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引言
随着藏中电网系统容量的扩大，系统短路容量的水平也会增大；系统最高一级电压母线的短路容量应在不超过规定值的基础上，维持一定的短路容量以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生震荡，也能维持各级电压不过低。此时若有大型发电机作调相运行对改善藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着重要的作用。本文探讨了9E燃机联合循环发电机改调相或空载运行的方案及利弊的问题，主要为了满足藏中电网短路容量的需要，从而到达电压稳定性的要求。
一、藏中电网的结构及现状
西藏电网为疏松型强受端系统，藏中电网主网架已由110KV向220KV主网升级完善，主要依靠柴拉直流的输送与西北电网联网。目前直流输送扩容工作已基本完成，同时随着藏木、多布大型水电机组的投产，电网结构得到强化和优化，系统的输送能力加强，电网的供电能力大大增强，保证了藏中电网电力的有效供给，电网的安全稳定性得到了很好的提高和完善。
二、西藏藏中电网机组运行方式分析
（一）藏中电网最小运行方式为：
柴拉直流停运，藏木6台机组运行，旁多4台机组运行，直孔4台机组运行，老虎嘴3台机组运行，多布4台机组运行，雪卡4台机组运行，羊湖5台机组运行，曲冰湖3台机组运行，燃机、应急和过渡站开机运行，其它小机组全开机运行方式，未考虑光伏发电，柴拉直流停运，负荷506MW。
（二）藏中电网最大运行方式为
柴拉直流反向受电，藏木6台机组运行，旁多4台机组运行，直孔4台机组运行，老虎嘴3台机组运行，多布4台机组运行，雪卡4台机组运行，羊湖5台机组运行，曲冰湖3台机组运行，燃机、应急和过渡站开机运行，其它小机组全开机运行方式，未考虑光伏发电，柴拉直流受电170MW，负荷678MW。
（三）西藏藏中电网短路电流计算
1、采用的计算公式为：
基准值，基准容量（取基准容量Sj=100MVA），基准电压Uj一般为各级电压的平均电压。
发电机式中为发电机次暂态电抗百分值
变压器式中Ud%为变压器短路电压的百分值
线路式中X0为每仅是电抗的平均值（架空线为0.4欧/公里）
电抗器式中Xk%为电抗器的短路电抗百分值
系统阻抗标幺值SZh断路器的遮断容量
各支路发电机容量计算电抗；-以Sj为基准容量的标幺值电抗；Xjs-以Sn为基准容量的计算电抗
短路电流：
A、无限大容量电源的短路电流计算：
B、有限容量电源的短路电流计算：
IZt=I*zt··
2、藏中电网最小运行方式时：
通过计算得出，短路电流220kV母线最大的为墨竹变电站，墨竹变电站三相短路电流为8.807kA，单相短路电流8.584kA；其中朗塘换三相短路电流为8.156kA，单相短路电流为8.528kA；110kV母线为墨竹变电站9.13kA，35kV母线为朗塘换18.718kA；10kV母线短路电流超过50kA的有旁多电站58.751kA、燃机电站60.772kA；6.3kV母线短路电流最大的为羊湖电站，三相短路电流值为29.375kA。
3、藏中电网最大运行方式时：
通过计算得出，短路电流220kV母线最大的为墨竹变电站，墨竹变电站三相短路电流为8.726kA，单相短路电流9.092kA；其中朗塘换三相短路电流为8.041kA，单相短路电流为10.036kA；110kV母线为墨竹变电站9.112kA，35kV母线为朗塘换18.587kA；10kV母线短路电流超过50kA的有旁多电站58.458kA、燃机电站60.482kA；6.3kV母线短路电流最大的为羊湖电站，三相短路电流值为29.381kA。
三、藏中电网实际运行中短路容量分析
