富含小水电的10 kV公用线路电压质量问题分析及研究

2016-12-20邓渝生龚守书

小水电 2016年6期

关键词：小水电电抗器馈线

邓渝生，龚守书

(国网重庆市电力公司南川供电分公司，重庆市 408400)

富含小水电的10 kV公用线路电压质量问题分析及研究

邓渝生，龚守书

(国网重庆市电力公司南川供电分公司，重庆市 408400)

以南川小河片区小水电为实例，对富含小水电的典型馈线电压质量、潮流等情况进行了分析，并结合当地实际情况，经定性与定量比较后，提出采用水电站低压侧配置并联电抗器的方式来解决馈线电压偏高的问题。此外，在单点补偿方式下对部分典型馈线进行计算仿真，深入分析水电出力、馈线负荷和节点电压等相关数值间的变化规律；然后基于数值统计方法，初步给出并联电抗器容量配置区间，旨在为其他类似片区的无功配置提供量化参考。图13幅，表3个。

小水电站；配电网；无功电压；发荷比；补发比；数值分析；补偿区间

0 引言

在水力资源丰富的地区，小水电得到大力开发，不仅解决了当地电力供应不足的问题，在丰水期剩余的电量外送还带动了当地经济发展[1]。对于富含小水电的农村、山区配电网，由于自身网架存在线路供电半径偏长、线径偏小、设备陈旧和无功电压调节手段缺乏等薄弱环节，使得此类馈线电压呈季节性明显波动；普遍存在着供电质量差、供电可靠性较差、线路损失较大等问题[2_5]。

为了解决上述问题，越来越多的电力工作者开展了相关研究，并结合当地实际提出相应的无功电压调节方案[6_13]。本文结合重庆南川小河片区实例，根据电网技术发展和电网运行要求，研究并提出解决馈线电压质量问题的技术方案。在单点补偿方式下对4条典型馈线进行仿真，通过结果数值分析，分析了不同负荷水平、相同发电出力的条件下，水电出力、馈线负荷、节点电压、补偿量之间的关系。

1 小河片区配电网

重庆市南川小河片区属于D类供电分区，负荷以农村居民生活负荷为主。本文主要涉及10 kV凰头线、凰街线和金渡线，其基本信息及拓扑结构如下所示(见图1、表1)。

表1 小河片区4条10 kV线路基本信息

图1 小河片区典型馈线拓扑结构

2 小水电发电特性及并网影响

2.1 发电特性

统计10 kV凰头线*、凰狮线和凰街线并网水电站2015年12个月有功曲线，如下所示(见图2)。

图2 2015年10 kV馈线并网水电站月有功曲线

由图1可知，并网水电站有功出力大小呈季节性变化，5～7月、9～10月处于丰水期，并网电站有功出力较多；1～3月、11～12月处于枯水期，电站有功出力较少。

2.2 水电站并网对馈线电压的影响分析

2.2.1 典型馈线全年电压特性分析

10 kV凰头线首端功率与所属I母线电压及其曲线如下所示(见图3)。

图3 2015年10 kV凰头线出线侧电压曲线

由图3分析10 kV凰头线首端功率、电压变化情况以及两者之间的关联性：

(1)1～3月、12月降雨量和次数相对较小，且用电负荷较轻且变化平稳，加之有效的主变分接头调节和并联电容器投切等手段，线路电压满足规定要求。

(2)4～11月，受降雨及其随机性、用户负荷夏季出现峰值的影响，馈线首端功率呈现较大波动性，有功和无功数值均呈现正负交替特征。功率倒送严重时，由于缺乏电压调节手段，电压长期处于高位。

(3)7月中旬～8月末，降雨相对偏少，加之用户负荷较高，线路首端功率为正值且较大，施以主变分接头和并联电容器投切等手段，母线电压维持在10.3～10.4 kV之间。

