多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)電壓問題及控制策略研究

武海燕，慕 騰，邢華棟，郭 琪，劉會強，郭 裕，雷 軻，

（1.內(nèi)蒙古電力科學研究院，呼和浩特010020；2.內(nèi)蒙古自治區(qū)電力系統(tǒng)智能化電網(wǎng)仿真企業(yè)重點實驗室，呼和浩特010020）

0 引言

內(nèi)蒙古錫林浩特西部（簡稱錫西地區(qū)電網(wǎng)）是典型的多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)，該電網(wǎng)位于系統(tǒng)末端，遠離負荷中心且線路損耗大，同時具有風機裝機容量大、風電集中等特點[1-3]。220 kV錫西開閉站三組母線高抗（容量120 Mvar）的投產(chǎn)運行，增加了該地區(qū)電網(wǎng)調(diào)壓手段，能夠有效控制高電壓問題，同時錫西地區(qū)電網(wǎng)運行方式調(diào)整為500 kV汗海變—220 kV溫都爾變—220 kV錫西開閉站—500 kV察右中變環(huán)網(wǎng)運行方式，提高了地區(qū)電網(wǎng)供電可靠性，而且有效遏制了錫西地區(qū)受新能源出力波動從而導致系統(tǒng)電壓波動的現(xiàn)象。但受新能源集中分布及波動性強的影響，錫西地區(qū)電壓波動現(xiàn)象仍然存在，且隨著該地區(qū)負荷的持續(xù)增長、新能源的不斷接入，地區(qū)電壓穩(wěn)定問題仍然突出，增加了電網(wǎng)調(diào)壓難度，所以必須結(jié)合該地區(qū)的發(fā)展水平制訂相應的控制策略和方案[4-6]。

文獻[3]研究的多端風電匯集區(qū)的輸電斷面是單回線路，提出的利用支路功率比值與系統(tǒng)站點電壓的關(guān)系，求解輸電線路的功率極限的方法不再適用于輸電斷面為多回線路的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)[3]。因此本文基于錫西地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為環(huán)網(wǎng)的基礎上，針對電網(wǎng)發(fā)生故障后系統(tǒng)站點電壓越限的問題，以風電場有功出力為自變量，系統(tǒng)站點控制電壓值為因變量進行P-V（功率-電壓）分析[7-10]，并研究不同接線方式、區(qū)域負荷對P-V曲線的影響。通過計算分析不同運行狀態(tài)下電網(wǎng)的電壓運行極限，確定滿足靜態(tài)電壓穩(wěn)定情況下該地區(qū)輸電斷面有功功率和電壓運行范圍，提出基于負荷分檔的多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)輸電斷面潮流和電壓的協(xié)調(diào)控制策略。

1 錫西地區(qū)電網(wǎng)存在的問題

錫西多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)全接線網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 錫西多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)全接線網(wǎng)架結(jié)構(gòu)圖

錫西地區(qū)風電匯集系統(tǒng)有四個突出特點：一是網(wǎng)絡薄弱點突出，220 kV溫都爾站接帶的大型風電場群僅通過單回220 kV汗溫Ⅰ線接入500 kV汗海匯集站；二是單純風電匯集系統(tǒng)，無其他電源接入，因此由風電出力和區(qū)域負荷水平即可確定輸電斷面“察錫雙回線+汗溫Ⅰ線斷面”的潮流大?。ㄝ旊姅嗝娉绷髦禐樨撝荡盹L電匯集系統(tǒng)為受電方式，正值代表風電匯集系統(tǒng)為外送方式）；三是新能源送出線路均較長，其中溫都爾地區(qū)的新能源送出線路汗溫Ⅰ線線路長126 km，玉龍地區(qū)的新能源送出線路察錫Ⅰ、Ⅱ線線路長175 km；四是汗溫Ⅰ線存在熱穩(wěn)定問題，需要控制流向汗海方向的潮流不超過260 MW，因此新能源送出受限。針對熱穩(wěn)定問題本文不再詳細分析，所有計算結(jié)果均保證不超汗溫Ⅰ線熱穩(wěn)定極限260 MW。

