南京电网

南京电网（共4篇）

南京电网 篇1

南京属于亚热带季风性气候,三面环山,具有典型的“热岛效应”,夏季闷热天气较多,且湿度较大[1]。近年来,随着国民经济的发展和人民生活水平的提高,降温及取暖电器的拥有率及使用率逐年上升。降温及取暖负荷构成用电峰荷,气温已成为影响电力负荷的一个敏感因素,文中主要研究最大负荷与气温的关系,应用统计分析工具对2011年全年负荷进行了总体分析,找出了气温与最高负荷的基本影响关系,并进一步对夏冬两季降温及取暖负荷进行了详细分析。

1 全年负荷总体分析

2011年最高负荷与最高温度的关系对比曲线(如图1所示)由于工作日和节假日具有不同的变化规律[2],图中扣除了节假日的负荷数据。根据曲线图可以看出,南京全年的负荷特点为:夏冬两季高,春秋两季低。

最大负荷与最高温度相关性散布如图2所示。从图中可以看出:最高温度在0～20℃时,最高负荷随最高温度降低而升高;最高温度在20～26℃时,最高负荷稳定在4 500 MW左右,波动区间不超过正负200 MW;最高温度在26～38℃时,最高负荷随最高温度上升而升高。

结合图1和图2可以看出,南京4月,10月,11月负荷较低,且数值稳定[3],约4 500 MW,因此在分析夏冬两季空调负荷时,把4 500 MW作为基准值。

2 夏季负荷-温度敏感性分析

南京夏季为6～9月,全年最大负荷均出现在夏季,原因是空调负荷所占比重相对较大。根据气象台资料分析,空调使用一般分为以下3个阶段。

2.1 低空调负荷时段负荷-温度敏感性分析

低空调负荷时段一般出现在5月下旬至6月中旬,虽然气温会超过30℃,但不会出现连续高温,且日最低气温在25℃以下,空调负荷主要为工矿企业的精密设备降温及部分单位空调负荷。通过对该时段的气温与最大负荷进行相关性分析得出:当最高温度大于30℃时,出现部分空调负荷,最高负荷在4 580～5 500 MW之间。根据与基准负荷进行对比,低空调负荷约为1 000 MW。

运用回归分析法寻找当最高温度大于30℃时,最高负荷与温度的敏感关系。设最高负荷的线性回归方程为:

式中:y为系统最高负荷;x为气温(可以是最高温度、平均温度或温度累积系数);a为气温每升高1℃,最高负荷的增加值;b为常量。

利用逐步回归法,对5月下旬至6月中旬气温大于30℃时最高负荷与最高温度、平均温度的关系进行回归分析,结果如表1所示。

备注:平均温度=(最高温度+最低温度)/2;R为相关系数,-1≤R≤1,R>0表示正相关,R的绝对值越大,两个变量之间关系越密切。

从以上分析可以得出,最高负荷与平均温度相关性较大,最高温度在30℃以上时,平均温度每升高1℃,最高负荷增加95 MW。图3为5～6月最高负荷与平均温度相关性散布图。

2.2 夏季高温负荷期间负荷-温度敏感性分析

2.2.1 夏季日峰荷与当日最高温度的相关性分析

6月下旬至8月中旬时:天气持续高温,温度可达35℃以上,即使高温短暂缓解,不久也会进入下一轮高温,空调负荷持续高位运行。此时最高负荷与最高温度的回归方程为:

为进一步寻找最高负荷和最高温度的敏感关系,将时间区间分为三段进行详细分析。

(1)6月下旬至7月上旬。季节变换期,最高负荷与最高温度均不敏感,在5 400～5 800 MW之间波动。

(2)7月上旬至7月底。最高负荷显著上升期,最高负荷与最高温度敏感性提高,每升高1℃,负荷增加150 MW。线性回归方程如下:

(3)8月至8月中旬。最高负荷加速上升期,最高负荷每升高1℃,负荷增加260 MW。线性回归方程如下:

2.2.2 温度积累效应对最高负荷的影响

从经验来说,温度敏感负荷依赖于人们对周围环境感到舒适的程度[4],其中温度的热积累效应对舒适程度产生直接影响,从而影响到空调的使用。下文分析了温度的热积累效应对最大负荷的影响。

(1)7月上旬至7月底(温度显著上升期),温度累积效应对最高负荷的影响如表2所示。

从上表可以看出,最大负荷与近2日平均最高温度相关性较高。加权最高温度对最大负荷的线性回归方程如下:

式中x:加权平均最高温度=(最高温度+近两日平均最高温度+0.5×近三日平均最高温度)/2.5。加权最高温度与最高负荷相关性如图4所示。

计及温度积累效应之后,最高负荷的相关性显著增加。同时,去除偏差最大的点之后,加权平均最高温度与最高负荷的相关性达到了0.97,加权平均最高温度每升高1℃,最高负荷增加200 MW。

(2)8月1～17日(温度加速上升期)。在8月初到8月中旬温度加速上升期,加权平均最高温度对最大负荷的影响同样比最高温度大(如图5所示),加权平均最高温度每升高1℃,最高负荷增加300 MW。线性回归方程如下:

2.2.3 限电对夏季最高负荷的影响

由于2011年夏季电力供应紧张,南京实施了限电政策。8月18日为负荷实测日,即电力供应开放日,不采取限电政策。当日实测最高负荷为7 057MW,最高气温33.2℃,此前连续1周为多云有时阴有雷阵雨天气,气温在35℃以下。除负荷实测日之外,夏季最高负荷为6 585 MW,出现在7月25日,当日最高气温36.8℃,且连续4日气温超过35℃。通过对比可以看出,限电造成夏季最高负荷比实际值偏低。

2.3 负荷下降期负荷-温度敏感性分析

该时段,气温逐渐下降,负荷也随之下降。大部分时间日最高温度仍高于28℃,该时间段空调负荷约1 000～2 200 MW。最高负荷与平均温度相关性较高,平均温度每下降1℃,最高负荷下降150MW,如表3所示。当最高温度下降到21℃之后,负荷稳定在4 500 MW。平均温度与最高负荷相关性如图6所示。

3 冬季空调负荷计算分析

南京的冬季最大负荷一般出现在1～2月。冬季最大负荷出现在1月17日,为5 950 MW,当日最高温度1℃,最低温度零下6℃,平均温度零下2.5℃。通过与基准负荷进行计算,得出冬季最大空调负荷为1 450 MW。

1～2月最大负荷与最高温度曲线(包括节假日)如图7所示。整个1月份气温都比较低,在1月20日之前,最大负荷长期处于高位。1月20～31日最大负荷显著下降,且与最高温度相关性较弱;2月1～5日最大负荷加速下降。说明最大负荷受到春节的影响较大(春节在2月2日);2月5～18日最大负荷显著上升,说明2月5日之后大量企业开始逐渐开工,到2月18日基本恢复开工。

最高温度与平均温度对最大负荷的影响如表4和图8所示,1～2月最大负荷与平均温度相关性较高,相关系数为0.96。平均温度每下降1℃,最大负荷增加100 MW。

4 结束语

综合南京地区全年负荷特点,可以得到以下几点结论:南京地区基础负荷在4 500 MW左右,出现在4月,10月,11月;5～6月,当最高温度大于30℃时,出现部分空调负荷,最高负荷与平均温度相关性较大;6月下旬至8月中旬南京开始入夏,夏季最大空调负荷可达2 900 MW,占最高负荷的39%,夏季负荷上升期负荷受持续高温影响较大,最高负荷与加权平均温度相关性较高;入秋负荷下降期,最高负荷与平均温度相关性较高,敏感度为160 MW/℃左右;冬季最高负荷与日平均温度敏感性较高,日平均温度每上升1℃,最高负荷减少100 MW,冬季最大空调负荷约为1 450 MW。

参考文献

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[4]袁飞,肖晶,卢毅.基于人体舒适度指数的夏季负荷特性分析[J].江苏电机工程,2005,24(6):5-7.

