2. 内蒙古电力(集团)有限责任公司培训中心, 呼和浩特 010010;
3. 内蒙古电力科学研究院, 呼和浩特 010020
2. Inner Mongolia electric power(Group) Co., Ltd., Training Center, Hohhot 010010, China;
3. Inner Mongolia Power Research Institute, Hohhot 010020, China
内蒙古地区风能资源丰富，超过百万千瓦的风电汇集区不少于10个，且大多位于电网末端，经500 kV线路与主网相连[1]。当机组大出力时线路潮流加重，消耗大量无功功率，致使地区电网电压大幅下降，易引发地区电网电压偏低，甚至越下限，直接影响新能源的送出和消纳[2-5]。根据GB/T 19963—2012 《风电场接入电力系统技术规定》 [6]，接入电网的风电场，其动态无功补偿设备完全可以补偿光伏电站及并网线路对电网无功、电压的影响。目前，大部分风电场的AVC系统仅通过控制站内动态无功补偿装置进行无功补偿和电压调节，而未虑机组自身无功输出能力。如果这部分无功容量能够被充分挖掘和利用，不仅能够降低发电企业动态无功补偿装置的运行成本，也为地区电网提供更多的无功储备和支撑，增强地区电网特别是电网末端新能源汇集区的电压调节能力[6-7]。
本文以内蒙古某风电汇集区为研究对象，分析地区电网无功电压特性，并提出地区电压长期越下限问题的解决方案。
1 工程概况内蒙古电网某风电汇集区网架结构如图 1所示。该地区220 kV变电站3座，500 kV变电站1座；风电场23座，总装机容量为2500 MW，均通过220 kV架空线路直接或经220 kV变电站间接接入500 kV BL变电站，然后通过双回500 kV输电线路与主网相连。该风电汇集区风电场及变电站负荷、无功补偿设备配置情况见表 1。
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图 1 内蒙古电网某风电汇集区网架结构示意图
图中： —500 kV变电站； —220 kV变电站； —风电场。
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| 表 1 内蒙古电网某风电汇集区场站参数 |
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根据DL/T 1773—2017 《电力系统电压和无功电力技术导则》 [8]，正常运行方式下，500 kV母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，即550 kV，最低运行电压不应影响电力系统的同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。同时根据华北网调下达的高峰负荷下500 kV厂站电压曲线，500 kV BL变电站母线运行电压为512~ 525 kV；220 kV变电站母线正常运行电压允许偏差为系统额定电压的0~10%；通过220 kV电压等级接入公共电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标称电压的0~10%，即0~22 kV。
该风电汇集区位于重负荷工业区，接入周边较多高耗能用户，负荷较大，当新能源大出力时，潮流加重，线路、主变压器等消耗大量无功，致使地区电网运行电压长期偏低，存在跌破电压下限的风险。对该地区电网电压特性进行仿真分析，选取220 kV变电站、风电场中的最低电压作为考核对象（在风电不同出力条件下，风电场16相对其余22个风电场电压最低，WH变电站相对其余两个220 kV变电站电压最低），考虑地区重负荷，风电机组无功调节不投入，风电场和变电站无功补偿设备不投入情况下，不断增加风电场出力，风电场16和220 kV WH变电站系统电压随风电场出力增加的变化曲线如图 2、图 3所示。
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图 2 220 kV系统电压随风电场有功功率变化曲线
图中： —风电场； —变电站。
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| 图 3 500 kV系统电压随风电场有功功率变化曲线 |
由图 2、图 3可知，在不考虑地区无功补偿设备的情况下，随着风电场出力的增加，地区电网电压迅速下降。当风电场出力达50%时，500 kV系统电压跌破下限512 kV，220 kV系统电压濒临跌破下限，地区新能源送出严重受限。
3 地区电网低电压解决方案 3.1 地区电网无功电压特性分析为制订风电汇集区低电压问题解决方案，基于变电站低压侧集中补偿、风电场无功设备补偿、风电机组输出无功3种方案对该地区的电压调节特性进行分析。
3.1.1 变电站无功补偿由表 1可知，该风电汇集地区500 kV BL变电站配置4组60 Mvar低压电容器，220 kV变电站共配置60 Mvar低压电容器。在地区电网电压偏低工况下，考虑地区风电机组出力60%，分析变电站无功补偿的电压调节特性，无功补偿方案见表 2。
| 表 2 变电站无功补偿方案 |
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仿真结果见图 4、图 5。由仿真结果可知，变电站投入无功补偿设备后，地区电网电压上升，其中500 kV系统电压平均变化率为0.050 kV/Mvar；220 kV变电站电压平均变化率为0.035 kV/Mvar；220 kV风电场电压平均变化率为0.036 kV/Mvar。
