配网电压（共9篇）
配网电压 篇1
随着社会各行各业的发展, 对电力电能资源的需求量不断上升。对配网电压质量也提出了全新的更高要求, 配网电压质量会直接影响到用户端用电设备的运转水平, 关系到供电企业的供电服务质量, 也会影响到供电企业的经济效益, 加强配网电压质量管理与监督, 明确配网电压标准, 并对应采用科学有效的技术措施, 来优化改善配网电压质量, 这样才能最大程度上确保配网电压质量, 维护配网安全。
一、配网电压指标分析
配网电压质量关系到供电服务质量, 其中配网电压有一定的指标范围, 供电企业必须明确掌握并控制这一指标, 确保自身的电压质量达到合格标准, 这其中要重点考虑供电容量、输电距离等重要因素, 通常来说见表1。
用户接受供电系统提供的供电服务, 要有效控制其电压浮动范围:
用户电压<10k V, 其电压浮动范围要控制在额定电压的+/-7%, 当用电设备端子电压的实际值同额定值存在较大差异时, 就会影响用电设备的正常运转, 因此, 要想维护用电设备的长期有效工作, 就要尽量使其处于额定电压工作状态。
二、提高配网电压质量的常规方法
1加强电网运行分析与负荷预测
参照负荷的分布特点来对应调整电网的运行模式, 维持变压器的正常负载, 控制器空载或超载问题。通常来说其正常负荷率应该在75%~80%, 一旦低于30%, 则需要在考虑经济成本的基础上, 来对应调换合适容量的变压器。如果遇到用电量较低的时段, 则应该在确保线路末端电压质量的基础上, 使负荷聚集于同一线路、变压器, 以此达到负荷的均衡配置, 也能有效节省电能, 控制线损, 达到提高配网系统电压质量的目的。
2参照客户实际来科学定位变压器分接开关
必须正确选择变压器一次额定电压, 因为只有这样才能维持二次电压质量, 防止出现过高、过低问题。
其中, 当变压器靠近电源时, 适合提高一次线圈的额定电压值, 相反, 则要适当地降低其额定电压值, 一次来维护二次电压质量。
调节分接开关来对应变换变压器的电压分接头, 从而确保同变压器额定电压相比, 二次电压能够有上下5%的浮动量, 达到对低压线路的电压补偿, 从而维护用户一侧用电电压的稳定性, 其中分接开关档次的选择必须慎重, 需要严格参照现实条件, 通过全面、细致的计算进行科学、合理的选择, 分接头位置的调整要达到优化电压水平、提高电压质量的效果。
3科学控制配网阻抗电压降
按照科学的原理和规律, 通长来说线路的截面越大, 其电阻越小, 截面越小、电阻越大, 相反, 线路越长, 其电阻值则越大, 线路越短, 则对应电阻值越小。因此, 可以通过扩大线路截面、适当控制线路长度的方式来调控配网阻抗, 从而维护配网线路的平衡, 防止出现电压远远偏离常规值, 对用电设备带来的负面威胁。
4并联电容器
通过并联电容器能够有效优化并完善配网电压质量, 而且这种方法具有几大优势, 体现在:便于使用和维修, 有功功率损耗相对较低, 单个容量较小, 可以进行集中组装使用, 其中任何单个电容器出现问题不会对系统的整体运行带来负面影响, 从而拓展其应用领域和范围。
通过并联电容器能够辅助设备出力, 因为有功功率P=S·cosψ, 设备功率恒定时, 当cosψ上升时, 有功功率P会对应增大, 从而确保了设备的有功出力。
5延长闪络路径
配网系统受到雷击时, 如果其绝缘水平较低, 无法达到防雷电的效果, 就可能导致闪络问题, 由闪络会继而造成更加复杂、严重的线路问题, 例如:线路短路、绝缘损坏等, 可以通过延长闪络路径来解决雷击问题。具体的方法为:在维持导线正常绝缘水平的基础上, 确保闪络避雷器同绝缘子能够有效配合。
6做好配网降损工作
(1) 增设线路、并列运行。为了控制线损, 控制线路运行成本, 可以增加并列线路, 实际的操作流程为:从电源到用电设备之间增设多条线路, 保证这些线路可以同时运行、共同工作。例如:可以增设截面大小一致, 且距离相等的电线, 而且要保证他们能同时运行, 这样就能够减少线损。
(2) 重视降损管理
首先, 重视电能计量与用电营业管理。供电企业必须重视对计量设备型号的选择, 选择正规厂家的产品, 确保其精准度与质量, 并加强抄表规范化管理, 注重抄表人员的分配与其职责的监督, 保证抄表的真实、准确, 并严厉打击非法抄表、非法窃电等行为。做好线损的理论性计算与预测, 供电企业必须重视线损理论性预测工作, 定期计量配网线损量, 可以立足于理论知识来科学预测与分析不同用电设备的功率以及损耗率等等, 要形成一个大概的估算, 做到心中有数, 再将预测的结果同实际的计量结果进行比较, 再经过综合分析得出导致线损的原因, 从而采取科学的解决措施, 达到线损控制的目标。此外, 供电企业还要定期做好配网的检修与维护工作, 及时发现线路、电气设备等的运转情况, 出现问题及时处理、及时解决, 这样才能为配网电压的稳定供应创造有利的条件。
三、提高配网电压质量的外在技术和方法
1配置自动调压装置
自动调压装置属于特殊电压调节设备, 能够科学有效地调节配网电压, 优化其电压质量和水平, 确保线路末端电压的稳定性。单相调压设备属于自动化调压设备, 具体构造包括:有载调压设备、自耦变压器, 具体构造如图1所示。
控制器通过不断向外输送信号来拨动触头, 均衡地控制串联线圈匝数, 确保其所输出电压处于规定的合理范围。这一调压设备特征为:运转相对灵活、自由, 两台单相调压设备能够构建一个V状接线模式, 从而有效调节10k V线路电压, 具体范围在上下10%。必须将调压设备合理地定位、装配, 具体依据的思路或原则为:再当线路承受较大负荷时, 应该对该线路不同用户的电压加以测量, 遇到某一段电压大小较规定标准低时, 则可以将调压设备安装前一段, 在确保用户的最大电压控制在规定范围的前提下, 尽量将调压设备装配在首端, 从而来确保线路电压质量, 控制线损率。而且也要尽量将调压器配置于负荷聚集区的前方。
2加强小水电协调控制
所谓的小水电协调控制主要是针对水电站特殊工作时节所开展的协调控制, 水电站集中运行时期, 可能带来供电系统电压的不平衡波动, 从而影响电压质量。针对这一问题, 供电企业可以采取调度的方法, 利用调度、计量等先进的自动化系统来对小水电线路进行监测, 例如:配变、线路负荷、电压等, 通过分析当天水电站用电的负荷曲线, 利用合适的预测方法来预测出第二天的用电负荷趋势, 在对应得出供电方案, 水电站同时可以参照负荷曲线来对应调节机组, 例如:用电负荷最低时段控制机组出力, 当同一条线路中几个水电站共同运转时, 则可以先选择让调节能力较强的大机组发电, 以此来驱动小机组的发电。如果小水电上网线路的电压超出规定范围, 则可以从发电机组入手, 通过调节其出力来稳定电压, 确保电压质量。
