2017, Vol. 35 
110kV陕坝变电站是500kV河套变电站所辖220kV杭后变电站接带的终端变电站，其10kV侧、35kV侧分别接带并网的小火电机组。其10kV母线为地区电网A类城镇电压监测点，电压合格率指标要求为96.72%。统计显示，2015年全年电压合格率最高的八月份仅为7.93%；2016年全年电压合格率最高的9月份也仅为25.09%，均远远低于指标要求。陕坝10kV母线电压主要问题是超上限运行（上限为10.7kV），按照《电力系统电压质量和无功电力管理规定》[1]：电压是电能质量的重要指标之一，A类电压合格率是电网调度管辖范围内所辖变电站6~10kV母线的电压合格指标。从电压统计数据看，不仅本站A类电压合格率严重偏低，还严重影响了地区电网的电压合格率，因而提高陕坝10kVA类电压合格率非常迫切。
1 陕坝本站系统潮流电压计算分析首先对陕坝本站系统进行无功电压潮流计算分析，其110kV系统主接线及正常运行潮流分布如图 1所示。110kV陕坝变电站由220kV杭后变电站杭陕线接带，10kVⅡ段接带特米尔电厂（以下简称为特电）1号发电机（额定功率为6MW）、2号发电机（额定功率为（12MW），35kVⅡ段通过北郊35kV变电站接带特电3号发电机（额定功率为12MW）。
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图 1 陕坝110kV变电站主接线及正常潮流分布示意图 |
表 1为陕坝站和北郊站主变压器主要参数，表 2为陕坝站、北郊站和特电主变压器最大、最小负荷。
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表 1 陕坝站、北郊站主变压器参数 |
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表 2 陕坝站、北郊站和特电主变压器最大、最小负荷 |
（1）计算水平年：2016年。
（2）220kV杭后变电站110kV母线定为陕坝110kV母线的系统电压，取实际运行电压的稳定值116kV作为平衡节点。
（3）陕坝2台110kV主变压器并列运行时，1号主变压器110kV分接头置于1档，2号变压器110kV分接头置于5档，2台主变压器35kV侧分接头均置于5档。
（4）北郊2台35kV主变压器档位都置于1档。
（5）陕坝10kV电容器均在退出位置。
1.2 110 kV陕坝变电站计算运行方式（1）特米尔电厂按不并网和并网2种方式计算。
（2）陕坝2台主变压器按并列运行、分列运行方式计算，考虑最大负荷和最小负荷的组合。
1.3 多种运行方式潮流电压计算分析7种运行方式下的潮流电压计算结果见表 3。比对各运行方式下的电压计算结果发现，陕坝10kV电压越上限运行受以下几个因素的影响。
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表 3 陕坝变电站7种运行方式电压计算结果 |
（1）若特米尔电厂3台机组不并网，陕坝最小负荷，10kV母线电压为10.834kV；并网后电压为11.272kV，电压升高0.438kV。说明特米尔电厂机组并网后在向系统输送有功的同时，输送了大量的容性无功，大幅抬升了陕坝10kV母线电压。
（2）陕坝2台主变压器并列运行导致无功功率和负荷重新分配，在一定程度上影响了10kV母线电压，并列运行将电压提升了0.250kV。
（3）陕坝站的最大、最小负荷的区间较大，也在一定程度上影响了母线电压。
（4）陕坝的上级变电站—杭后110kV系统母线电压多数维持在116kV左右，在合格范围的上限运行，对陕坝站各级母线电压均有较大程度影响。
（5）陕坝1号变压器电压分接头电压为（110±2×2.5%）kV，2号变电压分接头电压为（110±8×1.25%）kV，2台主变并列运行时，1号主变110kV分接头置于1档，2号变110kV分接头置于5档；2台主变压器35kV侧分接头均置于5档，10kV电压越上限运行，1号主变压器已没有分接头调整能力，制约了电压调整能力。
（6）陕坝站没有感性无功补偿设备，无法吸收10kV层面的容性无功，不能分层平衡，影响10kV电压的无功控制。
