計及小水電的配電網電壓調節策略研究

梁雅莉，秦科源，郁嬌山，雷亞斌，劉海鵬

(1.國網甘肅省電力公司，蘭州 730030；2.北京科東電力控制系統有限責任公司，北京 100192；3.國網甘肅省電力公司白銀供電公司,甘肅 白銀 730600；4.國網天津市電力公司，天津 300000)

在我國南方地區小水電大規模的接入農村配電網，由于小水電自身調節能力差，其大規模的接入直接影響到配電網的電能質量、潮流分布及無功電壓[1]。同時，小水電的發電量受季節影響突出，在枯水期負荷較大時，由于小水電發電量少或不發電，造成配電網末端電壓偏低甚至低于電壓下限值；而在豐水期負荷較小時，由于小水電的滿負荷運行改變了系統潮流方向，導致線路末端電壓升高甚至高于電壓上限值[2]。因此，研究含小水電的配電網電壓越限問題具有很強的工程應用價值。

目前，針對含小水配電網電壓越限問題，國內外專家學者提出的調壓措施主要有調壓器調壓[3]、并聯補償裝置[4,5]，無功補償優化[6-8]，勵磁改造[9]，改變機組電壓勵磁的控制[10-12]，開發電網電壓優化軟件等方面[13]。這些研究主要集中在某一方面缺少在實際工程應用環境下對各個調壓方案的對比和應用研究。文章采用PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件搭建小水電以串行形式接入的配電網線路，分析小水電在不同運行方式下對電網電壓的影響及相應調壓措施，結合茂名地區新華線10 kV配電網的實際工程環境，全面的對比研究各調壓方案在實際工程環境中的可行性。

1 含小水電配電網仿真模型的搭建

1.1 小水電模型的搭建

小水電模型是仿真系統建模的核心，主要包括電機、調速器、電壓調節器及勵磁系統4部分。在PSCAD環境下搭建的小水電模型如圖1所示。勵磁系統采用IEEEAC8B建模，系統包含一個帶旋轉鎮流器的獨立交流發電機，為發電機提供直流電源。電壓調節器以發電機的實際電壓Vt和參考電壓Vref的差值作為輸入值經過PID調節后為勵磁機提供電流，以保證端電壓的穩定。調速器為一個PI控制器模塊，隨著負荷功率的變化，以發動機的實際轉速ω和設計轉速ωref的差值作為輸入來調節機械轉矩的大小。

圖1 小水電發電機組PSCAD仿真模型

1.2 配電網模型的搭建

為分析含小水電線路的電壓特性在PSCAD/EMTDC環境下建立9節點的配電網等效模型如圖2所示。其中線路采用Bergeron型模型，小水電以裝機容量0.8 MW接入8號節點。

圖2 含小水電的9節點配電網PSCAD模型

電網基本參數為：①線路型號為LGJ-70，節點之間的間距為 3.5 km；②各母線基準電壓設置為10 kV，平衡節點的母線電壓標準值大小為1.05；③每個負荷節點的容量為150 kVA。

2 含小水電線路調壓策略仿真分析

2.1 豐水期小負荷調壓策略

小水電運行在豐水期時，設定電網中負荷為配電變壓器容量的1/10，功率因數 0.9(滯后)，小水電滿發運行上網功率因數為1。仿真得到豐水期線路各節點電壓見圖3。

圖3 豐水期小負荷各方案調壓結果

由圖3中可知，當小水電運行在豐水期且線路處于輕載狀況時，只有節點1和 2 的電壓在規定范圍內，其余節點電壓均越出電壓上限。小水電的接入節點電壓達到 11.34 kV，遠遠超出10.7 kV電壓上限。針對線路末端電壓過高的問題，制定3種調壓方案得到調壓如表1所示。通過仿真計算得到各個方案下電壓的變化情況如圖3。