结语
配网电压质量会直接影响到用户端用电设备的运转水平, 关系到供电企业的供电服务质量, 也会影响到供电企业的经济效益, 加强配网电压质量管理与监督, 明确配网电压标准, 并对应采用科学有效的技术措施, 来优化改善配网电压质量, 这样才能最大程度上确保配网电压质量, 维护配网安全。
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配网电压 篇2
摘 要：阐述了台区低电压及其危害，从人员因素、方法因素、设备因素、环境因素4个关键因素分析了郊区配网台区低电压治理对电力企业经济效益及社会发展有着重要意义。
关键词：台区；低电压；关键因素
一、低电压及其危害
（一）低电压定义及其成因。由于供电线路陈旧、供电线路布局不合理、电力变压器过负荷供电或电网负荷的功率因数过低等原因引起的用户计量装置处电压值持续一小时低于国家标准所规定的电压下限值，称为“低电压”。
（二）低电压危害。（1）降低各类电机的启动转矩、最大转矩、最大过负荷能力，严重时将会导致电机无法启动。（2）影响照明类家用电器的照明度，使电视、广播、通讯等信号质量下降，降低电气设备的使用寿命。例如当电压降低5% ，普通电灯的照度降低1 8% ；电压降低10% 。则照度降低35%。由于电源电压下降。引起电灯功率下降、光通量减小和照度的降低。特别是对那些利用放电现象而发光的放电灯的影响。如果电源电压过低，灯就不能稳定起燃。当瞬时电压下降1 5%时，放电灯将开始熄灭。（3）低电压运行使线路损耗增加。当电压较低时，正常运行时的三相负荷平衡状态就会发生变化。由于负荷不平衡和三次谐波电流的作用，产生零序电流和零序电压.会使电网及设备的无功负荷增加，降低功率因数，增加损耗。（4）电网电压降低到一定程度时会出现电压崩溃，造成大面积停电事故。（5）用户投诉增多，影响公司优质服务形象。由于低电压的存在会导致用户使用电力的质量受到影响，进而会引起用户的不满，进而增加用户投诉的几率，从而影响公司的形象。
二、郊区配网低电压台区治理的关键成功因素
关键成功因素（Critical Success Factors，CSF）的概念由洛克特（Rockart，1979）提出，引入信息系统研究领域，用于需求分析和信息系统规划。CSF是指为了取得满意的结果将保证个人、部门或组织在竞争中取得成功或良好的业绩和表现，必须给予特殊和持续关注的管理问题和组织领域。1987年Slevin和Pinto把关键成功因素的概念应用于项目管理研究。
（一）人员因素。（1）培训力度不够。为加强低电压台区治理，电力企业需要组织低电压治理专项培训，不定期组织企业内部人员技术培训，组织专业人员进行低电压信息PMS系统培训及录入工作。（2）技能水平有待提高。台区治理成员需多次参与培训，要求其对于低电压治理手段有较为深刻的掌握，并且能够针对供电现场不同的情况制定出合理的治理方案。
（二）方法因。（1）电压检测手段少。在低电压现象发生后，台区治理人员可通过现场检测及时获取信息，为方便采集台区低电压信息，需尽快完善配网运行监测系统中配备的电压监测模块，实现实时监控全部台区及用户的电压质量信息。（2）台区运行管理不到位。台区低电压治理需有专人负责，专人管理，定时、不定时进行现场台区及用户电压质量采集，学会利用配网运行监测系统进行台区电压质量信息的实时监控。（3）系统平台信息录入错误。经核查发现，GIS、PMS系统数据库一些参数未填写或者录入错误，系统按照录入参数计算时，造成遥测数据不合格，影响了地区整体指标。
（三）设备因素。（1）供电线径细、半径长。 部分10kV线路存在不同程度的老化现象，加之近年来城乡负荷增长迅速，供电线径及供电半径不满足现有重负荷的要求，造成线路压降大、耗损大，末端电压低，部分线路存在严重“卡脖子”现象。（2）无功补偿能力不足。随着城乡经济发展，供电区域内产生无功的电器使用增多，线路原有的无功补偿柜无法满足需要，导致线路功率因数低，线损增加，台区末端供电电压偏低。合理提高供电电压，对电网进行升压改造是降低线路损耗的有效措施。（3）变压器供电能力不足。部分台区变压器容量小，由于变压器容量与带载能力成正比，导致小容量变压器不能满足高负荷台区的用电需求。因此要增加电源点，提高高压和10kv线路的供电能力，同时对过负荷配变进行增容或者分容改造，对于低电压干线进行升级。
（四）环境因素。（1）受季节性影响较大。迎峰度夏时期易发生“低电压”现象。在每年6月至9月迎峰度夏期间，随着各类用电负荷的增长，随之而来的“低电压”更为集中，主要出现在降温负荷突增时段。因此要选用节能型变压器，对长时间连续运行的设备提倡使用节能型电机，但此类电机目前起动转矩偏小，频繁启动负载慎用，负载率在85%左右的设备才推荐使用，否则不能体现除节能效果。
三、结束语
通过台区“低电压”综合治理工作的关键因素分析，找准治理落脚点，加快治理步伐，不仅满足了农村目前迫切需求，延长了配电设备的使用寿命，给企业用户带来了巨大的经济效益，同时也促进了社会的经济发展和社会和谐。
参考文献：
配网电压 篇3
分布式电源接入配电网，对节点电压、电能质量、保护、短路电流等都会产生很大影响，且影响程度与分布式电源的位置和容量密切相关。如何从规划上减少这种不利影响，文献中提议将DG纳入配电调度管理中，由于认为DG机组类型及所采用能源的多样化，使得如何在配电网中确定合理的电源结构、如何协调和有效地利用各类型的电源成为迫切需要解决的问题。据有关规定，配电网内分布式电源不应主动参与电压调节，因此分布式发电的接人必然影响稳态电压分布，进而影响到供给用户的电能质量。
传统的配电网规划考虑的年限一般为5年到20年，分布式电源的兴起带给配电网一系列问题，给传统的配电网规划带来了实质性挑战。本文将在分布电源，变电站和负荷地点已经确定下来的情况下，通过详细分析DG不同接入点对电压的影响。本文提出从配电网规划上解决分布式电源带给电网的问题，从而为配电网滚动规划提供支持，确保给用户提供稳定可靠的电能。
1 分布式电源对配电网稳态电压和负荷的影响
分布式电源接入到电网中主要有：安全性，电能质量，可靠性，这三个方面的问题。其中在电网正常的情况下，主要是对电能质量的影响。
由于分布式电源受自然资源的限制，某些电源类型是定功率因素，不参与系统调节的。1547标准规定，DG不应该对PCC母线进行主动调压，也不应使配电网电压越限，故对同步机采用定功率因数控制模式。本文分析了定功率因素的DG不同接入点对稳态电压分布的影响：
