0 引言

内蒙古电网规划的风电场主要位于阿拉善、鄂尔多斯、巴彦淖尔、包头、乌兰察布以及锡林郭勒等地区，各风电场的接入点基本位于电网末端，地区电网结构薄弱，部分地区220 kV网络为辐射状网络，且距离负荷中心较远。风力发电具有间歇性和难以调度的特性，大规模风电场接入电网将对电网的安全稳定运行及电能质量产生不利的影响。随着更多、规模更大的风电场投入运行，风电并网的技术问题也会越来越突出，尤其是风电的大规模集中接入，造成接入点电网电压调节困难。

本文以内蒙古电网规划的百万千瓦级风电场之一——德岭山风电汇集区域为例，分析了风电机组、风电场无功设备与电网接入点的无功能力之间相互制约的关系以及对电网电压的影响，研究了风电汇集区域无功补偿优化配置方案。根据德岭山风电汇集区域电网现状及远景规划，重点研究风电汇集区域不同运行方式下感性及容性无功补偿配置计算与校核，对风电汇集区域电网电压结果进行综合分析，提出感性及容性无功补偿方案。该研究成果对促进风电场有序健康发展、改善内蒙古地区能源结构具有积极意义。

2015年，巴彦淖尔电网德岭山风电汇集区域内有德岭山、河套2座500 kV变电站，变电站主变压器容量均为2×750 MVA。德岭山变电站每组主变压器下规划3台低压电容器和2台低压电抗器（简称3容2抗）。2座变电站的变压器参数及无功配置如表 1所示。

表 1

表 1 德岭山、河套500 kV变电站变压器参数及无功配置

表 1 德岭山、河套500 kV变电站变压器参数及无功配置

1.2 500 kV线路及开闭站送出线路参数

2015年，德岭山风电汇集区域共有500 kV线路2回，分别为德河一线、坤德一线，2条线路参数及高压并联电抗器（以下简称高抗）配置见表 2所示。

巴彦淖尔电网有乌拉特中旗（以下简称乌中）及乌拉特后旗2座开闭站，乌中开闭站升压后至德岭山双回500 kV线路未配置线路高抗，2座开闭站至500 kV德岭山及河套变电站的输电线路参数见表 2所示。

表 2

表 2 德岭山风电汇集区域500 kV线路长度及高抗配置

表 2 德岭山风电汇集区域500 kV线路长度及高抗配置

1.3 装机容量及电网远景规划

1.3.1 巴彦淖尔地区风电场、火电机组装机容量

截至2015 年乌中地区风电装机容量为1545 MW，德岭山地区（不包括乌中地区）风电装机容量为1336.4 MW，河套地区乌力吉开闭站附近风电装机容量为294.5 MW，获各琦变电站附近风电装机容量为495.85 MW。

截至2015 年，巴彦淖尔电网有火力发电厂3座，其中乌拉山电厂和临河热电厂各有2台300 MW机组，紫金热电厂有2台50 MW机组。

乌中地区百万千瓦级风电基地规划容量为2100 MW，后续将陆续建成包括现有装机在内的共计10个项目。为了满足乌中地区风电基地其他风电场的接入需求，提高乌中地区电网送电能力，将乌中开闭站远期规划为500 kV 变电站（见图 1 所示），通过双回线路接入德岭山500 kV变电站，开闭站可根据地区风电场建设规模的不断扩大适时升压。乌中500 kV变电站每组主变压器下远期规划2容2抗。

图 1

图 1 乌中开闭站升压后巴彦淖尔电网地理接线图

对2015年4月德岭山、河套、春坤山3个500 kV变电站的运行数据进行统计分析，可得500 kV母线运行电压值及控制范围，见表 3所示。由表 3可以看出，3个变电站在低谷时段500 kV母线运行电压最高值均超过华北电网对母线电压控制曲线的要求^[1]。

