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摘要:本文结合工程项目实例,详细介绍了独立式电压无功综合控制系统的工作原理,对其在110kV变电站运行中应注意的问题、保护措施技术及改进建议进行了详细阐述,分析总结出了电压无功综合控制系统在110kV变电站的运行效果。
关键词:独立式电压无功综合控制系统;电压无功调节;保护措施
中图分类号：TM714.2 文献标识码：A 文章编号：
1工程项目概况
某110kV变电站,现有2台S10型主变,容量均为20000kVA,具备有载调压功能,额定电压为110×(1±8×1·25% ) kV/38·5kV/10·5kV。正常情况下, 2台主变分列运行,各带一段10kV母线及出线,每段母线上装设一组电容器,容量分别为2 000kvar、2 200kvar,满足国家电网公司无功电压管理规定及技术导则中有关无功补偿容量的要求。2009年该变电站进行了综合自动化改造,保护、监控系统采用NS2 000变电站综合自动化系统,同时投运了一套VQC-2A型独立式电压无功综合控制系统装置,以确保该变电站的正常安全运行及管理。
2独立式电压无功综合控制系统工作原理
为控制变电站电压与无功(或功率因数)在规定范围内,通常采用改变主变分接头档位和投切电容器组来改变系统的电压和无功。在实际应用中,主变分接头调节主要用于调节电压,电容器的投切主要用于调节无功,也用于电压的调节。下面以一台变压器为例,介绍各种情况下的电压与无功的调节方式。其中电压U取值于主变的低压侧母线线电压,无功Q取值于主变的高压侧无功。
2·1调节原理
分接头调节对U及Q的影响:分接头上调(向主变二次侧电压升高方向调整)后U将变大, Q将变大;分接头下调(向主变二次侧电压降低方向调整)后U将变小, Q将变小。电容器投切对U及Q的影响:投入电容器后Q将变小, U将变大;退出电容器后Q将变大, U将变小。
2·2调节策略
独立式电压无功综合控制调节方式分为:调电压;调无功;电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证电压正常);无功优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证无功正常);智能调节(当电压与无功不能同时满足要求时,保持现状)。以下主要讨论电压优先、无功优先和智能调节方式的调节对策。
该电压无功综合控制系统将各时段电压和无功限值作为判断依据,确定了图1所示的“十七域图”。根据实际测量的低压侧母线电压和高压侧无功负荷大小,确定系统目前运行的区域,按照表1给出该区域的调节策略发变压器调档或无功设备投切指令。图中第9域为目标区域,每个指向该区域的箭头代表一种调节方法。其中△Ub、△Qb分别为分接头调节一档引起的电压、无功最大变化量,△Uc、△Qc分别为投切一组电容器引起的电压、无功最大变化量。
2·3限值选择
2·3·1电压
按给定电压曲线确定:将电压的上限值和下限值按每天12个时段分别给定,在任何时刻,装置将依照调节策略将电压控制在限值范围内。
(2)按逆调压原理确定:系统根据实测有功负荷的大小自动确定电压限值。
上限值= (K-1)·Uhs·P /Pmax+Uhs;
下限值= (K-1)·ULs·P /Pmax+ULs。
式中: K———逆调压系数定值;
P———变压器高压侧实测有功功率,MW;
Pmax———变压器高压侧额定功率,MW;
Uhs———变压器高压侧有功负荷为零时电压上限动作定值, kV;
ULs———变压器高压侧有功负荷为零时电压下限动作定值, kV。
以上两种限值控制方式中,电压上、下限动作值的差应大于变压器调节一档时电压的改变量,以防止调节档位后因电压穿过目标区域而引发振荡。
2·3·2无功
(1)按给定无功曲线确定:将无功的上限值和下限值按每天12个时段分别给定,装置将控制无功在任何时刻均运行在限值范围内。
(2)按给定功率因数确定:装置将根据给定的功率因数和实测的有功、无功负荷的大小自动确定无功目标值Qs,Qs= P2+Q2×1-cos2,并计算出无功上、下限值。
