徐興偉，岳 涵，呂昌霖

（國(guó)家電網(wǎng)公司東北分部，遼寧 沈陽 110180）

試驗(yàn)與研究

綏中百萬千瓦機(jī)組改接華北側(cè)高嶺近區(qū)無功策略優(yōu)化研究

徐興偉，岳 涵，呂昌霖

（國(guó)家電網(wǎng)公司東北分部，遼寧 沈陽 110180）

綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組改接至華北電網(wǎng)后，高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)無功儲(chǔ)備減少，無功電壓調(diào)控方案可能影響直流向華北的送電功率，亟需開展無功電壓調(diào)控方案的適應(yīng)性和優(yōu)化研究工作。根據(jù)實(shí)際電網(wǎng)，開展了目標(biāo)在于充分發(fā)揮無功設(shè)備運(yùn)行能力的控制方案優(yōu)化研究工作，優(yōu)化方案經(jīng)仿真驗(yàn)證能合理安排高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備，提高無功電壓安全運(yùn)行水平，并能提高部分運(yùn)行方式下東北向華北的直流送電功率。

無功優(yōu)化；控制方案；動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備；仿真；直流

近年來東北電網(wǎng)負(fù)荷增長(zhǎng)較慢，最大供電負(fù)荷不足總裝機(jī)容量的一半，電力嚴(yán)重供大于求。為緩解電力供需壓力，促進(jìn)清潔能源接納，國(guó)家組織開展了將處于東北、華北電網(wǎng)交界處的綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組切改至華北電網(wǎng)工作。

綏中電廠現(xiàn)有2臺(tái)80萬kW和2臺(tái)100萬kW機(jī)組，2臺(tái)100萬kW機(jī)組改接至華北電網(wǎng)后，東北華北間背靠背直流東北側(cè)動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備明顯減少，短路容量也有所降低，綏中電廠機(jī)組跳閘、高嶺換流站周圍線路跳閘都將明顯拉低高嶺換流站東北側(cè)電壓，進(jìn)而影響東北向華北的送電能力，因此亟需開展綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組切改后高嶺近區(qū)無功控制優(yōu)化研究工作，充分利用高嶺近區(qū)無功設(shè)備的運(yùn)行能力。

無功的運(yùn)行優(yōu)化研究工作通常以有功網(wǎng)損最小、電壓水平最好等作為目標(biāo)函數(shù)，在已知系統(tǒng)有功負(fù)荷、電源以及有功潮流分布情況下，通過優(yōu)化計(jì)算來確定系統(tǒng)中各控制變量的取值，以尋找在滿足各約束條件的前提下，使系統(tǒng)的某1個(gè)或多個(gè)性能指標(biāo)達(dá)到最優(yōu)時(shí)的運(yùn)行方式［1－2］。近年來，在無功優(yōu)化研究方面取得了較多成果。文獻(xiàn)［3］提出了一種大規(guī)模電網(wǎng)分層分區(qū)無功優(yōu)化模型及算法，根據(jù)電網(wǎng)解環(huán)運(yùn)行及分層分區(qū)管理的特點(diǎn)，采用節(jié)點(diǎn)分裂法將電網(wǎng)進(jìn)行分層分區(qū)解耦，建立相應(yīng)的分解協(xié)調(diào)模型，并通過分解協(xié)調(diào)內(nèi)點(diǎn)法進(jìn)行求解。文獻(xiàn)［4］提出了一種在系統(tǒng)暫態(tài)過程中考慮暫態(tài)電壓安全的無功備用概念，并給出其對(duì)暫態(tài)電壓安全貢獻(xiàn)的評(píng)價(jià)方法及相應(yīng)的修正系數(shù)，通過軌跡靈敏度方法實(shí)現(xiàn)對(duì)修正后的無功源動(dòng)態(tài)無功備用的計(jì)算，建立提高系統(tǒng)暫態(tài)電壓安全水平的無功備用優(yōu)化模型，利用原對(duì)偶內(nèi)點(diǎn)法進(jìn)行求解。文獻(xiàn)［5－6］根據(jù)1天內(nèi)各負(fù)荷變化的劇烈程度，將24 h劃分成若干時(shí)段，將動(dòng)態(tài)無功優(yōu)化問題簡(jiǎn)化成靜態(tài)無功優(yōu)化模型。文獻(xiàn)［7］也采用了分時(shí)段的控制策略，將24 h的負(fù)荷分成若干負(fù)荷水平段，并用遺傳算法對(duì)各段中采樣的幾個(gè)典型負(fù)荷節(jié)點(diǎn)進(jìn)行求解，得到1天內(nèi)各控制變量的運(yùn)行表，其負(fù)荷分段數(shù)為設(shè)備的最大調(diào)節(jié)次數(shù)。文獻(xiàn)［8］采用啟發(fā)式規(guī)則來確定各控制變量的動(dòng)作序列，并將動(dòng)態(tài)無功優(yōu)化模型簡(jiǎn)化為靜態(tài)無功優(yōu)化模型來求解。無功優(yōu)化算法，通?？煞譃榻?jīng)典優(yōu)化算法和人工智能優(yōu)化算法。經(jīng)典優(yōu)化算法主要包括梯度法、線性規(guī)劃法、牛頓法、內(nèi)點(diǎn)法、二次規(guī)劃法、整數(shù)規(guī)劃法及動(dòng)態(tài)規(guī)劃法等。人工智能優(yōu)化算法中，具代表性的有模擬退火算法、禁忌搜索法、遺傳算法、人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)及粒子群算法等［9－11］。此外，許多學(xué)者還將多種算法相結(jié)合，提出了幾種功能互補(bǔ)的混合優(yōu)化算法。

