小水電站無功補償?shù)奶接懪c實施-黃鏡予

1、小水電站無功補償?shù)奶接懪c實施黃鏡予 鄧健洪( 江門市水利局 ,廣東江門 529000)中圖分類號: TV 742; TM 714 . 3 文獻(xiàn)標(biāo)識碼: A 文章編號: 1008-0112( 2001 ) 01-0013-04小水電站一般裝機容量小 ,遍布邊遠(yuǎn)山區(qū) ,由于設(shè)備不配套,電能損耗較大 ,欠發(fā)無功的現(xiàn)象特別嚴(yán)重。小水電站發(fā)出的電量 ,除部分供當(dāng)?shù)刎?fù)荷外, 大部分通過上網(wǎng)點向系統(tǒng)電網(wǎng)銷售。目前收購的上網(wǎng)電 ,在計量計費點

2、,按功率因數(shù)等于 0 . 8 計算 ,即 1 kW·h 功配0 . 75 kVar·h 無功收購, 并按欠3 kVar· h 電扣除 1 kW· h有功 。現(xiàn)運行的小水電站 ,欠發(fā)無功嚴(yán)重,造成極大的經(jīng)濟(jì)損失。如果不加以補償改進(jìn), 那么這種損失隱患會長期存在。就我市而言, 據(jù)初步統(tǒng)計, 由于欠發(fā)無功,而被扣除的有功電量 , 竟占總發(fā)有功電量的 10 %以上 。這樣一來, 從確保電能質(zhì)量和經(jīng)濟(jì)效益來

3、考慮,解決欠發(fā)無功的補償問題 ,就成了多年來的技術(shù)攻關(guān)項目。從運行實際分析, 小水電站欠發(fā)無功的原因是錯綜復(fù)雜的 ,但主要有如下幾點 :( 1)發(fā)電機機組的勵磁裝置容量不足, 運行中發(fā)熱嚴(yán)重,限制了勵磁的調(diào)節(jié),也就是限制了機組的無功輸出 。( 2)小水電站的主變壓器有些是降壓變壓器,而不足升壓變壓器,或者主變壓器的電壓分接頭運行檔位不當(dāng),使發(fā)電機端電壓升高,限制了機組的無功輸出。( 3)發(fā)電 、 輸變電設(shè)備不配套 , 減少了無功輸出。線

4、損 、 變損大增 ,加大了無功損耗。( 4)小水電站運行生產(chǎn)受季節(jié)性影響, 尤其是徑流式或小型水庫電站 ,往往在豐水期,為減少棄水與溢洪量, 搶發(fā)有功、減發(fā)無功 ,造成發(fā)無功不足的現(xiàn)象最為嚴(yán)重。上述幾點, 有關(guān)設(shè)備配套、運行方式等技術(shù)原因,均可以逐一加以解決。但在豐水期, 為了充分利用水能,搶發(fā)有功,相應(yīng)減發(fā)無功, 該是合理的運行調(diào)度 ,由此引起的欠發(fā)無功現(xiàn)象, 似乎是難以控制 。小水電站的年發(fā)電量,大部分集中在豐水期 ,在機組性能一般

5、允許滿發(fā)或超發(fā)有功電的情況下 ,應(yīng)當(dāng)爭取多發(fā)有功電。這里說的“超發(fā)”是指有功超名牌出力, 而無功降低出力,總的視在功率控制在額定值范圍內(nèi) ,也即是總的輸出電流控制在額定值范圍內(nèi)。欠發(fā)無功 , 造成效益下降,是極其不利的 , 如何作好小水電站的無功補償, 便成了提高效益的關(guān)鍵所在 。為解決豐水期小水電站欠發(fā)無功的問題 ,我市已經(jīng)采用了并聯(lián)電容器組作為無功補償?shù)目尚修k法 。對于0 . 4 kV 的低壓機組 ,一般采用整套的低壓電容器補償屏

6、,補償效果較好 ,得到廣泛的應(yīng)用, 但對于電壓級組為 6 . 3 kV( 10 . 5 kV) 機組, 由于裝機容量大 ,需要無功補償?shù)娜萘恳蚕鄳?yīng)較大 ,并聯(lián)高壓電容器組 ,對短路電流有影響,操作電容器組合閘,引起涌流會對機組沖擊,因而應(yīng)配套相應(yīng)的設(shè)備和完善可靠的繼電保護(hù)。目前 ,尚未有關(guān)于小水電站并聯(lián)高壓電容器作為無功補償?shù)挠嘘P(guān)規(guī)范 ,所以更應(yīng)謹(jǐn)慎從事。我們先后在幾個試點采用不同接線型式的并聯(lián)高壓電容器組無功補償裝置,經(jīng)多年實踐 ,取

7、得一些經(jīng)驗與教訓(xùn) , 獲得較佳的補償效果?，F(xiàn)略舉一二實例分析 ,僅供參考 。實例一:陽春市張公龍水電站, 裝機 2 × 6 500 kW ,經(jīng)變壓器2 × 10 000 kVA ,由 6 . 3 kV 升壓至115 kV 并網(wǎng)運行。由于張公龍水庫容量小, 集雨面積大,所以豐水期水位較高 ,溢洪量大 。為了減少棄水, 機組搶發(fā)有功 ,卻欠發(fā)無功,每年被扣除的有功電量,折算為 80 ～ 90 萬元,經(jīng)濟(jì)損失巨大。為此在