南京电网 篇2

1 试验前期分析校核

1.1 试验路径

本次黑启动试验路径如图1所示。

启动电源点：南京高达电站。被启动电源点：南京热电厂5号130 MW发电机组和华京电厂320 MW发电机组。试验路径：南京高达电站→110 kV 711线→晓庄变110 kV正母线→晓庄变1号主变→晓庄变220 k V正母线→220 kV2571线→南京热电厂220 kV正母线→南京热电厂6 kV厂用系统。

南京热电厂的5号130 MW发电机组启动且并入试验小系统后，完成以下试验路径：南京热电厂220 kV正母线→220 k V2001开关→华京电厂的6 kV厂用系统。为保证人身及设备安全，对黑启动计划进行严格认真的校验。包括对系统的短路容量计算，自励磁校核，系统静态稳定，线路末端过电压等问题的分析。

1.2 南京黑启动系统短路计算

对于南京热电厂，最大机泵额定功率为3200kW，启动电流设为6.5倍，将高达机组设为平衡节点，进行潮流计算，潮流不收敛，说明高达电厂无法承受这么多无功。据了解，南京热电厂辅机与6 kV母线间加有电抗器，限制短路电流，在黑启动中，需将这些电抗器短接起来。对于华能南京电厂，机泵额定功率为8 000 kW，启动电流设为7倍时进行潮流计算，潮流收敛，但华京6 kV母线的电压将约为5.326 kV，略低于5.4 kV的母线电压要求下限。针对电泵特性，在机泵启动时，应降低对6 kV母线电压水平要求。安徽电网黑启动试验中表明，一台3 200 MW给水泵启动时，6 kV母线电压可能瞬时降至5 kV以下，但仍能启动成功。

1.3 发电机自励磁校核

同步发电机自励磁是发电机带过大的电容负荷，随着机组电压的升高，容性电流也将增大，产生的容性电流对发电机产生助磁效应，引起电压升高。由霍尔维茨判据，发生自励磁的惟一条件为[7,8]：

式中：xc为线路等效电抗值;xq为发电机等效纵轴电抗;xd为发电机等效横轴电抗。

从判据可看出，发生自励磁的机组只要xc不落入(xq,xd)的范围内就不会发生自励磁。可见发生自励磁机组主要为凸极机，对于隐极机xd≈xq，基本上不会发生自励磁。由南京高达电厂提供的发电机参数：xd=4.467,xq=4.467,x′d=0.516 9。通过变电站各设备、线路参数得出发电机以外的电路：r=0.018 1;xc=32.789 5。可见发电机不会产生自励磁现象。

1.4 系统静态稳定分析

静态稳定是指系统受到小干扰后，不发生自发振荡或非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力。对于进行黑启动的系统，由于黑启动运行于较恶劣的环境，随时有可能遇到小干扰，若此时的运行方式为非静态稳定点，系统就有可能失稳，导致黑启动失败。为此，江苏省调度中心分别将南京高达电厂和南京热电厂并网形成小系统以及接入华京厂用电后的小系统进行仿真计算，结果特征根实部均小于零，系统受小干扰后能保持稳定。

1.5 线路末端过电压分析

由于长线路的电容效应，可能会使线路末端的工频稳态相电压值升高。但由于线路的长短有别，也有可能线路上的电容效应不如线路的阻尼损耗，那么始端电压就会大于末端电压。在黑启动的恢复过程中，若系统的最高电压等级为220 kV，而在启动过程中稳态最高过电压不超过系统电压的1.05倍，即241.5 kV，小于252 kV，根据国家电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准》，不需进行暂态合闸过电压计算。在线路设计中，220 kV及以下电力系统的绝缘水平设计倍数为3.0～3.5倍的相电压。空载线路的合闸过电压不会超过3倍相电压，故不会威胁绝缘。南京黑启动系统涉及的最高电压等级线路为220 kV，加上试验方案为零起升压，线路末端过电压在允许值范围之内，可不做线路末端过电压计算。

