湖北电网2000年无功电压运行分析杨平，师明义（1．湖北电力调度通信局，湖北武汉430077；2．华中科技大学，湖北武汉430073）［摘要］湖北电网由于水电比例较大且远离负荷中心，决定了丰、枯水期电网运行方式有很大的不同，丰水期高峰负荷电压偏低和枯水期低谷负荷电压偏高，困扰着电网的正常运行。通过对2000年典型方式下的电压无功计算，分析各种方式下的无功平衡，提出了相应的解决措施。［关键词］电网；电压；无功功率；运行1概述湖北电网由于其地域特性及负荷分布特性的影响，丰水期西电东送格局长期存在。作为受端网络的鄂东地区，在开机减少，西电东送潮流加大时，由于无功补偿不足，加大了受端发电机组的无功压力，机组无功功率超额定值运行，限制了有功出力。另外，由于500kV线路充电功率大，一旦跳闸，受端系统缺少足够电源，难以支撑电压，易于造成电压崩溃。随着电力系统的不断发展，大容量机组投入，全网的潮流分布发生了较大的变化，鄂东网络受入的功率占鄂东负荷的比例亦逐年减少，由九十年代初的50％～60降至近年的30左右，电网头重脚轻的结构得到了很大的改善。在全年用电高峰期间，一般火电机组开机较多，正常情况下，电压偏低现象不太突出，但在某些故障停机方式下，电压偏低现象仍比较严重。2湖北电网无功电压典型方式湖北电网2000年电源新增襄樊电厂3、4号机，高坝洲电厂2、3号机，装机容量增加768MW。网络方面，鄂西北变化较大，新建220kV油坊、武当山、谷城变电站，新建220kV(丹江—谷城)、(谷城—武当山)、(武当山—龙虎沟)、(川安—乔营)、(顺安—谷城)、(乔营—油坊)、(油坊—东津)等线路，形成以襄樊市为中心，依托襄樊电厂的环形供电网络，提高了供电的可靠性。龙虎沟变增加一回220kV联络线，十堰地区同主网联系加强，使得在丹江、黄龙水电厂枯水期出力减少，单回襄龙线远距离大负荷送电时，线路压降偏大，导致龙虎沟变220kV电压偏低的现象将得到改善。近几年来湖北电网电源建设发展较快，全省用电量在经过1996～1998年3年滞涨期后，1999年出现加速增长的势头，预计2000年最大负荷8300MW。计算用网络结构以1999年实际运行网络为基础，考虑2000年丰水期能投运的设备。2．1丰水期高峰负荷2．1．1方式1全网负荷8300MW，葛洲坝水电厂超发，丹江水电厂(鄂侧)出力450MW，襄樊电厂开2×300MW机，鄂东开11台大机(汉川A厂1×300MW，汉川B厂2×300MW，阳逻A厂2×300　MW，阳逻B厂2×300MW，青山新厂1×200MW，黄石新厂1×200MW，武钢电厂1×200MW，鄂州电厂1×300MW)。在负荷8300MW，鄂东开11台200MW以上大机的条件下，网络的无功电源出力基本能满足220kV主网电压要求，此时鄂东3台500kV变压器受电1500MW。220kV网络最低电压出现在盛家岭变199kV，其次为容城变204kV，崔家垸变206kV，幸福变211kV，周家岭、潜江、袁市变214kV，其余各站电压均在215kV以上。荆州地区：全网220kV电压在215kV以下的变电站有7个，荆州地区占6个，同电网其他地区相比，荆州地区电压水平普遍较低，其原因主要为供电区域较大，末端变电站无功补偿不足，区内无大电厂。鄂东通过袁徐线送荆州地区无功37Mvar。鄂西北十堰、丹江、襄樊地区：襄樊电厂开机，对襄樊地区的电压有较强的支撑作用，再加上丹江、黄龙水电厂出力较大，鄂西北地区因丰水期来水偏少，丹江、黄龙水电厂出力不足，导致鄂西北电网电压大面积长时间偏低现象得到扭转。襄樊电厂开2机，对周边地区电压影响很大，形成襄樊地区环网的乔营、油坊、东津、顺安变电站220kV电压均在230kV以上，韩岗变电压低一些为225kV，随县变就更低至217kV。襄樊地区同鄂东的功率交换不大，随姚、随红线送鄂东有功48MW，无功受入15Mvar。宜昌地区：处于葛洲坝、隔河岩水电厂出口端，整体电压水平较高，目前尚未设无功补偿设备。鄂东地区：由于开机较多，除黄冈地区的崔家垸变外，其余各220kV变电站母线电压均在215kV以上。其中孝感、黄冈地区电压比武汉、黄石、鄂州等地稍低一点，鄂东同其他地区4回220kV联络线受入功率(65－j106)MVA，其中无功功率为送出。在2000年大方式下，所有无功补偿设备全额投入，负荷中心的火电机组无功功率按额定值带满，能满足主网电压运行在允许范围内，即满足正常最大方式下的无功平衡，但没有无功备用容量。2．1．2方式2全网负荷8300MVA，葛洲坝水电厂超发，丹江水电厂(鄂侧)出力450MW，襄樊电厂2×300MW机，鄂东开10台大机。同方式1相比，负荷不变，鄂东少开阳逻B厂1台机，鄂东3台500kV变压器受电增加至1730MW。由于鄂东少开1台大机，所缺功率主要由500kV系统送入，方式1鄂东220kV系统从500kV系统受入的功率为(1492＋j492)MVA，方式2为(1726＋j465)MVA，有功增加234MW，无功减少27MW(因500kV电压降低，线路充电功率减少)。由于无功功率不可能大量长距离输送，鄂东停机造成的功率缺口只有靠有功可能从远方补充，无功功率缺口则主要依靠就地补偿。计算可得，鄂东需增加5无功负荷的补偿容量，才能基本满足电压要求。
