李朝陽，宋朋飛，常喜強，樊國偉，張　鋒

(1.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊　830047；2.國網(wǎng)新疆電力公司電力科學研究院，新疆 烏魯木齊　830000；3.新疆電力調(diào)度控制中心，新疆 烏魯木齊　830002)

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基于火電機組加裝串聯(lián)電抗器對地區(qū)無功電壓的影響分析

李朝陽1，宋朋飛2，常喜強3，樊國偉3，張鋒3

(1.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊830047；2.國網(wǎng)新疆電力公司電力科學研究院，新疆 烏魯木齊830000；3.新疆電力調(diào)度控制中心，新疆 烏魯木齊830002)

隨著電力系統(tǒng)網(wǎng)架不斷增強，局部煤炭基地裝機規(guī)模不斷增加，系統(tǒng)短路電流也不斷攀升，為解決短路電流超標問題，一般采用加裝串聯(lián)電抗器抑制短路電流。以新疆五彩灣地區(qū)短路電流問題為例，對系統(tǒng)加裝串聯(lián)電抗器前后的無功電壓、短路電流情況進行了對比分析；仿真結(jié)果表明，加裝串聯(lián)電抗器對抑制短路電流效果明顯，但對系統(tǒng)無功電壓產(chǎn)生較大影響，為此提出了優(yōu)化加裝串聯(lián)電抗器的措施意見，為后續(xù)串聯(lián)電抗器的實施提供了參考依據(jù)。

短路電流；串聯(lián)電抗器；無功電壓

隨著新疆電網(wǎng)進入大發(fā)展時期，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)不斷增強，火電機組不斷增多，系統(tǒng)短路電流也隨之出現(xiàn)大幅躍升，僅在某地區(qū)就聚集了多達22臺的火電機組，使系統(tǒng)斷路器經(jīng)受嚴酷考驗，一旦發(fā)生短路故障致使斷路器擊穿，很可能導(dǎo)致事故范圍擴大，甚至危及電網(wǎng)安全。常用的抑制系統(tǒng)短路電流的方法有：1)發(fā)電機組采用分層分區(qū)接入系統(tǒng)；2)加裝限流裝置串聯(lián)電抗器；3)采用母聯(lián)分列運行的方式；4)加裝變壓器中性點小電抗；5)采用高阻抗設(shè)備等[1-3]。分層分區(qū)接入系統(tǒng)需要將電磁環(huán)網(wǎng)打開，降低了系統(tǒng)的穩(wěn)定性，一般弱聯(lián)系統(tǒng)不采用此種方法；同樣，采用母聯(lián)分列運行雖然可增加系統(tǒng)阻抗，從而抑制短路電流，但是降低了系統(tǒng)的安全裕度；加裝變壓器中性點小電抗可以有效降低單相短路電流，但對抑制三相短路電流作用不大；加裝串聯(lián)電抗器操作簡單可靠，能夠有效降低系統(tǒng)短路電流，但是對加裝線路的傳輸功率有一定要求。通過仿真分析，對加裝串聯(lián)電抗器的線路傳輸功率進行量化分析，詳細闡述了加裝串聯(lián)電抗器對地區(qū)無功、電壓的影響，并提出解決方案，為今后加裝串聯(lián)電抗器提供參考依據(jù)。

以新疆某地區(qū)短路電流為例，詳細分析了串聯(lián)電抗器加裝的大小、位置以及對短路電流、無功電壓的影響。

1　近區(qū)概況

該區(qū)域電網(wǎng)以750 kV變電站為核心，主要給該區(qū)用戶供電。目前共有12臺裝機容量為4 200 MW的火電機組組成，電網(wǎng)構(gòu)架如圖1所示：公用變壓器共接帶12臺火電機組，全部運行后短路電流將達到50.9 kA，超過斷路器最大遮斷電流值，因此考慮在自備電廠中加裝串聯(lián)電抗器。

串聯(lián)電抗器的安裝位置一般為電廠送出線路的出線側(cè)或者升壓變壓器的高壓側(cè)，也可以安裝在自備變壓器與主網(wǎng)系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)線上，安裝的位置、阻抗值不同對限制短路電流的效果也有所不同。對自備電廠A和C加裝的情況進行了分析，結(jié)果如表1和表2所示。