2.2.2 典型日典型馈线功率与电压特性分析

2015年7月5日10 kV凰头线并网水电站出力、配变负荷与I母电压曲线如下所示(见图4、图5)。

图4 10 kV凰头线有功数值与I母线电压曲线

图5 10 kV凰头线无功数值及所属I母线电压关系曲线

由图4和图5可知：

(1)因馈线长度较长，且水电无功出力较大、配变无功负荷相对较小，导致水电无功功率长距离倒送至10 kV母线，馈线电压偏高。

(2)0～7 h、19～23 h两个时间段，配变无功负荷偏小，馈线首端无功倒送严重，I母电压超过10.7 kV；7～18 h，配变无功负荷增加，无功长距离传输容量相对减小；通过调整变电站主变分接头使I母电压恢复至合格范围。

2.2.3 典型馈线节点电压分布特征

10 kV凰头线仿真结果如下所示(见图6)。

图6 10 kV凰头线“丰小”方式仿真计算潮流分布

如图6所示，“丰小”方式并网水电站有功、无功较大，配变负荷较小，无法消纳水电站发电，功率向变电站侧倒送；水电站附近区域主干节点电压最高。

3 治理方案与结果分析

3.1 方案比较

结合南川小河片区实际调研情况，列出可能的几种调压方案，作定性比较。

(1)调节水电站功率因数。经实际走访调研，电站功率因数多在0.95左右运行，若进相运行深度需做实验确定，且较为复杂。考虑到效果改善情况和发电安全，此方案欠佳。

(2)调节水电站配变分接头档位。多数水电站高压侧配变分接头在中档或高档位运行；调低档位可能会导致水电站并网电压不够，无法有效送出电力。

(3)水电站配变低压侧补偿。补偿位置最佳，安全性较高，且单台电抗器价格较低。

(4)杆上高压并联电抗器补偿。高压并联电抗器单价较高，且易被盗窃。

(5) 多台公用配变低压侧补偿。单台价格较低，但补偿位置欠佳可能需要多点补偿，总体投资可能高于水电站低压侧补偿；缺乏长期看护而易被盗。

结合当地实际，主要选取并联电抗器补偿方式来解决丰水期馈线电压偏高的问题。

3.2 基于并联电抗器补偿的电压调节方案

“丰小”方式10 kV凰头线无功电压调节方案如下所示(见表2)。

表2 “丰水期小负荷”方式10 kV凰头线、调节方案

两种方案10 kV节点电压数值如下所示(见图7)。

图7 两种方案10 kV节点(主干)电压曲线

由图7可知，由于越限节点主要集中在小水电站附近，故选择小水电站附近为补偿点；且安装在有人值班的小水电站附近，能有效避免设备被盗，减少经济损失。

3.3 不同发荷比、节点电压与补偿容量之间的关联性分析

对10 kV凰头线*、10 kV凰街线、10 kV金隆线*和10 kV金隆线**仿真单点补偿方式下并联电抗器配置容量、配变负荷、水电发电相关数值，探讨不同负荷水平、相同发电出力的条件下，水电有功与配变有功比值、补偿前节点电压、补偿量三者之间的关系。

