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水利建设中负荷受限原因的分析及处理论文
1概述
由于线路较长，损耗较大，电压降也较大，电站发电后发电机出口电压高达500V，经主变输出的杨农线10kV电压高达12kV，在用户变输出后的电压为460V，三条10kV线路所带的用户均不能使用合格电压，且屡次烧坏电器设备，因此电力局调度所限制电站负荷最多带700kW，丰水期只能带480kW左右，仅为额定功率的30%，有时后半夜还得停机（防止给商洛供电局凤凰嘴变电站倒送不予结算），给电站造成了巨大的经济损失。以2011年为例，在丰水期损失电量约为1120×24×30×4=320万kW·h，折合人民币为90余万元。又因功率因数达不到考核要求，抵扣有功电量约为136×24×30×4=39.17万kW·h，折合人民币约12万元。全年造成经济损失100万元左右。
2原因分析
A水电站修建位置距变电站较远，导致线路输送功率时电压升高；
B线路导线截面小，线路电抗大，导致压降过大；
C水电站变压器选用不合适，可调范围低；
D系统中无功负载过小，导致无功过剩，引起电压升高。通过查阅资料，我们发现相关研究文献较少。一是由于小水电在电力系统中的地位较低，对主干网络影响小，因此电网对小水电的关注较低，各高校与科研设计单位也均以大中型水电站作为研究目标，保障大中型水电站的合理运行及电网安全稳定运行进行研究。二是由于相关资料涉及的线路及电站情况差异较大，对电站改造几乎没有参考价值。因此，只能通过对电站的现状分析找出相应的处理措施。为了有效解决电压高的问题，只能从电网和电站两方面来解决。
3方案设计
a调节变压器抽头，但该电站已经对变压器进行了改造，变压器已无调整空间；
b通过发电机励磁减少无功出力，从而降低线路电压，但这种方式又不满足电网对电厂的考核要求。
c增加变压器，通过变压器的感抗和调压能力降低电压。由于电站建成后，在升压站空间较小，导致加装常规变压器受限。因此，以上3种解决方案在电站都不可行。针对以上特殊情况，我们在与西安理工大专家进行沟通和仿真计算后，决定采用自耦变压器加有载调压的方案。首先将10kV母线分段，使用电和供电分开；其次加装一台自耦变压器，用来解除机组出力受限的因素，可使发电机增加有功出力，通过励磁系统的调节增加无功，母线电压适当抬高，确保功率送出，调节励磁系统，使系统满载发电；最后，为了保障系统的安全可靠运行，在线路中安装了避雷器、熔断器等保护设备，以保证在线路发生异常时的安全。自耦变压器在小水电站的使用较少，参考文献也相对缺乏。为了保证采用自耦变压器后电站和线路的正常运行，我们查找了线路中使用自耦变压的相关资料，进行了计算和仿真。在计算中，采用的导线为LGJ-70钢芯铝绞线，线路长度取为30km，传输有功功率为1600kV。在丰水期，电站满负荷运行时，采用容量为1000kV·A的自耦变压器进行母线调压，在PSCAD软件中进行仿真。从仿真结果可以看出，在未处理前，电压确实较高，达到了接近12kW，改造方案可以使杨黄线的电压降低约0.24kV，另外通过对厂用电电源的变更，可以保证电站的厂用电电压降低10%以上，以上结果证明采用自耦变压器的方案在水电站母线中的应用是安全有效的。
4结论
该项目方案于2012年6月18日成功试运行，两台800kW机组满负荷运行时，出线电压控制在11kV以下，项目取得阶段性成功。7—9月完成调试改进工作，目前系统运行稳定良好。改造后两台发电机组在丰水期基本可以实现满发，既解决了困扰电厂在丰水期有功功率送出的问题，又解决了电站丰水期因为送出电压高导致用电设备损坏的问题。2012年完成发电量571万kW·h，超年计划14%，项目取得良好的效果。
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