乌兰察布电网电压无功运行现状分析

刘 涛

（乌兰察布电业局，内蒙古 乌兰察布 012000）

0 引 言

乌兰察布地区电网位于内蒙古西部电网的东端。随着乌兰察布地区电网用电负荷的逐年攀升，它的负荷中心的动态无功功率已严重不足。再加上丰泉高载能集中区同时也是蒙西电网外送华北网的东送通道，峰谷负荷差逐渐增大，单回线路输电容量不断攀升。大功率线路的投切和大负荷用户的启停，均严重影响无功功率的变化，故乌兰察布地区电网对系统电压无功的调节和控制能力的要求越来越高。

乌兰察布地区电网2017年度最大负荷高达4 572.9 MW，比2016年的4 004.7 MW增长14.19%。近年来，内蒙古电力公司各级电压无功专业管理人员高度重视电压无功管理工作，注重技术人员的培训，要求深入、系统地分析各级无功平衡工作，收集和比较理论仿真和系统实际运行数据，掌握电网运行风险点，确保地区电网的安全稳定运行。乌兰察布电网系统复杂，网内火力发电的电源点偏少，风电、光伏等新能源负荷接入较多。外加呼丰断面的影响，各地区负荷差距较大，电网间无功资源分布不均，系统内存在大量无功的远距离传输，无功分层分区就地平衡矛盾突出。本文通过分析乌兰察布地区电网2017年电压无功平衡、无功设备及电压运行状况和现有地区电网AVC系统运行存在的问题，提出了一系列的平衡措施[1]。

1 地区主网无功分层平衡情况分析

乌兰察布电网中的220 kV变电站容性无功补偿设备配置比例为13.32%，110 kV变电站容性无功补偿设备配置比例为13.17%，35 kV变电站容性无功补偿设备配置比例为17.45%。从无功补偿配置情况看，220 kV、110 kV层容性无功补偿设备配置比例较低。虽未达到本单位最低15%的最低要求，但满足《电力系统电压和无功技术导则(试行)》（SD325—89）中关于220 kV及以下电压等级变电站的无功补偿设备容量可按主变压器容量的10%～30%配置的要求。500 kV变电站送无功、220 kV电厂发无功、220 kV变电站无功补偿、220 kV线路充电功率、220 kV变电站中低压侧总无功负荷、送入外网的无功、220 kV电网内部损耗所产生的无功盈余，基本能达到就地平衡。220 kV黄旗海变、润字变、新城湾变、丰地变构成的丰泉高载能汇集区，由于地区负荷增长较快，负荷主要为高载能负荷，无功需求较大，地区无功平衡困难[2]。2017年3月，220 kV高海线退役，对电网结构和电压支撑的影响较大。乌兰察布地区黄旗海、润字、新城湾、丰地、海城总负荷控制在1 500 MW以下，乌兰察布地区日限电在200 MW左右，地区220 kV电压普遍偏低，最低电压低于213 kV。直至9月19日高盐线启动后，电压水平才有所提高。在站用电容器全部投入的情况下，润字、黄旗海220 kV变电站的无功需求仍达到400～500 MVar，需丰泉变500 kV电网下送支撑，造成地区及丰泉500k V母线在负荷高峰时段电压偏低。而锡西德胜新能源汇集区、兴广旗台新能源汇集区由于地区风电资源丰富且地区负荷相对较少，导致部分电力送出地区的无功功率过剩，如德胜变、盐海变、兴广变、旗台变等变电站电压偏高。由于地区电网电压调整能力有限，导致地区电网主网电压整体偏高。

2 无功分区平衡及电压情况分析

通过调查2017年乌兰察布地区20座220 kV变电站无功电压运行情况，分析各区域电网无功功率平衡及电压情况。

2.1 锡西德胜新能源汇集区

锡西德胜新能源汇集区为新能源风电、光伏集中接入区，区域内风电接入容量1 250 MW，光伏接入容量225 MW，500 kV察右中变的220 kV网架上无功盈余及由察锡Ⅰ、Ⅱ回长距离输电穿越来的无功较多。但是，系统用电负荷在110 MW左右，电压水平相对略低，调压水平受限，主网电压相对偏高，动态无功功率支撑不足。

