多端风电汇集区域电网电压问题及控制策略研究

武海燕，慕 腾，邢华栋，郭 琪，刘会强，郭 裕，雷 轲，

（1.内蒙古电力科学研究院，呼和浩特010020；2.内蒙古自治区电力系统智能化电网仿真企业重点实验室，呼和浩特010020）

0 引言

内蒙古锡林浩特西部（简称锡西地区电网）是典型的多端风电汇集区域电网，该电网位于系统末端，远离负荷中心且线路损耗大，同时具有风机装机容量大、风电集中等特点[1-3]。220 kV锡西开闭站三组母线高抗（容量120 Mvar）的投产运行，增加了该地区电网调压手段，能够有效控制高电压问题，同时锡西地区电网运行方式调整为500 kV汗海变—220 kV温都尔变—220 kV锡西开闭站—500 kV察右中变环网运行方式，提高了地区电网供电可靠性，而且有效遏制了锡西地区受新能源出力波动从而导致系统电压波动的现象。但受新能源集中分布及波动性强的影响，锡西地区电压波动现象仍然存在，且随着该地区负荷的持续增长、新能源的不断接入，地区电压稳定问题仍然突出，增加了电网调压难度，所以必须结合该地区的发展水平制订相应的控制策略和方案[4-6]。

文献[3]研究的多端风电汇集区的输电断面是单回线路，提出的利用支路功率比值与系统站点电压的关系，求解输电线路的功率极限的方法不再适用于输电断面为多回线路的电网结构[3]。因此本文基于锡西地区电网网架结构为环网的基础上，针对电网发生故障后系统站点电压越限的问题，以风电场有功出力为自变量，系统站点控制电压值为因变量进行P-V（功率-电压）分析[7-10]，并研究不同接线方式、区域负荷对P-V曲线的影响。通过计算分析不同运行状态下电网的电压运行极限，确定满足静态电压稳定情况下该地区输电断面有功功率和电压运行范围，提出基于负荷分档的多端风电汇集区域电网输电断面潮流和电压的协调控制策略。

1 锡西地区电网存在的问题

锡西多端风电汇集区域电网全接线网架结构如图1所示。

图1 锡西多端风电汇集区域电网全接线网架结构图

锡西地区风电汇集系统有四个突出特点：一是网络薄弱点突出，220 kV温都尔站接带的大型风电场群仅通过单回220 kV汗温Ⅰ线接入500 kV汗海汇集站；二是单纯风电汇集系统，无其他电源接入，因此由风电出力和区域负荷水平即可确定输电断面“察锡双回线+汗温Ⅰ线断面”的潮流大小（输电断面潮流值为负值代表风电汇集系统为受电方式，正值代表风电汇集系统为外送方式）；三是新能源送出线路均较长，其中温都尔地区的新能源送出线路汗温Ⅰ线线路长126 km，玉龙地区的新能源送出线路察锡Ⅰ、Ⅱ线线路长175 km；四是汗温Ⅰ线存在热稳定问题，需要控制流向汗海方向的潮流不超过260 MW，因此新能源送出受限。针对热稳定问题本文不再详细分析，所有计算结果均保证不超汗温Ⅰ线热稳定极限260 MW。

综上所述，锡西地区目前存在的突出问题仍然是电压问题，且高、低电压问题同时存在。低电压问题是锡西地区风电大发或负荷较重情况下，发生输电断面上某一回线路三相短路故障后，各站点电压会出现较大的电压跌落，通过潮流计算分析可得，跌落压差最大可达到20~30 kV。若初始电压过低，故障后站点电压就会越下限198 kV。此时若风电出力或区域负荷的有功功率增加一小量，系统电压便会急剧下降，导致失稳。为此，需要在现有无功调压手段的基础上找出该区域电网输电断面的有功功率极限及电压控制极限下限值。高电压问题是锡西地区在小负荷、输电断面“察锡双回线+汗温Ⅰ线”约为0的情况或大负荷、风电0出力情况下，发生输电断面某一长线路单侧跳闸后，站点末端电压可能会出现越上限242 kV的情况，此时若现有的无功调压手段仍不能将电压降至合理的范围内，就需要对该站点电压的上限值进行控制。

