高耗能企業電壓偏低原因分析及改進措施

郭 杉，吳文博，潘大志，賈俊青，張一帆

（1.內蒙古電力科學研究院，內蒙古 呼和浩特 010020；2.阿拉善電業局，內蒙古 阿拉善 750306；3.內蒙古電力集團有限責任公司，內蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

目前，在地區電網中，普遍存在大工業用戶集中并網的情況，依據產品性質可將大工業用戶分為化工企業、礦產加工、大數據及云計算企業。大工業用戶具有24 h 不間斷生產、負荷波動小的特點，不僅在生產期間從電網吸收大量有功及無功功率，還在啟停過程中對電網造成較大沖擊，引發穩態及暫態的電壓波動問題。根據GB／T 12325—2008 《電能質量 供電電壓偏差》中對公用電網的電壓偏差限值相關規定，35 kV 及以上供電電壓正負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10%［1］。如何保障用戶電壓質量是電網企業始終面臨的問題。

以某35 kV 大負荷化工用戶為例，在綜合考慮可能導致低電壓的各方面因素的基礎上，對電壓調整和無功補償方式及容量進行深入研究，提出一種無功補償優化算法。利用PYTHON 程序設計語言編寫潮流計算及無功優化仿真程序，仿真結果驗證了所提無功優化方法進行線路及就地無功補償的合理性。

1 供電低電壓成因及電壓調整方法

1.1 低電壓問題描述

某35 kV 大工業用戶的供電方案如圖1 所示，用戶共有兩條高壓母線，由220 kV 變電站A 和變電站B 聯合供電，Ⅰ段母線由變電站B 出線RX3 作為主電源，變電站A 出線RX1 作為備用電源；Ⅱ段母線由變電站A 出線RX2 作為主電源，變電站B 出線RX4 線作為備用電源。用戶現有2 組容量分別為4 Mvar、6 Mvar 的并聯電容器。A 變電站35 kV 母線電壓為37.5 kV，Ⅱ段母線最低電壓33.5 kV，投入電容器后升高至34.6 kV，由于電壓仍低于35 kV，用戶申請將變電站B 的RX3 線和RX4 線作為主供電線路，變電站A 的RX1 線和RX2 線改為備用供電線路。用戶Ⅰ段、Ⅱ段母線正常工作電壓為35 kV，允許的電壓上、下限偏差分別為-3%和+7%，則用戶供電電壓區間應為［33.95 kV，37.45 kV］。分析2019-06-28—2019-07-01 的運行數據，平均電壓為34.3 kV，最低電壓約為34.1 kV，大部分時間電壓接近下限值，供電電壓長期偏低，不僅影響產品質量，還在一定程度增大線路和設備有功損耗，對企業的安全生產和經濟效益產生負面影響。

圖1 用戶供電方案示意

考慮到變電站B 已經接帶多個大負荷用戶，該用戶正常工作時，有功負荷約20 MW，最大負荷45 MW，接帶該用戶將增加變電站B 主變壓器過載的風險，因而需從其他途徑解決低電壓問題。

1.2 低電壓原因分析

線路等值電路及電壓降落相量關系如圖2 所示，根據歐姆定律的向量形式，線路首端電壓和末端電壓存在關系如式（1）所示。

圖2 線路等值電路及電壓降

式中：φ2為末端功率因數角。假設末端功率為

則用功率表示電壓降落的縱分量和橫分量為：

用戶更關注供電電壓的有效值，故將線路兩端的電壓有效值之差稱為電壓損耗，即

當首端和末端電壓間的相角差較小時，可以忽略電壓降落橫分量對電壓損耗的影響，將電壓降落的縱分量視作電壓損耗，即

根據式（6）可知，線路電壓損耗由2 部分組成：一部分是由有功電能產生，另一部分是無功電能。用戶平均有功和無功負荷分別為20.46 MW 和6.26 Mvar，根據表1 的線路出廠參數，線路R 和X 分別為1.99 Ω和5.42 Ω，PR／（QX）約為1.20，由此可以得出，線路有功負荷較無功負荷造成的電壓降落更大。

