楊泗水電站的高壓致負(fù)荷受限原因分析及處理

馬馳

（陜西省地方電力水電有限公司，陜西西安 710061）

1 概述

鎮(zhèn)安楊泗栗扎水電站地處鎮(zhèn)安縣月河流域一級支流甘岔河田家灣，2007年投運，裝機容量2×800 kW，設(shè)計年發(fā)電量960萬kW·h。電站三回出線共用10 kV單母線，一回10 kV上網(wǎng)線路（楊黃線），另兩回為10 kV負(fù)荷線路（楊農(nóng)線和楊松線），電站主接線如圖1所示。

楊泗電站處于楊黃線路末端（楊黃線既是電站的上網(wǎng)線路，也是電力局給用戶的供電線路），距黃家灣變電站30多km，黃家灣變電站的容量為5000 kV·A，楊泗電站滿載為2000 kV·A，在其中所占比重較大，因此在楊泗電站滿額發(fā)電時，變電站的電壓也有所升高；此外，由于線路較長，損耗較大，電壓降也較大，電站發(fā)電后發(fā)電機出口電壓高達(dá)500 V，經(jīng)主變輸出的楊農(nóng)線10 kV電壓高達(dá)12 kV，在用戶變輸出后的電壓為460 V，三條10 kV線路所帶的用戶均不能使用合格電壓，且屢次燒壞電器設(shè)備，因此鎮(zhèn)安電力局調(diào)度所限制電站負(fù)荷最多帶700 kW，豐水期只能帶480 kW左右，僅為額定功率的30%，有時后半夜還得停機（防止給商洛供電局鳳凰嘴變電站倒送不予結(jié)算），給電站造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失。以2011年為例，在豐水期損失電量約為1120×24×30×4=320萬kW·h，折合人民幣為90余萬元。又因功率因數(shù)達(dá)不到考核要求，抵扣有功電量約為136×24×30×4=39.17萬kW·h，折合人民幣約12萬元。全年造成經(jīng)濟(jì)損失100萬元左右。

2 原因分析

小水電在豐水期普遍存在電壓較高的問題，主要有以下幾種情況：1）水電站修建位置距變電站較遠(yuǎn)，導(dǎo)致線路輸送功率時電壓升高；2）線路導(dǎo)線截面小，線路電抗大，導(dǎo)致壓降過大；3）水電站變壓器選用不合適，可調(diào)范圍低；4）系統(tǒng)中無功負(fù)載過小，導(dǎo)致無功過剩，引起電壓升高。

通過查閱資料，我們發(fā)現(xiàn)相關(guān)研究文獻(xiàn)較少。一是由于小水電在電力系統(tǒng)中的地位較低，對主干網(wǎng)絡(luò)影響小，因此電網(wǎng)對小水電的關(guān)注較低，各高校與科研設(shè)計單位也均以大中型水電站作為研究目標(biāo)，保障大中型水電站的合理運行及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行進(jìn)行研究。二是由于相關(guān)資料涉及的線路及電站情況差異較大，對楊泗電站改造幾乎沒有參考價值。

圖1 原電氣主接線圖Fig.1 original main electrical connection

因此，只能通過對楊泗電站的現(xiàn)狀分析找出相應(yīng)的處理措施。為了有效解決電壓高的問題，只能從電網(wǎng)和電站兩方面來解決。

3 方案設(shè)計

作為電網(wǎng)方面的解決方案，可以通過在變電站改造變壓器調(diào)節(jié)抽頭、加裝電抗器、改變調(diào)度等方法解決電壓過高問題，但是作為水電廠來說無法要求電網(wǎng)進(jìn)行改變以適應(yīng)水電廠的運行。因此只能從水電廠側(cè)想辦法解決。

作為水電站方面的解決方案，一般來說有以下幾種處理方法：1）調(diào)節(jié)變壓器抽頭，但該電站已經(jīng)對變壓器進(jìn)行了改造，變壓器已無調(diào)整空間；2）通過發(fā)電機勵磁減少無功出力，從而降低線路電壓，但這種方式又不滿足電網(wǎng)對電廠的考核要求。3）增加變壓器，通過變壓器的感抗和調(diào)壓能力降低電壓。由于楊泗電站建成后，在升壓站空間較小，導(dǎo)致加裝常規(guī)變壓器受限。因此，以上3種解決方案在楊泗電站都不可行。

針對以上特殊情況，我們在與西安理工大專家進(jìn)行溝通和仿真計算后，決定采用自耦變壓器加有載調(diào)壓的方案。

首先將10 kV母線分段，使用電和供電分開；其次加裝一臺自耦變壓器，用來解除機組出力受限的因素，可使發(fā)電機增加有功出力，通過勵磁系統(tǒng)的調(diào)節(jié)增加無功，母線電壓適當(dāng)抬高，確保功率送出，調(diào)節(jié)勵磁系統(tǒng)，使系統(tǒng)滿載發(fā)電；最后，為了保障系統(tǒng)的安全可靠運行，在線路中安裝了避雷器、熔斷器等保護(hù)設(shè)備，以保證在線路發(fā)生異常時的安全。方案電氣接線如圖2所示。

圖2 方案電氣接線圖Fig.2 improved main electrical connection

4 仿真計算

自耦變壓器在小水電站的使用較少，參考文獻(xiàn)也相對缺乏。為了保證采用自耦變壓器后電站和線路的正常運行，我們查找了線路中使用自耦變壓的相關(guān)資料，進(jìn)行了計算和仿真。

在計算中，采用的導(dǎo)線為LGJ-70鋼芯鋁絞線，線路長度取為30 km，傳輸有功功率為1600 kV。在豐水期，楊泗電站滿負(fù)荷運行時，采用容量為1000 kV·A的自耦變壓器進(jìn)行母線調(diào)壓，在PSCAD軟件中進(jìn)行仿真，得到的結(jié)果如圖3所示。

圖3 仿真計算圖Fig.3 simulation result

從仿真結(jié)果可以看出，在未處理前，電壓確實較高，達(dá)到了接近12 kW，改造方案可以使楊黃線的電壓降低約0.24 kV，另外通過對廠用電電源的變更，可以保證楊泗電站的廠用電電壓降低10%以上，以上結(jié)果證明采用自耦變壓器的方案在楊泗水電站母線中的應(yīng)用是安全有效的。

5 結(jié)論

該項目方案于2012年6月18日成功試運行，兩臺800 kW機組滿負(fù)荷運行時，出線電壓控制在11 kV以下，項目取得階段性成功。7—9月完成調(diào)試改進(jìn)工作，目前系統(tǒng)運行穩(wěn)定良好。改造后兩臺發(fā)電機組在豐水期基本可以實現(xiàn)滿發(fā)，既解決了困擾電廠在豐水期有功功率送出的問題，又解決了電站豐水期因為送出電壓高導(dǎo)致用電設(shè)備損壞的問題。2012年完成發(fā)電量571萬kW·h，超年計劃14%，項目取得良好的效果。

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