1)电压升高。当DG未接入时，潮流从变电站流向用户，在配电变压器和变压器下游馈线上有一个电压降，电力用户的入口电压低于变压器一次侧的电压。当用户附近或负荷侧接入DG单元，有可能使潮流反向从而抵消这个电压降，甚至可能使电力用户的入口电压高于配电变压器一次侧的电压。
2)电压降低。在调压装置如电压调节器或有载调压变压器下游接入一个DG单元，DG的存在减少了压降补偿装置所测量到的负荷，进行电压补偿时所设的目标电压值比维持馈线末端电压达到规定标准的实际设定值低，因此接入DG后馈线上的电压比未接DG时还低。
第一点很容易理解，下面简单分析第二点。如图1所示，电源代表电网高压侧，视为无穷大电源;负荷为PMW，变压器的变比为110±2*2.5/35 k V，当分散电源未接入电网时，由电网直接给负荷供电，此时调压装置所测到的负荷为重负荷PMW，馈线末端的电压为35*(1-7%)k V，调压装置进行2.5%的升压调节。升压后，馈线末端的电压为35*(1-7%+2.5%)k V。当分散电源接入在变压器的下游，可提供0.75PMW的功率，负荷只需从电网获得0.25PMW的功率即可以满足供电要求。此时电网测得的负荷为轻负荷，认为馈线末端电压为35*(1-3%)k V，电压合格，不予调压，而实际上，馈线末端的电压仍为35*(1-7%)k V。因此，接入分散电源后馈线上的电压比未接分散电源时还低，并且在此种情况下，若负荷再增大一些，电压就将不合格。(注：假设重负荷线损为7%，轻负荷线损为3%，配网的电压波动合格率为±7%)
从上面分析可以得到，并非所有DG的接入都会对配电网电压有好的影响。因此需要通过配电网规划在适当位置接入分布电源，来保证配电网电压的稳定。下面将分析考虑定功率因素的分布式电源不同位置接入配电网对系统的影响。
2 仿真验证及数据分析
配电网络的拓扑结构类型较多，我国城乡大多数配电系统仍以放射状链式结构为主。本文用PSCAD进行了仿真验证。实验参数：变压器参数为110±2*2.5/35kV，采用Yg/Δ-11接线，不考虑变压器内部压降。负载为定功率12MVA，负荷功率因数0.9。DG不参与系统调节。导线选用LGJ-120钢芯铝绞线，参数为R0=0.27Ω/km、X0=0.264Ω/km。变压器和负荷间距离10 km。DG可在线路中任何一处接入，不考虑DG接入线路的阻抗。仿真原理图如下图2所示：
当DG不参与系统调节，在额定电压下输出功率12MVA，功率因数0.9。DG未接入系统中，负载的线电压Vl为32.539k V，潮流从变电站流向用户，电压降为k V;当DG接入系统靠近负荷端时，负载的线电压Vl为35.023k V，比变电站低压侧电压还高。
当DG额定电压下输出功率8MVA，功率因数0.9时，靠近有载调压变压器下游接入时，补偿装置所测量到的负荷较小，不予调压，实际末端电压为表1中所示，在距电网电源端(高压侧)L为零时负载的线电压为32.539k V，达到电压合格范围的下限，验证了第二点。
在距电网电源端(高压侧)不同的位置L时，本文仿真的结果如下表1。
从表1可以得到，DG从电网电源端向负荷侧靠近时，电压Vl的值在逐渐增大。因此，单纯从维持电压的角度来讲，DG越靠近负荷端，越能给负荷提供稳定合格的电压。从功率角度来看，在负荷电压Vl值较大时，负荷消耗的Pl也较大，电网电源提供的Ps也较多。对减少电力公司投资线路的成本由于DG接入导致负荷太小而不能收回而产生沉没成本的损失有一定作用。
(表中Vdg为分布电源的线电压, Vl为负载的线电压。Ps为电网提供的有功功率, Pdg为分布电源发出的有功功率, Pl为负载消耗的有功功率。)
3 结束语
本文假定DG是定功率因素的稳定电源，认为DG不受自然条件限制稳定输出功率。随着微电网和电力电子技术的发展，这类电源也越来越多。本文通过仿真，验证了文中提到的DG接入配电网对用户端电压的影响，并通过对比定功率因素DG不同地点接入配电网中对配电网的消耗功率的仿真数据，得出在负荷和DG容量比较匹配的地区就近接入DG。这为分布式电源接入电网提供了参考依据。在为用户保证高质量的电能，保障了用户的利益;同时增加了用户消费的电能，达到双赢的目标，为配网滚动规划提供一个有益的参考。
摘要：随着分布式电源 (DG) 的逐渐引入, 大量的分布式发电并网运行。配电网中存在的DG将对配电网的结构、电压, 电能质量等有重大的影响。在分布电源和变电站位置已经确定下, 从配电网规划的角度分析了不同地点和方式接入DG对配电网电压的影响, 通过分析和仿真, 结果表明合适的DG接入方式将能更好的给用户提供高质量的电能和创造最大的效益, 也为配网滚动规划提供一个重要参考方向。
关键词：分布式电源,配电网,配电网电压,配电网滚动规划
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配网电压 篇4
【关键词】2 0 k V农网；低电压；用电负荷；调压管理；解决措施
【中图分类号】TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0373-02
近年来，珠海横琴新区农村经济进入了快速发展轨道，农村用电需求大幅增长。而另一方面，整个珠海横琴新区原来只有3个变电站，农村电网基础设施建设速度滞后，特别农村家电下乡政策实施以来，农村地区用电负荷大幅提升，落后的农村电网与高速增长的农村电力需求之间形成了一定的反差，供电能力和电压不足已经成为广大农民反映较为强烈的突出问题。虽然，近几年已逐渐重视农网的建设与改造，在改善电压质量方面做了大量的工作，解决了一部分地区的电压不足问题，但由于客观条件的限制等原因，当前珠海横琴新区农村部分仍然存在电压质量偏低的问题，直接影响到农村电网末端电力用户高效可靠、节能经济用电水平。因此，珠海供电企业结合农村电网实际情况，采取相关技术措施，解决农网线路末端低电压问题，让农村群众“用上电，用好电”。
1 电压质量标准及10kV农网低电压现状
1.1 中低压配电网电压质量标准
根据国家电网农[2003]293号文关于印发《国家电网公司农村电网电压无功和供电可靠率管理办法的通知》中的相关技术要求可知：35kV及以上电压等级供电的，其电压正、负偏差的绝对值之和应不超过标称电压的10%；10kV及以下三相供电的，其电压允许偏差为标称电压的±7%（即：10kV为9. 3kV～10.7kV；380V为353V～407V）；低压220V单相供电的，其电压允许偏差为标称电压的-10%～7%（即：198V～235V）；对于电压质量有特殊指标要求的电力用户，其供电电压允许偏差值应严格按照供用电协议执行。
1.2 10kV农网低电压现状