圖1　某地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)簡圖

表1　自備電廠A加裝串聯(lián)電抗器分析

表2　自備電廠C加裝串聯(lián)電抗器分析

通過表1、表2的對比分析可以看出:對于2臺發(fā)變組通過雙回線路接入系統(tǒng)的電廠，限流串聯(lián)電抗器安裝在送出線路側(cè)和升壓變壓器高壓側(cè)時限流效果是一致的。對于4臺發(fā)變組通過雙回線路接入系統(tǒng)的電廠，限流串聯(lián)電抗器安裝在送出線路側(cè)的限流效果明顯好于安裝在升壓變壓器高壓側(cè)。

以A電廠為例，通過圖2、圖3可以看出，選擇加裝串聯(lián)電抗器的阻值越大，對短路電流的抑制效果越明顯；但是隨著限流串聯(lián)電抗器阻值的增加，短路電流降低幅值呈下降趨勢，當阻值增加至20～25 Ω以后，短路電流下降的趨勢有所減緩。

圖2　加裝不同阻值串聯(lián)電抗器短路電流降低幅值

圖3　串聯(lián)電抗器每增加5 Ω短路電流降低幅值

2　加裝串聯(lián)電抗器后仿真情況分析

2.1傳輸功率對電壓差的影響

自備電廠A在線路A1/A2電廠側(cè)加裝串聯(lián)電抗器后，出現(xiàn)線路兩側(cè)電壓差增大，電廠側(cè)母線電壓偏高的運行情況。

表3　串聯(lián)電抗器加裝位置及傳輸功率與壓差關(guān)系分析

分析原因為自備電廠側(cè)加裝2組15 Ω的串聯(lián)電抗器后，相當于增加了電廠和變電站間的電氣距離，線路電抗X等效增加了50 km，根據(jù)壓差計算公式，若不計及220 kV線路電阻R，阻抗X越大，壓差ΔU越大，在雙回線路傳輸200 Mvar的無功時，線路A1/A2兩側(cè)電壓差達6.2 kV，且隨線路傳輸無功增加，線路兩側(cè)電壓差進一步增大。無功出力為300 Mvar時，壓差將高達9.3 kV，傳輸無功減少到100 Mvar，壓差降低至3 kV。自備電廠C與系統(tǒng)無功率交換，因此加裝串聯(lián)電抗器后無壓差與無功損耗。

2.2串聯(lián)電抗器阻值不同對系統(tǒng)無功電壓的影響

由公式ΔU=(P×R+Q×X)/U可知，線路兩端壓差與線路傳輸?shù)挠泄β?、無功功率及線路的阻抗值有關(guān)，線路傳輸?shù)挠泄β什蛔兦闆r下，減小線路串聯(lián)電抗器的大小，線路的壓差必然減小，為探討串聯(lián)電抗器大小對系統(tǒng)無功電壓的影響，對比了某電廠分別加裝0 Ω、8 Ω、15 Ω串聯(lián)電抗器3種方式下系統(tǒng)故障時的無功電壓變化情況，以及線路傳輸不同無功功率時，加裝不同阻值串聯(lián)電抗器對系統(tǒng)無功電壓的影響。結(jié)果表明同等傳輸功率下，15 Ω串聯(lián)電抗器比8 Ω串聯(lián)電抗器暫態(tài)最大壓差高出0.2～0.5 kV，對系統(tǒng)短路電流，15 Ω串聯(lián)電抗器比8 Ω串聯(lián)電抗器多降低0.6 kA。

2.3串聯(lián)電抗器阻值對電壓差的影響

為進一步驗證串聯(lián)電抗器阻值與傳輸功率對無功電壓的影響，仿真模擬線路加裝15 Ω和8 Ω串聯(lián)電抗器，當線路傳輸?shù)攘繜o功，加裝15 Ω的線路較8 Ω的穩(wěn)態(tài)壓差增大一倍。加裝不同阻值串聯(lián)電抗器及線路傳輸不同無功情況下，不同串聯(lián)電抗器阻值雙回線路中任一回線跳閘后的暫態(tài)壓升變化差別不大，不同工況下事故后的暫態(tài)壓升幅值差別不到1 kV。線路兩側(cè)壓差及事故后暫態(tài)壓升隨線路傳輸無功功率、不同串聯(lián)電抗器阻值的變化而變化，具體趨勢如圖4所示。