2 试验过程

2.1 起励阶段

本次黑启动采用了零起升压的方式，即在南京高达电厂起励时带上南京热电厂和华京电厂6 kV母线零升。2006年4月6日上午9:56南京高达电厂开始起励，在刚起励时，机端电压为50%、70%、100%时分别测量南京高达电厂的发电机、主变电气参数以及途径各段母线的电压、电流参数，由于南京热电厂6 kV母线处于整个黑启动线路的末端，所以整个起励过程中全程监视南京热电厂6 kV母线电压波形，防止发生过电压，整个监测波形如图2所示。本次试验中监测的波形均为相电压。

从南京热电厂6 k V母线电压波形看出，当南京高达电厂发电机缓慢增加励磁时，线路末端没有出现明显的过电压，只有当升压较快时，才略微有些操作过电压，当南京高达电厂发电机机端电压升到额定时，南京热电厂6 k V母线电压平均值约为6.21 kV。

整个起励过程中，南京高达电厂1号发电机未出现自励磁的情况，发电机、主变各电气参数正常，三相电压、三相电流基本平衡。由于此时线路容性无功占主体，因此发电机的无功输出在额定电压附近为-2.6 Mvar，相当于进相运行。

2.2 带南京热电厂3 200 kW给水泵

起励后，先是启动了南京热电厂和华京电厂的小负荷电动机，为整个黑启动赢得时间。其中南京热电厂风机额定容量为700 kW，华京电厂偱泵额定容量为2 000 kW。在启动这2个小负荷电动机时，试验小系统运行稳定。

南京热电厂3 200 k W给水泵是本次黑启动中南京高达电厂单独启动的最大容量的电动机。图3为启动过程中高达电厂110 kV母线电压和711线路电流的录波图，同时启动时监测南京热电厂6 kV母线电流、电压，如图3所示。图3中，711线路在南京热电厂启动3 200 kW给水泵时峰值电流为225 A，启动稳定后电流为61.20 A,110 kV母线电压为114.9 kV降至102.1 kV，为启动前的88.9%，频率变化范围47.8～52.3 Hz;从图4可以看出，整个启动3 200 k W给水泵时间约为4.2 s，启动电流的峰值约为4 185 A，启动稳定后平均电流为272.4 A，南京热电厂6 kV母线电压由原来6.4 kV瞬时降至5.10 kV，为启动前的79.7%，与短路计算结果相符。给水泵启动正常后，电压很快恢复至原来水平，小系统运行稳定。

2.3 南京热电厂5号机并网

当厂用电带电后，南京热电厂5号机起机过程比较顺利。并网时，试验小系统有一定扰动，并网前小系统频率为50.0 Hz，并网过程中，系统频率变化范围为49.3～50.6 Hz，约过了9 s，小系统趋于稳定。

2.4 启动华京电厂8 000 kW给水泵

华京电厂8 000 kW给水泵是本次黑启动中启动的最大电动机。启动过程中，同时监测南京高达电厂，南京热电厂，华京电厂及各段母线的电气参数。图5为启动8 000 kW给水泵时高达电厂110 kV母线电压和711线路电流波形，图6为南京热电厂各电气参数波形。图5中，711线路在启动华京电厂8 000 kW给水泵时峰值电流为429.7 A，启动稳定后电流为66.7 A,110 kV母线电压由115.6 kV降至104.1 kV，为启动前的90.1%，频率变化范围为47.9～51.3 Hz;从图4可看出，整个启动3 200 kW给水泵时间约为4.3 s，启动电流的峰值约为4 185 A，启动稳定后平均电流为272.4 A，南京热电厂6 kV母线电压由原来6.4 kV瞬时降至5.10 kV，为启动前的79.7%。给水泵启动正常后，电压很快恢复至原来水平，小系统运行稳定。

2.5 华京电厂切换厂用电

将华京电厂各辅机启动后，起机并网，并切换厂用电。切换厂用电过程中，对试验小系统有一定的扰动，但很快恢复正常。接着按照试验方案，南京热电厂5号机解列停机，南京高达电厂按试验指挥指令停机，本次黑启动试验结束。