由于农村10kV电网在技术升级改造前受到产权归属、自动化水平较低、建设理念滞后等因素的制约，加上农村中低压配电网的电压质量管理工作长期得不到供电企业的重视，即便在农网改造后对农村中低压配电网结构有了较大优化改进，但由于没有充分结合农村社会经济发展速率，没有进行详细的用电需求分析，导致农村20kV及以下中低压配电网终端低电压问题依然存在，不能从根本上确保终端用户的供电电压质量水平。
2 农网10kV线路末端低电压原因分析
2.1 农网结构较薄弱
电网结构较为薄弱是农村10kV配电网中面临的主要问题，珠海横琴新区跟全国大多农村一样，也存在变配电台区地址与区域负荷中心不匹配，尤其是部分20kV馈电线路，其距离较远、负荷较重、分支线路较多，加上日常运行维护管理技术措施不到位，导致线路首端电压偏高、终端电压偏低，严重影响供电电压质量水平。
2.2 用电负荷急剧增加
近几年来，珠海横琴新区以及农村社会经济的快速发展，横琴新区工业用电快速发展，所上工业都是几百亿的大项目，而农村日常生产和生活用电负荷急剧增加，春、秋两季进入用电低谷期，系统电压增高；冬、夏两季进入用电高峰期，人均用电量大、用电负荷集中，其人均用电量将比春、秋两季高2～3倍左右，这样势必会导致用电高峰期10kV配电变压器运行存在过负荷甚至超负荷工况，供电导线严重发热，线路过流损耗引起线路压降增大，进而引起线路终端电力客户的供电电压偏低，影响其正常高效用电。
2.3 调压管理工作落实力度较弱
以前旧有的10kV线路、配电变压器、以及配电装置进行技术升级改造后，虽其供电能力得到加强，但由于日常调压管理工作落实不到位、未能根据负荷实际情况实时动态调整配变抽头挡位，导致终端20kV配电变压器抽头挡位与实际负荷不匹配；一些偏远落后的山区，没有按照要求配置无功动态补偿装置，有的虽配置了无功动态补偿装置，但运行监视维护措施未能有效跟上，未能及时对20kV配电网运行工况进行动态跟踪处理；有的变配电台区未按照相关规定设定D类电压监测、监控点，或虽配置D类电压监测设备，但由于运行服役时间较长已出现损坏、数据显示不准确等问题，导致不能准确可靠进行终端电压监测分析和低电压预防控制；20kV变配电台区基础自动化设施不全和自动化水平偏低，导致供电区域出现电压偏低和电压波动较大问题时，供电部门不能及时准确掌握变配电台区监测监控点的实际电压运行状况，导致供电企业不能及时准确采取有效技术措施进行整改处理，结果造成供电区域电压偏低现象长期存在，影响终端电力用户安全可靠用电。
3 解决措施
3.1 提高电网电压等级、提高输配电容量
农村电网110kV及以下高、中、低压配电网线损，约占电力系统线损的60%以上，且10kV及以下中、低压配电网其线损随负荷的增加比重越来越大，由原来的40%上升到55%以上。农村社会经济发展伴随电力负荷急剧增加，已使得10kV农网结构适应不了供电量快速增长需求，导致10kV农网已接近饱和甚至超出输配电容量需求。将横琴新区农网从现有10kV电压等级提高到20kV，具有以下多方面的优势：
（1）可以提高农网输配电能力，减小供电导线截面，提高电网技术升级改造经济性。
（2）可以提高负荷，增加农村电网输送距离，提高终端用户电压水平。
（3）减少电压损耗，提高供电电压合格率。
（4）降低输电电流，减少线损。
将农网电压从10kV提高到20kV，可以有效确保供电电压具有较高质量水平。输电线路电压降与电力负荷有功功率P、无功功率Q、输电距离长度L、单位导线电阻R0、单位导线电抗X0、以及电网标称电压U等均有关，其电压损耗可以表示为：
从上述分析可知，如果将横琴新区电网由10kV升高到20kV电压等级，则在输送同功率电能时，线路电流降低为原来的一半左右，损耗百分比只有原来的25%，这样可以有效降低电能输送过程中的一次能源消耗，降低线路损耗，提高终端供电电压质量水平。此项应用在珠海市横琴新区目前正在实施，整个横琴新区电压等级提高到20KV，得到了良好的节能效果，也符合当下的国家产业政策。以每年横琴新区用电10亿度算，单线损节约也要超过千万，这可不是一笔小数。如果得以在全国推广，将会为我国电力系统降低线损立下汗马功劳。
3.2 提高20kV变配电台区母线电压稳定性
电网电压调控运行水平，取决于系统无功功率实时平衡程度，即电网系统中各种无功功率电源的无功功率出力，应与系统电力负荷和网络损耗相匹配，以确保系统供电电压在允许范围，否则系统电压波动将为增大超过允许偏差值，尤其当无功功率不能满足系统调控需求时，电压就会发生下降，严重时将会引起整个电网电压发生崩溃。要提高20kV农村配电网各点电压的合格率和终端电压质量水平，首先应保证10kV变配电台区母线电压具有较强稳定性。通过在变配电台区安装适当容量的集中无功自动补偿装置（如：SVC、SVG等），根据系统负荷波动情况自动调节系统无功补偿容量，确保系统无功功率始终处于动态平衡运行工况，避免由于无功欠补偿或过补偿引起系统电压不合格问题发生；对于负荷波动较大的20kV农村配电网，在采用无功自动补偿很难满足调压需求时，应优选带有载自动调压分接开关的配电变压器，通过DSP数据处理器运算分析形
成对应调控决策，改变配电变压器的分接开关档位，确保20kV母线电压具有较高合格率和较强稳定性。
3.3 加大无功补偿量，提高功率因数
按照一流供电企业电网的综合电压合格率要求达到96%以上，必须加大无功补偿量、补偿位置、补偿方式等方面的研究。功率因数的考核要严格按时段进行，高峰用电负荷时段其功率因数值应达到0.96～1.0之间，合格率要达到95%以上；低谷用电负荷时段其功率因数值应达到0.93～0.96之间，电压合格率要大于85%以上。增加对20kV配电网无功容量的优化配置，且优化配置时应严格按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”等原则执行，同时认真分析供电区域用电负荷波动和用电增长率情况，逐年提高系统电容器容量所占无功补偿容量比，并结合先进在线自动化监测监控装置，根据系统实时运行工况智能自动生产调控决策，以利更有效地控制系统功率因数的总体质量水平。要严格执行《功率因数调整收电费》等相关文件，通过各种奖惩激励机制让用户主动参与到无功调节工程中，及时装好无功补偿电容器，通过分布就地平衡提高系统无功补偿能力，确保20kV农村配电网安全可靠、节能高效稳定的运行发展。
3.4 采用馈线自动调压器稳定终端用户电压
馈线自动调压器是农村配电网终端用户提高电压的一种先进电力设备，其可以自动跟踪20kV配电网输入电压变化值并自动调节确保输出电压恒定在优质电压水平。馈线自动调压器实际就是三相自耦式配电变压器，其可以在±30%电压波动范围内对输入电压进行自动调节以满足用户端电压需求，其具体安装示意如图1所示。
