小水电引起配电网高电压问题的解决方案

2011-05-29王丽莉

浙江电力 2011年7期

王丽莉

（1.华北电力大学，北京 102206；2.淳安县供电局，浙江淳安 311700）

随着国家对绿色能源开发的扶持，近年来山区小水电建设力度不断加大，小水电装机容量增长快速，部分区域存在小水电装机容量小、布点密集的特点。小水电系统一般直接就近接入10 kV公用线路或35 kV变电所。

山区配电网调节能力普遍较薄弱，特别是在丰水期，小水电发出的电能无法就地平衡，部分小水电密集区域的高电压问题已严重影响了居民的生产生活用电，如近年来淳安地区已发生多起由于电压过高引起居民电器设备烧毁的案例，须尽快解决由于小水电接入而造成配电网的高电压问题。

1 高电压的形成原因

小水电引起高电压问题主要发生在丰水期，由于部分区域小水电开发较为集中，总装机容量较大，而水电资源丰富的区域一般经济都不发达，负荷密度小，丰水期小水电发出的电能无法就地进行平衡，引起线路末端电压升高。以淳安地区为例，主要有以下情况：

（1）小水电接入10 kV公用线，引起区域性10 kV线路负荷倒送。10 kV公用线往往是首端线径粗，末端线径细，而小水电一般接入10 kV公用线的末端。当枯水期时，线路能保证末端供电需求，当丰水期时，潮流发生变化，首末倒置，其末端线路线径便成为负荷输送瓶颈，从而导致高电压。

（2）小水电总装机容量较大时，会采取35 kV专线接入就近的35 kV变电所。当小水电的负荷无法在本变电所供电区域就地平衡时，负荷将向上级电源倒送，从而抬高了变电所的35 kV侧母线电压，造成整片区域高电压。

（3）小水电管理问题。小水电建设时，为获准接入10 kV公用线，有意将报装容量降低，而实际安装时则提高装机容量，而供电线路的接入设计余量不足，从而造成高电压。

小水电引起高电压问题涉及面广，采取单一调压手段已无法满足电压调整需求，需充分利用系统各级设备的调压裕度，充分利用新技术、新设备，克服单一调压方式的局限性，提高农网电压调控能力，改善供电质量。

2 10 kV线路中安装双向自动调压器

2.1 安装自动调压器的必要性

以淳安宋村区域10 kV东方172线为例，在线路中部和末端有水电站7座，总装机容量达到4 830 kW。据运行数据显示，枯水期小水电停运,线路末端电压根据压降计算只有8.167 kV左右，不能满足用户的用电质量需求。丰水期变电站出口电压为11.045 kV，线路上的小水电除了满足周边用户用电之外，还向主电网输送一部分电能，末端电压最高时超过12 kV，相应提出安装线路自动调压器的治理措施。

双向自动调压器能针对双向供电或多电源供电系统自动识别潮流方向，通过跟踪输入电压的变化，来自动调整三相有载分接开关的档位，在±20%的范围内对输入电压进行双向自动调节，保持输出电压稳定。

2.2 安装点和容量的选择

一般自动调压器安装在距线路首端1/2处或2/3处，可以使装置输出侧的电压质量得到保证。根据线路运行的实际情况，选取双向调压器安装点定为东方172线主干线57号杆前。安装位置如图1所示。

图1 东方172线自动调压器安装位置示意图

安装点之后的配变容量为1 775 kVA，发电机的容量为4 830 kVA，考虑到枯水期和丰水期时的最大容量，调压器的容量选择为4 000 kVA（调压器不能过载运行）。

2.3 调压范围的选择

枯水期时安装点的电压在8.8 kV左右，丰水期线路电压最高为12 kV左右，安装点处的电压约11.5 kV，此时需要降低调压器的二次侧输出端电压（调压器靠近变电站的一侧是一次侧，靠近水电站的为二次侧），小水电站出口电压即可相应降低，保证线路上的电压合格。综合考虑枯水期和丰水期的实际情况，调压器调节范围可选择为-15%～+15%。丰水期时，通过调节后调压器输出端最低可以调节至10 kV，因此调压器二次侧输出端的电压只需达到10 kV既可保证将电能向主网输送，小水电站又不必将电压升得很高，同时可保证沿线用户的电压合格。