與常規(guī)無功電壓優(yōu)化研究相比，本文所開展的無功優(yōu)化研究，目的在于充分發(fā)揮高嶺近區(qū)無功設(shè)備對(duì)電壓的支撐能力，以最大限度提高東北向華北的送電能力。為此，本文針對(duì)高嶺近區(qū)實(shí)際電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，首先分析了綏中2臺(tái)100萬kW機(jī)組切改后東北側(cè)無功控制策略的適應(yīng)性，發(fā)現(xiàn)了現(xiàn)行無功控制策略存在的不足，進(jìn)而采用經(jīng)典優(yōu)化算法開展研究，提出了無功優(yōu)化方案。仿真研究表明本文提出的無功優(yōu)化方案，可以進(jìn)一步提高部分運(yùn)行方式下東北向華北的送電能力，具有較強(qiáng)的工程實(shí)用價(jià)值。

1 高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)無功電壓控制現(xiàn)狀

綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組改切前后高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1、圖2所示。

圖1 機(jī)組改切前高嶺近區(qū)電網(wǎng)接線圖

由圖1、圖2可知，綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組改接到華北電網(wǎng)后，高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)在缺少2臺(tái)100萬kW電源情況下，又減少了1回500 kV線路，短路容量明顯減少，電壓支撐能力減弱，并且綏中電廠對(duì)該地區(qū)的動(dòng)態(tài)無功支撐能力明顯降低。為提高東北側(cè)無功支撐能力，在高嶺換流站東北側(cè)新增了2小組濾波器，這樣高嶺換流站內(nèi)東北側(cè)濾波器達(dá)到13組，每組容量126 Mvar。

目前，正常方式下高嶺換流站電壓控制目標(biāo)范圍為515～535 kV，國(guó)調(diào)中心穩(wěn)定規(guī)程要求正常方式下高嶺站東北側(cè)母線運(yùn)行電壓不低于515 kV。為滿足該電壓控制目標(biāo)，在交流母線電壓處于510～550 kV時(shí)，高嶺換流站東北側(cè)采用定無功控制策略，與東北主網(wǎng)交換無功控制目標(biāo)為零，死區(qū)±100 Mvar，超出該死區(qū)才在5 s后投入或切除濾波器組。

綏中電廠機(jī)組切改后，正常方式下綏中電廠機(jī)組跳閘高嶺近區(qū)系統(tǒng)電壓變化情況見表1。可知綏中電廠2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行，1臺(tái)機(jī)組跳閘，高嶺近區(qū)系統(tǒng)電壓滿足運(yùn)行要求，所以2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行方式下直流可以滿功率運(yùn)行；綏中電廠1臺(tái)機(jī)組運(yùn)行，機(jī)組跳閘，直流功率較大時(shí)，電壓低于475 kV，不滿足事故后電壓規(guī)定－0.95 p.u.標(biāo)準(zhǔn)要求，受此條件限制直流最大送電功率約2 900 MW。而在電源嚴(yán)重過剩的東北地區(qū)，具有2臺(tái)機(jī)組的火電廠，最常見的運(yùn)行方式是單機(jī)運(yùn)行，這就意味著東北向華北送電的高嶺背靠背直流將長(zhǎng)期不能滿功率運(yùn)行。