通过在长距离20kV线路的中末端安装馈线自动调压器，当线路前端负荷处于空载运行工况时，线路后端电压会出现偏高甚至过高问题，自耦调压器可以自动跟踪电压水平并进行自动降压调节；在线路前端负荷较重时，终端电压会出现偏低甚至过低问题，自耦调压器可以自动跟踪系统电压水平并进行自动升压，以确保馈线后端线路负荷点的电压具有较高质量水平，提高20kV农村配电网电压合格率。
3.5 依靠先进的计算机技术，加强系统电压管理
结合计算机技术、电力通信技术、传感器技术等，利用SCADA数据采集监控系统、调度自动化系统等，实现对20kV变配电台区的电力负荷、有功无功功率、功率因数、以及20kV母线电压进行动态监测，并经DSP数据处理单元、PLC控制器等自动完成电压合格率的计算分析、存储打印等功能。20kV农村配电网调度值班人员可以根据这些实时数据信息，更加科学合理地进行配电网调度，使配电网运行方式的改变、主变压器分接头档位调整、无功补偿电容器组投切时段等更加及时可靠、准确合理。
4 结束语
综上所述，农网结构较薄弱、用电负荷急剧增加、调压管理工作落实力度较弱等，是引起20kV农网末端电压偏低的主要原因。通过提高系统电压等级、提高系统20kV母线电压合格率和稳定性、加大无功补偿提高功率因素、采用馈线自动调压器、加强电压调控管理等技术管理措施，可有效提高20kV农网末端电压，为农村用户提供优质经济的电能资源。
参考文献
[1] 黄芷定；邹玲玲.如何解决农村配电网低电压问题的探讨[J].中国西部科技，2010年24期
10kV配网过电压分析 篇5
地方小水电存在设备简陋, 技术水平低, 布局不规范等问题。多数小水电站都是就近梯接在附近的35kV或10kV配电线路上。由于这些小水电站都未配置电压、频率异常解列装置, 为防止这些配网线路重合闸时对小水电机组造成冲击, 梯接有小水电站的35kV、10kV配电线路重合闸都未投入运行。与主网联络的110kV线路瞬时故障切除重合闸前还需解列有上网小水电站的配电线路, 导致供电可靠率低下。这些小水电站全部为径流式电站, 无调节能力, 基本上都处于汛期弃水, 枯期有多少水发多少电状况。
2 应用实例
2.1 运行方式对10kV配网的影响
某110kV变电站是一个典型的单线、单变、有上网小电源的终端变电站。正常运行方式下主变110kV中性点经放电间隙接地。采用了解列重合闸的方式。即保护动作跳本线路断路器的同时, 跳开变电站所有有上网小电源的线路。重合闸采用检母线无压、线路有压方式重合;
主变压器110kV侧中性点采用经放电间隙的接地方式。发生接地故障、变电站侧线路保护不动作时, 变电站主变中性点间隙击穿, 间隙保护保护动作后将以较短的时限跳开所有上网电源线路。以保证线路接地故障点绝缘恢复, 线路重合闸能够成功动作。上述两种故障情况下都将导致梯接有小水电站的配电线路与变电站母线解列。
2.2 过电压原因分析
1) 由于梯接在配网线路上的这些小水电站在配网线路与变电站母线解列时不能自动解列。
2) 变电站为保证110kV供电线路发生瞬时故障时, 重合闸能够动作成功, 110kV线路保护、主变中性点间隙保护动作时需要连切这些梯接有小水电站的配网线路。导致变电站二次回路接线复杂, 变电运行操作复杂, 可靠性低。
3) 丰水期负荷低谷时段发生配网线路与变电站母线解列, 必然会发生过电压。
3 解决方案
1) 将电站升压变压器高压侧的负荷开关更换为可进行远方电动操作的断路器。完善电站的发电机、变压器的保护装置, 加装低频、电压解列装置。
2) 加装直流操作电源系统, 为断路器和保护、安全自动装置提供可靠的工作电源。
3) 将电站的手动或机液调速器更换为微机控制的电液调速器;手动调压系统更换为微机控制的自动励磁调节装置。
4) 保留原配置的保护、调速器、励磁系统。但应将升压变高压侧负荷开关更换为具有失压脱扣功能的高压断路器, 并在升压变高压侧加装线路电压互感器, 保证线路电压正常时断路器才可以合闸。断路器的正常分、合闸可采用手动操作方式。
5) 加装频率、电压异常解列装置, 装置的工作电源可采用交流站用电源整流供电。
6) 如不考虑加装频率、电压异常解列装置。则可将发电机过电压保护器的过电压动作定值调低至正常运行电压的1.20～1.25倍;适当调高升压变高压侧断路器的脱扣电压值, 可考虑调高至正常运行电压的0.7～0.8倍。只要配电线路与变电站10kV母线解列, 小水电站就与配电线路断开。
4 改造情况
1) 枯水期, 这些小水电站主要是做好电站机组、设备的检修、维护。
其次是利用有限的来水发电。在此期间, 有限的发电量只能作为主网下网电量的补充。负荷高峰期, 当配电线路与变电站解列后, 巨大的负荷缺额将导致孤立小网的频率、电压迅速崩溃。小水电站操作电源消失, 保护及自动控制装置将失去作用。此时具有失压脱扣功能的断路器失压脱扣动作, 断路器分闸, 将小水电站与配电线路断开。变电站侧配电线路的重合闸检查母线有压、线路无压重合, 恢复对配电线路的供电。为保证配电线路重合闸动作时, 小水电站已与配电线路断开, 电站侧断路器失压脱扣的电压值应高于变电站侧重合闸检无压电压值。
2) 丰水期的情况有负荷高峰期和负荷低谷期两种情况。
负荷高峰期发生配电线路与系统解列, 小水电站的发电能力不能满足负荷需求, 将导致配电线路频率、电压下降。由于小水电站无自动励磁调节能力, 发电机的输出频率、电压将会持续下降, 最后导致低频、电压解列装置动作或断路器失压脱扣动作将发电机与配电线路解列。变电站侧配电线路重合闸检测到配电线路电压消失后动作合上配电线路断路器, 恢复对配电线路的供电。配电线路电压恢复后, 小水电站再与配电线路同期并列, 恢复运行。
如负荷低谷期小水电站有富余电量上网的情况下发生配电线路与系统解列, 孤立小网频率、电压都会升高。如电压升高超过过电压保护器动作电压, 过电压保护器动作将小水电站与配电在线路解列, 避免用户电器长期处于高电压下工作损坏。如电压升高幅度不大, 不足以导致过电压保护器动作, 则孤立小网有可能维持长期运行。为防止这种情况出现, 应考虑加装反应于频率、电压升高或降低的频率、电压异常解列装置。
5 结束语
小水电站通过上述技术改造, 具备了电网异常时与配电线路自动解列的能力后则可简化变电站的相关二次回路, 提高配网线路的供电可靠率。建议制定地方小水电上网的技术规范, 满足了并网运行技术规范要求后才可批准入网。
摘要：分析了10kV配电线路上的小水电站配电线路重合闸不能投入运行、配网线路供电可靠率低的原因, 提出了解决办法。
关键词：小水电站,配电网,过电压,10kV线路
参考文献
[1]华中工学院.发电厂电气部分. (高等学校教材) [M].
