綏中百萬千瓦機組改接華北側高嶺近區無功策略優化研究

徐興偉，岳 涵，呂昌霖

（國家電網公司東北分部，遼寧 沈陽 110180）

試驗與研究

綏中百萬千瓦機組改接華北側高嶺近區無功策略優化研究

徐興偉，岳 涵，呂昌霖

（國家電網公司東北分部，遼寧 沈陽 110180）

綏中電廠2臺100萬kW機組改接至華北電網后，高嶺換流站東北側近區無功儲備減少，無功電壓調控方案可能影響直流向華北的送電功率，亟需開展無功電壓調控方案的適應性和優化研究工作。根據實際電網，開展了目標在于充分發揮無功設備運行能力的控制方案優化研究工作，優化方案經仿真驗證能合理安排高嶺換流站東北側近區動態無功儲備，提高無功電壓安全運行水平，并能提高部分運行方式下東北向華北的直流送電功率。

無功優化；控制方案；動態無功儲備；仿真；直流

近年來東北電網負荷增長較慢，最大供電負荷不足總裝機容量的一半，電力嚴重供大于求。為緩解電力供需壓力，促進清潔能源接納，國家組織開展了將處于東北、華北電網交界處的綏中電廠2臺100萬kW機組切改至華北電網工作。

綏中電廠現有2臺80萬kW和2臺100萬kW機組，2臺100萬kW機組改接至華北電網后，東北華北間背靠背直流東北側動態無功儲備明顯減少，短路容量也有所降低，綏中電廠機組跳閘、高嶺換流站周圍線路跳閘都將明顯拉低高嶺換流站東北側電壓，進而影響東北向華北的送電能力，因此亟需開展綏中電廠2臺100萬kW機組切改后高嶺近區無功控制優化研究工作，充分利用高嶺近區無功設備的運行能力。

無功的運行優化研究工作通常以有功網損最小、電壓水平最好等作為目標函數，在已知系統有功負荷、電源以及有功潮流分布情況下，通過優化計算來確定系統中各控制變量的取值，以尋找在滿足各約束條件的前提下，使系統的某1個或多個性能指標達到最優時的運行方式［1－2］。近年來，在無功優化研究方面取得了較多成果。文獻［3］提出了一種大規模電網分層分區無功優化模型及算法，根據電網解環運行及分層分區管理的特點，采用節點分裂法將電網進行分層分區解耦，建立相應的分解協調模型，并通過分解協調內點法進行求解。文獻［4］提出了一種在系統暫態過程中考慮暫態電壓安全的無功備用概念，并給出其對暫態電壓安全貢獻的評價方法及相應的修正系數，通過軌跡靈敏度方法實現對修正后的無功源動態無功備用的計算，建立提高系統暫態電壓安全水平的無功備用優化模型，利用原對偶內點法進行求解。文獻［5－6］根據1天內各負荷變化的劇烈程度，將24 h劃分成若干時段，將動態無功優化問題簡化成靜態無功優化模型。文獻［7］也采用了分時段的控制策略，將24 h的負荷分成若干負荷水平段，并用遺傳算法對各段中采樣的幾個典型負荷節點進行求解，得到1天內各控制變量的運行表，其負荷分段數為設備的最大調節次數。文獻［8］采用啟發式規則來確定各控制變量的動作序列，并將動態無功優化模型簡化為靜態無功優化模型來求解。無功優化算法，通?？煞譃榻浀鋬灮惴ê腿斯ぶ悄軆灮惴?。經典優化算法主要包括梯度法、線性規劃法、牛頓法、內點法、二次規劃法、整數規劃法及動態規劃法等。人工智能優化算法中，具代表性的有模擬退火算法、禁忌搜索法、遺傳算法、人工神經網絡及粒子群算法等［9－11］。此外，許多學者還將多種算法相結合，提出了幾種功能互補的混合優化算法。

與常規無功電壓優化研究相比，本文所開展的無功優化研究，目的在于充分發揮高嶺近區無功設備對電壓的支撐能力，以最大限度提高東北向華北的送電能力。為此，本文針對高嶺近區實際電網結構，首先分析了綏中2臺100萬kW機組切改后東北側無功控制策略的適應性，發現了現行無功控制策略存在的不足，進而采用經典優化算法開展研究，提出了無功優化方案。仿真研究表明本文提出的無功優化方案，可以進一步提高部分運行方式下東北向華北的送電能力，具有較強的工程實用價值。

