郭 杉，吳文博，潘大志，賈俊青，張一帆

（1.內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020；2.阿拉善電業(yè)局，內(nèi)蒙古 阿拉善 750306；3.內(nèi)蒙古電力集團(tuán)有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

目前，在地區(qū)電網(wǎng)中，普遍存在大工業(yè)用戶集中并網(wǎng)的情況，依據(jù)產(chǎn)品性質(zhì)可將大工業(yè)用戶分為化工企業(yè)、礦產(chǎn)加工、大數(shù)據(jù)及云計(jì)算企業(yè)。大工業(yè)用戶具有24 h 不間斷生產(chǎn)、負(fù)荷波動小的特點(diǎn)，不僅在生產(chǎn)期間從電網(wǎng)吸收大量有功及無功功率，還在啟停過程中對電網(wǎng)造成較大沖擊，引發(fā)穩(wěn)態(tài)及暫態(tài)的電壓波動問題。根據(jù)GB／T 12325—2008 《電能質(zhì)量 供電電壓偏差》中對公用電網(wǎng)的電壓偏差限值相關(guān)規(guī)定，35 kV 及以上供電電壓正負(fù)偏差絕對值之和不超過標(biāo)稱電壓的10%［1］。如何保障用戶電壓質(zhì)量是電網(wǎng)企業(yè)始終面臨的問題。

以某35 kV 大負(fù)荷化工用戶為例，在綜合考慮可能導(dǎo)致低電壓的各方面因素的基礎(chǔ)上，對電壓調(diào)整和無功補(bǔ)償方式及容量進(jìn)行深入研究，提出一種無功補(bǔ)償優(yōu)化算法。利用PYTHON 程序設(shè)計(jì)語言編寫潮流計(jì)算及無功優(yōu)化仿真程序，仿真結(jié)果驗(yàn)證了所提無功優(yōu)化方法進(jìn)行線路及就地?zé)o功補(bǔ)償?shù)暮侠硇浴?/p>

1 供電低電壓成因及電壓調(diào)整方法

1.1 低電壓問題描述

某35 kV 大工業(yè)用戶的供電方案如圖1 所示，用戶共有兩條高壓母線，由220 kV 變電站A 和變電站B 聯(lián)合供電，Ⅰ段母線由變電站B 出線RX3 作為主電源，變電站A 出線RX1 作為備用電源；Ⅱ段母線由變電站A 出線RX2 作為主電源，變電站B 出線RX4 線作為備用電源。用戶現(xiàn)有2 組容量分別為4 Mvar、6 Mvar 的并聯(lián)電容器。A 變電站35 kV 母線電壓為37.5 kV，Ⅱ段母線最低電壓33.5 kV，投入電容器后升高至34.6 kV，由于電壓仍低于35 kV，用戶申請將變電站B 的RX3 線和RX4 線作為主供電線路，變電站A 的RX1 線和RX2 線改為備用供電線路。用戶Ⅰ段、Ⅱ段母線正常工作電壓為35 kV，允許的電壓上、下限偏差分別為-3%和+7%，則用戶供電電壓區(qū)間應(yīng)為［33.95 kV，37.45 kV］。分析2019-06-28—2019-07-01 的運(yùn)行數(shù)據(jù)，平均電壓為34.3 kV，最低電壓約為34.1 kV，大部分時(shí)間電壓接近下限值，供電電壓長期偏低，不僅影響產(chǎn)品質(zhì)量，還在一定程度增大線路和設(shè)備有功損耗，對企業(yè)的安全生產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)效益產(chǎn)生負(fù)面影響。

圖1 用戶供電方案示意

考慮到變電站B 已經(jīng)接帶多個(gè)大負(fù)荷用戶，該用戶正常工作時(shí)，有功負(fù)荷約20 MW，最大負(fù)荷45 MW，接帶該用戶將增加變電站B 主變壓器過載的風(fēng)險(xiǎn)，因而需從其他途徑解決低電壓問題。

1.2 低電壓原因分析

線路等值電路及電壓降落相量關(guān)系如圖2 所示，根據(jù)歐姆定律的向量形式，線路首端電壓和末端電壓存在關(guān)系如式（1）所示。

圖2 線路等值電路及電壓降

式中：φ2為末端功率因數(shù)角。假設(shè)末端功率為

則用功率表示電壓降落的縱分量和橫分量為：

用戶更關(guān)注供電電壓的有效值，故將線路兩端的電壓有效值之差稱為電壓損耗，即

當(dāng)首端和末端電壓間的相角差較小時(shí)，可以忽略電壓降落橫分量對電壓損耗的影響，將電壓降落的縱分量視作電壓損耗，即

根據(jù)式（6）可知，線路電壓損耗由2 部分組成：一部分是由有功電能產(chǎn)生，另一部分是無功電能。用戶平均有功和無功負(fù)荷分別為20.46 MW 和6.26 Mvar，根據(jù)表1 的線路出廠參數(shù)，線路R 和X 分別為1.99 Ω和5.42 Ω，PR／（QX）約為1.20，由此可以得出，線路有功負(fù)荷較無功負(fù)荷造成的電壓降落更大。