上限:Qh=Qs+0·65△Qc;
下限:QL=Qs-0·65△Qc。
式中: P———实测有功功率;
Q———实测无功功率;
cos———给定功率因数定值(据实际运行情况取0·95);
Qc———投切一组无功设备引起的无功最大变化量,通常指单组电容器量。
3 110kv变电站运行保护措施及改进建议
3·1闭锁操作
闭锁是指独立式电压无功综合控制装置在检测并判断到装置本身自检出现异常、变压器和电容器以及系统出现异常时,及时停止自动调节,并能发出信号的功能。若独立式电压无功综合控制装置没有完善的闭锁功能,会给变电站的安全运行带来严重威胁。如:当电容器保护动作,开关跳闸,若独立式电压无功综合控制系统不及时闭锁,而在5 min内使其开关再次合闸,则可能发生电容器由于带电荷合闸而爆炸事件。
本变电站采用的独立式电压无功综合控制系统设置了多种闭锁功能,当闭锁信号发出时,运行人员应仔细查看菜单显示的异常信息,并做相应处理。只有确认外围回路确实没有问题才能按复归按钮。属于保护动作或遥控拒动情况时更应仔细检查,如电容器、主变保护动作后,只有故障消除、设备重新投入运行,才能解除闭锁。
3·2压板投退操作
独立式电压无功综合控制系统设有专门的压板控制变压器和电容器的动作,当电容器检修时未退相应的出口压板,当达到动作定值时,独立式电压无功综合控制系统可能会投入电容器,若恰好此时电容器处有检修工作人员,则会威胁到人身安全,建议将压板投退操作编入典型操作票中,运行人员当作现场规程来执行。
3·3统计功能的完善
电容器投退前后母线电压值、电容器动作时间、投退动作次数,主变分接头动作前后的档位及母线电压、分接头动作时间和次数等数据,是分析设备运行情况、为设备检修提供依据的基础数据,也是变电站运行月报中的必要内容。目前独立式电压无功综合控制系统只能显示一条闭锁信息,而不能将这些数据发送到后台机。建议将闭锁信息的详细内容发送到后台机,并增加数据统计功能,以利于运行人员及时发现和处理异常,提高系统利用率。
3·4运行管理
从110kv变电站采用的独立式电压无功综合控制系统的运行情况看,做好投运前对设备的充分了解,基建、调试、验收工作严格按程序进行,提前对运行维护人员进行培训等技术管理工作,是保证装置投运后能否充分发挥作用的基础条件。
4独立式电压无功综合控制系统运行效果该变电站独立式电压无功综合控制系统投运前,集控站值班员根据电压和功率因数调节变压器分接头或投退电容器来保证电压质量,独立式电压无功综合控制系统投运后效果如下:
(1)改善了功率因数。以2号主变为例, 2010年一季度与去年同期相比,功率因数值高压侧由投运前的平均0·942提高到0·963,低压侧由0·954提高到0·975。功率因数提高,损耗随之降低,从而实现了无功的分层分区就地平衡。据理论计算,包头电网的负荷侧功率因数提高到0·96时,地区网损率明显降低。因此,功率因数提高,使电网运行更加经济。
(2)提高了電压合格率。以10kVI段电压为例, 2010年一季度与去年同期比较,电压合格率由98·01%提高到99·99%,达到了地区10kV电压合格率需在99%以上的要求。
(3)改善了设备运行状态。10kV电容器投切次数由以前的平均23次/ (台·月)减少到19次/ (台·月),主变有载分接开关平均调节次数由投运前平均65次/月减少到54次/月,为电网的安全稳定运行奠定了基础。
(4)减少了运行人员的工作量。该110kV变电站是集控站的子站之一,运行人员需同时监视多个子站并进行调节主变分接头和投切电容器的操作。由于独立式电压无功综合控制系统实现了电压无功的自动调整,减少了运行人员的工作量,提高了工作效率。
参考文献:
[1]严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨[J].电网技术, 2000, (7).
[2]王函韵.新型自动电压无功调节控制系统在220kV变电站的实际运用[J].继电器, 2003, (5).
