超高压电网中高压并联电抗器探析范文

《电网与清洁能源杂志》2016年第7期

摘要：

随着超高压电网网架的不断加强和结构调整，部分配置在系统中限制工频过电压水平及潜供电流的高压并联电抗器在电网中的配置型式亟需优化。从超高压电网工频过电压及潜供电流产生和抑制的基本机理出发，结合电网工程实际案例，建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，在系统工频过电压水平及潜供电流仿真计算的基础上，提出了工程所涉及高压电抗器的优化配置方案，并对高压电抗器优化配置后的系统网架结构进行了电压和稳定校核，计算结果证明了研究所提出方法的有效行和可行性。

关键词：

超高压电网；工频过电压；潜供电流；高压电抗器；仿真；优化配置

我国330kV及以上超高压电网从1972年始建到现在，网络规模得到长足发展，全国联网格局基本形成[1]，各区域电网内330kV及以上超高压电网逐步呈现出变电站落点多、接入系统线路逐步缩短等新趋势。随着超高压线路的不断增加以及电网结构的变化，部分作为抑制长线路工频过电压水平和潜供电流的高压并联电抗器的接入系统方式，亟需结合网络结构变化、系统工频过电压计算以及无功补偿等多方面综合分析，进行优化配置[2-3]。本文从超高压电网工频过电压及潜供电流的产生和抑制的基本机理出发，根据330kV电网工程实例，建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，在系统工频过电压及潜供电流仿真计算的基础上，提出了工程所涉及的高压并联电抗器优化配置方案，以期能对类似工程高压并联电抗器配置方式提供参考借鉴。

1工频过电压及潜供电流产生和抑制的基本机理及措施

1.1工频过电压

产生工频过电压的主要原因有空载长线的电容效应、不对称接地以及发电机的突然甩负荷[4]。

1.1.1空载长线的电容效应

由于空载长线是由无穷多个电感-电容串联的链形回路，线路容抗大于感抗，因此在电源电势作用下，容性电流在感抗上的压降把容抗压降抬高，使得线路上各点电压高于电源电压，而且愈靠近空载线路末端，电压升高愈严重[5]。

1.1.2不对称接地

当长线路中发生不对称接地故障时，短路电流引起的零序电流分量会使健全相出现工频电压升高现象。其大小取决于接地系数α：α=姨31+K+K2姨K+2，K=Xr0Xr1（1）式中：Xr0，Xr1分别为系统的正序和零序电抗。实际的工频电压升高与电网中性点的接地方式有关，在中性点不接地电网中，线路的对地容抗很大，健全相电压升高至运行线电压的1.1倍左右。中性点直接接地或经低阻抗接地系统的零序电抗是感抗，系统正序电抗是感性的，非故障相的电压随K值增大而上升，最大为系统的线电压值。

1.1.3发电机甩负荷

当线路重负荷运行时，若线路末端断路器由于某种原因突然跳闸甩去负荷，将会造成线路上的工频电压升高。

1）甩负荷前，由于线路上输送着相当大的有功及感性无功功率。因此电源电动势必高于母线电压。甩负荷后，根据磁链不变原理，电源暂态电动势E′d维持原来数值。E′d的大小同线路传输功率及功率因数有关。跳闸前输送的功率越大，E′d越大，工频电压升高越多。

2）线路末端跳闸后，原负荷的电感电流对发电机主磁通的去磁效应突然消失，而空载线路的电容电流对发电机主磁通起助磁作用，加剧了工频电压的升高。

3）当发电机突然甩掉负荷后，由于原动机系统有一定的惯性，不能立即达到调速效果，以致电动势和频率上升，加剧了线路的电容效应。

1.2潜供电流

当超高压线路发生单相瞬时接地故障时，单相重合闸装置使故障相两端断路器跳闸。由于故障相和两个非故障相之间存在电容和电感耦合，即使故障相已于系统隔离，故障处的电弧仍不能迅速熄灭，以致快速单相重合闸不能成功。高压线路的潜供电流由容性和感性两个分量组成。容性分量是由于2个非故障相的工作电压通过相间电容向故障相进行电容性供电而产生的，感性分量是由于非故障相的工作电流通过相间互感向故障相进行感应供电而产生。容性分量和线路运行电压有关，而和线路上故障点位置无关，感性分量不但和非故障相通过的电流有关，而且和线路上故障点的位置有密切关系[6]。潜供电流的允许值取决于潜供电弧的自灭时间要求，潜供电流的自灭时间等于单相自动重合闸无电流间隙时间减去弧道去游离时间，单相自动重合闸无电流间隙时间由系统稳定计算决定，弧道区游离时间可取0.1~0.15s，并考虑一定裕度。根据1974年国家大电网会议资料，无电流间隙时间（单位s）和潜供电流（单位A）的关系可表示为t≈0.25×（0.1I+1）（2）

