水电厂空载调压的运行分析及应对措施

陈晓辉，焦华伟，李浩波

（1.五凌电力有限公司五强溪水电厂，湖南 怀化 419600；2.湖南省水电智慧化工程技术研究中心，湖南 长沙 410004）

1 概述

水电厂一般地处偏远山区，远离负荷中心，送出线的架空线路较长，在夜间负荷处于低谷时间段内，由于空载架空线路对地电容的影响，在送出线路末端产生大量的容性无功，从而出现有功平衡无功过剩的情况，导致水电厂母线电压过高越限，母线电压过高，对电气设备和系统的安全稳定运行均造成不良影响，为使系统的无功达到平衡从而降低母线电压，水电厂发电机组一般以深度进相的方式运行来吸收电网系统多余的无功，而有功输出几乎为零，即空载调压运行方式。然而空载调压对水电机组产生了非常不良的影响：①空载调压运行一般都是在机组的振动区运行，机组各部件的振动都非常大，有的部位振动数据甚至超标，严重影响了机组的金属部件的疲劳强度，导致机组故障多发；②由于空载调压运行输出有功基本为零，从而提高了机组的发电耗水率，浪费了大量的水资源，导致技术经济指标下降；③机组空载调压运行时都是深度进相运行，定子端部漏磁通变化比增大，使得定子端部发热严重，从而严重影响定子线圈的使用寿命，因此应尽量减少水电机组的空载调压运行。

五强溪电厂位于沅陵县境内的沅水干流上，是沅水流域水电梯级开发的骨干电厂，华中电网骨干调峰调频电厂。由于近年来电网结构变化，夜间低谷时段母线电压升高至545～549 kV左右，为了维持电压在合理的范围内，根据调度要求水电机组要进相运行，吸收多余的无功功率，将水电厂高压侧母线电压调整至合理范围，特别是酒湖线的投入运行后，夜间空载调压的时间成倍地增长，而长期的空载调压给机组带来了很大的安全隐患，同时浪费了大量的水资源。

根据SD 325《电力系统电压和无功导则》5.10.3 规定，远离负荷中心的水轮发电机一般不考虑调相。五强溪水电厂经173 km架空线路（四分裂导线）接入民丰变，经75 km架空线路（四分裂导线）接入岗市变，远离负荷中心，因此不适合进相运行，发电机组进相运行对系统和设备都存在一定危害，技术经济指标较差。

2 电厂运行方式分析

五强溪电厂现有5台240 MW水力发电机组，1号、2号机组和4号、5号机组采用联合单元接线，3 号机组采用单元接线。500 kV侧采用双母线接线，中性点直接接地，配电装置为GIS系统，额定电流2 000 A，额定短路电流40 kA。五强溪电厂500 kV侧系统正序阻抗为0.008 5（大方式）和0.010 9（小方式），基准短路容量100 MVA，通过计算得五强溪电厂三相短路容量为1 1764 MVA(大方式)、9 174 MVA（小方式）。主系统接线图1所示。

图1 事故流程修改前后对比图

图1 主系统接线图

3 系统接入分析

五强溪电厂有两回出线：五民线经173 km架空线路（四分裂导线）接入民丰变；五岗线经75 km架空线路（四分裂导线）接入岗市变。线路参数如下：五民线：TV变比5 000；TA 变比2 500；正序电抗二次值24.68 Ω；正序电阻二次值2.03 Ω；零序电抗二次值77.83 Ω；零序电阻二次值14.27 Ω；线路总长度175.26 km。五岗线：TV变比5 000；TA 变比2 500；正序电抗二次值10.76 Ω；正序电阻二次值1 Ω；零序电抗二次值30.3 Ω；零序电阻二次值8.34 Ω；线路总长度77.48 km。

湖南电网的地理接线结构特点是西电东送，几个主要的电源：五强溪、石门、柘溪、凤滩及葛洲坝均位于负荷很小的西部，发电容量占比大，但离长株潭负荷中心均在200～400 km。这种结构的一个负面结果就是大量线路充电无功加入电网远距离传输，水电大发季节影响有功送出而无功不足，枯水季节则无功大量过剩，电压大幅升高，危及电网安全。电网的迅速发展一方面为电网增加了大量的无功电源（发电无功和线路无功）；另一方面，无功补偿未同步发展，负荷增长率大大低于电网容量增长率，且峰谷负荷差更是逐年加大。两者相差使得电网无功在低谷时大量过剩，电网电压升高。

4 电压升高的特征分析

五强溪电厂空载调压一般在1:00～7:00，五民线与五岗线通过全厂母线形成环网，分别与民丰变和岗市变相连，两变电站内均有无功调节系统，通过AVC自动调节站内无功，控制母线电压，五强溪电厂内没有无功调节系统，只能通过机组的进相运行进行无功调节。下面以电厂的实际运行方式所统计的数据进行分析。

