在县级电网中开展经济调度工作的探讨＊

2010-12-23刘俊

湖州师范学院学报 2010年1期

关键词：安吉县经济运行损耗

刘俊

（湖州安吉县供电局,浙江安吉 313300）

在县级电网中开展经济调度工作的探讨＊

刘俊

（湖州安吉县供电局,浙江安吉 313300）

结合安吉电网的实际情况,分析电网经济调度工作中存在的问题,并通过采取一些可行的措施和方法,在确保电网安全可靠运行的前提下,利用现有资源使电网在最优的状态下经济运行,从而实现效益最大化.

县级电网;经济调度;经济运行

经济调度也称经济运行,就县级电网而言,即指在满足电网安全稳定、电力供需平衡的条件下,合理安排电网运行方式,力求电网损耗最小.随着两网改造工作的完成,近几年安吉县加快了主网建设,使得电网结构日趋完善.在目前的形势下,寻求一种更经济的运行方式,是企业追求的更高目标.

1 安吉电网现状

安吉县位于浙江省西北部山区,目前所辖220kV变电所1座、110kV变电所9座、35kV变电所10座,变电容量900.6MVA.安吉县境内小水电十分丰富,目前电网小水电装机容量47.14MW,另余热机组2台,装机容量6MW.

1.1 电网结构单一,供电半径大,负荷分配不均匀

安吉电网主要以220kV安吉变为电源支撑,逐步形成以110kV电压等级为主干网,10kV电压等级网络联络为基础的电网构架.近几年,先后投运110kV天目变、110kV良朋变、110kV云鸿变、110kV浦源变、110kV桃城变、110kV梅园变等输变电工程,原有35kV铜山变、老石坎变、安城变、递铺变等相继退出运行,供电能力有了极大的提高.但目前110kV及以下变电所均采用单母线、单母线分段或内桥接线方式,部分变电所单台主变运行,电网结构单一、电源点单一导致电网经济调度手段非常有限.由于安吉地处山区,主要负荷集中在县城周边平原,导致部分变电所在迎峰度夏期间出现超载现象.且县城工业园区发展速度较快,部分供电线路多次分流后,仍不能满足供电要求.而边远地区用电性质主要以农业生产、居民照明为主,负荷率低,且供电半径长,电能损耗大.

1.2 小水电站规模小,调节性能差

目前,安吉县境内小水电站共108座,总装机容量47.14MW,占电网最高负荷30%左右.其中有库容量水电站2座,装机容量8.9MW,其余主要以径流式小水电为主,且投入年限长,设备陈旧.除2座有库容量水电站外,其他径流电站均无调节能力,在丰水季节造成发电时段和出力随意,起不到调峰作用.特别是在负荷低谷时段,大量发电出力并网,使得电网负荷率降低,但调度没有很好的手段控制其并网发电,无法进行经济调度.

1.3 电容器无功补偿装置与电网实际需求不匹配

县级电网中由于用电结构是以农村用电负荷性质为主,昼夜峰谷差大,负荷率较低,坚持无功功率就地平衡的原则,及时调整电容器补偿量是电网经济优质运行的主要措施.安吉县变电站无功管理尽管实现AVQC自动控制,但目前仍存在以下几方面问题：一是220kV安吉变无功补偿未纳入全网统一控制,220kV变电站的电容器投切是否及时将影响县电网电压和无功水平;二是部分变电所单组电容器运行,容量不能满足负荷的季节特性;三是用户无功补偿不够,部分线路不能有效减少无功输送;四是发电厂无功调节能力差,影响无功的平衡;五是电网中无功补偿设备不合理.

1.4 短期负荷预测困难

目前安吉县电网内固定的用电大户少,县内工业以家庭作坊式的竹制品厂和轻工业较多,生产用电不稳定,且短期施工用电户较多,调度没有很好的渠道进行提前预测.加之雷雨季节小水电站并网发电随意,网内用电负荷有限,造成短期负荷预测率较低.

1.5 电网经济调度意识薄弱

目前安吉县调度专业人员主要是从事多年变电运行的人员或近年刚从事电力系统工作的新进职工,其电网经济调度意识薄弱.导致工作人员电网经济调度意识薄弱的原因主要有以下几方面：一是电网调度和运行人员将工作重心放在电网的安全稳定运行上,其电网经济调度水平不高,且认识不够;二是随着近几年电网建设的大力展开,调度员的日常工作十分繁重,加上县调人员编制少,导致县调对经济调度重视不够;三是变电站运行人员对设备的经济运行意识淡薄,且运行人员的流动性大,导致整体业务水平不高;四是县级电网运行管理相对滞后,导致一些电网的经济运行方案得不到及时执行.

2 安吉电网经济调度措施

2.1 确定合理的电网运行方式

合理的运行方式,是电网安全、可靠运行和经济运行的重要保证.我们通常所说的电网运行方式包括正常运行方式、检修运行方式和特殊时期（如迎峰度夏、防台防汛等）的特殊运行方式.在这些运行方式下,既要保证电网的安全、可靠运行,又要兼顾经济运行是一个复杂的问题.

