0 引言

内蒙古地区风能资源丰富，拥有多个大规模风电基地，风电汇集站大多位于系统末端，输电线路长、充电功率大。风电出力间歇性和随机性造成的区域无功电压问题不仅给调度运行造成困难，也给输变电工程的启动工作带来诸多挑战^[1-5]。

锡林郭勒盟西部电网是典型的风电汇集区域电网，该区域中新建的东苏220 kV输变电工程涉及500 kV输电线路的降压启动环节，由于500 kV线路降压至220 kV运行时其充电功率比220 kV线路充电功率大，因此启动线路时的过电压问题更为突出。本文结合工程实际情况，综合考虑网架结构、风电出力、无功补偿等因素，利用仿真方法对风电汇集电网进行分析，提出相应的控制措施，制定了切实可行的工程启动方案，保证了工程的顺利启动。

1 电网概况及存在的问题

锡林郭勒盟西部电网（汗海—温都尔—锡西—玉龙）为链式网络结构，见图 1。玉龙和温都尔均为风电汇集站，该网络220 kV线路（含风电送出线路）长度合计约500 km。由于线路长、充电功率大，系统结构薄弱且系统站缺乏调压手段（只有玉龙站装有10 Mvar低压电抗器），导致该地区运行电压高、波动大，最高电压高达239 kV。而温都尔、玉龙地区风电场的部分动态无功补偿装置因损坏等原因而无法投运，加剧了该地区无功电压高的问题。

图 1中虚线部分为新建东苏220 kV输变电工程，东苏站本期新建180 MVA主变压器2台，220 kV出线2回（即锡西—东苏Ⅰ、Ⅱ线），每回线路中220 kV线路长33.7 km，导线型号为2×JL/G1A-400/35；500 kV降压运行线路长122 km，导线型号为4×JL/ G1A-400/35。待东苏地区负荷增长后，将在东苏220 kV站附近新建1座500 kV变电站，破口接入东苏至锡西线路，同时线路和锡西站均升压至500 kV运行。

按照内蒙古电网调度要求，220 kV站的220 kV母线电压运行上限为235.4 kV，空充220 kV线路末端电压允许上限为242 kV。东苏220 kV站为末端负荷站，没有电源接入，因此，启动线路时只能从锡西侧进行。锡西至东苏线路长、充电功率大，再加上锡西开闭站没有无功补偿装置，空充线路后，线路首末端电压很可能会越上限，危及设备安全。

2 启动前仿真分析

为了保证工程顺利启动，需充分了解该区域电网的运行特性，掌握其潜在风险。为此，利用BPA软件对该区域电网进行了潮流仿真分析。

2.1 仿真参数

风电汇集电网线路参数见表 1，220 kV变电站参数见表 2，玉龙、温都尔地区风电场参数分别见表 3、表 4。

从表 3和表 4可看出，某些风电场动态无功补偿装置因损坏等原因而无法投运，导致其实际可用无功补偿容量小于设计容量。玉龙地区风电场无功补偿装置的设计容量合计为-34.5~34.5 Mvar，实际可用容量为-20.87~21.90 Mvar，感性容量可用率为60.5%；温都尔地区风电场无功补偿装置的设计容量合计为-106~103 Mvar，实际可用容量只有-29.17~29.17 Mvar，可用率仅27.5%；温都尔、玉龙地区全部风电场无功装置感性容量可用率为35.6%。

2.2 仿真计算

电网电压受潮流影响较大，为此在不同风电出力情况下进行仿真，研究系统电压的变化规律。

2.2.1 风电场全部无功补偿装置退出运行

首先考虑1种极端情况，即全部风电场无功补偿装置退出运行，风机功率因数设置为1.0，各风电场按相同出力仿真结果见图 2。

从图 2看出，温都尔、锡西和玉龙站母线电压与风电出力关系曲线近似为抛物线，其电压值随风电出力的增加而先升后降。由于电网负荷小，公用变电站缺乏调压手段，而风电场不参与系统调压，导致温都尔、锡西和玉龙站电压远远超过正常运行上限（235.4 kV）。汗海站系统容量大，其220 kV母线电压受风电出力影响不大，运行水平正常。

