彭 杰，曹良丰，周力行，赵啟旸，彭子扬，李建勇

（1.长沙理工大学 电气与信息工程学院，湖南 长沙 410004；2.国网湖南省电力公司 常德供电分公司，湖南 常德 415000）

在富含小水电发电资源的山区，小水电站通常T接10kV公用线路上网，这种运行方式对配电网潮流分布、运行电压及网损都有重要影响［1－4］。由于这种现实十分普遍，严重影响了用户的用电安全和电能质量，同时也增大了配电网管理难度，这是一个值得认真深入研究的课题。

在偏僻山区，小水电密集且装机总容量相对较大，通常这些小水电直接T接入同一条10kV公用线路，使公用线路上的电压水平不稳定。由于该地区配电网供电半径大、负荷低等特点，在丰水期，小水电发出的电能无法就地平衡，向电网输送电量，导致该10kV线路电压升高，造成用户电器设备烧毁事故［5－6］；而在枯水期，大多径流式水电站不发电，由于该电网处于山区，供电半径较长，在线路末端出现低电压，影响用户的用电质量［7－8］。目前，国内外对这种情况进行论述和提出解决方案的论文和成果并不多也不很成熟，所以针对小水电T接10kV公用线路对电压质量影响的研究是有意义的。笔者结合湖南常德壶瓶山地区实例，对富含小水电的配电网电压质量问题进行全面的分析，优选方案，在PSASP仿真平台上进行验证。

1 原因分析

建立理想模型，如图1所示。

图1 理想潮流模型Figure 1 Ideal power flow model

各个节点的电压损耗可近似用电压降的总分量得以体现，则电压损耗为

式中 UN为额定电压。

相对于一整条线路来说，电压损耗的计算方法为

其中，节点2的电压为

若在节点1处T接水电站，则节点2的电压为

式中 Ps，Qs分别为接入水电站的有功和无功出力。

若在节点2处T接小水电，则节点2的电压为

不管是在节点1还是节点2处接入小水电，在接入小水电前、后进行比较，节点2的电压都会提高，并且提高的幅度与接入小水电的装机容量成正比［9］。

壶瓶山地区丰水期整体电压偏高。壶瓶山地区装机容量约占石门县小水电总装机容量的50%，约为16.9万kW；当地负荷约占小水电装机容量的50%。这些小水电一般T接入10kV公用线路的末端，而10kV公用线路往往是首端线径粗，末端线径细。

丰水期小水电满发时，潮流发生变化，首末倒置，配电网向系统倒送电能。壶瓶山10kV线路的线径是LGJ－50，且线路比较长，线上压降较大，其末端线路线径便成为负荷输送瓶颈。要确保电能顺利注入电网，电站必须上调机端电压。所以在丰水期时，配网电压偏高，线路末端的用户电压高达280 V左右，远远超出了允许的范围。

枯水期用户末端电压偏低。根据调研当地变电所一线工作人员和用户，在枯水期小水电不发电的情况下由系统供电，由于泥峰线和泥南线的供电半径接近50km，线路的线径也不能保证末端供电需求，该线路的末端用户电压比较低，约为180V左右，电压质量很不理想。

枯水期低电压原因：

1）地处山区，负荷分布散，10kV公线路供电半径长、线径细、负荷低，负荷损耗大，电压降较大。

2）水电资源丰富的区域一般经济都不发达，负荷密度小，枯水期供电半径大，白天负荷较大时，电压相对低。

2 治理方案与改善措施

通过对该配电网的运行分析，在丰水期时由于小水电出力充足，其线路末端电压偏高，但在冬季时由于小水电出力不足，线路末端的电压偏低。针对该地区的电压质量具体情况，提出研究思路。

2.1 加强各水电站的上网功率因数管理

电网调度部门应每年下达小水电各时段的功率指标，严格考核小水电站。由于目前电力部门对小水电功率和无功考核是采取按月总量计算，这就使部分平时全发有功功率的小水电站为了完成月度无功考核任务，会在月底接近电费结算日的时段全发无功，这也会造成这一时段小水电站多的线路上电压偏高，因而加强功率和无功考核制度，改变考核办法，采用时段性功率指标，也能起到改善线路电压的作用。

若将各水电站的功率因数提高至0.95，在建立的仿真模型上运行后，各线路电压分布如图2所示。

图2 水电站功率因数提高至0.95前、后泥峰线电压分布对比Figure 2 Nifeng power line voltage distribution contrast before and after power factor of hydropower station up to 0.95

通过对各个电站进行功率因数的控制，丰水期各电站都满发时，10kV配电网的电压水平有明显降低，但在当地调研的数据来看，部分电站的上网功率因素已达0.95或以上，采用该方案对丰水期电压进行改善，仍有一定效果，且无需投资，所以该方案可作为综合治理方案的补充组成部分。