[3]吴钟飞,刘涤尘.电压无功功率控制装置在变电站中的应用[J].广东电力, 2005, (4).
关键词:独立式电压无功综合控制系统;电压无功调节;保护措施
中图分类号：TM714.2 文献标识码：A 文章编号：
1工程项目概况
某110kV变电站,现有2台S10型主变,容量均为20000kVA,具备有载调压功能,额定电压为110×(1±8×1·25% ) kV/38·5kV/10·5kV。正常情况下, 2台主变分列运行,各带一段10kV母线及出线,每段母线上装设一组电容器,容量分别为2 000kvar、2 200kvar,满足国家电网公司无功电压管理规定及技术导则中有关无功补偿容量的要求。2009年该变电站进行了综合自动化改造,保护、监控系统采用NS2 000变电站综合自动化系统,同时投运了一套VQC-2A型独立式电压无功综合控制系统装置,以确保该变电站的正常安全运行及管理。
2独立式电压无功综合控制系统工作原理
为控制变电站电压与无功(或功率因数)在规定范围内,通常采用改变主变分接头档位和投切电容器组来改变系统的电压和无功。在实际应用中,主变分接头调节主要用于调节电压,电容器的投切主要用于调节无功,也用于电压的调节。下面以一台变压器为例,介绍各种情况下的电压与无功的调节方式。其中电压U取值于主变的低压侧母线线电压,无功Q取值于主变的高压侧无功。
2·1调节原理
分接头调节对U及Q的影响:分接头上调(向主变二次侧电压升高方向调整)后U将变大, Q将变大;分接头下调(向主变二次侧电压降低方向调整)后U将变小, Q将变小。电容器投切对U及Q的影响:投入电容器后Q将变小, U将变大;退出电容器后Q将变大, U将变小。
2·2调节策略
独立式电压无功综合控制调节方式分为:调电压;调无功;电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证电压正常);无功优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证无功正常);智能调节(当电压与无功不能同时满足要求时,保持现状)。以下主要讨论电压优先、无功优先和智能调节方式的调节对策。
该电压无功综合控制系统将各时段电压和无功限值作为判断依据,确定了图1所示的“十七域图”。根据实际测量的低压侧母线电压和高压侧无功负荷大小,确定系统目前运行的区域,按照表1给出该区域的调节策略发变压器调档或无功设备投切指令。图中第9域为目标区域,每个指向该区域的箭头代表一种调节方法。其中△Ub、△Qb分别为分接头调节一档引起的电压、无功最大变化量,△Uc、△Qc分别为投切一组电容器引起的电压、无功最大变化量。
2·3限值选择
2·3·1电压
按给定电压曲线确定:将电压的上限值和下限值按每天12个时段分别给定,在任何时刻,装置将依照调节策略将电压控制在限值范围内。
(2)按逆调压原理确定:系统根据实测有功负荷的大小自动确定电压限值。
上限值= (K-1)·Uhs·P /Pmax+Uhs;
下限值= (K-1)·ULs·P /Pmax+ULs。
式中: K———逆调压系数定值;
P———变压器高压侧实测有功功率,MW;
Pmax———变压器高压侧额定功率,MW;
Uhs———变压器高压侧有功负荷为零时电压上限动作定值, kV;
ULs———变压器高压侧有功负荷为零时电压下限动作定值, kV。
以上两种限值控制方式中,电压上、下限动作值的差应大于变压器调节一档时电压的改变量,以防止调节档位后因电压穿过目标区域而引发振荡。
2·3·2无功
(1)按给定无功曲线确定:将无功的上限值和下限值按每天12个时段分别给定,装置将控制无功在任何时刻均运行在限值范围内。
(2)按给定功率因数确定:装置将根据给定的功率因数和实测的有功、无功负荷的大小自动确定无功目标值Qs,Qs= P2+Q2×1-cos2,并计算出无功上、下限值。
上限:Qh=Qs+0·65△Qc;
下限:QL=Qs-0·65△Qc。
