徐征宇，白志強(qiáng)，王瑞

(1.內(nèi)蒙古工業(yè)大學(xué)，呼和浩特市，010080;2.內(nèi)蒙古超高壓供電局，呼和浩特市，010080)

0 引言

可控電抗器是一種先進(jìn)的智能型無功補(bǔ)償設(shè)備，它的特點(diǎn)在于其無功容量可以隨著安裝地點(diǎn)無功功率的變化而變化，做到無功功率的動態(tài)補(bǔ)償［1-2］。由于這種動態(tài)補(bǔ)償性，可以穩(wěn)定其安裝地點(diǎn)的電壓，另外由于減少了線路上的無功功率，降低了系統(tǒng)的電壓損耗和有功損耗［3］。內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)調(diào)壓方式主要是固定容量低抗、低容的投切，需要人為操作，補(bǔ)償速度慢且補(bǔ)償效果不佳。本文從運(yùn)行方式入手，利用潮流仿真軟件分析將可控電抗器應(yīng)用到內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)后的調(diào)壓效果及降損效果等方面的問題。同時，對配置方案進(jìn)行了電壓調(diào)整效果分析、經(jīng)濟(jì)性分析和N-1開斷模擬分析，討論了配置方案的可行性。

1 現(xiàn)有調(diào)壓方式存在的問題

目前，內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)的調(diào)壓措施主要包括投切35 kV低壓電抗器組、35 kV低壓電容器組、發(fā)電機(jī)進(jìn)相運(yùn)行、并聯(lián)固定容量高抗等幾種方式，但它們都存在一定的局限性。低壓電抗器組、低壓電容器組調(diào)壓需要人工投切，無功補(bǔ)償速度慢，影響電壓合格率;發(fā)電機(jī)進(jìn)相運(yùn)行雖然可以有效地保證電網(wǎng)充足的無功功率，但是無功功率的大范圍流動會產(chǎn)生不必要的有功損耗;并聯(lián)固定容量高抗調(diào)壓只能限制長線路容升效應(yīng)，而且容量不可調(diào)，會造成線路重負(fù)載時電壓下降、增大網(wǎng)損的后果。為解決上述問題，本文研究將可控電抗器應(yīng)用于內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)中，豐富調(diào)壓手段，降低系統(tǒng)損耗。

2 潮流計算

本文所采用的潮流計算方法主要是牛頓法和PQ分解法［4］，內(nèi)蒙古電網(wǎng)共有1 000多個節(jié)點(diǎn)，為保證計算的收斂性和快速性，在編寫潮流計算控制語句時，設(shè)定先采用P-Q分解法計算，保證快速性，再采用牛頓計算法，保證收斂性。在潮流計算程序中，將內(nèi)蒙古電網(wǎng)的所有節(jié)點(diǎn)參數(shù)通過填寫相應(yīng)數(shù)據(jù)卡錄入計算機(jī)中，形成內(nèi)蒙古電網(wǎng)的潮流計算初始數(shù)據(jù)，將控制語句寫入計算機(jī)，這里設(shè)定牛頓法使用20次，PQ分解法使用10次，并設(shè)定輸出各節(jié)點(diǎn)的潮流及系統(tǒng)的總損耗數(shù)據(jù)，進(jìn)行潮流計算時計算機(jī)自動進(jìn)行迭代并輸出結(jié)果。

3 可控電抗器配置方案

3.1 電壓現(xiàn)狀

2011年夏季運(yùn)行方式下，利用潮流分析軟件對內(nèi)蒙古電網(wǎng)進(jìn)行潮流仿真計算，得到內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)的潮流分布，如圖1所示。圖中每個節(jié)點(diǎn)及線路上的潮流以復(fù)功率的形式表示，并標(biāo)注出每個節(jié)點(diǎn)的電壓值。內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV各變電站電壓及系統(tǒng)損耗匯總于表1。

圖1 潮流分布Fig.1 Electric power flow distribution

表1 500 kV變電站電壓及系統(tǒng)損耗Tab.1 Voltage of 500 kV Substation and system loss

對比表1所列數(shù)據(jù)及內(nèi)蒙古電力調(diào)度通信中心2011年季度電壓合格曲線發(fā)現(xiàn)，內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)整體的運(yùn)行電壓偏低，其中500 kV汗海站、500 kV豐泉站、500 kV永圣域站的情況最為嚴(yán)重。面對這種電壓偏低的情況，研究利用可控電抗器將表1所列變電站電壓調(diào)整到合格范圍內(nèi)，潮流仿真程序中通過更改現(xiàn)有相應(yīng)固定容量并聯(lián)高抗的電抗標(biāo)幺值并進(jìn)行仿真潮流計算，模擬可控電抗器提升其安裝地點(diǎn)電壓的情形。