（1）通过潮流计算,合理安排主电网运行方式.加强线损管理,减少线损电量,是实现电网经济运行的重要举措.随着电网建设的日趋完善,网络的复杂程度也随之增加,一个节点参数的变化就会引起众多相关节点参数的变化.传统的线损理论计算依靠人工,因计算工作量大,导致计算时间长,且计算误差大,因此调度运行人员一般采取估算或干脆凭运行经验进行运行方式的转换操作,这种转变运行方式不科学,造成网损增大.

在电网规划阶段,通过潮流计算,合理规划电源容量、接入点和网架,选择无功补偿方案,对电网在大、小方式下的潮流交换控制、调压能力进行预测;在编制年度运行方式时,选择典型方式进行潮流计算,从而发现电网的薄弱环节,供运行人员进行分析并采取对策,并对规划、基建部门提出改进网架结构的建议;检修及特殊运行方式下的潮流计算可用于日运行方式的编制,指令发电厂开停机方式,以及有功、无功功率的调整方案和负荷调整方案,满足线路、变压器热稳定要求及电压质量要求.众多实践证明,通过潮流计算不仅有利于年度检修及特殊运行方式的确定,还为电网经济运行方式提供了可靠的依据.

（2）通过短期负荷预测,合理安排配电网络运行方式.配电网经济运行是在保证配电网安全运行、满足供电量及供电质量的基础上,通过技术措施最大限度地降低供电线路有功损耗和无功消耗.目前,配电网络调整主要按季节操作,如迎峰度夏、国庆、春节期间配网方式调整等,而负荷是随时变化的,按季节调整对配电网的降损效果并不明显.随着配网自动化水平和通信技术的提高,根据负荷的实际情况调整网络结构,进行实时的网络调整势在必行.

短期负荷预测的目的是与配电网络经济运行相结合,计算在负荷预测结果下配电网络的新运行方式所产生的效益,并进行评估.通过评估结果,合理地选择配电网络联络点,然后通过设置分段点,合理地分配线路负荷,使线路及主变压器运行在最优状态.

2.2 合理安排主变压器在不同季节的经济运行方式

系统中变压器的台数多时,变压器的损耗电量将占全系统总线损的30%以上,因此降低变压器的损耗是电网经济运行的一个重要指标.目前县级调度机构对2台双绕组变压器,出于安全、稳定运行的目的,一般安排两种运行方式,对应着两条ΔP=f（S）有限长曲线.两条曲线之间的交点处总功率损耗相同,我们称相交点负荷为临界负荷Sij,即

式中 ∑P0i、∑P0j、∑PKi、∑PKj、∑Si、∑Sj分别是i、j两种方式下的变压器总空载损耗、总额定短路损耗和总额定容量.

不同的季节,因为负荷性质的不同,各台主变压器所承载的负荷有较大区别,特别是主供城区的变电所,在迎峰度夏期间所承受的空调负荷约在5万千瓦左右,因此针对不同的季节,要通过计算主变压器经济运行曲线,合理安排主变压器运行方式.

2.3 加强无功管理,做到就地平衡

在35 kV及以上输电网络中,变电站的无功设备由电力部门直接调度,可随时保证功率因数在合格范围内,但在10 kV配电网中,由于客户及小水电厂无功管理自觉性较差,仅靠电力部门对高压输配电网络的无功补偿是远远不够的.只有在低压配电网络中合理实施无功补偿,才能使电网运行在最优的经济状态.

对于无功补偿不足的线路,可以采取线路集中或分段补偿措施.由于线路损耗增加主要是无功导致线路电流增大的结果,所以在补偿时应尽量靠近负荷中心.线路上的负荷并不是集中在一点,因此宜采取分段梯级补偿.补偿容量的确定一般应按照电容补偿的优化运行方式进行选择和校验修正.

对于小水电线路,可以通过分季节取消水电机组功率因数考核值来实现.因为目前安吉县电网内小水电机组大多是上世纪90年的代机组,设备状况较差,在丰水期季节,小水电机组并网的90%以上调度无可靠的调节手段,导致线路有功、无功倒送现象十分严重.而并网线路往往是山区负荷相对较低的线路,只有取消小水电机组力率考核,在丰水期要求在机组运行允许的情况下尽可能多发有功,才可能最大限度地减少无功功率在线路上的传输.

针对变电站每个季节无功需求的变化,合理调整无功补偿容量,防止单台无功设备容量过大而导致无功倒送至上级变电站,同样是不可忽视的问题.

2.4 电网运行电压要合理

电网的运行电压对电网元件的空载损耗、负载损耗和电晕损耗均有影响,当负荷不变时,电压提高,与电压成反比的负载损耗将减少.在额定电压附近,当变压器的分接头位置不变时,电压提高,变压器的空载损耗将增加.在输电网中,负载损耗约占总损耗的80%左右,因此适当提高电网的电压水平可以降低线损.但在配电网络中,变压器的空载损耗占总损耗的40%～80%,特别是配电线路在深夜运行时,因负荷低,所以运行电压较高,造成空载损耗比例更大.农电线路在非排灌季节的情况更是如此.所以对于配电线路片面强调提高运行电压是不合理的,需有载调压与补偿电容器相配合,以收到更好的降损效果.