式中: P———实测有功功率;
Q———实测无功功率;
cos———给定功率因数定值(据实际运行情况取0·95);
Qc———投切一组无功设备引起的无功最大变化量,通常指单组电容器量。
3 110kv变电站运行保护措施及改进建议
3·1闭锁操作
闭锁是指独立式电压无功综合控制装置在检测并判断到装置本身自检出现异常、变压器和电容器以及系统出现异常时,及时停止自动调节,并能发出信号的功能。若独立式电压无功综合控制装置没有完善的闭锁功能,会给变电站的安全运行带来严重威胁。如:当电容器保护动作,开关跳闸,若独立式电压无功综合控制系统不及时闭锁,而在5 min内使其开关再次合闸,则可能发生电容器由于带电荷合闸而爆炸事件。
本变电站采用的独立式电压无功综合控制系统设置了多种闭锁功能,当闭锁信号发出时,运行人员应仔细查看菜单显示的异常信息,并做相应处理。只有确认外围回路确实没有问题才能按复归按钮。属于保护动作或遥控拒动情况时更应仔细检查,如电容器、主变保护动作后,只有故障消除、设备重新投入运行,才能解除闭锁。
3·2压板投退操作
独立式电压无功综合控制系统设有专门的压板控制变压器和电容器的动作,当电容器检修时未退相应的出口压板,当达到动作定值时,独立式电压无功综合控制系统可能会投入电容器,若恰好此时电容器处有检修工作人员,则会威胁到人身安全,建议将压板投退操作编入典型操作票中,运行人员当作现场规程来执行。
3·3统计功能的完善
电容器投退前后母线电压值、电容器动作时间、投退动作次数,主变分接头动作前后的档位及母线电压、分接头动作时间和次数等数据,是分析设备运行情况、为设备检修提供依据的基础数据,也是变电站运行月报中的必要内容。目前独立式电压无功综合控制系统只能显示一条闭锁信息,而不能将这些数据发送到后台机。建议将闭锁信息的详细内容发送到后台机,并增加数据统计功能,以利于运行人员及时发现和处理异常,提高系统利用率。
3·4运行管理
从110kv变电站采用的独立式电压无功综合控制系统的运行情况看,做好投运前对设备的充分了解,基建、调试、验收工作严格按程序进行,提前对运行维护人员进行培训等技术管理工作,是保证装置投运后能否充分发挥作用的基础条件。
4独立式电压无功综合控制系统运行效果该变电站独立式电压无功综合控制系统投运前,集控站值班员根据电压和功率因数调节变压器分接头或投退电容器来保证电压质量,独立式电压无功综合控制系统投运后效果如下:
(1)改善了功率因数。以2号主变为例, 2010年一季度与去年同期相比,功率因数值高压侧由投运前的平均0·942提高到0·963,低压侧由0·954提高到0·975。功率因数提高,损耗随之降低,从而实现了无功的分层分区就地平衡。据理论计算,包头电网的负荷侧功率因数提高到0·96时,地区网损率明显降低。因此,功率因数提高,使电网运行更加经济。
(2)提高了電压合格率。以10kVI段电压为例, 2010年一季度与去年同期比较,电压合格率由98·01%提高到99·99%,达到了地区10kV电压合格率需在99%以上的要求。
(3)改善了设备运行状态。10kV电容器投切次数由以前的平均23次/ (台·月)减少到19次/ (台·月),主变有载分接开关平均调节次数由投运前平均65次/月减少到54次/月,为电网的安全稳定运行奠定了基础。
(4)减少了运行人员的工作量。该110kV变电站是集控站的子站之一,运行人员需同时监视多个子站并进行调节主变分接头和投切电容器的操作。由于独立式电压无功综合控制系统实现了电压无功的自动调整,减少了运行人员的工作量,提高了工作效率。
参考文献:
[1]严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨[J].电网技术, 2000, (7).
[2]王函韵.新型自动电压无功调节控制系统在220kV变电站的实际运用[J].继电器, 2003, (5).
[3]吴钟飞,刘涤尘.电压无功功率控制装置在变电站中的应用[J].广东电力, 2005, (4).