高耗能企业电压偏低原因分析及改进措施

郭 杉，吴文博，潘大志，贾俊青，张一帆

（1.内蒙古电力科学研究院，内蒙古 呼和浩特 010020；2.阿拉善电业局，内蒙古 阿拉善 750306；3.内蒙古电力集团有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

目前，在地区电网中，普遍存在大工业用户集中并网的情况，依据产品性质可将大工业用户分为化工企业、矿产加工、大数据及云计算企业。大工业用户具有24 h 不间断生产、负荷波动小的特点，不仅在生产期间从电网吸收大量有功及无功功率，还在启停过程中对电网造成较大冲击，引发稳态及暂态的电压波动问题。根据GB／T 12325—2008 《电能质量 供电电压偏差》中对公用电网的电压偏差限值相关规定，35 kV 及以上供电电压正负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%［1］。如何保障用户电压质量是电网企业始终面临的问题。

以某35 kV 大负荷化工用户为例，在综合考虑可能导致低电压的各方面因素的基础上，对电压调整和无功补偿方式及容量进行深入研究，提出一种无功补偿优化算法。利用PYTHON 程序设计语言编写潮流计算及无功优化仿真程序，仿真结果验证了所提无功优化方法进行线路及就地无功补偿的合理性。

1 供电低电压成因及电压调整方法

1.1 低电压问题描述

某35 kV 大工业用户的供电方案如图1 所示，用户共有两条高压母线，由220 kV 变电站A 和变电站B 联合供电，Ⅰ段母线由变电站B 出线RX3 作为主电源，变电站A 出线RX1 作为备用电源；Ⅱ段母线由变电站A 出线RX2 作为主电源，变电站B 出线RX4 线作为备用电源。用户现有2 组容量分别为4 Mvar、6 Mvar 的并联电容器。A 变电站35 kV 母线电压为37.5 kV，Ⅱ段母线最低电压33.5 kV，投入电容器后升高至34.6 kV，由于电压仍低于35 kV，用户申请将变电站B 的RX3 线和RX4 线作为主供电线路，变电站A 的RX1 线和RX2 线改为备用供电线路。用户Ⅰ段、Ⅱ段母线正常工作电压为35 kV，允许的电压上、下限偏差分别为-3%和+7%，则用户供电电压区间应为［33.95 kV，37.45 kV］。分析2019-06-28—2019-07-01 的运行数据，平均电压为34.3 kV，最低电压约为34.1 kV，大部分时间电压接近下限值，供电电压长期偏低，不仅影响产品质量，还在一定程度增大线路和设备有功损耗，对企业的安全生产和经济效益产生负面影响。

图1 用户供电方案示意

考虑到变电站B 已经接带多个大负荷用户，该用户正常工作时，有功负荷约20 MW，最大负荷45 MW，接带该用户将增加变电站B 主变压器过载的风险，因而需从其他途径解决低电压问题。

1.2 低电压原因分析

线路等值电路及电压降落相量关系如图2 所示，根据欧姆定律的向量形式，线路首端电压和末端电压存在关系如式（1）所示。

图2 线路等值电路及电压降

式中：φ2为末端功率因数角。假设末端功率为

则用功率表示电压降落的纵分量和横分量为：

用户更关注供电电压的有效值，故将线路两端的电压有效值之差称为电压损耗，即

当首端和末端电压间的相角差较小时，可以忽略电压降落横分量对电压损耗的影响，将电压降落的纵分量视作电压损耗，即

根据式（6）可知，线路电压损耗由2 部分组成：一部分是由有功电能产生，另一部分是无功电能。用户平均有功和无功负荷分别为20.46 MW 和6.26 Mvar，根据表1 的线路出厂参数，线路R 和X 分别为1.99 Ω和5.42 Ω，PR／（QX）约为1.20，由此可以得出，线路有功负荷较无功负荷造成的电压降落更大。

表1 不同型号35 kV 导线出厂参数

根据DL／T 5725—2015《35 kV 及以下电力用户变电所建设规范》中相关要求［2］，无功电力应分层分区、就地平衡，电力用户在高峰负荷时的功率因数应达到下列规定：“容量在100 kVA 及以上、供电电压在10 kV 及以上的电力用户，功率因数不低于0.95；其他电力用户和大、中型电力排灌站，功率因数不低于0.9；农业用电，功率因数不低于0.85。”该用户月平均功率因数为0.956，满足相关要求，说明即使大工业用户做到无功电力就地平衡，负荷高峰时段，仍有可能造成明显的电压降落。

