220kV變電站限流電抗器對無功補償和短路計算的影響分析

220kV變電站限流電抗器對無功補償和短路計算的影響分析文章指出了目前工程系統(tǒng)設(shè)計短路計算、變電站無功補償?shù)牟缓侠碇?，遵照?guī)程規(guī)范并結(jié)合廣州地區(qū)變電站的實際，重新進行了校核計算，計算思路、方法和建議可為實際工程提供技術(shù)參考。標(biāo)簽：主變，限流電抗器，短路計算，無功補償計算0前言變電站短路計算和無功補償計算是工程設(shè)計的兩個重要電氣計算，系統(tǒng)設(shè)計人員對電網(wǎng)主要設(shè)備如變壓器、線路等的阻抗問題已有充分認(rèn)識，而對變低短路電流限制裝置卻因為對變電設(shè)計不甚了解而忽略，造成短路概念模糊和變電站無功計算不合理。本文根據(jù)變電站內(nèi)實際設(shè)計，對這兩大計算進行了重新梳理計算，短路計算采用標(biāo)幺值方法，對比了限抗器安裝前后的10kV母線短路電流水平；無功補償采用的是有名值方法，計算結(jié)果說明以往不考慮限抗器無功損耗的做法是不合理的；此外計算過程還涉及了阻抗的歸算問題，幫助厘清有關(guān)概念。本文可供系統(tǒng)及相關(guān)專業(yè)設(shè)計人員提供技術(shù)參考。1變電站主要設(shè)備參數(shù)1.1主變參數(shù)近年來隨著負(fù)荷增長和短路電流增大，廣州地區(qū)新建的220kV變電站一般選用240MVA容量的高阻抗變壓器。這種變壓器的容量比為240/240/80MVA；電壓比為220±8x1.5%/115/10.5kV；阻抗電壓Uk1-2%=14、Uk1-3%=35、Uk2-3%=21；Uk1%=14、Uk2%=0、Uk3%=21；空載電流：I0%=0.5。1.2限抗參數(shù)為控制10kV側(cè)短路電流，在主變變低側(cè)串聯(lián)有短路電流限流裝置，近年來大多裝設(shè)的是XKK-10-4000-10電抗器，其主要參數(shù)是UN=10kV，IN=4kA，Xr%=10。根據(jù)電抗器阻抗有名值計算公式，得Xr=Xr%xUN/（寸3IN）=0.144Q。2限流電抗器對短路電流的影響若系統(tǒng)無特殊要求，一般來說廣州地區(qū)的220kV變電站一般為主變并列運行方式，并且是高中壓側(cè)母線并列，但低壓側(cè)仍是分列運行。本文短路電流計算采用標(biāo)幺值算法。圖1是普遍的一種變電站接線模型，假定n為并列主變臺數(shù)，中低壓母線均無電源接入，電網(wǎng)短路電流來源于220kV系統(tǒng)側(cè)。此外由于高壓電網(wǎng)中R<<X，計算時忽略R的影響。由于這種主變的阻抗X2*=0,因此變電站10kV母線短路時的等值阻抗圖可以簡化為圖2所示結(jié)構(gòu)。圖1和圖2的電抗值全部為同一基準(zhǔn)容量下的標(biāo)幺值。廣州電網(wǎng)為南方電網(wǎng)的受端系統(tǒng)，可以假設(shè)220kV系統(tǒng)電源為無窮大，系統(tǒng)等效阻抗標(biāo)幺值為X220*，那么未加裝限流電抗器時10kV母線短路電流標(biāo)幺值計算公式為：加裝限流電抗器后：本文假定220kV系統(tǒng)短路電流分別取50kA（上限值）和20kA（較低值），變電站并列運行主變臺數(shù)n最大為4,變電站主要設(shè)備參數(shù)值同前文。計算基準(zhǔn)容量SB=100MVA，基準(zhǔn)電壓U220B=230kV，U10B=10.5kV，基準(zhǔn)電流I220B=0.251kA，I10B=5.5kA，基準(zhǔn)阻抗X220B=529Q。以I220=50kA，n=2為例，各元件在基準(zhǔn)容量下的阻抗標(biāo)幺值為：由于以上變壓器阻抗已歸算至基準(zhǔn)容量下、主變一次側(cè)，因此有必要將限抗器阻抗也相應(yīng)進行歸算，限抗器阻抗歸算至220kV側(cè)Xr220=Xr10x（U220/U10）2=0.144x（220/10）2=69.696Q，基準(zhǔn)容量對應(yīng)標(biāo)幺值Xr*=由表1計算可知，未加裝限抗情況下，主變分列I10為34.7-36.5kA，并列運行情況下更超過42kA，且隨著n的增大而增大，大大超過廣州220kV變電站10kV斷路器31.5kA的開斷容量，因此，有必要在主變低壓側(cè)裝設(shè)限流電抗器。10kV側(cè)裝設(shè)了限流電抗器后，對10kV短路電流降低效果明顯，主變不同運行方式下約為19?23kA，均在變電站10kV斷路器的開斷容量范圍內(nèi)?？