3 结束语

(1)南京高达电厂在柴油机供电下能够快速自启动，该机组在低负荷下能稳定地调速、调压，能够维持小系统频率和电压的稳定。

(2)南京高达电厂1号机组能经受住南京热电厂3 200 kW电动机启动;与南京热电厂并列运行稳定，并列运行小系统经受住华京电厂1号机8 000 kW电动机的启动，未对系统产生大振荡;首次实现了连续启动2个火电厂，启动最大容量电动机达8 000kW,2台容量差异较大的小系统长时间稳定运行的具有实际操作价值的黑启动试验。

(3)发生自励磁的机组主要为凸极机，对于隐极机的燃油机组，基本上不会发生自励磁。

(4)产用零起升压方式，减少了逐段冲击线路、主变的操作时间，利于电网的尽快恢复，能有效避免长线路、主变的空充引起的过电压。

参考文献

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[3]李继红,倪秋龙,金啸虎.浙江电网黑启动方案编制研究[J].华东电力,2006,34(1):26-29.

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[7]刘艳,顾雪平,赵书强,等.基于MATLAB的电力系统黑启动发电机自励磁仿真研究[J].2005,(4):14-18.

南京电网 篇3

南京现有35kV及以上电压等级变电站256座, 其中500kV变电站4座、220kV变电站40座。自2002年起, 南京电网陆续在500kV变电站、 主要220kV变电站及部分110kV及以下电压等级变压器引入油色谱在线监测系统。

目前, 南京电网仍以定期检修和预期检修为主, 以在线监测为辅, 500kV龙王山变、三汊湾变等站内主变都已实现了油色谱在线监测, 主要采用宁波理工MGA2000、河南中分ZF800-11、 上海思源TROM-600 等系统。 本文以MGA2000系统为例, 介绍油色谱在线监测系统的结构、工作流程及其实际故障诊断的应用情况。

1 变压器油色谱在线监测系统简介

变压器油色谱在线监测系统由油气分离模块、色谱监测模块、数据采集及自动控制模块以及上位机数据存储和故障诊断模块组成, 如图1所示。

MGA2000系统得到上位机指令后进行自检并启动温度控制系统, 待温度稳定后启动油路循环;变压器油经过脱气装置实现油气分离, 分离出的气体组分由色谱柱分离并依次进入气体监测器后转化为电信号;分析后的浓度数据由通信电路传输到后台, 上位机根据数据库中的历史数据得到变化趋势示意图, 并由专家系统进行故障诊断, 同时主机进入休眠模式等待下一次指令。

2 变压器油色谱在线监测特点

油色谱在线监测技术与常规油色谱检测技术都是以油中溶解的气体为检测对象, 其原理相同, 即采用高分子透气膜作为油气分离系统实现自动脱气, 从而简化装置结构。油中脱出的气体自动进入色谱柱分离, 分离出的气体经传感器检测转换为电信号, 并对其进行采集处理, 以判断变压器的状态。相对于传统油色谱分析技术, 在线监测技术是现场定时在线智能化的检测与诊断, 具有如下优点:

(1) 对油中溶解气体的检测是连续的, 能够实时掌握设备运行状态并及时发现潜在故障。

(2) 能够根据专家系统对故障进行诊断, 提高了自动化运行水平。

(3) 能够有效降低取油样、 脱气过程引起的操作误差, 提高了检测可靠性。

(4) 能够提高变电运行的管理水平, 节约成本, 是实现状态维修的基础。

油色谱在线监测系统各环节均可实现自动化, 如自动进样、定时检测、自动报警等。这样, 检测过程效率得到提升, 避免了人为操作带来的失误, 提高了检测的连续性和可靠性, 并节省了运行成本。

由以上分析不难看出, 分析油中溶解气体含量的变化趋势相对于某一时刻的研究更有实际应用价值。

3 变压器油色谱在线监测盲区

虽然油色谱在线监测系统可进行连续不间断监测, 节省人力, 但有些油色谱故障存在监测盲区, 无法直接反映故障情况。例如变压器本体油中溶解气体组分并不能反映套管的绝缘受潮恶化, 也就不能通过该系统实现监测。以南京供电公司2014年发生的某变电站#2主变故障为例, 油色谱在线监测系统检测结果正常, 但预防性试验中却发现了故障。该变电站建于2000年11月, 为江苏地区第一座220kV智能化变电站。该站有2台三圈主变, 容量皆为180MVA;2回220kV进线电源中下线、中晓线分别来自下关变和晓庄变, 6回110kV出线分别为110kV玄武变、萨家湾变、新街口变提供电源, 同时提供若干回10kV出线为该地区提供电能, 图2为其一次接线图。

