劉 進，李 童，李小南，胡遠婷,張 睿,穆興華

(1.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司電力科學研究院，哈爾濱 150030；2.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司，哈爾濱 150090；3.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司哈爾濱供電公司，哈爾濱 150036)

0 引 言

在交流連接電網(wǎng)中，無功電流在任何瞬間都是平衡的，即無功電流的發(fā)出量與吸收量在任何瞬間都相等，這就是無功平衡原理。如果沒有在系統(tǒng)中對無功電流進行補償，那么負荷吸收的無功功率將全部由發(fā)電機來提供[1]。

無功電流雖然不能傳遞能量，但是會影響電網(wǎng)的電壓，這是由電網(wǎng)中的設(shè)備性質(zhì)決定的[2]。電網(wǎng)中絕大部分發(fā)電機為同步發(fā)電機。同步發(fā)電機在激磁電流不變時輸出的無功電流與輸出電壓成反比，即隨著輸出電壓的減少，輸出無功電流增加；反之，隨著輸出電壓的增加，輸出無功電流減少。而電網(wǎng)中的主要無功負荷是變壓器和異步電動機，這些負荷所吸收的無功電流與電壓成正比。因此，如果系統(tǒng)的無功不足，電壓就會下降，負荷吸收的無功減少，大電機發(fā)出的無功增加，從而保持無功的平衡；反之，如果系統(tǒng)的無功過剩，電壓就會升高，負荷吸收的無功增加，發(fā)電機發(fā)出的無功減少，從而保持無功的平衡。因此，電網(wǎng)可以依靠電壓的變化來自動保持無功平衡[3-5]。

針對上述問題，通過策略定位無功補償設(shè)備的容量和位置，提出低壓用電地區(qū)電網(wǎng)電壓無功優(yōu)化策略，實現(xiàn)補償度的快速定位和電壓優(yōu)化，使地區(qū)電網(wǎng)電壓控制策略能夠兼顧無功補償容量和補償位置的協(xié)調(diào)。

1 無功補償方案的建立

線路電感造成線路電壓降為無功電壓，無功電壓與線路電流成正比，二者相位差為90°，串聯(lián)電容器用于補償無功電壓[6-7]。

在掌握電網(wǎng)無功電源和無功負荷的基礎(chǔ)上，做好無功的就地平衡，制定無功補償方案，做到各級電網(wǎng)的無功就地補償。安裝電容器無功容量和位置的不同，其降損節(jié)能的效果也不同。因此，電容器安裝前必須經(jīng)過合理的數(shù)學分析與計算，使一定容量的補償電容器達到最大的降損效果，無功補償容量及位置最優(yōu)分布實際上是一個規(guī)劃優(yōu)化的問題，可以用非線性規(guī)劃方法來解決。

電壓無功調(diào)整的基本原則：分層分區(qū)調(diào)整與無功就地平衡。在確定無功補償點時要滿足下列要求：

1)約束條件

按照系統(tǒng)電壓質(zhì)量要求，第i個補償點的電壓Ui必須小于其運行電壓最大值Umax，大于其運行電壓最小值Umin，即

Umin

有功功率P、無功功率Q和視在功率S之間存在下述關(guān)系，即

由上述各式可知，在傳送一定有功功率的條件下，cosφ越大，所需視在功率越小，設(shè)備利用率越高[7]。

2)確立目標函數(shù)

無功補償所追求的目標是總的有功損耗最小，設(shè)定網(wǎng)絡(luò)負荷點電壓UL和補償點補償容量QCi的函數(shù)關(guān)系如下式所示：

UL=f(QCi)

即

式中：m=0，1，2，…，n。

各補償點裝設(shè)的補償容量為QC1、QC2、…、QCi、…、QCn時，網(wǎng)絡(luò)電壓達到期望值，是電壓無功調(diào)整的目標。

2 無功補償增補策略研究

黑龍江省北部電網(wǎng)是國家電網(wǎng)公司對俄購電的主要輸電通道，興安變、漠河變承擔著中俄石油輸送管道的重要供電任務(wù)，北部電網(wǎng)網(wǎng)架比較薄弱，電壓情況對負荷變化較為敏感，因此需要運行人員及時根據(jù)電壓和負荷情況投切變電站無功補償電抗器、電容器。黑河換流站、興安變、多寶山變SVC裝置一定程度上緩解了電壓波動，但地區(qū)無功補償容量仍然不足，加上黑河換流站直流輸送功率頻繁變化，無功補償設(shè)備配合投切，致使電壓波動幅度大，易出現(xiàn)電壓日偏差大于5%額定電壓的情況。

2.1 對克山變、北安變、海倫變電壓仿真計算

根據(jù)年度仿真結(jié)果，由于北部電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱，為長距離單線環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，電網(wǎng)南部克山變、北安變、海倫變負荷較重，近區(qū)缺少大電源支撐，存在地區(qū)電壓偏低的問題，計劃對克山變、北安變、海倫變進行無功補償，改善地區(qū)電壓情況。