4.1 1台机进相调压，其他机组全停

下面以2018年12月2日3:00为例，此时2号机组空载调压，其他机组全停，电气参数如表1所示。

表1 1台机进相调压

以上参数表明：在凌晨低谷时段五民线输送来大量容性无功，五岗线消纳无功有限，2号机组进相调压，从五民线流入的92.5 Mvar容性无功一方面被2号机进相运行时吸收了80 Mvar，8.3 Mvar通过五岗线送给岗市变的无功补偿装置，还剩4.2 Mvar的无功被变压器空载运行所吸收。无功达到平衡，母线电压维持在537 kV左右满足要求。对于250 MW的机组来说有功基本可以忽略。

4.2 5台机全停

以2018年12月2日15：00为例，此时全厂机组全停，电气参数如表2所示。

表2 5台机全停

主系统运行参数如图2所示。

图2 5台机全停运行参数

该工况下母线电压542.6 kV已超出考核范围。因此在五强溪电厂5台机组全部退出运行时，母线电压已越限，从535～537 kV升高到542～543 kV，不满足电网要求。

以上参数表明在白天时段，在机组全停情况下，五岗线送来59.5 Mvar容性无功除主变消耗少量外全部通过五岗线输送给岗市变，岗市变消纳无功能力增强。此时电压为540 kV以上。电压提高导致岗市变消纳无功的能力增强，从五民线输入的无功减弱。

4.3 5台机组同时满负荷运行

以2017 年1 月4 日14:00对应的运行工况，说明5台机组同时运行时的电压与无功特性如表3所示。

表3 5台机组同时满负荷运行电气参数

该工况下母线电压535～537kV。五强溪电厂5台机组同时满发时，发电机组以输出有功为主，仅发出少量无功，机组功率因数近似为1.0，处于理想运行状态。五岗线和五民线向系统注入的无功功率以容性为主，数值为226.65 Mvar；容性无功功率由两部分构成，一部分为5台发电机组正常运行时消耗无功功率，数值为72.18 Mvar；另一部分由主变压器消耗，数值为154.47 Mvar。主接线上电气参数如图3所示。

图3 5台机组同时满负荷运行电气参数

5 原因分析

由以上分析可知，在机组全停、有功环流基本相同的情况下导致全厂母线电压升高的主要原因在于民丰变和岗市变的无功调节能力上。只要民丰变送来的多余无功能被岗市变全部吸收，将不会导致全厂母线电压升高。通过比较两个时间点五民线的无功变化之大可知，凌晨时除五民线空载产生的无功外还将民丰变站内的无功也送往全厂，而岗市变凌晨时吸收的无功也大幅减少，因此导致全厂母线电压在凌晨时升高，感性无功功率在凌晨达到最大。

6 解决方法

根据五强溪电厂运行现状分析可知，水电机组启停频繁，功率波动大，5台机组运行时最大功率达到1 250 MW，而机组全停的工况也经常出现。机组全停时，系统电压较高，一般情况下夜间母线电压能达到542～543 kV。五强溪电厂500 kV母线正序阻抗为0.008 5（大方式）和0.010 9（小方式），基准短路容量100 MVA。因此，五强溪电厂三相短路容量为11 764 MVA(大方式)、9 174 MVA（小方式）。按照大方式下将电压从542 kV调整到535 kV，即降低7 kV的电压调整范围计算新增感性无功容量如下：

因此从系统参数角度计算，新增感性无功补偿装置的容量设计为150 Mvar满足要求。

而根据实际运行数据统计，五强溪电厂最大进相时需两台机组空载调压运行，输出150 Mvar左右感性无功功率就能调整母线电压至正常范围，与计算值相一致，故新增补偿装置的容量设计为150 Mvar即可满足要求。因动态无功功率补偿装置阻抗可调，其补偿容量能够快速跟踪负荷无功功率的变化而变化，在五强溪电厂加装感性无功补偿装置，自动跟随母线进行电压调节，替代机组空载调压运行，既可以提高电压稳定效果，又能避免水源浪费和机组磨损，经济效益和安全效益显著。

7 总结

通过对五强溪电厂机组、线路、母线运行数据进行分析可知，在5台机组同时运行以及部分机组运行时母线电压均在合适范围内，5台机组全部退出运行时母线电压过高（542～543 kV）越限，需要进行无功补偿。而采用机组空载调压运行时影响机组的经济运行，并造成机组磨损，降低水电机组寿命，因此加装感性无功补偿装置是最为经济的方式，在系统负荷低谷时段替代发电机组空载调压运行，既可以提高电压稳定效果，又能避免水源浪费和机组磨损。根据历史数据分析、典型工况分析和实际电压计算，新增补偿装置的容量应设计为150 Mvar，即能够将母线电压稳定在预期的目标值范围内，从而极大地改善水电机组的运行工况，提高经济运行效益并延长设备使用寿命。