0 引言

内蒙古电网拥有多个大规模风电汇集区域电网，但大都位于电力系统末端，远离负荷集中区域。对于系统末端的风电汇集区域电网，由于输电距离长，线路损耗大，系统电压受风电出力影响较大，电压稳定问题较为突出^[1-3]。

在风电汇集区域电网的中枢节点可安装可控高压并联电抗器（Controllable Shunt Reactor，CSR），采用电压控制策略，通过动态调节CSR的无功容量来维持受控母线电压恒定，从而提高风电汇集区域电网的电压稳定性。受控母线电压控制定值的设置是制定CSR电压控制策略的关键，本文以内蒙古电网规划建设的某500 kV风电汇集站为例，采用仿真法分析母线电压控制定值与主变压器变比的不同组合对系统电压及无功补偿装置无功利用率的影响，提出无功综合利用率的评价方法，最终确定受控母线的电压控制定值和主变压器变比，为风电汇集站CSR电压控制策略的制定提供借鉴。

1 工程概况

A站是规划建设的500 kV风电汇集站，站内有2台750 MVA主变压器，额定电压525 kV/（230±8× 1.25%）kV/36 kV，每台主变压器低压侧装设1组60 Mvar电容器和2组60 Mvar电抗器。500 kV母线装有1台磁控式CSR，额定电压550 kV，额定容量120 Mvar，可在6~120 Mvar连续调节，为恒电压控制模式，即通过动态调节自身容量，保持500 kV母线电压为恒定值。

A站经双回500 kV线路接入主网，长度均为100.8 km，导线型号为4×JL/G1A-400/35，线路未装设高压并联电抗器。根据调度信息，主网接入点运行电压平均值为520 kV。

A站所在风电汇集区域有7座风电场，均通过220 kV线路接入A站（见图 1）。7座风电场装机容量共计1100 MW，动态无功补偿装置容量为-83~90 Mvar，风机功率因数按0.98~1考虑，即该区域全部风机可发无功为0~223 Mvar。风电场动态无功补偿装置及风机的无功控制模式均为电压控制策略^[4]，各风电场220 kV母线电压控制定值为230 kV。

2 电压控制定值与主变压器变比对无功补偿的影响

A站和风电场无功补偿装置的主要作用是调节区域无功，使系统电压保持在合理范围内^[5-6]。本区域比较理想的无功补偿方式为：风机小出力或不出力时，输电线路充电功率注入系统，使系统电压较高。为了抑制系统电压过高，A站CSR和风电场动态无功补偿装置均应投入感性无功。当风机出力较大时，系统无功损耗较大，使系统电压偏低，A站CSR应投入少量或不投感性无功，风电场动态无功补偿装置和风机均应输出容性无功，对系统电压起到支撑作用。

A站CSR采用电压控制模式，主变压器变比选取525 kV/230 kV/66 kV，500 kV母线电压控制定值设置为515 kV，在PSD-BPA中对该区域电网潮流进行稳态潮流仿真试验^[3]。A站CSR在550 kV电压下可投入120 Mvar感性无功，但正常运行时系统电压远低于550 kV，因此在仿真试验中，CSR可投入的最大感性无功容量按照平均电压525 kV时的容量考虑，即109 Mvar。风机出力从0~100%的变化过程中，A站母线电压变化曲线见图 2，A站CSR、风电场动态无功补偿装置及风机投入的无功变化曲线见图 3。

从仿真结果看出，风机出力从0增至100%的过程中，A站500 kV母线电压始终大于515 kV。为了降低母线电压，A站CSR一直在满容量（109 Mvar感性无功）状态下运行，全部（4组）低压电抗器投入运行。同时，220 kV母线电压及风电场母线电压始终低于230 kV，导致风电场动态无功补偿装置和风机一直投入容性无功，A站投入的感性无功与风电场投入的容性无功相互抵消，没有起到调节系统无功的作用。可见，在500 kV母线电压控制定值为515 kV及主变压器高中压变比为525 kV/230 kV的条件下，该区域无功补偿装置不能使500 kV、220 kV母线电压同时满足控制要求，即区域中无功补偿装置不能充分发挥调节系统无功的作用，因此，需调整500 kV母线电压控制定值和主变压器高中压变比，使区域无功补偿趋于合理。