圖4　串聯(lián)電抗器阻值與線路功率對電壓差的影響

在線路A1/A2雙線傳輸無功功率在20～25 Mvar時，線路兩側(cè)實際電壓差約7～8 kV，由于自備變A側(cè)母線為系統(tǒng)側(cè)電壓在238～240 kV運行，造成自備電廠A側(cè)母線電壓最高將達到245～248 kV。當線路A1/A2雙線傳輸無功功率在150 MW以下時，兩側(cè)實際電壓差較小，在4 kV以下，自備變A側(cè)母線電壓在238～240 kV左右運行時，自備電廠A側(cè)母線電壓最高將達到242～244 kV。在線路A1/A2雙線有一回線停運，線路兩側(cè)電壓差較雙回線運行時增大1倍，在送出線路傳輸無功不變的情況下，由于壓差增大導(dǎo)致電壓越限程度、電壓控制難度均增大，面臨電廠側(cè)過電壓運行，對電廠設(shè)備產(chǎn)生風險。

自備電廠A加裝串聯(lián)電抗器后，增加消耗的無功容量為30 MW，自備電廠B送出線路加裝串聯(lián)電抗器后，增加消耗的無功為160 Mvar。線路加裝串聯(lián)電抗器后呈現(xiàn)占用系統(tǒng)動態(tài)容性無功補償，雖然對系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定性影響不大，但加重了無功就地不平衡度，無功電壓的調(diào)整空間受限。

2.4串聯(lián)電抗器對短路電流分布的影響

線路加裝串聯(lián)電抗器后改變了故障點短路電流的分布特性。

圖5　線路未加串聯(lián)電抗器故障點及分支電流

圖6　線路加裝串聯(lián)電抗器故障點及分支電流

比較圖5、圖6可以發(fā)現(xiàn)，線路未加裝串聯(lián)電抗器前，由于兩側(cè)阻抗大小相近，因此故障點兩側(cè)提供的分支短路電流也相近。加裝串聯(lián)電抗器后，故障點兩側(cè)分支短路電流分布嚴重不均，原因是加裝串聯(lián)電抗器后電氣距離增加、阻抗增大，使得圖中A變壓器母線承受比之前更為嚴重的短路電流，因此要校核A變壓器母線斷路器的最大容量是否滿足實際要求。

3　串聯(lián)電抗器對地區(qū)無功電壓的影響分析

某地區(qū)大用戶在正常方式下接入串聯(lián)電抗器后，勢必引起用戶無功損耗和電壓變化。無功損耗和電壓壓差的大小與串聯(lián)電抗器傳輸有功功率和無功功率的大小關(guān)系密切。某地區(qū)在正常運行方式下用戶加裝串聯(lián)電抗器前后的數(shù)據(jù)分析，如表1所示。

受運行工況限制，自備電廠機組出力功率因數(shù)達到0.9，但由于電廠廠用電和升壓變壓器無功損耗較大，上網(wǎng)的功率因數(shù)只能達到0.95，僅能滿足當前無功負荷需求。

通過表4可以看出：用戶B加裝串聯(lián)電抗器后，影響較?。挥脩鬉、C安裝串聯(lián)電抗器后，因串聯(lián)電抗器流過傳輸功率較大，引起線路無功損耗約為30 Mvar/條，壓差約6 kV。線路無功損耗勢必引起A、C無功不平衡；壓差6 kV將造成A、C自備電廠220 kV電壓越限。

表4　正常運行方式用戶加裝電抗前后情況

注：1)無串/串抗：表示未加裝串聯(lián)電抗器/加裝串聯(lián)電抗器；2)正常無功/無功為0：表示用戶變電站目前無功負荷/無功負荷為0 Mvar；3)ΔU壓差表式串聯(lián)電抗器兩側(cè)變電站電壓差。