2.2 10kV配电出线上加装并联电抗器

电网中的电抗器可用来吸收线路的电容性无功，通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压。在以往的工程应用中，依靠并联电抗器的补偿，则可以使得一定负荷段范围内电压稳定。通过在水电站集中上网的泥峰线加装并联电抗器（其额定电压为10.5kV，容量为0.8Mvar）后，安装在电压最高的杆塔处，即泥峰线430号杆塔。建立的仿真模型上运行后各线路电压分布如图3所示。

图3 加装并联电抗器前、后泥峰线10kV线路电压分布对比Figure 3 Nifeng power line voltage contrast before and after reactor parallelled

从图3可以看出，安装并联电抗器前电压在线路上不断升高，最高达到了14kV，线路整体电压水平在12kV以上，系统处于严重的过电压状态。而在泥峰线的430号杆塔安装并联电抗器后，幅值能够比较稳定地控制在10kV左右，取得令人满意的效果，且该方案投入并不大。但是将并联电抗器安装在430号杆塔上，进行投切和维护都不是很方便，若将并联电抗器安装在母线处，其线损将随着无功的传输增大而增加。

2.3 采取水电站错峰发电方式管理

错峰发电就是根据该条线路或地区的负荷需求，通过合理安排各水电站轮流发电，满足各阶段负荷需求，达到既不造成无功集中上网，又能满足负荷需求，同时兼顾各水电站经济效益的目的。其原则是“先自觉错峰，后强制错峰”，保障客户用电电压在正常范围内，确保线路、电网的安全运行。

根据各水电站的发电能力，将水电站分A，B，C 3个组别，实行开二停一错峰发电，每次错峰8h，按方式1，2，3轮流执行，分组情况如表1所示；制定好错峰方案（如表2所示）以后，当10kV泥峰线上各小水电站的发电总功率达2 500kW及以上时，即启动错峰发电工作；实行错峰发电后，电压可控制在较合格范围内，仿真效果如图4所示，可知错峰发电对电压水平的整体降低有很好地促进作用。

由于错峰发电是一项管理措施，必须得到小水电站的配合才能实现，故在开展过程中可采取措施确保工作顺利实施，即做好对小水电上网线路的客户负荷、发电负荷、电压监视等保障工作，当符合错峰发电的启动条件时，及时通知水电站；若水电站不按规定执行错峰发电，则由当地供电所强制拉闸错峰，水电站遭受的发电损失自行负责；对电网造成安全影响的，依据《电力法》追究相应责任。

表1 水电站分组情况Table 1 Groups of hydropower stations

表2 错峰方式安排情况Table 2 Power peak moving arrangement

图4 按组退出发电机后泥峰线电压幅值分布Figure 4 Nifeng line voltage distribution according to generator set exiting

2.4 在10kV配电出线上加装双向自动调压器

在丰水期，小水电对10kV配电网的电压冲击比较大，采取传统的设备进行调节，由于小水电站的发电容量和时间都不可控，所以在投并联电抗时也很难把握时机和投送容量，员工素质要求较高。经常进行投切，不利于设备的长期稳定运行，也不利于变电站的管理，所以需要采用新技术对无功功率充足的系统进行无功调节。

BSVR型馈线双向自动调压器能针对双向供电或多电源供电系统自动识别潮流方向，通过跟踪输入电压的变化自动调整三相有载分接开关的档位，在20%的范围内对输入电压进行双向自动调节，保持输出电压的稳定［10］。该项技术已经在工程上得到应用，其在丰水期起到线路降压作用，在枯水期能提高线路未端电压，效果较为理想［11－12］。

泥峰线是典型的小水电集中上网的配电线路，以泥峰线为例，在该线路上加装双向自动调压器，加装位置如表3所示，加装的调压器参数：额定电压为10.5kV，电压调节范围为±15%。按照该3种方案的参数设置调压器，分别在建立的PSASP仿真模型上仿真运行，运行后各线路电压分布如图5所示。

表3 调压器参数选定Table 3 Pressure regulator parameters

图5 在不同位置加装双向自动调压器后泥峰线电压分布对比Figure 5 Nifeng line voltage contrast in different locations of double automatic voltage regulator