2.2 乌兰察布地区主网

乌兰察布地区主网是由高顺变、杭宁变、前进变、玉岭变、集宁变、宁西变、平地泉变和团结变组成的电磁环网。该地区内负荷较平稳且轻，火电装机2 500 MW，装机容量充足，地区最大有功负荷达1 332.54 MW，最大无功负荷达727.2 MVar，无功补偿装置容量为467 MVar，能够达到无功平衡，且电压在运行曲线可控范围内运行。

2.3 兴广旗台新能源汇集区

由兴广变、康德变、旗台变组成的新能源汇集区，地区电网风电装机容量较大，总容量达到1 395.6 MW，地区最大有功负荷为674.247 MW，最大无功负荷为261.583 MVar，同时也是高载能用户集中区，电网峰谷差较大。负荷高峰时，500 kV汗海变下送该地区无功负荷77.3 MVar，地区无功能够平衡；负荷低谷时，地区受接入大量风电的影响，电压水平偏高，平衡效果较差。

2.4 丰泉高载能集中区

受呼丰断面和220 kV高海线破口接入卓资东牵引站影响，乌兰察布电网无功电源被切断一条，500 kV丰泉变无功传输不足[3]。受东送潮流和丰泉高载能集中区大负荷的影响，地区黄旗海变、海城变、新城湾变、丰地变、润字变最大负荷达2 164.18 MW，最大无功达1 006.71 MVar。由于受地区电压点较少的影响，高峰负荷时的无功不足，影响东送华北网电压质量，电压偏低，最大无功缺额在400～500 MVar，地区无功平衡问题严重。需要加强用户侧管理，高峰负荷时用户侧电容器需尽量全部投入，减少500 kV层面的无功下放。

整体来说，乌兰察布电网无功功率补偿达到标准要求，但受地区负荷分布不均的影响，存在局部无功功率需求偏大的问题。

3 容性无功补偿设备运行情况

3.1 容性无功补偿设备可用率

乌兰察布电业局2017年强化设备基础管理工作，建立无功设备周期性检修闭环管理制度。截止年底，乌兰察布35 kV及以上变电站并联电容器组可用率的年累计值为99.57%，高于内蒙古电力公司无功补偿设备可用率95%的要求。

3.2 无功补偿设备故障率

2017年，35 kV及以上变电站共安装并联电容器131组，合计容量1 431.2 MVar，发生各类故障10台次，故障率7.6%；10 kV变电站安装并联电容器共268组，合计容量827.56 MVar，发生各类故障2台次，故障率0.75%。故障电容器中，主绝缘不良占39.1%、渗漏油占27.5%、鼓肚占17.4%、极间绝缘损坏占5.8%；334 kVar及以下电容器组损坏12台，损坏率0.42%，低于公司1.4%的平均水平。统计结果显示，故障主要为电容器主绝缘不良、漏油和鼓肚[4]。

3.3 无功补偿设备缺陷及故障分析

3.3.1 设备老化、年久失修

2002年投运的高顺220 kV变电站357集合式电容器运行年久，其B相油枕硅胶吸湿罐下部的油盅破裂无油，电容器B相顶盖一角夹缝处渗油严重，无法运行，需更换。

3.3.2 外界影响造成电容器损坏

乌兰察布电业局负荷多为高载能负荷，波动较大，易引起电压突变，一定程度上影响电容器的使用寿命。与其他设备相比，投入运行6～8年的电抗器绝缘较为薄弱，匝间短路时间多为不合格，易在运行中出现故障，特别在丰镇、前旗、兴和等高载能重负荷集中区。因负荷性质多为电弧炉，谐波含量较高，电容器投切频繁，时常出现接头发热、差压保护动作、漏油及鼓肚的缺陷，导致设备可用率降低。缺陷原因大多仍判断为运行时间较长[5]，绝缘薄弱。另外，部分厂家设备年代久远，工艺落后，存在产品质量问题。