2 大规模风电汇集的河套220kV系统电压计算分析河套220kV侧系统区域为内蒙古电网规划的百万千瓦级风电汇集系统，现已接入13个风电厂，装机容量达895.35MW。由于风电的特殊性，对电网运行的可靠性、稳定性和电压存在明显的影响[2]，特别是风电场多在电网末端，大规模集中接入、长距离输送，缺少无功电压控制和支撑能力，对区域电网电压有一定影响[3]。《风电场接入电力系统技术规定》[4]要求风电场的无功控制装置能参与并网点的电压调节，同时还要补偿送出线路上的无功，要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。
2.1 计算思路此次河套变220kV系统区域电网电压计算，考虑风电有功出力、无功出力、特电有功出力及无功出力对河套220kV、杭后220kV、陕坝110kV、陕坝10kV电压的综合影响。风电有功出力按总出力的0%、30%、60%分别计算，以寻求系统电压调整对陕坝10kV电压越上限运行问题的解决办法。
2.2 计算条件（1）2016年，巴彦淖尔电网河套风电汇集区域内有德岭山、河套2座500kV变电站，共有13座风电场。
（2）本次计算水平年为2016年，为夏季运行方式，火电出力为小方式，火电机组为单机运行方式，火电发电有功负荷为950MW，发电无功负荷基本为0，功率因数接近为1，不考虑火电机组进相运行；系统内负荷为1a中最小负荷，用电负荷有功功率为509MW，无功功率129Mvar，功率因数为0.97。
（3）河套区域内的风电厂，总装机容量为895.35MW，其所带的负荷分为两个区域：乌后旗风电汇集区，获各琦风电汇集区。乌后旗风电汇集区分别按总装机容量395.5MW的0%、30%、60%有功出力计算，获各琦风电汇集区受河套—获各琦安全稳定控制极限断面390MW的影响，获各琦所带风电场有功出力按不超过390MW，按对应装机容量权重处理。
（4）风电场无功出力分别按并网点无功出力零交换和风电无功出力参与系统调压的2种情况考虑；风电场无功出力能力以实际配置可用的风电场容性、感性无功补偿容量为准，乌后旗及获各琦风电汇集区域可用的无功补偿容量在容性+276.3Mvar~感性-240.1Mvar之间。
2.3 计算结果分析 2.3.1 特电对电压的影响分析河套220kV区域电网多种运行方式不同出力下电压计算结果见表 4。
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表 4 河套220kV区域电网电压计算结果 |
从表 4中可以看出，针对不同的风电出力，无功出力均为0，对比方式1.1、2.1、3.1和1.2、2.2、3.2，特电无功由4Mvar降至0Mvar时，即功率因数由0.93升高为1.0时，陕坝电压均降低0.23kV，降幅明显，但河套220kV、杭后变220kV、110kV母线电压仍在高位运行，陕坝10kV电压仍不合格。
2.3.1.2 特电有功对电压影响对比方式1.2、2.2、3.2，1.3、2.3、3.3及1.4、2.4、3.4，特电有功从10MW降至6MW时，电压下降0.15kV左右，特电有功出力的变化对陕坝10kV电压影响较小。
2.3.2 风电场出力对电压的影响 2.3.2.1 风电场有功出力对陕坝电压的影响分析表 4中1.2、2.2、3.2，风电无功出力为0时，风电有功出力从0%增加至30%出力，陕坝10kV电压下降0.01kV，杭后220kV电压、陕坝110kV电压均下降0.2kV，河套220kV降低0.3kV；风电有功从30%出力增加至60%出力，陕坝10kV电压下降0.11kV，杭后110kV电压、陕坝110kV电压降低1.1kV，河套220kV电压降低2.3kV。可以看出，风电有功出力的变化对相关系统电压及陕坝10kV电压的影响较小。
2.3.2.2 风电无功出力对电压的影响分析（1）风电无功出力零交换对电压的影响（即风电无功出力只补偿送出线路的无功需求）。对比方式1.2、2.2、3.2和1.5、2.5、3.5，当风电有功出力为0，风电无功出力由0Mvar增至感性-62.5Mvar时，陕坝10kV电压下降0.12kV；当风电有功出力为30%，风电无功出力由0Mvar增至感性-6.9Mvar时，陕坝10kV电压下降0.02kV；当风电有功出力为60%，风电无功出力由0Mvar增至容性20.8Mvar时，陕坝10kV电压上升0.04kV。该补偿方式对系统调压作用并不明显。
