低压用电地区电压联合调整策略研究

刘 进，李 童，李小南，胡远婷,张 睿,穆兴华

(1.国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院，哈尔滨 150030；2.国网黑龙江省电力有限公司，哈尔滨 150090；3.国网黑龙江省电力有限公司哈尔滨供电公司，哈尔滨 150036)

0 引 言

在交流连接电网中，无功电流在任何瞬间都是平衡的，即无功电流的发出量与吸收量在任何瞬间都相等，这就是无功平衡原理。如果没有在系统中对无功电流进行补偿，那么负荷吸收的无功功率将全部由发电机来提供[1]。

无功电流虽然不能传递能量，但是会影响电网的电压，这是由电网中的设备性质决定的[2]。电网中绝大部分发电机为同步发电机。同步发电机在激磁电流不变时输出的无功电流与输出电压成反比，即随着输出电压的减少，输出无功电流增加；反之，随着输出电压的增加，输出无功电流减少。而电网中的主要无功负荷是变压器和异步电动机，这些负荷所吸收的无功电流与电压成正比。因此，如果系统的无功不足，电压就会下降，负荷吸收的无功减少，大电机发出的无功增加，从而保持无功的平衡；反之，如果系统的无功过剩，电压就会升高，负荷吸收的无功增加，发电机发出的无功减少，从而保持无功的平衡。因此，电网可以依靠电压的变化来自动保持无功平衡[3-5]。

针对上述问题，通过策略定位无功补偿设备的容量和位置，提出低压用电地区电网电压无功优化策略，实现补偿度的快速定位和电压优化，使地区电网电压控制策略能够兼顾无功补偿容量和补偿位置的协调。

1 无功补偿方案的建立

线路电感造成线路电压降为无功电压，无功电压与线路电流成正比，二者相位差为90°，串联电容器用于补偿无功电压[6-7]。

在掌握电网无功电源和无功负荷的基础上，做好无功的就地平衡，制定无功补偿方案，做到各级电网的无功就地补偿。安装电容器无功容量和位置的不同，其降损节能的效果也不同。因此，电容器安装前必须经过合理的数学分析与计算，使一定容量的补偿电容器达到最大的降损效果，无功补偿容量及位置最优分布实际上是一个规划优化的问题，可以用非线性规划方法来解决。

电压无功调整的基本原则：分层分区调整与无功就地平衡。在确定无功补偿点时要满足下列要求：

1)约束条件

按照系统电压质量要求，第i个补偿点的电压Ui必须小于其运行电压最大值Umax，大于其运行电压最小值Umin，即

Umin

有功功率P、无功功率Q和视在功率S之间存在下述关系，即

由上述各式可知，在传送一定有功功率的条件下，cosφ越大，所需视在功率越小，设备利用率越高[7]。

2)确立目标函数

无功补偿所追求的目标是总的有功损耗最小，设定网络负荷点电压UL和补偿点补偿容量QCi的函数关系如下式所示：

UL=f(QCi)

即

式中：m=0，1，2，…，n。

各补偿点装设的补偿容量为QC1、QC2、…、QCi、…、QCn时，网络电压达到期望值，是电压无功调整的目标。

2 无功补偿增补策略研究

黑龙江省北部电网是国家电网公司对俄购电的主要输电通道，兴安变、漠河变承担着中俄石油输送管道的重要供电任务，北部电网网架比较薄弱，电压情况对负荷变化较为敏感，因此需要运行人员及时根据电压和负荷情况投切变电站无功补偿电抗器、电容器。黑河换流站、兴安变、多宝山变SVC装置一定程度上缓解了电压波动，但地区无功补偿容量仍然不足，加上黑河换流站直流输送功率频繁变化，无功补偿设备配合投切，致使电压波动幅度大，易出现电压日偏差大于5%额定电压的情况。

2.1 对克山变、北安变、海伦变电压仿真计算

根据年度仿真结果，由于北部电网结构薄弱，为长距离单线环网结构，电网南部克山变、北安变、海伦变负荷较重，近区缺少大电源支撑，存在地区电压偏低的问题，计划对克山变、北安变、海伦变进行无功补偿，改善地区电压情况。