表1 豐水期小負荷調壓方案

仿真結果表明：

(1)當接入并聯電抗器后線路中所有節點均恢復到正常范圍內，基本消除了電壓越限的情況。

(2)當線路型號改為 LGJ-95 后，一定程度上緩解了電壓越上限的問題，但4節點后面的節點電壓還處于偏高狀態，不滿足電壓規定的范圍；當線路型號變為 LGJ-120 后，電壓降幅比較明顯，線路中前四個節點的電壓均在電壓上限范圍內，雖然后面節點仍處于越限狀況，但所有節點的越限幅度也限制在 0.3 kV以內，因此更換橫截面較大的線路對電壓優化效果比較明顯。但是，由于更換電纜的成本較高，施工難度較大，改變電纜線徑的方法電纜很少應用在在實際的工程改造中。

(3)改變機組進相運行后，調壓效果非常明顯，線路上有一半節點電壓已達到規定范圍內，但線路后面的電壓仍處于越限狀態。

結合實際的工程應用情況，并入電抗器的成本和效果較好。

2.2 枯水期大負荷調壓策略

枯水期大負荷時，小水電發電量很少甚至不發電，小水電的輸出功率遠小于當地負荷功率。設定電網滿負荷運行，功率因數 0.9(滯后)，小水電以滿發的1/10功率接入配電網中，功率因數為 0.9(滯后)。仿真得到枯水期各節點的電壓如表2所示，節點5以后的節點電壓都已經低于最低標準值9.3 kV。針對末端電壓越限的問題，如表2所示采用3種調壓方法提高線路末端電壓，得到仿真結果如圖4所示。

表2 枯水期大負荷調壓方案

圖4 枯水期各方案調壓結果

仿真結果表明：

(1)并聯電容器調壓后整條線路的電壓恢復到規定值。

(2)變電站母線電壓提高后，線路各節點的電壓變化非常明顯，節點1到節點6之間的電壓均在標準值之內，節點7、8、9的電壓值略微低于電壓下限，但越線值均小于0.1 kV，基本達到了調壓的要求。顯然，該方法只適用于線路較短的情況，對于線路較長的線路變電站母線調壓的效果不理想，需要其他方式的配合。

(3)更換電纜后，線路各節點的電壓均有不同程度的提高，電壓值都在9.3 kV以上，滿足線路運行的最低電壓要求。這是由于線徑變大，線路阻抗變小，系統輸出的功率前后相差不大，電壓降落值減小，電壓恢復到標準范圍內。

3 案例分析

10 kV新華線是茂名地區110 kV大成變電站的一條出線，線路主線型號為LGJ-70，全長約32 km，分支線型號為LGJ-35，系統配變總容量約 12 MVA，如圖5所示。A水電站、B電站和C水電站T 接在線路的中后段，其額定容量為0.8、0.7、2.1 MVA。根據線路情況在PSCAD中搭建仿真系統。

圖5 新華線接線示意圖

3.1 枯水期大負荷線路電壓變化情況

依據新華線潮流分布及小水電出力情況，設置枯水期變電站母線出線電壓為 10.4 kV，A水電站出力144 kW，B水電站出力146 kW，C水電站出力 378 kW，三座小水電總共出力 668 kW，為滿額出力的 20%，功率因數為0.9(滯后)，通過仿真計算得到新華線主干線路高壓側和配變低壓側節點電壓的仿真結果如圖6和圖7所示。

圖6 主干線路高壓側電壓

圖7 配變低壓側節點電壓

根據仿真結果，新華線線路電壓在枯水期小負荷時下降很快，大部分節點的電壓低于標準值，且線路末端電壓偏低嚴重。主干線路高壓側電壓在6號節點后都已處于越下限狀況， 21號節點處的電壓低至 7.7 kV，偏差率為23%，遠低于供電電壓合格值。配變低壓側節點電壓大部分也都沒有在規定的范圍內運行，9號節點以后的配變低壓側節點開始出現越限情況，20號節點處的線電壓甚至低到 286 V，偏差率為24.73%。

3.2 枯水期大負荷線路調壓方案

為了解決枯水期末端線路偏低的問題，根據10 kV新華線實際工程環境將變電站母線電壓設定為10.7 kV，小水電以0.85(滯后)的功率因數接入配電網，制定4種調壓方案如表3所示。