3.2 配置方案

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)在2011年的運(yùn)行方式下，汗海站、豐泉站、永圣域站越電壓曲線下限情況最為嚴(yán)重。其中，豐泉站、汗海站是重要出口變電站，也是出線較多、調(diào)壓較為困難的變電站。故將此3個變電站及對應(yīng)線路上的并聯(lián)高抗作為重點(diǎn)研究對象。下面針對這3個變電站，將其安裝固定容量并聯(lián)高抗的線路做統(tǒng)計如表2所示。

3.2.1 配置方案調(diào)壓分析

根據(jù)表2，永豐Ⅰ線豐泉側(cè)裝有150 Mvar的高抗、永圣域側(cè)裝有120 Mvar的高抗，結(jié)合這2個500 kV站的電壓都偏低的情況，將兩側(cè)高抗容量都調(diào)整為50 Mvar，仿真結(jié)果見表3。

與表1相比，豐泉、永圣域、汗海站電壓上升較明顯，但仍不滿足電壓曲線的要求，將豐汗Ⅰ線豐泉站側(cè)線路高抗加入調(diào)整的范圍內(nèi)，容量調(diào)整為25 Mvar，仿真結(jié)果見表4。

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通過調(diào)整豐汗Ⅰ線豐泉站側(cè)高抗容量，表4中所列500 kV變電站的電壓繼續(xù)上升，但仍存在電壓不合格的情況。因此將豐泉站豐萬Ⅰ線、豐萬Ⅱ線的線路高抗加入調(diào)整范圍，將其容量由原來的150 Mvar調(diào)整到25 Mvar，利用潮流仿真軟件計算后出現(xiàn)了結(jié)果不收斂的情況，這是因區(qū)域無功不平衡所致，故豐泉站手動切除一組120 Mvar，35 kV低壓電容器組，再進(jìn)行潮流仿真，計算收斂，見表5。

表5 計算結(jié)果3Tab.5 Calculation results 3

表3～5的數(shù)據(jù)表明:通過調(diào)整豐泉站500 kV出線的并聯(lián)高抗值，其電壓逐漸上升，網(wǎng)損逐漸減小，這是一個良好的趨勢;但由于豐泉站高抗容量值已經(jīng)調(diào)到較低的水平，為了達(dá)到電壓合格的要求而再次調(diào)低這幾處的線路并聯(lián)高抗值會導(dǎo)致潮流計算無法收斂，所以此時要調(diào)整汗海站線路并聯(lián)高抗容量。

將汗旗Ⅰ線汗側(cè)、汗旗Ⅱ線旗側(cè)的線路高抗值調(diào)整為50 Mvar，進(jìn)行模擬仿真后出現(xiàn)了全網(wǎng)網(wǎng)損增加、500 kV電網(wǎng)電壓再次下降并降到很低的情況，如表6所示。調(diào)整汗騰線兩側(cè)線路高抗時也存在同樣的問題。

表6 計算結(jié)果4Tab.6 Calculation results 4

這種情況的出現(xiàn)并不符合減少感性無功會提升電壓的一般規(guī)律，究其原因是汗海站的東送無功潮流過大所致，雖然潮流計算趨收斂，但汗海站區(qū)域無功不足，難以維持在高電壓水平下運(yùn)行。因此，從2011年運(yùn)行方式上，應(yīng)把汗旗Ⅰ線、汗旗Ⅱ線、汗騰線線路高抗排除在調(diào)整范圍外?？紤]從汗沽Ⅰ線、汗沽Ⅱ線線路高抗入手調(diào)整，將汗沽Ⅰ線、汗沽Ⅱ線線路高抗調(diào)整為50 Mvar，仿真計算結(jié)果收斂，如表7所示。

表7 計算結(jié)果5Tab.7 Calculation results 5

表7中各站的電壓都能符合電壓曲線的要求，而且內(nèi)蒙古電網(wǎng)的其他500 kV變電站的電壓也均符合了電壓曲線的要求。可見，通過調(diào)整重點(diǎn)變電站及相應(yīng)線路的并聯(lián)高抗值，可以有效地提升500 kV電網(wǎng)的運(yùn)行電壓水平。另外對比表7及表1中的系統(tǒng)損耗，可以發(fā)現(xiàn)，在仿真模擬可控電抗器調(diào)整內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)運(yùn)行電壓后，系統(tǒng)有功損耗由288.467 MW減小到282.169 MW，這對電網(wǎng)的節(jié)能減排是非常有利的。為進(jìn)一步體現(xiàn)可控電抗器在降損方面的優(yōu)勢，在上述調(diào)整之后，將242 km(線路越長，充電功率越大，調(diào)整效果越明顯)的布烏Ⅰ線、布烏Ⅱ線的固定容量并聯(lián)高抗由150 Mvar調(diào)整為50 Mvar，然后進(jìn)行仿真分析，計算結(jié)果收斂，并且內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV變電站電壓仍然滿足電壓曲線的要求，如表8所示。

