烏蘭察布電網電壓無功運行現狀分析

劉 濤

（烏蘭察布電業局，內蒙古 烏蘭察布 012000）

0 引 言

烏蘭察布地區電網位于內蒙古西部電網的東端。隨著烏蘭察布地區電網用電負荷的逐年攀升，它的負荷中心的動態無功功率已嚴重不足。再加上豐泉高載能集中區同時也是蒙西電網外送華北網的東送通道，峰谷負荷差逐漸增大，單回線路輸電容量不斷攀升。大功率線路的投切和大負荷用戶的啟停，均嚴重影響無功功率的變化，故烏蘭察布地區電網對系統電壓無功的調節和控制能力的要求越來越高。

烏蘭察布地區電網2017年度最大負荷高達4 572.9 MW，比2016年的4 004.7 MW增長14.19%。近年來，內蒙古電力公司各級電壓無功專業管理人員高度重視電壓無功管理工作，注重技術人員的培訓，要求深入、系統地分析各級無功平衡工作，收集和比較理論仿真和系統實際運行數據，掌握電網運行風險點，確保地區電網的安全穩定運行。烏蘭察布電網系統復雜，網內火力發電的電源點偏少，風電、光伏等新能源負荷接入較多。外加呼豐斷面的影響，各地區負荷差距較大，電網間無功資源分布不均，系統內存在大量無功的遠距離傳輸，無功分層分區就地平衡矛盾突出。本文通過分析烏蘭察布地區電網2017年電壓無功平衡、無功設備及電壓運行狀況和現有地區電網AVC系統運行存在的問題，提出了一系列的平衡措施[1]。

1 地區主網無功分層平衡情況分析

烏蘭察布電網中的220 kV變電站容性無功補償設備配置比例為13.32%，110 kV變電站容性無功補償設備配置比例為13.17%，35 kV變電站容性無功補償設備配置比例為17.45%。從無功補償配置情況看，220 kV、110 kV層容性無功補償設備配置比例較低。雖未達到本單位最低15%的最低要求，但滿足《電力系統電壓和無功技術導則(試行)》（SD325—89）中關于220 kV及以下電壓等級變電站的無功補償設備容量可按主變壓器容量的10%～30%配置的要求。500 kV變電站送無功、220 kV電廠發無功、220 kV變電站無功補償、220 kV線路充電功率、220 kV變電站中低壓側總無功負荷、送入外網的無功、220 kV電網內部損耗所產生的無功盈余，基本能達到就地平衡。220 kV黃旗海變、潤字變、新城灣變、豐地變構成的豐泉高載能匯集區，由于地區負荷增長較快，負荷主要為高載能負荷，無功需求較大，地區無功平衡困難[2]。2017年3月，220 kV高海線退役，對電網結構和電壓支撐的影響較大。烏蘭察布地區黃旗海、潤字、新城灣、豐地、海城總負荷控制在1 500 MW以下，烏蘭察布地區日限電在200 MW左右，地區220 kV電壓普遍偏低，最低電壓低于213 kV。直至9月19日高鹽線啟動后，電壓水平才有所提高。在站用電容器全部投入的情況下，潤字、黃旗海220 kV變電站的無功需求仍達到400～500 MVar，需豐泉變500 kV電網下送支撐，造成地區及豐泉500k V母線在負荷高峰時段電壓偏低。而錫西德勝新能源匯集區、興廣旗臺新能源匯集區由于地區風電資源豐富且地區負荷相對較少，導致部分電力送出地區的無功功率過剩，如德勝變、鹽海變、興廣變、旗臺變等變電站電壓偏高。由于地區電網電壓調整能力有限，導致地區電網主網電壓整體偏高。

2 無功分區平衡及電壓情況分析

通過調查2017年烏蘭察布地區20座220 kV變電站無功電壓運行情況，分析各區域電網無功功率平衡及電壓情況。

2.1 錫西德勝新能源匯集區

錫西德勝新能源匯集區為新能源風電、光伏集中接入區，區域內風電接入容量1 250 MW，光伏接入容量225 MW，500 kV察右中變的220 kV網架上無功盈余及由察錫Ⅰ、Ⅱ回長距離輸電穿越來的無功較多。但是，系統用電負荷在110 MW左右，電壓水平相對略低，調壓水平受限，主網電壓相對偏高，動態無功功率支撐不足。