表 3

表 3 德岭山、河套、春坤山500 kV变电站母线运行电压值及控制曲线要求 kV

表 3 德岭山、河套、春坤山500 kV变电站母线运行电压值及控制曲线要求

1.5 计算条件

（1） 计算水平年：2015年冬季。

（2） 大负荷方式：内蒙古电网发电负荷29 000 MW，用电负荷22 562 MW；巴彦淖尔地区负荷2015 MW。

（3） 小负荷方式：内蒙古电网发电负荷21 010 MW，用电负荷16 681 MW；巴彦淖尔地区负荷1120 MW。

（4） 负荷功率因数：正常方式下功率因数设为0.9，小负荷方式下分别考虑1和0.9（校验方式）^[2]。

（5） 火电机组无功出力范围：最低值设为0，容性最大出力设为发电机额定有功功率的60%。为了保证电网运行的稳定性，本计算不考虑火电机组进相运行。

（6） 风电场无功能力：

已做过无功补偿容置专题研究（具备发无功能力）的风机功率因数按0.98计，已投运的风电场容性、感性无功补偿容量以实际配置为准，未投运风电场容性、感性无功补偿容量以专题研究结论为准；未做过无功补偿容置专题研究的异步风机功率因数按-0.98（吸收容性无功）计，容性、感性无功补偿容量以实际配置为准；双馈、直驱风机功率因数设为1，容性、感性无功补偿容量则以实际配置为准^{[3, 4]}；风电场无功补偿设备出力、风机本身的无功出力采用电压控制模式（BG节点）^{[3, 4]}。

（1） 研究区域与外部500 kV、220 kV联络线潮流有功交换尽量小；

（2） 火电机组全开，不满发；

（3） 内蒙古电网和巴彦淖尔电网均采用小负荷方式，巴彦淖尔地区功率因数分别考虑0.9和1；

（4） 进行无功补偿后德岭山区域电压尽量调至接近低谷曲线的下限值。

乌中开闭站升压前，内蒙古电网采用小负荷方式，功率因数约为0.9，风电参与调压，巴彦淖尔地区风机分别考虑0出力和30%出力2种开机模式。通过对比计算结果可以得出以下结论：

（1） 采用相同的无功补偿方案，风机0出力时比风机30%出力时电网电压更高。

（2） 感性无功补偿容量相同情况下，高压母线高抗对电网500 kV等级电压的抑制能力比低抗强。

在风机0出力情况下，校验巴彦淖尔地区负荷功率因数为1时风电场参与调压和巴彦淖尔地区负荷功率因数为0.9风电场不参与调压2种极端方式下的电网电压情况。通过对比计算结果，可以得出以下结论：

（1） 相同的电网运行状态下，负荷功率因数越大，电压越高；巴彦淖尔地区负荷功率因数较高，也是导致该地区电压较高的1个因素。

（2） 风机0出力时，如果风电场不参与调压，会造成电网运行电压偏高。

乌中开闭站升压后，在乌中开闭站或德岭山变电站加装母线高抗，均能够起到抑制500 kV母线电压的作用。母线高抗加装在德岭山变电站对降低德岭山地区电压更有利，但乌中开闭站是建设中的新站，施工相对容易。

方案1：德岭山变电站增加2台60 Mvar低抗，乌中开闭站升压后配置4台60 Mvar低抗。

方案2：德岭山变电站增加4台60 Mvar低抗，乌中开闭站升压后配置4台60 Mvar低抗。

方案3：德岭山变电站增加2台60 Mvar低抗，500 kV母线加装120 Mvar母线高抗，乌中开闭站升压后配置4台60 Mvar低抗。

方案4：德岭山变电站增加2台60 Mvar低抗，乌中开闭站升压后配置4台60 Mvar低抗，且500 kV母线加装120 Mvar母线高抗。

4个方案中，方案2需突破设计规模，原规划每台主变压器配置3容2抗，现2台主变压器共配置2抗，仅余2个电抗器位置，而容性无功补偿设备位置也刚刚能满足需要（容性计算结果需要6容）。方案3需要对德岭山变电站现有母线进行改造，施工相对困难。方案1在极端方式下能够将电网电压调至525 kV左右，但仅能保证电压合格，逆调压能力不足。方案4在极端方式下也有一定的逆调压能力。

