500kV變電站電壓優(yōu)化策略

哈爾濱電氣國(guó)際工程有限責(zé)任公司 關(guān) 悅 佳木斯電機(jī)股份有限公司哈爾濱技術(shù)研發(fā)分公司 宮 洵

當(dāng)電網(wǎng)電壓合格率較低，電力系統(tǒng)無(wú)法滿足現(xiàn)代社會(huì)對(duì)電能質(zhì)量的高要求時(shí)，無(wú)功電源和無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的合理優(yōu)化控制能為電力系統(tǒng)的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供強(qiáng)大的電壓支撐。目前蒙西電網(wǎng)500kV 變電站電壓調(diào)整仍然主要依靠人工調(diào)壓與投切電容，且遠(yuǎn)方調(diào)度端調(diào)控時(shí)工作量繁重，缺乏實(shí)時(shí)性。隨著電網(wǎng)對(duì)供電質(zhì)量和可靠性要求的提高，電壓無(wú)功自動(dòng)控制的需求也越來(lái)越迫切。如何建立并實(shí)施包含新能源的無(wú)功電壓控制系統(tǒng)成為提高蒙西電網(wǎng)電壓控制自動(dòng)化水平和提升新能源利用率的重要內(nèi)容，對(duì)于保證蒙西電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性等方面都具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。因德嶺地區(qū)負(fù)荷較小，風(fēng)電大量集中接入，加上風(fēng)電負(fù)荷的不確定性，對(duì)電網(wǎng)電壓調(diào)整造成了很大影響，500kV 德嶺山變電站電壓波動(dòng)范圍較大，本文對(duì)德嶺山變電站的無(wú)功電壓控制進(jìn)行優(yōu)化分析。

1 變電站與風(fēng)電場(chǎng)的無(wú)功協(xié)調(diào)

傳統(tǒng)的無(wú)功電壓控制系統(tǒng)中并沒(méi)有包含風(fēng)電場(chǎng)及其所連接變電站間的無(wú)功電壓相互影響關(guān)系，這將導(dǎo)致在某些情況下無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備反復(fù)調(diào)整的現(xiàn)象。本文采用一種考慮風(fēng)電場(chǎng)與接入變電之間耦合關(guān)系的無(wú)功電壓聯(lián)合協(xié)調(diào)控制方法。該方法考慮首先應(yīng)用變電站中的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備，在一定情況下輔以風(fēng)電場(chǎng)中升壓變壓器處的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備，并將兩者進(jìn)行綜合控制。優(yōu)化控制中，節(jié)點(diǎn)電壓約束為AVC系統(tǒng)中的中樞點(diǎn)電壓，優(yōu)化控制的目標(biāo)包括區(qū)域中各節(jié)點(diǎn)的電壓偏差指數(shù)以及風(fēng)電場(chǎng)內(nèi)的無(wú)功電壓補(bǔ)償儲(chǔ)備裕度指數(shù)。本方法還將針對(duì)綜合協(xié)調(diào)系統(tǒng)的不同運(yùn)行狀態(tài)提出不同的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備動(dòng)作策略，以提高系統(tǒng)能夠快速反應(yīng)風(fēng)電場(chǎng)隨機(jī)出力的能力。

1.1 數(shù)學(xué)優(yōu)化模型

等式約束條件：主要為系統(tǒng)基本的潮流平衡約束，方程表示如下：

式中，N 為系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)數(shù)；M 為系統(tǒng)中總的電源數(shù)量；Pi、Qi為節(jié)點(diǎn)i 的注入有功功率和無(wú)功功率；Pik、Qik為i 個(gè)電源輸入到系統(tǒng)中的有功和無(wú)功；Ui、Uj分別為節(jié)點(diǎn)i 和j 的電壓幅值；δij為其角度差；Gij、Bij為線路的電導(dǎo)和電納。

不等式約束條件：不等式約束條件主要有參與優(yōu)化控制的控制量以及表征系統(tǒng)運(yùn)行的狀態(tài)量?jī)煞N。其中，控制量主要是變電站和風(fēng)電場(chǎng)中的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備調(diào)節(jié)的上下限約束，即：

式中，Nc為變電站中可投切電容器組的數(shù)量，Ns為風(fēng)電場(chǎng)中SVG 裝置的數(shù)量；Qci為第i 個(gè)電容器組的補(bǔ)償容量，Qcimax、Qcimin分別為其可投切容量的上下限值；Qsi為第i 個(gè)SVG 的補(bǔ)償容量，Qsimax、Qsimin為其可調(diào)節(jié)的范圍。

