確保母線電壓合格率的要點

蘇巧英,尹麗萍

(太原供電分公司,山西太原 030001)

1 電壓不合格的危害性

電壓是電能的主要質(zhì)量指標(biāo)之一,電壓質(zhì)量對電網(wǎng)穩(wěn)定及電力設(shè)備安全運行、線路損失、工農(nóng)業(yè)用電和人民生活用電都起著直接影響作用。對電網(wǎng)而言,電壓降低會使電網(wǎng)的發(fā)、輸、變、配電設(shè)備的出力降低,增加能耗和功率損耗,電壓過低時還可能危及電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性,發(fā)生電壓崩潰事故;而電壓過高要影響設(shè)備的絕緣,降低設(shè)備的使用壽命。

2 太原供電分公司10 kV母線電壓合格率現(xiàn)狀

2.1 影響電壓合格率的主要因素

電壓合格率是實際運行電壓在允許電壓偏差范圍內(nèi)累計運行時間與對應(yīng)的總運行統(tǒng)計時間的百分比。監(jiān)測點電壓合格率計算公式如下 (統(tǒng)計電壓合格率的時間單位,min)。

式中:Δ U ——電壓偏差;

U ——實際運行電壓;

Ue——額定電壓。

影響電壓合格率的主要因素是因電壓波動而產(chǎn)生的電壓偏差,當(dāng)受端電壓波動超過允許范圍時,用電設(shè)備的運行條件就要惡化。因此國家對電壓波動規(guī)定,一般允許的電壓波動范圍是+5%～-5%。根據(jù)2010年6月各站超限電壓實時數(shù)據(jù)可知:電壓越下限時間均出現(xiàn)在早高峰8:00—12:00和晚高峰15:00—22:00期間,最低電壓為9.61 kV(河西站);電壓越上限時間多出現(xiàn)在平谷6:00—8:00,12:00—15:00和低谷 23:00至次日6:00期間,最高電壓為11.12 kV(西銘站)。

2.2 10 kV電壓合格率現(xiàn)狀

為了隨時監(jiān)測電壓變化,掌握電壓變化規(guī)律,做好電壓質(zhì)量的統(tǒng)計分析工作,制定切實可行的調(diào)控方式,太原供電分公司 (以下簡稱 “太供”)在110 kV變電站10 kV母線上均設(shè)置了監(jiān)測點,規(guī)定了10 kV電壓合格率的考核指標(biāo)為99.5%。2010年6月110 kV變電站電壓不合格率情況統(tǒng)計見表 1。

3 影響電壓合格率的因素分析

3.1 負(fù)荷波動大是造成電壓合格率低的主要原因

a)太原市負(fù)荷受工作時間和P、Q變化的影響,10 kV電壓高低并存,主要有以下兩個特點:負(fù)荷低谷時電壓普遍偏高,10 kV最高運行電壓為11.2 kV;負(fù)荷高峰時電壓普遍偏低,10 kV最低運行電壓為9.83 kV。在系統(tǒng)有功功率一定的情況下,用電高峰時負(fù)荷電流I增大,電壓就會下降;用電低谷時負(fù)荷電流I降低,電壓就會上升。如西銘變電站35 kV帶恒通1、2號負(fù)荷,最大時有520 A電流,最小為0 A,負(fù)荷大小的不斷變化, 使電壓也隨之發(fā)生較大變化。

表1 110 kV變電站電壓不合格率情況統(tǒng)計表 h

b)個別元件單元故障或檢修退出運行,或運行方式改變,造成功率和阻抗的改變,而使電壓損耗和功率發(fā)生變化,造成電壓波動。

3.2 無功補(bǔ)償達(dá)不到要求

10 kV系統(tǒng)無功不足將使母線電壓偏低,主要是變電站集中補(bǔ)償無功容量不足。太原地區(qū)由監(jiān)控中心監(jiān)控的22座110 kV變電站 (因河龍灣電容器未投運不在考慮之列)主變總?cè)萘繛? 036 MW,現(xiàn)有177.82 Mvar的無功補(bǔ)償容量,只占主變?nèi)萘康?.73%,不僅未達(dá)到無功導(dǎo)則要求的無功補(bǔ)償容量占主變?nèi)萘?0%的下限,并且因多種原因不能全部投運。主要原因如下。

a)電容器可用率低,為95.28%,未達(dá)到無功補(bǔ)償設(shè)備可用率應(yīng)在96%以上的考核標(biāo)準(zhǔn)。

b)電容器投運率僅為66.26%(假設(shè)24 h投運),主要原因為運行人員對無功認(rèn)識不夠使電容器投運率降低,以及電容器長期擱置不用。

3.3 中低壓側(cè)負(fù)荷不均衡不能很好兼顧

西銘變電站35 kV負(fù)荷主要是工業(yè)用電,感性負(fù)荷大,要求電壓質(zhì)量高,10 kV出線少、負(fù)荷小。監(jiān)控中心以調(diào)度下發(fā)的10 kV電壓曲線為主,兼顧35 kV電壓進(jìn)行電壓調(diào)整。如果滿足了35 kV大用戶母線電壓要求,10 kV的電壓就會超高,建議在35 kV側(cè)加裝電容器組來解決此問題。