3 最优方案的得出及其仿真验证

通过对治理方案与改善措施的比较分析，考虑到各方案都有各自优势和缺陷，整合出最优方案，再通过PSASP进行仿真验证。

3.1 丰水期最优方案的仿真情况

在考虑所有电站都以低功率因数（cosθ＝0.8）满发上网情况下，采取优化方案前泥峰线首端电压为11.72kV，线路最高电压（泥峰线466号杆塔）为13.92kV，远远超出了电压的允许范围，其电压水平如图6所示的未加装调压器曲线。在不同上网功率因数的情况下，采用不同的措施使得10kV电网的电压分布在允许范围之内。当小水电上网功率因素为cosθ＝0.9时，在线路首端投入2组容量为0.8Mvar并联电抗器，并在线路的三分之一处加装自动调压器，电压调节范围为14%；当小水电上网功率因数为cosθ＝0.95时，在线路首端投入1组容量为0.8Mvar并联电抗器，并在线路三分之一处加装自动调压器，电压调节范围为12%，仿真后得到的电压水平曲线如图6所示。对比2组曲线可以得出，丰水期时，在小水电以不同功率因素上网的情况下，适当的进行选择投切设备可以满足各种情况的需要，是一种可行的方案。

图6 丰水期最优方案下泥峰线电压分布对比Figure 6 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the wet season

3.2 枯水期最优方案的仿真情况

枯水期主变档位在最高档（调压＋7%），所有水电站基本停运，负荷功率因数为0.95，按照此初始条件进行分析计算，仿真得到的电压分布：泥市35kV变电站10kV母线处电压为9.73kV，线路末端电压为7.53kV（泥峰线500号杆塔），均低于配电网运行规定的电压。壶瓶山变电站现有2组1Mvar的并联电容器，将2组电容器投入运行后，再结合泥峰线三分之一处加装双向自动调压器对无功分布进行调整，考虑不同负荷情况下对电压分布的影响，在PSASP软件平台上进行仿真计算，得到轻、重负荷情况下仿真结果（重负荷是指供用电变压器以80%额定功率运行，轻负荷为供用电变压器以30%额定功率运行）。

如图7所示，在枯水期轻负荷下，投入优化方案中的设备前，泥峰线首端电压为9.69kV，线路最低电压（泥峰线500号杆塔）为8.01kV，远远超出电压的允许范围；改善后，即在母线处投入0.5Mvar的电容器和泥峰线三分之一处投入调压范围为10%的调压器，改善情况较好，该线路能够长期稳定运行。当投入的并联电容器为1Mvar时，整条线路末端的电压水平完全能够达到改善要求，但是线路首端达到了12kV左右，所以在枯水期轻负荷的情况下，应该根据整体电压水平对并联电容器进行投切，才能保证该线路的电压水平在允许范围内。

图7 枯水期轻负荷最优方案下泥峰线电压分布对比Figure 7 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the dry season with ligh load

如图8所示，在枯水期重负荷下，泥市变10kV母线上加装1Mvar并联电容器，泥峰线首端电压为10.44kV，末端电压为8.16kV。改善后可以看出，在母线处投入1Mvar电容器和泥峰线三分之一处投入调节范围为10%的调压器时，得到的仿真电压水平比较合理，稳定在10kV左右，在长期稳定运行允许电压的范围之内。若负荷有进一步的加重，可以将另一组1Mvar电容再投入，在枯水期，该优化方案能够满足各种情况下的需求。

图8 枯水期最优方案下泥峰线电压分布对比Figure 8 Nifeng line voltage distribution with the optimal scheme in the dry season

4 结语

根据仿真结果得出，丰水期采用的双向自动调压器额定电压为10kV，调压范围为±15%，安装位置为泥峰线首端三分之一处；在10kV母线上安装2组0.8Mvar的并联电抗器，其额定电压为10kV。在枯水期，安装的双向自动调压器额定电压为10kV，调压范围为±10%，安装位置为泥峰线三分之一处；在10kV母线上安装2组1Mvar的并联电容器，其额定电压为10kV。

整合丰水期和枯水期不同时期的要求，由于丰水期过电压带来的危害比枯水期大，所以先考虑满足丰水期的要求，得出综合方案：在泥峰线三分之一处加装双向自动调压器（调节范围为±15%，额定电压为10kV），在10kV母线上加装2组0.8Mvar并联电抗器和2组1Mvar并联电容器。

在丰水期，泥市变10kV母线上并联电抗器做无功就地补偿，能够把10kV线路电压水平整体降低。通过仿真验证，该方案能够起到调节电压的作用，电压集中在10～11kV，改善了当地电压质量，达到了预期电压质量治理的目的。在枯水期，并联电抗退出运行，投入并联电容，对配电网进行无功补偿，以提高配电网电压水平。通过仿真验证，轻、重负荷下都能使电压水平在系统要求的范围之内，满足用户的需求。若能够在系统中安装静止性动态无功补偿装置，则其电压可以实时进行调整，完全能够实时对无功进行补偿，其不足是经济投入较大。

总而言之，在富含小水电的山区10kV线路中，无功就地调节方案在丰水期能降低配电网整体电压水平，在枯水期能提高配电网整体电压水平，达到配电网长期安全稳定运行的要求，是合理的最优化整合方案，值得在有类似情况的山区进行推广。

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