发布时间 : 星期五 文章1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程110kV低压无功补偿装置的配置及运行分析=陕华平 - 图文更新完毕开始阅读4d82822db4daa58da0114aa1
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3.4 110kV无功装置系统参数确定 3.4.1 低压电容器组
低容的参数主要包括最高运行电压和额定电压两部分。
最高运行电压是电容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。主变低压侧系统额定电压为110 kV，最高工作电压为126 kV。多组低容投运后母线较易达到126 kV，所以低容最高运行电压取126 kV。
低压侧电压波动是额定电压的主要限制因素，从容量限制、电压波动限制、过电压限制等条件选择可知，低压电容器组额定电压取126kV。 3.4.2 低压电抗器组
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。同时，根据行业标准SD325-1989中“500kV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，由主变压器额定变比（1050/525/110kV）可知，在变压器空载情况下，如中压侧电压达到550kV，三次侧最高运行电压将达到115.5kV。所以低抗最高运行电压取115 kV。
从容量限制、电压波动限制、投1-2组低抗后母线的额定电压等条件选择可知，低抗额定电压取105kV。
表3.4 110kV无功补偿装置系统参数 110kV无功装置 110kV无功装置系统参数 110kV低压并联电容器组 最高运行电压额定电压(kV) (kV) 126 126 110kV低压并联电抗器组 最高运行电压额定电压(kV) (kV) 115 105
4 低压无功补偿设备运行中应考虑的问题
4.1 低压无功补偿设备投切时的母线电压波动
按照规定，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%。
现从低压无功设备分组容量校核反推低压无功补偿设备投切时母线电压的波动值，无功补偿装置的容量与投切时母线电压波动的关系为：
Qk——无功补偿装置的分组或输出容量；
dQk??USΔU——对应母线的电压波动； Sd——对应母线的短路容量。
根据中南电力设计院1000kV变电站周边电源的开机方式等最严重的系统计算条件，确定母线的最小短路容量及低压无功最大分组容量，如表4.1所示。由表可见，如果500kV侧电压波动2.5%，则允许投切的最大电容器单组容量为798 Mvar ；如果110kV侧电压波动5%，则允许投切的最大电容器单组容量为302 Mvar。如果500kV侧电压波动2.5%，则允许投切的最大电抗器单组容量为622 Mvar ；如果110kV侧电压波动5%，则允许投切的最大电抗器单组容量为286 Mvar。
表4.1 低压无功最大分组容量计算表
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最小短路容量(MVA) 低压无功最大分组容量(Mvar) 本期低压无功单组容量(Mvar) 枯大方式（低容） 500kV侧(2.5%) 110kV侧(5%) 31913 6046 798 302 低容210Mvar 枯小方式（低抗） 500kV侧(2.5%) 110kV侧(5%) 24896 5733 622 286 低抗240Mvar 本次电容器单组容量为210Mvar，远小于798Mvar。当电容器组一组故障投切时，可以满足投切时500kV侧电压波动不超过2.5%的要求，并可满足110kV侧电压波动不超过5%。如果同时投切两组电容器，低压侧母线电压波动将超过5%，需引起注意。
本次电抗器单组容量为240Mvar，远小于622Mvar。当电抗器组一组故障投切时，可以满足投切时500kV侧电压波动不超过2.5%的要求，并可满足110kV侧电压波动不超过5%。如果同时投切两组电抗器，低压侧母线电压波动将超过5%，需引起注意。 4.2 低压无功补偿设备投运前的母线电压水平
根据中南院计算结果，在考虑主变压器阻抗值制造误差后，若投入4组240Mvar低容后，低压母线运行电压不超过126 kV，则首组低容低容投入前，晋东南站和荆门站低压母线最高允许运行电压为106kV 左右；第4组低容投运前，晋东南站和荆门站低压母线最高允许运行电压为 119kV 左右。
现场手动投切时，首组低容投入前的母线电压应不高于106 kV，第四组低容投入前母线电压应不高于119 kV。