2.4 特点和适用条件

此方案既能解决由于线路半径过长引起的低电压问题，又能解决小水电引起的高电压问题，同时相对于线路改造来说，投资较小、安装简单，可以解决区域性电压质量问题。但是采用自动调压器在解决高电压问题时，其二次侧电流要增大，需要对线路载流量进行计算，避免发生线路超载引起故障。

线路调压方式适用于小范围内小水电比较集中、装机总容量较大且区域内负荷倒送引起的高电压问题。其改造方案适用于供电半径较长（大于 15km），线径较细，功率因数大于0.9，暂无线路改造计划，或改造代价过大，短期内暂无资金实施35 kV变电站布点改造，末端配电台区低压用户枯水期电压偏低，丰水期电压高，采用变电站调压方式难以满足供电质量要求的10 kV线路。

方案实施前需对居民客户端电压情况进行详细监测和认真分析，研究确定调压器安装位置及容量。其次，在充分利用原有铁芯、夹件等器部件基础上，对变压器箱体、绕组线圈、变压器油进行适当改造和处理，加装有载分接开关后，将老旧的35 kV变压器或10 kV配电变压器改造为线路自耦调压器，开展设备的梯度利用，提高设备综合利用率。也可购置成套线路调压器，进行柱上安装，缩短建设周期。

3 变电所采用宽幅有载调压主变

3.1 更换主变的效果

变电所通过采用宽幅有载调压主变，增大变压器自身调压范围，克服传统主变调压范围无法满足电压调整需求的缺点，提升电压调控能力。

以淳安县临岐区域为例，由于临岐小水电资源丰富，采用35 kV专线接入就近的35 kV变电所的小水电1座，装机容量5 000 kW；采用10 kV公用线接入的小水电10座，总装机容量3 855 kW。据监控显示，丰水期35 kV临岐变负荷倒送达5 600 kW，变电站35 kV母线电压为39.217 kV，10 kV母线电压为11.273 kV，线路末端小水电低压侧电压500 V，临岐全范围电压质量都不能满足用户的用电质量需求。

临岐变原主变调压范围为32.375～37.625 kV，由于35 kV母线最高电压达到39.217 kV，超出了调压范围，需更换主变。选用了调压范围为32.375～41.125 kV的变压器，能满足当丰水期和枯水期电压档位调整需求，确保10 kV侧电压稳定，改造后临岐全区域的高电压问题得到解决。

3.2 实施建议

采用宽幅有载调压主变，适用于主变负荷倒送引起变电所母线的高电压，主变一次输入电压较高造成大范围低压用户电压偏高，无法满足首末端低压用户供电质量的问题。

此方案能解决大范围高电压问题，同时改造面小，只需更换主变即可，相对于线路改造来说，其投资较小，见效快。

在主变选择前要详细分析母线电压波动情况及变化规律，充分利用电压自动采集系统准确掌控电压最大波动范围，明确主变调压区间，并根据母线电压波动及时调整分接头，使二次侧输出电压处于合格范围。

4 转移小水电负荷

4.1 转移负荷后的效果

新建10 kV线路，将小水电密集区域内的小水电负荷集中转接入附近小水电较少的10 kV公用线，通过负荷转移就地平衡的方式，解决高电压问题。

以淳安县白马区域为例，由于该区域小水电非常密集，采用10 kV公用线接入的小水电有7座，总装机容量3 690 kW，而10 kV输电线路线径为LGJ-50导线。根据监控数据显示，丰水期时末端低压用户电压达到495 V，高电压问题严重。

通过分析小水电分布情况，新建1条10 kV线路，将其中1条10 kV支线（挂接了3座小水电，总装机容量2 160 kW）改接至距离最近的10 kV夏峰线（夏峰线离变电所10 km，距白马6 km，配变容量3 500 kVA，没有小水电挂接）。将白马区域3座小水电负荷改接入夏峰线进行负荷就地平衡，从而降低小水电出口电压。新建线路采用LGJ-120导线，提高线路输送能力。项目改造完成后，根据现场检测数据显示，在丰水期低压用户电压为405 V，改造效果非常好，解决了白马区域整体的高电压情况。同时通过负荷就地平衡，夏峰线用户的电压质量也有所提高，并降低了线路损耗。