克山变、北安变、海伦变电压与尼尔基水电厂的发电情况密切相关。表1～3是通过仿真计算得出的不同补偿方案下克山变、北安变、海伦变电压情况。表中分别为尼尔基水电厂开0、1、2台机组，克山变、北安变、海伦变二次侧进行多种方案的无功补偿情况下三站的电压。

表1 不同补偿方案下尼尔基0台机组开机各站电压值Table 1 The voltage values of each station at the start of Nierji′s 0 units under different compensation schemes

表2 不同补偿方案下尼尔基1台机组开机各站电压值Table 2 Voltage values of each station at the start of Nierji’s 1 units under different compensation schemes

表3 不同补偿方案下尼尔基2台机组开机各站电压值Table 3 Voltage values at each station of Nierji's 2 units under different compensation schemes

2.2 对克山变、北安变、海伦变进行无功补偿

1)方案一：当尼尔基厂无机组运行时，最低电压高于214.0 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山变、北安变、海伦变增加无功补偿量装置20 Mvar、10 Mvar、10 Mvar， 共计补偿40 Mvar。补偿后克山变、 北安变、海伦变电压分别为214.0 kV、214.7 kV、215.1 kV。

方案一情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图1所示。

图1 方案一克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.1 Scheme 1 Voltage of main transformers of Keshan substation, Bei'an substation and Hailun substation and power flow of surrounding lines

2)方案二：当尼尔基厂无机组运行时，最低电压高于215.1 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山变、北安变、海伦变增加无功补偿量装置20 Mvar、20 Mvar、10 Mvar，共计补偿50 Mvar。补偿后克山变、北安变、海伦变电压分别为215.1 kV、216.0 kV、215.8 kV。

方案二情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图2所示。

图2 方案二克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.2 Scheme 2 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and Hailun substation and power flow of surrounding lines

3)方案三：当尼尔基厂无机组运行时，最低电压高于215.1 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山变、北安变、海伦变增加无功补偿量装置20 Mvar、30 Mvar、10 Mvar，共计补偿60 Mvar。补偿后克山变、北安变、海伦变电压分别为215.1 kV、217.3 kV、216.6 kV。

方案三情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图3所示。

图3 方案三克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.3 Scheme 3 voltage of main transformer of sanjeshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

4)方案四：当尼尔基厂1台机组运行时，最低电压高于214.2 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山变、北安变、海伦变增加无功补偿量装置10 Mvar、0 Mvar、0 Mvar，共计补偿10 Mvar。补偿后克山变、北安变、海伦变电压分别为215.0 kV、214.8 kV、214.2 kV。

方案四情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图4所示。

图4 方案四克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.4 Scheme 4 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

5)方案五：当尼尔基厂1台机组运行时，最低电压高于215.0 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山、北安、海伦增加无功补偿量装置10 Mvar、10 Mvar、0 Mvar，共计补偿20 Mvar。补偿后克山、北安、海伦电压分别为216.0 kV、216.0 kV、215.0 kV。

方案五情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图5所示。

图5 方案五克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.5 Scheme 5 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

方案六：要求当尼尔基厂1台机组运行时，最低电压高于216.6 kV。

此时的补偿方案为，分别在克山、北安、海伦增加无功补偿量装置10 Mvar、10 Mvar、10 Mvar，共计补偿30 Mvar。补偿后克山、北安、海伦电压分别为216.7 kV、216.9 kV、216.6 kV。

方案六情况下，克山变、北安变、海伦变主变电压及拉克线、克北线、海北线、北吴线线路潮流如图6所示。

图6 方案六克山变、北安变、海伦变主变电压及周边线路潮流Fig.6 Scheme 6 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

考虑无功补偿装置的运行经济性、能在合理利用范围且主要用于降低网损，推荐采用方案二，即分别在克山变、北安变、海伦变增加无功补偿量装置20 Mvar、20 Mvar、10 Mvar，共计补偿50 Mvar。

3 结 语

对电压调整落点方案进行安全稳定分析，提出电压联合调整策略。利用优化规划方法，提升地区电网的综合电压稳定性，降低电网运行中产生的损耗，具有良好的经济效益。

结合黑龙江省北部电网低压用电地区电网实际运行情况，对电压无功补偿方案进行论证，快速定位补偿方案落点，为精准确定控制策略提供指导依据。