綜上所述，錫西地區(qū)目前存在的突出問題仍然是電壓問題，且高、低電壓問題同時存在。低電壓問題是錫西地區(qū)風電大發(fā)或負荷較重情況下，發(fā)生輸電斷面上某一回線路三相短路故障后，各站點電壓會出現(xiàn)較大的電壓跌落，通過潮流計算分析可得，跌落壓差最大可達到20~30 kV。若初始電壓過低，故障后站點電壓就會越下限198 kV。此時若風電出力或區(qū)域負荷的有功功率增加一小量，系統(tǒng)電壓便會急劇下降，導致失穩(wěn)。為此，需要在現(xiàn)有無功調(diào)壓手段的基礎上找出該區(qū)域電網(wǎng)輸電斷面的有功功率極限及電壓控制極限下限值。高電壓問題是錫西地區(qū)在小負荷、輸電斷面“察錫雙回線+汗溫Ⅰ線”約為0的情況或大負荷、風電0出力情況下，發(fā)生輸電斷面某一長線路單側(cè)跳閘后，站點末端電壓可能會出現(xiàn)越上限242 kV的情況，此時若現(xiàn)有的無功調(diào)壓手段仍不能將電壓降至合理的范圍內(nèi)，就需要對該站點電壓的上限值進行控制。

2 仿真條件及方法

2.1 負荷水平和風電出力

目前，錫西地區(qū)風電裝機容量約857 MW，根據(jù)實際情況，該地區(qū)風電最大出力按風電總裝機容量的80%考慮，風電最小出力為0。考慮最嚴苛情況和風電場動態(tài)無功補償裝置的不確定性，本次仿真計算中將風電場動態(tài)無功補償裝置容量按0考慮。

基于2020年錫西地區(qū)的負荷水平進行仿真分析，該地區(qū)最小負荷220 MW，最大負荷470 MW，將負荷水平分四檔進行計算，功率因數(shù)取0.95。不同負荷水平下，錫西地區(qū)各站點的負荷情況如表1所示。

表1 錫西地區(qū)電網(wǎng)各站負荷水平 MW

2.2 P-V分析

P-V分析是一種電力系統(tǒng)靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析的方法[11-13]，它是通過建立站點電壓和一個區(qū)域負荷或傳輸界面潮流的直接關(guān)系曲線，指示區(qū)域負荷水平或傳輸界面功率水平導致整個系統(tǒng)臨近電壓崩潰的程度。對于風電電力系統(tǒng)，P-V分析建立的是站點電壓和風電場有功出力之間的關(guān)系曲線，該曲線可指示風電有功出力導致整個系統(tǒng)臨近電壓崩潰的程度[14]。但本文P-V分析中建立的是站點控制電壓值與風電場有功出力百分比之間的關(guān)系，通過分析不同負荷水平下系統(tǒng)風電場有功出力和控制電壓值的P-V曲線特性，確定該系統(tǒng)不同負荷水平下的輸電斷面和運行電壓范圍。

3 仿真結(jié)果及協(xié)調(diào)控制策略

3.1 控制電壓下限值仿真結(jié)果

控制電壓下限值的求取即在系統(tǒng)不同運行工況和負荷水平下進行故障掃描，找出電壓跌落最嚴重的制約故障，當該故障發(fā)生后，系統(tǒng)某一站點電壓剛好達到系統(tǒng)允許運行的電壓下限值198 kV，此時恢復故障后的電壓即為該站點的控制電壓下限值。正常方式下對錫西地區(qū)電網(wǎng)進行電氣故障掃描，經(jīng)計算，汗溫I線故障后各站點電壓下降最多，是導致正常方式下電網(wǎng)出現(xiàn)低電壓問題的制約故障。在不同運行工況下進行汗溫Ⅰ線故障校驗，得出不同負荷水平下的控制電壓下限值和風電有功出力百分比之間的關(guān)系，如表2所示。正常方式下，系統(tǒng)在不同運行工況下最大的控制電壓下限值是226 kV。將風電出力進一步細化后，選取控制電壓下限值最高的站點錫西開閉站進行分析，不同負荷水平下系統(tǒng)的P-V曲線如圖2所示。