2.2 烏蘭察布地區主網

烏蘭察布地區主網是由高順變、杭寧變、前進變、玉嶺變、集寧變、寧西變、平地泉變和團結變組成的電磁環網。該地區內負荷較平穩且輕，火電裝機2 500 MW，裝機容量充足，地區最大有功負荷達1 332.54 MW，最大無功負荷達727.2 MVar，無功補償裝置容量為467 MVar，能夠達到無功平衡，且電壓在運行曲線可控范圍內運行。

2.3 興廣旗臺新能源匯集區

由興廣變、康德變、旗臺變組成的新能源匯集區，地區電網風電裝機容量較大，總容量達到1 395.6 MW，地區最大有功負荷為674.247 MW，最大無功負荷為261.583 MVar，同時也是高載能用戶集中區，電網峰谷差較大。負荷高峰時，500 kV汗海變下送該地區無功負荷77.3 MVar，地區無功能夠平衡；負荷低谷時，地區受接入大量風電的影響，電壓水平偏高，平衡效果較差。

2.4 豐泉高載能集中區

受呼豐斷面和220 kV高海線破口接入卓資東牽引站影響，烏蘭察布電網無功電源被切斷一條，500 kV豐泉變無功傳輸不足[3]。受東送潮流和豐泉高載能集中區大負荷的影響，地區黃旗海變、海城變、新城灣變、豐地變、潤字變最大負荷達2 164.18 MW，最大無功達1 006.71 MVar。由于受地區電壓點較少的影響，高峰負荷時的無功不足，影響東送華北網電壓質量，電壓偏低，最大無功缺額在400～500 MVar，地區無功平衡問題嚴重。需要加強用戶側管理，高峰負荷時用戶側電容器需盡量全部投入，減少500 kV層面的無功下放。

整體來說，烏蘭察布電網無功功率補償達到標準要求，但受地區負荷分布不均的影響，存在局部無功功率需求偏大的問題。

3 容性無功補償設備運行情況

3.1 容性無功補償設備可用率

烏蘭察布電業局2017年強化設備基礎管理工作，建立無功設備周期性檢修閉環管理制度。截止年底，烏蘭察布35 kV及以上變電站并聯電容器組可用率的年累計值為99.57%，高于內蒙古電力公司無功補償設備可用率95%的要求。

3.2 無功補償設備故障率

2017年，35 kV及以上變電站共安裝并聯電容器131組，合計容量1 431.2 MVar，發生各類故障10臺次，故障率7.6%；10 kV變電站安裝并聯電容器共268組，合計容量827.56 MVar，發生各類故障2臺次，故障率0.75%。故障電容器中，主絕緣不良占39.1%、滲漏油占27.5%、鼓肚占17.4%、極間絕緣損壞占5.8%；334 kVar及以下電容器組損壞12臺，損壞率0.42%，低于公司1.4%的平均水平。統計結果顯示，故障主要為電容器主絕緣不良、漏油和鼓肚[4]。

3.3 無功補償設備缺陷及故障分析

3.3.1 設備老化、年久失修

2002年投運的高順220 kV變電站357集合式電容器運行年久，其B相油枕硅膠吸濕罐下部的油盅破裂無油，電容器B相頂蓋一角夾縫處滲油嚴重，無法運行，需更換。

3.3.2 外界影響造成電容器損壞

烏蘭察布電業局負荷多為高載能負荷，波動較大，易引起電壓突變，一定程度上影響電容器的使用壽命。與其他設備相比，投入運行6～8年的電抗器絕緣較為薄弱，匝間短路時間多為不合格，易在運行中出現故障，特別在豐鎮、前旗、興和等高載能重負荷集中區。因負荷性質多為電弧爐，諧波含量較高，電容器投切頻繁，時常出現接頭發熱、差壓保護動作、漏油及鼓肚的缺陷，導致設備可用率降低。缺陷原因大多仍判斷為運行時間較長[5]，絕緣薄弱。另外，部分廠家設備年代久遠，工藝落后，存在產品質量問題。