表1 不同型號35 kV 導線出廠參數

根據DL／T 5725—2015《35 kV 及以下電力用戶變電所建設規范》中相關要求［2］，無功電力應分層分區、就地平衡，電力用戶在高峰負荷時的功率因數應達到下列規定：“容量在100 kVA 及以上、供電電壓在10 kV 及以上的電力用戶，功率因數不低于0.95；其他電力用戶和大、中型電力排灌站，功率因數不低于0.9；農業用電，功率因數不低于0.85。”該用戶月平均功率因數為0.956，滿足相關要求，說明即使大工業用戶做到無功電力就地平衡，負荷高峰時段，仍有可能造成明顯的電壓降落。

1.3 常用供電電壓調整方法

電力系統電壓調整是一個系統性工程，根據電網的實際情況可以有多種實現方法，如改變變壓器變比、加裝線路調壓器、安裝并聯或串聯電容器等方式。不同的調壓方法具有不同的適用范圍，一般需要幾種調壓方案組合，對調壓方式進行優化配置［3］，才能保證電網電壓和用戶供電電壓在允許的偏差范圍之內。

為確定電壓調整方案，必須建立精確的供電系統模型，需要對系統中部分配變電元件的參數加以修正，然后通過潮流仿真計算，驗證模型的準確性。由于用戶為受端系統，只涉及單向潮流，本文選用針對饋線潮流的BIBC-BCBV 潮流算法［4］，與其他算法相比，該算法在保證精度的前提下，迭代次數更少，能夠更快收斂。用戶的潮流數據由用戶監控系統得到，線路參數使用表1 的出廠數據，送端變電站數據由調度系統獲取。Ⅱ段母線月平均有功、無功及功率因數分別為20.46 MW、6.26 Mvar、0.95。進線平均線電壓、平均線電流分別為34.48 kV、358.26 A。通過潮流仿真計算得出用戶電壓為35.39 kV，高于實際值34.48 kV，存在較大的仿真誤差。考慮到該地區化工企業多，空氣質量差，空氣中粉塵等顆粒物較多，對架空線阻抗有一定影響，故將架空線等效電阻修正為出廠參數的110%，修正后得出用戶電壓為34.65 kV，誤差約為0.5%，仿真精度在可接受的范圍內。另外，為了掌握線路電壓具體分布，在計算中將饋線分段，每間隔3 km 設置為一個無負荷的PQ 節點，另外架空線和電纜的接合點也被視作一個PQ 節點。由此線路被分割為6 段，共7 個節點。

供電系統單線圖如圖3 所示，首端節點即上級變電站為外部節點，電壓恒定，末端節點為用戶。通過仿真計算，得出修正前和修正后各節點的電壓如圖4 所示。

圖3 供電系統單線圖

圖4 35 kV 饋線上各節點電壓仿真計算值

從圖4 中可以看出，節點4（距離220 kV 變電站A 12 km）之后，開始出現低電壓。

2 無功優化方案

2.1 電壓調整方法確定

為降低線路上的電壓降落，根據公式（6）可考慮降低線路阻抗或減小用戶的無功負荷。考慮到用戶線路為LGJ-240 和YJV-400 電纜組成的混合線路，LGJ-240 約占線路總長度90%，將LGJ-240 更換為LGJ-300 導線，LGJ-300 導線單位長度的電阻、電 抗 及對地電容分別為0.107 Ω／km、0.371 Ω／km、8.95 nF／km。從用戶就地無功補償角度，在保證原有4 Mvar 電容器投入的前提下，投入另一組6 Mvar 電容器。調閱用戶監控系統歷史運行數據，兩組電容器實際可用容量約為標稱容量的70%，故實際投入容量約為4.2 Mvar。兩種方案的仿真結果如表2 所示。

表2 兩種電壓調整方案仿真結果

由表2 可知，更換導線后用戶電壓仿真結果為35.20 kV，LGJ-300 本體造價為20 萬元／km，更換導線僅本體部分投資將高于200 萬元，所需費用較高；而單純提高用戶補償容量，用戶4 Mvar 和6 Mvar 電容器同時投入，仿真電壓為35.31 kV，此時功率因數達到0.995，繼續在用戶站內增大補償容量將導致用戶處過補償，同樣違背了無功電力分層分區、就地平衡的原則［2］。了解到用戶安全穩定生產所需電壓為［35.7 kV，36.3 kV］，上述兩種方法均不能滿足用戶要求，故考慮在線路上進行一定程度地并聯無功補償。線路并聯補償主要是把一定容量的高壓并聯電容器安裝在供電距離遠、負荷重的架空線路上，補償線路上感性負載所消耗的無功功率和用戶變壓器的激磁無功損耗。中壓線路補償可以降低線路和上級變電站的傳輸電流，降低線路損耗［5］。中壓線路上無功補償裝置安裝地點的選擇應根據負荷分布及線路長度，通過無功補償模擬效益分析加以確定，應符合無功就地平衡原則，盡可能減少主干線上的無功電流。可以將電容器適當分組，根據負荷變化適當投切部分或全部電容器，盡可能選用具有免維護動態連續調節功能的無功補償裝置，無條件的也可采用固定補償方式［5］。