4 变电站电压无功功率控制现状

4.1 AVC系统应用情况及效果分析

乌兰察布电业局电压无功自动控制系统（Voltage Quality Control，VQC）为中国电科院系统所早期的产品，应用效果较差。截至2017年底，乌兰察布电业局仅有3座220 kV变电站和1座110 kV接入AVC系统运行，6座110 kV变电站配置的电压无功功率综合自动装置运行年限达10年以上且均退出运行。用户风电场、光伏电站的控制只能下发目标值，使得调压工作时效性弱，不利于提升电压合格率。

4.2 地区电网自动电压控制建设

地区电网自动电压控制（Area Voltage Control，AVC）技术以安全、优质、经济为系统建设目标。在保证电压合格、设备安全运行的基础上，以网损最小、节点电压满足合格率要求为约束的最优潮流计算，通过调整变压器有载分接开关、投切无功补偿设备等措施，提升了电压合格率，降低了系统网损，满足了无功优化系统的节点电压合格率最高且全网网损最小的要求，消除了电压波动，提高了供电质量。

乌兰察布电业局按照公司要求，加强AVC系统的建设，不断推进新能源侧和电网侧厂站AVC闭环投运工作。目前，所有新能源场站已实现闭环运行，电网侧正积极推动，已完成3座220 kV变电站和1座110 kV变电站的试点建设任务。规划建设的D5000系统引进了清华高科的基于全局无功优化的地区电网自动电压控制技术路线，提升了区域电压自动控制水平。

5 无功补偿存在的问题和平衡措施

通过分析乌兰察布地区主网20座220 kV变电站及4个主要区域电网的的无功平衡情况，发现无功平衡存在的问题并提出平衡措施。

第一，丰镇、前旗地区高载能负荷较重，用户侧容性无功功率补偿配置不足；负荷高峰期润字、黄旗海220 kV变电站在站用电容器全部投入情况下，无功需求仍达到400～500 MVar；500 kV丰泉变仍有大量无功功率下送，无功功率不能就地平衡，电压偏低。按照无功就地分层分区平衡的原则，建议加大用户管理力度，向负荷集中地区且负荷较大的用户宣传无功补偿的好处，督促110 kV及以大用户安装高压侧无功功率补偿装置，同时加快和林电厂2×660两台机组的接入工作，届时将满足地区无功分层分区平衡。

第二，在负荷低谷期，锡西德胜新能源汇集区电网500 kV和220 kV变电站母线电压偏高，建议加装并联电抗器。

第三，地区AVC系统电容器和有载分接开关闭环使用较少，运行问题较多，需加快AVC系统升级改造力度。按照公司重点工作的要求，继续推进变电站AVC技术应用工作，开展AVC高级应用功能实用化，重点研究和开展AVC闭环控制，总结500 kV变电站AVC直控成效，实现各级调度自动化系统AVC高级应用功能及220 kV变电站AVC直控，加大AVC系统的培训和学习，逐步提高电网电压无功自动控制技术水平。

第四，加强需求侧管理，减小电压波动。随着乌兰察布地区负荷的迅速攀升，系统最大负荷大幅攀升，峰谷差大，用户单台炉变容量增大，负荷上升、下降速度快，负荷峰谷期无功电压调节难度大。监督和指导用户加强无功管理工作，加大用户技术人员培训力度，合理投退无功补偿设备，鼓励用户应用新技术，加大无功设备投资和改造力度，减小电压波动，以减少无功功率在电网的流动，降低网损。

第五，无功补偿装置配置单一，无感性无功补偿装置和动态无功补偿装置。目前，乌兰察布电网主网的无功功率补偿装置主要为静态电容器，无动态无功补偿装置，且负荷峰谷期缺乏有效的电压调节手段。建议通过增设调压变调容改造现有的大容量无功补偿装置，并进行经济性分析。在经济性较好的变电站适当加装动态无功补偿装置，迅速动态调节AVC系统。

6 结 论

电压和无功是交流电力系统的两个重要运行指标，电压是有功功率输送的保证，无功是有功输送的基础。以市级电网典型主网架为例分析电压无功运行现状，全力做好电压无功管理这项长期、复杂的系统工作，发挥无功对规划设计、运检管理的指导作用，降低网损，确保电网安全、可靠和经济运行。