1.3 常用供电电压调整方法

电力系统电压调整是一个系统性工程，根据电网的实际情况可以有多种实现方法，如改变变压器变比、加装线路调压器、安装并联或串联电容器等方式。不同的调压方法具有不同的适用范围，一般需要几种调压方案组合，对调压方式进行优化配置［3］，才能保证电网电压和用户供电电压在允许的偏差范围之内。

为确定电压调整方案，必须建立精确的供电系统模型，需要对系统中部分配变电元件的参数加以修正，然后通过潮流仿真计算，验证模型的准确性。由于用户为受端系统，只涉及单向潮流，本文选用针对馈线潮流的BIBC-BCBV 潮流算法［4］，与其他算法相比，该算法在保证精度的前提下，迭代次数更少，能够更快收敛。用户的潮流数据由用户监控系统得到，线路参数使用表1 的出厂数据，送端变电站数据由调度系统获取。Ⅱ段母线月平均有功、无功及功率因数分别为20.46 MW、6.26 Mvar、0.95。进线平均线电压、平均线电流分别为34.48 kV、358.26 A。通过潮流仿真计算得出用户电压为35.39 kV，高于实际值34.48 kV，存在较大的仿真误差。考虑到该地区化工企业多，空气质量差，空气中粉尘等颗粒物较多，对架空线阻抗有一定影响，故将架空线等效电阻修正为出厂参数的110%，修正后得出用户电压为34.65 kV，误差约为0.5%，仿真精度在可接受的范围内。另外，为了掌握线路电压具体分布，在计算中将馈线分段，每间隔3 km 设置为一个无负荷的PQ 节点，另外架空线和电缆的接合点也被视作一个PQ 节点。由此线路被分割为6 段，共7 个节点。

供电系统单线图如图3 所示，首端节点即上级变电站为外部节点，电压恒定，末端节点为用户。通过仿真计算，得出修正前和修正后各节点的电压如图4 所示。

图3 供电系统单线图

图4 35 kV 馈线上各节点电压仿真计算值

从图4 中可以看出，节点4（距离220 kV 变电站A 12 km）之后，开始出现低电压。

2 无功优化方案

2.1 电压调整方法确定

为降低线路上的电压降落，根据公式（6）可考虑降低线路阻抗或减小用户的无功负荷。考虑到用户线路为LGJ-240 和YJV-400 电缆组成的混合线路，LGJ-240 约占线路总长度90%，将LGJ-240 更换为LGJ-300 导线，LGJ-300 导线单位长度的电阻、电 抗 及对地电容分别为0.107 Ω／km、0.371 Ω／km、8.95 nF／km。从用户就地无功补偿角度，在保证原有4 Mvar 电容器投入的前提下，投入另一组6 Mvar 电容器。调阅用户监控系统历史运行数据，两组电容器实际可用容量约为标称容量的70%，故实际投入容量约为4.2 Mvar。两种方案的仿真结果如表2 所示。

表2 两种电压调整方案仿真结果

由表2 可知，更换导线后用户电压仿真结果为35.20 kV，LGJ-300 本体造价为20 万元／km，更换导线仅本体部分投资将高于200 万元，所需费用较高；而单纯提高用户补偿容量，用户4 Mvar 和6 Mvar 电容器同时投入，仿真电压为35.31 kV，此时功率因数达到0.995，继续在用户站内增大补偿容量将导致用户处过补偿，同样违背了无功电力分层分区、就地平衡的原则［2］。了解到用户安全稳定生产所需电压为［35.7 kV，36.3 kV］，上述两种方法均不能满足用户要求，故考虑在线路上进行一定程度地并联无功补偿。线路并联补偿主要是把一定容量的高压并联电容器安装在供电距离远、负荷重的架空线路上，补偿线路上感性负载所消耗的无功功率和用户变压器的激磁无功损耗。中压线路补偿可以降低线路和上级变电站的传输电流，降低线路损耗［5］。中压线路上无功补偿装置安装地点的选择应根据负荷分布及线路长度，通过无功补偿模拟效益分析加以确定，应符合无功就地平衡原则，尽可能减少主干线上的无功电流。可以将电容器适当分组，根据负荷变化适当投切部分或全部电容器，尽可能选用具有免维护动态连续调节功能的无功补偿装置，无条件的也可采用固定补偿方式［5］。