分别对4种方案在河套—德岭山—春坤山二回线路投运后进行校验。从计算结果可以看出，部分计算方式中德岭山变电站电压高于525 kV，电网电压不能满足母线电压控制曲线的要求；将乌中地区的风电场出口控制电压由230 kV调整为223 kV后，电网电压均能够满足要求。

（1） 主变压器上送有功功率最大值参照调度运行控制极限，考虑加装安全自动装置后的情况；

（2） 内蒙古电网500 kV断面潮流调至极限值，研究区域与外部220 kV联络线潮流调至极限值；

（3） 设为开机的火电机组尽量满发；

（4） 内蒙古电网和巴彦淖尔电网均为大负荷方式，巴彦淖尔地区负荷功率因数为0.9；

（5） 无功补偿后德岭山风电汇集区域电压尽量调至接近高峰曲线的上限值。

以德岭山变电站安全自动装置投运前为例，接入德岭山变电站和河套变电站的风电开机尽量满发时按照主变压器上送有功功率不超过700 MW控制。在内蒙古电网大负荷方式下，分别计算如下方式，各方式对应的具体开机安排见表 4所示。

表 4

表 4 巴彦淖尔地区火电及风电出力安排

表 4 巴彦淖尔地区火电及风电出力安排

（1） 风机大发，火电机组小发；

（2） 风机大发，火电机组大发；

（3） 风机50%发，火电机组小发；

（4） 风机30%发，火电机组小发；

（5） 风机0发，火电机组1发。

（1） 相同的运行条件下，风电场出力大小影响电网电压，出力大时电网电压低；（2） 相同的运行条件下，火电机组开机数量影响电网电压，开机数量少时电网电压低。

德岭山变电站的安全自动装置投运后，主变压器上送有功功率控制极限将由700 MW 提高至1300 MW。对安全自动装置投运后该地区的容性无功补偿能力进行校核，接入德岭山变电站的风机尽量满发时按照主变压器上送有功功率不超过1300 MW控制，接入河套变电站的风机尽量满发时按照主变压器上送有功功率不超过700 MW控制。在内蒙古电网大负荷方式下，各计算方式对应的开机安排见表 5所示。

表 5

表 5 巴彦淖尔地区火电及风电出力安排

表 5 巴彦淖尔地区火电及风电出力安排

3.3.2 计算结果分析

（1） 相同的运行条件下，接入乌中开闭站及德岭山变电站的风电对德岭山变电站500 kV母线电压影响较大。以下计算可以不再考虑乌中地区风机小发及乌中地区风机大发时的“河套地区优先”等方式。

（2） 德岭山变电站加装安全自动装置后送出风电量增加，需要的无功补偿容量更大。以下计算可以仅考虑加装安全自动装置后的情况。

后容性无功补偿容量计算在河套—德岭山—春坤山二回500 kV线路工程投运后，吉祥—前锋双回线路转备用，沙德格母线分裂运行，巴彦淖尔同包头电网解环。将因受坤德+祥前双断面、坤德+响布断面限制的多种方式重新调整^{[5, 6]}，降低大乌海地区出力和乌拉山电厂出力，以增加德岭山地区的风电送出量，德岭山变电站500 kV母线电压最大降低约13 kV。由此可以推断，随着电网结构的变化，在该地区风电送出量将大幅提高的同时，对电网电压也会造成很大的影响，需要在风电汇集区域增加更多的无功补偿设备。

