家电网华北电力调控分中心印发的华北电网电压曲线要求^[5]，但由于所讨论地区的风电装机容量大，风电出力的波动会引发地区电压波动，并存在越限风险^[3]。特别是当地区风电场的SVC/STATCOM投运率不足时，地区各母线电压受故障的影响更大，越限风险增加，系统已有无功补偿装置难以在不同N-1故障下将各母线电压维持在合理范围内^[5]。

3.2 大容量STATCOM接入地区电网仿真分析

针对风电功率波动及风电场SVC/STATCOM投运率不足可能导致地区电网电压越限问题，讨论在风电汇集站装设大容量STATCOM后，地区电网电压的调节能力与灵活性。

3.2.1 风电功率波动影响

讨论该地区风电场SVC/STATCOM投运率为0的极端情况下，HT新能源汇集站所带风电大范围波动时地区电压的变化情况，以及在HT站装设大容量STATCOM的效果。分析基于“小负荷+风电大发+火电大发”方式，HT汇集站上送风电功率为610 MW^[6]，考虑HT站所接风电由610 MW降至0，与风电由610 MW升至1210 MW两种工况，风电功率变化前、后该地区主要变电站的电压情况，如表 1所示。

由表 1可知，HT站所接风电出力下降至0将导致BY、HT、TL三个500 kV站电压升高6 kV左右，其中HT站电压升高幅度最大。在该运行方式下三个500 kV站电压均超过了规定上限（550 kV）^[4]，需要投退地区固定无功补偿装置调整电压；HT站所接风电出力的上升会导致该地区电压降低，其中HT站500 kV母线电压下降30 kV，220 kV母线电压降至0.9（p.u.）以下。以上结果说明，当地区风电场SVC/ STATCOM投运率不足、风电大范围波动时，该地区电压存在越限风险，需要固定无功补偿装置频繁投退调整电压。

电网在“大负荷+风电大发+火电大发”工况下^[3]，针对HT站所接风电波动带来的电压越限问题，若在HT站35 kV母线装设两组容量为±100 Mvar的STATCOM，风电出力大范围波动时各站电压的变化情况见表 2。HT站风电变化后两台STATCOM的无功出力变化情况及HT站母线电压跟随STATCOM无功出力变化情况见图 3—图 6。

对比表 1、表 2数据可知，HT站装设大容量STATCOM后，在风电功率波动范围相同的情况下，地区各站的电压变化幅度显著减小。在HT上送风电下降至0时，HT站500 kV母线电压仅升高3.1 kV，只有未装设时的45%；在HT上送风电功率升至1210 MW时，HT站500 kV母线电压仅降低10.8 kV，仅为未装设时的35%。在HT站装设大容量STATCOM后，该地区在风电功率波动下的低电压、过电压风险得到有效降低，同时，已有固定无功补偿装置的投退次数也可大幅降低，设备使用寿命得以延长^[7-9]。

3.2.2 N-1故障分析

进一步考察电网发生N-1故障后地区电压的变化情况，以及HT站STATCOM的投运效果。考虑HB一线跳闸及HT站1台主变压器跳闸两种故障，HT站未装设STATCOM时该地区主要变电站故障前、后电压变化情况如表 3所示。在两种故障下，BY、HT、TL 3个500 kV站电压均超过了规定限值^[3]，需要投退固定无功补偿装置进行调整。

HT站装设2组容量为±100 Mvar的STATCOM后，在相同故障下，各站电压变化情况如表 4所示。由表 4可见，网侧装设大容量STATCOM后，在HB一线跳闸或HT 1个主变压器跳闸故障下，各站电压均未越限，无需固定无功补偿装置调整。

3.2.3 敏感性分析

敏感性分析旨在对比同等容量STATCOM分别配置在网侧（HT汇集站）与分散配置在风电场侧对地区电压控制的效果，考虑风电功率波动、地区电网N-1故障两种场景，分别计算分析地区电压变化情况^[10-12]。按照常规方法，将HT站±200 Mvar STATCOM按装机容量分配至所接各风电场，如表 5所示。

3.2.3.1 风电功率波动

考虑风电功率从610 MW降至0、从610 MW升至1210 MW两种情况，电压变化如表 6所示，相应的STATCOM无功出力变化如表 7所示。

计算分析可知，同等容量STATCOM分散配置在各风电场后，风电功率降低至0时，BY、HT、TL站500 kV母线电压均越过运行曲线要求，且各站风电波动前后电压差高于STATCOM集中配置于HT站的情况。此外，对比STATCOM配置于网侧与场侧两种场景下的STATCOM实际出力，发现STATCOM集中配置于灰腾梁站时，能够在风电波动时吸收或发出更多无功，有利于地区电网电压调节。

3.2.3.2 N-1故障

考虑HB一线跳闸与HT 1号主变压器跳闸两种N-1故障，地区电压变化情况如表 8所示，相应的STATCOM无功出力情况如表 9所示。

由表 9数据可知，在HB一线跳闸后，若STATCOM集中配置于HT站，所发无功由-92 Mvar调整至-10 Mvar，变化量82 Mvar；若同等容量STATCOM分散配置于HT站所接12个风电场，则各STATCOM所发无功之和由-85.8 Mvar调整至-26.5 Mvar，变化量59.3 Mvar。对比可见，将STATCOM集中配置于HT站对电网故障的响应能力更强，各站电压变化值更小。

由于HT站2台主变压器分列运行，在HT 1号主变压器跳闸后，若STATCOM分散配置于各风电场，则有大量风电场连同其所配STATCOM随HT 1号主变压器脱网，系统动态无功容量减少，电压调节能力减弱，因此各站电压变化值更大，且BY站、HT站、TL站500 kV母线电压均越过运行曲线要求。

综上所述，考虑风电波动与主网N-1故障两类场景，同等容量的STATCOM配置于网侧（HT站）比分散配置于风电场侧，对地区电压的控制效果更优^[13-15]。

4 结论

针对内蒙古某地区电网由于新能源汇集带来的电压越限问题，分析了在风电汇集站配置大容量STATCOM后对地区电压的影响。结果表明，在风电富集、电压波动大的地区电网配置大容量STAT⁃ COM，可有效降低风电出力波动以及电网故障造成的地区电压越限风险，无需固定无功补偿装置进行频繁调整；同时，在网侧配置大容量STATCOM能够弥补风电场侧动态无功补偿装置投运率不足造成的动态无功源不足问题。