确保母线电压合格率的要点

2010-04-10苏巧英尹丽萍

山西电力 2010年6期

苏巧英,尹丽萍

(太原供电分公司,山西太原 030001)

1 电压不合格的危害性

电压是电能的主要质量指标之一,电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、工农业用电和人民生活用电都起着直接影响作用。对电网而言,电压降低会使电网的发、输、变、配电设备的出力降低,增加能耗和功率损耗,电压过低时还可能危及电网运行的稳定性,发生电压崩溃事故;而电压过高要影响设备的绝缘,降低设备的使用寿命。

2 太原供电分公司10 kV母线电压合格率现状

2.1 影响电压合格率的主要因素

电压合格率是实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比。监测点电压合格率计算公式如下 (统计电压合格率的时间单位,min)。

式中:Δ U ——电压偏差;

U ——实际运行电压;

Ue——额定电压。

影响电压合格率的主要因素是因电压波动而产生的电压偏差,当受端电压波动超过允许范围时,用电设备的运行条件就要恶化。因此国家对电压波动规定,一般允许的电压波动范围是+5%～-5%。根据2010年6月各站超限电压实时数据可知:电压越下限时间均出现在早高峰8:00—12:00和晚高峰15:00—22:00期间,最低电压为9.61 kV(河西站);电压越上限时间多出现在平谷6:00—8:00,12:00—15:00和低谷 23:00至次日6:00期间,最高电压为11.12 kV(西铭站)。

2.2 10 kV电压合格率现状

为了随时监测电压变化,掌握电压变化规律,做好电压质量的统计分析工作,制定切实可行的调控方式,太原供电分公司 (以下简称 “太供”)在110 kV变电站10 kV母线上均设置了监测点,规定了10 kV电压合格率的考核指标为99.5%。2010年6月110 kV变电站电压不合格率情况统计见表 1。

3 影响电压合格率的因素分析

3.1 负荷波动大是造成电压合格率低的主要原因

a)太原市负荷受工作时间和P、Q变化的影响,10 kV电压高低并存,主要有以下两个特点:负荷低谷时电压普遍偏高,10 kV最高运行电压为11.2 kV;负荷高峰时电压普遍偏低,10 kV最低运行电压为9.83 kV。在系统有功功率一定的情况下,用电高峰时负荷电流I增大,电压就会下降;用电低谷时负荷电流I降低,电压就会上升。如西铭变电站35 kV带恒通1、2号负荷,最大时有520 A电流,最小为0 A,负荷大小的不断变化, 使电压也随之发生较大变化。

表1 110 kV变电站电压不合格率情况统计表 h

b)个别元件单元故障或检修退出运行,或运行方式改变,造成功率和阻抗的改变,而使电压损耗和功率发生变化,造成电压波动。

3.2 无功补偿达不到要求

10 kV系统无功不足将使母线电压偏低,主要是变电站集中补偿无功容量不足。太原地区由监控中心监控的22座110 kV变电站 (因河龙湾电容器未投运不在考虑之列)主变总容量为2 036 MW,现有177.82 Mvar的无功补偿容量,只占主变容量的8.73%,不仅未达到无功导则要求的无功补偿容量占主变容量10%的下限,并且因多种原因不能全部投运。主要原因如下。

a)电容器可用率低,为95.28%,未达到无功补偿设备可用率应在96%以上的考核标准。

b)电容器投运率仅为66.26%(假设24 h投运),主要原因为运行人员对无功认识不够使电容器投运率降低,以及电容器长期搁置不用。

3.3 中低压侧负荷不均衡不能很好兼顾

西铭变电站35 kV负荷主要是工业用电,感性负荷大,要求电压质量高,10 kV出线少、负荷小。监控中心以调度下发的10 kV电压曲线为主,兼顾35 kV电压进行电压调整。如果满足了35 kV大用户母线电压要求,10 kV的电压就会超高,建议在35 kV侧加装电容器组来解决此问题。

3.4 主变规格不统一使电压调整不协调

220 kV新店站两台主变额定容量分别为150 MW、180 MW,110 kV东郊变电站两台主变额定容量分别为40 MW、31.5 MW,当两台主变并列运行时,为防高、中压侧产生较大的环流,两台主变的有载调压分头不能在同一挡位,使10 kV母线电压同时保持在合格范围比较困难。

3.5 智能电网电压无功自动控制系统使用不完善

智能电网电压无功自动控制AVC系统可进行在线电压无功优化控制,以实现主变分接开关调节次数最少、电容器投切最合理、电压合格率最高和输电网损率最小的综合优化为目标,最终形成控制指令,通过调度自动化系统自动执行,实现了电压无功优化自动闭环控制。但目前实现有诸多限制。

