小水電引起配電網高電壓問題的解決方案

王麗莉

（1.華北電力大學，北京 102206；2.淳安縣供電局，浙江 淳安 311700）

隨著國家對綠色能源開發的扶持，近年來山區小水電建設力度不斷加大，小水電裝機容量增長快速，部分區域存在小水電裝機容量小、布點密集的特點。小水電系統一般直接就近接入10 kV公用線路或35 kV變電所。

山區配電網調節能力普遍較薄弱，特別是在豐水期，小水電發出的電能無法就地平衡，部分小水電密集區域的高電壓問題已嚴重影響了居民的生產生活用電，如近年來淳安地區已發生多起由于電壓過高引起居民電器設備燒毀的案例，須盡快解決由于小水電接入而造成配電網的高電壓問題。

1 高電壓的形成原因

小水電引起高電壓問題主要發生在豐水期，由于部分區域小水電開發較為集中，總裝機容量較大，而水電資源豐富的區域一般經濟都不發達，負荷密度小，豐水期小水電發出的電能無法就地進行平衡，引起線路末端電壓升高。以淳安地區為例，主要有以下情況：

（1）小水電接入10 kV公用線，引起區域性10 kV線路負荷倒送。10 kV公用線往往是首端線徑粗，末端線徑細，而小水電一般接入10 kV公用線的末端。當枯水期時，線路能保證末端供電需求，當豐水期時，潮流發生變化，首末倒置，其末端線路線徑便成為負荷輸送瓶頸，從而導致高電壓。

（2）小水電總裝機容量較大時，會采取35 kV專線接入就近的35 kV變電所。當小水電的負荷無法在本變電所供電區域就地平衡時，負荷將向上級電源倒送，從而抬高了變電所的35 kV側母線電壓，造成整片區域高電壓。

（3）小水電管理問題。小水電建設時，為獲準接入10 kV公用線，有意將報裝容量降低，而實際安裝時則提高裝機容量，而供電線路的接入設計余量不足，從而造成高電壓。

小水電引起高電壓問題涉及面廣，采取單一調壓手段已無法滿足電壓調整需求，需充分利用系統各級設備的調壓裕度，充分利用新技術、新設備，克服單一調壓方式的局限性，提高農網電壓調控能力，改善供電質量。

2 10 kV線路中安裝雙向自動調壓器

2.1 安裝自動調壓器的必要性

以淳安宋村區域10 kV東方172線為例，在線路中部和末端有水電站7座，總裝機容量達到4 830 kW。據運行數據顯示，枯水期小水電停運,線路末端電壓根據壓降計算只有8.167 kV左右，不能滿足用戶的用電質量需求。豐水期變電站出口電壓為11.045 kV，線路上的小水電除了滿足周邊用戶用電之外，還向主電網輸送一部分電能，末端電壓最高時超過12 kV，相應提出安裝線路自動調壓器的治理措施。

雙向自動調壓器能針對雙向供電或多電源供電系統自動識別潮流方向，通過跟蹤輸入電壓的變化，來自動調整三相有載分接開關的檔位，在±20%的范圍內對輸入電壓進行雙向自動調節，保持輸出電壓穩定。

2.2 安裝點和容量的選擇

一般自動調壓器安裝在距線路首端1/2處或2/3處，可以使裝置輸出側的電壓質量得到保證。根據線路運行的實際情況，選取雙向調壓器安裝點定為東方172線主干線57號桿前。安裝位置如圖1所示。

圖1 東方172線自動調壓器安裝位置示意圖

安裝點之后的配變容量為1 775 kVA，發電機的容量為4 830 kVA，考慮到枯水期和豐水期時的最大容量，調壓器的容量選擇為4 000 kVA（調壓器不能過載運行）。

2.3 調壓范圍的選擇

枯水期時安裝點的電壓在8.8 kV左右，豐水期線路電壓最高為12 kV左右，安裝點處的電壓約11.5 kV，此時需要降低調壓器的二次側輸出端電壓（調壓器靠近變電站的一側是一次側，靠近水電站的為二次側），小水電站出口電壓即可相應降低，保證線路上的電壓合格。綜合考慮枯水期和豐水期的實際情況，調壓器調節范圍可選擇為-15%～+15%。豐水期時，通過調節后調壓器輸出端最低可以調節至10 kV，因此調壓器二次側輸出端的電壓只需達到10 kV既可保證將電能向主網輸送，小水電站又不必將電壓升得很高，同時可保證沿線用戶的電壓合格。

2.4 特點和適用條件

此方案既能解決由于線路半徑過長引起的低電壓問題，又能解決小水電引起的高電壓問題，同時相對于線路改造來說，投資較小、安裝簡單，可以解決區域性電壓質量問題。但是采用自動調壓器在解決高電壓問題時，其二次側電流要增大，需要對線路載流量進行計算，避免發生線路超載引起故障。