1.3工频过电压及潜供电流抑制机理及措施

根据超高压、长距离输电线路基于分布参数特性的输电线路长线方程：U1=U2chγl+I2Zcshγl（3）I1=I2chγl+（U2/Zc）shγl（4）式中：U1、I1、U2、I2为输电线首、末端的电压、电流矢量；Zc=姨（R+j覣L）/（G+j覣C）为线路的波阻抗；γ=姨（R+j覣L）（G+j覣C）为输电线路的传输常数；l为线路长度；L、C、R、G分别为单位长度线路的电感、电容、电阻、对地漏电导[7]。在一般线路长度情况下，双端电源供电的空载线路沿线电压升高并不严重，而单端电源供电时电压升高却不能忽视，在单端电源空载长线路电容效应下，可得沿线电压表达式：Ux=chγxchγl+（Zs/Zc）shγlE=kE（5）式中：x为线路上任一点距线路末端的距离；k为电压升高系数，对于超高压线路，k一般大于1，并在线路末端电压达到最大值。图1为无损线路末端接有并联电抗器示意图，根据式（5）可定性得出，在线路末端接入高压电抗器，相当于减小了线路长度，因而降低了电压传递系数，削弱了长线路的电容效应，能有效抑制工频电压升高的问题[8]。当然，高压电抗器的补偿度及安装位置的选择，必须综合考虑实际系统的结构、参数、可能出现的运行方式及故障形式等因素，然后确定合理的方案。在工程实际应用中，为抑制超高压电网工频过电压及潜供电流，消弱空载或轻载线路电容效应，改善线路沿线电压分布，增加系统的稳定性和送电能力，减低系统工频稳态电压[9-10]，常常在330kV及以上超高压配电装置的某些线路侧装设同一电压等级的高压并联电抗器，补偿超高压线路的容性充电功率，作为限制工频过电压的措施。高压并联电抗器的容量可通过其补偿度Kl来确定：Kl=QLQC（6）式中：QL为并联电抗器容量，MV•A；QC为线路的充电功率，Mvar。一般取补偿度Kl=40%~80%。80%~100%补偿度是一相开断或两相开断的谐振区，应尽量避免采用[11]。同时，在高压电抗器中性点上接小电抗来补偿线路相见及相对地电容，加速潜供电弧自灭，则有利于单相快速重合闸的实现，电抗器中性点接小电抗等值回路图如图2所示（Xn为中性点小电抗的电抗，Xp为每相高压电抗器的电抗）。

2工程实例研究

2.1研究原则

2.1.1工频过电压抑制水平

工频过电压是确定超高压远距离输变电设备绝缘水平的重要依据，其幅值影响保护电器的工作条件和保护效果，其持续时间对设备绝缘及运行性能有很大影响，并且长线中的操作过电压是在工频过电压的基础上振荡产生的。根据电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620－1997）中规定了系统工频过电压水平，超高压网络的工频过电压水平，线路断路器的变电所侧及线路侧应分别不超过网络最高相电压（有效值，kV）的1.3及1.4倍。

2.1.2潜供电流抑制水平

加速潜供电弧自灭，一般采用电抗器中性点经小电抗接地的办法来补偿线路相间及相对地电容，有利于单相快速重合闸的实现。潜供电流的允许水平，工程实际一般采用武汉高压研究所1975年《关于超高压线路上潜供电弧持续现象的研究》中提出的超高压线路为满足0.4~0.5s实现快速自动重合，需要将潜供电流降至12A以下的标准值[12]。

2.2工程概况

根据某区域电网规划成果，为提高区域电网水火电交换能力，加强超高压网架结构，规划新建750kV宝站及其配套330kV送出工程、新建330kV硖站；将雍站—秦站、天站、眉站线路接入宝站，将硖站接入马站—汉站、新建宝站—硖站双回线路、新建硖站—汉站线路，新建雍站—马站第II回线路，相关区域电网现状及规划接线如图3、图4所示（含高压电抗器配置）[13]。由图4可以看出，750kV宝站、330kV硖站按规划方案投运后，电网结构和线路长度均发生了相应变化，亟需结合系统不同方式下的潮流计算结果对涉及高压电抗器的相关线路进行工频过电压及潜供电流仿真计算，为区域电网内秦站、雍站、汉站线路侧高压电抗器配置方式优化布置提供依据。表1给出了以上三站所配高压电抗器容量及其中性点小电抗参数。

2.3仿真计算

本次研究应用中国电力科学研究院PSASP7.0软件进行网络系统稳定计算和潮流计算。

2.3.1工频过电压及潜供电流计算

仿真校核计算线路选择长度较长的宝站—天站线路（214km），硖站—汉站线路（181km），宝站—秦站线路（185km）。工频过电压故障型式选取线路一侧发生单相接地、三相断开或仅发生无故障三相断开2种情况，潜供电流故障型式选单相瞬时性接地。

