彭 杰，曹良豐，周力行，趙啟旸，彭子揚，李建勇

（1.長沙理工大學 電氣與信息工程學院，湖南 長沙 410004；2.國網(wǎng)湖南省電力公司 常德供電分公司，湖南 常德 415000）

在富含小水電發(fā)電資源的山區(qū)，小水電站通常T接10kV公用線路上網(wǎng)，這種運行方式對配電網(wǎng)潮流分布、運行電壓及網(wǎng)損都有重要影響［1－4］。由于這種現(xiàn)實十分普遍，嚴重影響了用戶的用電安全和電能質(zhì)量，同時也增大了配電網(wǎng)管理難度，這是一個值得認真深入研究的課題。

在偏僻山區(qū)，小水電密集且裝機總?cè)萘肯鄬^大，通常這些小水電直接T接入同一條10kV公用線路，使公用線路上的電壓水平不穩(wěn)定。由于該地區(qū)配電網(wǎng)供電半徑大、負荷低等特點，在豐水期，小水電發(fā)出的電能無法就地平衡，向電網(wǎng)輸送電量，導致該10kV線路電壓升高，造成用戶電器設備燒毀事故［5－6］；而在枯水期，大多徑流式水電站不發(fā)電，由于該電網(wǎng)處于山區(qū)，供電半徑較長，在線路末端出現(xiàn)低電壓，影響用戶的用電質(zhì)量［7－8］。目前，國內(nèi)外對這種情況進行論述和提出解決方案的論文和成果并不多也不很成熟，所以針對小水電T接10kV公用線路對電壓質(zhì)量影響的研究是有意義的。筆者結(jié)合湖南常德壺瓶山地區(qū)實例，對富含小水電的配電網(wǎng)電壓質(zhì)量問題進行全面的分析，優(yōu)選方案，在PSASP仿真平臺上進行驗證。

1 原因分析

建立理想模型，如圖1所示。

圖1 理想潮流模型Figure 1 Ideal power flow model

各個節(jié)點的電壓損耗可近似用電壓降的總分量得以體現(xiàn)，則電壓損耗為

式中 UN為額定電壓。

相對于一整條線路來說，電壓損耗的計算方法為

其中，節(jié)點2的電壓為

若在節(jié)點1處T接水電站，則節(jié)點2的電壓為

式中 Ps，Qs分別為接入水電站的有功和無功出力。

若在節(jié)點2處T接小水電，則節(jié)點2的電壓為

不管是在節(jié)點1還是節(jié)點2處接入小水電，在接入小水電前、后進行比較，節(jié)點2的電壓都會提高，并且提高的幅度與接入小水電的裝機容量成正比［9］。

壺瓶山地區(qū)豐水期整體電壓偏高。壺瓶山地區(qū)裝機容量約占石門縣小水電總裝機容量的50%，約為16.9萬kW；當?shù)刎摵杉s占小水電裝機容量的50%。這些小水電一般T接入10kV公用線路的末端，而10kV公用線路往往是首端線徑粗，末端線徑細。

豐水期小水電滿發(fā)時，潮流發(fā)生變化，首末倒置，配電網(wǎng)向系統(tǒng)倒送電能。壺瓶山10kV線路的線徑是LGJ－50，且線路比較長，線上壓降較大，其末端線路線徑便成為負荷輸送瓶頸。要確保電能順利注入電網(wǎng)，電站必須上調(diào)機端電壓。所以在豐水期時，配網(wǎng)電壓偏高，線路末端的用戶電壓高達280 V左右，遠遠超出了允許的范圍。

枯水期用戶末端電壓偏低。根據(jù)調(diào)研當?shù)刈冸娝痪€工作人員和用戶，在枯水期小水電不發(fā)電的情況下由系統(tǒng)供電，由于泥峰線和泥南線的供電半徑接近50km，線路的線徑也不能保證末端供電需求，該線路的末端用戶電壓比較低，約為180V左右，電壓質(zhì)量很不理想。

枯水期低電壓原因：

1）地處山區(qū)，負荷分布散，10kV公線路供電半徑長、線徑細、負荷低，負荷損耗大，電壓降較大。

2）水電資源豐富的區(qū)域一般經(jīng)濟都不發(fā)達，負荷密度小，枯水期供電半徑大，白天負荷較大時，電壓相對低。

2 治理方案與改善措施

通過對該配電網(wǎng)的運行分析，在豐水期時由于小水電出力充足，其線路末端電壓偏高，但在冬季時由于小水電出力不足，線路末端的電壓偏低。針對該地區(qū)的電壓質(zhì)量具體情況，提出研究思路。

