超高壓電網中高壓并聯電抗器探析范文

本站小編為你精心準備了超高壓電網中高壓并聯電抗器探析參考范文，愿這些范文能點燃您思維的火花，激發您的寫作靈感。歡迎深入閱讀并收藏。

《電網與清潔能源雜志》2016年第7期

摘要：

隨著超高壓電網網架的不斷加強和結構調整，部分配置在系統中限制工頻過電壓水平及潛供電流的高壓并聯電抗器在電網中的配置型式亟需優化。從超高壓電網工頻過電壓及潛供電流產生和抑制的基本機理出發，結合電網工程實際案例，建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，在系統工頻過電壓水平及潛供電流仿真計算的基礎上，提出了工程所涉及高壓電抗器的優化配置方案，并對高壓電抗器優化配置后的系統網架結構進行了電壓和穩定校核，計算結果證明了研究所提出方法的有效行和可行性。

關鍵詞：

超高壓電網；工頻過電壓；潛供電流；高壓電抗器；仿真；優化配置

我國330kV及以上超高壓電網從1972年始建到現在，網絡規模得到長足發展，全國聯網格局基本形成[1]，各區域電網內330kV及以上超高壓電網逐步呈現出變電站落點多、接入系統線路逐步縮短等新趨勢。隨著超高壓線路的不斷增加以及電網結構的變化，部分作為抑制長線路工頻過電壓水平和潛供電流的高壓并聯電抗器的接入系統方式，亟需結合網絡結構變化、系統工頻過電壓計算以及無功補償等多方面綜合分析，進行優化配置[2-3]。本文從超高壓電網工頻過電壓及潛供電流的產生和抑制的基本機理出發，根據330kV電網工程實例，建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，在系統工頻過電壓及潛供電流仿真計算的基礎上，提出了工程所涉及的高壓并聯電抗器優化配置方案，以期能對類似工程高壓并聯電抗器配置方式提供參考借鑒。

1工頻過電壓及潛供電流產生和抑制的基本機理及措施

1.1工頻過電壓

產生工頻過電壓的主要原因有空載長線的電容效應、不對稱接地以及發電機的突然甩負荷[4]。

1.1.1空載長線的電容效應

由于空載長線是由無窮多個電感-電容串聯的鏈形回路，線路容抗大于感抗，因此在電源電勢作用下，容性電流在感抗上的壓降把容抗壓降抬高，使得線路上各點電壓高于電源電壓，而且愈靠近空載線路末端，電壓升高愈嚴重[5]。

1.1.2不對稱接地

當長線路中發生不對稱接地故障時，短路電流引起的零序電流分量會使健全相出現工頻電壓升高現象。其大小取決于接地系數α：α=姨31+K+K2姨K+2，K=Xr0Xr1（1）式中：Xr0，Xr1分別為系統的正序和零序電抗。實際的工頻電壓升高與電網中性點的接地方式有關，在中性點不接地電網中，線路的對地容抗很大，健全相電壓升高至運行線電壓的1.1倍左右。中性點直接接地或經低阻抗接地系統的零序電抗是感抗，系統正序電抗是感性的，非故障相的電壓隨K值增大而上升，最大為系統的線電壓值。

1.1.3發電機甩負荷

當線路重負荷運行時，若線路末端斷路器由于某種原因突然跳閘甩去負荷，將會造成線路上的工頻電壓升高。

1）甩負荷前，由于線路上輸送著相當大的有功及感性無功功率。因此電源電動勢必高于母線電壓。甩負荷后，根據磁鏈不變原理，電源暫態電動勢E′d維持原來數值。E′d的大小同線路傳輸功率及功率因數有關。跳閘前輸送的功率越大，E′d越大，工頻電壓升高越多。

