鄧渝生，龔守書

(國網重慶市電力公司南川供電分公司，重慶市 408400)

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富含小水電的10 kV公用線路電壓質量問題分析及研究

鄧渝生，龔守書

(國網重慶市電力公司南川供電分公司，重慶市 408400)

以南川小河片區(qū)小水電為實例，對富含小水電的典型饋線電壓質量、潮流等情況進行了分析，并結合當?shù)貙嶋H情況，經定性與定量比較后，提出采用水電站低壓側配置并聯(lián)電抗器的方式來解決饋線電壓偏高的問題。此外，在單點補償方式下對部分典型饋線進行計算仿真，深入分析水電出力、饋線負荷和節(jié)點電壓等相關數(shù)值間的變化規(guī)律；然后基于數(shù)值統(tǒng)計方法，初步給出并聯(lián)電抗器容量配置區(qū)間，旨在為其他類似片區(qū)的無功配置提供量化參考。圖13幅，表3個。

小水電站；配電網；無功電壓；發(fā)荷比；補發(fā)比；數(shù)值分析；補償區(qū)間

0 引 言

在水力資源豐富的地區(qū)，小水電得到大力開發(fā)，不僅解決了當?shù)仉娏蛔愕膯栴}，在豐水期剩余的電量外送還帶動了當?shù)亟洕l(fā)展[1]。對于富含小水電的農村、山區(qū)配電網，由于自身網架存在線路供電半徑偏長、線徑偏小、設備陳舊和無功電壓調節(jié)手段缺乏等薄弱環(huán)節(jié)，使得此類饋線電壓呈季節(jié)性明顯波動；普遍存在著供電質量差、供電可靠性較差、線路損失較大等問題[2_5]。

為了解決上述問題，越來越多的電力工作者開展了相關研究，并結合當?shù)貙嶋H提出相應的無功電壓調節(jié)方案[6_13]。本文結合重慶南川小河片區(qū)實例，根據(jù)電網技術發(fā)展和電網運行要求，研究并提出解決饋線電壓質量問題的技術方案。在單點補償方式下對4條典型饋線進行仿真，通過結果數(shù)值分析，分析了不同負荷水平、相同發(fā)電出力的條件下，水電出力、饋線負荷、節(jié)點電壓、補償量之間的關系。

1 小河片區(qū)配電網

重慶市南川小河片區(qū)屬于D類供電分區(qū)，負荷以農村居民生活負荷為主。本文主要涉及10 kV凰頭線、凰街線和金渡線，其基本信息及拓撲結構如下所示(見圖1、表1)。

表1 小河片區(qū)4條10 kV線路基本信息

圖1 小河片區(qū)典型饋線拓撲結構

2 小水電發(fā)電特性及并網影響

2.1 發(fā)電特性

統(tǒng)計10 kV凰頭線*、凰獅線和凰街線并網水電站2015年12個月有功曲線，如下所示(見圖2)。

圖2 2015年10 kV饋線并網水電站月有功曲線

由圖1可知，并網水電站有功出力大小呈季節(jié)性變化，5～7月、9～10月處于豐水期，并網電站有功出力較多；1～3月、11～12月處于枯水期，電站有功出力較少。

2.2 水電站并網對饋線電壓的影響分析

2.2.1 典型饋線全年電壓特性分析

10 kV凰頭線首端功率與所屬I母線電壓及其曲線如下所示(見圖3)。

圖3 2015年10 kV凰頭線出線側電壓曲線

由圖3分析10 kV凰頭線首端功率、電壓變化情況以及兩者之間的關聯(lián)性：

(1)1～3月、12月降雨量和次數(shù)相對較小，且用電負荷較輕且變化平穩(wěn)，加之有效的主變分接頭調節(jié)和并聯(lián)電容器投切等手段，線路電壓滿足規(guī)定要求。

(2)4～11月，受降雨及其隨機性、用戶負荷夏季出現(xiàn)峰值的影響，饋線首端功率呈現(xiàn)較大波動性，有功和無功數(shù)值均呈現(xiàn)正負交替特征。功率倒送嚴重時，由于缺乏電壓調節(jié)手段，電壓長期處于高位。

(3)7月中旬～8月末，降雨相對偏少，加之用戶負荷較高，線路首端功率為正值且較大，施以主變分接頭和并聯(lián)電容器投切等手段，母線電壓維持在10.3～10.4 kV之間。