表1 不同型號35 kV 導(dǎo)線出廠參數(shù)

根據(jù)DL／T 5725—2015《35 kV 及以下電力用戶變電所建設(shè)規(guī)范》中相關(guān)要求［2］，無功電力應(yīng)分層分區(qū)、就地平衡，電力用戶在高峰負(fù)荷時(shí)的功率因數(shù)應(yīng)達(dá)到下列規(guī)定：“容量在100 kVA 及以上、供電電壓在10 kV 及以上的電力用戶，功率因數(shù)不低于0.95；其他電力用戶和大、中型電力排灌站，功率因數(shù)不低于0.9；農(nóng)業(yè)用電，功率因數(shù)不低于0.85?！痹撚脩粼缕骄β室驍?shù)為0.956，滿足相關(guān)要求，說明即使大工業(yè)用戶做到無功電力就地平衡，負(fù)荷高峰時(shí)段，仍有可能造成明顯的電壓降落。

1.3 常用供電電壓調(diào)整方法

電力系統(tǒng)電壓調(diào)整是一個(gè)系統(tǒng)性工程，根據(jù)電網(wǎng)的實(shí)際情況可以有多種實(shí)現(xiàn)方法，如改變變壓器變比、加裝線路調(diào)壓器、安裝并聯(lián)或串聯(lián)電容器等方式。不同的調(diào)壓方法具有不同的適用范圍，一般需要幾種調(diào)壓方案組合，對調(diào)壓方式進(jìn)行優(yōu)化配置［3］，才能保證電網(wǎng)電壓和用戶供電電壓在允許的偏差范圍之內(nèi)。

為確定電壓調(diào)整方案，必須建立精確的供電系統(tǒng)模型，需要對系統(tǒng)中部分配變電元件的參數(shù)加以修正，然后通過潮流仿真計(jì)算，驗(yàn)證模型的準(zhǔn)確性。由于用戶為受端系統(tǒng)，只涉及單向潮流，本文選用針對饋線潮流的BIBC-BCBV 潮流算法［4］，與其他算法相比，該算法在保證精度的前提下，迭代次數(shù)更少，能夠更快收斂。用戶的潮流數(shù)據(jù)由用戶監(jiān)控系統(tǒng)得到，線路參數(shù)使用表1 的出廠數(shù)據(jù)，送端變電站數(shù)據(jù)由調(diào)度系統(tǒng)獲取。Ⅱ段母線月平均有功、無功及功率因數(shù)分別為20.46 MW、6.26 Mvar、0.95。進(jìn)線平均線電壓、平均線電流分別為34.48 kV、358.26 A。通過潮流仿真計(jì)算得出用戶電壓為35.39 kV，高于實(shí)際值34.48 kV，存在較大的仿真誤差?？紤]到該地區(qū)化工企業(yè)多，空氣質(zhì)量差，空氣中粉塵等顆粒物較多，對架空線阻抗有一定影響，故將架空線等效電阻修正為出廠參數(shù)的110%，修正后得出用戶電壓為34.65 kV，誤差約為0.5%，仿真精度在可接受的范圍內(nèi)。另外，為了掌握線路電壓具體分布，在計(jì)算中將饋線分段，每間隔3 km 設(shè)置為一個(gè)無負(fù)荷的PQ 節(jié)點(diǎn)，另外架空線和電纜的接合點(diǎn)也被視作一個(gè)PQ 節(jié)點(diǎn)。由此線路被分割為6 段，共7 個(gè)節(jié)點(diǎn)。

供電系統(tǒng)單線圖如圖3 所示，首端節(jié)點(diǎn)即上級變電站為外部節(jié)點(diǎn)，電壓恒定，末端節(jié)點(diǎn)為用戶。通過仿真計(jì)算，得出修正前和修正后各節(jié)點(diǎn)的電壓如圖4 所示。