表1 綏中機(jī)組跳閘高嶺換流站東北近區(qū)電壓變化情況

綏中1臺(tái)機(jī)組運(yùn)行，高嶺換流站在不同直流功率下濾波器組投入情況見表2。由表2可知，按現(xiàn)行無功控制策略，直流運(yùn)行3 000 MW、2 900 MW時(shí)，高嶺換流站東北側(cè)濾波器僅投入11組，還有2組備用。高嶺近區(qū)周圍的電壓支撐，需由綏中電廠提供無功實(shí)現(xiàn)，靜態(tài)無功設(shè)備沒有得到充分利用。由于高嶺換流站內(nèi)的靜態(tài)無功設(shè)備投切時(shí)間較長(zhǎng)，在系統(tǒng)故障時(shí)，存在高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備不足問題，進(jìn)而將影響高嶺直流輸電能力。

表2 不同直流功率換流站濾波器投入情況

2 高嶺近區(qū)無功控制策略優(yōu)化研究

針對(duì)目前高嶺近區(qū)無功控制策略存在的不足，本文以正常方式下優(yōu)先調(diào)用靜態(tài)無功設(shè)備、保證正常方式下電壓水平最好、發(fā)生故障時(shí)最低電壓滿足事故后電壓要求等作為目標(biāo)函數(shù)，數(shù)學(xué)模型選取各節(jié)點(diǎn)電壓值、發(fā)電機(jī)有功出力、無功出力、高嶺直流輸送功率作為狀態(tài)變量，滿足系統(tǒng)潮流等式、換流站與系統(tǒng)無功交換條件等約束的同時(shí)，考慮濾波器、周圍低壓電抗器等無功補(bǔ)償裝置的容量、發(fā)電機(jī)發(fā)出的無功容量等不等式的約束。在各運(yùn)行約束條件下，以發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓、電容器組投切組數(shù)、低壓電抗器投切組數(shù)、換流站與系統(tǒng)無功交換約束作為控制變量，來改善高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)電壓及無功分布，從而最大限度發(fā)揮無功電壓支撐能力，進(jìn)而提高東北向華北的背靠背直流輸電能力。

目標(biāo)函數(shù)：優(yōu)先調(diào)用靜態(tài)無功設(shè)備，充分發(fā)揮動(dòng)態(tài)無功源對(duì)節(jié)點(diǎn)暫態(tài)電壓的支撐作用，將系統(tǒng)動(dòng)態(tài)無功備用作為優(yōu)化目標(biāo)，即：

式中：QRTG為總的發(fā)電機(jī)動(dòng)態(tài)無功備用；QRTGj為第j臺(tái)發(fā)電機(jī)動(dòng)態(tài)無功備用；n為發(fā)電機(jī)個(gè)數(shù)。

等式約束：等式約束g（x）即為系統(tǒng)的潮流約束。

式中：U、θ分別為節(jié)點(diǎn)電壓幅值和相角；PG和QG分別為發(fā)電機(jī)有功、無功出力；PL、QL分別為有功、無功負(fù)荷。

不等式約束：不等式h（x）包含狀態(tài)變量和控制變量的上下限約束。式中：PGi為發(fā)電機(jī)有功功率；PDC為高嶺直流功率；Ui為節(jié)點(diǎn)電壓幅值；QGi為發(fā)電機(jī)無功功率；UC為高嶺換流站東北側(cè)與系統(tǒng)無功交換電壓限值；Qdz為高嶺換流站東北側(cè)與系統(tǒng)無功交換的死區(qū)；Qdki為低壓電抗器；Qci為高嶺換流站東北側(cè)交流濾波器。

本文采用經(jīng)典優(yōu)化算法中的牛頓法，求取優(yōu)化控制方案，其中：發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓初值范圍為500～550 kV，高嶺換流站東北側(cè)電容器組初值范圍為7，換流站與系統(tǒng)無功交換初值范圍為0～±300 Mvar，綏中電廠、沙河營(yíng)變電站低電壓電抗器組運(yùn)行初值范圍為0～6。

考慮高嶺直流、綏中電廠多種可能出現(xiàn)的運(yùn)行方式，本文經(jīng)優(yōu)化研究求得新的高嶺近區(qū)無功電壓控制方案，如表3所示。

由表3可知，與現(xiàn)行無功控制方案相比：

a.高嶺換流站近區(qū)低壓電抗器全部退出運(yùn)行，可以最大限度緩解故障時(shí)低電壓?jiǎn)栴}，同時(shí)沒有對(duì)系統(tǒng)正常運(yùn)行電壓產(chǎn)生明顯影響；

