哈爾濱電氣國際工程有限責任公司 關 悅 佳木斯電機股份有限公司哈爾濱技術研發(fā)分公司 宮 洵

當電網(wǎng)電壓合格率較低，電力系統(tǒng)無法滿足現(xiàn)代社會對電能質量的高要求時，無功電源和無功補償設備的合理優(yōu)化控制能為電力系統(tǒng)的安全經(jīng)濟運行提供強大的電壓支撐。目前蒙西電網(wǎng)500kV 變電站電壓調整仍然主要依靠人工調壓與投切電容，且遠方調度端調控時工作量繁重，缺乏實時性。隨著電網(wǎng)對供電質量和可靠性要求的提高，電壓無功自動控制的需求也越來越迫切。如何建立并實施包含新能源的無功電壓控制系統(tǒng)成為提高蒙西電網(wǎng)電壓控制自動化水平和提升新能源利用率的重要內容，對于保證蒙西電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟性等方面都具有重要的現(xiàn)實意義。因德嶺地區(qū)負荷較小，風電大量集中接入，加上風電負荷的不確定性，對電網(wǎng)電壓調整造成了很大影響，500kV 德嶺山變電站電壓波動范圍較大，本文對德嶺山變電站的無功電壓控制進行優(yōu)化分析。

1 變電站與風電場的無功協(xié)調

傳統(tǒng)的無功電壓控制系統(tǒng)中并沒有包含風電場及其所連接變電站間的無功電壓相互影響關系，這將導致在某些情況下無功補償設備反復調整的現(xiàn)象。本文采用一種考慮風電場與接入變電之間耦合關系的無功電壓聯(lián)合協(xié)調控制方法。該方法考慮首先應用變電站中的無功補償設備，在一定情況下輔以風電場中升壓變壓器處的無功補償設備，并將兩者進行綜合控制。優(yōu)化控制中，節(jié)點電壓約束為AVC系統(tǒng)中的中樞點電壓，優(yōu)化控制的目標包括區(qū)域中各節(jié)點的電壓偏差指數(shù)以及風電場內的無功電壓補償儲備裕度指數(shù)。本方法還將針對綜合協(xié)調系統(tǒng)的不同運行狀態(tài)提出不同的無功補償設備動作策略，以提高系統(tǒng)能夠快速反應風電場隨機出力的能力。

1.1 數(shù)學優(yōu)化模型

等式約束條件：主要為系統(tǒng)基本的潮流平衡約束，方程表示如下：

式中，N 為系統(tǒng)節(jié)點數(shù)；M 為系統(tǒng)中總的電源數(shù)量；Pi、Qi為節(jié)點i 的注入有功功率和無功功率；Pik、Qik為i 個電源輸入到系統(tǒng)中的有功和無功；Ui、Uj分別為節(jié)點i 和j 的電壓幅值；δij為其角度差；Gij、Bij為線路的電導和電納。

不等式約束條件：不等式約束條件主要有參與優(yōu)化控制的控制量以及表征系統(tǒng)運行的狀態(tài)量兩種。其中，控制量主要是變電站和風電場中的無功補償設備調節(jié)的上下限約束，即：

式中，Nc為變電站中可投切電容器組的數(shù)量，Ns為風電場中SVG 裝置的數(shù)量；Qci為第i 個電容器組的補償容量，Qcimax、Qcimin分別為其可投切容量的上下限值；Qsi為第i 個SVG 的補償容量，Qsimax、Qsimin為其可調節(jié)的范圍。

無功優(yōu)化數(shù)學模型：采用加權法處理上述的電壓偏差指數(shù)和風電場無功儲備裕度指數(shù)，進而將多目標的優(yōu)化問題簡化為單目標優(yōu)化問題。在運算過程中，將AVC 系統(tǒng)計算得到的中樞點電壓允許運行范圍作為優(yōu)化約束條件，并通過罰函數(shù)系數(shù)的方式將其引入到最優(yōu)目標函數(shù)中。

1.2 控制策略

離散型無功補償設備進行處理：當關口節(jié)點區(qū)域內各節(jié)點的電壓均在允許的安全運行范圍之內時，為減小電壓波動，根據(jù)變電站和風電場無功補償設備的運行特性，此時保持變電站離散型補償設備即電容器組的投切狀態(tài)不變，僅通過調節(jié)風電場的連續(xù)補償設備SVG 快速跟隨電壓變化，以實現(xiàn)電壓的精細調整。當上述兩個條件不能全部滿足時，此時需同時考慮離散型和連續(xù)型兩種補償設備，并對其補償量和補償順序進行合理的優(yōu)化控制，在進行優(yōu)化的過程中需首先對離散量進行連續(xù)化處理。