2.2.2 典型日典型饋線功率與電壓特性分析

2015年7月5日10 kV凰頭線并網水電站出力、配變負荷與I母電壓曲線如下所示(見圖4、圖5)。

圖4 10 kV凰頭線有功數(shù)值與I母線電壓曲線

圖5 10 kV凰頭線無功數(shù)值及所屬I母線電壓關系曲線

由圖4和圖5可知：

(1)因饋線長度較長，且水電無功出力較大、配變無功負荷相對較小，導致水電無功功率長距離倒送至10 kV母線，饋線電壓偏高。

(2)0～7 h、19～23 h兩個時間段，配變無功負荷偏小，饋線首端無功倒送嚴重，I母電壓超過10.7 kV；7～18 h，配變無功負荷增加，無功長距離傳輸容量相對減??；通過調整變電站主變分接頭使I母電壓恢復至合格范圍。

2.2.3 典型饋線節(jié)點電壓分布特征

10 kV凰頭線仿真結果如下所示(見圖6)。

圖6 10 kV凰頭線“豐小”方式仿真計算潮流分布

如圖6所示，“豐小”方式并網水電站有功、無功較大，配變負荷較小，無法消納水電站發(fā)電，功率向變電站側倒送；水電站附近區(qū)域主干節(jié)點電壓最高。

3 治理方案與結果分析

3.1 方案比較

結合南川小河片區(qū)實際調研情況，列出可能的幾種調壓方案，作定性比較。

(1)調節(jié)水電站功率因數(shù)。經實際走訪調研，電站功率因數(shù)多在0.95左右運行，若進相運行深度需做實驗確定，且較為復雜?？紤]到效果改善情況和發(fā)電安全，此方案欠佳。

(2)調節(jié)水電站配變分接頭檔位。多數(shù)水電站高壓側配變分接頭在中檔或高檔位運行；調低檔位可能會導致水電站并網電壓不夠，無法有效送出電力。

(3)水電站配變低壓側補償。補償位置最佳，安全性較高，且單臺電抗器價格較低。

(4)桿上高壓并聯(lián)電抗器補償。高壓并聯(lián)電抗器單價較高，且易被盜竊。

(5) 多臺公用配變低壓側補償。單臺價格較低，但補償位置欠佳可能需要多點補償，總體投資可能高于水電站低壓側補償；缺乏長期看護而易被盜。

結合當?shù)貙嶋H，主要選取并聯(lián)電抗器補償方式來解決豐水期饋線電壓偏高的問題。

3.2 基于并聯(lián)電抗器補償?shù)碾妷赫{節(jié)方案

“豐小”方式10 kV凰頭線無功電壓調節(jié)方案如下所示(見表2)。

表2 “豐水期小負荷”方式10 kV凰頭線、調節(jié)方案

兩種方案10 kV節(jié)點電壓數(shù)值如下所示(見圖7)。

圖7 兩種方案10 kV節(jié)點(主干)電壓曲線

由圖7可知，由于越限節(jié)點主要集中在小水電站附近，故選擇小水電站附近為補償點；且安裝在有人值班的小水電站附近，能有效避免設備被盜，減少經濟損失。

3.3 不同發(fā)荷比、節(jié)點電壓與補償容量之間的關聯(lián)性分析

對10 kV凰頭線*、10 kV凰街線、10 kV金隆線*和10 kV金隆線**仿真單點補償方式下并聯(lián)電抗器配置容量、配變負荷、水電發(fā)電相關數(shù)值，探討不同負荷水平、相同發(fā)電出力的條件下，水電有功與配變有功比值、補償前節(jié)點電壓、補償量三者之間的關系。

3.3.1 相關定義及仿真信息

(1)相關定義

①PP發(fā)荷比為水電站有功出力PG與配變有功負荷Pload的比值，QQ發(fā)荷比為水電站無功出力QG與配變無功負荷Qload的比值。

②QP補發(fā)比為并聯(lián)電抗器補償容量QL與水電站有功出力PG的比值，QQ補發(fā)比為并聯(lián)電抗器補償容量QL與水電站無功出力QG的比值。

(2)仿真信息

各饋線無功補償與水電分布如下所示(見表3)。

(3)仿真步驟

①保持并網水電站發(fā)電功率不變，逐步減少上述4條饋線的配變負荷，模擬PP發(fā)荷比、QQ發(fā)荷比的增加。

②分別進行相應發(fā)荷比場景下并聯(lián)電抗補償前后的潮流計算。

③記錄PP發(fā)荷比、QQ發(fā)荷比、并聯(lián)電抗器配置容量QL和補償前后節(jié)點電壓，并計算QP補發(fā)比、QQ補發(fā)比。

表3 4條饋線仿真信息

3.3.2 數(shù)值變化特征分析

不同PP發(fā)荷比條件下10 kV凰頭線*、凰街線、金隆線*和金隆**線相關數(shù)值變化曲線分別如下所示(見圖8～圖11)。

圖8 10 kV凰頭線*相關數(shù)值變化曲線

結合圖8～圖11，對4條饋線數(shù)值變化作如下分析：

(1)PP發(fā)荷比在1左右時，水電發(fā)電功率基本被饋線負荷消納，饋線電壓最高節(jié)點電壓約10.7 kV，饋線全線電壓基本合格，無需并聯(lián)電抗補償。

