地区电网主变调档及无功补偿分析

1、地区电网主变调档及无功补偿分析摘要】某地区电网存在变电站电压质量问题，给电网的正常稳定运行与无功管理造成一定困难，本文选择问题最为突出的变电站上年度实际电压值和无功补偿量数值，结合本年度各站的负荷预测，对电压及所需补偿的无功功率进行了理论计算。在此计算的根底上，使用电力系统分析综合程序PSASP进行验证。通过对各变电站主变档位及投入无功功率容量的比较分析，给出相应的主变运行档位，对地区电网无功管理方面具有一定的借鉴作用。【关键词】地区电网;电压质量;无功补偿引言电压是衡量电能质量的重要指标，电压过高、过低都会影响用户的正常生产使用，甚至危及系统运行的稳定性。造成电压质量下降的主要原因是系统无功

2、功率缺乏或无功功率分布不合理。因此，电压调整问题主要是无功功率的补偿与分布问题。2021年，某地区电网负荷增长迅速，其110kV变电站夏季、冬季负荷波动较大，造成了夏季负荷顶峰时，中压侧母线电压低至34kV;冬季负荷低谷时，中压侧母线电压高于39kV，不符合国家关于电能质量管理的规定。需要研究分析并采取一定措施保证2021年变电站电压波动满足电能质量和可靠性的要求，具有很强的实用价值。1.电压质量问题分析变电站中压侧母线电压越限，需要考虑系统有功、无功潮流公布，因为：1.1由上式可知，系统的电压偏移主要与系统中流动的有功和无功功率有关，无功功率起主要作用电阻相比电抗很小。电压质量问题主要与系统

3、无功容量与系统无功分布相关。表一2021年变电站母线电压峰谷值2021年变电站母线电压峰谷值单位：kV变电站110kV母线电压最大值110kV母线电压最小值35kV母线电压最大值35kV母线电压最小值1119.98109.3939.7734.222119.5610840.534.13120.79110.639.5835.11夏季顶峰负荷时期，电压问题最突出的主要有三个110kV变电站。这三个变电站均采取主变三侧并列运行方式，在变电站电容器全部投入，在投切电容器保证低压侧电压的情况下，中压侧母线电压仍然越下限运行：表二各变电站无功补偿装置配置各变电站现有电容器容量单位：Mvar变电站单组容量组数

4、电压等级kV总容量13410122121351234101236235125.421010.832106说明在弥补系统无功缺乏的同时无功分布仍然不合理，在投切现有无功补偿装置无法满足要求时，就只有调整中压侧的档位才能保证中压侧电压在合格的范围内【2】。冬季负荷低谷时，变电站电容器全部退出保证低压侧电压满足要求的情况下，中压侧母线电压仍然越上线，需要重新调整中压侧档位。由于变电站变压器采用无载调压，需要在一、三季度两次停电来调整中压侧档位。同时，由于主变档位都是根据经验来确定的，根据实际的母线电压值上下来被动的调整档位和投退电容器组，造成主变档位调整、电容器投退频繁，不利于主变、电容器降低损耗，

5、也降低了供电可靠性【3】。2.主变调档计算通过对上一年度三个变电站电压运行及无功补偿定性情况分析可知，2021年为了解决主变需要经常停电、频繁调档的问题，需要对夏季、冬季负荷以及投入的无功功率容量、变压器分接头档位进行计算，找出主变最正确档位，用来匹配负荷以及无功补偿装置。2.1各变电站2021年负荷情况如表三所示表三2021年变电站负荷预测及分配表2021年负荷预测及分配情况变电站夏季大负荷冬季小负荷160+j218+j2.6270+j2311+j3.6385+j286+j2两台主变并列运行时，其负荷分配情况。理论计算公式为：其中SN1、SN2分别为两台主变的额定容量，Uk1、Uk2分别为两

6、台主变的短路电压百分比。由以上两个公式可以得出，两台变压器并列运行时其负荷分配如表四所示。表四变压器并列运行负荷分配分配表变压器阻抗值变电站主变号高压侧中压侧低压侧21#1.19+j45.410.74-j3.670.83+j30.292#0.61+j28.740.55-j2.470.27+j20.25夏季大负荷变电站主变高压侧中压侧低压侧11#40+j1428+j9.812+j4.22#20+j714+j4.96+j2.121#28+j918+j610+j32#42+j1427+j915+j531#38+j12.531+j10.27+j2.32#47+j15.538+j12.59+j3冬季小负

7、荷变电站主变高压侧中压侧低压侧11#5.3+j1.741.2+j0.394.1+j1.352#2.7+j0.890.7+j0.232+j0.6621#4.3+j1.411.1+j0.363.2+j1.052#6.7+j2.21.7+j0.565+j1.6431#2.7+j0.891.3+j0.431.4+j0.462#3.3+j1.081.8+j0.591.5+j0.492.2110kV变电站2为例两台主变参数如表五所示。表五变压器参数表1#主变2#主变型号SFSZ9-31500SSZ11-50000额定容量31500/31500/31500kVA50000/50000/50000kVA连接组

8、别YNyn0d11YNyn0d11额定电压110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV短路电压高-中9.94%9.932%中-低6.34%6.72%低-高18.03%18.52%负载损耗高-中139.37kW219.532kW中-低117.47kW155.1kW低-高164kW168.07kW表六变压器阻抗表1#主变高压绕组中压绕组低压绕组105.98kV105.98kV105.04kV变电站接线方式：1#、2#主变三侧并列运行，最大负荷时