2.2 線路無功補償容量優化算法

對中壓配電網饋線進行無功優化計算，以饋線為對象，根據不同負荷情況，通常需要考慮最大負荷、一般負荷、最小負荷、指定負荷，通過目標函數確定無功最佳補償點和補償容量。由于該用戶生產工況較為穩定，故考慮一般負荷及最大負荷的無功容量優化配置。

目標函數的選取主要取決于優化目標，安裝無功補償設備的首要目標是保證用戶電壓在35.7 kV以上，其次是降低系統損耗，目標函數為

約束條件為

式中：A 為基建費用，主要取決于電壓等級及設備類型，本文取12 萬元；B 為并聯電容器的單價，取50 元／kvar；Q 為無功補償設備容量；A＋BQc為線路無功補償的投資費用；Vn為第n 節點的電壓，計算中使用標幺值。

線路無功補償優化配置算法步驟如下。

步驟1：輸入基礎數據，包括用戶潮流，線路參數，線路首端節點電壓等數據。

步驟2：通過潮流計算，得到各節點電壓，選出可安裝并聯補償設備的候選節點集合。

步驟3：依據候選節點集合，對每一個候選節點，計算為使用戶電壓滿足要求所需的最小補償容量，確定所有可能的補償方案。

步驟4：根據補償方案的經濟性，選出最優的補償方案。

由于負荷集中于線路末端，故選擇在靠近用戶的線路中后段安裝無功補償設備，根據圖3，選取節點3—節點5 作為候選節點。對于一般負荷，通過仿真計算，為使用戶電壓在35.7 kV 以上，在用戶兩組電容器全部投入的基礎上，在各候選節點需要的無功設備容量如表3 所示。節點3、節點4、節點5 分別需要安裝2 600 kvar、2 100 kvar、2 000 kvar 的無功補償設備，方可滿足用戶電壓要求。

表3 一般負荷無功補償方案比較

表3 中，方案4 通過在節點5 附近安裝2 Mvar的線路并聯電容器，補償前后各節點電壓如圖5 所示。所需安裝的無功補償容量最小，用戶電壓升至35.75 kV，一年可節約有功損耗93.7 萬kWh，以大工業用戶用電單價0.3 元／kWh 計算，約能減少成本28 萬元，方案4 所需費用約為24.5 萬元，兩年內可收回投資。

圖5 一般負荷補償前后節點電壓

對于最大負荷，選用用戶報裝的有功最大負荷36 MW，按功率因數為0.95 計算出最大無功負荷為11.8 Mvar，通過線路無功補償容量計算，得出需在線路和用戶高壓母線同時安裝7.5 Mvar 和5 Mvar 的并聯電容器，補償后用戶電壓為34.47 kV。補償前后各節點電壓如圖6 所示。考慮到用戶負荷長期穩定于一般負荷，故暫不考慮根據最大負荷進行無功補償。

圖6 最大負荷補償后各節點電壓

3 結語

通過分析某35 kV 大工業用戶低電壓的原因，提出了一種無功優化配置方法，仿真計算結果證明了該方法可以在保障電壓質量的同時降低線路損耗。

電網公司大用戶管理處要求用戶進行就地無功補償，補償后功率因數達到0.90～0.95 以上。但是當用戶負荷高峰時，依然會造成配電線路和上級變電站主變壓器產生較大的有功損耗及電壓損耗，因此除就地補償外，用戶應在輸電線路進行一定的無功補償。如果線路為用戶資產，則無功補償建設費用應由用戶承擔，如果配電線路為電網企業資產，則用戶及電網企業應各自承擔無功補償建設費用的50%。目前電網公司對大工業用戶月平均功率因數獎懲機制，功率因數高于0.9 則對用戶進行獎勵，低于0.9則懲罰，可考慮將高于0.9 的獎勵部分優先用于無功補償建設投資，在保障用戶電壓質量的同時，優化電網結構，有效節能降耗。