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图 4 地区电网220 kV系统电压变化曲线（变电站无功补偿）
图中：—风电场；—变电站。
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| 图 5 地区电网500 kV系统电压变化曲线（变电站无功补偿） |
该风电汇集区风电场均配置动态无功补偿设备，且容量约为风电场总容量的20%，在容性和感性区间动态可调。在地区变电站无功补偿设备不投入工况下，考虑地区风电机组出力60%，分析风电场动态无功补偿设备的电压调节特性。仿真结果见图 6、图 7。
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图 6 地区电网220 kV系统电压变化曲线（风电场动态无功补偿）
图中：—风电场；—变电站。
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| 图 7 地区电网500 kV系统电压变化曲线（风电场动态无功补偿） |
由仿真结果可知，随着风电场动态无功补偿容量的增加，各电压等级系统电压均上升，其中500 kV系统电压平均变化率为0.043 kV/Mvar；220 kV变电站电压平均变化率为0.032 kV/Mvar；220 kV风电场电压平均变化率为0.031 kV/Mvar。
3.1.3 风电机组无功输出由表 1可知，该地区风电机组无功输出容量约为风电场总容量的30%，在容性和感性区间动态可调。在地区变电站无功补偿设备不投入、风电场动态无功补偿设备不投入工况下，考虑地区风电机组出力60%，分析风电机组无功输出的电压调节特性。仿真结果见图 8、图 9。
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图 8 地区电网220 kV系统电压变化曲线（风电机组无功补偿）
图中：—风电场；—变电站。
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| 图 9 地区电网500 kV系统电压变化曲线（风电机组无功补偿） |
由仿真结果可知，随着风电机组输出无功功率的增加，各电压等级系统电压均上升，其中500 kV系统电压平均变化率为0.053 kV/Mvar；220 kV变电站电压平均变化率为0.038 kV/Mvar，220 kV风电场电压平均变化率为0.041 kV/Mvar。
综上分析可知，变电站低压侧集中补偿、风电场无功补偿设备补偿、风电机组输出无功3种方案均可提升该地区电网电压。对比3种方案的容性无功容量，变电站容性无功容量为300 Mvar，风电场动态无功补偿设备容量为520 Mvar，风电机组无功容量为750 Mvar，风电机组可以释放大量无功，且采用风电机组输出无功的方法，无功电压变化率最大，对该地区的电压调节作用最为显著。
3.2 解决方案为解决该地区重潮流工况下低电压问题，考虑地区风电场满发，分析不同解决方案无功电压调节效果。由于地区风电容量大，满发时若不进行无功补偿，则地区电网电压无法维持，因此将变电站集中补偿作为参照方案。根据地区无功电压调节特性，计算变电站集中补偿、动态无功补偿设备补偿、风电机组输出无功及其组合方案下该地区电网电压调节能力（见表 3），为该地区低电压问题解决提供理论支撑。
| 表 3 不同无功补偿方案下地区电网电压超标情况 |
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仿真结果见图 10、图 11。分析可知，该风电汇集区投入变电站或风电场无功补偿设备进行电压调节时，均不能满足系统调压要求；采用变电站集中补偿+风电场无功补偿设备进行电压调节时，220 kV系统和500 kV系统电压均满足要求，但500 kV系统电压裕度较小；采用风电机组输出无功调节时，220 kV和500 kV系统电压均可以满足电压曲线要求，且裕度较大。因此，对于该地区长期存在的低电压问题，理论上可以通过释放风电机组无功容量进行无功电压调节，进而满足地区电压要求。
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图 10 不同无功补偿方案下地区电网220 kV系统电压
图中：—风电场；—变电站。
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| 图 11 不同无功补偿方案下地区电网500 kV系统电压 |
在实际调用新能源机组（主要包含双馈风电机组、直驱风电机组和光伏逆变器）无功功率之前，需要对站内机组进行有功/无功功率调节能力测试，特别是包含不同类型机组的场站，不同机组无功调节能力不同，接受AVC指令响应能力不同，需要进行场站无功控制能力优化和改造，进一步提升新能源场站参与地区电网无功电压调节效率。
4 结语基于不同无功补偿方案对内蒙古某风电汇集区地区电网无功电压特性进行分析，得出了采用风电机组输出无功的方法，系统无功电压变化率最大，对该地区电压调节最显著的结论。在此基础上，给出了变电站集中补偿与风电场动态无功补偿相结合的解决方案，能够确保该地区有较大的无功电压安全裕度。本文提出的地区低电压问题解决方案可供新能源汇集区处理同类技术问题时借鉴。
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