当前考虑到高原气候和环境因数的影响对藏中电网的安全运行提出了更高的要求。通过近阶段电网的运行情况和上述计算结果的综合分析，随着藏中电网系统容量的不断扩大，系统短路容量的水平也会增大；系统短路容量与系统对应的电压等级和短路电流有关，不同的电压等级有不同短路电流的限定值，如220kV短路电流不能大于50kA，短路容量一般用来分析各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，也可以分析以下几点；①某一节点带负荷的能力和电压稳定性；②某一节点与电力系统电源之间联系的强弱；③某一节点发生短路时，短路电流的水平。系统最高一级电压母线的短路容量应在不超过规定值的基础上，维持一定的短路容量以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生震荡，也能维持各级电压不过低。
在电网实际运行中，由于藏中电网容量较小（正常运行负荷为500MW左右）系统承受故障冲击能力较薄弱，需采取附加稳定措施系统才能保持稳定。同时随着直流输送能力的提高，频率稳定的问题越来越突出，藏中电网的容量小导致故障时电网频率仍不满足要求。
为了满足系统稳定性的要求，若有大型发电机作调相运行对改善藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着重要的作用。作为藏中电网中最大容量的的单机燃机联合循环机组，同为作为藏中电网负荷中心最近的电源点，可通过燃机的调相运行来解决电网的暂态稳定问题，也可通过燃机的快速反应能力来稳定系统频率。所以燃机联合循环机组作空载和调相运行的必要性日显突出。
四、9E燃机联合循环机组调相运行对藏中电网系统稳定性的影响
9E燃机联合循环发电机组改调相或空载运行的各种改造方案及利弊的问题，主要为了满足藏中电网短路容量的需要，从而到达电压稳定性的要求。国网西藏东嘎发电公司安装1台套S901E燃气—蒸汽联合循环发电机组，由华润集团公司援建，单循环装机容量12万千瓦，联合循环装机容量18万千瓦，由于高原降效原因，燃机联合循环实际最高出力为装机容量的62.2%，燃机最高出力7.2万千瓦，汽轮机最高出力4万千瓦。该燃机在拉萨属二次安装，通过近几年的运行维护和检修确保了机组基本的安全生产运行，但还存在生产成本较高、部分设备功能不完善、部分设备仍存在较大的安全隐患、缺乏长效的9E燃机检修计划管理机制，争取检修资金困难等诸多困难和问题。同时根据藏中电网在实际电力系统中出现的一些运行方式的特殊性和电能质量的稳定性存在一些弊端，故调研燃机联合循环可否调整为发电机空载或者调相运行的运行方式。 根据藏中电网近期凸显的矛盾及长期规划的需求，首先在燃机电站两台机组运行，正常方式下直流运行短路比均能高于4.0。而燃机退出方式下，藏中电网短路容量降低，受有效运行短路比约束，短路容量控制措施与电网运行方式灵活性和可靠性的矛盾日益突出。由于系统规划中短路电流校验和控制均参照三相短路电流水平，当系统故障时，如果因为短路容量不足而不能切除故障，将导致事故扩大，威胁电网的安全稳定运行。其次，柴拉直流运行后，藏中电网负荷中心缺乏电压支撑，虽无暂态稳定问题，但缺乏动态无功储备，可能会因无功不足，电压难以支撑，特别是在故障情况下导致藏中电网电压失压，直接影响直流受电比例，在最大运行方式下燃机投运后直流输送能力可提高8%左右。最后，当电网直流输送中发生单极闭锁故障的情况下，由于藏中电网容量较小系统承受故障冲击能力较薄弱，可能需采取附加稳定措施系统才能保持稳定，交流通道能承受故障时的直流功率转移，线路和变压器均可能过载，故障后藏中电网和交流通道电压基本可能偏低，暂态过程中电压降低，若此时燃机空载运行时，能及时调整系统的暂态稳定过程，系统就能满足暂态稳定和动态稳定要求。当直流双级闭锁后，随着直流输送能力的提高，频率稳定的问题越来越突出，藏中电网的容量小导致导致故障时电网频率仍不满足要求，可通过燃机的快速反应能力来稳定系统频率。