2台主变配置了宁波理工的MGA2000系统, 并在散热器汇油管处安装专用取样阀门, 与在线监测装置油路相连接。由于散热器处变压器油循环流动, 所含成分均匀, 所采油样具备典型性, 因此能提高在线监测数据的真实性。自2008年该主变在线监测装置投用以来, 一直运行正常。2014 年6 月28 日, #2 主变 (型号为OSFS10-180000/220) 油色谱在线监测系统检测结果正常, 但是按照规定进行的预防性试验却发现了故障。

根据DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求, 220kV系统的介质损耗角正切值tanδ (能反映绝缘内功率损耗大小) 不应大于0.8, 而且同一变压器各绕组的tanδ应相同。将试验温度换算到20℃下的标准值, 再将试验得到的介质损耗角正切值除以1.5后, 得到变压器高压侧和中压侧的中性点套管介质损耗角正切值分别为0.805和0.729。显然, 这两组值不正常, 其它数据正常。根据故障情况可以判断, 电气设备绝缘中有气隙发生局部放电导致tanδ增大。将变高中性点套管和变中中性点套管拆卸并外接标准电容器和变压器进行试验, 结果显示变压器中压侧中性点套管介质损耗角正切值接近0.8, 高压侧中性点套管介质损耗角正切值在0.8 以上, 根据《电力设备预防性试验规程》可以确定变高、变中中性点套管介质损耗不合格。

更换高压侧和中压侧的中性点套管后, 在运行档下测得的R15、R60、R600 绝缘电阻分别为3 640、5 120、9 880MΩ和2 200、3 290、14 600MΩ。试验是在37℃下进行的, 而绝缘电阻一般随温度升高而下降。将试验测得的绝缘电阻值换算到20℃ 下的数值, 显然都大于DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程 》规定的1 000MΩ的要求;测得的吸收比分别为1.40和1.48, 极化指数分别为1.92和4.44, 也分别大于该规程所规定的1.3和1.5的要求;测得的介质损耗角正切值在0.199~0.304, 明显符合该规程所规定的不大于0.8 的要求。 因此, 更换套管后试验结果均合格。

4 套管绝缘在线监测系统

变压器套管是变压器的重要组件之一, 经密封后抽真空注入变压器油, 与变压器本体内的油不相通。它的作用是将绕组引出线引出油箱, 连接到电网, 对变压器的运行可靠性起着限制性的作用。由于油色谱在线监测装置分析的是变压器本体油中溶解气体的组分和含量, 尚无法对套管内油进行在线监测分析, 因此一些大型变压器已部分应用套管在线监测系统。

介质损耗对设备绝缘劣化的故障有较高的灵敏度, 在绝缘预防性试验中介质损耗测量是必不可少的项目。套管在线监测系统使用穿芯电流传感器, 结合软、硬件方法对电压和电流信号进行谐波分析, 得到两者的基波, 求出介质损耗角。该系统可连续、实时、在线监测高压套管的介质损耗、末屏电流及电容量, 及时掌握设备的绝缘状况, 并根据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较, 以及绝缘特性的发展趋势, 及早发现潜伏故障, 提出预警, 避免事故发生, 为实现定期检修向状态检修过渡提供技术支撑。