2.1 加強各水電站的上網(wǎng)功率因數(shù)管理

電網(wǎng)調(diào)度部門應每年下達小水電各時段的功率指標，嚴格考核小水電站。由于目前電力部門對小水電功率和無功考核是采取按月總量計算，這就使部分平時全發(fā)有功功率的小水電站為了完成月度無功考核任務，會在月底接近電費結(jié)算日的時段全發(fā)無功，這也會造成這一時段小水電站多的線路上電壓偏高，因而加強功率和無功考核制度，改變考核辦法，采用時段性功率指標，也能起到改善線路電壓的作用。

若將各水電站的功率因數(shù)提高至0.95，在建立的仿真模型上運行后，各線路電壓分布如圖2所示。

圖2 水電站功率因數(shù)提高至0.95前、后泥峰線電壓分布對比Figure 2 Nifeng power line voltage distribution contrast before and after power factor of hydropower station up to 0.95

通過對各個電站進行功率因數(shù)的控制，豐水期各電站都滿發(fā)時，10kV配電網(wǎng)的電壓水平有明顯降低，但在當?shù)卣{(diào)研的數(shù)據(jù)來看，部分電站的上網(wǎng)功率因素已達0.95或以上，采用該方案對豐水期電壓進行改善，仍有一定效果，且無需投資，所以該方案可作為綜合治理方案的補充組成部分。

2.2 10kV配電出線上加裝并聯(lián)電抗器

電網(wǎng)中的電抗器可用來吸收線路的電容性無功，通過調(diào)整并聯(lián)電抗器的數(shù)量來調(diào)整運行電壓。在以往的工程應用中，依靠并聯(lián)電抗器的補償，則可以使得一定負荷段范圍內(nèi)電壓穩(wěn)定。通過在水電站集中上網(wǎng)的泥峰線加裝并聯(lián)電抗器（其額定電壓為10.5kV，容量為0.8Mvar）后，安裝在電壓最高的桿塔處，即泥峰線430號桿塔。建立的仿真模型上運行后各線路電壓分布如圖3所示。

圖3 加裝并聯(lián)電抗器前、后泥峰線10kV線路電壓分布對比Figure 3 Nifeng power line voltage contrast before and after reactor parallelled

從圖3可以看出，安裝并聯(lián)電抗器前電壓在線路上不斷升高，最高達到了14kV，線路整體電壓水平在12kV以上，系統(tǒng)處于嚴重的過電壓狀態(tài)。而在泥峰線的430號桿塔安裝并聯(lián)電抗器后，幅值能夠比較穩(wěn)定地控制在10kV左右，取得令人滿意的效果，且該方案投入并不大。但是將并聯(lián)電抗器安裝在430號桿塔上，進行投切和維護都不是很方便，若將并聯(lián)電抗器安裝在母線處，其線損將隨著無功的傳輸增大而增加。

2.3 采取水電站錯峰發(fā)電方式管理

錯峰發(fā)電就是根據(jù)該條線路或地區(qū)的負荷需求，通過合理安排各水電站輪流發(fā)電，滿足各階段負荷需求，達到既不造成無功集中上網(wǎng)，又能滿足負荷需求，同時兼顧各水電站經(jīng)濟效益的目的。其原則是“先自覺錯峰，后強制錯峰”，保障客戶用電電壓在正常范圍內(nèi)，確保線路、電網(wǎng)的安全運行。

根據(jù)各水電站的發(fā)電能力，將水電站分A，B，C 3個組別，實行開二停一錯峰發(fā)電，每次錯峰8h，按方式1，2，3輪流執(zhí)行，分組情況如表1所示；制定好錯峰方案（如表2所示）以后，當10kV泥峰線上各小水電站的發(fā)電總功率達2 500kW及以上時，即啟動錯峰發(fā)電工作；實行錯峰發(fā)電后，電壓可控制在較合格范圍內(nèi)，仿真效果如圖4所示，可知錯峰發(fā)電對電壓水平的整體降低有很好地促進作用。

由于錯峰發(fā)電是一項管理措施，必須得到小水電站的配合才能實現(xiàn)，故在開展過程中可采取措施確保工作順利實施，即做好對小水電上網(wǎng)線路的客戶負荷、發(fā)電負荷、電壓監(jiān)視等保障工作，當符合錯峰發(fā)電的啟動條件時，及時通知水電站；若水電站不按規(guī)定執(zhí)行錯峰發(fā)電，則由當?shù)毓╇娝鶑娭评l錯峰，水電站遭受的發(fā)電損失自行負責；對電網(wǎng)造成安全影響的，依據(jù)《電力法》追究相應責任。

