计及小水电的配电网电压调节策略研究

梁雅莉，秦科源，郁娇山，雷亚斌，刘海鹏

(1.国网甘肃省电力公司，兰州 730030；2.北京科东电力控制系统有限责任公司，北京 100192；3.国网甘肃省电力公司白银供电公司,甘肃 白银 730600；4.国网天津市电力公司，天津 300000)

在我国南方地区小水电大规模的接入农村配电网，由于小水电自身调节能力差，其大规模的接入直接影响到配电网的电能质量、潮流分布及无功电压[1]。同时，小水电的发电量受季节影响突出，在枯水期负荷较大时，由于小水电发电量少或不发电，造成配电网末端电压偏低甚至低于电压下限值；而在丰水期负荷较小时，由于小水电的满负荷运行改变了系统潮流方向，导致线路末端电压升高甚至高于电压上限值[2]。因此，研究含小水电的配电网电压越限问题具有很强的工程应用价值。

目前，针对含小水配电网电压越限问题，国内外专家学者提出的调压措施主要有调压器调压[3]、并联补偿装置[4,5]，无功补偿优化[6-8]，励磁改造[9]，改变机组电压励磁的控制[10-12]，开发电网电压优化软件等方面[13]。这些研究主要集中在某一方面缺少在实际工程应用环境下对各个调压方案的对比和应用研究。文章采用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件搭建小水电以串行形式接入的配电网线路，分析小水电在不同运行方式下对电网电压的影响及相应调压措施，结合茂名地区新华线10 kV配电网的实际工程环境，全面的对比研究各调压方案在实际工程环境中的可行性。

1 含小水电配电网仿真模型的搭建

1.1 小水电模型的搭建

小水电模型是仿真系统建模的核心，主要包括电机、调速器、电压调节器及励磁系统4部分。在PSCAD环境下搭建的小水电模型如图1所示。励磁系统采用IEEEAC8B建模，系统包含一个带旋转镇流器的独立交流发电机，为发电机提供直流电源。电压调节器以发电机的实际电压Vt和参考电压Vref的差值作为输入值经过PID调节后为励磁机提供电流，以保证端电压的稳定。调速器为一个PI控制器模块，随着负荷功率的变化，以发动机的实际转速ω和设计转速ωref的差值作为输入来调节机械转矩的大小。

图1 小水电发电机组PSCAD仿真模型

1.2 配电网模型的搭建

为分析含小水电线路的电压特性在PSCAD/EMTDC环境下建立9节点的配电网等效模型如图2所示。其中线路采用Bergeron型模型，小水电以装机容量0.8 MW接入8号节点。

图2 含小水电的9节点配电网PSCAD模型

电网基本参数为：①线路型号为LGJ-70，节点之间的间距为 3.5 km；②各母线基准电压设置为10 kV，平衡节点的母线电压标准值大小为1.05；③每个负荷节点的容量为150 kVA。

2 含小水电线路调压策略仿真分析

2.1 丰水期小负荷调压策略

小水电运行在丰水期时，设定电网中负荷为配电变压器容量的1/10，功率因数 0.9(滞后)，小水电满发运行上网功率因数为1。仿真得到丰水期线路各节点电压见图3。

图3 丰水期小负荷各方案调压结果

由图3中可知，当小水电运行在丰水期且线路处于轻载状况时，只有节点1和 2 的电压在规定范围内，其余节点电压均越出电压上限。小水电的接入节点电压达到 11.34 kV，远远超出10.7 kV电压上限。针对线路末端电压过高的问题，制定3种调压方案得到调压如表1所示。通过仿真计算得到各个方案下电压的变化情况如图3。