線路調壓方式適用于小范圍內小水電比較集中、裝機總容量較大且區域內負荷倒送引起的高電壓問題。其改造方案適用于供電半徑較長（大于 15km），線徑較細，功率因數大于0.9，暫無線路改造計劃，或改造代價過大，短期內暫無資金實施35 kV變電站布點改造，末端配電臺區低壓用戶枯水期電壓偏低，豐水期電壓高，采用變電站調壓方式難以滿足供電質量要求的10 kV線路。

方案實施前需對居民客戶端電壓情況進行詳細監測和認真分析，研究確定調壓器安裝位置及容量。其次，在充分利用原有鐵芯、夾件等器部件基礎上，對變壓器箱體、繞組線圈、變壓器油進行適當改造和處理，加裝有載分接開關后，將老舊的35 kV變壓器或10 kV配電變壓器改造為線路自耦調壓器，開展設備的梯度利用，提高設備綜合利用率。也可購置成套線路調壓器，進行柱上安裝，縮短建設周期。

3 變電所采用寬幅有載調壓主變

3.1 更換主變的效果

變電所通過采用寬幅有載調壓主變，增大變壓器自身調壓范圍，克服傳統主變調壓范圍無法滿足電壓調整需求的缺點，提升電壓調控能力。

以淳安縣臨岐區域為例，由于臨岐小水電資源豐富，采用35 kV專線接入就近的35 kV變電所的小水電1座，裝機容量5 000 kW；采用10 kV公用線接入的小水電10座，總裝機容量3 855 kW。據監控顯示，豐水期35 kV臨岐變負荷倒送達5 600 kW，變電站35 kV母線電壓為39.217 kV，10 kV母線電壓為11.273 kV，線路末端小水電低壓側電壓500 V，臨岐全范圍電壓質量都不能滿足用戶的用電質量需求。

臨岐變原主變調壓范圍為32.375～37.625 kV，由于35 kV母線最高電壓達到39.217 kV，超出了調壓范圍，需更換主變。選用了調壓范圍為32.375～41.125 kV的變壓器，能滿足當豐水期和枯水期電壓檔位調整需求，確保10 kV側電壓穩定，改造后臨岐全區域的高電壓問題得到解決。

3.2 實施建議

采用寬幅有載調壓主變，適用于主變負荷倒送引起變電所母線的高電壓，主變一次輸入電壓較高造成大范圍低壓用戶電壓偏高，無法滿足首末端低壓用戶供電質量的問題。

此方案能解決大范圍高電壓問題，同時改造面小，只需更換主變即可，相對于線路改造來說，其投資較小，見效快。

在主變選擇前要詳細分析母線電壓波動情況及變化規律，充分利用電壓自動采集系統準確掌控電壓最大波動范圍，明確主變調壓區間，并根據母線電壓波動及時調整分接頭，使二次側輸出電壓處于合格范圍。

4 轉移小水電負荷

4.1 轉移負荷后的效果

新建10 kV線路，將小水電密集區域內的小水電負荷集中轉接入附近小水電較少的10 kV公用線，通過負荷轉移就地平衡的方式，解決高電壓問題。

以淳安縣白馬區域為例，由于該區域小水電非常密集，采用10 kV公用線接入的小水電有7座，總裝機容量3 690 kW，而10 kV輸電線路線徑為LGJ-50導線。根據監控數據顯示，豐水期時末端低壓用戶電壓達到495 V，高電壓問題嚴重。

通過分析小水電分布情況，新建1條10 kV線路，將其中1條10 kV支線（掛接了3座小水電，總裝機容量2 160 kW）改接至距離最近的10 kV夏峰線（夏峰線離變電所10 km，距白馬6 km，配變容量3 500 kVA，沒有小水電掛接）。將白馬區域3座小水電負荷改接入夏峰線進行負荷就地平衡，從而降低小水電出口電壓。新建線路采用LGJ-120導線，提高線路輸送能力。項目改造完成后，根據現場檢測數據顯示，在豐水期低壓用戶電壓為405 V，改造效果非常好，解決了白馬區域整體的高電壓情況。同時通過負荷就地平衡，夏峰線用戶的電壓質量也有所提高，并降低了線路損耗。

4.2 實施建議

此方案通過負荷轉移進行就地平衡，不僅能解決高電壓問題，同時還能提高其他線路的電壓質量，降低線損，在解決高電壓的同時還能獲得一定的經濟效益。

采用轉移小水電負荷解決高電壓問題，適用于小水電分片布置，具備負荷轉移條件的區域，同時轉接入線路與小水電距離不能太遠，負荷與小水電負荷要相匹配，能夠實現負荷就地平衡。新建轉接線路不能太長，距離不要超過10 km。