五、9E燃机联合循环机组改调相运行的可行性分析
根据现行运行参数和运行方式的要求，主要针对燃机转子与汽轮机转子是否与发电机转子脱开的运行方式来满足发电机空载运行的需求。
1、燃机发电机：根据GE公司回复，燃机理论上可以作为调相机组运行，但目前尚无燃机做调相运行的先例。即为理论可行，实际操作性有待进一步研究。2、汽机发电机：根据南京汽轮电机有限公司回复，汽机机组作为调相机组已具备成熟条件，并借鉴内地已经完成改造电厂的经验来看，汽轮发电机改造确实可行。目前内地已有多家电厂将汽机发电机改造成调相机组运行，且运行状况良好，（如成都热电厂）。
我公司实际情况也具体可行，同时注意以下问题：
A、汽机发电机励磁系统较易实现与发电机脱离，且需容易复原。B、汽机土建及空间较为宽松，加装改造装置需合理规划安排。C、汽机发电机改为调相机组后，相关系统改造技术条件要成熟（如发电机保护、DCS等）。D、汽机发电机进行调相改造后，运行程序变化应不大，不能增加运行风险。E、汽机发电机进行调相改造工序应较少，恢复发电时复原周期短。F、汽机发电机进行调相改造，不能破坏机组整体性能。G、发电机调相运行后，轴向推力、振动及位移问题均应有成熟的解决技术支持。
六、结论
根据上述情况分析，同时考虑到燃机的运行成本及环保因素，故燃机及联合循环发电机空载运行对提高藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着极其重要的作用。但对燃机及联合循环需进行必要的技术和设备改造才能满足上述要求，同时根据西藏东嘎发电公司的实际运行情况及设备状况进行可研性技术分析。
（作者单位：1.国网上海电力公司闸北发电厂 2.上海闸电燃气轮机发电有限公司）
随着藏中电网系统容量的扩大，系统短路容量的水平也会增大；系统最高一级电压母线的短路容量应在不超过规定值的基础上，维持一定的短路容量以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生震荡，也能维持各级电压不过低。此时若有大型发电机作调相运行对改善藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着重要的作用。本文探讨了9E燃机联合循环发电机改调相或空载运行的方案及利弊的问题，主要为了满足藏中电网短路容量的需要，从而到达电压稳定性的要求。
一、藏中电网的结构及现状
西藏电网为疏松型强受端系统，藏中电网主网架已由110KV向220KV主网升级完善，主要依靠柴拉直流的输送与西北电网联网。目前直流输送扩容工作已基本完成，同时随着藏木、多布大型水电机组的投产，电网结构得到强化和优化，系统的输送能力加强，电网的供电能力大大增强，保证了藏中电网电力的有效供给，电网的安全稳定性得到了很好的提高和完善。
二、西藏藏中电网机组运行方式分析
（一）藏中电网最小运行方式为：
柴拉直流停运，藏木6台机组运行，旁多4台机组运行，直孔4台机组运行，老虎嘴3台机组运行，多布4台机组运行，雪卡4台机组运行，羊湖5台机组运行，曲冰湖3台机组运行，燃机、应急和过渡站开机运行，其它小机组全开机运行方式，未考虑光伏发电，柴拉直流停运，负荷506MW。
（二）藏中电网最大运行方式为
柴拉直流反向受电，藏木6台机组运行，旁多4台机组运行，直孔4台机组运行，老虎嘴3台机组运行，多布4台机组运行，雪卡4台机组运行，羊湖5台机组运行，曲冰湖3台机组运行，燃机、应急和过渡站开机运行，其它小机组全开机运行方式，未考虑光伏发电，柴拉直流受电170MW，负荷678MW。