表1 丰水期小负荷调压方案

仿真结果表明：

(1)当接入并联电抗器后线路中所有节点均恢复到正常范围内，基本消除了电压越限的情况。

(2)当线路型号改为 LGJ-95 后，一定程度上缓解了电压越上限的问题，但4节点后面的节点电压还处于偏高状态，不满足电压规定的范围；当线路型号变为 LGJ-120 后，电压降幅比较明显，线路中前四个节点的电压均在电压上限范围内，虽然后面节点仍处于越限状况，但所有节点的越限幅度也限制在 0.3 kV以内，因此更换横截面较大的线路对电压优化效果比较明显。但是，由于更换电缆的成本较高，施工难度较大，改变电缆线径的方法电缆很少应用在在实际的工程改造中。

(3)改变机组进相运行后，调压效果非常明显，线路上有一半节点电压已达到规定范围内，但线路后面的电压仍处于越限状态。

结合实际的工程应用情况，并入电抗器的成本和效果较好。

2.2 枯水期大负荷调压策略

枯水期大负荷时，小水电发电量很少甚至不发电，小水电的输出功率远小于当地负荷功率。设定电网满负荷运行，功率因数 0.9(滞后)，小水电以满发的1/10功率接入配电网中，功率因数为 0.9(滞后)。仿真得到枯水期各节点的电压如表2所示，节点5以后的节点电压都已经低于最低标准值9.3 kV。针对末端电压越限的问题，如表2所示采用3种调压方法提高线路末端电压，得到仿真结果如图4所示。

表2 枯水期大负荷调压方案

图4 枯水期各方案调压结果

仿真结果表明：

(1)并联电容器调压后整条线路的电压恢复到规定值。

(2)变电站母线电压提高后，线路各节点的电压变化非常明显，节点1到节点6之间的电压均在标准值之内，节点7、8、9的电压值略微低于电压下限，但越线值均小于0.1 kV，基本达到了调压的要求。显然，该方法只适用于线路较短的情况，对于线路较长的线路变电站母线调压的效果不理想，需要其他方式的配合。

(3)更换电缆后，线路各节点的电压均有不同程度的提高，电压值都在9.3 kV以上，满足线路运行的最低电压要求。这是由于线径变大，线路阻抗变小，系统输出的功率前后相差不大，电压降落值减小，电压恢复到标准范围内。

3 案例分析

10 kV新华线是茂名地区110 kV大成变电站的一条出线，线路主线型号为LGJ-70，全长约32 km，分支线型号为LGJ-35，系统配变总容量约 12 MVA，如图5所示。A水电站、B电站和C水电站T 接在线路的中后段，其额定容量为0.8、0.7、2.1 MVA。根据线路情况在PSCAD中搭建仿真系统。

图5 新华线接线示意图

3.1 枯水期大负荷线路电压变化情况

依据新华线潮流分布及小水电出力情况，设置枯水期变电站母线出线电压为 10.4 kV，A水电站出力144 kW，B水电站出力146 kW，C水电站出力 378 kW，三座小水电总共出力 668 kW，为满额出力的 20%，功率因数为0.9(滞后)，通过仿真计算得到新华线主干线路高压侧和配变低压侧节点电压的仿真结果如图6和图7所示。

图6 主干线路高压侧电压

图7 配变低压侧节点电压

根据仿真结果，新华线线路电压在枯水期小负荷时下降很快，大部分节点的电压低于标准值，且线路末端电压偏低严重。主干线路高压侧电压在6号节点后都已处于越下限状况， 21号节点处的电压低至 7.7 kV，偏差率为23%，远低于供电电压合格值。配变低压侧节点电压大部分也都没有在规定的范围内运行，9号节点以后的配变低压侧节点开始出现越限情况，20号节点处的线电压甚至低到 286 V，偏差率为24.73%。

3.2 枯水期大负荷线路调压方案

为了解决枯水期末端线路偏低的问题，根据10 kV新华线实际工程环境将变电站母线电压设定为10.7 kV，小水电以0.85(滞后)的功率因数接入配电网，制定4种调压方案如表3所示。

