10 kV双向线路调压器控制模式验证与应用分析

2018-05-18刘家齐赵启承申屠洁群周自强马振宇

浙江电力 2018年4期

谢成，刘家齐，赵启承，申屠洁群，周自强，马振宇

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

目前，中压配电线路调节电压的常用方法主要有3种：调节配电变压器分接开关位置、线路上加装并联电容器和安装线路调压器[1-4]。对于线路过长且后端集中较大负荷的情况，前两种方法效果都不理想。在缺少电源站点地区的线路上加装线路调压器是一种满足用户需求，并节省初期电网投资的有效方式，在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的运行经验[5-8]。

国网桐庐县供电公司35 kV分水变电站10 kV里湖172线线路较长，供电半径达12 km，且后段负荷集中，多为制笔厂用户，迎峰度夏期间线路最大负载率达78%。在历次线路改造中已采取加大导线线径，或在部分台区试点安装有载调压配变等措施。然而有载调压分接开关调压操作频繁，调压次数多对分接开关寿命和设备的安全稳定运行造成了较大影响[9-10]。上述措施并未有效解决线路后段大面积低电压问题，尤其是在夏季用电高峰期，因线路后段负荷重易造成后段多个台区出现严重低电压[11-12]。针对上述情况，在如图1所示的里湖172线上加装了10 kV线路调压器后，通过线路后段电压的集中调整，切实保证了电压波动在正常范围内。

1 低电压事件概况

2016年9月9日分水供电所正在进行位于政府东门大道的洪坑742线架空入地改造施工，6∶00左右将里湖172线桥东开关站洪坑742线59号杆后段改由对侧变电站洪印变电站（简称洪印变，以下类推）经儒桥181线转供。7∶26，洪坑742线所属5台公用变压器（简称公变）的监测终端相继发出低电压告警，显示公变低压侧三相电压幅值处于172～190 V区间。7∶50，分水供电所对涉及环网供电的21台公变进行电压召测，发现除107+1号杆洪坑742线调压器后段的6台公变外，共有包括天英庙1号在内的15台公变存在严重低电压，均在负荷转供后的调压器负荷侧。天英庙1号低电压公变电压变化如图2所示。

图1 分水变10 kV里湖172线单线

图2 天英庙1号低电压公变召测数据（低压侧）

8∶21，分水供电所运检班抢修人员到达洪坑742线调压器位置后立即汇报调控中心，将调压器改为手动控制并进行电压手动调节后，三相电压恢复正常。事件涉及的10 kV线路双向调压器容量为4 000 kVA，调压范围为±20%，投运时间不满1年。

2 线路调压器控制逻辑验证

2.1 调压器原理及动作逻辑

洪坑742线所用的10 kV线路调压器为自耦变压器，负荷侧出线抽头固定，调节电源侧进线抽头，若均以调压器电流流出一侧电压来看，潮流正向时从1档调至9档为升压，潮流反向时从1档调至9档为降压。双向调压器的档位分布如图3所示。

图3 洪坑742线10 kV线路调压器

双向调压器有两种调压模式：小水电模式和双侧变电站模式。每一种模式对应一款控制器，分别适用于两种不同工况。

（1）小水电模式：用于小水电并网线路电压治理。

调压器安装的电源侧是线路变电站，负荷侧线路连接小水电，如图4所示的小水电并网供电线路使用的双向调压器，既能解决枯水季节调压器负荷侧的低电压问题，也能解决丰水季节小水电发电造成的调压器负荷侧高电压问题，调压控制器根据功率潮流进行合理电压调节[13-15]。

图4 小水电并网供电线路

（2）双侧变电站模式：用于双侧变电站“手拉手”联络转供线路。

目前我国城乡配电网，绝大多数配网架空线路由辐射网方式改造为如图5所示的手拉手环网方式，采用开环运行、辐射状供电模式。但线路手拉手联络后，从任一变电站供电时，若线路供电半径过长，造成线路后端电压低。在联络线路合适位置安装双向自动调压器，根据功率潮流自动调节负荷侧电压，保障调压器输出端线路电压正常供电。

2种调压器控制器的动作逻辑及差异如图6、图7所示。

2.2 试验模拟运行工况

为验证2种不同控制模式的动作逻辑，在实验室里采用分接开关档位模拟控制器来模拟现场调压器有载分接开关在接收到升降命令完成的档位切换动作，并将档位反馈给控制器。

控制器实际现场采样的电压为调压器输入端Uac和输出端Uac，分别为控制器显示的Ui和Uo；采样电流为Ia与Ic合成Ib与输出端测量电压Uac进行计算得到系统的有功和无功，此时Uac超前于电流Ib90°。验证试验是用1台三相源模拟现场采样，将Ua接在控制器输入端电压采样，Ub接在控制器输出端电压采样，电流采样Ia与Ic，将电压电流的角度调整成90°，此时Ub（Uo）超前电流Ib90°即可模拟出现场的采样情况；当将角度调整为270°时有功为负，可模拟现场反向供电的情况。便于分开调节输入端和输出端电压采样，让控制器自动调节开关升降。实验室模拟现场采样工况的相量图见图8，试验接线见图9。

