水電廠空載調壓的運行分析及應對措施

陳曉輝，焦華偉，李浩波

（1.五凌電力有限公司五強溪水電廠，湖南 懷化 419600；2.湖南省水電智慧化工程技術研究中心，湖南 長沙 410004）

1 概述

水電廠一般地處偏遠山區，遠離負荷中心，送出線的架空線路較長，在夜間負荷處于低谷時間段內，由于空載架空線路對地電容的影響，在送出線路末端產生大量的容性無功，從而出現有功平衡無功過剩的情況，導致水電廠母線電壓過高越限，母線電壓過高，對電氣設備和系統的安全穩定運行均造成不良影響，為使系統的無功達到平衡從而降低母線電壓，水電廠發電機組一般以深度進相的方式運行來吸收電網系統多余的無功，而有功輸出幾乎為零，即空載調壓運行方式。然而空載調壓對水電機組產生了非常不良的影響：①空載調壓運行一般都是在機組的振動區運行，機組各部件的振動都非常大，有的部位振動數據甚至超標，嚴重影響了機組的金屬部件的疲勞強度，導致機組故障多發；②由于空載調壓運行輸出有功基本為零，從而提高了機組的發電耗水率，浪費了大量的水資源，導致技術經濟指標下降；③機組空載調壓運行時都是深度進相運行，定子端部漏磁通變化比增大，使得定子端部發熱嚴重，從而嚴重影響定子線圈的使用壽命，因此應盡量減少水電機組的空載調壓運行。

五強溪電廠位于沅陵縣境內的沅水干流上，是沅水流域水電梯級開發的骨干電廠，華中電網骨干調峰調頻電廠。由于近年來電網結構變化，夜間低谷時段母線電壓升高至545～549 kV左右，為了維持電壓在合理的范圍內，根據調度要求水電機組要進相運行，吸收多余的無功功率，將水電廠高壓側母線電壓調整至合理范圍，特別是酒湖線的投入運行后，夜間空載調壓的時間成倍地增長，而長期的空載調壓給機組帶來了很大的安全隱患，同時浪費了大量的水資源。

根據SD 325《電力系統電壓和無功導則》5.10.3 規定，遠離負荷中心的水輪發電機一般不考慮調相。五強溪水電廠經173 km架空線路（四分裂導線）接入民豐變，經75 km架空線路（四分裂導線）接入崗市變，遠離負荷中心，因此不適合進相運行，發電機組進相運行對系統和設備都存在一定危害，技術經濟指標較差。

2 電廠運行方式分析

五強溪電廠現有5臺240 MW水力發電機組，1號、2號機組和4號、5號機組采用聯合單元接線，3 號機組采用單元接線。500 kV側采用雙母線接線，中性點直接接地，配電裝置為GIS系統，額定電流2 000 A，額定短路電流40 kA。五強溪電廠500 kV側系統正序阻抗為0.008 5（大方式）和0.010 9（小方式），基準短路容量100 MVA，通過計算得五強溪電廠三相短路容量為1 1764 MVA(大方式)、9 174 MVA（小方式）。主系統接線圖1所示。

圖1 事故流程修改前后對比圖

圖1 主系統接線圖

3 系統接入分析

五強溪電廠有兩回出線：五民線經173 km架空線路（四分裂導線）接入民豐變；五崗線經75 km架空線路（四分裂導線）接入崗市變。線路參數如下：五民線：TV變比5 000；TA 變比2 500；正序電抗二次值24.68 Ω；正序電阻二次值2.03 Ω；零序電抗二次值77.83 Ω；零序電阻二次值14.27 Ω；線路總長度175.26 km。五崗線：TV變比5 000；TA 變比2 500；正序電抗二次值10.76 Ω；正序電阻二次值1 Ω；零序電抗二次值30.3 Ω；零序電阻二次值8.34 Ω；線路總長度77.48 km。

湖南電網的地理接線結構特點是西電東送，幾個主要的電源：五強溪、石門、柘溪、鳳灘及葛洲壩均位于負荷很小的西部，發電容量占比大，但離長株潭負荷中心均在200～400 km。這種結構的一個負面結果就是大量線路充電無功加入電網遠距離傳輸，水電大發季節影響有功送出而無功不足，枯水季節則無功大量過剩，電壓大幅升高，危及電網安全。電網的迅速發展一方面為電網增加了大量的無功電源（發電無功和線路無功）；另一方面，無功補償未同步發展，負荷增長率大大低于電網容量增長率，且峰谷負荷差更是逐年加大。兩者相差使得電網無功在低谷時大量過剩，電網電壓升高。

4 電壓升高的特征分析

五強溪電廠空載調壓一般在1:00～7:00，五民線與五崗線通過全廠母線形成環網，分別與民豐變和崗市變相連，兩變電站內均有無功調節系統，通過AVC自動調節站內無功，控制母線電壓，五強溪電廠內沒有無功調節系統，只能通過機組的進相運行進行無功調節。下面以電廠的實際運行方式所統計的數據進行分析。