3.3.1 相关定义及仿真信息

(1)相关定义

①PP发荷比为水电站有功出力PG与配变有功负荷Pload的比值，QQ发荷比为水电站无功出力QG与配变无功负荷Qload的比值。

②QP补发比为并联电抗器补偿容量QL与水电站有功出力PG的比值，QQ补发比为并联电抗器补偿容量QL与水电站无功出力QG的比值。

(2)仿真信息

各馈线无功补偿与水电分布如下所示(见表3)。

(3)仿真步骤

①保持并网水电站发电功率不变，逐步减少上述4条馈线的配变负荷，模拟PP发荷比、QQ发荷比的增加。

②分别进行相应发荷比场景下并联电抗补偿前后的潮流计算。

③记录PP发荷比、QQ发荷比、并联电抗器配置容量QL和补偿前后节点电压，并计算QP补发比、QQ补发比。

表3 4条馈线仿真信息

3.3.2 数值变化特征分析

不同PP发荷比条件下10 kV凰头线*、凰街线、金隆线*和金隆**线相关数值变化曲线分别如下所示(见图8～图11)。

图8 10 kV凰头线*相关数值变化曲线

结合图8～图11，对4条馈线数值变化作如下分析：

(1)PP发荷比在1左右时，水电发电功率基本被馈线负荷消纳，馈线电压最高节点电压约10.7 kV，馈线全线电压基本合格，无需并联电抗补偿。

图9 10 kV凰街线相关数值变化曲线

图10 10 kV金隆线*相关数值变化曲线

图11 10 kV金隆**线相关数值变化曲线

(2)随着PP发荷比增加，4条馈线的补偿前节点电压在前期增长较快，后期趋缓，PP发荷比超过30之后电压几乎不变。如10 kV凰头线*，1.2≤PP发荷比≤8，金洋11#节点补偿前电压对PP发荷比变化敏感，电压快速增加，其配置并联电抗器QP补发比亦从0.2迅速增加至0.98；PP发荷比≥8，金洋11#节点补偿前电压变化趋缓，电压数值在11.8～11.9 kV之间，配置并联电抗器QP补发比在1～1.2之间。

3.3.3 基于数值特征的补偿容量估算

整理4条馈线的仿真数据，绘制QP补发比散点图，描述不同PP发荷比、节点补偿前电压与QP补发比的关系特征(见图12)。

图12 补偿前节点电压与补发比的变化特征曲线

由图12可知：

(1)一定的节点电压范围内，馈线QP补发比与补偿前节点电压变化呈一定规律特征。

(2)馈线QP补发比与节点补偿前电压变化关系的线性、多项式拟合曲线，拟合度R2在0.99以上。10 kV凰头线、10 kV金隆线**曲线类似，这是因为：两馈线线径LGJ—70，并网水电站距线路首端距离较远，多余发电功率远距离输送至35 kV凤凰山电站，导致沿线电压损耗较大。随着PP发荷比增加，节点电压最高可达到12 kV及以上，在该点并联电抗器QP补发比达到1.3左右。

(3)由于10 kV凰街线3座水电站距线路首端长度相对较短，发电功率最大的小河电站在馈线3.3 km处，末端水电站龙洞塘在8 km处；相对较少的多余发电功率短距离(相较于10 kV凰头线和10 kV金隆线**)传输至35 kV凤凰寺变电站，沿线电压损耗相对偏小；随着PP发荷比增加，龙洞塘站并网节点电压最高维持在10.9 kV左右。

因此，初步给出并联电抗器配置容量范围，如下所示(见图13)。

图13 并联电抗器配置容量区间

由图13可知，在全线电压最高的节点采用单点补偿方式时：

补偿前节点电压在10.75～11 kV之间时，QP补发比可选取为0.2～0.5，即高压并联电抗器容量可按0.2～0.5倍的水电有功进行配置；PP发荷比较高的馈线可选取较高的QP补发比进行补偿。

补偿前节点电压在11～11.5 kV之间时，QP补发比可选取为0.5～1.3，即高压并联电抗器容量可按0.5～1.3倍的水电有功进行配置；PP发荷比较高的馈线可选取较高的QP补发比进行补偿。

补偿前节点电压达到11.6 kV及以上后，QP补发比可选取为0.9～1.3，即高压并联电抗器容量可按0.9～1.3倍的水电有功进行配置。

4 结论

本文结合南川小河片区实例，研究并提出了解决馈线电压偏高问题的技术方案。在单点补偿方式下探讨了不同负荷水平、相同发电出力的条件下，水电有功与配变有功比值、补偿前节点电压、补偿量三者之间的关系。

相关馈线仿真结果的数值特征，可拓展应用于两个方向：第一个方向，本馈线全天多时段的无功/电压调节方案的确定；第二个方向，与该馈线拓扑结构、水电分布、发荷比等参数相似的其他馈线，在获知某馈线补偿前节点电压和发荷比的条件下，通过拟合公式或曲线初步估算单点补偿方式或水电站低压侧多点补偿下高压并联电抗器的配置容量。对于水电站配变低压侧分散补偿，可直接采用(QP补发比)*补偿点水电站功率来估算。

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