2．1．3方式3全网负荷8071MW，葛洲坝水电厂超发，丹江水电厂(鄂侧)出力450MW，襄樊电厂1×30MW机，鄂东开10台大机。同方式2相比，襄樊电厂停1台机，湖北负荷减少230MW。襄樊电厂停1台机，顺胡、乔胡线潮流加大，双河联变穿越功率由(351＋j138)MVA增大至(404＋j208)MVA，对电压影响最大的是襄樊、十堰地区，平均降低10kV以上。胡集、双河变220kV电压也有所降低，但对鄂东地区电压基本无影响。2．1．4方式4全网负荷7750MW，葛洲坝水电厂超发，丹江水电厂出力(鄂侧)450MW，襄樊电厂全停，鄂东开10台大机。同方式2相比，襄樊电厂停2台机，湖北负荷减少550MW。襄樊电厂全停，鄂西北地区电压情况顿显严峻，电压普遍偏低，乔营、随县、顺安、龙虎沟等变电站电压基本降至210kV左右。襄樊电厂全停，本地区失去了最重要的电压支撑，由于没有无功补偿备用容量，电压大幅度下降，反映了本地区对发电机无功功率的依赖性，而自身的补偿显然是不足的。2．1．5方式5全网负荷8196MW，葛洲坝水电厂超发，丹江水电厂(鄂侧)出力300MW，襄樊电厂2×300MW机，鄂东开10台大机。同方式2相比，丹江水电厂出力减少150MW，湖北负荷减少104MW。丹江电厂出力减少，顺胡、乔胡线北送功率由(126－j39)MVA增加为(181＋j5)MVA，随姚、随红线东送功率由(69－j16)MVA减少至(27－j41)MVA，鄂西北地区有功、无功功率输出减少，输入增加。尽管如此，鄂西北地区仍需增加一定的无功补偿才能维持相应的电压水平(见表2)。
2．2枯水期低谷负荷全网负荷2759MVA，葛洲坝水电厂出力785MW，丹江水电厂(鄂侧)出力10MW，襄樊电厂1×300MW，鄂东开8台大机(汉川A厂2×300MW，汉川B厂1×300MW，阳逻A厂2×300MW，黄石新厂1×200MW，武钢电厂1×200MW，鄂州电厂1×300MW)。按目前电网的感性补偿水平及机组无功调节能力，电压偏高现象十分突出，必须要求机组高力率及进相运行。计算表明，如果湖北网内200MW以上机组均参与无功功率调节，则机组无功功率要求达到以下数值(见表3)。
表3所列的无功功率为网内各大机组同时调节的结果。下面根据系统的实际情况，对各厂机组单独进相运行进行计算。鄂州电厂开1台机运行，机组进相深度需为34Mvar；汉川A厂开2台机运行，若2台机均进相，每台机进相深度为12Mvar；若1台机进相运行，进相深度为38．4　Mvar；汉川B厂开1台机运行，机组进相深度为36Mvar；阳逻A厂开2台机运行，若2台机均进相运行，每台机进相深度为14Mvar；若1台机进相运行，进相深度为38．6Mvar；襄樊电厂开1台机运行，机组进相深度为135Mvar。从以上计算结果来看，鄂东机组无论哪1台机进相运行，进相深度大致相当。鄂东机组进相运行，只对控制鄂东地区电压有一定的效果，可将鄂东220kV系统最高电压控制在242kV以下，对鄂西、鄂西北地区电压基本无影响。襄樊电厂在枯水期低谷负荷开机，电压偏高现象非常突出，在1999年1季度实际运行中已充分显现，计算的结果亦表明其需要进相深度要大得多。3结论及建议丰水期大方式下，负荷中心开机一般较多，能满足正常电压水平下的无功平衡，但通过以上几个停机方式的计算，反映出系统电压对机组的无功仍然依赖较大，如果局部网络大电源全部失去，即使切除相应的负荷，仍不能维持正常的电压水平。无功补偿的不足，限制了有功功率的使用，且给运行方式的安排带来诸多限制。因此对无功功率分层分区平衡和就地补偿工作必须长期坚持。枯水期小方式下高电压问题日渐突出，尤其是1998年底至1999年初，系统在采取了一切可采取的措施(投入电抗器，退出电容器，甚至断开500kV线路)后，电压仍然偏高。另外由于湖北网内火电机组均未作进相运行试验，每台机都发出一定数量的无功功率，面对系统的高电压而束手无策，深夜低谷调压问题非常突出。利用现有的部分发电机由迟相运行转入进相运行，吸收系统过剩的无功功率，是一种技术上简便易行、经济上节约投资的行之有效的措施，应该尽快实施。［作者简介］杨平(1965-)，女，湖北武汉人，湖北电力调度通信局工程师，从事电网无功电压管理。