李穎峰

(陜西理工學(xué)院電氣工程學(xué)院，陜西 漢中 723003)

0 引言

隨著農(nóng)網(wǎng)改造的推進，農(nóng)網(wǎng)運行的技術(shù)性、經(jīng)濟性及電能質(zhì)量也在不斷提高。但是農(nóng)網(wǎng)中還有部分10 kV線路輸電距離過長，同時山區(qū)配電網(wǎng)10 kV線路中大都有小水電接入，而小水電發(fā)電存在季節(jié)性特點，冬季基本不發(fā)電，導(dǎo)致冬季最大負荷時線路末端電壓過低，在線路最小負荷及夏季由于小水電的投入又使線路末端電壓過高;同時線路的線損率較大，運行不經(jīng)濟[1]。因此，對10 kV長距離配電線路電壓質(zhì)量改善研究就成為亟待解決的實際問題。

1 10 kV長距離配電線路現(xiàn)狀及存在的主要問題

1.1 10 kV長距離配電線路現(xiàn)狀

以陜南某縣域10 kV長距離配電線路為例進行分析。10 kV農(nóng)關(guān)線主線長度39.637 km，總長度212.185 km(包括支線)，線路上安裝10 kV配電變壓器共182臺，總?cè)萘繛?2.89 MVA;同時該線路上有3個小水電廠接入，水電站總裝機容量3.34 MW。據(jù)統(tǒng)計2010年該線路最大負荷為3.909 MW，最小負荷為0.68 MW，最大負荷時負載率為3.909/(12.89×0.95)=31.92%，屬于輕負載線路，但負荷比較分散。

1.2 存在的主要問題

10 kV農(nóng)關(guān)線主線長度為39.637 km，而一般10 kV線路的輸送理想距離是6～20 km[2]。由于10 kV農(nóng)關(guān)線輸送距離太長，導(dǎo)致線路末端電壓偏低，冬季最大負荷時，線路末端配電變壓器低壓側(cè)電壓只有150 V左右，使用戶日光燈不能啟動，電器不能正常使用;加之水電廠發(fā)電存在豐水期及枯水期，夏季豐水期或負荷最小時又使線路末端電壓偏高，線路末端配電變壓器低壓側(cè)電壓達到260 V左右，該線路運行電壓極不穩(wěn)定，不能保證用戶正常工作。2010年8月至2011年7月農(nóng)關(guān)線各監(jiān)測點電壓如表1。

表1 農(nóng)關(guān)線各監(jiān)測點電壓統(tǒng)計表

從表1的數(shù)據(jù)可以看出:線路首端線電壓為10.5 kV左右，屬于正常電壓范圍;線路中段配電變壓器低壓側(cè)相電壓最高為269 V，最低為172 V，電壓合格范圍為198～235 V，所以電壓不太正常;線路末段配電變壓器低壓側(cè)相電壓最高為269 V，最低為151 V，電壓最大偏差率為(220－151)/220=31.3%，電能質(zhì)量國家標(biāo)準(zhǔn)(GB/T12325-2003)規(guī)定[2]:220 V供電電壓合格范圍規(guī)定為198～235 V，允許偏差為+7% ～－10%，所以電壓偏差較大。

2 長距離配電線路調(diào)壓措施

根據(jù)農(nóng)關(guān)線的電壓檢測數(shù)據(jù)，變電站出口的10 kV電壓在合理范圍內(nèi)，低電壓現(xiàn)象主要出現(xiàn)在線路中、后段用電量大的時段;高電壓現(xiàn)象主要出現(xiàn)在線路中、后段用電量小的時段及水電廠的豐水期。造成低電壓的主要原因是線路供電距離太長，線路電壓降大造成的;而最小負荷及夏季由于小水電的投入又使線路末端電壓過高。解決的措施有更換大截面導(dǎo)線、采用無功補償及加裝線路調(diào)壓器[3]。更換大截面導(dǎo)線意味著增加材料消耗和建設(shè)成本，經(jīng)濟性差，加之該線路目前屬于輕負載線路，所以不建議采用。采用電容器進行無功補償[4-5]主要是提高線路的功率因數(shù)，一般調(diào)壓效果很有限，另外根據(jù)變電站出口監(jiān)測數(shù)據(jù)，該線路功率因數(shù)比較高(0.9～0.95)，采用無功補償方式無法解決線路末端電壓低的問題。綜合以上分析，采用在線路上加裝饋線自動調(diào)壓器的方法解決線路末端電壓偏低或偏高的問題，考慮線路上有小水電并網(wǎng)供電，線路潮流方向不確定，所以采用雙向自動調(diào)壓器進行雙向調(diào)壓[6-7]，使線路末端電壓符合要求。