表8 2011年夏季運(yùn)行方式下內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV變電站電壓及系統(tǒng)損耗Tab.8 Voltage of substation and system loss in summer operation mode of 2011 for 500 kV Inner Mongolia power grid

對比表8和表1數(shù)據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過調(diào)整后，內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)的電壓合格率達(dá)到了100%，并且由于減少了線路上的無功流動，全網(wǎng)系統(tǒng)損耗降低了8.515 MW。

3.2.2 配置方案效果及經(jīng)濟(jì)性

將可控電抗器在內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)中的布置方案匯總，見表9。

在2011年夏季運(yùn)行方式下，通過表9的配置方案可使500 kV變電站電壓均滿足電壓曲線要求。為了更直觀地體現(xiàn)可控電抗器的調(diào)壓效果，作出500 kV豐泉變電站、500 kV汗海變電站2個重要東送出口站的日電壓曲線圖，如圖2所示。

從圖2可以看出，可控電抗器可使安裝地點(diǎn)的電壓在每日低谷、平峰、高峰期都滿足電壓曲線的要求，而且可以保持在較高電壓水平上運(yùn)行，這主要得益于可控電抗器的快速調(diào)節(jié)和自動調(diào)節(jié)性能，這相比于投切低抗、低容操作速度慢、不可動態(tài)調(diào)整具有明顯的優(yōu)勢。

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另據(jù)有關(guān)資料500 kV超高壓磁控式可控電抗器價為160～200元/kvar，內(nèi)蒙古普通工業(yè)用電價格0.631元/(kW·h)，由此可得出可控電抗器配置方案的經(jīng)濟(jì)性、潮流計算收斂性、最大提升電壓程度的分析表，如表10所示。

表10 配置方案分析Tab.10 Analysis of configuration scheme

按表9中的配置方案，雖然一次投資較大，但收回成本的時間僅為4年左右，另外，由于可控電抗器的可控性及節(jié)能性，它的應(yīng)用對于內(nèi)蒙古電網(wǎng)的節(jié)能減排建設(shè)和智能電網(wǎng)建設(shè)都會起到積極的促進(jìn)作用和示范作用。

3.2.3 配置方案的N-1開斷模擬

在利用軟件對表9配置方案進(jìn)行潮流計算后，編寫N-1開斷模擬語句，仿真分析配置方案下內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)線路輪流開斷后的過電壓及過負(fù)荷情況，如圖3、4所示。

由圖4可知，對內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)部分線路進(jìn)行開斷時會造成系統(tǒng)的解列等故障，但對比圖3、4可知，這些可能出現(xiàn)的故障并不是因?yàn)榭煽仉娍蛊髡{(diào)整導(dǎo)致的，而是因?yàn)閮?nèi)蒙古電網(wǎng)自身結(jié)構(gòu)、容量等因素所致。進(jìn)一步分析后發(fā)現(xiàn)，可控電抗器調(diào)整之后汗沽Ⅱ線斷開將不會導(dǎo)致系統(tǒng)解列，這反映了500 kV汗海站安裝可控電抗器后使得汗沽線路傳輸能力增強(qiáng)，不必考慮架設(shè)新線路?？傊?，通過對內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)進(jìn)行N-1開斷模擬后，不會出現(xiàn)內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)變電站電壓越限的情況，并且可以提高汗沽線的輸送能力，這也證明了表9方案是可行的。

4 結(jié)論

(1)通過潮流計算、N-1開斷計算等仿真計算、可控電抗器調(diào)壓效果分析及經(jīng)濟(jì)性分析表明，可控電抗器在內(nèi)蒙古500 kV電網(wǎng)上的應(yīng)用是可行的。

(2)以2011年度夏季運(yùn)行方式為例，最高提升電壓12.7 kV，發(fā)生在500 kV豐泉變電站，全網(wǎng)系統(tǒng)有功損耗減少8.515 MW。

(3)在500 kV汗海站、豐泉站中，可控電抗器的調(diào)壓效果可使電壓滿足電壓曲線的要求，而且維持在高電壓水平上運(yùn)行;另外，可控電抗器使得汗沽線的傳輸能力增強(qiáng)明顯，不必再架設(shè)新線路。

(4)可控電抗器的應(yīng)用會加快內(nèi)蒙古電網(wǎng)“建設(shè)堅強(qiáng)智能電網(wǎng)”的步伐，促進(jìn)內(nèi)蒙古電網(wǎng)節(jié)能減排的進(jìn)程，應(yīng)加大建設(shè)的力度和研究的深度。

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