無(wú)功優(yōu)化數(shù)學(xué)模型：采用加權(quán)法處理上述的電壓偏差指數(shù)和風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功儲(chǔ)備裕度指數(shù)，進(jìn)而將多目標(biāo)的優(yōu)化問(wèn)題簡(jiǎn)化為單目標(biāo)優(yōu)化問(wèn)題。在運(yùn)算過(guò)程中，將AVC 系統(tǒng)計(jì)算得到的中樞點(diǎn)電壓允許運(yùn)行范圍作為優(yōu)化約束條件，并通過(guò)罰函數(shù)系數(shù)的方式將其引入到最優(yōu)目標(biāo)函數(shù)中。

1.2 控制策略

離散型無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備進(jìn)行處理：當(dāng)關(guān)口節(jié)點(diǎn)區(qū)域內(nèi)各節(jié)點(diǎn)的電壓均在允許的安全運(yùn)行范圍之內(nèi)時(shí)，為減小電壓波動(dòng)，根據(jù)變電站和風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備的運(yùn)行特性，此時(shí)保持變電站離散型補(bǔ)償設(shè)備即電容器組的投切狀態(tài)不變，僅通過(guò)調(diào)節(jié)風(fēng)電場(chǎng)的連續(xù)補(bǔ)償設(shè)備SVG 快速跟隨電壓變化，以實(shí)現(xiàn)電壓的精細(xì)調(diào)整。當(dāng)上述兩個(gè)條件不能全部滿足時(shí)，此時(shí)需同時(shí)考慮離散型和連續(xù)型兩種補(bǔ)償設(shè)備，并對(duì)其補(bǔ)償量和補(bǔ)償順序進(jìn)行合理的優(yōu)化控制，在進(jìn)行優(yōu)化的過(guò)程中需首先對(duì)離散量進(jìn)行連續(xù)化處理。

計(jì)算流程：基于上述控制策略，形成的變電站和風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備聯(lián)合優(yōu)化控制策略的計(jì)算流程圖如圖1所示。

圖1 變電站和風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合無(wú)功優(yōu)化控制流程圖

1.3 算例分析

本文針對(duì)500kV 德嶺山變電站進(jìn)行聯(lián)合優(yōu)化測(cè)試，500kV 德嶺山變電站220kV 側(cè)接入京能伊力更風(fēng)廠，本文將風(fēng)電場(chǎng)的總?cè)萘康刃?臺(tái)風(fēng)電機(jī)組，其中1#、2#風(fēng)電機(jī)組的額定容量均為99MW，3#風(fēng)電機(jī)組的額定容量為49.5MW，選擇1#、2#風(fēng)電機(jī)組為風(fēng)電場(chǎng)側(cè)的無(wú)功補(bǔ)償控制點(diǎn)，二者均配置有8MVar SVG，系統(tǒng)示意圖如圖2。典型日內(nèi)24小時(shí)的負(fù)荷變化曲線及風(fēng)電場(chǎng)出力變化曲線如圖3所示。AVC 系統(tǒng)中二級(jí)電壓控制的關(guān)口電壓安全運(yùn)行范圍為0.995～1.005p.u.。

圖2 算例網(wǎng)架結(jié)構(gòu)示意圖

圖3 典型日負(fù)荷及風(fēng)電機(jī)組出力曲線圖

為驗(yàn)證本文所提方法的有效性，在風(fēng)電場(chǎng)額定出力的情況下分別對(duì)三種模式進(jìn)行仿真：模式一。采用變電站的電容器組和風(fēng)電場(chǎng)中的SVG 分別單獨(dú)進(jìn)行無(wú)功電壓控制，變電站的電容器組的投切由關(guān)口電壓來(lái)確定，風(fēng)電場(chǎng)的SVG 由區(qū)域內(nèi)其他節(jié)點(diǎn)電壓來(lái)確定；模式二。采用本文提出的變電站和風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合優(yōu)化控制模式，但優(yōu)化指標(biāo)中不包含風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功儲(chǔ)備裕度指數(shù)；模式三。采用包含風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功儲(chǔ)備裕度指數(shù)的聯(lián)合優(yōu)化控制模式。圖4為分別采用三種控制模式后節(jié)點(diǎn)電壓水平的對(duì)比圖，圖中2號(hào)節(jié)點(diǎn)為區(qū)域中德嶺山變電站的500kV 高壓側(cè)即關(guān)口節(jié)點(diǎn)，6節(jié)點(diǎn)和8號(hào)節(jié)點(diǎn)分別為1#風(fēng)電機(jī)組和2#風(fēng)電機(jī)組的并網(wǎng)接入點(diǎn)。