表3 新华线枯水期调压方案

固定补偿一般在10 kV线路全长的2/3处并联电容器。根据新华线容量和线路长度在17号节点上并入0.8 Mvar的电容器。在线路低压侧上选取6个额定容量大于100 kVA 的配电变压器进行低压补偿，如表4。

表4 新华线低压补偿方案

调压器的容量根据安装位置后面线路的配变容量和未来5年当地负荷的增加量来选择。调压器1安装在距离线路首端约10 km的12号节点处，后面线路的配变容量约为7 MV；调压器 2 安装在距离线路首端约25 km的20号节点处，后面线路的配变容量约为3 MV。线路的负荷率按照60%计算，当地负荷一般以每年 3%的速度增长，调压器装置又要满足5年内发展要求得到：调压器1的容量为：7×0.6×(1+3%)4=4.72 MVA，确定容量为 5 MVA；调压器2的容量为2 MVA。

通过仿真计算得到各方案的电压调节结果如图6和图7所示。当调高变电站出线母线电压为 10.7 kV，增大小水电无功出力后，每种方案都能起到一定的优化效果，基本能使线路电压在规定范围内运行。方案1、2、3都能起到良好的调压效果，方案4的调压效果虽然提高各线路的整体电压水平，但在线路中段仍有部分节点处于电压越限的情况。综合高压和低压侧的调压效果方案 3 串入两组调压器并在配变低压侧进行无功补偿，相比其他4种方案起到的调压效果较好，电压平均达到 10.0 kV，配变低压侧的线电压基本保持在380 V左右，接近配电线路的电压标准值。

3.3 丰水期小负荷线路电压变化情况

根据新华线丰水期的小水电出力情况，设置丰水期变电站母线出线电压为 10.4 kV，小水电满额出力，率因数为0.9(滞后)，通过仿真计算得到新华线各节点电压的仿真结果如图8和图9所示。

图8 主干线路高压侧电压

图9 配变低压侧节点电压

图8和9显示在丰水期小负荷运行时，无论是主干线路高压侧电压还是配变低压侧电压均有不同程度的越限情况。从图8中看到在配变高压侧24号节点电压达到13.04 kV，偏差率为30.4%，远远超过电压上限要求。低压侧在6号节点后出现电压越限的情况，最高线电压达到466 V，最大偏差率为22.6%。

3.4 丰水期小负荷线路电压调压方案

针对10 kV新华线丰水期末端线路偏高的问题，根据10 kV新华线实际工程环境制定2种调压方案。

方案 1：①调整变电站出线母线电压为 10.0 kV；②调压器 1 容量为5 MVA，安装在新华线中前段9号节点处，调压器2的容量为2 MVA，安装在新华线中后段17号杆塔处。

方案 2：在方案1的基础上调高小水电功率因数至 0.95；对两种方案进行仿真运算，可以得到各节点电压特性如图8和图9所示。方案 1的调压效果比较明显基本能够在规定的范围内运行。方案 2中只有末端个别节点存在电压越限情况。总体上方案 2 的调压效果要好于方案 1。即通过引入两组双向自动调压器、调整变电站出线母线电压并改变小水电功率因数能够解决小水电在丰水期小负荷运行造成的电压偏高问题。

4 结 语

本文为了解决含小水电配电网电压越限的现实工程问题，在PSCAD环境下搭建小水电和配电网的模型，分别仿真计算在丰水期小负荷和枯水期大负荷两种运行模式下调压措施的可行性并制定可应用在新华线的调压方案，得出以下结论。

在枯水期时，采用低压分组补偿和安装2组双向调压器的方法取得的调压效果最好。

在丰水期时，通过调整变电站出线母线电压、提高小水电功率因数并安装2组双向自动调压器的调压方案可以有效地解决线路末端电压过高的问题。

本文提出的调压方案具有可行性和适用性，对实际工程具有一定的参考意义，并为其他含小水电配电网电压调节和建设提供借鉴和参考。