1000kv变电站低压无功补偿设备容量及组分方案研究

1000kv变电站低压无功补偿设备容量及组分方案研究

0特高压试验示范工程2车种立地条件分析根据山西省油气田一期项目“五11”末完成发电，以及1000kv南北走廊勘探通道的规划，规划建设1000kv晋东南-南阳-荆门高压试验示范工程。该工程线路全长645km,包括晋东南、荆门2座1000kV变电站和南阳1000kV开关站。系统额定输电电压1000kV,最高运行电压1100kV。一期按单回线建设,远期规划双回。工程建成后,可加强华北、华中交流联网,提高电网南北互供、水火互济的能力,实现更大范围的资源优化配置[9,10,11,12,13,14,15,16,17,18]。1000kV荆门变电站位于特高压试验示范工程的南端,总体规划建设规模为:主变压器2台,每台容量3000MVA/3000MVA/1000MVA:1000kV出线10回;500kV出线10回。1000kV线路每百公里的充电功率约5.3Mvar,约为500kV线路每百公里充电功率的5倍。由于线路充电功率增大,荆门站低压无功的需求量也相应增加。因此,低压无功补偿设备规模的合理配置及设备参数的合理选择,显得尤为重要,既决定着设备自身的运行工况,更影响着特高压试验示范工程投产后的运行质量。本文参照相关规程规定,结合现有的工程设计和运行经验,提出了主变压器第三线卷额定电压、低压电抗器和低压电容器的最高运行电压和额定电压。本文所采用的思路和方法可供同类问题参考和借鉴。1压载补偿装置的安装规模1.1低压电容器的选择荆门站低压电抗器的选择(简称低抗)主要考虑补偿周边的1000kV和500kV线路的剩余充电功率;低压电容器的选择(简称低容)主要考虑补偿变压器损耗、周边的1000kV线路损耗以及500kV线路损耗。荆门站远期低压无功需求计算结果如表1所示。1.2低压无功补偿设备投切时母线电压波动根据行业标准DL5014-1992中“投切一组补偿设备引起的变压器中压侧的母线电压变动值,不超过其额定电压的2.5%”的规定以及国家电网公司特高压办公室组织召开的相关无功研讨会的会议意见,在低压无功补偿设备投切过程中,主变压器低压侧的电压变动值应控制在额定电压的5%以内。无功补偿设备分组容量与投切时母线电压波动的关系为式中:Qk为无功补偿装置的分组或输出容量;ΔU为对应母线的电压波动值;Sd为对应母线的短路容量。根据式(1),低压无功补偿设备最大分组容量计算结果见表2。为降低造价,减少占地,宜加大低压无功补偿设备分组容量,减少组数;再综合考虑设备的制造能力,低压无功补偿设备的分组容量可选为240Mvar。1.3压载补偿装置的安装规模结合无功需求及分组容量的计算结果,荆门站低压无功补偿设备的远期配置规模如表3所示。2第三线卷定额电压主变压器第三线卷额定电压的确定是低压无功补偿设备参数选择的前提和基础。荆门站主变压器第三线卷的额定电压为110kV,参照行业标准SD325-1989中的“降压变压器中压侧和低压侧的额定电压宜选用1.05倍系统额定电压”规定,并考虑到特高压试验示范工程投产初期的运行方式以“南北互供,水火互济”为主,荆门站主变压器升压和降压的运行方式均存在,因此,第三线卷额定电压暂考虑110kV或115.5kV。一般地,第三线卷额定电压若选择115.5kV,经过变压器压降后,较易保持低压母线电压在110kV或稍低,大部分低压设备运行效率较高。但根据远期规划,荆门站每组变压器将装设4组240Mvar低容,规模较大。由于低容投运会引起电压升高,而设备运行又受最高工作电压限制(110kV级为126kV),第三线卷额定电压选择不宜高。因此,为提高系统运行的灵活性,保证低容运行的安全可靠性,荆门站的第三线卷额定电压宜选为110kV。3低抗参数研究3.1变压器采用二次过压电压最高运行电压是电抗器能够连续运行而不超过规定温升的最高电压,它决定着制造方面的材料消耗。为避免最高运行电压取值过于保守,增加材料消耗,并参照行业标准DL5014-1992中“低压并联电抗器的最高运行电压宜为主变压器三次额定电压的1.0～1.05倍”的规定。荆门站低抗的最高运行电压将在110～115.5kV之间选择。根据行业标准SD325-1989中“500(330)kV母线:正常运行方式时,最高运行电压不得超过系统额定电压的+110%”的规定,由荆门站主变压器额定变比(1050kV/525kV/110kV)可知,在变压器空载的情况下,如中压侧电压达到550kV,三次侧的最高运行电压将达到115.5kV。由于特高压试验示范工程的特殊性及系统运行的不确定性,存在低抗投运前低压母线运行电压达到115.5kV的可能;但考虑到第1组低抗投运后低压侧母线电压的降低,建议低抗最高运行电压取整选为115kV。3.2低抗过载电压(1)变压器第三线卷的容量①容量限制。