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1概述

由于線路較長，損耗較大，電壓降也較大，電站發電后發電機出口電壓高達500V，經主變輸出的楊農線10kV電壓高達12kV，在用戶變輸出后的電壓為460V，三條10kV線路所帶的用戶均不能使用合格電壓，且屢次燒壞電器設備，因此電力局調度所限制電站負荷最多帶700kW，豐水期只能帶480kW左右，僅為額定功率的30%，有時后半夜還得停機（防止給商洛供電局鳳凰嘴變電站倒送不予結算），給電站造成了巨大的經濟損失。以2011年為例，在豐水期損失電量約為1120×24×30×4=320萬kW·h，折合人民幣為90余萬元。又因功率因數達不到考核要求，抵扣有功電量約為136×24×30×4=39.17萬kW·h，折合人民幣約12萬元。全年造成經濟損失100萬元左右。

2原因分析

A水電站修建位置距變電站較遠，導致線路輸送功率時電壓升高；

B線路導線截面小，線路電抗大，導致壓降過大；

C水電站變壓器選用不合適，可調范圍低；

D系統中無功負載過小，導致無功過剩，引起電壓升高。通過查閱資料，我們發現相關研究文獻較少。一是由于小水電在電力系統中的地位較低，對主干網絡影響小，因此電網對小水電的關注較低，各高校與科研設計單位也均以大中型水電站作為研究目標，保障大中型水電站的合理運行及電網安全穩定運行進行研究。二是由于相關資料涉及的線路及電站情況差異較大，對電站改造幾乎沒有參考價值。因此，只能通過對電站的現狀分析找出相應的處理措施。為了有效解決電壓高的問題，只能從電網和電站兩方面來解決。

3方案設計

a調節變壓器抽頭，但該電站已經對變壓器進行了改造，變壓器已無調整空間；

b通過發電機勵磁減少無功出力，從而降低線路電壓，但這種方式又不滿足電網對電廠的考核要求。

c增加變壓器，通過變壓器的感抗和調壓能力降低電壓。由于電站建成后，在升壓站空間較小，導致加裝常規變壓器受限。因此，以上3種解決方案在電站都不可行。針對以上特殊情況，我們在與西安理工大專家進行溝通和仿真計算后，決定采用自耦變壓器加有載調壓的方案。首先將10kV母線分段，使用電和供電分開；其次加裝一臺自耦變壓器，用來解除機組出力受限的因素，可使發電機增加有功出力，通過勵磁系統的調節增加無功，母線電壓適當抬高，確保功率送出，調節勵磁系統，使系統滿載發電；最后，為了保障系統的安全可靠運行，在線路中安裝了避雷器、熔斷器等保護設備，以保證在線路發生異常時的安全。自耦變壓器在小水電站的使用較少，參考文獻也相對缺乏。為了保證采用自耦變壓器后電站和線路的正常運行，我們查找了線路中使用自耦變壓的相關資料，進行了計算和仿真。在計算中，采用的導線為LGJ-70鋼芯鋁絞線，線路長度取為30km，傳輸有功功率為1600kV。在豐水期，電站滿負荷運行時，采用容量為1000kV·A的自耦變壓器進行母線調壓，在PSCAD軟件中進行仿真。從仿真結果可以看出，在未處理前，電壓確實較高，達到了接近12kW，改造方案可以使楊黃線的電壓降低約0.24kV，另外通過對廠用電電源的變更，可以保證電站的廠用電電壓降低10%以上，以上結果證明采用自耦變壓器的方案在水電站母線中的應用是安全有效的。

4結論

該項目方案于2012年6月18日成功試運行，兩臺800kW機組滿負荷運行時，出線電壓控制在11kV以下，項目取得階段性成功。7—9月完成調試改進工作，目前系統運行穩定良好。改造后兩臺發電機組在豐水期基本可以實現滿發，既解決了困擾電廠在豐水期有功功率送出的問題，又解決了電站豐水期因為送出電壓高導致用電設備損壞的問題。2012年完成發電量571萬kW·h，超年計劃14%，項目取得良好的效果。

作者：馬馳 單位：陜西省地方電力水電有限公司