9、，电容器全投;最小负荷时，电容器全部退出。1夏季大负荷110kV变电站2高压侧母线实际电压下限值取110kV，中压侧要求电压为3538.5kV，低压侧要求电压为1010.7kV。1#主变各绕组中电压损耗计算，归算至高压侧的各母线电压：U1=P×R+QX/U1=28×1.19+9×45.41/110=4.02kVU2=U1-U1=110-4.02=105.98kVU2=P×R+QX/U2=18×0.74-6×3.67/105.98=0U3=U2-U2=105.98-0=105.98kVU3=P×R+QX/U3=10×

10、0.83+3×30.29/105.98=0.94U4=U3-U3=105.98-0.94=105.04kV在最大负荷时，低压侧母线要求电压为：10kV，从而有：U1min=105.04/10×10.5=110.29kV，而在其他负荷水平时，U1整定值均小于U1min，故高压侧绕组档位选择为9档;最大负荷时：105.04/110/10.5=10.02kV，电压满足要求。在最大负荷时，中压侧母线要求电压为：35kV，从而有：U2min=110/105.98/35=36.33kV，而在其他负荷水平时，U2整定值均大于U2min，所以中压侧绕组档位选择为5档，38.5×1

11、-2×0.025=36.575kV。为保证中压侧出线线路末端连接的35kV变电站电压，需尽可能高的抬高中压侧电压。低压侧母线电压最高时，高压侧分接头应选为：105.04/10.7×10.5=103.08kV此时，高压侧档位为：110×1-5×0.0125=103.125kV即14档。高压侧选14档，中压侧选5档时，变电站中压侧母线电压最低值为：105.98/103.125/36.575=37.59kV而在110kV变电站2中压侧母线出线侧供电的35kV变电站里，负荷最大的线路长度15.24千米，型号LGJ-95，最大负荷20+j7就地无功补偿容量充足。计

12、算得35kV线路末端最低电压为：37.59-3.6×20+4.4×7/37.59=34.86kV故在夏季大负荷时，在35kV重载线路末端变电站无功补偿量到达要求的情况下，110kV变电站1#主变35kV分接头接5档可以满足。假设35kV侧及出线所接末端站无功补偿容量缺乏，那么中压侧必须调整为4档。2冬季小负荷。冬季小负荷情况下，高压侧母线实际电压上限值取119kV，中压侧要求电压为3538.5kV，低压侧要求电压为1010.7kV。1#主变各绕组中电压损耗计算：U1=P×R+QX/U1=4.3×1.19+1.41×45.41/119=0.58k

13、VU2=U1-U1=119-0.58=118.42kVU2=P×R+QX/U2=1.1×0.74-0.36×3.67/118.42=0U3=U2-U2=118.42-0=118.42kVU3=P×R+QX/U3=3.2×0.83+1.05×30.29/118.42=0.29kVU4=U3-U3=118.42-0.29=118.13kV归算至高压侧的各母线电压：1#主变高压绕组中压绕组低压绕组118.42kV118.42kV118.13kV在最小负荷时，低压侧母线要求电压为：10.7kV，从而有：U1min=118.13/10.7

14、15;10.5=115.92kV而在其他负荷水平时，U1整定值均大于U1min，高压侧绕组档位选择为4档：110×1+5×0.0125=116.875kV最小负荷时：118.13/116.875/10.7=10.8kV电压不满足要求。高压侧绕组档位选择为3档，110×1+6×0.0125=118.25kV，最小负荷时：118.13/118.25/10.7=10.69kV电压满足要求。中压侧绕组档位选为5档，计算得：118.42/118.25/36.575=36.63kV中压侧绕组档位选为4档，验证计算：118.42/118.25/37.54=37.6kV

15、，电压满足要求。故在冬季，1#主变35kV分接头调4档即可满足要求，建议各站档位调整如表七所示。3.运行情况仿真运用中国电科院电力系统分析综合稳定程序PSASP进行仿真，数据包采用2021年夏季大方式数据包和2021年冬季小方式数据包，校验结果如图1、图2所示。校验结果说明，在夏季大负荷情况下，线路潮流较重，末端35kV变电站电压偏低，但是经过变压器调档后电压均能满足电能质量的要求。在冬季小负荷情况下，不需要停电调档，末端35kV变电站电压也能在电压上限以下运行。通过计算分析，解决了变电站频繁调档的问题，到达持续供电的目标。同时，改善了电能质量，有利于电网平安、经济运行。表七建议变压器档位调整

16、表变电站主变高压侧档位夏高压侧档位冬中压侧档位中压侧电压11#11-151/2436.438.4夏3737.5冬2#11-151/2421#9-141/2/3436.238.5夏36.737.6冬2#9-141/2/3431#9-141/2436.438.5夏37.137.6冬2#9-141/242#9-131/2/344.结论通过理论计算分析，上述变电站主变中压侧档位可固定运行，解决了春秋两季需要停电调档的问题。由计算中可知，夏季负荷顶峰时，需全部投入现有电容器组，并及时调低主变高压侧档位。冬季负荷低谷时期，需退出全部电容器，主变高压侧档位需调至高档运行。假设高压侧电压越上限造成中低压侧电压高，需从相应的220千伏降压变电站通过适宜的方式安排来解决。随着今后地区负荷的不断增长，需要合理规划，优化电源、负荷分布，改善电网结构，提高线路输送能力，更换老化、线径不满足要求的输电线路，同时加装低压电容、电抗器，满足就地无功补偿容量裕度要求。在管理方面，优化潮流分布，保证