[2]吴大榕.电机学. (高等学校教材) [M].
[3]李先彬.电力系统自动化. (高等学校教材) [J].
配网无功补偿和电压自动调节技术 篇6
1 配网中的无功补偿
无功补偿是对无功功率补偿的简称, 能够有效提高电网的功率因数, 降低供电变压器和输电线路的损耗、提高供电效率、改善供电环境, 无功补偿装置在电力系统中是不可或缺的。从目前的情况看, 我国配网中存在形式众多的无功补偿, 它们有着各自的侧重点和优缺点, 在不同时段和区域有着相应的优势。
1.1 变电站集中补偿
变电站集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机和静止补偿器等, 一般与变电站10 k V母线相连接, 以实现对主变压器空载无功消耗和输电线路无功功率损耗的集中补偿。变电站集中补偿的优点在于管理简单、维护方便, 是当前电力系统中广泛应用的无功补偿方式, 但基本不具备降损效果。
1.2 随线补偿
随线补偿是指在高压配电线路上分散安装相应的并联电容器, 对配电线路中的无功功率进行补偿, 能起到提高配网功率因数、降损和升压的效果, 适用于功率因数低、负荷重和公变多的长配单线路。其优势主要体现在投资小、回收快和补偿率高等方面, 但随线补偿的保护装置配置较难, 维护和管理中存在很大的问题, 且受到安装环境等因素的限制, 在配网中的应用较少。
1.3 低压补偿
低压补偿可分为低压集中补偿和低压分散补偿两种。
1.3.1 低压集中补偿
低压集中补偿是指将无功补偿自动投切装置作为控制保护装置, 在低压母线上并联电容器组, 以实现对变压器和低压配电线路无功损耗的补偿。低压集中补偿在用户专变和农村电网中应用广泛, 但在公用变压器中, 受管理和维护问题的制约, 很容易形成安全隐患, 难以有效利用。
1.3.2 低压分散补偿
低压分散补偿是指在无功负荷相比密集的低压线路上安装电容器, 以对线路本身和用电设备消耗的无功功率进行补偿。相比于上述补偿方式, 低压分散补偿在改善电压质量、提升配网供电能力和节能降耗方面有着非常明显的优势, 不过受低压负荷分布分散性和随机性特征的影响, 补偿位置和补偿容量的选择比较困难, 且电容器在轻载时会闲置, 影响了设备的利用率, 在我国当前配网中几乎没有使用。
1.4 动态补偿
动态无功补偿是一种提升电压稳定性的有效措施, 同时, 也是实现配网安全、稳定运行的客观需求, 在电力系统中发挥着越来越重要的作用。动态无功补偿的功能主要体现在:可提升系统潮流可控性, 提高配电线路的运行效率;可提升电力系统的静态稳定性和暂态稳定性;可改善配网系统的静态和动态品质;可改善配网功率因数、降低网损;可改善直流输电系统的性能等。
2 配网电压自动控制系统
在配网中, 有效的电压控制和合理的无功补偿是同时存在的, 可在保证配网电压质量的同时, 提升电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。因此, 电力工作人员不仅需要考虑无功补偿, 还应考虑电力的自动调节和控制, 因此, 针对当前配网中的自动电压控制系统进行了简单分析。
2.1 系统概论
在长期的发展过程中, 坚强电网的构建、无功电源的应用和无功补偿的增加使无功功率不足不再是配网运行中的主要矛盾, 而电网无功潮流的不合理分布和大机组无功功率的不合理分配日渐凸显。针对这种情况, 从配网整体着手, 对电网无功潮流和发电机机组无功功率进行了相应的协调控制, 以实现配网电压的自动调节, 这是确保电网安全、稳定运行, 保证电压质量、减少网损的有效措施和必要要求。
2.2 基本原理
自动电压控制系统的基本原理是利用SCDMA系统实现对全网各节点的遥测遥信, 并对得到的数据进行实时在线分析和计算, 在保证配网和相关电力设备安全运行的前提下, 考虑各节点的电压质量和省网关口的功率因数, 从全网的角度, 对电压无功进行优化控制, 从而实现无功补偿设备的合理投入、无功分层的就地平衡和稳定电压, 并在控制主变分解开关调节次数的基础上, 实现相应的配网优化目标。结合专业软件分析和调度自动系统的遥感、遥信、遥测和遥控功能, 以计算机技术和网络通信技术为保障, 实现对配网内各变电站无功补偿设备和有载调压装置的集中管理和控制, 最终实现电压无功优化运行的闭环控制。
2.3 系统功能
自动电压控制系统的功能体现在多方面:能对全网电压进行优化调节和提升电压质量;能实现全网调节无功补偿, 实现无功功率的分层和就地平衡;可实现不同运行方式下的无功电压优化控制运行;可在电压合格的范围内, 实现高峰负荷电压的偏上限运行, 评估负荷电压偏下限运行。
3 结束语
总而言之, 在当前电网规模不断扩大, 社会对电力需求不断增加的情况下, 实现有效的电压控制和合理的无功补偿是非常必要的, 直接关系着整个配电网的安全、稳定运行和电压质量稳定, 需要电力工作人员予以重视。
摘要：在电力系统的运行中, 存在相应的无功负荷, 做好相应的无功功率补偿可对电网电压进行有效调整, 提升电网运行的稳定性。主要对配网无功补偿和电压自动调节技术的应用进行了简要分析。
关键词：配电网,无功补偿,10 kV母线,静止补偿器
参考文献
[1]敬伟.浅谈电网的无功补偿与电压调整[J].中华民居 (下旬刊) , 2012 (10) :188-189.
[2]刘慧敏, 程普, 张新岭, 等.无功补偿电压综合自动调节装置在化工企业中的应用[J].河北化工, 2011, 34 (1) :69-70.
[3]么鲁宁, 朱秋平.浅析配网无功补偿和电压自动调节技术[J].中国电子商务, 2013 (11) :82.