1）宝站—天站线路计算结果分析

宝站—天站330kV线路工频过电压及潜供电流仿真计算结果见表2、表3，计算选择冬小、夏小、冬大、夏大4种运行方式。根据宝—天线路工频过电压仿真计算结果，变电站侧最高相电压倍数发生在夏小方式天站侧、值为1.01824，线路侧最高相电压倍数发生在夏小方式宝站线路侧、值为1.31924，计算结果均未超过变电所侧及线路侧网络最高相电压的1.3及1.4倍，宝—天线工频过电压水平符合规程规定要求，本期工程不需加装线路侧高压电抗器。根据宝～天线路潜供电流计算结果，由于线路较长且故障相和两个非故障相之间存在电容和电感相互耦合，宝站、天站侧潜供电流仿真计算值分别为15.66A、14.19A均超出规程允许的12A，建议根据潜供电流计算结果，利用计算式（2），对单相重合闸时间进行整定，待故障处电弧熄灭，线路重合闸采取慢重方式。

2）硖站—汉站线路计算结果分析

硖站—汉站330kV线路工频过电压及潜供电流仿真计算结果见表4、表5，考虑区域电网负荷特性，计算选择冬大、夏小2种运行方式。根据硖—汉线路工频过电压仿真计算结果，变电站侧最高相电压倍数发生在夏小方式硖站侧、值为0.99849，线路侧最高相电压倍数发生在夏小方式汉站线路侧、值为1.23359，计算结果均未超过变电所侧及线路侧网络最高相电压的1.3及1.4倍，硖—汉线工频过电压水平符合规程规定要求；硖站、汉站侧潜供电流仿真计算值分别为15.24A、14.47A均超出规程允许的12A。综上，硖—汉线工频过电压水平满足规程要求，原加装在汉站线路侧的高压电抗器已不能有效发挥其抑制工频过电压水平的作用，综合考虑硖站所在地区电网感性无功补偿现况，方案研究建议汉站线路侧的高压电抗器改接至汉站330kV母线，仅作无功补偿装置使用[14]，其中性点小电抗退出系统，硖—汉线路重合闸方式同宝—天线，采取慢重方式。

3）宝站～秦站线路计算结果分析

宝站～秦站330kV线路工频过电压及潜供电流仿真计算结果见表6、表7，考虑区域电网负荷特性，计算选择夏大、冬小2种运行方式。根据宝—秦线路工频过电压仿真计算结果，秦站线路侧夏大、冬小2种方式下分别为1.3658、1.3571，仿真结果接近规程规定的线路1.4倍的限值，方案研究建议保留秦站侧高压电抗器原配置方案。潜供电流校核计算显示，秦站中性点小电抗值满足熄弧要求，结果见表7。

2.3.2电压及稳定校核计算

1）电压校核

根据规划网架，雍—天线在宝站接入后，形成新的雍—宝线、线路长度仅6km，理论上不存在工频过电压及潜供电流问题，综合考虑雍站所在区域电网感性无功补偿度现况，建议原雍站出线侧高压并联电抗器正常运行时开关常开。在相关高压电抗器优化配置后，对区域电网主要节点在冬大、冬小、夏大、夏小四种不同运行方式下的电压水平进行了校核计算，结果如表8所示。由校核结果可知，按照方案研究提出的高压电抗器配置方案，区域电网在4种不同运行方式下的最高运行电压未超过系统额定电压的＋10％且不低于网络额定电压的95%，符合规程规定。

2）稳定校核

为确保电网网架安全稳定，方案研究分别在冬大、夏大方式下进行了相关网架单相永久故障，三相永久故障，宝硖、硖汉同塔双回线路异名相跨线接地故障等模拟电网故障对相关高压电抗器配置方式优化后的网架进行了稳定校核计算，计算结果见表9。稳定计算结果显示，系统功角保持稳定，故障切除后电压快速回升，不同运行方式下的电网网架结构保持稳定，不因高压电抗器优化配置后产生新的电网失稳问题。

3结论

高压电抗器作为超高压电网发展初期用作抑制长线路工频过电压及潜供电流的无功补偿装置，随着线路的不断增加和电网结构的不断变化，部分高压电抗器由于和电网结构不相适应，其接入电网的方式亟需优化。本文结合330kV超高压电网工程实例，根据新工程实施后的电网网架结构建立了基于PSASP7.0程序的仿真模型，对工程涉及的变电站线路工频过电压水平和潜供电流值进行了仿真计算，根据仿真结果提出了所涉及变电站高压电抗器接入电网的优化配置方案，最后进行了系统电压及稳定校核计算。计算结果表明，工程涉及的高压电抗器按照优化方案配置后，系统电压运行正常、网架结构保持了稳定，方案的有效性得到了验证。

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作者:姚金雄 付彬 李文辉 邹彬 王芝麟 单位:国网陕西省电力公司 国网渭南供电公司 国网西安供电公司