4.2 实施建议

此方案通过负荷转移进行就地平衡，不仅能解决高电压问题，同时还能提高其他线路的电压质量，降低线损，在解决高电压的同时还能获得一定的经济效益。

采用转移小水电负荷解决高电压问题，适用于小水电分片布置，具备负荷转移条件的区域，同时转接入线路与小水电距离不能太远，负荷与小水电负荷要相匹配，能够实现负荷就地平衡。新建转接线路不能太长，距离不要超过10 km。

在实施前要充分论证负荷转移可行性，对转移线路通道进行勘查，确定具体转移的小水电范围。其次要对接入线路的负荷情况进行分析，确保负荷能就地平衡，避免引起另一条线路高电压。同时，要对改造工程进行经济性分析，在提升电压质量同时力求产生经济效益。

5 局部使用宽幅无载调压配电变压器

5.1 实施效果

采用宽幅无载调压配电变压器，增大配电变压器自身调压范围，克服传统配电变压器调压范围无法满足电压调整需的缺点，提升配电台区电压调控能力。

以淳安县唐村区域为例，由于该区域小水电非常密集，分布较广，有5座小水电，总装机容量6 100 kW，大部分小水电都接在1条10 kV线路上，而这条线路的公变非常少，只有3台，共568 kVA。监控数据显示，丰水期末端低压用户电压达到477 V。现场查勘后发现这些公变电压调节区间太小，无法满足调压需求，根据计算将配变更换为宽幅无载调压配变。更换配变后，丰水期只要调节变压器档位就能保证居民用户的电压质量。

5.2 实施建议

此方案能直接解决低压台区的高电压问题，同时投资小，只需更换配变，改造简单、见效快。但是由于小水电发电负荷由雨水量决定，其发电负荷波动较大，导致电压波动也较大，需要及时停电调节配变档位，影响用户供电可靠性，日常工作量较大。

适用于主要以小水电接入为主的10 kV线路，公变台区较少，配变一次输入电压较高，末端带高电压，采用常规±5%或±2×2.5%无载配电变压器调压，无法满足首低压用户供电质量的配电台区，可以一次性投资更换配变。

方案实施前，要详细分析配电台区所带负荷的特性及变化规律，充分利用配变综合参数监测终端或人工定期监测等手段，准确掌控配电台区电压的最大波动范围，选取定制宽幅无载调压配电变压器。根据配变一次侧电压输入和负荷波动的情况，及时调整分接头，使配变二次侧输出电压处于合格范围。同时应根据配变负荷变化的规律和特点，制定相关的管理制度和办法，及时调整配变分接头。

6 加强运行管理，改变无功功率进行调压

除了以上所述通过线路改造和设备更换进行调压的措施外，从管理上通过改变线路输送的无功功率也可以进行调压。

6.1 水电站改为进相运行

线路电压决定于线路输送无功功率的多少，无功过剩则电压升高，无功不足则电压降低。正常运行时，其负荷是呈感性的，所以水电站发电机吸收系统过剩的感性无功（或称发出容性的无功功率），使其运行在进相状态也是降低线路电压的措施之一。一般情况下，设计时已考虑了发电机的这种运行情况,允许发电机作短时的进相运行。但不同的发电机在作进相运行时可能表现出较大的差异。发电机进相运行后，发电机端部的漏磁比正常情况下有所增加，由此引起的损耗比滞相运行时还要大，故定子端部附近各金属部件温升会较高，容易发热，端部振动也会增加。进相运行时可将发电机超前的功率因数控制在1～0.85之间，并注意监视母线电压，保证其安全。小水电进相运行对发电机的要求较高，应该获得制造厂家允许或经过专门试验确定。

6.2 加强力率和无功考核

电网调度部门应每年下达小水电各时段的力率指标，严格考核小水电站。由于目前电力部门对小水电力率和无功考核是采取按月总量计算，这就使部分平时全发有功功率的小水电站为了完成月度无功考核任务，会在月底接近电费结算日的时段全发无功，这也会造成这一时段小水电多的线路电压偏高。因而加强力率和无功考核制度，改变考核办法，采用时段性力率指标，也能起到改善线路电压的作用。