基于火電機組加裝串聯電抗器對地區無功電壓的影響分析

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.新疆電力調度控制中心，新疆 烏魯木齊　830002)

?

基于火電機組加裝串聯電抗器對地區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.新疆電力調度控制中心，新疆 烏魯木齊830002)

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

短路電流；串聯電抗器；無功電壓

隨著新疆電網進入大發展時期，網架結構不斷增強，火電機組不斷增多，系統短路電流也隨之出現大幅躍升，僅在某地區就聚集了多達22臺的火電機組，使系統斷路器經受嚴酷考驗，一旦發生短路故障致使斷路器擊穿，很可能導致事故范圍擴大，甚至危及電網安全。常用的抑制系統短路電流的方法有：1)發電機組采用分層分區接入系統；2)加裝限流裝置串聯電抗器；3)采用母聯分列運行的方式；4)加裝變壓器中性點小電抗；5)采用高阻抗設備等[1-3]。分層分區接入系統需要將電磁環網打開，降低了系統的穩定性，一般弱聯系統不采用此種方法；同樣，采用母聯分列運行雖然可增加系統阻抗，從而抑制短路電流，但是降低了系統的安全裕度；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；加裝串聯電抗器操作簡單可靠，能夠有效降低系統短路電流，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電抗器對地區無功、電壓的影響，并提出解決方案，為今后加裝串聯電抗器提供參考依據。

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

1　近區概況

該區域電網以750 kV變電站為核心，主要給該區用戶供電。目前共有12臺裝機容量為4 200 MW的火電機組組成，電網構架如圖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電抗器。

串聯電抗器的安裝位置一般為電廠送出線路的出線側或者升壓變壓器的高壓側，也可以安裝在自備變壓器與主網系統的聯絡線上，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，結果如表1和表2所示。

圖1　某地區電網結構簡圖

表1　自備電廠A加裝串聯電抗器分析

表2　自備電廠C加裝串聯電抗器分析

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

以A電廠為例，通過圖2、圖3可以看出，選擇加裝串聯電抗器的阻值越大，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　加裝不同阻值串聯電抗器短路電流降低幅值

圖3　串聯電抗器每增加5 Ω短路電流降低幅值

2　加裝串聯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電廠側加裝串聯電抗器后，出現線路兩側電壓差增大，電廠側母線電壓偏高的運行情況。

表3　串聯電抗器加裝位置及傳輸功率與壓差關系分析

分析原因為自備電廠側加裝2組15 Ω的串聯電抗器后，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/A2兩側電壓差達6.2 kV，且隨線路傳輸無功增加，線路兩側電壓差進一步增大。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與系統無功率交換，因此加裝串聯電抗器后無壓差與無功損耗。

2.2串聯電抗器阻值不同對系統無功電壓的影響

由公式ΔU=(P×R+Q×X)/U可知，線路兩端壓差與線路傳輸的有功功率、無功功率及線路的阻抗值有關，線路傳輸的有功功率不變情況下，減小線路串聯電抗器的大小，線路的壓差必然減小，為探討串聯電抗器大小對系統無功電壓的影響，對比了某電廠分別加裝0 Ω、8 Ω、15 Ω串聯電抗器3種方式下系統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，加裝不同阻值串聯電抗器對系統無功電壓的影響。結果表明同等傳輸功率下，15 Ω串聯電抗器比8 Ω串聯電抗器暫態最大壓差高出0.2～0.5 kV，對系統短路電流，15 Ω串聯電抗器比8 Ω串聯電抗器多降低0.6 kA。

2.3串聯電抗器阻值對電壓差的影響

為進一步驗證串聯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串聯電抗器，當線路傳輸等量無功，加裝15 Ω的線路較8 Ω的穩態壓差增大一倍。加裝不同阻值串聯電抗器及線路傳輸不同無功情況下，不同串聯電抗器阻值雙回線路中任一回線跳閘后的暫態壓升變化差別不大，不同工況下事故后的暫態壓升幅值差別不到1 kV。線路兩側壓差及事故后暫態壓升隨線路傳輸無功功率、不同串聯電抗器阻值的變化而變化，具體趨勢如圖4所示。

圖4　串聯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，線路兩側實際電壓差約7～8 kV，由于自備變A側母線為系統側電壓在238～240 kV運行，造成自備電廠A側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，兩側實際電壓差較小，在4 kV以下，自備變A側母線電壓在238～240 kV左右運行時，自備電廠A側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，由于壓差增大導致電壓越限程度、電壓控制難度均增大，面臨電廠側過電壓運行，對電廠設備產生風險。

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

2.4串聯電抗器對短路電流分布的影響

線路加裝串聯電抗器后改變了故障點短路電流的分布特性。

圖5　線路未加串聯電抗器故障點及分支電流

圖6　線路加裝串聯電抗器故障點及分支電流

比較圖5、圖6可以發現，線路未加裝串聯電抗器前，由于兩側阻抗大小相近，因此故障點兩側提供的分支短路電流也相近。加裝串聯電抗器后，故障點兩側分支短路電流分布嚴重不均，原因是加裝串聯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　串聯電抗器對地區無功電壓的影響分析

某地區大用戶在正常方式下接入串聯電抗器后，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電抗器傳輸有功功率和無功功率的大小關系密切。某地區在正常運行方式下用戶加裝串聯電抗器前后的數據分析，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，上網的功率因數只能達到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加裝串聯電抗器后，影響較小；用戶A、C安裝串聯電抗器后，因串聯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：表示未加裝串聯電抗器/加裝串聯電抗器；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壓差表式串聯電抗器兩側變電站電壓差。

根據實際運行數據分析，串聯電抗器安裝后，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母線電壓調整至230～235 kV，也降低了電廠側的母線電壓。

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

4　解決措施及建議

1)如若串聯電抗器加裝在負荷側線路，應盡快在負荷側加裝容性無功補償設備，滿足無功就地平衡，降低不平衡度，減小自備電廠無功出力，減少從系統下網的無功功率，從而有效減小加裝串聯電抗器線路兩側的電壓差。

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

3)針對加裝串聯電抗器后有可能出現的自備電廠電壓偏高的運行特點，應及早對機組和輔機設備存在過電壓跳閘風險制定防范措施，降低因系統故障后輔機設備過電壓跳閘而導致全站機組跳閘的風險；同時核查地區自備電廠勵磁系統的動態調壓能力，提高故障情況下的動態調壓能力。

4)優化串聯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.西北電網短路電流的限制措施[J].電網技術，2007,31(10):42-45.

[2]韓戈，韓柳，吳琳.各種限制電網短路電流措施的應用與發展[J].電力系統保護與控制,2010,38(1)：141-144.

[3]蔡廣林，曹華珍.廣東電網限制短路電流措施探討[J].南方電網技術,2011,5(1):90-94.

[4]王佳明，劉文穎，李群炬.基于多層次模糊綜合評價模型的短路電流限制措施優化配置[J].電網技術,2011,35(11):125-129.

[5]周堅,胡宏.華東500 kV電網短路電流分析及其限制措施探討[J].華東電力,2006,34(7):55-59.

李朝陽(1986)，碩士研究生，研究方向為電力系統分析與控制；

宋朋飛(1987)，工程師，從事電力系統分析與控制；

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

樊國偉(1974)，工程師，從事電力系統分析與控制；

張鋒(1981)，高級工程師，主要從事電力系統分析與控制。

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)