西部10KV長線路新型中壓串聯補償的可行性研究

王煥

【摘 要】在西部地區，由于地廣人稀，電力負荷比較分散，鄉村10KV供電線路普遍超過供電半徑， 末端的電壓普遍存在偏低問題，為了提高供電質量，開展開發研制一套適合于西部10KV長線路的新型中壓串聯補償裝置來提高電壓質量是必然需求。同時也是提升供電可靠性和經濟性的一種最優選擇。通過對線路供電參數分析、數學建模、確定補償方案、試點開展特征線路的應用，對于推廣和部署新型串聯補償裝置具有現實意義。

【關鍵詞】10KV 長線路 新型 串聯補償

1 前言

我國西部、內蒙、西北和東北的大部地區人口密度都比較小，電力負荷比較分散，10kV農村電網供電半徑過大負荷末端的電壓質量問題普遍存在。開發研制一套適合于西部10KV長線路的新型中壓串聯補償裝置，對于我國西部、內蒙、西北和東北大部地區10kV配電網的電壓質量問題都具有非常重要的意義。

2 項目研究內容

由于負荷分散，西部地區10kV配電網供電半徑長，負荷端供電電壓質量不合格的問題比較普遍，某供電局所屬的農村電網電壓質量問題更加突出。以該局10kV**線為例，重負荷集中在主干線124#桿附近，實測10kV側只有8.7kV，供電電壓偏差達-13%。已經遠遠超出GB/T 12325關于10kV電網供電電壓質量標準。通過對10kV線路系統參數及線路主要干線的潮流分布和關鍵節點電壓進行現場調查，建立數學模型并進行靜態和動態分析，擬定10KV長線路串聯補償現場進行可行性研究。

3 項目的可行性研究

2015年10月，該局組織相關部門的專家和領導進行了首次技術溝通，并完成線路系統參數、最大負荷及運行方式等資料的收集，確定該線路在裝的配電變壓器171臺，配變總容量為14.874MVA。

3.1 對10kV**線供電質量現狀的分析

10KV**線所帶負荷如圖1所示。重負荷集中在124#桿附近，實測配電變壓器低壓側電壓只有345V，折算到10kV側只有8.7kV，供電電壓偏差達-13%。已經遠遠超出GB/T 12325關于10kV電網供電母線電壓偏差不超過±7%的質量標準，已經嚴重影響了工業企業電力設備和民用電器設備的正常運行。

這個實測數據并不一定是最大負荷時的最嚴重情況。如果按照在裝負荷投入50%推算，10kV主干線124#處的電壓將低到8.86kV，計入配電變壓器和低壓線路壓降之后，低壓負荷短的電壓可能不足300V。更為嚴重的是，主干線末端385#桿處的電壓只有7.94kV，不僅工業設備很難運行，民用的日光燈都可能無法啟輝。

3.2 對補償方案的分析

6～35kV中壓電網常用并聯電容補償的辦法提高電壓質量，但10kV農村配電網負荷分散，加上并聯補償還存在調節和控制等問題，很難實施集中的并聯補償。而且進一步分析發現， 10Kv**線線路壓降是造成電壓質量問題的主要原因，解決電壓質量問題的方案也必須從10kV線路入手。

如果采用在線路中間串聯自耦調壓器的辦法，需要有載開關頻繁操作，存在可靠性和運行壽命的問題，而且僅3000kVA的自耦調壓器就需投資150萬元。

采用縮短10kV線路供電半徑的辦法，投資更大。在該地區再建一條20km的10kV主干線需要投資280萬元。

從運行維護、施工方便、工程造價等方面分析，只有研究開發新型中壓串聯電壓補償裝置，才是解決固原南郊變10kV中河114線電壓質量問題的根本途徑。

3.3 補償地點的選擇

按照負荷率50%推算出各區段線路壓降的結果如表1。

分析表1可知，變電站至88#桿的線路壓降已經達到1.291kV，如果補償裝置設在88#桿之后，則補償后88#桿附近的的電壓質量仍然超標，盡管在112#桿與115#桿之間征地、施工都比較方便，但技術上不可行；如果補償裝置設在57#桿之前，則為了照顧主干線末端的電壓質量要求，補償裝置至88#桿之間將出現運行電壓偏高的情況。為此，初步確定串補裝置設在88#桿與87#桿之間。現場勘察結果發現，圖1中的88#桿只是等效負荷分支點，而實際負荷分支點是在90#桿和86#桿處。由補償原理可知，被等效到88#桿的負荷電流必須流過補償裝置才能體現出預期的補償效果，因此補償裝置必須改設在86#桿之前。綜合考慮補償效果、少占耕地和施工方便等因素，最后確定補償裝置設在82#桿和83#桿之間。

3.4 補償指標的確定

按照2011年該線路最大負荷電流272.59A，負荷率為31.74%，折算到裝置安裝處的最大負荷為3421.889kVA，對應的最大電流為197.56A。考慮預留適當的余量，補償裝置的額定工作電流確定為225A。綜合考慮主干線電壓分布的合理性并經過多個方案的技術分析，確定補償容抗為6.0979Ω；補償電容器正常運行電壓為1.372kV，按照串補電容器在24小時內允許1.3倍過負荷連續運行8小時折算，裝置最大允許工作電流為292.5A，折算到南郊變114中河線的電流為403.58A，預留發展空間48%。保持南郊變10kV母線電壓為10.5kV不變，該線路流過現有最大負荷電流272.59A時的補償效果列于表2。

3.5 實施串聯補償的技術關鍵

為能解決影響中壓電網實施串聯補償的結構復雜、造價昂貴等瓶頸問題，必須突破以下技術關鍵：

（1）必須解決簡單結構、降低電容器參數問題，以實現三相一體化、占地少、造價低的目標。

（2）必須實現三相短路和兩相短路時短路電流的快速識別并策劃實用而又可操作的控制算法。

（3）必須落實電網運行電壓信號的在線采集和新型中壓串聯電壓補償系統工作電源的現地解決方案。

（4）必須處理好氧化鋅閥片的動態均能問題。

3.6 新型中壓串聯補償系統的研究與開發已經具備的條件

（1）經過20多年在發電機轉子滅磁、過電壓保護器、大容量快速開關和消弧消諧柜等產品中的大量運行實踐，相關設備制造公司已經對氧化鋅組件的制造、質量控制和現場應用等方面積累了豐富的經驗，技術上已相當成熟，工藝上已相當精細，產品已相當成熟。

（2）采用具有自主知識產權的快速渦流驅動機構研制的快速真空斷路器，其合閘時間可以控制在12ms左右，分閘時間以能縮短到2ms以內?？焖僬婵諗嗦菲?005年投放市場以來，已經在開關式消弧柜、可恢復式大容量快速開關等產品上獲得大量應用，產品已相當可靠，技術已相當成熟。

（3）短路故障的快速檢測和控制技術早在2000年就已經在大容量快速開關上獲得應用，經過十年來的運行考驗，技術上的成熟性和產品的可靠性無需懷疑。

（4）利用電容分壓直接為大容量快速開關取得工作電源，已經多年前在電網掛網運行，效果很好，取得了成功的經驗。值得借鑒的是，利用2只電磁式電壓互感器既可以實現運行電壓的在線監測，又可以提供新型串聯補償系統的工作電源。