2.2 线路无功补偿容量优化算法

对中压配电网馈线进行无功优化计算，以馈线为对象，根据不同负荷情况，通常需要考虑最大负荷、一般负荷、最小负荷、指定负荷，通过目标函数确定无功最佳补偿点和补偿容量。由于该用户生产工况较为稳定，故考虑一般负荷及最大负荷的无功容量优化配置。

目标函数的选取主要取决于优化目标，安装无功补偿设备的首要目标是保证用户电压在35.7 kV以上，其次是降低系统损耗，目标函数为

约束条件为

式中：A 为基建费用，主要取决于电压等级及设备类型，本文取12 万元；B 为并联电容器的单价，取50 元／kvar；Q 为无功补偿设备容量；A＋BQc为线路无功补偿的投资费用；Vn为第n 节点的电压，计算中使用标幺值。

线路无功补偿优化配置算法步骤如下。

步骤1：输入基础数据，包括用户潮流，线路参数，线路首端节点电压等数据。

步骤2：通过潮流计算，得到各节点电压，选出可安装并联补偿设备的候选节点集合。

步骤3：依据候选节点集合，对每一个候选节点，计算为使用户电压满足要求所需的最小补偿容量，确定所有可能的补偿方案。

步骤4：根据补偿方案的经济性，选出最优的补偿方案。

由于负荷集中于线路末端，故选择在靠近用户的线路中后段安装无功补偿设备，根据图3，选取节点3—节点5 作为候选节点。对于一般负荷，通过仿真计算，为使用户电压在35.7 kV 以上，在用户两组电容器全部投入的基础上，在各候选节点需要的无功设备容量如表3 所示。节点3、节点4、节点5 分别需要安装2 600 kvar、2 100 kvar、2 000 kvar 的无功补偿设备，方可满足用户电压要求。

表3 一般负荷无功补偿方案比较

表3 中，方案4 通过在节点5 附近安装2 Mvar的线路并联电容器，补偿前后各节点电压如图5 所示。所需安装的无功补偿容量最小，用户电压升至35.75 kV，一年可节约有功损耗93.7 万kWh，以大工业用户用电单价0.3 元／kWh 计算，约能减少成本28 万元，方案4 所需费用约为24.5 万元，两年内可收回投资。

图5 一般负荷补偿前后节点电压

对于最大负荷，选用用户报装的有功最大负荷36 MW，按功率因数为0.95 计算出最大无功负荷为11.8 Mvar，通过线路无功补偿容量计算，得出需在线路和用户高压母线同时安装7.5 Mvar 和5 Mvar 的并联电容器，补偿后用户电压为34.47 kV。补偿前后各节点电压如图6 所示。考虑到用户负荷长期稳定于一般负荷，故暂不考虑根据最大负荷进行无功补偿。

图6 最大负荷补偿后各节点电压

3 结语

通过分析某35 kV 大工业用户低电压的原因，提出了一种无功优化配置方法，仿真计算结果证明了该方法可以在保障电压质量的同时降低线路损耗。

电网公司大用户管理处要求用户进行就地无功补偿，补偿后功率因数达到0.90～0.95 以上。但是当用户负荷高峰时，依然会造成配电线路和上级变电站主变压器产生较大的有功损耗及电压损耗，因此除就地补偿外，用户应在输电线路进行一定的无功补偿。如果线路为用户资产，则无功补偿建设费用应由用户承担，如果配电线路为电网企业资产，则用户及电网企业应各自承担无功补偿建设费用的50%。目前电网公司对大工业用户月平均功率因数奖惩机制，功率因数高于0.9 则对用户进行奖励，低于0.9则惩罚，可考虑将高于0.9 的奖励部分优先用于无功补偿建设投资，在保障用户电压质量的同时，优化电网结构，有效节能降耗。