3.4 主變規(guī)格不統(tǒng)一使電壓調(diào)整不協(xié)調(diào)

220 kV新店站兩臺主變額定容量分別為150 MW、180 MW,110 kV東郊變電站兩臺主變額定容量分別為40 MW、31.5 MW,當(dāng)兩臺主變并列運行時,為防高、中壓側(cè)產(chǎn)生較大的環(huán)流,兩臺主變的有載調(diào)壓分頭不能在同一擋位,使10 kV母線電壓同時保持在合格范圍比較困難。

3.5 智能電網(wǎng)電壓無功自動控制系統(tǒng)使用不完善

智能電網(wǎng)電壓無功自動控制AVC系統(tǒng)可進(jìn)行在線電壓無功優(yōu)化控制,以實現(xiàn)主變分接開關(guān)調(diào)節(jié)次數(shù)最少、電容器投切最合理、電壓合格率最高和輸電網(wǎng)損率最小的綜合優(yōu)化為目標(biāo),最終形成控制指令,通過調(diào)度自動化系統(tǒng)自動執(zhí)行,實現(xiàn)了電壓無功優(yōu)化自動閉環(huán)控制。但目前實現(xiàn)有諸多限制。

3.5.1 自動調(diào)壓方面

不能全部使用AVC自動調(diào)壓,其原因如下。

a)主變有載調(diào)壓分接頭調(diào)節(jié)頻繁影響設(shè)備安全運行。柏楊樹站向太鋼石灰窯廠供電,由于其負(fù)荷變化大且頻繁,引起母線電壓的頻繁變化,通過AVC系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)壓,一臺主變一天調(diào)壓達(dá)二十幾次,致使主變調(diào)壓小開關(guān)因發(fā)熱而頻繁跳閘,不得不將AVC系統(tǒng)調(diào)壓人工封鎖而改為手動調(diào)壓;頻繁調(diào)壓不但在調(diào)壓次數(shù)達(dá)到規(guī)定值時需要將主變壓器停電檢修,也存在主變分接開關(guān)觸頭大燃弧的事故隱患。

b)大井峪站由于電源側(cè)220 kV冶峪變電站系統(tǒng)電壓高,本站所帶負(fù)荷輕而使電壓偏高,主變分接頭常年處于I的位置,在平谷和低谷期間電壓平均為10.7 kV,最高可達(dá)11.12 kV,造成電壓合格率偏低。

c)東郊站由于兩臺主變?nèi)萘坎煌?不能由AVC自動調(diào)壓,以防產(chǎn)生較大環(huán)流,引起保護(hù)誤動作。西銘站需要兼顧35 kV母線電壓,負(fù)荷大、變化幅度也很大,需要人工及時調(diào)整主變分頭。

d)城西、城北變電站由于設(shè)備老化,不具備AVC系統(tǒng)接入的條件。

e)AVC系統(tǒng)自動封鎖。因為監(jiān)控中心現(xiàn)在共監(jiān)控44個變電站,往往各站的高峰、低谷負(fù)荷集中,加上有接地、掉閘故障時還要拉合開關(guān),但通訊通道一次只允許執(zhí)行一條操作指令,當(dāng)AVC發(fā)出調(diào)壓指令后,如果連續(xù)三次因為通道擁堵不能執(zhí)行,AVC調(diào)壓則自動封鎖。

f)數(shù)據(jù)差異。電壓檢測表與后臺機(jī)、監(jiān)控機(jī)及調(diào)度自動化系統(tǒng)在數(shù)據(jù)傳輸方面存在較大的差異,使電壓合格率偏低。如河西變電站10 kV B母電壓,后臺機(jī)、監(jiān)控機(jī)及AVC自動化系統(tǒng)顯示的電壓比現(xiàn)場實際電壓低0.4 V,不得不將該站2號主變AVC調(diào)壓系統(tǒng)封閉,同時使得電壓合格率的統(tǒng)計不準(zhǔn)確,僅為87.375%。城西站10 kV兩條母線電壓,監(jiān)控機(jī)分別比現(xiàn)場低0.2 kV、0.3 kV,由于設(shè)備原因甚至不能遠(yuǎn)方手動調(diào)壓;當(dāng)電壓超限需要調(diào)壓時,有時會由于人員不足而不能及時調(diào)整主變分頭,只能任其超限繼續(xù)。東郊站10 kV A、B母三相電壓不平衡,兩相間電壓相差0.8 kV,當(dāng)一相電壓合格時,另外兩項電壓就已經(jīng)超限了。