表1 水電站分組情況Table 1 Groups of hydropower stations

表2 錯峰方式安排情況Table 2 Power peak moving arrangement

圖4 按組退出發(fā)電機后泥峰線電壓幅值分布Figure 4 Nifeng line voltage distribution according to generator set exiting

2.4 在10kV配電出線上加裝雙向自動調(diào)壓器

在豐水期，小水電對10kV配電網(wǎng)的電壓沖擊比較大，采取傳統(tǒng)的設備進行調(diào)節(jié)，由于小水電站的發(fā)電容量和時間都不可控，所以在投并聯(lián)電抗時也很難把握時機和投送容量，員工素質(zhì)要求較高。經(jīng)常進行投切，不利于設備的長期穩(wěn)定運行，也不利于變電站的管理，所以需要采用新技術(shù)對無功功率充足的系統(tǒng)進行無功調(diào)節(jié)。

BSVR型饋線雙向自動調(diào)壓器能針對雙向供電或多電源供電系統(tǒng)自動識別潮流方向，通過跟蹤輸入電壓的變化自動調(diào)整三相有載分接開關(guān)的檔位，在20%的范圍內(nèi)對輸入電壓進行雙向自動調(diào)節(jié)，保持輸出電壓的穩(wěn)定［10］。該項技術(shù)已經(jīng)在工程上得到應用，其在豐水期起到線路降壓作用，在枯水期能提高線路未端電壓，效果較為理想［11－12］。

泥峰線是典型的小水電集中上網(wǎng)的配電線路，以泥峰線為例，在該線路上加裝雙向自動調(diào)壓器，加裝位置如表3所示，加裝的調(diào)壓器參數(shù)：額定電壓為10.5kV，電壓調(diào)節(jié)范圍為±15%。按照該3種方案的參數(shù)設置調(diào)壓器，分別在建立的PSASP仿真模型上仿真運行，運行后各線路電壓分布如圖5所示。

表3 調(diào)壓器參數(shù)選定Table 3 Pressure regulator parameters

圖5 在不同位置加裝雙向自動調(diào)壓器后泥峰線電壓分布對比Figure 5 Nifeng line voltage contrast in different locations of double automatic voltage regulator

3 最優(yōu)方案的得出及其仿真驗證

通過對治理方案與改善措施的比較分析，考慮到各方案都有各自優(yōu)勢和缺陷，整合出最優(yōu)方案，再通過PSASP進行仿真驗證。

3.1 豐水期最優(yōu)方案的仿真情況

在考慮所有電站都以低功率因數(shù)（cosθ＝0.8）滿發(fā)上網(wǎng)情況下，采取優(yōu)化方案前泥峰線首端電壓為11.72kV，線路最高電壓（泥峰線466號桿塔）為13.92kV，遠遠超出了電壓的允許范圍，其電壓水平如圖6所示的未加裝調(diào)壓器曲線。在不同上網(wǎng)功率因數(shù)的情況下，采用不同的措施使得10kV電網(wǎng)的電壓分布在允許范圍之內(nèi)。當小水電上網(wǎng)功率因素為cosθ＝0.9時，在線路首端投入2組容量為0.8Mvar并聯(lián)電抗器，并在線路的三分之一處加裝自動調(diào)壓器，電壓調(diào)節(jié)范圍為14%；當小水電上網(wǎng)功率因數(shù)為cosθ＝0.95時，在線路首端投入1組容量為0.8Mvar并聯(lián)電抗器，并在線路三分之一處加裝自動調(diào)壓器，電壓調(diào)節(jié)范圍為12%，仿真后得到的電壓水平曲線如圖6所示。對比2組曲線可以得出，豐水期時，在小水電以不同功率因素上網(wǎng)的情況下，適當?shù)倪M行選擇投切設備可以滿足各種情況的需要，是一種可行的方案。

圖6 豐水期最優(yōu)方案下泥峰線電壓分布對比Figure 6 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the wet season