圖4 三種模式下各節(jié)點(diǎn)電壓

模式一的控制方式雖能使1#風(fēng)電機(jī)組和2#風(fēng)電機(jī)組的并網(wǎng)接入點(diǎn)電壓穩(wěn)定在額定電壓附近，但區(qū)域中其他節(jié)點(diǎn)的電壓卻偏離額定電壓較多，大部分處于較低的運(yùn)行水平；模式二使得各節(jié)點(diǎn)電壓運(yùn)行水平整體得到提升，但是該模式下風(fēng)電場(chǎng)中的SVG補(bǔ)償容量較大，而變電站中電容器組補(bǔ)償容量卻沒(méi)有得到充分利用；在模式三中，變電站和風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備聯(lián)合控制，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到了最佳控制效果，區(qū)域中各節(jié)點(diǎn)電壓都比較接近額定電壓1.0，同時(shí)達(dá)到了優(yōu)先使用變電站中電容器組進(jìn)行無(wú)功補(bǔ)償、風(fēng)電場(chǎng)中的SVG 進(jìn)行輔助補(bǔ)償?shù)哪繕?biāo)，這樣就為風(fēng)電場(chǎng)中的能夠快速連續(xù)動(dòng)作的SVG 留有更多的動(dòng)態(tài)響應(yīng)無(wú)功補(bǔ)償裕度。

2 變電站AVC 運(yùn)行策略

2.1 并聯(lián)電容器現(xiàn)狀及分析

截止2020年底，內(nèi)蒙古電力公司系統(tǒng)35kV 及以上變電站集合式及大容量并聯(lián)電容器組完好率為99.57%，共損壞并聯(lián)電容器69臺(tái)，損壞率0.97%。按照并聯(lián)電容器裝置的缺陷類型分析，并聯(lián)電容器裝置發(fā)熱缺陷約占43.26%；部件損壞約占33.49%；密封類缺陷造成的滲漏油缺陷約占12.09%。從并聯(lián)電容器裝置缺陷發(fā)生的部件部位分析，并聯(lián)電容器裝置的電力電容器是最易發(fā)生缺陷的部件，其本體是最容易發(fā)生缺陷的部位，且主要缺陷是電容器的發(fā)熱和部件損壞的問(wèn)題。從運(yùn)行年限分析，運(yùn)行年限在5年內(nèi)的并聯(lián)電容器裝置缺陷占缺陷總量的20.93%。為減少此類問(wèn)題的再次發(fā)生，本文從AVC 控制角度避免諧波對(duì)電容器組的影響。

2.2 并聯(lián)電容器投切策略

根據(jù)無(wú)功電壓分層分區(qū)控制的構(gòu)建思路，各省調(diào)度中心的AVC 控制系統(tǒng)對(duì)其區(qū)域內(nèi)的500kV 變電站實(shí)施直接控制。控制方法主要是自動(dòng)調(diào)整有載調(diào)壓變壓器OLTC 的位置以及其他無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備如電容器組的投切。

AVC 系統(tǒng)在對(duì)電網(wǎng)電壓進(jìn)行優(yōu)化控制時(shí)，不僅要滿足全網(wǎng)各節(jié)點(diǎn)的無(wú)功潮流平衡及電網(wǎng)安全運(yùn)行的電壓約束條件，還要考慮其控制設(shè)備運(yùn)行性能的約束，確保AVC 系統(tǒng)下達(dá)的指令能可靠執(zhí)行。因此需要針對(duì)不同的被控設(shè)備制定不同的控制策略，一般情況下AVC 對(duì)變電站內(nèi)的電容器組的投切策略如下：

為均衡使用變電站內(nèi)的各電容器組，保證先投入的電容器組先退出、后投入的后退出，通常采用循環(huán)方式進(jìn)行投切。首先對(duì)被控對(duì)象的補(bǔ)償容量和無(wú)功電壓靈敏度進(jìn)行分析，再判斷低壓母線上電容器組的投入平衡度，最后通過(guò)單個(gè)電容器的每日投入記錄來(lái)判斷是否投入該電容器組；為延長(zhǎng)電容器組的使用壽命，降低設(shè)備運(yùn)行時(shí)的溫度，控制策略對(duì)單個(gè)電容器組的每日動(dòng)作次數(shù)和每次動(dòng)作之間的時(shí)間間隔都是有要求的，防止對(duì)電容器頻繁操作造成損壞。如，每日的電容器控制次數(shù)設(shè)置為7次、每次操作的時(shí)間間隔設(shè)置為15min 等。