（三）西藏藏中电网短路电流计算
1、采用的计算公式为：
基准值，基准容量（取基准容量Sj=100MVA），基准电压Uj一般为各级电压的平均电压。
发电机式中为发电机次暂态电抗百分值
变压器式中Ud%为变压器短路电压的百分值
线路式中X0为每仅是电抗的平均值（架空线为0.4欧/公里）
电抗器式中Xk%为电抗器的短路电抗百分值
系统阻抗标幺值SZh断路器的遮断容量
各支路发电机容量计算电抗；-以Sj为基准容量的标幺值电抗；Xjs-以Sn为基准容量的计算电抗
短路电流：
A、无限大容量电源的短路电流计算：
B、有限容量电源的短路电流计算：
IZt=I*zt··
2、藏中电网最小运行方式时：
通过计算得出，短路电流220kV母线最大的为墨竹变电站，墨竹变电站三相短路电流为8.807kA，单相短路电流8.584kA；其中朗塘换三相短路电流为8.156kA，单相短路电流为8.528kA；110kV母线为墨竹变电站9.13kA，35kV母线为朗塘换18.718kA；10kV母线短路电流超过50kA的有旁多电站58.751kA、燃机电站60.772kA；6.3kV母线短路电流最大的为羊湖电站，三相短路电流值为29.375kA。
3、藏中电网最大运行方式时：
通过计算得出，短路电流220kV母线最大的为墨竹变电站，墨竹变电站三相短路电流为8.726kA，单相短路电流9.092kA；其中朗塘换三相短路电流为8.041kA，单相短路电流为10.036kA；110kV母线为墨竹变电站9.112kA，35kV母线为朗塘换18.587kA；10kV母线短路电流超过50kA的有旁多电站58.458kA、燃机电站60.482kA；6.3kV母线短路电流最大的为羊湖电站，三相短路电流值为29.381kA。
三、藏中电网实际运行中短路容量分析
当前考虑到高原气候和环境因数的影响对藏中电网的安全运行提出了更高的要求。通过近阶段电网的运行情况和上述计算结果的综合分析，随着藏中电网系统容量的不断扩大，系统短路容量的水平也会增大；系统短路容量与系统对应的电压等级和短路电流有关，不同的电压等级有不同短路电流的限定值，如220kV短路电流不能大于50kA，短路容量一般用来分析各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，也可以分析以下几点；①某一节点带负荷的能力和电压稳定性；②某一节点与电力系统电源之间联系的强弱；③某一节点发生短路时，短路电流的水平。系统最高一级电压母线的短路容量应在不超过规定值的基础上，维持一定的短路容量以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生震荡，也能维持各级电压不过低。
在电网实际运行中，由于藏中电网容量较小（正常运行负荷为500MW左右）系统承受故障冲击能力较薄弱，需采取附加稳定措施系统才能保持稳定。同时随着直流输送能力的提高，频率稳定的问题越来越突出，藏中电网的容量小导致故障时电网频率仍不满足要求。
为了满足系统稳定性的要求，若有大型发电机作调相运行对改善藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着重要的作用。作为藏中电网中最大容量的的单机燃机联合循环机组，同为作为藏中电网负荷中心最近的电源点，可通过燃机的调相运行来解决电网的暂态稳定问题，也可通过燃机的快速反应能力来稳定系统频率。所以燃机联合循环机组作空载和调相运行的必要性日显突出。
四、9E燃机联合循环机组调相运行对藏中电网系统稳定性的影响
