500kV变电站电压优化策略

哈尔滨电气国际工程有限责任公司 关 悦 佳木斯电机股份有限公司哈尔滨技术研发分公司 宫 洵

当电网电压合格率较低，电力系统无法满足现代社会对电能质量的高要求时，无功电源和无功补偿设备的合理优化控制能为电力系统的安全经济运行提供强大的电压支撑。目前蒙西电网500kV 变电站电压调整仍然主要依靠人工调压与投切电容，且远方调度端调控时工作量繁重，缺乏实时性。随着电网对供电质量和可靠性要求的提高，电压无功自动控制的需求也越来越迫切。如何建立并实施包含新能源的无功电压控制系统成为提高蒙西电网电压控制自动化水平和提升新能源利用率的重要内容，对于保证蒙西电网运行的稳定性和经济性等方面都具有重要的现实意义。因德岭地区负荷较小，风电大量集中接入，加上风电负荷的不确定性，对电网电压调整造成了很大影响，500kV 德岭山变电站电压波动范围较大，本文对德岭山变电站的无功电压控制进行优化分析。

1 变电站与风电场的无功协调

传统的无功电压控制系统中并没有包含风电场及其所连接变电站间的无功电压相互影响关系，这将导致在某些情况下无功补偿设备反复调整的现象。本文采用一种考虑风电场与接入变电之间耦合关系的无功电压联合协调控制方法。该方法考虑首先应用变电站中的无功补偿设备，在一定情况下辅以风电场中升压变压器处的无功补偿设备，并将两者进行综合控制。优化控制中，节点电压约束为AVC系统中的中枢点电压，优化控制的目标包括区域中各节点的电压偏差指数以及风电场内的无功电压补偿储备裕度指数。本方法还将针对综合协调系统的不同运行状态提出不同的无功补偿设备动作策略，以提高系统能够快速反应风电场随机出力的能力。

1.1 数学优化模型

等式约束条件：主要为系统基本的潮流平衡约束，方程表示如下：

式中，N 为系统节点数；M 为系统中总的电源数量；Pi、Qi为节点i 的注入有功功率和无功功率；Pik、Qik为i 个电源输入到系统中的有功和无功；Ui、Uj分别为节点i 和j 的电压幅值；δij为其角度差；Gij、Bij为线路的电导和电纳。

不等式约束条件：不等式约束条件主要有参与优化控制的控制量以及表征系统运行的状态量两种。其中，控制量主要是变电站和风电场中的无功补偿设备调节的上下限约束，即：

式中，Nc为变电站中可投切电容器组的数量，Ns为风电场中SVG 装置的数量；Qci为第i 个电容器组的补偿容量，Qcimax、Qcimin分别为其可投切容量的上下限值；Qsi为第i 个SVG 的补偿容量，Qsimax、Qsimin为其可调节的范围。

无功优化数学模型：采用加权法处理上述的电压偏差指数和风电场无功储备裕度指数，进而将多目标的优化问题简化为单目标优化问题。在运算过程中，将AVC 系统计算得到的中枢点电压允许运行范围作为优化约束条件，并通过罚函数系数的方式将其引入到最优目标函数中。

1.2 控制策略

离散型无功补偿设备进行处理：当关口节点区域内各节点的电压均在允许的安全运行范围之内时，为减小电压波动，根据变电站和风电场无功补偿设备的运行特性，此时保持变电站离散型补偿设备即电容器组的投切状态不变，仅通过调节风电场的连续补偿设备SVG 快速跟随电压变化，以实现电压的精细调整。当上述两个条件不能全部满足时，此时需同时考虑离散型和连续型两种补偿设备，并对其补偿量和补偿顺序进行合理的优化控制，在进行优化的过程中需首先对离散量进行连续化处理。

计算流程：基于上述控制策略，形成的变电站和风电场无功补偿设备联合优化控制策略的计算流程图如图1所示。

图1 变电站和风电场联合无功优化控制流程图

1.3 算例分析

本文针对500kV 德岭山变电站进行联合优化测试，500kV 德岭山变电站220kV 侧接入京能伊力更风厂，本文将风电场的总容量等效为3台风电机组，其中1#、2#风电机组的额定容量均为99MW，3#风电机组的额定容量为49.5MW，选择1#、2#风电机组为风电场侧的无功补偿控制点，二者均配置有8MVar SVG，系统示意图如图2。典型日内24小时的负荷变化曲线及风电场出力变化曲线如图3所示。AVC 系统中二级电压控制的关口电压安全运行范围为0.995～1.005p.u.。

图2 算例网架结构示意图

图3 典型日负荷及风电机组出力曲线图

为验证本文所提方法的有效性，在风电场额定出力的情况下分别对三种模式进行仿真：模式一。采用变电站的电容器组和风电场中的SVG 分别单独进行无功电压控制，变电站的电容器组的投切由关口电压来确定，风电场的SVG 由区域内其他节点电压来确定；模式二。采用本文提出的变电站和风电场联合优化控制模式，但优化指标中不包含风电场无功储备裕度指数；模式三。采用包含风电场无功储备裕度指数的联合优化控制模式。图4为分别采用三种控制模式后节点电压水平的对比图，图中2号节点为区域中德岭山变电站的500kV 高压侧即关口节点，6节点和8号节点分别为1#风电机组和2#风电机组的并网接入点。