在實施前要充分論證負荷轉移可行性，對轉移線路通道進行勘查，確定具體轉移的小水電范圍。其次要對接入線路的負荷情況進行分析，確保負荷能就地平衡，避免引起另一條線路高電壓。同時，要對改造工程進行經濟性分析，在提升電壓質量同時力求產生經濟效益。

5 局部使用寬幅無載調壓配電變壓器

5.1 實施效果

采用寬幅無載調壓配電變壓器，增大配電變壓器自身調壓范圍，克服傳統配電變壓器調壓范圍無法滿足電壓調整需的缺點，提升配電臺區電壓調控能力。

以淳安縣唐村區域為例，由于該區域小水電非常密集，分布較廣，有5座小水電，總裝機容量6 100 kW，大部分小水電都接在1條10 kV線路上，而這條線路的公變非常少，只有3臺，共568 kVA。監控數據顯示，豐水期末端低壓用戶電壓達到477 V。現場查勘后發現這些公變電壓調節區間太小，無法滿足調壓需求，根據計算將配變更換為寬幅無載調壓配變。更換配變后，豐水期只要調節變壓器檔位就能保證居民用戶的電壓質量。

5.2 實施建議

此方案能直接解決低壓臺區的高電壓問題，同時投資小，只需更換配變，改造簡單、見效快。但是由于小水電發電負荷由雨水量決定，其發電負荷波動較大，導致電壓波動也較大，需要及時停電調節配變檔位，影響用戶供電可靠性，日常工作量較大。

適用于主要以小水電接入為主的10 kV線路，公變臺區較少，配變一次輸入電壓較高，末端帶高電壓，采用常規±5%或±2×2.5%無載配電變壓器調壓，無法滿足首低壓用戶供電質量的配電臺區，可以一次性投資更換配變。

方案實施前，要詳細分析配電臺區所帶負荷的特性及變化規律，充分利用配變綜合參數監測終端或人工定期監測等手段，準確掌控配電臺區電壓的最大波動范圍，選取定制寬幅無載調壓配電變壓器。根據配變一次側電壓輸入和負荷波動的情況，及時調整分接頭，使配變二次側輸出電壓處于合格范圍。同時應根據配變負荷變化的規律和特點，制定相關的管理制度和辦法，及時調整配變分接頭。

6 加強運行管理，改變無功功率進行調壓

除了以上所述通過線路改造和設備更換進行調壓的措施外，從管理上通過改變線路輸送的無功功率也可以進行調壓。

6.1 水電站改為進相運行

線路電壓決定于線路輸送無功功率的多少，無功過剩則電壓升高，無功不足則電壓降低。正常運行時，其負荷是呈感性的，所以水電站發電機吸收系統過剩的感性無功（或稱發出容性的無功功率），使其運行在進相狀態也是降低線路電壓的措施之一。一般情況下，設計時已考慮了發電機的這種運行情況,允許發電機作短時的進相運行。但不同的發電機在作進相運行時可能表現出較大的差異。發電機進相運行后，發電機端部的漏磁比正常情況下有所增加，由此引起的損耗比滯相運行時還要大，故定子端部附近各金屬部件溫升會較高，容易發熱，端部振動也會增加。進相運行時可將發電機超前的功率因數控制在1～0.85之間，并注意監視母線電壓，保證其安全。小水電進相運行對發電機的要求較高，應該獲得制造廠家允許或經過專門試驗確定。

6.2 加強力率和無功考核

電網調度部門應每年下達小水電各時段的力率指標，嚴格考核小水電站。由于目前電力部門對小水電力率和無功考核是采取按月總量計算，這就使部分平時全發有功功率的小水電站為了完成月度無功考核任務，會在月底接近電費結算日的時段全發無功，這也會造成這一時段小水電多的線路電壓偏高。因而加強力率和無功考核制度，改變考核辦法，采用時段性力率指標，也能起到改善線路電壓的作用。

6.3 加強對電壓質量考核

目前電力部門在簽訂《小水電并網經濟合同》時，往往忽略對電壓質量考核，造成對其考核缺乏依據。所以在簽訂合同時，對容易引起高電壓問題的小水電站，應重點突出電壓質量的考核，將電壓質量和經濟效益掛鉤，讓小水電的業主在電站運行時關注電壓指標，確保電能質量。

7 結語

小水電引起配電網高電壓問題的因素較多，需要認真分析其關鍵所在，綜合考慮各方面的原因，才能采取有針對性的措施，從而有效地解決高電壓問題。

[1]潘龍德.電氣運行[M].北京：中國電力出版社，2002.

[2]白耀鵬.小水電接入電網對系統運行影響的研究[D].北京：北京交通大學論文集，2010.