5 结束语

变压器油色谱在线监测系统能够及时发现和跟踪故障及其发展态势, 让工作人员及时处理故障且可以避免离线检测环节带来的误差。但目前在线监测方法只作为辅助手段, 还有一些故障特征不能通过油中溶解气体来反映。除了安装有套管在线监测系统的部分大型变压器外, 对于大部分运行变压器, 还应通过定期检测分析套管油样来判断套管内部有无潜伏性故障, 从而保证变压器的安全运行。此外, 变压器近区出口短路所造成的损坏是无前驱现象的放电性故障, 且多涉及变压器绕组。由于继电保护的灵敏性, 故障持续时间极短, 故障产气来不及溶于油中, 如仅按油中气体分析结果来诊断故障是不够的, 必须取气体继电器油室的游离气体进行分析, 才能得出更准确的结论。同时, 变压器局部放电发生后, 或因局部放电所处位置特殊气体无法析出, 或因局部放电异常产气量相对较少, 可能出现油色谱分析未见异常的情况, 因此为使在线监测更可靠, 需要对电气量也进行必要的检测。

参考文献

[1]孙勄润.大型变压器色谱在线监测装置研制与运行[J].变压器, 1998 (4) :40~43

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[5]林永平.色谱分析在变压器故障诊断中的应用和探讨[J].变压器, 2008, 45 (8) :58~60

南京电网 篇4

1 高压串联电抗器的应用

目前，高压限流电抗器已广泛应用在国外超高压电网中，在华东500 kV电网也有相关应用，可有效降低短路电流水平，避免电网结构大规模调整，保证电网的可靠运行。

(1）上海泗泾站。上海泗泾、黄渡和南桥500 k V变电站500 kV断路器遮断容量为50 kA。至2005年一批大机组相继投产，在调整优化网络结构的同时，黄渡、南桥短路电流仍逼近开关遮断容量，有必要对短路电流进行限制。因此在500 kV黄渡—泗泾双回线路泗泾站出口变电站内安装了2组500 kV高压串联电抗器。加装后，可将黄渡短路电流控制在50 k A以下，明显降低了南桥短路电流，对降低整个上海500kV电网短路电流水平有一定作用，并对上海电网的运行方式有较强的适应性[2]。

(2）巴西Tucurui水电厂。该水电厂规划装机容量8361 MW，分二期建设：一期12×353 MW；二期11×375 MW。如果一、二期机组550 kV母线直接相联，短路电流将超过断路器遮断容量40 k A，因此在一、二期机组串与串之间装设串联电抗器，既实现一、二期机组高压母线的互联，提高系统的可靠性，又将短路电流控制在40 kA以下。该电抗器额定阻抗为20Ω，额定电流2.6 kA，额定容量为3×135 MV·A，已于2004年月底完成交接[3,4]。其接线如图1所示。

(3）美国345 kV电网。2001年，美国纽约电网的联合爱迪生系统由于新机组的接入，345 kV电网短路电流超过了现有断路器遮断容量，因此，345 kV系统中的M51/52和M71/72线路上串接了4台电抗器，以满足断路器遮断容量要求[3]（如图2所示）。

2 高压串联电抗器在南京220 kV电网的应用

2.1 南京市区电网短路电流问题

南京市区220 kV电网呈双环网结构，保证了市区的供电可靠性，但是电网结构的紧密带来了短路电流水平较高的问题。根据规划，为了控制短路电流，2016年500 kV秦淮变投运，将目前的“O型”环网结构改成“C型”结构运行。2016年南京市区220 kV电网结构如图3所示。

在正常运行方式下，南京市区220 kV三相短路电流最高点为220 kV尧化门变的220 kV母线，达到51.077 kA，已超过其断路器50 kA的遮断能力。尧化门变的三相短路电流较高的原因主要是它位于南京市区“C型”电网结构的中点附近，且与500 kV龙王山变和华能金陵燃机电厂电气距离较近。

2.2 南京市区电网限制短路电流措施

220 kV尧化门变三相短路电流水平超过其断路器遮断容量，可采用如下措施降低其短路电流，包括调整电网结构（方案一）；更换附近变电站的断路器及相关设备（方案二）；安装高压串联电抗器（方案三）。其经济技术比较详见表1。