2.2.2 风电场感性无功补偿装置全部投入运行

将风电场可用的感性无功补偿装置全部投入，以恒功率模式运行，再次进行仿真，各节点电压随风电出力的变化情况见图 3。

从图 3看出，风电场投入全部感性无功后，温都尔、锡西和玉龙站母线电压与风电出力的关系依然近似抛物线，但各站电压均大幅下降，其中锡西站电压下降约13 kV。可见，虽然温都尔、玉龙地区风电场无功补偿装置可用率低，但仅存的无功装置依然发挥了巨大作用，为东苏220 kV输变电工程的安全启动提供了条件。

3 启动方案制定 3.1 风电场无功装置运行方式的选择

从上述仿真结果可知，充分利用温都尔、玉龙地区风电场的感性无功容量，最大限度地平衡线路充电功率，可以使区域电压得到控制。风电场动态无功补偿装置控制模式可分为恒电压控制和恒功率控制2种模式，因恒功率控制模式对过电压的抑制能力更强^[6]，推荐采用。

3.2 风电场出力方式的选择

由于温都尔、锡西和玉龙站母线电压与风电出力的关系曲线近似抛物线，所以风电在小出力或大出力时，系统电压不高，有利于工程启动。但是，考虑到风电的不确定性和不可控性，若在风电小出力或大出力时启动，风力突然增强或减弱均会导致电压升高，有可能造成系统电压越限^[7]，因此，为消除风电不确定性的影响，决定在工程启动时将风电场全部停机。

3.3 其他措施

经仿真计算，锡西—玉龙双回线路Ⅰ回停运时，可减少充电功率17 Mvar，锡西电压可降低5 kV左右。因此，为进一步降低系统节点电压越限的风险，在工程启动时，锡西—玉龙双回线路陪停1条。

3.4 工程启动仿真计算

将仿真参数按照3.1—3.3依次进行调整，潮流计算结果见表 5。

由计算结果看出，风电场全部停机并投入感性无功补偿装置后，锡西电压为229.59 kV，锡玉Ⅰ线陪停后，锡西电压变为224.78 kV，降低4.81 kV。从锡西侧空充锡西—东苏Ⅰ线后，锡西电压为235.15 kV，抬升10.37 kV，线路末端电压为238.23 kV，线路充电功率为35.93 Mvar，容升电压为3.08 kV。系统节点均不越限；之后从锡西侧空充锡西—东苏Ⅱ线，锡西电压变为246.49 kV，抬升11 kV，两回线末端电压都变为249.71 kV（均超过242 kV），不满足启动要求。因此，以当前该地区的调压能力，只能空充锡西—东苏单回线路。

3.5 最终启动方案

综上所述，最终启动方案确定为：

（1）玉龙、温都尔地区风电场全部停机，同时将可用的感性无功补偿装置全部投运，动态无功补偿装置控制模式设置为恒功率控制，无功定值设置为感性无功最大值^[8]。

（2）锡西至玉龙双回线路陪停1回。

（3）锡西电压不高于225 kV。

（4）上述条件全部满足后可启动锡西—东苏单回线路。

4 现场启动情况介绍

东苏220 kV输变电工程现场启动前，全部风电场风机停运，锡西—玉龙Ⅰ线陪停。Y3风电场和W4风电场动态无功补偿装置因故无法投运，为减少系统充电功率，将丧失无功补偿能力的风电场送出线路停运。

其他风电场按原方案进行无功补偿，所有动态无功补偿装置投入感性无功后，锡西电压降为223.2 kV，此时启动条件已经具备，开始从锡西侧空充锡西—东苏Ⅰ线。空充后锡西电压变为231.5 kV，抬升8.3 kV，线路末端电压为234.3 kV，充电功率34.6 Mvar，容升电压2.8 kV。

实测数据与仿真计算结果相符，验证了仿真结果的正确性。随后退运Ⅰ线，以相同方式空充Ⅱ线，实测数据与空充Ⅰ线相同；最后依次空充东苏站母线与主变压器，至此启动工作圆满完成。

5 结语

锡林郭勒西部电网处于系统末端，又是大规模风电汇集电网，公用变电站调压手段匮乏，电压偏高且波动剧烈，500 kV线路降压至220 kV运行时其充电功率比220 kV线路充电功率大，给东苏220 kV输变电工程的启动带来困难。本文结合电网实际情况，综合考虑网架结构、风电出力、无功补偿等因素，提出启动控制措施，充分利用区域风电场动态无功补偿装置参与系统调压^[9]，通过仿真验证了该方法的可行性；并以此为基础制定了启动方案，保证了工程的顺利启动。该项目的成功启动揭示了风电场动态无功补偿装置对系统调压的重要作用，该启动方案可为风电汇集区域无功电压的管理提供新思路。