計算流程：基于上述控制策略，形成的變電站和風電場無功補償設備聯(lián)合優(yōu)化控制策略的計算流程圖如圖1所示。

圖1 變電站和風電場聯(lián)合無功優(yōu)化控制流程圖

1.3 算例分析

本文針對500kV 德嶺山變電站進行聯(lián)合優(yōu)化測試，500kV 德嶺山變電站220kV 側接入京能伊力更風廠，本文將風電場的總容量等效為3臺風電機組，其中1#、2#風電機組的額定容量均為99MW，3#風電機組的額定容量為49.5MW，選擇1#、2#風電機組為風電場側的無功補償控制點，二者均配置有8MVar SVG，系統(tǒng)示意圖如圖2。典型日內24小時的負荷變化曲線及風電場出力變化曲線如圖3所示。AVC 系統(tǒng)中二級電壓控制的關口電壓安全運行范圍為0.995～1.005p.u.。

圖2 算例網(wǎng)架結構示意圖

圖3 典型日負荷及風電機組出力曲線圖

為驗證本文所提方法的有效性，在風電場額定出力的情況下分別對三種模式進行仿真：模式一。采用變電站的電容器組和風電場中的SVG 分別單獨進行無功電壓控制，變電站的電容器組的投切由關口電壓來確定，風電場的SVG 由區(qū)域內其他節(jié)點電壓來確定；模式二。采用本文提出的變電站和風電場聯(lián)合優(yōu)化控制模式，但優(yōu)化指標中不包含風電場無功儲備裕度指數(shù)；模式三。采用包含風電場無功儲備裕度指數(shù)的聯(lián)合優(yōu)化控制模式。圖4為分別采用三種控制模式后節(jié)點電壓水平的對比圖，圖中2號節(jié)點為區(qū)域中德嶺山變電站的500kV 高壓側即關口節(jié)點，6節(jié)點和8號節(jié)點分別為1#風電機組和2#風電機組的并網(wǎng)接入點。

圖4 三種模式下各節(jié)點電壓

模式一的控制方式雖能使1#風電機組和2#風電機組的并網(wǎng)接入點電壓穩(wěn)定在額定電壓附近，但區(qū)域中其他節(jié)點的電壓卻偏離額定電壓較多，大部分處于較低的運行水平；模式二使得各節(jié)點電壓運行水平整體得到提升，但是該模式下風電場中的SVG補償容量較大，而變電站中電容器組補償容量卻沒有得到充分利用；在模式三中，變電站和風電場無功補償設備聯(lián)合控制，各項指標均達到了最佳控制效果，區(qū)域中各節(jié)點電壓都比較接近額定電壓1.0，同時達到了優(yōu)先使用變電站中電容器組進行無功補償、風電場中的SVG 進行輔助補償?shù)哪繕?，這樣就為風電場中的能夠快速連續(xù)動作的SVG 留有更多的動態(tài)響應無功補償裕度。

2 變電站AVC 運行策略

2.1 并聯(lián)電容器現(xiàn)狀及分析

截止2020年底，內蒙古電力公司系統(tǒng)35kV 及以上變電站集合式及大容量并聯(lián)電容器組完好率為99.57%，共損壞并聯(lián)電容器69臺，損壞率0.97%。按照并聯(lián)電容器裝置的缺陷類型分析，并聯(lián)電容器裝置發(fā)熱缺陷約占43.26%；部件損壞約占33.49%；密封類缺陷造成的滲漏油缺陷約占12.09%。從并聯(lián)電容器裝置缺陷發(fā)生的部件部位分析，并聯(lián)電容器裝置的電力電容器是最易發(fā)生缺陷的部件，其本體是最容易發(fā)生缺陷的部位，且主要缺陷是電容器的發(fā)熱和部件損壞的問題。從運行年限分析，運行年限在5年內的并聯(lián)電容器裝置缺陷占缺陷總量的20.93%。為減少此類問題的再次發(fā)生，本文從AVC 控制角度避免諧波對電容器組的影響。

2.2 并聯(lián)電容器投切策略

根據(jù)無功電壓分層分區(qū)控制的構建思路，各省調度中心的AVC 控制系統(tǒng)對其區(qū)域內的500kV 變電站實施直接控制。控制方法主要是自動調整有載調壓變壓器OLTC 的位置以及其他無功補償設備如電容器組的投切。