2 仿真条件及方法

2.1 负荷水平和风电出力

目前，锡西地区风电装机容量约857 MW，根据实际情况，该地区风电最大出力按风电总装机容量的80%考虑，风电最小出力为0。考虑最严苛情况和风电场动态无功补偿装置的不确定性，本次仿真计算中将风电场动态无功补偿装置容量按0考虑。

基于2020年锡西地区的负荷水平进行仿真分析，该地区最小负荷220 MW，最大负荷470 MW，将负荷水平分四档进行计算，功率因数取0.95。不同负荷水平下，锡西地区各站点的负荷情况如表1所示。

表1 锡西地区电网各站负荷水平 MW

2.2 P-V分析

P-V分析是一种电力系统静态电压稳定分析的方法[11-13]，它是通过建立站点电压和一个区域负荷或传输界面潮流的直接关系曲线，指示区域负荷水平或传输界面功率水平导致整个系统临近电压崩溃的程度。对于风电电力系统，P-V分析建立的是站点电压和风电场有功出力之间的关系曲线，该曲线可指示风电有功出力导致整个系统临近电压崩溃的程度[14]。但本文P-V分析中建立的是站点控制电压值与风电场有功出力百分比之间的关系，通过分析不同负荷水平下系统风电场有功出力和控制电压值的P-V曲线特性，确定该系统不同负荷水平下的输电断面和运行电压范围。

3 仿真结果及协调控制策略

3.1 控制电压下限值仿真结果

控制电压下限值的求取即在系统不同运行工况和负荷水平下进行故障扫描，找出电压跌落最严重的制约故障，当该故障发生后，系统某一站点电压刚好达到系统允许运行的电压下限值198 kV，此时恢复故障后的电压即为该站点的控制电压下限值。正常方式下对锡西地区电网进行电气故障扫描，经计算，汗温I线故障后各站点电压下降最多，是导致正常方式下电网出现低电压问题的制约故障。在不同运行工况下进行汗温Ⅰ线故障校验，得出不同负荷水平下的控制电压下限值和风电有功出力百分比之间的关系，如表2所示。正常方式下，系统在不同运行工况下最大的控制电压下限值是226 kV。将风电出力进一步细化后，选取控制电压下限值最高的站点锡西开闭站进行分析，不同负荷水平下系统的P-V曲线如图2所示。

表2 正常方式下锡西地区各站点控制电压下限值

由图2可以看出，不同负荷水平下，P-V曲线变化趋势相同，即随风电出力逐渐增加，站点的控制电压下限值先降后升，在风电80%出力下，系统控制电压下限值最大约为226 kV，且区域负荷水平越低，站点控制电压下限值越小。因此电网在正常方式的各种运行工况下，只需控制各站点电压大于等于226 kV，输电断面潮流只需满足汗温Ⅰ线的热稳定极限而不需其他控制，此时系统发生任一故障，系统站点电压均不会越下限。

图2 正常方式下锡西开闭站P-V曲线

用同样的方法对锡西地区各种检修方式下电压稳定性进行计算分析，发现在察锡一回线停电、汗温Ⅰ线停电和温锡一回线停电方式下，系统的低电压问题较正常方式下更严重，需要单独分析，而其他检修方式下控制电压值和P-V曲线趋势与正常方式相同。

察锡一回线停电、汗温Ⅰ线停电和温锡一回线停电方式下，不同负荷水平下的P-V曲线如图3所示。可以看出，在检修方式下，站点的P-V曲线趋势呈更明显的“V”形，即系统在风电出力的两端，控制电压下限值都较正常方式下高，说明在检修方式下发生故障后，站点的电压跌落较正常方式下更严重。同样，在检修方式下，出现区域负荷水平越低，站点控制电压下限值越小，但不同负荷水平下的控制电压下限值区别较大，甚至在大负荷水平下的控制电压下限值过高，导致系统无法只依靠控制电压来保障电网安全稳定运行，此时需要同时进行输电断面有功功率的控制。

图3 检修方式下锡西开闭站P-V曲线

3.2 控制电压上限值仿真结果

在系统轻潮流小负荷情况下，对锡西地区电网进行线路单侧跳闸校验，找出正常方式及各种检修方式下线路发生单侧跳闸后，线路末端电压超过最大允许电压242 kV的方式，并进行运行电压上限值的控制。