3.2 枯水期最優(yōu)方案的仿真情況

枯水期主變檔位在最高檔（調(diào)壓＋7%），所有水電站基本停運，負荷功率因數(shù)為0.95，按照此初始條件進行分析計算，仿真得到的電壓分布：泥市35kV變電站10kV母線處電壓為9.73kV，線路末端電壓為7.53kV（泥峰線500號桿塔），均低于配電網(wǎng)運行規(guī)定的電壓。壺瓶山變電站現(xiàn)有2組1Mvar的并聯(lián)電容器，將2組電容器投入運行后，再結(jié)合泥峰線三分之一處加裝雙向自動調(diào)壓器對無功分布進行調(diào)整，考慮不同負荷情況下對電壓分布的影響，在PSASP軟件平臺上進行仿真計算，得到輕、重負荷情況下仿真結(jié)果（重負荷是指供用電變壓器以80%額定功率運行，輕負荷為供用電變壓器以30%額定功率運行）。

如圖7所示，在枯水期輕負荷下，投入優(yōu)化方案中的設備前，泥峰線首端電壓為9.69kV，線路最低電壓（泥峰線500號桿塔）為8.01kV，遠遠超出電壓的允許范圍；改善后，即在母線處投入0.5Mvar的電容器和泥峰線三分之一處投入調(diào)壓范圍為10%的調(diào)壓器，改善情況較好，該線路能夠長期穩(wěn)定運行。當投入的并聯(lián)電容器為1Mvar時，整條線路末端的電壓水平完全能夠達到改善要求，但是線路首端達到了12kV左右，所以在枯水期輕負荷的情況下，應該根據(jù)整體電壓水平對并聯(lián)電容器進行投切，才能保證該線路的電壓水平在允許范圍內(nèi)。

圖7 枯水期輕負荷最優(yōu)方案下泥峰線電壓分布對比Figure 7 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the dry season with ligh load

如圖8所示，在枯水期重負荷下，泥市變10kV母線上加裝1Mvar并聯(lián)電容器，泥峰線首端電壓為10.44kV，末端電壓為8.16kV。改善后可以看出，在母線處投入1Mvar電容器和泥峰線三分之一處投入調(diào)節(jié)范圍為10%的調(diào)壓器時，得到的仿真電壓水平比較合理，穩(wěn)定在10kV左右，在長期穩(wěn)定運行允許電壓的范圍之內(nèi)。若負荷有進一步的加重，可以將另一組1Mvar電容再投入，在枯水期，該優(yōu)化方案能夠滿足各種情況下的需求。

圖8 枯水期最優(yōu)方案下泥峰線電壓分布對比Figure 8 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the dry season

4 結(jié)語

根據(jù)仿真結(jié)果得出，豐水期采用的雙向自動調(diào)壓器額定電壓為10kV，調(diào)壓范圍為±15%，安裝位置為泥峰線首端三分之一處；在10kV母線上安裝2組0.8Mvar的并聯(lián)電抗器，其額定電壓為10kV。在枯水期，安裝的雙向自動調(diào)壓器額定電壓為10kV，調(diào)壓范圍為±10%，安裝位置為泥峰線三分之一處；在10kV母線上安裝2組1Mvar的并聯(lián)電容器，其額定電壓為10kV。

整合豐水期和枯水期不同時期的要求，由于豐水期過電壓帶來的危害比枯水期大，所以先考慮滿足豐水期的要求，得出綜合方案：在泥峰線三分之一處加裝雙向自動調(diào)壓器（調(diào)節(jié)范圍為±15%，額定電壓為10kV），在10kV母線上加裝2組0.8Mvar并聯(lián)電抗器和2組1Mvar并聯(lián)電容器。

在豐水期，泥市變10kV母線上并聯(lián)電抗器做無功就地補償，能夠把10kV線路電壓水平整體降低。通過仿真驗證，該方案能夠起到調(diào)節(jié)電壓的作用，電壓集中在10～11kV，改善了當?shù)仉妷嘿|(zhì)量，達到了預期電壓質(zhì)量治理的目的。在枯水期，并聯(lián)電抗退出運行，投入并聯(lián)電容，對配電網(wǎng)進行無功補償，以提高配電網(wǎng)電壓水平。通過仿真驗證，輕、重負荷下都能使電壓水平在系統(tǒng)要求的范圍之內(nèi)，滿足用戶的需求。若能夠在系統(tǒng)中安裝靜止性動態(tài)無功補償裝置，則其電壓可以實時進行調(diào)整，完全能夠?qū)崟r對無功進行補償，其不足是經(jīng)濟投入較大。

總而言之，在富含小水電的山區(qū)10kV線路中，無功就地調(diào)節(jié)方案在豐水期能降低配電網(wǎng)整體電壓水平，在枯水期能提高配電網(wǎng)整體電壓水平，達到配電網(wǎng)長期安全穩(wěn)定運行的要求，是合理的最優(yōu)化整合方案，值得在有類似情況的山區(qū)進行推廣。

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