8、6 . 3 kV 母線 Ⅰ 、Ⅱ段 , 各裝 1組2 400 kVar 高壓并聯(lián)電容補償裝置。如圖 1 所示,經(jīng)多年的運行試驗、證明無功補償效果好,達(dá)到全補償?shù)囊?,每年均可節(jié)約 80 ～ 90 萬元。發(fā)電質(zhì)量提高,經(jīng)濟(jì)效益顯著。· 13 ·第 1 期2001 年 2 月廣東水利水電GUANGDONG WATER RESOURCES AND HYDROPOWERNo . 1Feb 2000的影響。加入串聯(lián)電抗器時:

9、1 500 kVar 電容器支路: I″ = 0 . 891 kA900 kVar 電容器支路 : I″ = 0 . 648 kA②并聯(lián)電容器組合閘涌流 I Ym與涌流頻率 fy 計算根據(jù)公式:IYm = 2 I ∑c e( 1 + X ∑c e X′ L ); fy =f X ∑c e X′ L式中 ,X′ L 為系統(tǒng)感抗與串聯(lián)電抗每相額定感抗之和( Ψ ) ; f =50 Hz 。圖 3 阻抗圖 Si =100 MVA未加入串聯(lián)電抗

10、器時 :1 500 kVar 電容器支路: IYm =0 . 717 kA ; fy = 352 Hz900 kVar 電容器支路 : IYm = 0 . 54 kA ; fy = 454 Hz加入串聯(lián)電抗器時:1 500 kVar 電容器支路: IYm =0 . 453 kA ; fy = 204 Hz900 kVar 電容器支路 : IYm = 0 . 272 kA ; fy = 204 Hz上述數(shù)據(jù)分析, 當(dāng)每組并聯(lián)電容器加入串聯(lián)

11、電抗器后 ,短路電流值將大幅度減少, 約為 1/3 ～ 1/5 倍 ,而合閘涌流也減少至 1/2 左右 。涌流頻率相應(yīng)也降低很多。所以 ,考慮到限制短路電流過大,減少那相當(dāng)于短路一樣的合閘涌流沖擊, 抑制高次諧波 ,設(shè)計加入串聯(lián)電抗器是很有必要的。實踐經(jīng)驗證明, 當(dāng)使用并聯(lián)高壓電容器( 市場上的產(chǎn)品 、 質(zhì)量仍有待提高) , 在運行與操作中 ,會出現(xiàn)個別短路擊穿現(xiàn)象。為提高電容器的使用壽命 ,防止機組受較大沖擊,一般應(yīng)在并聯(lián)電容器組作無

12、功補償?shù)闹飞霞尤氪?lián)電抗器。同時 ,還需考慮是否會引起諧振現(xiàn)象 ?？筛鶕?jù)有關(guān)公式進(jìn)行判斷,實際工作可改變電容器的容量 、 電抗器的感抗或改變接線型式進(jìn)行諧振消除 。( 3)并聯(lián)電容器組加入串聯(lián)電抗器后, 引起電容器組的端電壓升高, 故此 , 電容器的額定電壓 Uex應(yīng)作修正 :Uex = XLe X ∑ce -XLe Uex L = 1 1 -A UexL式中 : Uex L — — —系統(tǒng)額定電壓 。當(dāng) A = 6 %時, Uex

13、= 1 . 0638 UexL 。本例 : 當(dāng) Uex L = 11 kV 時,Uex =11 . 7 kV , 選取電容器額定線電壓 12 kV ,即相電壓123kV 。①估算并聯(lián)電容器組后 ,母線電壓升高 ■U %公式 : ■U %=Qcm Sdx × 100 %1 500 kVar 支路 : ■ U %= 1500 59 . 7 × 103 = 2 . 51 %900 kVar 支路: ■U %= 900 59

14、 . 7 × 10 3 = 1 . 51 %( 1500 +900)…… : ■ U %= 2400 59 . 7 × 103 = 4 . 02 %②串聯(lián)電抗器引起的電壓損失■u %公式 : ■u %=Xk % ·Ig Ink sin φ式中 : Ig — — —電容器組額定相電流;Ink — — —電抗器的額定相電流;Xk %— — —調(diào)諧度,取 6 %;sin φ — — —取 0 . 6 ～ 0 .

15、7 。代入 :1 500 kVar 支路 : ■u %=6 %×63 . 15 82 . 6 × ( 0 . 6 ～ 0 . 7)=2 . 75 %～ 3 . 21 %900 kVar 支路:■u %= 6 %× 37 . 89 55 × ( 0 . 6 ～ 0 . 7)= 2 . 48 %～ 2 . 89 %③校驗電容器組短路時 , 母線上剩余電壓 Uy %( 一般要求為 60 %～ 70 %

16、)公式 : Uy %≤Xk % ·I″ d Ink1 500 kVar 支路 : Uy %= 6 %× 0 . 891 × 10 382 . 6 = 64 . 7 %900 kVar 支路: Uy %=6 %×0 . 648 × 10355 = 70 %④驗算電容器組端電壓的升高■U %1 500 kVar 支路 : ■ U %=4 . 02 %+ 2 . 75 %= 6 . 77 %9

17、00 kVar 支路: ■U %= 4 . 02 %+ 2 . 48 %=6 . 5 %則按 Uex = 1 . 06368 Uexl選用電容器的額定電壓是正確的,經(jīng)實際測試 ,上述計算值與實測值相吻合 。在實際運行中,為防止機組在過高的端電壓下運行及降· 15 ·2001年 2 月 第 1 期 廣東水利水電 Feb 2000