3 电压控制定值与主变压器变比的选取 3.1 计算方法

为了量化无功补偿装置的无功利用情况，提出无功利用率的概念，其计算公式如下：

式中K—无功利用率；

Q_n—无功补偿装置的容量上限；

Q_max—无功补偿装置实际投入容量的最大值；

Q_min—无功补偿装置实际投入容量的最小值。

A站CSR为感性动态无功补偿装置，只需计算感性动态无功利用率，其容量上限按109 Mvar计。

A站低压无功补偿装置包括电抗器和电容器，需分别计算感性无功利用率和容性无功利用率。电抗器最大无功按投入4组考虑，电容器最大无功按投入2组考虑。

风电场动态无功补偿装置既可投入感性无功也可投入容性无功，需分别计算感性无功利用率和容性无功利用率。风电场感性动态无功容量上限按83 Mvar计，容性动态无功容量上限按90 Mvar计。

风机只能投入容性无功，只需计算容性动态无功利用率，其容量上限按223 Mvar计。

将上述各种装置的无功利用率进行加权求和求出无功综合利用率，其权重见表 1。

3.2 计算结果

对A站500 kV母线电压控制定值为515 kV且主变压器高中压变比为525 kV/230 kV的仿真结果进行无功利用率计算。

风电出力0~100%过程中，A站CSR投入的感性无功最小值和最大值均为109 Mvar，因此，CSR感性无功利用率为0；A站低压无功补偿装置始终投入4组电抗器，因此低压电抗器无功利用率为0，低压电容器无功利用率为0；风电场动态无功补偿装置投入的感性无功始终为0，投入的容性动态无功最小值为37 Mvar，最大值为63 Mvar，因此其感性动态无功利用率为0，容性动态无功利用率为0.29；风机投入的容性动态无功最小值为102 Mvar，最大值为223 Mvar，风机容性动态无功利用率为0.54。将各无功补偿设备的无功利用率乘以权重后求和得区域无功综合利用率为0.1。

对多个500 kV母线电压控制定值以及500 kV站高中压侧常用的几种变比进行多种组合，分别应用于风机出力0~100%过程的仿真试验，并求出区域无功综合利用率（见表 2）。

3.3 结果分析

从表 2看出，在500 kV母线电压控制定值为518 kV与主变压器高中压变比为525 kV/238.63 kV组合的条件下，区域无功补偿装置的无功综合利用率最高，为0.76，因此推荐使用该组合。其仿真曲线见图 4和图 5。

从图 4和图 5看出，风机出力0~100%过程中，A站500 kV母线电压始终保持在518 kV。风电出力较小时，A站和风电场无功补偿装置均投入感性，以吸收线路充电功率；随着风机出力增加，系统无功损耗逐渐增大，A站和风电场无功补偿装置投入的感性无功逐渐减少，当风机出力超过55%时，风电场投入的无功开始由感性变为容性，当风机出力超过78%时，CSR无功接近下限，为了维持500 kV母线电压恒定，A站低压无功补偿装置开始动作，在风机出力78%~100%过程中，依次退出4台电抗器并投入2台电容器，同时风电场投入的无功随着A站容性无功补偿的增强逐渐由容性变为感性。

风机出力0~60%时，该区域无功补偿装置的无功补偿配合效果较为理想，风机出力60%~100%时，该区域无功补偿装置的无功补偿仍然存在相互抵消的情况。可见，若想进一步将无功综合利用率提高至1，仅依靠一种母线电压控制定值与主变压器高中压变比的组合是不够的，需在风机出力较大时动态调节母线电压控制定值或变压器变比，控制策略较复杂。风机出力波动性较强，并不是每时每刻都处于大发状态，即便大风天气时，考虑到地区负荷需求、网源协调等因素，风电场出力仍然会受到限制，因此刻意追求风机大发时的最优无功补偿效果的意义并不大。

以上分析可以看出，单一母线电压控制定值与主变压器变比的组合可以达到使受控母线电压恒定的目的，在大多数潮流下能够使区域无功补偿装置获得较高的利用率，是一种简单有效的控制策略。

4 结束语

风电汇集站CSR的电压控制策略需考虑受控母线电压控制定值、主变压器变比、站内无功补偿装置以及接带的风电场无功补偿装置的无功利用率等因素。通过计算无功补偿装置无功利用率和区域无功综合利用率，对多种受控母线电压控制定值与主变压器变比的组合进行仿真分析，最终选出最优组合。基于本方法得出的电压控制策略能够充分发挥风电汇集站和风电场的无功补偿能力，可在风电出力大范围波动的情况下维持系统电压稳定，对解决风电汇集区域电网的无功电压问题具有重大意义。