正常方式下，任一线路发生单侧跳闸后，通过改变锡西电网无功补偿配置，电网各站点电压均不越限。因此正常方式下，锡西电网各站电压上限不超正常运行电压上限值235.4 kV即可。察锡一回线停电，在察锡双+汗温Ⅰ线有功功率为0、小负荷220 MW时，发生汗温Ⅰ线汗海侧跳闸时线路末端超242 kV，需提前预控锡西各站电压。汗温Ⅰ线停电，在察锡双+汗温Ⅰ线有功功率为0、小负荷220 MW时，发生察锡一回线察右中侧跳闸，跳闸线路末端达电压上限242 kV，需提前预控锡西各站电压。温锡一回线停电，在风电0出力、大负荷470 MW时，发生温锡另一回线温都尔侧跳闸时线路末端电压超242 kV，需提前预控锡西各站电压。察锡一回线停电、汗温Ⅰ线和温锡一回线停电下，控制电压上限值如表3所示。可以看出，检修方式下各站点控制电压上限值的最低值约为232 kV，因此检修方式下的控制电压上限值取最小值232 kV。

表3 检修方式下锡西地区各站点控制电压上限值kV

3.3 协调控制策略

察锡一回线检修时，由图3（a）中可以看出，当负荷水平大于350 MW时，站点的控制电压下限值均较高，甚至可能超出系统正常运行时的电压上限值235.4 kV，说明在这种负荷水平下，不论风电出力多少，系统发生故障后的电压跌落值都很大，处于静态临界失稳状态。因此在察锡一回线停电时，可以分两种情况进行控制：当负荷在350 MW~280 MW，风电出力在20%~55%时，即输电断面潮流汗温Ⅰ线+察锡另一回线有功功率-180~80 MW，发生故障后的电压跌落合理，此时控制电压下限值≤226 kV；当负荷水平在280 MW及以下，风电出力5%~55%时，即输电断面潮流汗温Ⅰ线+察锡另一回线有功功率为-240~150 MW，发生故障后的电压跌落合理，此时控制电压下限值≤226 kV。

汗温Ⅰ线检修时，由图3（b）中可以看出，当负荷水平大于410 MW时，站点的控制电压下限值均较高，甚至超出系统正常运行时的电压上限值235.4 kV，说明在这种负荷水平下，不论风电出力多少，系统发生故障后的电压跌落值都很大，处于静态电压临界失稳状态。因此在汗温Ⅰ线停电时，可以分两种情况进行控制：当负荷在410~300 MW，风电出力23%~57%时，即输电断面汗温Ⅰ线+察锡另一回线有功功率极限为-220~40 MW，发生故障后的电压跌落合理，此时控制电压下限值≤226 kV；当负荷在300 MW及以下，风电出力3%~58%时，即输电断面有功功率极限为-280~170 MW，发生故障后的电压跌落合理，此时控制电压下限值≤226 kV。

温锡一回线检修时，由图3（c）可以看出，当负荷≤470 MW时，站点的控制电压下限值在输电断面察锡双+汗温Ⅰ线有功功率≤340 MW即风电出力0~70%的情况下发生故障后的电压跌落合理，此时控制电压下限值≤226 kV。

综上所述，该地区的协调控制方案如表4所示。

表4 锡西地区电网控制方案

4 结论

本文针对锡西多端风电汇集区域电网存在的电压问题，以风电场有功出力为自变量、系统站点控制电压值为因变量进行P-V分析，绘制不同负荷水平和运行工况下的P-V曲线，从而得出：系统在不同负荷水平、运行工况下，站点P-V曲线变化趋势相同，即随风电出力逐渐增加，站点的控制电压下限值先降后升，且检修方式下的P-V曲线较正常方式下的曲线呈现更加明显的“V”形，电压跌落严重；同时区域负荷水平越低，站点控制电压下限值越小。因此，在系统正常运行方式下，只需控制各站点电压在控制电压上下限范围内即可，输电断面潮流只需满足汗温Ⅰ线的热稳定极限而不需其他控制；而系统处于在察锡一回线检修、汗温Ⅰ线检修、温锡一回线检修这三种运行方式下时，需要同时对输电断面和控制电压进行控制。基于本文提出了基于负荷分档对该地区采取输电断面潮流和控制电压的协调控制策略，确定了满足静态电压稳定情况下该地区输电断面有功功率极限和电压运行范围，保障了电网安全稳定运行。