低抗全部投运后的无功输出应与主变压器第三线卷的额定容量相适应。荆门站主变压器第三线卷的额定容量为1000MVA,考虑一定的变电站站用负荷后,低抗无功出力总和不宜超过960MVA。②电压波动限制。由表2可以看出,由于荆门站低压侧的短路容量远小于中压侧的短路容量,低压侧电压波动是主要限制因素。(2)低抗投运时酵母电压波动无功补偿装置投运后的输出容量与母线运行电压的关系可表示为式中:Qe为无功补偿设备的额定容量;Ue为无功补偿设备的额定电压:Uk为对应母线的运行电压。由式(1)、(2)可知,母线运行电压越高,无功补偿装置投运后的输出容量越大,投切时引起的母线电压波动也越大,对无功补偿装置额定电压的选取越严格。因此,以115.5kV作为第1组低抗投运时的母线起始电压,计算满足限制条件时低抗额定电压的取值范围。①容量限制。考虑4组低抗投运后,无功输出总量不超过960Mvar(4×240MVar),此时低压母线运行电压应不低于101.7kV。该电压即为满足容量限制的最小额定电压取值。②电压波动限制。由于低抗投运后母线电压降低,单组低抗的无功输出容量也随之减小,因此,母线最大电压波动应出现在第1组低抗投切时。考虑第1组低抗投运时,母线电压波动不超过5%,则对应低抗的额定电压应不低于100.7kV,该电压即为满足电压波动限制的最小额定电压取值。要同时满足上述2个条件,低抗额定电压应不低于101.7kV。(3)低抗投运时酵母电压分析由式(2)可知,在额定容量确定的前提下,额定电压与最高运行电压相差过大,将增大低抗的制造容量,增加材料消耗;相差过小,将削弱低抗的补偿功效。因此,在上述取值范围内,额定电压将参考投入1～2组低抗后的母线运行电压进行选择。以确保1～2组低抗运行时,其无功输出基本维持在额定容量水平,4组低抗投运后,总容量损耗不至于过大。由于第1组低抗投运前,母线电压通常运行在110～115.5kV之间,为使计算结果具有一定的涵盖性,分别以115.5kV和110kV作为起始电压,计算低抗逐台投切时的母线运行电压,如表4所示。可以看出,投入1～2组低抗后,母线运行电压约为105kV。因此,建议低抗额定电压选为105kV。4低体积参数研究4.1低容的最高工作电压低容的投运会使低压侧母线电压升高,而110kV级的最高工作电压为126kV,考虑到荆门站低容装设规模较大,4组投运后母线电压较易达到126kV,因此低容的最高运行电压建议取为126kV。4.2低容量定额电压(1)电容器的长期电压低容额定电压的选取,除需满足3.2节(1)中所列的容量和电压波动限制条件以外,还需满足行业标准DL5014-1992中的“电容器承受的长期过电压不应超过电容器额定电压的1.1倍”(简称过电压限制)的规定。(2)低容最小定额电压根据3.2节(2)中的分析,应以4组低容投运后母线运行电压达到126kV为前提,分别针对各限制条件,计算低容额定电压的取值范围。①容量限制。考虑4组低容投运后,无功输出总和应不超过960Mvar(4×240MVar),即要求低容的额定电压不低于126kV。该电压即为满足容量限制的最小额定电压取值。②电压波动限制。低容投运母线电压升高,其无功输出也随之增大,因此,母线最大电压波动应出现在第4组低容投切时。考虑第4组低容投运时,母线电压波动不超过5%,则对应低容的额定电压应不低于125.9kV。该电压即为满足电压波动限制的的最小额定电压取值。③过电压限制。低容最高运行电压为126kV,即为其长期允许过电压的上限值,受1.1倍关系限制,低容最小额定电压要求不小于114.6kV。要同时满足上述3个条件,低容额定电压应不低于126kV。考虑到低容最高运行电压为126kV,额定电压再取高无意义,因此,建议低容额定电压取为126kV。5低抗和短路电流结论如下:(1)根据无功需求计算结果,荆门1000kV变电站远期共需装设8组低抗和8组低容,每组变压器低压侧各规划4组低抗,4组低容,单组容量均为240Mvar。(2)由于荆门1000kV变电站低容装设规模较大,第三线卷额定电压不宜选高。为适应系统运行方式的多样性,荆门特高压站第三线卷额定电压建议选为110kV。(3)考虑到特高压试验示范工程运行的特殊性及不确定性,荆门1000kV变电站低抗最高运行电压选为115kV。为保证低抗实际运行出力能够维持在额定容量水平,建议低抗额定电压选为105kV。(4)由于荆门1000kV变电站低容装设规模较大,建议低容最高运行电压选为126kV。为满足主变压器第三线卷的容量限制要求,推荐低容额定电压也选为126kV。建议如下:由式(1)可知,无功设备的运行工况与系统短路容量密切相关。系统短路容量越大,对低压无功补偿设备的运行较为有利。而短路容量的大小取决于变压器阻抗和系统等值阻抗。两者越小,系统短路电流越大,短路容量也就越大,但伴随出现的将是短路电