9E燃机联合循环发电机组改调相或空载运行的各种改造方案及利弊的问题，主要为了满足藏中电网短路容量的需要，从而到达电压稳定性的要求。国网西藏东嘎发电公司安装1台套S901E燃气—蒸汽联合循环发电机组，由华润集团公司援建，单循环装机容量12万千瓦，联合循环装机容量18万千瓦，由于高原降效原因，燃机联合循环实际最高出力为装机容量的62.2%，燃机最高出力7.2万千瓦，汽轮机最高出力4万千瓦。该燃机在拉萨属二次安装，通过近几年的运行维护和检修确保了机组基本的安全生产运行，但还存在生产成本较高、部分设备功能不完善、部分设备仍存在较大的安全隐患、缺乏长效的9E燃机检修计划管理机制，争取检修资金困难等诸多困难和问题。同时根据藏中电网在实际电力系统中出现的一些运行方式的特殊性和电能质量的稳定性存在一些弊端，故调研燃机联合循环可否调整为发电机空载或者调相运行的运行方式。 根据藏中电网近期凸显的矛盾及长期规划的需求，首先在燃机电站两台机组运行，正常方式下直流运行短路比均能高于4.0。而燃机退出方式下，藏中电网短路容量降低，受有效运行短路比约束，短路容量控制措施与电网运行方式灵活性和可靠性的矛盾日益突出。由于系统规划中短路电流校验和控制均参照三相短路电流水平，当系统故障时，如果因为短路容量不足而不能切除故障，将导致事故扩大，威胁电网的安全稳定运行。其次，柴拉直流运行后，藏中电网负荷中心缺乏电压支撑，虽无暂态稳定问题，但缺乏动态无功储备，可能会因无功不足，电压难以支撑，特别是在故障情况下导致藏中电网电压失压，直接影响直流受电比例，在最大运行方式下燃机投运后直流输送能力可提高8%左右。最后，当电网直流输送中发生单极闭锁故障的情况下，由于藏中电网容量较小系统承受故障冲击能力较薄弱，可能需采取附加稳定措施系统才能保持稳定，交流通道能承受故障时的直流功率转移，线路和变压器均可能过载，故障后藏中电网和交流通道电压基本可能偏低，暂态过程中电压降低，若此时燃机空载运行时，能及时调整系统的暂态稳定过程，系统就能满足暂态稳定和动态稳定要求。当直流双级闭锁后，随着直流输送能力的提高，频率稳定的问题越来越突出，藏中电网的容量小导致导致故障时电网频率仍不满足要求，可通过燃机的快速反应能力来稳定系统频率。
五、9E燃机联合循环机组改调相运行的可行性分析
根据现行运行参数和运行方式的要求，主要针对燃机转子与汽轮机转子是否与发电机转子脱开的运行方式来满足发电机空载运行的需求。
1、燃机发电机：根据GE公司回复，燃机理论上可以作为调相机组运行，但目前尚无燃机做调相运行的先例。即为理论可行，实际操作性有待进一步研究。2、汽机发电机：根据南京汽轮电机有限公司回复，汽机机组作为调相机组已具备成熟条件，并借鉴内地已经完成改造电厂的经验来看，汽轮发电机改造确实可行。目前内地已有多家电厂将汽机发电机改造成调相机组运行，且运行状况良好，（如成都热电厂）。
我公司实际情况也具体可行，同时注意以下问题：
A、汽机发电机励磁系统较易实现与发电机脱离，且需容易复原。B、汽机土建及空间较为宽松，加装改造装置需合理规划安排。C、汽机发电机改为调相机组后，相关系统改造技术条件要成熟（如发电机保护、DCS等）。D、汽机发电机进行调相改造后，运行程序变化应不大，不能增加运行风险。E、汽机发电机进行调相改造工序应较少，恢复发电时复原周期短。F、汽机发电机进行调相改造，不能破坏机组整体性能。G、发电机调相运行后，轴向推力、振动及位移问题均应有成熟的解决技术支持。
六、结论
根据上述情况分析，同时考虑到燃机的运行成本及环保因素，故燃机及联合循环发电机空载运行对提高藏中电网的暂态稳定性及安全稳定性有着极其重要的作用。但对燃机及联合循环需进行必要的技术和设备改造才能满足上述要求，同时根据西藏东嘎发电公司的实际运行情况及设备状况进行可研性技术分析。
（作者单位：1.国网上海电力公司闸北发电厂 2.上海闸电燃气轮机发电有限公司）