克山變、北安變、海倫變電壓與尼爾基水電廠的發(fā)電情況密切相關(guān)。表1～3是通過仿真計算得出的不同補償方案下克山變、北安變、海倫變電壓情況。表中分別為尼爾基水電廠開0、1、2臺機組，克山變、北安變、海倫變二次側(cè)進行多種方案的無功補償情況下三站的電壓。

表1 不同補償方案下尼爾基0臺機組開機各站電壓值Table 1 The voltage values of each station at the start of Nierji′s 0 units under different compensation schemes

表2 不同補償方案下尼爾基1臺機組開機各站電壓值Table 2 Voltage values of each station at the start of Nierji’s 1 units under different compensation schemes

表3 不同補償方案下尼爾基2臺機組開機各站電壓值Table 3 Voltage values at each station of Nierji's 2 units under different compensation schemes

2.2 對克山變、北安變、海倫變進行無功補償

1)方案一：當尼爾基廠無機組運行時，最低電壓高于214.0 kV。

此時的補償方案為，分別在克山變、北安變、海倫變增加無功補償量裝置20 Mvar、10 Mvar、10 Mvar， 共計補償40 Mvar。補償后克山變、 北安變、海倫變電壓分別為214.0 kV、214.7 kV、215.1 kV。

方案一情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖1所示。

圖1 方案一克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.1 Scheme 1 Voltage of main transformers of Keshan substation, Bei'an substation and Hailun substation and power flow of surrounding lines

2)方案二：當尼爾基廠無機組運行時，最低電壓高于215.1 kV。

此時的補償方案為，分別在克山變、北安變、海倫變增加無功補償量裝置20 Mvar、20 Mvar、10 Mvar，共計補償50 Mvar。補償后克山變、北安變、海倫變電壓分別為215.1 kV、216.0 kV、215.8 kV。

方案二情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖2所示。

圖2 方案二克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.2 Scheme 2 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and Hailun substation and power flow of surrounding lines

3)方案三：當尼爾基廠無機組運行時，最低電壓高于215.1 kV。

此時的補償方案為，分別在克山變、北安變、海倫變增加無功補償量裝置20 Mvar、30 Mvar、10 Mvar，共計補償60 Mvar。補償后克山變、北安變、海倫變電壓分別為215.1 kV、217.3 kV、216.6 kV。

方案三情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖3所示。

圖3 方案三克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.3 Scheme 3 voltage of main transformer of sanjeshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

4)方案四：當尼爾基廠1臺機組運行時，最低電壓高于214.2 kV。

此時的補償方案為，分別在克山變、北安變、海倫變增加無功補償量裝置10 Mvar、0 Mvar、0 Mvar，共計補償10 Mvar。補償后克山變、北安變、海倫變電壓分別為215.0 kV、214.8 kV、214.2 kV。

方案四情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖4所示。

圖4 方案四克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.4 Scheme 4 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

5)方案五：當尼爾基廠1臺機組運行時，最低電壓高于215.0 kV。

此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置10 Mvar、10 Mvar、0 Mvar，共計補償20 Mvar。補償后克山、北安、海倫電壓分別為216.0 kV、216.0 kV、215.0 kV。

方案五情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖5所示。

圖5 方案五克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.5 Scheme 5 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

方案六：要求當尼爾基廠1臺機組運行時，最低電壓高于216.6 kV。

此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置10 Mvar、10 Mvar、10 Mvar，共計補償30 Mvar。補償后克山、北安、海倫電壓分別為216.7 kV、216.9 kV、216.6 kV。

方案六情況下，克山變、北安變、海倫變主變電壓及拉克線、克北線、海北線、北吳線線路潮流如圖6所示。

圖6 方案六克山變、北安變、海倫變主變電壓及周邊線路潮流Fig.6 Scheme 6 main transformer voltage of Keshan substation, Bei'an substation and hailun substation and power flow of surrounding lines

考慮無功補償裝置的運行經(jīng)濟性、能在合理利用范圍且主要用于降低網(wǎng)損，推薦采用方案二，即分別在克山變、北安變、海倫變增加無功補償量裝置20 Mvar、20 Mvar、10 Mvar，共計補償50 Mvar。

3 結(jié) 語

對電壓調(diào)整落點方案進行安全穩(wěn)定分析，提出電壓聯(lián)合調(diào)整策略。利用優(yōu)化規(guī)劃方法，提升地區(qū)電網(wǎng)的綜合電壓穩(wěn)定性，降低電網(wǎng)運行中產(chǎn)生的損耗，具有良好的經(jīng)濟效益。

結(jié)合黑龍江省北部電網(wǎng)低壓用電地區(qū)電網(wǎng)實際運行情況，對電壓無功補償方案進行論證，快速定位補償方案落點，為精準確定控制策略提供指導(dǎo)依據(jù)。