摘要：本文主要从霍林河循环经济电力系统结构、电源及负载情况着手，分析运行工况，找出本电力系统正常及极端情况下的电压情况及无功分配，剖析潜在优化措施等，深入研究电力系统内可改进条件，同时考虑电力系统规模扩建下的电压管理，为局域电网电压稳定及潮流分配提供必要的技术理论依据，使霍林河循环经济安全经济运行，创新循环经济产业链新的模式。
关键词：电力系统；电压；无功；潮流；补偿
1.引言
一切用电设备都是按照它的额定电压条件下运行而设计、制造的。当其端电压偏离额定电压时，用电设备的性能就要受到影响。这些影响是各方面的，如工作效能、寿命等，严重高于额定电压时危及设备安全运行，甚至造成设备损坏。
因而，电力系统正常运行时，应保持各厂站端电压在额定值。但是由于系统中由电源厂站，也有大负载厂站，网络结构复杂，负荷分配不完全均匀，要使各厂站锻压一直维持在额定值是不可能的，这就需要对电压加以调整，满足各负荷工况正常需求的条件下，使各厂站的电压偏移在允许范围内。
霍林河循环经济局域电网属于企业自备电网，运行保持与系统联络线交换潮流为0，该电网具有大机组、大负荷、小电网、高比例新能源特点。火力发电厂自动电压控制装置AVC均未投运。
2．电网构成
自备电厂两台100MW、一台150MW机组升压至110kV并入110kV系统，一台150MW机组升压至220kV并入220kV系统，110kV系统与220kV系统设置两台120MVA变压器两台，220kV系统与大电网相连。霍林河电厂两台300MW机组升压至220kV，扎哈淖尔电厂两台两台350MW机组升压至220kV，夏营地风电场300MW风电升压至220kV，作为本电力系统的新能源，火电消纳。
霍林河电厂、扎哈淖尔电厂、夏营地风电场三个厂相连，小网运行。
3．无功功率电源
100MW发电机额定无功62 MVar、150MW发电机额定无功93 MVar、300MW发电机额定无功186 MVar、350MW发电机额定无功217 MVar。
自备电厂配置一台63MW无功补偿变，10kV侧装设6台电容器组，单组额定补偿容量8MVar。两台220/110/10联络变压器10kV侧共装设12台电容器组，单台额定补偿容量7MVar。
夏营地风场装设6套10kV无功补偿装置，合计补偿容量90MVar，从感性额定无功到容性额定无功范围内连续变化。
霍铝变装设一套110kV集中补偿装置，额定补偿容量75MVar。
鸿铝变在每台整流机组12kV侧分别装设三台滤波补偿装置，合计补偿容量86.86MVar。
扎铝变在每台整流机组18kV侧分别装设三列滤波补偿装置，合计补偿容量195.72MVar。装设一套11次220kV集中补偿滤波电容器组，额定补偿容量20.07 MVar。
4．用电负荷情况
电解铝生产系列，占全部用电的88%以上，属于高耗能、低功率因数负载，约为0.90。一系列用电功率370MW，无功功率170MVar，二系列用电功率435MW，无功功率220MVar，三系列用电功率610MW，无功功率295MVar，均为恒功率运行。三个电解铝系列经自身补偿后功率因数接近0.93。
5．当前运行情况：
霍林河循环经济电力系统当前运行情况如图1所示：
霍铝变集中补偿装置电容器组不能分组投停，调整操作不灵活；额定补偿容量75 MVar，实际补偿49 MVar。扎铝变整流机组所带分散滤波补偿装置现投两列，未达到补偿要求，厂站用电功率因数偏低。
自备电厂3、4、5号主变高压侧额定电压为121±2×2.5%kV，而负载端霍铝变动力变高压侧额定电压为110±8×1.25％kV。
自备电厂6号主变高压侧额定电压为230±2×2.5%kV，霍林河电厂7、8号主变、扎哈淖尔电厂9、10号主变高压侧额定电压为242±2×2.5%，而负载端鸿铝变、扎铝变动力变高压侧额定电压为220±8×1.25％kV。
系统正常运行各节点电压为233±1kV，符合电力系统要求，无论是电源端与负荷端都在允许范围。
在极端情况下，如负荷全甩，将引起系统电压的急剧升高，根据系统稳定要求，此时安全稳定装置动作解列所有火电机组，造成电网失电。在恢复启动过程中，首台机组向电网充电时，发电厂母线将达到250kV（超过额定值的110%），如多台机组并列空载，系统电压将更高，这对于按照额定电压是220kV设计的负载端变压器将是严重的威胁。
局域电网线路总长度152.8km，孤网运行的线路总长89.4km，在最小运行方式即首台机组向所有线路充电时，发电厂母线电压约为248kV，因线路电容效应，末端电压比发电厂母线电压高2.5-3kV，过电压指数为1.012，远远低于行业规定值1.4，所以本系统不需要采取抑制电容效应的措施。
6.电压调整及无功管理的整改建议
6.1 改变同步发电机端电压调压
它是最直接的调压方法，借助于调整励磁电流即可改变发电机定子电压，一般不偏离额定值的±5%，对机组无影响。受发电厂用母线电压及发电机极限功率限制，改变发电机端电压调压范围有限，要求有剩余的无功储备。
6.2 改变系统内变压器变比调压
本系统中的很多用电变压器及风电场主变压器设计为有载调压变压器，可以随时根据电网电压及用电需求，调整分接开关达到所需用电电压要求；而普通无励磁调压变压器只能在停电情况下改变分接头，需要预先确定好一个合适的分接头，对于在运行中需要调压的情况不能满足要求。本电力系统中正常运行电压偏高，最小方式下电压超过允许值的根源就是因为电源至负荷输送距离短，电源与负载端电压差很低。按长线路输电设计的发电厂主变压器额定电压不符合实际，发电厂主变与负荷站用电变压器额定电压不匹配，我们需要改变发电厂主变压器无励磁调节开关分接头。
6.3 降低正常运行电压
7、8、9、10号主变调至极限负分接，242kV变至230kV，3、4、5号主变121kV变至115kV，6号主变不动，此工况为空载时电压。其它无励磁调压变压器不调整，有载调压变压器很据实际用电需求调整。按此调整后正常运行电压为110kV、220kV，即为负载端额定电压。需要注意一个问题，调整阶段会出现发电机无功分配不均的现象。先行调整的发电机组在同样端电压情况下会输出较少无功，严重时可能出现进相；最后调整的发电机输出较高无功，甚至有过负荷可能。需要手动调整发电机无功输出。建议投入发电厂母线电压控制装置AVC。
7.结论
随着经济日益发展、电网结构的不断改变、生产规模的不断扩大，局域电网中无功储备相对越来越少，提高各无功电源的利用率将是我们面临的新问题，我们应积极主动的剖析电网特性，分析潮流形成，努力降低输电线路无功输送，尽可能的形成以就地补偿为主、发电厂输送为辅的无功管理观念；控制系统各节点电压无限接近所需额定，这样才能把安全、经济运行做好。
参考文献：
[1]于永源，杨绮雯.电力系统分析[M]，长沙电力学院.2014.
[2]吴俊勇，夏明超，电力系统分析[M].北京：清华大学出版社.2012.
论文作者:高守明1,徐江2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第14期
论文发表时间:2018/8/17
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