综合表1的结果，可以看出三类措施均可解决短路电流越限的问题。方案一，根据电网的情况，调整电网结构可选择开断尧化门—经港线路，尧化门变短路电流将大大降低，但是断线运行会造成潮流问题，因为尧化门变周边为500 kV龙王山变向西送电的主要通道，若断线运行，部分线路发生N-1或N-2故障时，将存在线路潮流过载的问题，影响电网的供电可靠性。方案二，采用更换周边变电站的断路器及相关设备，造价高，经济性差，且停电时间长、范围广，影响较大。方案三，安装高压串联电抗器体积较大，需占用场地资源，但投资较少；同时，若串联电抗器的数值过大，可能增大所在线路的电压损耗，造成电压降不符合相关规定；虽华东地区暂无220 kV串抗运行管理经验，但可借鉴500 kV串抗运行管理经验。

综上所述加装高压串联电抗器最利于降低南京尧化门变短路电流，且影响最小。

2.3 高压串联电抗器装设地点选择

计算尧化门变各支路提供的短路电流及潮流（见表2）。根据表2的结果，尧化门—经港支路提供的短路电流最大，且潮流较小，为了同时满足短路电流的控制效果以及对潮流的影响最小，选择在尧化门—经港线路（下称尧经线）加装高压串联电抗器。

2.4 高压串联电抗器容量选择

2.4.1 对短路电流的影响

在220 kV尧经线加装高压串联电抗器，限制220k V尧化门变的短路电流，计算不同电抗值对尧化门变及相关变电站短路电流的影响，计算结果见表3。由表3可以看出，尧经线加装高压串联电抗器，对南京市区220 k V电网整体短路水平存在一定程度的降低作用，离安装高压串联电抗器的电气距离越近，短路电流降低效果越明显，因此，在尧经线加装高压串联电抗器，对尧化门变及经港变220 kV短路电流降低效果最好。但随着高压串联电抗器数值的增大，对短路电流限制效果在降低。

2.4.2 对潮流的影响

在尧经线安装一定数值的串联电抗器后，将影响该支路及周边支路的潮流情况，部分支路潮流结果详见表4。尧经线是龙王山向西环网送电的重要通道之一，根据潮流计算的结果，在尧经线路加装串联电抗器仅对尧化门—经港/尧化门—铁北存在潮流的影响，基本不影响龙王山的降压以及龙王山向西环网送电的功率。另外，由于尧化门变短路电流越限程度不大，所需的高压串联电抗器数值不大，经计算，加装6Ω高压串联电抗器后，尧化门—经港线路电压降增加0.16k V，由此可见，加装高压串联电抗器不足以对线路的电压降产生根本性的影响。

综合算例中短路电流、潮流计算结果，在220 kV尧化门—经港线路加装高压串联电抗器，可以有效控制220 kV尧化门变的短路电流，且对潮流影响较小。为了预留一定的裕度，将尧化门变的短路电流控制在48 kA左右，串联电抗值可选择6Ω。

注：*表示越限；500 kV龙王山变分段打开运行，故存在Ⅰ和Ⅱ两段母线的计算数值。

MW

3 结束语

华东地区500 kV电网加装高压串联电抗器的成功实践，使该设备的运用越发趋于普及化。针对南京市区220 kV电网的问题，进行算例的计算分析，可以看出，在220 kV电网加装高压串联电抗器限制短路电流的效果明显，可以解决尧化门变短路电流超标的问题，可以避免采用常规手段对电网可靠性产生的不良影响。但是，高压串联电抗器体积较大，需占用一定的用地资源，且运行期间噪声较大，一般220 kV变电站距离居民区较近，工程实施需采取相应的消除噪声手段另外，加装高压串联电抗器后，还可能引起暂态恢复电压的问题，需详细论证，合理选择串联电抗器相应的对地电容数值。

参考文献

[1]茅嘉毅,蒋平,胡伟.采用粒子群算法优化配置限流电抗器的研究及应用[J].江苏电机工程,2010,29(5):21-25.

[2]尹天明,谢天喜,周志成.500 k V线路安装串联电抗器后断路器TRV分析[J].江苏电机工程,2014,33(6):45-47.

[3]殷可,高凯.应用串联电抗器限制500 k V短路电流分析[J].华东电力,2004,32(9):7-10.