2）線路末端跳閘后，原負荷的電感電流對發電機主磁通的去磁效應突然消失，而空載線路的電容電流對發電機主磁通起助磁作用，加劇了工頻電壓的升高。

3）當發電機突然甩掉負荷后，由于原動機系統有一定的慣性，不能立即達到調速效果，以致電動勢和頻率上升，加劇了線路的電容效應。

1.2潛供電流

當超高壓線路發生單相瞬時接地故障時，單相重合閘裝置使故障相兩端斷路器跳閘。由于故障相和兩個非故障相之間存在電容和電感耦合，即使故障相已于系統隔離，故障處的電弧仍不能迅速熄滅，以致快速單相重合閘不能成功。高壓線路的潛供電流由容性和感性兩個分量組成。容性分量是由于2個非故障相的工作電壓通過相間電容向故障相進行電容性供電而產生的，感性分量是由于非故障相的工作電流通過相間互感向故障相進行感應供電而產生。容性分量和線路運行電壓有關，而和線路上故障點位置無關，感性分量不但和非故障相通過的電流有關，而且和線路上故障點的位置有密切關系[6]。潛供電流的允許值取決于潛供電弧的自滅時間要求，潛供電流的自滅時間等于單相自動重合閘無電流間隙時間減去弧道去游離時間，單相自動重合閘無電流間隙時間由系統穩定計算決定，弧道區游離時間可取0.1~0.15s，并考慮一定裕度。根據1974年國家大電網會議資料，無電流間隙時間（單位s）和潛供電流（單位A）的關系可表示為t≈0.25×（0.1I+1）（2）

1.3工頻過電壓及潛供電流抑制機理及措施

根據超高壓、長距離輸電線路基于分布參數特性的輸電線路長線方程：U1=U2chγl+I2Zcshγl（3）I1=I2chγl+（U2/Zc）shγl（4）式中：U1、I1、U2、I2為輸電線首、末端的電壓、電流矢量；Zc=姨（R+j覣L）/（G+j覣C）為線路的波阻抗；γ=姨（R+j覣L）（G+j覣C）為輸電線路的傳輸常數；l為線路長度；L、C、R、G分別為單位長度線路的電感、電容、電阻、對地漏電導[7]。在一般線路長度情況下，雙端電源供電的空載線路沿線電壓升高并不嚴重，而單端電源供電時電壓升高卻不能忽視，在單端電源空載長線路電容效應下，可得沿線電壓表達式：Ux=chγxchγl+（Zs/Zc）shγlE=kE（5）式中：x為線路上任一點距線路末端的距離；k為電壓升高系數，對于超高壓線路，k一般大于1，并在線路末端電壓達到最大值。圖1為無損線路末端接有并聯電抗器示意圖，根據式（5）可定性得出，在線路末端接入高壓電抗器，相當于減小了線路長度，因而降低了電壓傳遞系數，削弱了長線路的電容效應，能有效抑制工頻電壓升高的問題[8]。當然，高壓電抗器的補償度及安裝位置的選擇，必須綜合考慮實際系統的結構、參數、可能出現的運行方式及故障形式等因素，然后確定合理的方案。在工程實際應用中，為抑制超高壓電網工頻過電壓及潛供電流，消弱空載或輕載線路電容效應，改善線路沿線電壓分布，增加系統的穩定性和送電能力，減低系統工頻穩態電壓[9-10]，常常在330kV及以上超高壓配電裝置的某些線路側裝設同一電壓等級的高壓并聯電抗器，補償超高壓線路的容性充電功率，作為限制工頻過電壓的措施。高壓并聯電抗器的容量可通過其補償度Kl來確定：Kl=QLQC（6）式中：QL為并聯電抗器容量，MV•A；QC為線路的充電功率，Mvar。一般取補償度Kl=40%~80%。80%~100%補償度是一相開斷或兩相開斷的諧振區，應盡量避免采用[11]。同時，在高壓電抗器中性點上接小電抗來補償線路相見及相對地電容，加速潛供電弧自滅，則有利于單相快速重合閘的實現，電抗器中性點接小電抗等值回路圖如圖2所示（Xn為中性點小電抗的電抗，Xp為每相高壓電抗器的電抗）。

2工程實例研究

2.1研究原則

2.1.1工頻過電壓抑制水平

工頻過電壓是確定超高壓遠距離輸變電設備絕緣水平的重要依據，其幅值影響保護電器的工作條件和保護效果，其持續時間對設備絕緣及運行性能有很大影響，并且長線中的操作過電壓是在工頻過電壓的基礎上振蕩產生的。根據電力行業標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》（DL/T620－1997）中規定了系統工頻過電壓水平，超高壓網絡的工頻過電壓水平，線路斷路器的變電所側及線路側應分別不超過網絡最高相電壓（有效值，kV）的1.3及1.4倍。