紤]到出站至用戶側(cè)的饋線尚有一定長度，且10kV饋線阻抗較大，對短路電流的衰減作用較為顯著，因此，加裝限抗后基本能將10kV電網(wǎng)短路水平控制在20kA以內(nèi)，符合廣州電網(wǎng)規(guī)劃技術(shù)原則的要求。圖1為不考慮變電站中壓、低壓側(cè)有電源接入的情況，若電網(wǎng)中還有地方電源，則實際短路水平還要大于表1結(jié)果。盡管隨著小火電的退運，目前廣州電網(wǎng)內(nèi)的10kV電源已不多見，但隨著國家對新能源產(chǎn)業(yè)支持和政策傾斜，預(yù)計氣電、光伏等類型的分布式電源接入會增多，此類電源會帶來短路電流的增大，需注意采取限制短路電流措施，如引導(dǎo)分散接入或增大限抗的阻值，避免增大10kV電網(wǎng)運行風(fēng)險。3限流電抗器對無功補償計算的影響3.1計算條件1）功率因數(shù)：根據(jù)《廣州電力系統(tǒng)主網(wǎng)調(diào)度規(guī)程》要求，要求高峰負(fù)荷時220kV側(cè)＞0.98,110kV側(cè)＞0.95,10kV側(cè)＞0.9；低谷負(fù)荷時220kV側(cè)＜0.95,110kV側(cè)＜0.95，10kV側(cè)＜0.9。2） 假定變電站220kV和110kV進出線路全部為架空線路，計算忽略線路的充電功率。3） 主變規(guī)模及負(fù)載率：3臺，最大負(fù)載率取75%。4） 高中壓側(cè)的負(fù)荷分配：廣州地區(qū)變電站10kV配電裝置的最大通流容量一般為72MVA，考慮到需滿足主變N-1要求，每臺主變負(fù)載容量一般控制在45MVA以內(nèi)。本例按每臺主變10kV側(cè)負(fù)載為45MVA，其余135MVA負(fù)載接在110kV側(cè)進行計算。3.2計算分析為說明問題且簡化起見，本文僅對負(fù)荷較高時變電站無功補償進行計算，忽略電壓降落和電阻的影響。計算采用有名值算法。根據(jù)計算條件和要求，圖3所示的主變變高側(cè)流入S1為180MVA，功率因數(shù)為0.98下的無功流入Q1為35.8Mvar；盡管變壓器繞組無功損耗AQT遠(yuǎn)大于有功損耗APT而不能忽略，但由于電網(wǎng)中通過的有功遠(yuǎn)大于無功，根據(jù)計算公式可知Q值不大的變化對S值影響較小，因此工程計算中可近似認(rèn)為S1=S2+S3,因此變低側(cè)若負(fù)載容量為45MVA，繞組無功損耗遠(yuǎn)低于負(fù)載，可以近似認(rèn)為10kV母線處的負(fù)載S3-45MVA，同理S2-135MVA，計算出對應(yīng)電網(wǎng)要求的功率因數(shù)下的無功輸出Q分別為19.6Mvar和42.15Mvar。為實現(xiàn)變電站無功流入和輸出的自平衡，無功差額Q2+Q3-Q1=25.95Mvar需依靠容性無功補償裝置補償。此外，變壓器和限流電抗器也會造成無功損耗。根據(jù)三繞組變壓器無功損耗計算公式變電站無功補償目的是補償無功流入與輸出的差額以及無功網(wǎng)損，合計應(yīng)補償?shù)臒o功容量應(yīng)為QC=AQT+AQXR+（Q2+Q3-Q1）=50.7Mvar，則建議每臺主變配置不少于6組電容器組。以往工程設(shè)計中系統(tǒng)設(shè)計人員因?qū)ψ冸娫O(shè)計缺乏了解而未考慮補償限抗的無功損耗，由本例計算可知，限抗的阻抗值是主變變低繞組的1.65倍，其無功損耗與變壓器變低、勵磁繞組無功損耗之和相當(dāng)，忽略限抗無功損耗的做法是不合理的。因此，建議變電站無功補償計算增加對限抗無功損耗的考慮和計算。4結(jié)束語本文對變電站分別進行了無功補償和短路電流的校核計算，結(jié)果表明：1）廣州地區(qū)的新建220kV變電站，主變一般為高中并列，變低獨立運行模式。主變是否并列運行以及并列主變的臺數(shù)會影響10kV側(cè)短路電流水平大小；為將10kV電網(wǎng)短路電流控制在20kA左右，無論主變分裂或并列運行，以及10kV側(cè)有無電源接入均需在變電站變低加裝限制短路電流的電抗器。有分布式電源接入的電網(wǎng)，應(yīng)盡量分散接入或提高變電站10kV限抗器的阻抗值以減少對10kV電網(wǎng)的影響。設(shè)計時應(yīng)注意預(yù)留串抗或分裂電抗器的位置。2）由于系統(tǒng)設(shè)計人員對變低配電設(shè)計的認(rèn)識模糊，在變電站無功補償時往往未考慮限流電抗器的影響。限流電抗器串聯(lián)于變低繞組