4.1 1臺機進相調壓，其他機組全停

下面以2018年12月2日3:00為例，此時2號機組空載調壓，其他機組全停，電氣參數如表1所示。

表1 1臺機進相調壓

以上參數表明：在凌晨低谷時段五民線輸送來大量容性無功，五崗線消納無功有限，2號機組進相調壓，從五民線流入的92.5 Mvar容性無功一方面被2號機進相運行時吸收了80 Mvar，8.3 Mvar通過五崗線送給崗市變的無功補償裝置，還剩4.2 Mvar的無功被變壓器空載運行所吸收。無功達到平衡，母線電壓維持在537 kV左右滿足要求。對于250 MW的機組來說有功基本可以忽略。

4.2 5臺機全停

以2018年12月2日15：00為例，此時全廠機組全停，電氣參數如表2所示。

表2 5臺機全停

主系統運行參數如圖2所示。

圖2 5臺機全停運行參數

該工況下母線電壓542.6 kV已超出考核范圍。因此在五強溪電廠5臺機組全部退出運行時，母線電壓已越限，從535～537 kV升高到542～543 kV，不滿足電網要求。

以上參數表明在白天時段，在機組全停情況下，五崗線送來59.5 Mvar容性無功除主變消耗少量外全部通過五崗線輸送給崗市變，崗市變消納無功能力增強。此時電壓為540 kV以上。電壓提高導致崗市變消納無功的能力增強，從五民線輸入的無功減弱。

4.3 5臺機組同時滿負荷運行

以2017 年1 月4 日14:00對應的運行工況，說明5臺機組同時運行時的電壓與無功特性如表3所示。

表3 5臺機組同時滿負荷運行電氣參數

該工況下母線電壓535～537kV。五強溪電廠5臺機組同時滿發時，發電機組以輸出有功為主，僅發出少量無功，機組功率因數近似為1.0，處于理想運行狀態。五崗線和五民線向系統注入的無功功率以容性為主，數值為226.65 Mvar；容性無功功率由兩部分構成，一部分為5臺發電機組正常運行時消耗無功功率，數值為72.18 Mvar；另一部分由主變壓器消耗，數值為154.47 Mvar。主接線上電氣參數如圖3所示。

圖3 5臺機組同時滿負荷運行電氣參數

5 原因分析

由以上分析可知，在機組全停、有功環流基本相同的情況下導致全廠母線電壓升高的主要原因在于民豐變和崗市變的無功調節能力上。只要民豐變送來的多余無功能被崗市變全部吸收，將不會導致全廠母線電壓升高。通過比較兩個時間點五民線的無功變化之大可知，凌晨時除五民線空載產生的無功外還將民豐變站內的無功也送往全廠，而崗市變凌晨時吸收的無功也大幅減少，因此導致全廠母線電壓在凌晨時升高，感性無功功率在凌晨達到最大。

6 解決方法

根據五強溪電廠運行現狀分析可知，水電機組啟停頻繁，功率波動大，5臺機組運行時最大功率達到1 250 MW，而機組全停的工況也經常出現。機組全停時，系統電壓較高，一般情況下夜間母線電壓能達到542～543 kV。五強溪電廠500 kV母線正序阻抗為0.008 5（大方式）和0.010 9（小方式），基準短路容量100 MVA。因此，五強溪電廠三相短路容量為11 764 MVA(大方式)、9 174 MVA（小方式）。按照大方式下將電壓從542 kV調整到535 kV，即降低7 kV的電壓調整范圍計算新增感性無功容量如下：

因此從系統參數角度計算，新增感性無功補償裝置的容量設計為150 Mvar滿足要求。

而根據實際運行數據統計，五強溪電廠最大進相時需兩臺機組空載調壓運行，輸出150 Mvar左右感性無功功率就能調整母線電壓至正常范圍，與計算值相一致，故新增補償裝置的容量設計為150 Mvar即可滿足要求。因動態無功功率補償裝置阻抗可調，其補償容量能夠快速跟蹤負荷無功功率的變化而變化，在五強溪電廠加裝感性無功補償裝置，自動跟隨母線進行電壓調節，替代機組空載調壓運行，既可以提高電壓穩定效果，又能避免水源浪費和機組磨損，經濟效益和安全效益顯著。

7 總結

通過對五強溪電廠機組、線路、母線運行數據進行分析可知，在5臺機組同時運行以及部分機組運行時母線電壓均在合適范圍內，5臺機組全部退出運行時母線電壓過高（542～543 kV）越限，需要進行無功補償。而采用機組空載調壓運行時影響機組的經濟運行，并造成機組磨損，降低水電機組壽命，因此加裝感性無功補償裝置是最為經濟的方式，在系統負荷低谷時段替代發電機組空載調壓運行，既可以提高電壓穩定效果，又能避免水源浪費和機組磨損。根據歷史數據分析、典型工況分析和實際電壓計算，新增補償裝置的容量應設計為150 Mvar，即能夠將母線電壓穩定在預期的目標值范圍內，從而極大地改善水電機組的運行工況，提高經濟運行效益并延長設備使用壽命。