3 長距離配電線路調(diào)壓方案實施

3.1 調(diào)壓器安裝位置確定

通過農(nóng)關(guān)線上各電壓檢測點數(shù)據(jù)分析知道，低電壓現(xiàn)象主要集中在線路后段供電距離較長的區(qū)域，由關(guān)胡支線接入的配電變壓器用戶低電壓現(xiàn)象比較嚴(yán)重;農(nóng)關(guān)線中前段高寨子村區(qū)域個別臺區(qū)存在低電壓現(xiàn)象;農(nóng)關(guān)線中后段鐵鎖關(guān)區(qū)域分支線比較長，支線末端臺區(qū)存在低電壓現(xiàn)象。

考慮該線路距離太長，計劃在高寨子村137#桿塔處、關(guān)胡支線首段273#桿塔處分別各安裝一臺雙向自動調(diào)壓器。雙向自動調(diào)壓器1具體安裝位置在高寨子村137#桿塔處，距離線路首端14.416 km;雙向自動調(diào)壓器2具體安裝位置在關(guān)胡支線首段273#桿塔處，距離線路首端28.064 km，距離整個線路末端15.248 km。

3.2 調(diào)壓器安裝容量確定

3.2.1 雙向自動調(diào)壓器1容量確定

農(nóng)關(guān)線供電距離39.637 km，線路上安裝10 kV配電變壓器總?cè)萘繛?2.89 MVA。雙向自動調(diào)壓器1安裝位置在高寨子村137#桿塔處，距離線路首端14.416 km;137#桿位于供電半徑33%的地點為中前段，137#桿后段負荷占全線負荷的72.3%。137#桿后段裝見容量為9.327 MVA，負荷率按照40%計算，同時考慮負荷年增長率為3%，按5年后負荷發(fā)展確定調(diào)壓器容量為:9.327×0.4×(1+3%)4=4.199 MVA，調(diào)壓器容量選擇為5 MVA。

3.2.2 雙向自動調(diào)壓器2容量確定

雙向自動調(diào)壓器2安裝位置在關(guān)胡支線首段273#桿塔處，距離線路首端28.064 km;273#桿位于供電半徑65%的地點為中后段，273#桿后段負荷占全線負荷的30.3%。273#桿后段裝見容量為3.911 MVA，負荷率按照40%計算，同時考慮負荷年增長率為3%，按5年后負荷發(fā)展確定調(diào)壓器容量為:3.911 ×0.4 ×(1+3%)4=1.760 MVA，調(diào)壓器容量選擇為2 MVA。

4 調(diào)壓效果

10 kV農(nóng)關(guān)線供電距離長，且線路上有小水電接入，小水電并網(wǎng)供電時，潮流方向不確定。當(dāng)處于枯水期時，小水電不發(fā)電，電能由配電網(wǎng)供給，潮流方向是單向的;當(dāng)處于豐水期時，配電網(wǎng)和小水電同時供電，潮流方向是變化的，采用SVR饋線自動調(diào)壓器無法滿足要求。故采用BSVR雙向自動調(diào)壓器，該裝置能夠自動識別潮流方向，進行雙向調(diào)壓，始終保持輸出電壓穩(wěn)定。

2012年3月在該線路上高寨子村137#桿塔處安裝一臺BSVR-5000/12-9(－20% ～+10%)雙向步進式自動調(diào)壓器，在關(guān)胡支線首段273#桿塔處安裝一臺BSVR-2000/12-9(－20% ～+10%)雙向步進式自動調(diào)壓器。調(diào)壓器的出口電壓均設(shè)置為10.5 kV，線路末端電壓由原來的151～200 V提高到200～228 V(線路末段配電變壓器低壓側(cè)相電壓)，有效解決了低電壓問題。

5 結(jié)語

針對含小水電的10 kV長距離配電線路運行電壓存在的問題，對常用的調(diào)壓措施進行了分析論證，提出了適合此類長距離線路電壓調(diào)整的解決方案，即采用線路雙向調(diào)壓器進行調(diào)壓，對雙向調(diào)壓器的安裝地點及容量進行了確定，該方案工程實施后，調(diào)壓效果明顯，保證用戶正常用電，對其他含小水電配電網(wǎng)的運行有一定的借鑒作用。

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