圖3 供電系統(tǒng)單線圖

圖4 35 kV 饋線上各節(jié)點(diǎn)電壓仿真計(jì)算值

從圖4 中可以看出，節(jié)點(diǎn)4（距離220 kV 變電站A 12 km）之后，開始出現(xiàn)低電壓。

2 無功優(yōu)化方案

2.1 電壓調(diào)整方法確定

為降低線路上的電壓降落，根據(jù)公式（6）可考慮降低線路阻抗或減小用戶的無功負(fù)荷。考慮到用戶線路為LGJ-240 和YJV-400 電纜組成的混合線路，LGJ-240 約占線路總長度90%，將LGJ-240 更換為LGJ-300 導(dǎo)線，LGJ-300 導(dǎo)線單位長度的電阻、電 抗 及對地電容分別為0.107 Ω／km、0.371 Ω／km、8.95 nF／km。從用戶就地?zé)o功補(bǔ)償角度，在保證原有4 Mvar 電容器投入的前提下，投入另一組6 Mvar 電容器。調(diào)閱用戶監(jiān)控系統(tǒng)歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)，兩組電容器實(shí)際可用容量約為標(biāo)稱容量的70%，故實(shí)際投入容量約為4.2 Mvar。兩種方案的仿真結(jié)果如表2 所示。

表2 兩種電壓調(diào)整方案仿真結(jié)果

由表2 可知，更換導(dǎo)線后用戶電壓仿真結(jié)果為35.20 kV，LGJ-300 本體造價(jià)為20 萬元／km，更換導(dǎo)線僅本體部分投資將高于200 萬元，所需費(fèi)用較高；而單純提高用戶補(bǔ)償容量，用戶4 Mvar 和6 Mvar 電容器同時(shí)投入，仿真電壓為35.31 kV，此時(shí)功率因數(shù)達(dá)到0.995，繼續(xù)在用戶站內(nèi)增大補(bǔ)償容量將導(dǎo)致用戶處過補(bǔ)償，同樣違背了無功電力分層分區(qū)、就地平衡的原則［2］。了解到用戶安全穩(wěn)定生產(chǎn)所需電壓為［35.7 kV，36.3 kV］，上述兩種方法均不能滿足用戶要求，故考慮在線路上進(jìn)行一定程度地并聯(lián)無功補(bǔ)償。線路并聯(lián)補(bǔ)償主要是把一定容量的高壓并聯(lián)電容器安裝在供電距離遠(yuǎn)、負(fù)荷重的架空線路上，補(bǔ)償線路上感性負(fù)載所消耗的無功功率和用戶變壓器的激磁無功損耗。中壓線路補(bǔ)償可以降低線路和上級變電站的傳輸電流，降低線路損耗［5］。中壓線路上無功補(bǔ)償裝置安裝地點(diǎn)的選擇應(yīng)根據(jù)負(fù)荷分布及線路長度，通過無功補(bǔ)償模擬效益分析加以確定，應(yīng)符合無功就地平衡原則，盡可能減少主干線上的無功電流?？梢詫㈦娙萜鬟m當(dāng)分組，根據(jù)負(fù)荷變化適當(dāng)投切部分或全部電容器，盡可能選用具有免維護(hù)動態(tài)連續(xù)調(diào)節(jié)功能的無功補(bǔ)償裝置，無條件的也可采用固定補(bǔ)償方式［5］。

2.2 線路無功補(bǔ)償容量優(yōu)化算法

對中壓配電網(wǎng)饋線進(jìn)行無功優(yōu)化計(jì)算，以饋線為對象，根據(jù)不同負(fù)荷情況，通常需要考慮最大負(fù)荷、一般負(fù)荷、最小負(fù)荷、指定負(fù)荷，通過目標(biāo)函數(shù)確定無功最佳補(bǔ)償點(diǎn)和補(bǔ)償容量。由于該用戶生產(chǎn)工況較為穩(wěn)定，故考慮一般負(fù)荷及最大負(fù)荷的無功容量優(yōu)化配置。

目標(biāo)函數(shù)的選取主要取決于優(yōu)化目標(biāo)，安裝無功補(bǔ)償設(shè)備的首要目標(biāo)是保證用戶電壓在35.7 kV以上，其次是降低系統(tǒng)損耗，目標(biāo)函數(shù)為

約束條件為

式中：A 為基建費(fèi)用，主要取決于電壓等級及設(shè)備類型，本文取12 萬元；B 為并聯(lián)電容器的單價(jià)，取50 元／kvar；Q 為無功補(bǔ)償設(shè)備容量；A＋BQc為線路無功補(bǔ)償?shù)耐顿Y費(fèi)用；Vn為第n 節(jié)點(diǎn)的電壓，計(jì)算中使用標(biāo)幺值。

線路無功補(bǔ)償優(yōu)化配置算法步驟如下。

步驟1：輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，包括用戶潮流，線路參數(shù)，線路首端節(jié)點(diǎn)電壓等數(shù)據(jù)。