4.3 低压无功补偿设备投运后的母线电压水平
在特高压输送 2800MW 的运行方式下，投入 4 组210 Mvar 低容，晋东南、荆门和南阳站 1000kV 侧电压较低；若考虑调节晋东南站和荆门站主变中压侧抽头至约510kV，则三个特高压站主变各侧电压可运行在较为合理的电压水平。
特高压线路空载时，投入1组 240 Mvar 低抗，特高压站各侧电压可运行在较为合理的电压水平。
4.4 低压电容器组运行允许的过电压、过电流
(1)允许过电流：电容器组允许的过电流除包括最高允许过电压引起的过电流外，还应考虑电网谐波引起的过电流，根据规定，包括高次谐波引起的过电流在内，电容器允许长期在1.3倍额定电流下运行。
(2)合闸涌流：当电容器与电源接通的瞬间会出现过电压与过电流，根据计算，当同一母线安装一组12%、一组5%并联电容器组时，合闸涌流不会超过规定的额定电流20倍的限值。
(3)操作过电压：切断电容器组，能出现电感电容回路的振荡现象，从而产生操作过电压。在切断时，如果断路器发生电弧重燃，将会引起强烈的电磁振荡，出现更高过电压。本期工程通过分别在110kV母线、电容器旁加装高性能避雷器，在串联电抗器旁加装过电压阻尼装置，有效抑制了操作过电压。 4.5 低压无功控制装置
晋东南、荆门站综合自动化装置可实现各级母线的电能量（有功功率、无功功率）平衡计算，结果作为远动信息上传调度端。
综合自动化装置具备110kV无功补偿设备自动投切功能，可根据变电站的运行方式和运行工况，按照上级调度部门确定的电压曲线和无功补偿原则或调度AVC系统的远方指令
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自动投切无功补偿设备。
站内设“自动/手动”、“站端/调度端”选择开关选择操作方式。
运行时如果电容器组发生故障导致不平衡保护跳闸，综合自动化系统可根据信号实现远方无功平衡； 4.5 尚需考虑的问题
根据上述计算及分析，在要求的特高压投运输送2800MW 功率的情况下，必须投入4组低容运行，如果少于4组低容运行，系统所需的无功不能完全满足，需降低电压、降低功率运行。
(1)本期110kV并联电容器组单组容量大，投产初期如频繁发生接头发热、渗油、漏油等故障，则需要频繁向调度汇报投切，对系统的稳定运行不利，是否可考虑备用一组电容器，当电容器组故障时自动切换至备用组；
(2)国内尚无110kV并联电容器的产品及运行经验，运行状况还待日后考核； (3)目前500kV换流站换流变、换流阀的无功补偿及平衡在站内实现，通过站内配置500kV交流并联电容器组、滤波器组补偿换流变、换流阀的无功损耗，并配置了多台备用组数以满足站内的无功平衡，及单组故障时系统的功率送出。
(4)目前国调尚未制定特高压交流工程的电压曲线及年度无功控制策略，特高压站内主变压器为无励磁调压变压器，特高压工程运行时需要与国调、设计院讨论同时投切大容量并联电容器组、并联电抗器组引起的系统电压波动情况及无功控制策略。
5 本期电容器组的结构特点
图5.1 晋东南站单相电容器组一次接线示意图
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左塔 右塔
晋东南站电容器组分相布置，每相两个塔架（又称双塔）结构，单相连接为12串12并，由144台电容器单元组成；每个塔架接线6串12并，共6层，每层12台电容器，侧卧布置。两塔连成H型接线。
每塔由三个绝缘平台组成，每两层电容器框架直接连接构成一个绝缘平台，绝缘平台间用35kV支柱绝缘子支撑。自上而下第1与第2层、第3与第4层、第5与第6层构架直接连接，构成三个绝缘平台；第2、3层间、第4、5层间用35kV支柱绝缘子支撑，层间最高工作电压为13.8kV（电抗率12%）和12.8kV（电抗率5%）。每个塔架最底层对地用145kV绝缘子支撑。每层电容器台架两侧处有2个接地引线接头供检修时用于接地。
装置电容器组在总串联段数第3、4串间（左塔），第9、10串间（右塔）位置的两臂之间接一个CT，构成单星形－双桥差不平衡电流保护。以保护电容器组内部故障不平衡保护在1.3倍元件过电压倍数条件下有足够的可靠性。
荆门站电容器组布置方式与晋东南站类似，12%电抗率的电容器组每相两个塔架（又称双塔）结构，单相连接为12串10并，由120台电容器单元组成；每个塔架接线6串10并，共5层，每层12台电容器，侧卧布置。5%电抗率的电容器组每相两个塔架（又称双塔）结构，单相连接为11串10并，由110台电容器单元组成，侧卧布置。
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