1 高嶺換流站東北側近區無功電壓控制現狀

綏中電廠2臺100萬kW機組改切前后高嶺換流站東北側近區電網結構如圖1、圖2所示。

圖1 機組改切前高嶺近區電網接線圖

由圖1、圖2可知，綏中電廠2臺100萬kW機組改接到華北電網后，高嶺換流站東北側近區在缺少2臺100萬kW電源情況下，又減少了1回500 kV線路，短路容量明顯減少，電壓支撐能力減弱，并且綏中電廠對該地區的動態無功支撐能力明顯降低。為提高東北側無功支撐能力，在高嶺換流站東北側新增了2小組濾波器，這樣高嶺換流站內東北側濾波器達到13組，每組容量126 Mvar。

目前，正常方式下高嶺換流站電壓控制目標范圍為515～535 kV，國調中心穩定規程要求正常方式下高嶺站東北側母線運行電壓不低于515 kV。為滿足該電壓控制目標，在交流母線電壓處于510～550 kV時，高嶺換流站東北側采用定無功控制策略，與東北主網交換無功控制目標為零，死區±100 Mvar，超出該死區才在5 s后投入或切除濾波器組。

綏中電廠機組切改后，正常方式下綏中電廠機組跳閘高嶺近區系統電壓變化情況見表1?？芍椫须姀S2臺機組運行，1臺機組跳閘，高嶺近區系統電壓滿足運行要求，所以2臺機組運行方式下直流可以滿功率運行；綏中電廠1臺機組運行，機組跳閘，直流功率較大時，電壓低于475 kV，不滿足事故后電壓規定－0.95 p.u.標準要求，受此條件限制直流最大送電功率約2 900 MW。而在電源嚴重過剩的東北地區，具有2臺機組的火電廠，最常見的運行方式是單機運行，這就意味著東北向華北送電的高嶺背靠背直流將長期不能滿功率運行。

表1 綏中機組跳閘高嶺換流站東北近區電壓變化情況

綏中1臺機組運行，高嶺換流站在不同直流功率下濾波器組投入情況見表2。由表2可知，按現行無功控制策略，直流運行3 000 MW、2 900 MW時，高嶺換流站東北側濾波器僅投入11組，還有2組備用。高嶺近區周圍的電壓支撐，需由綏中電廠提供無功實現，靜態無功設備沒有得到充分利用。由于高嶺換流站內的靜態無功設備投切時間較長，在系統故障時，存在高嶺換流站東北側近區動態無功儲備不足問題，進而將影響高嶺直流輸電能力。

表2 不同直流功率換流站濾波器投入情況

2 高嶺近區無功控制策略優化研究

針對目前高嶺近區無功控制策略存在的不足，本文以正常方式下優先調用靜態無功設備、保證正常方式下電壓水平最好、發生故障時最低電壓滿足事故后電壓要求等作為目標函數，數學模型選取各節點電壓值、發電機有功出力、無功出力、高嶺直流輸送功率作為狀態變量，滿足系統潮流等式、換流站與系統無功交換條件等約束的同時，考慮濾波器、周圍低壓電抗器等無功補償裝置的容量、發電機發出的無功容量等不等式的約束。在各運行約束條件下，以發電機機端電壓、電容器組投切組數、低壓電抗器投切組數、換流站與系統無功交換約束作為控制變量，來改善高嶺換流站東北側近區電壓及無功分布，從而最大限度發揮無功電壓支撐能力，進而提高東北向華北的背靠背直流輸電能力。

目標函數：優先調用靜態無功設備，充分發揮動態無功源對節點暫態電壓的支撐作用，將系統動態無功備用作為優化目標，即：

式中：QRTG為總的發電機動態無功備用；QRTGj為第j臺發電機動態無功備用；n為發電機個數。

等式約束：等式約束g（x）即為系統的潮流約束。

式中：U、θ分別為節點電壓幅值和相角；PG和QG分別為發電機有功、無功出力；PL、QL分別為有功、無功負荷。

不等式約束：不等式h（x）包含狀態變量和控制變量的上下限約束。式中：PGi為發電機有功功率；PDC為高嶺直流功率；Ui為節點電壓幅值；QGi為發電機無功功率；UC為高嶺換流站東北側與系統無功交換電壓限值；Qdz為高嶺換流站東北側與系統無功交換的死區；Qdki為低壓電抗器；Qci為高嶺換流站東北側交流濾波器。

