某110 kV變電站裝設(shè)低壓電抗器的可行性研究

陳敏駿

（國(guó)網(wǎng)黃山供電公司，湖北 黃山 245000）

0 引言

某110 kV 變電站處于所屬地市東部的最末端，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對(duì)薄弱，截至目前該地區(qū)仍無220 kV 變電站，供電緊張且負(fù)荷逐年增長(zhǎng)。 伴隨著茶季與迎峰度夏（冬）負(fù)荷的日漸增長(zhǎng)需要頻繁變更運(yùn)行方式，電網(wǎng)電壓波動(dòng)較大。根據(jù)《電能質(zhì)量供電電壓允許偏差》中規(guī)定，110 kV 變電站的 110 kV、35 kV 母線，正常方式時(shí)， 電壓允許偏差為系統(tǒng)額定電壓的-3%～+7%，10 kV 及以下母線正常運(yùn)行時(shí)電壓一般應(yīng)在1.0～1.07 倍額定電壓范圍內(nèi)。 對(duì)照上述要求，特定方式下某變電站110 kV 母線電壓嚴(yán)重不滿足既定要求［1］，長(zhǎng)期運(yùn)行不利于設(shè)備安全，亟待改善當(dāng)前狀況。

1 低壓電抗器裝設(shè)的必要性與具體措施

茶季是該地區(qū)特有的一種電網(wǎng)負(fù)荷現(xiàn)象。 每年4 月份是茶季負(fù)荷高峰時(shí)期， 某934 線正常運(yùn)行方式下供 3 個(gè)變電站，2019 年 4 月 17 日 10：45 934 線路最大負(fù)荷達(dá)到75.3 MW，該線路最大限額80 MW，為緩解934 線路供電壓力， 于當(dāng)日15：00 將某變電站負(fù)荷倒由某484 線路供電。 此外每年迎峰度夏（冬）、設(shè)備檢修時(shí)期也會(huì)進(jìn)行此操作。因此每年倒由484 線路供某變電站負(fù)荷操作異常頻繁且時(shí)間持久。

數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，2019 年某變電站負(fù)荷由484 線供電截止目前共出現(xiàn)了兩個(gè)時(shí)間階段，分別是2 月11日 15：55 至 3 月 14 日 09：05 與 4 月 17 日 15：00 至4 月 30 日 15：35。 某變電站 2—4 月 110 kV 母線電壓曲線如圖1 所示。

圖1 某變電站2—4 月110 kV 母線電壓曲線

根據(jù)上述時(shí)間節(jié)點(diǎn)可以明顯看出某變電站由484 線供電時(shí)，110 kV 母線電壓瞬間升高， 基本維持在118 kV 以上，最高已越過120 kV。 而某變電站電壓合格范圍分別是110kV 母線電壓為107～118 kV，35 kV 母線電壓為 35～38.5 kV，10 kV 母線電壓為 10～10.7 kV。 在此運(yùn)行方式下，某變電站110 kV 母線電壓基本維持在118～120 kV 之間，一度瀕臨甚至超過電壓上限，35 kV、10 kV 母線電壓普遍偏高 （附近地區(qū)裝有許多小水電機(jī)組）， 母線電壓不滿足考核要求。每次調(diào)整運(yùn)行方式由484 線路供電時(shí)，均要進(jìn)行無功倒送，2019 年 4 月 21 日輸送無功功率竟達(dá)4.91 Mvar，嚴(yán)重影響電站無功指標(biāo)考核。綜上所述在某變電站加裝低壓電抗器具備一定的必要性。

目前提高電壓質(zhì)量的措施有很多， 譬如調(diào)節(jié)有載調(diào)壓變壓器分接頭；加裝靜止無功補(bǔ)償器（SVC）；在某變電站35kV 母線上加裝靜止無功發(fā)生器（SVG）；調(diào)整電網(wǎng)運(yùn)行方式改善母線電壓水平； 在35 kV 或10 kV 母線上加裝低壓電抗器。 研究表明，調(diào)節(jié)變壓器分接頭不能改變系統(tǒng)無功需求平衡［2］；加裝靜止無功補(bǔ)償器和靜止無功發(fā)生器效果雖好但造價(jià)高昂、維護(hù)復(fù)雜［3］；臨時(shí)改變電網(wǎng)運(yùn)行方式會(huì)降低供電可靠性，且只能解一時(shí)燃眉之急，電網(wǎng)運(yùn)行安全隱患依舊存在。 權(quán)衡比較后選擇在某變電站母線上加裝低壓電抗器改善母線電壓具備一定的可行性［4］。由于某變電站1 號(hào)主變35 kV 側(cè)為零電抗側(cè)，所以在容量相同的情況下低壓電抗器裝設(shè)在35 kV 母線上和裝設(shè)在10 kV 母線上對(duì)降低35 kV 母線電壓的效果是相同的，僅僅影響10 kV 母線電壓。 由于當(dāng)前站內(nèi)110 kV 母線已無空余場(chǎng)地與間隔，只在35 kV、10 kV 母線上裝設(shè)低壓電抗器。