配网电压 篇7
目前, 配网线路选择主干导线截面积, 一般都是考虑以下几个方面的要求: (1) 按经济电流密度选择导线截面积并校验发热条件; (2) 根据允许电压损失选择导线截面积; (3) 校验导线机械强度。经验告诉我们, 这几个方面选择导线要求, 最重要的是按允许电压损失选择主干导线截面积。尤其对低压大电流线路的选线, 特别重要, 切不可少。
然而, 目前的农村配网现状不容乐观, 有的已经改造过的配网、消缺过的配电线路, 由于忽视了最大负荷电压损失这一因素, 在确认无人为因素影响的情况下, 仍有线损居高不下和严重的低电压现象。
2不成功的改造案例
某乡镇一条10 k V架空配电线路, 长16.5 km, 导线选用50 mm2裸铝线, 安装公用配电变压器70台, 总容量为6 385 k VA, 用户专用配电变压器18台, 总容量为2 300 k VA, 两者合计总容量为8 685 k VA, 取功率因数cosφ=0.8, 线路有功功率6 948 k W。长期以来电压低且波动大, 不能让用户满意。受低电压因素的影响, 线路有功功率损失大, 线损居高不下。
为及时解决线损大、电压低问题, 县公司对这条线路进行消缺处理, 将原50 mm2裸铝线换成95 mm2铝塑绝缘导线。经验上看, 此举应是不错的措施, 但事实是, 由于选择导线截面积时忽视了最大负荷电压损失计算, 仍没有达到理想效果。下面具体分析。
根据该县公司调度电脑资料显示, 2014年该线路月平均有功功率2 524.89 k W, 其中7月份最高负荷3 002.64 k W。95 mm2铝塑绝缘导线环境温度30℃时载流量223 A, 温度校验系数为0.96, 实际载流量仅为214.08 A, 取功率因数cosφ=0.8计算, 满载有效供电容量2 962.87 k W。众所周知, 已有线路总有功功率, 一般情况短期内是不会有什么大的变化的。但是, 供电线路负荷的变化存在很大的不确定性, 七八月份的最大负荷随时都有可能再创新高, 甚至负荷满载, 线路电流可达502 A, 95 mm2铝塑线如何能承受?
再看线路电压损失, 国家电网公司《配电网规划设计技术导则 (Q/GDW 1738—2012) 》规定, 10 k V及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%, 这是一个非常重要的刚性指标。它不但是检验和判定电能质量优劣的一个标尺, 而且是配网建设、改造选择合适导线的一项重要技术依据。在此, 仍以95 mm2铝塑线三个不同负荷供出16.5 km, 分别核算电压损失。
电压损失简化计算公式为
式中△U———电压损失, V;
△U0———电压损失系数;
P———线路有功功率, k W;
L———线路长度, km。
电压损失百分数计算公式为
式中UN———线路额定电压, V。
(1) 95 mm2铝塑绝缘线环境温度30℃时满载供电线路长16.5 km, 取cosφ=0.8, △U0=0.059 4, 计算其电压损失百分数。
29%的电压损失百分数, 是标准要求7%的4.14倍, 这样的线路如何能够供出优质电能。
(2) 线路基本条件不变, 以2014年7月3 002.64k W负荷为例, 计算电压损失百分数。
29.43%的电压损失百分数, 是标准要求的4.2倍。如此大的电压损失, 即使35 k V变电所出口电压确保10 000 V输出, 到线路末端电压也只有7 057 V, 再经过配电变压器25倍变压, 低压用户如何正常满意用电, 线损当然也一定很大。也难怪当时抄表员强烈反映无论怎样尽职努力, 也完不成电能表应抄回率。
(3) 线路基本条件不变, 以700 k W负荷计算供电电压损失百分数。
这个数字小于7%, 完全符合国家电网对10 k V及以下三相供电电压允许偏差的标准要求。只要供电负荷不超出700 k W, 线路电压和线损率都将能稳定在国家标准范围之内。但是, 这样一条安装有88台配电变压器, 长16.5 km的高压配电线路, 只能供700 k W优质电能给用户使用, 在经济上是很不合算的。
配网电压 篇8
1 农村电网低电压原因
(1) 农村电网建设基础差
我国农村应用的电网大部分是1998年建立的, 当时农村用电少、电线标准低、导线线径小、配电容量小, 没有大力的建设。如今农村家用电器则是迅速增加, 用电量激增, 原来的老电线老化严重, 根本不能满足现在社会发展的需要, 电网因此面临着重大的压力。
(2) 布局不合理
我国农村电网普遍存在布局不合理的现状, 产生这种现象的原因很多: (1) 由于地理条件、地形限制, 一些电源点设立不合理, 有些地区10k V供电半径太长, 处于末端的电压就不具备标准的电压, 出现了电压过低的现象。 (2) 农村规划不合理, 很多乡镇没有规划直接建立各种民房, 严重影响了原来的电网布局, 致使电源点不能按照计划进行设计, 没有选择, 因此很多的电源点不能进入用电负荷的重心地带, 也就不能给与标准电压的供给。 (3) 电网建设存在很多其他方面的因素, 或者是投资问题或者是农民漫天要价问题, 都导致了电网系统电源点建立不合理, 负担过重, 无法满足用电需求。
(3) 老设备没有及时更新
电网更新很快, 老设备不能满足现在发展的需求, 但是由于资金或者其他问题, 导致老设备不能及时更新, 造成供电紧张。
(4) 电网机制不合理
电网建设需要强大的资金支持, 但是在实际中电网的更新维护, 都遇到了资金问题, 设备得不到及时更新, 维护不能定期进行, 无法满足农村的需要。
2 低电压解决措施
1) 加强供电能力
第一, 建立新的供电站, 设立更多的电源点。建立110k V的变电站, 极大的提高供电的能力。若是主供电半径超过30千米10k V电路, 就要设立35k V的大容量电路, 降低10k V的供电半径。35k V的供电能够提高相应区域的供电质量。
第二, 建立10k V线路。若是供电半径在15~30Km, 10k V过载重载线路就需要进行优化。首先将本线路上的负荷转到其他线路上, 和扩建的110k V变电站结合, 建立完善的线路。
第三, 改造10k V线路。若是最近五年没有规划的线路, 就要采取措施, 同杆架设线路或者加大导线截面进行线路的改造。主要是供电过长、迂回供电的线路进行优化, 减少电压损失。
第四, 装备新的10k V配电变压器。采用多布点小容量的方式改造超载的公共配电区, 采用单相变压器方式改造分散山区的无三项用电负荷。采用组合供电的方式改造负荷集中的公用配电区。
第五, 建设和改造低压线路。若是线路长期低电压, 并且三年之内难以进行改造的话, 可以安装户用调压器或者线路调压器, 改善用户的电压。
2) 提升调压能力
提升调压能力, 能够更加灵活的控制输电线路的电压, 帮助居民改善低电压现象。
第一, 改善变电站的调压能力。新建的变电站都有调压变压器, 没有装置调压的设备, 进行技术改造, 转变为能够自动调压的设备。