（2）风电向系统输送感性无功对电压的影响（参与并网点系统无功调节）。风电大量补偿感性无功对电压的影响：对比方式1.2、2.2、3.2和1.10、2.10、3.10，当风电有功出力为0，风电无功出力由0Mvar增至感性-153Mvar时，陕坝10kV电压下降0.3kV；当风电有功出力为30%，风电无功出力由0Mvar增至感性-132Mvar时，陕坝10kV电压下降0.29kV；当风电有功为60%出力，风电无功出力由0Mvar增至感性-89Mvar时，陕坝10kV电压下降0.18kV。该补偿方式不仅补偿了风电场送出线路的无功损耗，还参与了系统电压无功补偿与调节。从表 4可以看出，这几种方式，杭后110kV母线电压均下降到了114.3kV，陕坝110kV母线电压降到了114kV，陕坝10kV电压降到合格范围。河套220kV、杭后220kV电压都有明显的降幅，说明利用风电场的无功调节能力可以有效降低并网接入点的系统电压水平[5]。
2.3.3 河套220 kV电压对陕坝10kV电压的影响对比表 4中1.8、2.8、3.8发现，在特电有功、无功出力不变的情况下，风电出力为0、30%、60%时，对应风电向系统输送一定量感性无功出力的情况下，河套220kV电压对杭后110kV电压、陕坝110kV电压、陕坝10kV电压有一定的降低作用。
3 陕坝10kV电压长期越上限解决措施按照“下级电网问题自行解决，上级电网尽可能兼顾下级电网需求的原则”，针对陕坝变电站10kV母线电压长期越限的问题，提出以下建议措施。
3.1 陕坝本站措施（1）短期措施：不改变陕坝变运行方式下的前提下，将陕坝特米尔机组无功出力降至最小（理论为0），功率因数控制在≥0.98。通过特米尔电厂发电机现场试验，将发电机功率因数从0.95分别调整到0.96、0.97、0.98，无功出力逐步下降，陕坝10kV母线电压降到了10.6kV, 达到合格范围，地区调度EMS系统监测的实际数据与理论计算值十分吻合，验证了计算与分析的正确性。
（2）长期措施：通过“技改、大修”，在保证供电可靠性和满足带负荷的前提下，对1号变压器进行增容，换成与2号变压器电压分接头一致的变压器。
3.2 河套220kV系统电压建议（1）短期措施：如果陕坝特米尔电厂无功出力已降至机组最小无功出力≥0.98后，陕坝10kV电压仍越上限，可向中调申请调整河套220kV母线电压。
特电有功出力为10MW，无功出力为最小时，河套母线电压降低至228kV以下时，可以满足要求。
特电有功出力为7MW，无功出力最小时，河套母线电压降低至230kV时以下时，可以满足要求。
（2）长期措施：针对大规模风电汇集接入的区域河套电网，受风电负荷波动的影响，电压波动范围较大，建议地区调度利用AVC（自动电压控制）系统实现闭环方式，实行二级调压控制模式[6]，对杭后220kV系统的110~220kV变电站有载调压变压器、电容器/电抗器、地调调度发电机组，对诸如特米尔电厂设定发电机高压侧母线电压定值，电厂AVC子站来计算发电机无功控制量，从而控制各厂站母线电压；建议中调（省调）利用AVC系统对河套220kV区域实现闭环控制，把其所带的220kV大规模风电也纳入AVC闭环系统，参与并网点系统调压，实现网省三级调压控制模式，实现全网的动态分区，以无功优化网损最小为目标，确定枢纽母线电压和枢纽变电站无功理想定值；通过控制直调电厂发电机组（包括风电机组）、间接控制地区AVC、500kV变电站电容器/电抗器，从而实现从上级至下级的无功合理分配，确保各级电压正常，实现河套220kV电压对陕坝地区A类电压的合理支撑和有效调节。
4 结语通过对陕坝110kV变电站和上级河套220kV区域系统各种方式的潮流、无功电压进行计算分析，找到了影响陕坝10kV电压长期越上限的主要原因，提出针对性的建议措施；对特米尔电厂并网机组的无功出力和功率因数进行了现场试验，与电网EMS系统的实际运行数据做了对比验证，验证了建议措施的正确性和有效性。
| [1] | 国家电网公司. 电力系统电压质量和无功电力管理规定[Z]. 北京: 国家电网公司, 2009. |
| [2] | 杨新力, 林勇. 风电接入对电网电压的作用机理[J]. 南方电网技术, 2012, 6(4): 37–39. |
| [3] | 陈宁, 何维国, 钱敏慧, 等. 风电场无功电压控制系统设计和应用[J]. 电力系统自动化, 2011, 35(23): 32–35. |
| [4] | 全国电力监管标准化技术委员会. 风电场接入电力系统技术规定: GB/T 19963-2011[S]. 北京: 中国标准出版社, 2011. |
| [5] | 刘昭睿, 齐军, 胡耀东. 风电集中接入对区域电网电压的影响及无功补偿优化配置[J]. 内蒙古电力技术, 2015, 33(6): 1–6. |
| [6] | 周红婷, 孙玮, 谢欢. 风电汇集地区无功电压控制策略研究[J]. 华北电力技术, 2015(3): 13–17. |