圖9 10 kV凰街線相關數(shù)值變化曲線

圖10 10 kV金隆線*相關數(shù)值變化曲線

圖11 10 kV金隆**線相關數(shù)值變化曲線

(2)隨著PP發(fā)荷比增加，4條饋線的補償前節(jié)點電壓在前期增長較快，后期趨緩，PP發(fā)荷比超過30之后電壓幾乎不變。如10 kV凰頭線*，1.2≤PP發(fā)荷比≤8，金洋11#節(jié)點補償前電壓對PP發(fā)荷比變化敏感，電壓快速增加，其配置并聯(lián)電抗器QP補發(fā)比亦從0.2迅速增加至0.98；PP發(fā)荷比≥8，金洋11#節(jié)點補償前電壓變化趨緩，電壓數(shù)值在11.8～11.9 kV之間，配置并聯(lián)電抗器QP補發(fā)比在1～1.2之間。

3.3.3 基于數(shù)值特征的補償容量估算

整理4條饋線的仿真數(shù)據(jù)，繪制QP補發(fā)比散點圖，描述不同PP發(fā)荷比、節(jié)點補償前電壓與QP補發(fā)比的關系特征(見圖12)。

圖12 補償前節(jié)點電壓與補發(fā)比的變化特征曲線

由圖12可知：

(1)一定的節(jié)點電壓范圍內，饋線QP補發(fā)比與補償前節(jié)點電壓變化呈一定規(guī)律特征。

(2)饋線QP補發(fā)比與節(jié)點補償前電壓變化關系的線性、多項式擬合曲線，擬合度R2在0.99以上。10 kV凰頭線、10 kV金隆線**曲線類似，這是因為：兩饋線線徑LGJ—70，并網水電站距線路首端距離較遠，多余發(fā)電功率遠距離輸送至35 kV鳳凰山電站，導致沿線電壓損耗較大。隨著PP發(fā)荷比增加，節(jié)點電壓最高可達到12 kV及以上，在該點并聯(lián)電抗器QP補發(fā)比達到1.3左右。

(3)由于10 kV凰街線3座水電站距線路首端長度相對較短，發(fā)電功率最大的小河電站在饋線3.3 km處，末端水電站龍洞塘在8 km處；相對較少的多余發(fā)電功率短距離(相較于10 kV凰頭線和10 kV金隆線**)傳輸至35 kV鳳凰寺變電站，沿線電壓損耗相對偏??；隨著PP發(fā)荷比增加，龍洞塘站并網節(jié)點電壓最高維持在10.9 kV左右。

因此，初步給出并聯(lián)電抗器配置容量范圍，如下所示(見圖13)。

圖13 并聯(lián)電抗器配置容量區(qū)間

由圖13可知，在全線電壓最高的節(jié)點采用單點補償方式時：

補償前節(jié)點電壓在10.75～11 kV之間時，QP補發(fā)比可選取為0.2～0.5，即高壓并聯(lián)電抗器容量可按0.2～0.5倍的水電有功進行配置；PP發(fā)荷比較高的饋線可選取較高的QP補發(fā)比進行補償。

補償前節(jié)點電壓在11～11.5 kV之間時，QP補發(fā)比可選取為0.5～1.3，即高壓并聯(lián)電抗器容量可按0.5～1.3倍的水電有功進行配置；PP發(fā)荷比較高的饋線可選取較高的QP補發(fā)比進行補償。

補償前節(jié)點電壓達到11.6 kV及以上后，QP補發(fā)比可選取為0.9～1.3，即高壓并聯(lián)電抗器容量可按0.9～1.3倍的水電有功進行配置。

4 結 論

本文結合南川小河片區(qū)實例，研究并提出了解決饋線電壓偏高問題的技術方案。在單點補償方式下探討了不同負荷水平、相同發(fā)電出力的條件下，水電有功與配變有功比值、補償前節(jié)點電壓、補償量三者之間的關系。

相關饋線仿真結果的數(shù)值特征，可拓展應用于兩個方向：第一個方向，本饋線全天多時段的無功/電壓調節(jié)方案的確定；第二個方向，與該饋線拓撲結構、水電分布、發(fā)荷比等參數(shù)相似的其他饋線，在獲知某饋線補償前節(jié)點電壓和發(fā)荷比的條件下，通過擬合公式或曲線初步估算單點補償方式或水電站低壓側多點補償下高壓并聯(lián)電抗器的配置容量。對于水電站配變低壓側分散補償，可直接采用(QP補發(fā)比)*補償點水電站功率來估算。

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責任編輯 吳 昊

2016-09-09

鄧渝生(1960-)，男，高級工程師，主要從事配電網研究與管理工作。 E_mail：wang6527@163.com