AVC 系統(tǒng)在對電網(wǎng)電壓進行優(yōu)化控制時，不僅要滿足全網(wǎng)各節(jié)點的無功潮流平衡及電網(wǎng)安全運行的電壓約束條件，還要考慮其控制設備運行性能的約束，確保AVC 系統(tǒng)下達的指令能可靠執(zhí)行。因此需要針對不同的被控設備制定不同的控制策略，一般情況下AVC 對變電站內的電容器組的投切策略如下：

為均衡使用變電站內的各電容器組，保證先投入的電容器組先退出、后投入的后退出，通常采用循環(huán)方式進行投切。首先對被控對象的補償容量和無功電壓靈敏度進行分析，再判斷低壓母線上電容器組的投入平衡度，最后通過單個電容器的每日投入記錄來判斷是否投入該電容器組；為延長電容器組的使用壽命，降低設備運行時的溫度，控制策略對單個電容器組的每日動作次數(shù)和每次動作之間的時間間隔都是有要求的，防止對電容器頻繁操作造成損壞。如，每日的電容器控制次數(shù)設置為7次、每次操作的時間間隔設置為15min 等。

在某些變電站中，為經(jīng)濟有效的抑制三次或三次以上的諧波，需投入不同電抗率的電容器組。電容器的電抗率是指串聯(lián)在電力電容器設備中的電抗器額定感抗與其所連接的電容器額定容抗之比，通常以百分比表示。如電抗率不同的電容器組的投切順序不合理，將會使系統(tǒng)的諧波阻抗呈現(xiàn)容性，進而對諧波進一步放大，造成變電站中設備的損壞。而上述策略中并沒有包含對這些不同電抗率電容器組的投切順序控制，存在一定不足。

在對并聯(lián)電容器的電抗率進行選擇時，應根據(jù)電網(wǎng)運行工況和電容器參數(shù)等因素的不同進行具體分析。當并聯(lián)電容器用于無功補償和抑制諧波時，并聯(lián)電容器設備接入處的諧波含量不同、其電抗率也不同，一般電抗率的選擇范圍應符合下列要求：諧波次數(shù)在5次及以上時電抗率選擇4.5～5.0%；諧波次數(shù)在3次及以上時電抗率為12.0%；也可混合4.5%～5.0%和12%兩種電抗率。當變電站中有兩種電抗率的并聯(lián)電容器設備時，其中電抗率為12%的并聯(lián)電容器應具有先投后切的功能。

在烏海超高壓供電局所管轄的500kV 變電站中就曾發(fā)生過因3次諧波嚴重放大引起的典型事故。該變電站的1#并聯(lián)電容器組投入后，運行約0.5s 時系統(tǒng)發(fā)生故障報警。之后對其停電檢查發(fā)現(xiàn)，電容器組中的4臺電容器單體存在損壞現(xiàn)象，且其中1臺單體內部的焊料連接處發(fā)生高溫溶解斷裂。可明顯看出是由于流過電容器的電流過載引起的。事后通過對變壓器低壓側故障分析，在電容器合閘投入的過程中發(fā)生了明顯的諧波諧振現(xiàn)象。該變壓器低壓側母線上共配置了三組并聯(lián)電容器，其中1#電容器組的電抗率為5%，其余兩組電容器組的電抗率均為12%。因此此次事故主要原因是：電抗率為5%的1#電容器組先行投入，造成了系統(tǒng)中3次諧波的放大，并在電容器中形成了很大的諧波電流，引起了電容器組的過流損壞。

本文提出：為避免因諧波放大導致電容器組的損壞，在AVC 系統(tǒng)對電容器進行投切控制前，需要對系統(tǒng)諧波進行分析并對電容器的電抗率進行判斷?；陔娍孤逝袚?jù)的投切策略如下：對電抗率為12%的電容器組先投后切，而電抗率為4.5%～5.0%電容器組后投先切，從而減少電容器組的損壞率。

3 結語

以電壓波動范圍較大500kV 德嶺山變電站為例，分析了風電場與其接入的變電站之間的無功電壓協(xié)調控制，以電壓偏離指數(shù)和風電場無功儲備裕度指數(shù)為目標對其進行了優(yōu)化控制。另外針對蒙西電網(wǎng)無功補償電容器損壞嚴重的情況，提出了不同電抗率投切順序的策略。AVC 無功電壓控制系統(tǒng)的實施對于逐步改善蒙西電網(wǎng)的無功現(xiàn)狀、提高電壓質量以及提升變電站及全網(wǎng)的自動化水平等方面具有極其重要意義。