根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)分析，串聯(lián)電抗器安裝后，引起A、C無功不平衡和廠站間壓差。為確保用戶無功平衡和廠、站電壓滿足要求，首先A、C變壓器要增加無功補償裝置，滿足無功就地平衡；其次通過調(diào)整750 kV某變電站主變壓器分接頭和220 kV某電廠進相，將220 kV變電站220 kV母線電壓調(diào)整至230～235 kV，也降低了電廠側(cè)的母線電壓。

上述數(shù)據(jù)對比分析可以得到以下結(jié)論：串聯(lián)電抗器加裝位置很大程度上影響地區(qū)無功電壓，如前面分析的C電廠，串聯(lián)電抗器加裝位置在負荷變壓器外側(cè)(即與系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)線上)，由于聯(lián)絡(luò)線正常情況下與主網(wǎng)功率交換很少，也就避免了傳輸大功率時造成的線路兩側(cè)壓差過大、無功損耗過多的情況。但是，如果發(fā)生自備電廠非計劃停運事故，必然要從主網(wǎng)下大量功率，系統(tǒng)同樣面臨著考驗。

4　解決措施及建議

1)如若串聯(lián)電抗器加裝在負荷側(cè)線路，應(yīng)盡快在負荷側(cè)加裝容性無功補償設(shè)備，滿足無功就地平衡，降低不平衡度，減小自備電廠無功出力，減少從系統(tǒng)下網(wǎng)的無功功率，從而有效減小加裝串聯(lián)電抗器線路兩側(cè)的電壓差。

2)采取發(fā)電機組進相運行，聯(lián)合調(diào)整地區(qū)AVC控制目標，同時可以通過調(diào)整750 kV主變壓器分接頭的方式降低系統(tǒng)母線電壓至232～235 kV運行。調(diào)整電廠升壓變壓器分接頭降低發(fā)電機端電壓。制定電壓調(diào)控空間減少的運行風險評估和防范措施。

3)針對加裝串聯(lián)電抗器后有可能出現(xiàn)的自備電廠電壓偏高的運行特點，應(yīng)及早對機組和輔機設(shè)備存在過電壓跳閘風險制定防范措施，降低因系統(tǒng)故障后輔機設(shè)備過電壓跳閘而導(dǎo)致全站機組跳閘的風險；同時核查地區(qū)自備電廠勵磁系統(tǒng)的動態(tài)調(diào)壓能力，提高故障情況下的動態(tài)調(diào)壓能力。

4)優(yōu)化串聯(lián)電抗器加裝的位置及阻值大小選擇，針對不同的運行特性選取合適的安裝位置,采用新的控制理論及方法[4-5]。

[1]袁娟，劉文穎，董明齊，等.西北電網(wǎng)短路電流的限制措施[J].電網(wǎng)技術(shù)，2007,31(10):42-45.

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李朝陽(1986)，碩士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)分析與控制；

宋朋飛(1987)，工程師，從事電力系統(tǒng)分析與控制；

常喜強(1976)，高級工程師，主要從事電力系統(tǒng)分析與控制、調(diào)度自動化研究；

樊國偉(1974)，工程師，從事電力系統(tǒng)分析與控制；

張鋒(1981)，高級工程師，主要從事電力系統(tǒng)分析與控制。

With the grid frame of power system is strengthening, the size of local coal base is increasing and the short-circuit current of system is also rising, adding series reactors is usually adopted to suppress short-circuit current in order to solve the problem. Taking the short-circuit current in Xinjiang WuCaiwan area for example, the reactive voltage and short-circuit current are compared and analyzed before and after adding series reactors. The simulation results show that adding series reactors has a definite improvement in suppressing the short-circuit current, but it also has a great influence on system reactive voltage. So the suggestions are proposed to optimize the measures by adding series reactors, which can provide a reference for the following implementation of adding series reactors.

short-circuit current; series reactor; reactive voltage

TM714.3

A

1003-6954(2016)03-0059-04

2016-01-10)