4 變電站電壓無功功率控制現狀

4.1 AVC系統應用情況及效果分析

烏蘭察布電業局電壓無功自動控制系統（Voltage Quality Control，VQC）為中國電科院系統所早期的產品，應用效果較差。截至2017年底，烏蘭察布電業局僅有3座220 kV變電站和1座110 kV接入AVC系統運行，6座110 kV變電站配置的電壓無功功率綜合自動裝置運行年限達10年以上且均退出運行。用戶風電場、光伏電站的控制只能下發目標值，使得調壓工作時效性弱，不利于提升電壓合格率。

4.2 地區電網自動電壓控制建設

地區電網自動電壓控制（Area Voltage Control，AVC）技術以安全、優質、經濟為系統建設目標。在保證電壓合格、設備安全運行的基礎上，以網損最小、節點電壓滿足合格率要求為約束的最優潮流計算，通過調整變壓器有載分接開關、投切無功補償設備等措施，提升了電壓合格率，降低了系統網損，滿足了無功優化系統的節點電壓合格率最高且全網網損最小的要求，消除了電壓波動，提高了供電質量。

烏蘭察布電業局按照公司要求，加強AVC系統的建設，不斷推進新能源側和電網側廠站AVC閉環投運工作。目前，所有新能源場站已實現閉環運行，電網側正積極推動，已完成3座220 kV變電站和1座110 kV變電站的試點建設任務。規劃建設的D5000系統引進了清華高科的基于全局無功優化的地區電網自動電壓控制技術路線，提升了區域電壓自動控制水平。

5 無功補償存在的問題和平衡措施

通過分析烏蘭察布地區主網20座220 kV變電站及4個主要區域電網的的無功平衡情況，發現無功平衡存在的問題并提出平衡措施。

第一，豐鎮、前旗地區高載能負荷較重，用戶側容性無功功率補償配置不足；負荷高峰期潤字、黃旗海220 kV變電站在站用電容器全部投入情況下，無功需求仍達到400～500 MVar；500 kV豐泉變仍有大量無功功率下送，無功功率不能就地平衡，電壓偏低。按照無功就地分層分區平衡的原則，建議加大用戶管理力度，向負荷集中地區且負荷較大的用戶宣傳無功補償的好處，督促110 kV及以大用戶安裝高壓側無功功率補償裝置，同時加快和林電廠2×660兩臺機組的接入工作，屆時將滿足地區無功分層分區平衡。

第二，在負荷低谷期，錫西德勝新能源匯集區電網500 kV和220 kV變電站母線電壓偏高，建議加裝并聯電抗器。

第三，地區AVC系統電容器和有載分接開關閉環使用較少，運行問題較多，需加快AVC系統升級改造力度。按照公司重點工作的要求，繼續推進變電站AVC技術應用工作，開展AVC高級應用功能實用化，重點研究和開展AVC閉環控制，總結500 kV變電站AVC直控成效，實現各級調度自動化系統AVC高級應用功能及220 kV變電站AVC直控，加大AVC系統的培訓和學習，逐步提高電網電壓無功自動控制技術水平。

第四，加強需求側管理，減小電壓波動。隨著烏蘭察布地區負荷的迅速攀升，系統最大負荷大幅攀升，峰谷差大，用戶單臺爐變容量增大，負荷上升、下降速度快，負荷峰谷期無功電壓調節難度大。監督和指導用戶加強無功管理工作，加大用戶技術人員培訓力度，合理投退無功補償設備，鼓勵用戶應用新技術，加大無功設備投資和改造力度，減小電壓波動，以減少無功功率在電網的流動，降低網損。

第五，無功補償裝置配置單一，無感性無功補償裝置和動態無功補償裝置。目前，烏蘭察布電網主網的無功功率補償裝置主要為靜態電容器，無動態無功補償裝置，且負荷峰谷期缺乏有效的電壓調節手段。建議通過增設調壓變調容改造現有的大容量無功補償裝置，并進行經濟性分析。在經濟性較好的變電站適當加裝動態無功補償裝置，迅速動態調節AVC系統。

6 結 論

電壓和無功是交流電力系統的兩個重要運行指標，電壓是有功功率輸送的保證，無功是有功輸送的基礎。以市級電網典型主網架為例分析電壓無功運行現狀，全力做好電壓無功管理這項長期、復雜的系統工作，發揮無功對規劃設計、運檢管理的指導作用，降低網損，確保電網安全、可靠和經濟運行。