图4 三种模式下各节点电压

模式一的控制方式虽能使1#风电机组和2#风电机组的并网接入点电压稳定在额定电压附近，但区域中其他节点的电压却偏离额定电压较多，大部分处于较低的运行水平；模式二使得各节点电压运行水平整体得到提升，但是该模式下风电场中的SVG补偿容量较大，而变电站中电容器组补偿容量却没有得到充分利用；在模式三中，变电站和风电场无功补偿设备联合控制，各项指标均达到了最佳控制效果，区域中各节点电压都比较接近额定电压1.0，同时达到了优先使用变电站中电容器组进行无功补偿、风电场中的SVG 进行辅助补偿的目标，这样就为风电场中的能够快速连续动作的SVG 留有更多的动态响应无功补偿裕度。

2 变电站AVC 运行策略

2.1 并联电容器现状及分析

截止2020年底，内蒙古电力公司系统35kV 及以上变电站集合式及大容量并联电容器组完好率为99.57%，共损坏并联电容器69台，损坏率0.97%。按照并联电容器装置的缺陷类型分析，并联电容器装置发热缺陷约占43.26%；部件损坏约占33.49%；密封类缺陷造成的渗漏油缺陷约占12.09%。从并联电容器装置缺陷发生的部件部位分析，并联电容器装置的电力电容器是最易发生缺陷的部件，其本体是最容易发生缺陷的部位，且主要缺陷是电容器的发热和部件损坏的问题。从运行年限分析，运行年限在5年内的并联电容器装置缺陷占缺陷总量的20.93%。为减少此类问题的再次发生，本文从AVC 控制角度避免谐波对电容器组的影响。

2.2 并联电容器投切策略

根据无功电压分层分区控制的构建思路，各省调度中心的AVC 控制系统对其区域内的500kV 变电站实施直接控制。控制方法主要是自动调整有载调压变压器OLTC 的位置以及其他无功补偿设备如电容器组的投切。

AVC 系统在对电网电压进行优化控制时，不仅要满足全网各节点的无功潮流平衡及电网安全运行的电压约束条件，还要考虑其控制设备运行性能的约束，确保AVC 系统下达的指令能可靠执行。因此需要针对不同的被控设备制定不同的控制策略，一般情况下AVC 对变电站内的电容器组的投切策略如下：

为均衡使用变电站内的各电容器组，保证先投入的电容器组先退出、后投入的后退出，通常采用循环方式进行投切。首先对被控对象的补偿容量和无功电压灵敏度进行分析，再判断低压母线上电容器组的投入平衡度，最后通过单个电容器的每日投入记录来判断是否投入该电容器组；为延长电容器组的使用寿命，降低设备运行时的温度，控制策略对单个电容器组的每日动作次数和每次动作之间的时间间隔都是有要求的，防止对电容器频繁操作造成损坏。如，每日的电容器控制次数设置为7次、每次操作的时间间隔设置为15min 等。

在某些变电站中，为经济有效的抑制三次或三次以上的谐波，需投入不同电抗率的电容器组。电容器的电抗率是指串联在电力电容器设备中的电抗器额定感抗与其所连接的电容器额定容抗之比，通常以百分比表示。如电抗率不同的电容器组的投切顺序不合理，将会使系统的谐波阻抗呈现容性，进而对谐波进一步放大，造成变电站中设备的损坏。而上述策略中并没有包含对这些不同电抗率电容器组的投切顺序控制，存在一定不足。

在对并联电容器的电抗率进行选择时，应根据电网运行工况和电容器参数等因素的不同进行具体分析。当并联电容器用于无功补偿和抑制谐波时，并联电容器设备接入处的谐波含量不同、其电抗率也不同，一般电抗率的选择范围应符合下列要求：谐波次数在5次及以上时电抗率选择4.5～5.0%；谐波次数在3次及以上时电抗率为12.0%；也可混合4.5%～5.0%和12%两种电抗率。当变电站中有两种电抗率的并联电容器设备时，其中电抗率为12%的并联电容器应具有先投后切的功能。

在乌海超高压供电局所管辖的500kV 变电站中就曾发生过因3次谐波严重放大引起的典型事故。该变电站的1#并联电容器组投入后，运行约0.5s 时系统发生故障报警。之后对其停电检查发现，电容器组中的4台电容器单体存在损坏现象，且其中1台单体内部的焊料连接处发生高温溶解断裂。可明显看出是由于流过电容器的电流过载引起的。事后通过对变压器低压侧故障分析，在电容器合闸投入的过程中发生了明显的谐波谐振现象。该变压器低压侧母线上共配置了三组并联电容器，其中1#电容器组的电抗率为5%，其余两组电容器组的电抗率均为12%。因此此次事故主要原因是：电抗率为5%的1#电容器组先行投入，造成了系统中3次谐波的放大，并在电容器中形成了很大的谐波电流，引起了电容器组的过流损坏。

本文提出：为避免因谐波放大导致电容器组的损坏，在AVC 系统对电容器进行投切控制前，需要对系统谐波进行分析并对电容器的电抗率进行判断。基于电抗率判据的投切策略如下：对电抗率为12%的电容器组先投后切，而电抗率为4.5%～5.0%电容器组后投先切，从而减少电容器组的损坏率。

3 结语

以电压波动范围较大500kV 德岭山变电站为例，分析了风电场与其接入的变电站之间的无功电压协调控制，以电压偏离指数和风电场无功储备裕度指数为目标对其进行了优化控制。另外针对蒙西电网无功补偿电容器损坏严重的情况，提出了不同电抗率投切顺序的策略。AVC 无功电压控制系统的实施对于逐步改善蒙西电网的无功现状、提高电压质量以及提升变电站及全网的自动化水平等方面具有极其重要意义。