以上计算均不考虑风电场风机发无功能力。

本节对电网电压较低的8种计算方式进行考虑风机发无功后的电压计算，风机按高压侧母线恒电压230.0 kV控制发无功，德岭山变电站500 kV母线电压升高6~7 kV。但仍有3种计算方式下德岭山变电站电压低于515 kV，不能满足要求；将风电场控制电压由230 kV调整为234.6 kV，德岭山变电站500 kV母线电压能够再升高1~2 kV，但仍无法满足要求，只能增加德岭山低压侧容性无功补偿设备。

通过计算可以得出以下结论：

（1） 利用风电场风机本身发无功的能力能够有效提高电网接入点电压水平；

（2） 内蒙古电网并网运行的风机大多采用恒电压控制模式，风电场高压侧母线的电压控制值直接影响风机的无功出力，可根据风电场及接入电网的情况进行合理控制，能够更好地利用风机本身的发无功能力。

（1） 相同运行条件下，风机大发时，电网电压低；

（2） 相同运行条件下，接入乌中开闭站及德岭山变电站的风电对德岭山变电站500 kV母线电压影响较大；

（3） 德岭山变电站加装安全自动装置后，送出风电量增加，需要的无功补偿容量更大；

（4） 乌中开闭站升压后，不再占用德岭山变电站主变压器上送容量，德岭山地区送出风电量增加；乌中—德岭山线路损耗降低，电压升高。

（5） 河套—德岭山—春坤山二回线路投运后，巴彦淖尔同包头电网解环，风电送出不再受祥前双+坤德断面极限限制。在乌中变电站送出1300 MW风电的前提下，德岭山地区风电可全部送出。

为了满足电网调压需要，此时德岭山变电站的主变压器低压侧共需装设6台60 Mvar低压电容器。

根据计算结果，为满足电网调压要求，徳岭山变电站、乌中开闭站需配置的容性无功补偿容量如下：

（1） 在乌中开闭站升压前、德岭山变电站安全自动装置投运前，德岭山变电站需配置4台60 Mvar低压电容器；

（2） 在乌中开闭站升压前、德岭山变电站安全自动装置投运后，德岭山变电站需配置5台60 Mvar低压电容器；

（3） 乌中开闭站升压后，德岭山变电站配置4台60 Mvar 低压电容器，乌中变电站配置4 台60Mvar低压电容器；

（4） 在乌中开闭站升压后、河套—德岭山—春坤山二回线路投运后，德岭山变电站配置6 台60Mvar低压电容器，乌中变电站配置4台60 Mvar低压电容器。

目前，德岭山变电站2台主变压器已配有3台60 Mvar低压电容器，建议可根据需要在德岭山站一次性或分批加装3 台60 Mvar 低压电容器。乌中500 kV变电站建设时，一次性配置4台60 Mvar低压电容器。

本文根据德岭山风电汇集区域电网现状及远景规划，重点研究风电汇集区域不同运行方式下感性及容性无功补偿配置计算及校核，对风电汇集区域的电网电压结果进行综合分析，提出如下感性及容性无功补偿方案及建议。

（1） 感性无功补偿推荐方案：在德岭山变电站增加2台60 Mvar低抗，乌中开闭站升压后配置4台60 Mvar低抗，且500 kV母线加装120 Mvar母线高抗。

（2） 容性无功补偿推荐方案：在德岭山变电站一次性或分批加装3台60 Mvar低压电容器。乌中变电站500 kV站建设时，一次性配置4台60 Mvar低压电容器。

（3） 最终规模：德岭山变电站低压侧达到6容4抗，乌中开闭站低压侧达到4容4抗，乌中变电站500 kV母线加装120 Mvar母线高抗。

（1） 加强风电场无功电压管理工作，充分利用风机本身及风电场所配无功补偿设备的无功能力。

（2） 进一步研究风电无功管理方案，使风电能够在系统不同运行方式下灵活调压，配合电网完成逆调压工作。

（3） 加强地区电网的无功电压管理工作，要求220 kV变电站、110 kV变电站在用电低谷时期（夜间）配合500 kV主网调压，主动退出站内的容性无功补偿设备，避免出现500 kV主网电压越上限的情况^{[7, 8, 9]}。