步驟2：通過潮流計(jì)算，得到各節(jié)點(diǎn)電壓，選出可安裝并聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備的候選節(jié)點(diǎn)集合。

步驟3：依據(jù)候選節(jié)點(diǎn)集合，對每一個(gè)候選節(jié)點(diǎn)，計(jì)算為使用戶電壓滿足要求所需的最小補(bǔ)償容量，確定所有可能的補(bǔ)償方案。

步驟4：根據(jù)補(bǔ)償方案的經(jīng)濟(jì)性，選出最優(yōu)的補(bǔ)償方案。

由于負(fù)荷集中于線路末端，故選擇在靠近用戶的線路中后段安裝無功補(bǔ)償設(shè)備，根據(jù)圖3，選取節(jié)點(diǎn)3—節(jié)點(diǎn)5 作為候選節(jié)點(diǎn)。對于一般負(fù)荷，通過仿真計(jì)算，為使用戶電壓在35.7 kV 以上，在用戶兩組電容器全部投入的基礎(chǔ)上，在各候選節(jié)點(diǎn)需要的無功設(shè)備容量如表3 所示。節(jié)點(diǎn)3、節(jié)點(diǎn)4、節(jié)點(diǎn)5 分別需要安裝2 600 kvar、2 100 kvar、2 000 kvar 的無功補(bǔ)償設(shè)備，方可滿足用戶電壓要求。

表3 一般負(fù)荷無功補(bǔ)償方案比較

表3 中，方案4 通過在節(jié)點(diǎn)5 附近安裝2 Mvar的線路并聯(lián)電容器，補(bǔ)償前后各節(jié)點(diǎn)電壓如圖5 所示。所需安裝的無功補(bǔ)償容量最小，用戶電壓升至35.75 kV，一年可節(jié)約有功損耗93.7 萬kWh，以大工業(yè)用戶用電單價(jià)0.3 元／kWh 計(jì)算，約能減少成本28 萬元，方案4 所需費(fèi)用約為24.5 萬元，兩年內(nèi)可收回投資。

圖5 一般負(fù)荷補(bǔ)償前后節(jié)點(diǎn)電壓

對于最大負(fù)荷，選用用戶報(bào)裝的有功最大負(fù)荷36 MW，按功率因數(shù)為0.95 計(jì)算出最大無功負(fù)荷為11.8 Mvar，通過線路無功補(bǔ)償容量計(jì)算，得出需在線路和用戶高壓母線同時(shí)安裝7.5 Mvar 和5 Mvar 的并聯(lián)電容器，補(bǔ)償后用戶電壓為34.47 kV。補(bǔ)償前后各節(jié)點(diǎn)電壓如圖6 所示。考慮到用戶負(fù)荷長期穩(wěn)定于一般負(fù)荷，故暫不考慮根據(jù)最大負(fù)荷進(jìn)行無功補(bǔ)償。

圖6 最大負(fù)荷補(bǔ)償后各節(jié)點(diǎn)電壓

3 結(jié)語

通過分析某35 kV 大工業(yè)用戶低電壓的原因，提出了一種無功優(yōu)化配置方法，仿真計(jì)算結(jié)果證明了該方法可以在保障電壓質(zhì)量的同時(shí)降低線路損耗。

電網(wǎng)公司大用戶管理處要求用戶進(jìn)行就地?zé)o功補(bǔ)償，補(bǔ)償后功率因數(shù)達(dá)到0.90～0.95 以上。但是當(dāng)用戶負(fù)荷高峰時(shí)，依然會造成配電線路和上級變電站主變壓器產(chǎn)生較大的有功損耗及電壓損耗，因此除就地補(bǔ)償外，用戶應(yīng)在輸電線路進(jìn)行一定的無功補(bǔ)償。如果線路為用戶資產(chǎn)，則無功補(bǔ)償建設(shè)費(fèi)用應(yīng)由用戶承擔(dān)，如果配電線路為電網(wǎng)企業(yè)資產(chǎn)，則用戶及電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)各自承擔(dān)無功補(bǔ)償建設(shè)費(fèi)用的50%。目前電網(wǎng)公司對大工業(yè)用戶月平均功率因數(shù)獎(jiǎng)懲機(jī)制，功率因數(shù)高于0.9 則對用戶進(jìn)行獎(jiǎng)勵(lì)，低于0.9則懲罰，可考慮將高于0.9 的獎(jiǎng)勵(lì)部分優(yōu)先用于無功補(bǔ)償建設(shè)投資，在保障用戶電壓質(zhì)量的同時(shí)，優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，有效節(jié)能降耗。