在某些變電站中，為經(jīng)濟(jì)有效的抑制三次或三次以上的諧波，需投入不同電抗率的電容器組。電容器的電抗率是指串聯(lián)在電力電容器設(shè)備中的電抗器額定感抗與其所連接的電容器額定容抗之比，通常以百分比表示。如電抗率不同的電容器組的投切順序不合理，將會(huì)使系統(tǒng)的諧波阻抗呈現(xiàn)容性，進(jìn)而對(duì)諧波進(jìn)一步放大，造成變電站中設(shè)備的損壞。而上述策略中并沒(méi)有包含對(duì)這些不同電抗率電容器組的投切順序控制，存在一定不足。

在對(duì)并聯(lián)電容器的電抗率進(jìn)行選擇時(shí)，應(yīng)根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行工況和電容器參數(shù)等因素的不同進(jìn)行具體分析。當(dāng)并聯(lián)電容器用于無(wú)功補(bǔ)償和抑制諧波時(shí)，并聯(lián)電容器設(shè)備接入處的諧波含量不同、其電抗率也不同，一般電抗率的選擇范圍應(yīng)符合下列要求：諧波次數(shù)在5次及以上時(shí)電抗率選擇4.5～5.0%；諧波次數(shù)在3次及以上時(shí)電抗率為12.0%；也可混合4.5%～5.0%和12%兩種電抗率。當(dāng)變電站中有兩種電抗率的并聯(lián)電容器設(shè)備時(shí)，其中電抗率為12%的并聯(lián)電容器應(yīng)具有先投后切的功能。

在烏海超高壓供電局所管轄的500kV 變電站中就曾發(fā)生過(guò)因3次諧波嚴(yán)重放大引起的典型事故。該變電站的1#并聯(lián)電容器組投入后，運(yùn)行約0.5s 時(shí)系統(tǒng)發(fā)生故障報(bào)警。之后對(duì)其停電檢查發(fā)現(xiàn)，電容器組中的4臺(tái)電容器單體存在損壞現(xiàn)象，且其中1臺(tái)單體內(nèi)部的焊料連接處發(fā)生高溫溶解斷裂。可明顯看出是由于流過(guò)電容器的電流過(guò)載引起的。事后通過(guò)對(duì)變壓器低壓側(cè)故障分析，在電容器合閘投入的過(guò)程中發(fā)生了明顯的諧波諧振現(xiàn)象。該變壓器低壓側(cè)母線上共配置了三組并聯(lián)電容器，其中1#電容器組的電抗率為5%，其余兩組電容器組的電抗率均為12%。因此此次事故主要原因是：電抗率為5%的1#電容器組先行投入，造成了系統(tǒng)中3次諧波的放大，并在電容器中形成了很大的諧波電流，引起了電容器組的過(guò)流損壞。

本文提出：為避免因諧波放大導(dǎo)致電容器組的損壞，在AVC 系統(tǒng)對(duì)電容器進(jìn)行投切控制前，需要對(duì)系統(tǒng)諧波進(jìn)行分析并對(duì)電容器的電抗率進(jìn)行判斷。基于電抗率判據(jù)的投切策略如下：對(duì)電抗率為12%的電容器組先投后切，而電抗率為4.5%～5.0%電容器組后投先切，從而減少電容器組的損壞率。

3 結(jié)語(yǔ)

以電壓波動(dòng)范圍較大500kV 德嶺山變電站為例，分析了風(fēng)電場(chǎng)與其接入的變電站之間的無(wú)功電壓協(xié)調(diào)控制，以電壓偏離指數(shù)和風(fēng)電場(chǎng)無(wú)功儲(chǔ)備裕度指數(shù)為目標(biāo)對(duì)其進(jìn)行了優(yōu)化控制。另外針對(duì)蒙西電網(wǎng)無(wú)功補(bǔ)償電容器損壞嚴(yán)重的情況，提出了不同電抗率投切順序的策略。AVC 無(wú)功電壓控制系統(tǒng)的實(shí)施對(duì)于逐步改善蒙西電網(wǎng)的無(wú)功現(xiàn)狀、提高電壓質(zhì)量以及提升變電站及全網(wǎng)的自動(dòng)化水平等方面具有極其重要意義。