2 選擇低壓電抗器裝設(shè)容量

由于電抗器消耗無功功率， 增加了無功功率在線路及變壓器中的傳輸，產(chǎn)生電壓損耗，從而可以降低母線電壓［5-6］。 母線電壓實(shí)際降低值與電抗器的無功容量及其通過的線路、變壓器的感抗大小有關(guān)，根據(jù)此時(shí)忽略橫分量，得到電壓實(shí)際降低值為線路等值阻抗為 Z=4.55+j15.18 Ω，某變電站1 號(hào)主變高壓側(cè)的阻抗為ZH=0.339+j21.31 Ω、低壓側(cè)的阻抗為ZL=0.193+j13.69 Ω。 等值電路如圖2 所示，由于無功在電阻上不產(chǎn)生電壓損耗，故等值電路中忽略電阻。

圖2 等值電路

因此如果裝設(shè)低抗的功率為10 Mvar， 則某變電站110 kV 母線電壓實(shí)際降低值為1 015.18／110=1.38 kV。最小方式時(shí)（低谷），某 110 kV 母線電壓在120 kV 左右， 如要滿足電壓合格 107～118 kV，須至少降2～3 kV，因此必須在35 kV 母線上裝設(shè)總?cè)萘繛?02／1.38=14.49 Mvar 的電抗器。當(dāng)裝設(shè)容量為20 Mvar 的電抗器后， 此時(shí)110kV 母線電壓降低值折算到 35 kV 側(cè)的值為6.63 kV，35 kV 母線電壓實(shí)際的降低值為2.33 kV。 同理折算到10 kV 后，10 kV母線電壓實(shí)際的降低值為0.63 kV。 當(dāng)484 供電時(shí)，某變電站 110 kV 母線電壓平均為118 kV，35 kV母線電壓平均為 37 kV，10 kV 母線電壓平均為10.5 kV。 計(jì)算在10 kV 側(cè)裝設(shè)一臺(tái)10 Mvar 的電抗器與 35kV 和 10 kV 側(cè)各裝設(shè)一臺(tái) 5 Mvar 的電抗器，此時(shí)各電壓等級(jí)母線電壓與實(shí)際降低值情況如表1 所示。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果， 為保證某變電站35 kV、10 kV母線電壓都能滿足既定要求， 且某變電站35 kV 側(cè)充電功率較大且小水電機(jī)組眾多， 水電站頻繁向系統(tǒng)內(nèi)傳送進(jìn)大量多余的無功功率， 故決定在35 kV母線上裝設(shè)低壓電抗器， 補(bǔ)償由某484 供電時(shí)的線路功率，降低母線電壓。 考慮本電網(wǎng)發(fā)展保留一定裕度，因此總?cè)萘慷?0 Mvar，并采用 10 Mvar+10 Mvar 的組合式電抗器，共用一個(gè)開關(guān)，通過刀閘進(jìn)行容量的切換?？赏度萘糠謩e為20 Mvar、10 Mvar。在最小方式（低谷）時(shí)，投入容量為10 Mvar 的電抗器，若不滿足要求可再加投10 Mvar 的電抗器，中低壓側(cè)母線電壓可通過調(diào)節(jié)主變有載分接開關(guān)的方式控制在電壓合格范圍內(nèi)［7］。 此時(shí) 110 kV 母線電壓維持在 116.62 kV 左右，35 kV 母線電壓維持在35.84 kV 左右，10 kV 母線電壓維持在 10.19 kV 左右。 考慮到未來負(fù)荷的增長(zhǎng)，上述選擇的裝設(shè)容量可以滿足電壓合格的基本要求且比較合理。

表1 加裝電抗器時(shí)各電壓等級(jí)母線電壓實(shí)際降低值 單位：kV

3 結(jié)束語(yǔ)

電抗器作為電力系統(tǒng)中不可缺少的補(bǔ)償裝置，應(yīng)用廣泛，需求日益增多，因此對(duì)于電網(wǎng)不同運(yùn)行方式情況下選擇適宜的裝設(shè)位置及裝設(shè)容量至關(guān)重要。 本文針對(duì)110 kV 某變壓器特定運(yùn)行方式下存在的電壓偏高問題提出裝設(shè)低壓電抗器的方案并做簡(jiǎn)要探討， 確保各級(jí)母線電壓均在合格范圍之內(nèi)。 此外， 改善電壓質(zhì)量也需要電力企業(yè)與水電等重要用戶的協(xié)同配合，各方共同努力，采取一切可行有效措施，維護(hù)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。