陈敏骏

（国网黄山供电公司，湖北 黄山 245000）

0 引言

某110 kV 变电站处于所属地市东部的最末端，网架结构相对薄弱，截至目前该地区仍无220 kV 变电站，供电紧张且负荷逐年增长。 伴随着茶季与迎峰度夏（冬）负荷的日渐增长需要频繁变更运行方式，电网电压波动较大。根据《电能质量供电电压允许偏差》中规定，110 kV 变电站的 110 kV、35 kV 母线，正常方式时， 电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，10 kV 及以下母线正常运行时电压一般应在1.0～1.07 倍额定电压范围内。 对照上述要求，特定方式下某变电站110 kV 母线电压严重不满足既定要求［1］，长期运行不利于设备安全，亟待改善当前状况。

1 低压电抗器装设的必要性与具体措施

茶季是该地区特有的一种电网负荷现象。 每年4 月份是茶季负荷高峰时期， 某934 线正常运行方式下供 3 个变电站，2019 年 4 月 17 日 10：45 934 线路最大负荷达到75.3 MW，该线路最大限额80 MW，为缓解934 线路供电压力， 于当日15：00 将某变电站负荷倒由某484 线路供电。 此外每年迎峰度夏（冬）、设备检修时期也会进行此操作。因此每年倒由484 线路供某变电站负荷操作异常频繁且时间持久。

数据统计显示，2019 年某变电站负荷由484 线供电截止目前共出现了两个时间阶段，分别是2 月11日 15：55 至 3 月 14 日 09：05 与 4 月 17 日 15：00 至4 月 30 日 15：35。 某变电站 2—4 月 110 kV 母线电压曲线如图1 所示。

图1 某变电站2—4 月110 kV 母线电压曲线

根据上述时间节点可以明显看出某变电站由484 线供电时，110 kV 母线电压瞬间升高， 基本维持在118 kV 以上，最高已越过120 kV。 而某变电站电压合格范围分别是110kV 母线电压为107～118 kV，35 kV 母线电压为 35～38.5 kV，10 kV 母线电压为 10～10.7 kV。 在此运行方式下，某变电站110 kV 母线电压基本维持在118～120 kV 之间，一度濒临甚至超过电压上限，35 kV、10 kV 母线电压普遍偏高 （附近地区装有许多小水电机组）， 母线电压不满足考核要求。每次调整运行方式由484 线路供电时，均要进行无功倒送，2019 年 4 月 21 日输送无功功率竟达4.91 Mvar，严重影响电站无功指标考核。综上所述在某变电站加装低压电抗器具备一定的必要性。

目前提高电压质量的措施有很多， 譬如调节有载调压变压器分接头；加装静止无功补偿器（SVC）；在某变电站35kV 母线上加装静止无功发生器（SVG）；调整电网运行方式改善母线电压水平； 在35 kV 或10 kV 母线上加装低压电抗器。 研究表明，调节变压器分接头不能改变系统无功需求平衡［2］；加装静止无功补偿器和静止无功发生器效果虽好但造价高昂、维护复杂［3］；临时改变电网运行方式会降低供电可靠性，且只能解一时燃眉之急，电网运行安全隐患依旧存在。 权衡比较后选择在某变电站母线上加装低压电抗器改善母线电压具备一定的可行性［4］。由于某变电站1 号主变35 kV 侧为零电抗侧，所以在容量相同的情况下低压电抗器装设在35 kV 母线上和装设在10 kV 母线上对降低35 kV 母线电压的效果是相同的，仅仅影响10 kV 母线电压。 由于当前站内110 kV 母线已无空余场地与间隔，只在35 kV、10 kV 母线上装设低压电抗器。

2 选择低压电抗器装设容量

由于电抗器消耗无功功率， 增加了无功功率在线路及变压器中的传输，产生电压损耗，从而可以降低母线电压［5-6］。 母线电压实际降低值与电抗器的无功容量及其通过的线路、变压器的感抗大小有关，根据此时忽略横分量，得到电压实际降低值为线路等值阻抗为 Z=4.55+j15.18 Ω，某变电站1 号主变高压侧的阻抗为ZH=0.339+j21.31 Ω、低压侧的阻抗为ZL=0.193+j13.69 Ω。 等值电路如图2 所示，由于无功在电阻上不产生电压损耗，故等值电路中忽略电阻。

图2 等值电路

因此如果装设低抗的功率为10 Mvar， 则某变电站110 kV 母线电压实际降低值为1 015.18／110=1.38 kV。最小方式时（低谷），某 110 kV 母线电压在120 kV 左右， 如要满足电压合格 107～118 kV，须至少降2～3 kV，因此必须在35 kV 母线上装设总容量为102／1.38=14.49 Mvar 的电抗器。当装设容量为20 Mvar 的电抗器后， 此时110kV 母线电压降低值折算到 35 kV 侧的值为6.63 kV，35 kV 母线电压实际的降低值为2.33 kV。 同理折算到10 kV 后，10 kV母线电压实际的降低值为0.63 kV。 当484 供电时，某变电站 110 kV 母线电压平均为118 kV，35 kV母线电压平均为 37 kV，10 kV 母线电压平均为10.5 kV。 计算在10 kV 侧装设一台10 Mvar 的电抗器与 35kV 和 10 kV 侧各装设一台 5 Mvar 的电抗器，此时各电压等级母线电压与实际降低值情况如表1 所示。

根据计算结果， 为保证某变电站35 kV、10 kV母线电压都能满足既定要求， 且某变电站35 kV 侧充电功率较大且小水电机组众多， 水电站频繁向系统内传送进大量多余的无功功率， 故决定在35 kV母线上装设低压电抗器， 补偿由某484 供电时的线路功率，降低母线电压。 考虑本电网发展保留一定裕度，因此总容量定为20 Mvar，并采用 10 Mvar+10 Mvar 的组合式电抗器，共用一个开关，通过刀闸进行容量的切换。可投容量分别为20 Mvar、10 Mvar。在最小方式（低谷）时，投入容量为10 Mvar 的电抗器，若不满足要求可再加投10 Mvar 的电抗器，中低压侧母线电压可通过调节主变有载分接开关的方式控制在电压合格范围内［7］。 此时 110 kV 母线电压维持在 116.62 kV 左右，35 kV 母线电压维持在35.84 kV 左右，10 kV 母线电压维持在 10.19 kV 左右。 考虑到未来负荷的增长，上述选择的装设容量可以满足电压合格的基本要求且比较合理。

表1 加装电抗器时各电压等级母线电压实际降低值 单位：kV

3 结束语

电抗器作为电力系统中不可缺少的补偿装置，应用广泛，需求日益增多，因此对于电网不同运行方式情况下选择适宜的装设位置及装设容量至关重要。 本文针对110 kV 某变压器特定运行方式下存在的电压偏高问题提出装设低压电抗器的方案并做简要探讨， 确保各级母线电压均在合格范围之内。 此外， 改善电压质量也需要电力企业与水电等重要用户的协同配合，各方共同努力，采取一切可行有效措施，维护电网的安全稳定运行。