表2 正常方式下錫西地區(qū)各站點控制電壓下限值

由圖2可以看出，不同負荷水平下，P-V曲線變化趨勢相同，即隨風電出力逐漸增加，站點的控制電壓下限值先降后升，在風電80%出力下，系統(tǒng)控制電壓下限值最大約為226 kV，且區(qū)域負荷水平越低，站點控制電壓下限值越小。因此電網(wǎng)在正常方式的各種運行工況下，只需控制各站點電壓大于等于226 kV，輸電斷面潮流只需滿足汗溫Ⅰ線的熱穩(wěn)定極限而不需其他控制，此時系統(tǒng)發(fā)生任一故障，系統(tǒng)站點電壓均不會越下限。

圖2 正常方式下錫西開閉站P-V曲線

用同樣的方法對錫西地區(qū)各種檢修方式下電壓穩(wěn)定性進行計算分析，發(fā)現(xiàn)在察錫一回線停電、汗溫Ⅰ線停電和溫錫一回線停電方式下，系統(tǒng)的低電壓問題較正常方式下更嚴重，需要單獨分析，而其他檢修方式下控制電壓值和P-V曲線趨勢與正常方式相同。

察錫一回線停電、汗溫Ⅰ線停電和溫錫一回線停電方式下，不同負荷水平下的P-V曲線如圖3所示?？梢钥闯觯跈z修方式下，站點的P-V曲線趨勢呈更明顯的“V”形，即系統(tǒng)在風電出力的兩端，控制電壓下限值都較正常方式下高，說明在檢修方式下發(fā)生故障后，站點的電壓跌落較正常方式下更嚴重。同樣，在檢修方式下，出現(xiàn)區(qū)域負荷水平越低，站點控制電壓下限值越小，但不同負荷水平下的控制電壓下限值區(qū)別較大，甚至在大負荷水平下的控制電壓下限值過高，導致系統(tǒng)無法只依靠控制電壓來保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，此時需要同時進行輸電斷面有功功率的控制。

圖3 檢修方式下錫西開閉站P-V曲線

3.2 控制電壓上限值仿真結(jié)果

在系統(tǒng)輕潮流小負荷情況下，對錫西地區(qū)電網(wǎng)進行線路單側(cè)跳閘校驗，找出正常方式及各種檢修方式下線路發(fā)生單側(cè)跳閘后，線路末端電壓超過最大允許電壓242 kV的方式，并進行運行電壓上限值的控制。

正常方式下，任一線路發(fā)生單側(cè)跳閘后，通過改變錫西電網(wǎng)無功補償配置，電網(wǎng)各站點電壓均不越限。因此正常方式下，錫西電網(wǎng)各站電壓上限不超正常運行電壓上限值235.4 kV即可。察錫一回線停電，在察錫雙+汗溫Ⅰ線有功功率為0、小負荷220 MW時，發(fā)生汗溫Ⅰ線汗海側(cè)跳閘時線路末端超242 kV，需提前預控錫西各站電壓。汗溫Ⅰ線停電，在察錫雙+汗溫Ⅰ線有功功率為0、小負荷220 MW時，發(fā)生察錫一回線察右中側(cè)跳閘，跳閘線路末端達電壓上限242 kV，需提前預控錫西各站電壓。溫錫一回線停電，在風電0出力、大負荷470 MW時，發(fā)生溫錫另一回線溫都爾側(cè)跳閘時線路末端電壓超242 kV，需提前預控錫西各站電壓。察錫一回線停電、汗溫Ⅰ線和溫錫一回線停電下，控制電壓上限值如表3所示?？梢钥闯觯瑱z修方式下各站點控制電壓上限值的最低值約為232 kV，因此檢修方式下的控制電壓上限值取最小值232 kV。

