西部10KV长线路新型中压串联补偿的可行性研究

王焕

【摘 要】在西部地区，由于地广人稀，电力负荷比较分散，乡村10KV供电线路普遍超过供电半径， 末端的电压普遍存在偏低问题，为了提高供电质量，开展开发研制一套适合于西部10KV长线路的新型中压串联补偿装置来提高电压质量是必然需求。同时也是提升供电可靠性和经济性的一种最优选择。通过对线路供电参数分析、数学建模、确定补偿方案、试点开展特征线路的应用，对于推广和部署新型串联补偿装置具有现实意义。

【关键词】10KV 长线路 新型 串联补偿

1 前言

我国西部、内蒙、西北和东北的大部地区人口密度都比较小，电力负荷比较分散，10kV农村电网供电半径过大负荷末端的电压质量问题普遍存在。开发研制一套适合于西部10KV长线路的新型中压串联补偿装置，对于我国西部、内蒙、西北和东北大部地区10kV配电网的电压质量问题都具有非常重要的意义。

2 项目研究内容

由于负荷分散，西部地区10kV配电网供电半径长，负荷端供电电压质量不合格的问题比较普遍，某供电局所属的农村电网电压质量问题更加突出。以该局10kV**线为例，重负荷集中在主干线124#杆附近，实测10kV侧只有8.7kV，供电电压偏差达-13%。已经远远超出GB/T 12325关于10kV电网供电电压质量标准。通过对10kV线路系统参数及线路主要干线的潮流分布和关键节点电压进行现场调查，建立数学模型并进行静态和动态分析，拟定10KV长线路串联补偿现场进行可行性研究。

3 项目的可行性研究

2015年10月，该局组织相关部门的专家和领导进行了首次技术沟通，并完成线路系统参数、最大负荷及运行方式等资料的收集，确定该线路在装的配电变压器171台，配变总容量为14.874MVA。

3.1 对10kV**线供电质量现状的分析

10KV**线所带负荷如图1所示。重负荷集中在124#杆附近，实测配电变压器低压侧电压只有345V，折算到10kV侧只有8.7kV，供电电压偏差达-13%。已经远远超出GB/T 12325关于10kV电网供电母线电压偏差不超过±7%的质量标准，已经严重影响了工业企业电力设备和民用电器设备的正常运行。

这个实测数据并不一定是最大负荷时的最严重情况。如果按照在装负荷投入50%推算，10kV主干线124#处的电压将低到8.86kV，计入配电变压器和低压线路压降之后，低压负荷短的电压可能不足300V。更为严重的是，主干线末端385#杆处的电压只有7.94kV，不仅工业设备很难运行，民用的日光灯都可能无法启辉。

3.2 对补偿方案的分析

6～35kV中压电网常用并联电容补偿的办法提高电压质量，但10kV农村配电网负荷分散，加上并联补偿还存在调节和控制等问题，很难实施集中的并联补偿。而且进一步分析发现， 10Kv**线线路压降是造成电压质量问题的主要原因，解决电压质量问题的方案也必须从10kV线路入手。

如果采用在线路中间串联自耦调压器的办法，需要有载开关频繁操作，存在可靠性和运行寿命的问题，而且仅3000kVA的自耦调压器就需投资150万元。

采用缩短10kV线路供电半径的办法，投资更大。在该地区再建一条20km的10kV主干线需要投资280万元。

从运行维护、施工方便、工程造价等方面分析，只有研究开发新型中压串联电压补偿装置，才是解决固原南郊变10kV中河114线电压质量问题的根本途径。

3.3 补偿地点的选择

按照负荷率50%推算出各区段线路压降的结果如表1。

分析表1可知，变电站至88#杆的线路压降已经达到1.291kV，如果补偿装置设在88#杆之后，则补偿后88#杆附近的的电压质量仍然超标，尽管在112#杆与115#杆之间征地、施工都比较方便，但技术上不可行；如果补偿装置设在57#杆之前，则为了照顾主干线末端的电压质量要求，补偿装置至88#杆之间将出现运行电压偏高的情况。为此，初步确定串补装置设在88#杆与87#杆之间。现场勘察结果发现，图1中的88#杆只是等效负荷分支点，而实际负荷分支点是在90#杆和86#杆处。由补偿原理可知，被等效到88#杆的负荷电流必须流过补偿装置才能体现出预期的补偿效果，因此补偿装置必须改设在86#杆之前。综合考虑补偿效果、少占耕地和施工方便等因素，最后确定补偿装置设在82#杆和83#杆之间。

3.4 补偿指标的确定

按照2011年该线路最大负荷电流272.59A，负荷率为31.74%，折算到装置安装处的最大负荷为3421.889kVA，對应的最大电流为197.56A。考虑预留适当的余量，补偿装置的额定工作电流确定为225A。综合考虑主干线电压分布的合理性并经过多个方案的技术分析，确定补偿容抗为6.0979Ω；补偿电容器正常运行电压为1.372kV，按照串补电容器在24小时内允许1.3倍过负荷连续运行8小时折算，装置最大允许工作电流为292.5A，折算到南郊变114中河线的电流为403.58A，预留发展空间48%。保持南郊变10kV母线电压为10.5kV不变，该线路流过现有最大负荷电流272.59A时的补偿效果列于表2。

3.5 实施串联补偿的技术关键

为能解决影响中压电网实施串联补偿的结构复杂、造价昂贵等瓶颈问题，必须突破以下技术关键：

（1）必须解决简单结构、降低电容器参数问题，以实现三相一体化、占地少、造价低的目标。

（2）必须实现三相短路和两相短路时短路电流的快速识别并策划实用而又可操作的控制算法。

（3）必须落实电网运行电压信号的在线采集和新型中压串联电压补偿系统工作电源的现地解决方案。

（4）必须处理好氧化锌阀片的动态均能问题。

3.6 新型中压串联补偿系统的研究与开发已经具备的条件

（1）经过20多年在发电机转子灭磁、过电压保护器、大容量快速开关和消弧消谐柜等产品中的大量运行实践，相关设备制造公司已经对氧化锌组件的制造、质量控制和现场应用等方面积累了丰富的经验，技术上已相当成熟，工艺上已相当精细，产品已相当成熟。

（2）采用具有自主知识产权的快速涡流驱动机构研制的快速真空断路器，其合闸时间可以控制在12ms左右，分闸时间以能缩短到2ms以内。快速真空断路器2005年投放市场以来，已经在开关式消弧柜、可恢复式大容量快速开关等产品上获得大量应用，产品已相当可靠，技术已相当成熟。

（3）短路故障的快速检测和控制技术早在2000年就已经在大容量快速开关上获得应用，经过十年来的运行考验，技术上的成熟性和产品的可靠性无需怀疑。

（4）利用电容分压直接为大容量快速开关取得工作电源，已经多年前在电网挂网运行，效果很好，取得了成功的经验。值得借鉴的是，利用2只电磁式电压互感器既可以实现运行电压的在线监测，又可以提供新型串联补偿系统的工作电源。