本文采用經典優化算法中的牛頓法，求取優化控制方案，其中：發電機機端電壓初值范圍為500～550 kV，高嶺換流站東北側電容器組初值范圍為7，換流站與系統無功交換初值范圍為0～±300 Mvar，綏中電廠、沙河營變電站低電壓電抗器組運行初值范圍為0～6。

考慮高嶺直流、綏中電廠多種可能出現的運行方式，本文經優化研究求得新的高嶺近區無功電壓控制方案，如表3所示。

由表3可知，與現行無功控制方案相比：

a.高嶺換流站近區低壓電抗器全部退出運行，可以最大限度緩解故障時低電壓問題，同時沒有對系統正常運行電壓產生明顯影響；

表3 原無功控制方案與優化后無功電壓控制方案的主要差異

b.高嶺換流站與系統無功交換約束提高了200 Mvar，可以保證正常方式下靜態無功補償設備全部投入，在維持高嶺換流站內無功平衡的同時，向系統提供最大限度無功支撐，從而為綏中電廠預留更多的動態無功儲備空間；

c.高嶺換流站與系統無功交換下限提升了5 kV，可以通過高嶺換流站靜態無功補償設備支撐系統正常運行電壓，滿足國調規程規定。

3 高嶺近區無功控制策略優化方案效果研究

采用仿真研究方法，研究了正常方式下綏中電廠2臺機組、1臺機組、無機組運行以及高嶺換流站東北側近區500 kV線路檢修等運行方式下，正常運行工況與典型故障工況時的動態無功儲備、電壓變化等情況。篇幅所限，以下僅將正常方式及2個典型故障工況的研究結果通過表4～表6展示。

由表4～表6可知，經過優化后的無功電壓調控方案，除可以滿足電網正常運行要求外，可以提高動態無功儲備79～129 Mvar，可以提高高嶺換流站母線電壓3～6 kV。更重要的是，本文提出的無功電壓調控方案，可以在正常方式下綏中電廠1臺機組運行時，提高高嶺直流向華北電網送電功率約100 MW，高嶺直流輸送功率可以不受電壓運行條件限制，效益顯著。

此外，對高嶺直流換流站附近線路檢修方式的研究表明，本文提出的無功電壓調控方案既可以滿足電網運行要求，又可以提高動態無功儲備102～156 Mvar，提高高嶺換流站母線電壓5～9 kV，進而減少檢修方式對高嶺直流向華北送電功率的影響，最大限度發揮跨區輸電能力，效益顯著。

表4 正常運行工況不同無功控制方案運行效果仿真分析

表5 綏中電廠1臺機組跳閘不同無功控制方案運行效果仿真分析（典型故障工況1）

4 結論

a.綏中電廠2臺100萬kW機組切改到華北電網后，高嶺換流站東北近區無功電壓控制方案會影響東北向華北的送電能力。

b.經優化后得到的高嶺近區無功電壓調控方案，主要在低壓電抗器使用、高嶺換流站內靜態無功設備使用等方面更為合理，可為該地區預留更多的動態無功儲備。

c.仿真研究表明，實施優化后的高嶺近區無功電壓調控方案，可以在確保電壓安全的前提下，提升部分運行方式下東北向華北的送電能力，效益顯著。

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Optimization Strategy Study on Reactive Power Control of 1 000 MW Units at Suizhong Rerouted to the Northeastern Side

XU Xing?wei，YUE Han，Lü Chang?lin

（Northeast Branch of State Grid Corporation of China，Shenyang，Liaoning 110180，China）

After Suizhong two 1 000 MW units rerouted to North China power grid，reactive power reserve is reduced greatly in Gao?ling area.Reactive voltage control scheme would impact on HVDC transmission to North China power grid.It is urgent to study the a?daptability and optimization of reactive voltage control scheme.The study is based on actual power grid and it aims at fully developing operation capability of reactive devices.The optimization strategy is verified by simulation system.It is proved that the optimization strategy can arrange dynamic reactive power reserve reasonably at Northeast power grid side of Gaoling converter station，as well as im?prove the operation safety level of reactive voltage.It is also shown that under the partial operation mode，the optimization strategy can increase the HVDC transmission from Northeast China to North China power grid.

Reactive optimization；Control scheme；Dynamic reactive reserve；Simulation；HVDC

TM76

A

1004－7913（2015）12－0008－05

徐興偉（1971—），男，博士，高級工程師，從事電網安全穩定運行及關鍵技術研究等工作。

2015－10－08）