表3 檢修方式下錫西地區(qū)各站點控制電壓上限值kV

3.3 協(xié)調(diào)控制策略

察錫一回線檢修時，由圖3（a）中可以看出，當負荷水平大于350 MW時，站點的控制電壓下限值均較高，甚至可能超出系統(tǒng)正常運行時的電壓上限值235.4 kV，說明在這種負荷水平下，不論風電出力多少，系統(tǒng)發(fā)生故障后的電壓跌落值都很大，處于靜態(tài)臨界失穩(wěn)狀態(tài)。因此在察錫一回線停電時，可以分兩種情況進行控制：當負荷在350 MW~280 MW，風電出力在20%~55%時，即輸電斷面潮流汗溫Ⅰ線+察錫另一回線有功功率-180~80 MW，發(fā)生故障后的電壓跌落合理，此時控制電壓下限值≤226 kV；當負荷水平在280 MW及以下，風電出力5%~55%時，即輸電斷面潮流汗溫Ⅰ線+察錫另一回線有功功率為-240~150 MW，發(fā)生故障后的電壓跌落合理，此時控制電壓下限值≤226 kV。

汗溫Ⅰ線檢修時，由圖3（b）中可以看出，當負荷水平大于410 MW時，站點的控制電壓下限值均較高，甚至超出系統(tǒng)正常運行時的電壓上限值235.4 kV，說明在這種負荷水平下，不論風電出力多少，系統(tǒng)發(fā)生故障后的電壓跌落值都很大，處于靜態(tài)電壓臨界失穩(wěn)狀態(tài)。因此在汗溫Ⅰ線停電時，可以分兩種情況進行控制：當負荷在410~300 MW，風電出力23%~57%時，即輸電斷面汗溫Ⅰ線+察錫另一回線有功功率極限為-220~40 MW，發(fā)生故障后的電壓跌落合理，此時控制電壓下限值≤226 kV；當負荷在300 MW及以下，風電出力3%~58%時，即輸電斷面有功功率極限為-280~170 MW，發(fā)生故障后的電壓跌落合理，此時控制電壓下限值≤226 kV。

溫錫一回線檢修時，由圖3（c）可以看出，當負荷≤470 MW時，站點的控制電壓下限值在輸電斷面察錫雙+汗溫Ⅰ線有功功率≤340 MW即風電出力0~70%的情況下發(fā)生故障后的電壓跌落合理，此時控制電壓下限值≤226 kV。

綜上所述，該地區(qū)的協(xié)調(diào)控制方案如表4所示。

表4 錫西地區(qū)電網(wǎng)控制方案

4 結(jié)論

本文針對錫西多端風電匯集區(qū)域電網(wǎng)存在的電壓問題，以風電場有功出力為自變量、系統(tǒng)站點控制電壓值為因變量進行P-V分析，繪制不同負荷水平和運行工況下的P-V曲線，從而得出：系統(tǒng)在不同負荷水平、運行工況下，站點P-V曲線變化趨勢相同，即隨風電出力逐漸增加，站點的控制電壓下限值先降后升，且檢修方式下的P-V曲線較正常方式下的曲線呈現(xiàn)更加明顯的“V”形，電壓跌落嚴重；同時區(qū)域負荷水平越低，站點控制電壓下限值越小。因此，在系統(tǒng)正常運行方式下，只需控制各站點電壓在控制電壓上下限范圍內(nèi)即可，輸電斷面潮流只需滿足汗溫Ⅰ線的熱穩(wěn)定極限而不需其他控制；而系統(tǒng)處于在察錫一回線檢修、汗溫Ⅰ線檢修、溫錫一回線檢修這三種運行方式下時，需要同時對輸電斷面和控制電壓進行控制?；诒疚奶岢隽嘶谪摵煞謾n對該地區(qū)采取輸電斷面潮流和控制電壓的協(xié)調(diào)控制策略，確定了滿足靜態(tài)電壓穩(wěn)定情況下該地區(qū)輸電斷面有功功率極限和電壓運行范圍，保障了電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。