2.1.2潛供電流抑制水平

加速潛供電弧自滅，一般采用電抗器中性點經小電抗接地的辦法來補償線路相間及相對地電容，有利于單相快速重合閘的實現。潛供電流的允許水平，工程實際一般采用武漢高壓研究所1975年《關于超高壓線路上潛供電弧持續現象的研究》中提出的超高壓線路為滿足0.4~0.5s實現快速自動重合，需要將潛供電流降至12A以下的標準值[12]。

2.2工程概況

根據某區域電網規劃成果，為提高區域電網水火電交換能力，加強超高壓網架結構，規劃新建750kV寶站及其配套330kV送出工程、新建330kV硤站；將雍站—秦站、天站、眉站線路接入寶站，將硤站接入馬站—漢站、新建寶站—硤站雙回線路、新建硤站—漢站線路，新建雍站—馬站第II回線路，相關區域電網現狀及規劃接線如圖3、圖4所示（含高壓電抗器配置）[13]。由圖4可以看出，750kV寶站、330kV硤站按規劃方案投運后，電網結構和線路長度均發生了相應變化，亟需結合系統不同方式下的潮流計算結果對涉及高壓電抗器的相關線路進行工頻過電壓及潛供電流仿真計算，為區域電網內秦站、雍站、漢站線路側高壓電抗器配置方式優化布置提供依據。表1給出了以上三站所配高壓電抗器容量及其中性點小電抗參數。

2.3仿真計算

本次研究應用中國電力科學研究院PSASP7.0軟件進行網絡系統穩定計算和潮流計算。

2.3.1工頻過電壓及潛供電流計算

仿真校核計算線路選擇長度較長的寶站—天站線路（214km），硤站—漢站線路（181km），寶站—秦站線路（185km）。工頻過電壓故障型式選取線路一側發生單相接地、三相斷開或僅發生無故障三相斷開2種情況，潛供電流故障型式選單相瞬時性接地。

1）寶站—天站線路計算結果分析

寶站—天站330kV線路工頻過電壓及潛供電流仿真計算結果見表2、表3，計算選擇冬小、夏小、冬大、夏大4種運行方式。根據寶—天線路工頻過電壓仿真計算結果，變電站側最高相電壓倍數發生在夏小方式天站側、值為1.01824，線路側最高相電壓倍數發生在夏小方式寶站線路側、值為1.31924，計算結果均未超過變電所側及線路側網絡最高相電壓的1.3及1.4倍，寶—天線工頻過電壓水平符合規程規定要求，本期工程不需加裝線路側高壓電抗器。根據寶～天線路潛供電流計算結果，由于線路較長且故障相和兩個非故障相之間存在電容和電感相互耦合，寶站、天站側潛供電流仿真計算值分別為15.66A、14.19A均超出規程允許的12A，建議根據潛供電流計算結果，利用計算式（2），對單相重合閘時間進行整定，待故障處電弧熄滅，線路重合閘采取慢重方式。

2）硤站—漢站線路計算結果分析

硤站—漢站330kV線路工頻過電壓及潛供電流仿真計算結果見表4、表5，考慮區域電網負荷特性，計算選擇冬大、夏小2種運行方式。根據硤—漢線路工頻過電壓仿真計算結果，變電站側最高相電壓倍數發生在夏小方式硤站側、值為0.99849，線路側最高相電壓倍數發生在夏小方式漢站線路側、值為1.23359，計算結果均未超過變電所側及線路側網絡最高相電壓的1.3及1.4倍，硤—漢線工頻過電壓水平符合規程規定要求；硤站、漢站側潛供電流仿真計算值分別為15.24A、14.47A均超出規程允許的12A。綜上，硤—漢線工頻過電壓水平滿足規程要求，原加裝在漢站線路側的高壓電抗器已不能有效發揮其抑制工頻過電壓水平的作用，綜合考慮硤站所在地區電網感性無功補償現況，方案研究建議漢站線路側的高壓電抗器改接至漢站330kV母線，僅作無功補償裝置使用[14]，其中性點小電抗退出系統，硤—漢線路重合閘方式同寶—天線，采取慢重方式。

3）寶站～秦站線路計算結果分析

寶站～秦站330kV線路工頻過電壓及潛供電流仿真計算結果見表6、表7，考慮區域電網負荷特性，計算選擇夏大、冬小2種運行方式。根據寶—秦線路工頻過電壓仿真計算結果，秦站線路側夏大、冬小2種方式下分別為1.3658、1.3571，仿真結果接近規程規定的線路1.4倍的限值，方案研究建議保留秦站側高壓電抗器原配置方案。潛供電流校核計算顯示，秦站中性點小電抗值滿足熄弧要求，結果見表7。