3.5.1 自动调压方面

不能全部使用AVC自动调压,其原因如下。

a)主变有载调压分接头调节频繁影响设备安全运行。柏杨树站向太钢石灰窑厂供电,由于其负荷变化大且频繁,引起母线电压的频繁变化,通过AVC系统进行调压,一台主变一天调压达二十几次,致使主变调压小开关因发热而频繁跳闸,不得不将AVC系统调压人工封锁而改为手动调压;频繁调压不但在调压次数达到规定值时需要将主变压器停电检修,也存在主变分接开关触头大燃弧的事故隐患。

b)大井峪站由于电源侧220 kV冶峪变电站系统电压高,本站所带负荷轻而使电压偏高,主变分接头常年处于I的位置,在平谷和低谷期间电压平均为10.7 kV,最高可达11.12 kV,造成电压合格率偏低。

c)东郊站由于两台主变容量不同,不能由AVC自动调压,以防产生较大环流,引起保护误动作。西铭站需要兼顾35 kV母线电压,负荷大、变化幅度也很大,需要人工及时调整主变分头。

d)城西、城北变电站由于设备老化,不具备AVC系统接入的条件。

e)AVC系统自动封锁。因为监控中心现在共监控44个变电站,往往各站的高峰、低谷负荷集中,加上有接地、掉闸故障时还要拉合开关,但通讯通道一次只允许执行一条操作指令,当AVC发出调压指令后,如果连续三次因为通道拥堵不能执行,AVC调压则自动封锁。

f)数据差异。电压检测表与后台机、监控机及调度自动化系统在数据传输方面存在较大的差异,使电压合格率偏低。如河西变电站10 kV B母电压,后台机、监控机及AVC自动化系统显示的电压比现场实际电压低0.4 V,不得不将该站2号主变AVC调压系统封闭,同时使得电压合格率的统计不准确,仅为87.375%。城西站10 kV两条母线电压,监控机分别比现场低0.2 kV、0.3 kV,由于设备原因甚至不能远方手动调压;当电压超限需要调压时,有时会由于人员不足而不能及时调整主变分头,只能任其超限继续。东郊站10 kV A、B母三相电压不平衡,两相间电压相差0.8 kV,当一相电压合格时,另外两项电压就已经超限了。

3.5.2 自动投切电容器方面

采用AVC自动投切电容器,可以保证无功功率的随时平衡,也就可以随时保证电压值在允许范围内,这也是《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的规定之一。太供目前尚未投入使用。

4 确保电压合格率的对策

4.1 削峰填谷提高负荷率

针对地区负荷波动大造成供电电压合格率低的因素,可以通过减小负荷波动来降低电压的波动,从而达到提高电压合格率的目的。可以提倡大用户避峰用电,削峰填谷,提高负荷率。

4.2 提高电容器投运率增加无功补偿力度

a)加大无功补偿重要性的培训力度。

b)对所安装的无功补偿装置应按期进行巡视检查,定期维护、试验,发现有发热等异常时及时停电检修,使其保持完好状态。

c)发生故障时,及时检修或更换,保持电容器可用率在96%以上;及时投入电容器组,提高电容器投运率。

d)当运行方式发生变化前,及时核算可能的功率需求,运行方式变化后及时投入电容器。对长期停用的电容器试验合格后投入运行。

4.3 有载调压装置与电容器组投切相结合

变电站对电压的调整方法是依据调度下达的电压曲线,靠有载调压主变压器分接开关和投切站内电容器组来解决。在电网电压偏低时,不能单纯靠调整变压器分接头来提高电压,维持电压水平的根本措施是增加电网的无功容量。系统正常运行情况下,电容器投运组数的确定,要以补偿变压器无功功率为主,尽量使变压器高压侧主开关无功流动最小,但不向系统倒送无功。下面以从系统吸取的无功总量QS为X轴,以变压器低压侧10 kV母线电压为Y轴,建立平面直角坐标系,画出电压、无功控制区域图来说明调压和投切电容器的方法。

电压—无功控制区域图见图1,由低压侧母线电压下限值U11、上限值U12、从系统吸收无功功率正超限值Q+、向系统输送无功功率负超限值Q-分为9个区间。

第1区:主变压器低压侧母线电压UL偏低,无功负超,调变压器分接开关升压。若变压器分接开关处于最高挡位不能再调压,投入电容器。

第2区:主变压器低压侧母线电压UL偏低,无功正常,调变压器分接开关升压。若变压器分接开关处于最高挡位不能再调压,投入电容器。

第3区:主变压器低压侧母线电压UL偏低,无功正超,投入电容器,若无电容器可投,则调变压器分接开关升压。

第4区:主变压器低压侧母线电压UL正常,无功正超,调变压器分接开关降压。若变压器分接开关处于最低挡位不能再调压,切电容器。

第5区:主变压器低压侧母线电压UL偏高,无功正超,调变压器分接开关降压。若变压器分接开关处于最低挡位不能再调压,切电容器。

第6区:主变压器低压侧母线电压UL偏高,无功正常,调变压器分接开关降压。若变压器分接开关处于最低挡位不能再调压,切电容器。

第7区:主变压器低压侧母线电压UL偏高,无功负超,切电容器。若无电容器可切,则调变压器分接开关降压。

第8区:主变压器低压侧母线电压UL正常,无功负超,切电容器。

第9区:主变压器低压侧母线电压UL正常,无功功率在控制范围。