表3 原無功控制方案與優(yōu)化后無功電壓控制方案的主要差異

b.高嶺換流站與系統(tǒng)無功交換約束提高了200 Mvar，可以保證正常方式下靜態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備全部投入，在維持高嶺換流站內(nèi)無功平衡的同時(shí)，向系統(tǒng)提供最大限度無功支撐，從而為綏中電廠預(yù)留更多的動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備空間；

c.高嶺換流站與系統(tǒng)無功交換下限提升了5 kV，可以通過高嶺換流站靜態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備支撐系統(tǒng)正常運(yùn)行電壓，滿足國(guó)調(diào)規(guī)程規(guī)定。

3 高嶺近區(qū)無功控制策略優(yōu)化方案效果研究

采用仿真研究方法，研究了正常方式下綏中電廠2臺(tái)機(jī)組、1臺(tái)機(jī)組、無機(jī)組運(yùn)行以及高嶺換流站東北側(cè)近區(qū)500 kV線路檢修等運(yùn)行方式下，正常運(yùn)行工況與典型故障工況時(shí)的動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備、電壓變化等情況。篇幅所限，以下僅將正常方式及2個(gè)典型故障工況的研究結(jié)果通過表4～表6展示。

由表4～表6可知，經(jīng)過優(yōu)化后的無功電壓調(diào)控方案，除可以滿足電網(wǎng)正常運(yùn)行要求外，可以提高動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備79～129 Mvar，可以提高高嶺換流站母線電壓3～6 kV。更重要的是，本文提出的無功電壓調(diào)控方案，可以在正常方式下綏中電廠1臺(tái)機(jī)組運(yùn)行時(shí)，提高高嶺直流向華北電網(wǎng)送電功率約100 MW，高嶺直流輸送功率可以不受電壓運(yùn)行條件限制，效益顯著。

此外，對(duì)高嶺直流換流站附近線路檢修方式的研究表明，本文提出的無功電壓調(diào)控方案既可以滿足電網(wǎng)運(yùn)行要求，又可以提高動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備102～156 Mvar，提高高嶺換流站母線電壓5～9 kV，進(jìn)而減少檢修方式對(duì)高嶺直流向華北送電功率的影響，最大限度發(fā)揮跨區(qū)輸電能力，效益顯著。

表4 正常運(yùn)行工況不同無功控制方案運(yùn)行效果仿真分析

表5 綏中電廠1臺(tái)機(jī)組跳閘不同無功控制方案運(yùn)行效果仿真分析（典型故障工況1）

4 結(jié)論

a.綏中電廠2臺(tái)100萬kW機(jī)組切改到華北電網(wǎng)后，高嶺換流站東北近區(qū)無功電壓控制方案會(huì)影響東北向華北的送電能力。

b.經(jīng)優(yōu)化后得到的高嶺近區(qū)無功電壓調(diào)控方案，主要在低壓電抗器使用、高嶺換流站內(nèi)靜態(tài)無功設(shè)備使用等方面更為合理，可為該地區(qū)預(yù)留更多的動(dòng)態(tài)無功儲(chǔ)備。

c.仿真研究表明，實(shí)施優(yōu)化后的高嶺近區(qū)無功電壓調(diào)控方案，可以在確保電壓安全的前提下，提升部分運(yùn)行方式下東北向華北的送電能力，效益顯著。

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Optimization Strategy Study on Reactive Power Control of 1 000 MW Units at Suizhong Rerouted to the Northeastern Side

XU Xing?wei，YUE Han，Lü Chang?lin

（Northeast Branch of State Grid Corporation of China，Shenyang，Liaoning 110180，China）

After Suizhong two 1 000 MW units rerouted to North China power grid，reactive power reserve is reduced greatly in Gao?ling area.Reactive voltage control scheme would impact on HVDC transmission to North China power grid.It is urgent to study the a?daptability and optimization of reactive voltage control scheme.The study is based on actual power grid and it aims at fully developing operation capability of reactive devices.The optimization strategy is verified by simulation system.It is proved that the optimization strategy can arrange dynamic reactive power reserve reasonably at Northeast power grid side of Gaoling converter station，as well as im?prove the operation safety level of reactive voltage.It is also shown that under the partial operation mode，the optimization strategy can increase the HVDC transmission from Northeast China to North China power grid.

Reactive optimization；Control scheme；Dynamic reactive reserve；Simulation；HVDC

TM76

A

1004－7913（2015）12－0008－05

徐興偉（1971—），男，博士，高級(jí)工程師，從事電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行及關(guān)鍵技術(shù)研究等工作。

2015－10－08）