3.5.2 自動投切電容器方面

采用AVC自動投切電容器,可以保證無功功率的隨時平衡,也就可以隨時保證電壓值在允許范圍內(nèi),這也是 《國家電網(wǎng)公司電力系統(tǒng)無功補(bǔ)償配置技術(shù)原則》的規(guī)定之一。太供目前尚未投入使用。

4 確保電壓合格率的對策

4.1 削峰填谷提高負(fù)荷率

針對地區(qū)負(fù)荷波動大造成供電電壓合格率低的因素,可以通過減小負(fù)荷波動來降低電壓的波動,從而達(dá)到提高電壓合格率的目的?？梢蕴岢笥脩舯芊逵秒?削峰填谷,提高負(fù)荷率。

4.2 提高電容器投運率增加無功補(bǔ)償力度

a)加大無功補(bǔ)償重要性的培訓(xùn)力度。

b)對所安裝的無功補(bǔ)償裝置應(yīng)按期進(jìn)行巡視檢查,定期維護(hù)、試驗,發(fā)現(xiàn)有發(fā)熱等異常時及時停電檢修,使其保持完好狀態(tài)。

c)發(fā)生故障時,及時檢修或更換,保持電容器可用率在96%以上;及時投入電容器組,提高電容器投運率。

d)當(dāng)運行方式發(fā)生變化前,及時核算可能的功率需求,運行方式變化后及時投入電容器。對長期停用的電容器試驗合格后投入運行。

4.3 有載調(diào)壓裝置與電容器組投切相結(jié)合

變電站對電壓的調(diào)整方法是依據(jù)調(diào)度下達(dá)的電壓曲線,靠有載調(diào)壓主變壓器分接開關(guān)和投切站內(nèi)電容器組來解決。在電網(wǎng)電壓偏低時,不能單純靠調(diào)整變壓器分接頭來提高電壓,維持電壓水平的根本措施是增加電網(wǎng)的無功容量。系統(tǒng)正常運行情況下,電容器投運組數(shù)的確定,要以補(bǔ)償變壓器無功功率為主,盡量使變壓器高壓側(cè)主開關(guān)無功流動最小,但不向系統(tǒng)倒送無功。下面以從系統(tǒng)吸取的無功總量QS為X軸,以變壓器低壓側(cè)10 kV母線電壓為Y軸,建立平面直角坐標(biāo)系,畫出電壓、無功控制區(qū)域圖來說明調(diào)壓和投切電容器的方法。

電壓—無功控制區(qū)域圖見圖1,由低壓側(cè)母線電壓下限值U11、上限值U12、從系統(tǒng)吸收無功功率正超限值Q+、向系統(tǒng)輸送無功功率負(fù)超限值Q-分為9個區(qū)間。

第1區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏低,無功負(fù)超,調(diào)變壓器分接開關(guān)升壓。若變壓器分接開關(guān)處于最高擋位不能再調(diào)壓,投入電容器。

第2區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏低,無功正常,調(diào)變壓器分接開關(guān)升壓。若變壓器分接開關(guān)處于最高擋位不能再調(diào)壓,投入電容器。

第3區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏低,無功正超,投入電容器,若無電容器可投,則調(diào)變壓器分接開關(guān)升壓。

第4區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL正常,無功正超,調(diào)變壓器分接開關(guān)降壓。若變 壓器分接開關(guān)處于最低擋位不能再調(diào)壓,切電容器。

第5區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏高,無功正超,調(diào)變壓器分接開關(guān)降壓。若變壓器分接開關(guān)處于最低擋位不能再調(diào)壓,切電容器。

第6區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏高,無功正常,調(diào)變壓器分接開關(guān)降壓。若變壓器分接開關(guān)處于最低擋位不能再調(diào)壓,切電容器。

第7區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL偏高,無功負(fù)超,切電容器。若無電容器可切,則調(diào)變壓器分接開關(guān)降壓。

第8區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL正常,無功負(fù)超,切電容器。

第9區(qū):主變壓器低壓側(cè)母線電壓UL正常,無功功率在控制范圍。

圖1 電壓—無功控制區(qū)域圖

4.4 將電壓檢測儀列入電測儀表監(jiān)督范圍

檢測變電站電壓檢測儀,以確保檢測的數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、可靠、有效。

4.5 逐步完善智能電網(wǎng)無功自動控制AVC系統(tǒng)

目前太原地區(qū)220 kV變電站AVC系統(tǒng)已經(jīng)全部接入,110 kV變電站已經(jīng)開始了AVC系統(tǒng)的接入、調(diào)試工作。

[1] 莫寧.無功電力與無功補(bǔ)償 [M].山西:山西科學(xué)技術(shù)出版社,2001:10-18.

[2] 付艷花,單大鵬,王寶珊,等.變電運行現(xiàn)場操作技術(shù)[M].北京:中國電力出版社,2004:20-30.