2.3.2電壓及穩定校核計算

1）電壓校核

根據規劃網架，雍—天線在寶站接入后，形成新的雍—寶線、線路長度僅6km，理論上不存在工頻過電壓及潛供電流問題，綜合考慮雍站所在區域電網感性無功補償度現況，建議原雍站出線側高壓并聯電抗器正常運行時開關常開。在相關高壓電抗器優化配置后，對區域電網主要節點在冬大、冬小、夏大、夏小四種不同運行方式下的電壓水平進行了校核計算，結果如表8所示。由校核結果可知，按照方案研究提出的高壓電抗器配置方案，區域電網在4種不同運行方式下的最高運行電壓未超過系統額定電壓的＋10％且不低于網絡額定電壓的95%，符合規程規定。

2）穩定校核

為確保電網網架安全穩定，方案研究分別在冬大、夏大方式下進行了相關網架單相永久故障，三相永久故障，寶硤、硤漢同塔雙回線路異名相跨線接地故障等模擬電網故障對相關高壓電抗器配置方式優化后的網架進行了穩定校核計算，計算結果見表9。穩定計算結果顯示，系統功角保持穩定，故障切除后電壓快速回升，不同運行方式下的電網網架結構保持穩定，不因高壓電抗器優化配置后產生新的電網失穩問題。

3結論

高壓電抗器作為超高壓電網發展初期用作抑制長線路工頻過電壓及潛供電流的無功補償裝置，隨著線路的不斷增加和電網結構的不斷變化，部分高壓電抗器由于和電網結構不相適應，其接入電網的方式亟需優化。本文結合330kV超高壓電網工程實例，根據新工程實施后的電網網架結構建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，對工程涉及的變電站線路工頻過電壓水平和潛供電流值進行了仿真計算，根據仿真結果提出了所涉及變電站高壓電抗器接入電網的優化配置方案，最后進行了系統電壓及穩定校核計算。計算結果表明，工程涉及的高壓電抗器按照優化方案配置后，系統電壓運行正常、網架結構保持了穩定，方案的有效性得到了驗證。

參考文獻：

[1]劉振亞．中國電力與能源[M]．北京：中國電力出版社，2012．

[2]汪瑩，黃民翔，傅守強．基于無功調壓的高壓電抗器優化配置研究[J]．機電工程，2015，32（5）：696-701．

[3]葉承晉，黃民祥，惠建峰，等．大電網高壓電抗器優化配置研究[J]．電力建設，2014，35（11）：65-72．

[4]陳水明，許偉，何金良．1000kV交流輸電線路的工頻暫態過電壓研究[J]．電網技術，2005，29（19）：1-5．

[5]邢海瀛，陳柏超，田翠華．超高壓系統中可控電抗器抑制工頻過電壓研究[J]．電力自動化設備，2008，28（12）：25-29．

[6]電力工業部電力規劃設計總院編．電力系統設計手冊[M]．北京：中國電力出版社，2005．

[7]張麗，徐玉秦．并聯電抗器在超（特）高壓電網中的應用及發展[J]．電力自動化設備，2007，27（4）：75-78．

[8]邱毓昌，施圍，張文元．高電壓工程[M]．西安：西安交通大學出版社，2001．

[9]陳維賢，陳禾．相間并聯電抗器在超、特高壓輸電線路中的應用及諧振抑制[J]．高電壓技術，2010，36（9）：2187-2192．

[10]鄭濤，趙彥杰．超/特高壓可控并聯電抗器關鍵技術綜述[J]．電力系統自動化，2014，38（7）：127-135．

[11]水利電力部西北電力設計院編．電力工程電氣設計手冊電氣一次部分[M]．北京：中國電力出版社，2014．

[12]DL/T5429-2009，電力系統設計技術規程[S]．北京：中國電力出版社，2009．

[13]陜西省電力設計院．寶雞750kV變電站330kV送出工程（系統一次部分）[R]．西安：陜西省電力設計院，2008．

[14]朱洪波．500kV變電站母線加裝高壓并聯電抗器[J]．東北電力技術，2009，27（6）：27-29．

作者:姚金雄 付彬 李文輝 鄒彬 王芝麟 單位:國網陜西省電力公司 國網渭南供電公司 國網西安供電公司