图5 双侧变电站手拉手供电线路

图6 小水电模式控制逻辑

图7 双侧变电站模式控制逻辑

图8 实验室模拟现场采样工况

图9 试验设备接线原理

2.3 控制逻辑验证

（1）调压模式试验。测试参数设定：人为设定正向稳压上下限9.5～10.5 kV，反向稳压上下限9.5～10.2 kV；系统进线侧电压互感器变比TV=100；系统出线侧电压互感器变比TV=100；电流互感器变比 TA=20；额定采样：Ua=Ub=100 V，Ia=Ic=1 A，正向时电压电流角度90°反向时电压电流角度270°。2种模式的测试结果见表1、表2。

（2）模式测试分析。设出线匝数为No，进线匝数为Ni，出线匝数与进线匝数比为n=No/Ni，则变压器出线侧电压Uo=nUi，Uo与n成正比；变压器进线侧电压Ui=Uo/n，Ui与n成反比。出线侧触头固定No不变，进线侧触头Ni可调。

双侧变电站模式下，正向供电以变压器出线侧电压Uo为调节目标，从1档位向9档位调节时Ni减小，n增大，Uo电压升高，从9档位向1档位调节时Ni增大，n减小，Uo电压降低；反向供电以变压器进线侧电压Ui为调节目标，从9档位向1档位调节时Ni增大，n减小，Ui电压升高，从1档位向9档位调节时Ni减小，n增大，Ui电压降低。

小水电模式下，正向供电以变压器出线侧电压Uo为调节目标，从1档位向9档位调节时Ni减小，n增大，Uo电压升高，从9档位向1档位调节时Ni增大，n减小，Uo电压降低；反向供电仍以变压器出线侧电压Uo为调节目标，从1档位向9档位调节时Ni减小，n增大，Uo电压升高，从9档位向1档位调节时Ni增大，n减小，Uo电压降低。

（3）测试结果。由上述测试分析可知，该调压器控制器的2种模式下的动作逻辑与其相应工况下的功能要求一致，控制策略满足实际工况下的控制要求。

表1 双侧变电站模式测试项目及结果

表2 小水电模式测试项目及结果

3 低电压原因分析与故障反演

3.1 低电压原因分析

经调查分析，洪坑742线10 kV线路双向调压器实际安装的控制器为小水电模式，2016年底投运至故障发生前该调压器从未经历过线路负荷转供。订货时已明确调压器安装需求为双侧变电站供电线路通道使用，设备安装、调试正常后进行投运，但未告知该调压器控制器为小水电模式，无法适用于双侧变电站模式下反向转供后的线路调压。9月9日故障当天洪坑742线59号杆后段由对侧变电站儒桥181线转供后，控制器本应以负荷转供后的调压器电流输出端为调压目标，却错误地以调压器电流输入端（负荷转供前为输出端）为调压目标，造成调压器输出端的10 kV线路电压进一步降低，导致15个台区出现三相低电压现象。

3.2 故障反演验证

低电压事件当时所用调压器的控制器为小水电模式，固定负荷侧电压U0为判据，调压器负荷侧稳压范围为9.8～10.5 kV，负荷转供前调压器电流输出端（负荷侧）电压U0在设定范围内，调压器处于基准档位，调压器输入输出端电压一致。

由如图10所示的调压器监测的数据可知，9月9日5∶56∶22左右洪坑742线59号杆后段由对侧变电站儒桥181线转供，线路潮流反向，调压器电流输入输出端转换，此时电流输入端电压为U0，电流输出端电压为Ui。6∶08左右调压器输入端电压U0为9.5 kV，低于目标电压的稳压范围，此时控制器判断需升档升压，调压器调节到6档后输入端电压U0基本不变，输出端电压Ui变为9 kV；由于输入端电压U0一直低于稳压范围，调压器持续升档，直到调节到9档后输出端电压Ui为7.7 kV左右，输入端电压U0为9.7 kV左右。

以A相为例，潮流反向后，调压器电流输入侧的抽头为5—X，输出侧的抽头为9—X，根据变压器的电压原理，U1/U2=W1/W2，变压器电压与线圈匝数成正比，电流输入侧线圈匝数多，输出侧线圈匝数少，那么电流输入侧电压高，电流输出侧电压低，5档是调压线圈中间档位，绕组比9档多了1倍，调压器的调压范围为±20%，因此，电流输出侧比输入侧电压低了20%，大约2 000 V。对应上监控数据中调压器后端电压约为9.6 kV，调压器前端电压约为7.7 kV。

由图11所示的出现低电压时的双向调压器实际档位可知，线路低电压原因是应当使用双侧变电站模式控制器的场合，现场错误地使用了小水电模式控制器。当调压器潮流反向时，调压对象应当随着电流的反向调整为调压器输出端电压，而实际仍固定调压器输入端（潮流反向前的输出端）为调压对象，造成调压器输出端电压持续下降。