表3 新華線枯水期調壓方案

固定補償一般在10 kV線路全長的2/3處并聯電容器。根據新華線容量和線路長度在17號節點上并入0.8 Mvar的電容器。在線路低壓側上選取6個額定容量大于100 kVA 的配電變壓器進行低壓補償，如表4。

表4 新華線低壓補償方案

調壓器的容量根據安裝位置后面線路的配變容量和未來5年當地負荷的增加量來選擇。調壓器1安裝在距離線路首端約10 km的12號節點處，后面線路的配變容量約為7 MV；調壓器 2 安裝在距離線路首端約25 km的20號節點處，后面線路的配變容量約為3 MV。線路的負荷率按照60%計算，當地負荷一般以每年 3%的速度增長，調壓器裝置又要滿足5年內發展要求得到：調壓器1的容量為：7×0.6×(1+3%)4=4.72 MVA，確定容量為 5 MVA；調壓器2的容量為2 MVA。

通過仿真計算得到各方案的電壓調節結果如圖6和圖7所示。當調高變電站出線母線電壓為 10.7 kV，增大小水電無功出力后，每種方案都能起到一定的優化效果，基本能使線路電壓在規定范圍內運行。方案1、2、3都能起到良好的調壓效果，方案4的調壓效果雖然提高各線路的整體電壓水平，但在線路中段仍有部分節點處于電壓越限的情況。綜合高壓和低壓側的調壓效果方案 3 串入兩組調壓器并在配變低壓側進行無功補償，相比其他4種方案起到的調壓效果較好，電壓平均達到 10.0 kV，配變低壓側的線電壓基本保持在380 V左右，接近配電線路的電壓標準值。

3.3 豐水期小負荷線路電壓變化情況

根據新華線豐水期的小水電出力情況，設置豐水期變電站母線出線電壓為 10.4 kV，小水電滿額出力，率因數為0.9(滯后)，通過仿真計算得到新華線各節點電壓的仿真結果如圖8和圖9所示。

圖8 主干線路高壓側電壓

圖9 配變低壓側節點電壓

圖8和9顯示在豐水期小負荷運行時，無論是主干線路高壓側電壓還是配變低壓側電壓均有不同程度的越限情況。從圖8中看到在配變高壓側24號節點電壓達到13.04 kV，偏差率為30.4%，遠遠超過電壓上限要求。低壓側在6號節點后出現電壓越限的情況，最高線電壓達到466 V，最大偏差率為22.6%。

3.4 豐水期小負荷線路電壓調壓方案

針對10 kV新華線豐水期末端線路偏高的問題，根據10 kV新華線實際工程環境制定2種調壓方案。

方案 1：①調整變電站出線母線電壓為 10.0 kV；②調壓器 1 容量為5 MVA，安裝在新華線中前段9號節點處，調壓器2的容量為2 MVA，安裝在新華線中后段17號桿塔處。

方案 2：在方案1的基礎上調高小水電功率因數至 0.95；對兩種方案進行仿真運算，可以得到各節點電壓特性如圖8和圖9所示。方案 1的調壓效果比較明顯基本能夠在規定的范圍內運行。方案 2中只有末端個別節點存在電壓越限情況。總體上方案 2 的調壓效果要好于方案 1。即通過引入兩組雙向自動調壓器、調整變電站出線母線電壓并改變小水電功率因數能夠解決小水電在豐水期小負荷運行造成的電壓偏高問題。

4 結 語

本文為了解決含小水電配電網電壓越限的現實工程問題，在PSCAD環境下搭建小水電和配電網的模型，分別仿真計算在豐水期小負荷和枯水期大負荷兩種運行模式下調壓措施的可行性并制定可應用在新華線的調壓方案，得出以下結論。

在枯水期時，采用低壓分組補償和安裝2組雙向調壓器的方法取得的調壓效果最好。

在豐水期時，通過調整變電站出線母線電壓、提高小水電功率因數并安裝2組雙向自動調壓器的調壓方案可以有效地解決線路末端電壓過高的問題。

本文提出的調壓方案具有可行性和適用性，對實際工程具有一定的參考意義，并為其他含小水電配電網電壓調節和建設提供借鑒和參考。