第二, 附加装载10k V线路调压器。若是线路供电半径超过了30千米, 并且没有进行规划的变电站, 或者是用户长期存在低压现象的线路, 可以安装10k V自动调压器。
3) 无功补偿措施
无功补偿措施主要采取的措施有增加变电站的无功补偿、10k V线路的补偿和公用配变无功补偿。变电站要根据自身的电容量进行分组优化, 新建立的变电站无功补偿一步到位。10k V线路补偿主要是安装杆上电容器。对于公用配电低压的情况, 在原则上说是要安装无功补偿措施的。
4) 增强用户用电意识
农村用户在用电方面存在很多不合理的地方, 需要加强对农村用户的用电教育, 帮助他们改善用电情况。用户最好安装无功补偿装置, 提高自家用电质量。工业用电上, 尽量减少不必要的用电, 最好安装无功补偿装置, 能够提高工业用电的质量。
3 低压整治措施
1) 加强日常运行中的维护管理
为了提升农村用电质量, 需要建立无功补偿装置, 加强变电站和线路日常应用和维护。做好农村的无功补偿装置建设, 若是没有无功补偿装置, 及时解决, 保证无功补偿装置的完整性。以前做好供电预测, 对供电线路进行定期检查和维护, 减少用电故障的发生。用电高峰到来之前, 电网就要做好相应准备, 调整变压器的开关, 保证农村用电。
2) 建立电网监控网络
建立健全农村电网监控网络平台, 能够有效的解决农村低电压问题。电网部门增加农村供电监控点, 及时收集数据进行分析。对于电网监控网络, 要进行定期的更新, 保证数据及时反映当前的用电现状。电网人员要严格操作电网监控网络, 一旦发现问题, 及时向上级汇报, 发挥电网监控网络的优势, 提高供电情况。
3) 加强农村电网改造
农村电网很多方面已经不能满足现在社会的发展, 因此需要进行大力的改造, 提升电网设备的质量, 从而提高供电的质量。供电部门要严格把关, 仔细审查改造方案。相关部门积极参与, 严格监督电网改革过程, 确保改造的质量。改造完成之后, 相关供电部门做好检查和跟踪, 确保改造成果。
4) 定期召开电压质量分析会
在农村电网改造过程中, 相关部门要密切关注对于电网投诉的建议, 认真审查投诉的材料, 分析投诉的原因, 及时召开电压质量分析会, 解决农村低电压的问题。在大会上, 要将出现的问题罗列出来, 积极发言, 寻求解决方案, 制定相关措施, 提升电压质量。
4 总结
随着经济的快速发展, 各种家用电器进入了农村家庭, 我国农村用电量越来越大, 电网承担着严峻的任务。由于设备老化和其他原因, 农村低电压问题成为普遍现象。低电压问题解决过程中, 需要变电站仔细分析成因, 制定严格的改善策略, 认真完成改造。相关部门要加大资金的投入, 帮助提升电压问题, 提高农村用电的质量。
摘要：随着我国农村经济的迅猛发展, 工业和农业都产生了巨大的变化, 导致了农村对于用电量需求急剧增加。农村电网无法满足农村巨大的需求, 面临着一系列的问题。农村配网低电压问题就是其中之一, 低电压不能满足农村生活的需要, 降低了用电质量, 急需解决。
关键词：农村电网,配电低压,负荷
参考文献
[1]郭炜.农村"低电压"综合治理问题浅析[J].价值工程, 2013 (30) :52-53.
[2]潘少华.基于农村低电压现象的综合治理研究[J].中国电业 (技术版) , 2011 (11) :85-86.
配网电压 篇9
自1950年220 k V串联电容器在瑞典成功投运以来,串联补偿技术在国内外高压及以上输电网中得到越来越广泛的应用,主要起到提高稳定极限,增强输送能力和调节潮流分配等作用。为了连续调节、控制潮流,随着电力电子技术的进步,可控串联补偿技术在输电网中也得到了发展[1,2,3]。
在欧美国家(如瑞典、美国、加拿大等)的中低压配电网(10 k V及以下)中,串联补偿技术用于解决配网电压问题也有80多年的历史[4,5,6,7,8,9,10]。但是,该技术在国内配电网却极少应用,而且相关文献也较少,多数文献只是对国外配网串补工程的介绍或基本原理的分析[11,12]。
众所周知,配网电压质量是衡量供电质量是否符合标准的一项重要指标,其质量的优劣直接关系到用电设备的安全经济运行和生产的正常运作,而且随着社会的发展,电网公司及电力用户对电压质量的要求日趋提高。然而,我国配电网建设相对输电网严重滞后,其网架薄弱,设施老化,线径小,线路长(尤其是山村线路),配电变压器数量多[13],甚至较多线路带有多台大容量的电动机或变化迅速的工业负荷,往往导致线路末端电压低、电压跌落严重。此外,南方地区部分配电线路有较多小水电站分布,往往存在丰水期时线路电压过高的问题。
以往采取的解决措施主要有:改变变压器分接头、更换线径更大的导线和采用分散式并联无功补偿[14]。其中,第一种方法最为常用,但该方法可调范围小,不能解决整条长线路的电压问题;第二种方法的投资费用高且回收效益低,不适合解决配网低电压这一普遍性的问题;第三种方法采用的并联无功补偿装置往往数量多,维护量大,开关动作频繁,噪声大,响应速度慢,而且往往会引起“重载时电压低、轻载时电压高”的问题。
然而,配网串补技术主要起到改善辐射状配电线路沿线电压分布和减小电压跌落的作用,并具有负荷“自适应”电压调节和实时响应的特点,而且该装置的结构和控制相对简单,尤其适用于偏远的山村用电,以及某些末端带有大型电动机负荷(如锯木厂、矿山、破碎机、轧制机)的线路[4,5,6,7,8,9,10],这正是国内配网所需要的。又因为配网串联电容器固有的负荷“自适应”电压调节特点,配网串补一般不需要采用可控式而是固定式电容器,而且配网固定串联电容器(Distribution-Fixed Series Capacitor,D-FSC)相比可控串联电容器更具经济性。
本文分析了D-FSC在辐射状线路中改善电压特性的基本原理,并阐述了D-FSC在配网中应用的特点和作用,在此基础上,分析了D-FSC位置和容量的确定方法,并提出电容器过压保护设计和谐振保护措施,以及D-FSC装置的控制器功能。
1 D-FSC改善线路电压特性的基本原理
1.1 不加D-FSC时的线路电压特性
图1根据辐射状线路电路图,分别给出感性负荷用电(电力用户的负荷特性通常为感性)和小水电发电情况下的向量图。其中供电管理部门对小水电功率因数考核标准为:枯水期一般在0.8~0.85,丰水期提高到0.85~0.95不等,且为发出感性无功[15],可知功率因数角在198°~217°内变化。
图中US和UR分别代表辐射状线路的首端和末端电压,IL代表线路电流,RL和XL分别代表线路的电阻和电抗,SR、PR和QR分别代表末端三相视载、有功和无功功率,φR为末端的功率因数角。
此时,由图1中的向量图可得,线路首末端线电压之差(一般只考虑纵分量)为
在感性负载情况下,末端电压低于首端电压,△U代表电压降;在小水电发电情况下,末端电压则高于首端电压,△U代表电压升。
1.2 加入D-FSC时的线路电压特性
当线路中加入串联电容器XC时,如图2所示。
此时线路首末端线电压之差
由式(2)可知,D-FSC在线路中相当于一个电压调节器,在两种情况下,它总能产生一个与线路电抗电压相反的电压,其值为
该串联电容器提供的无功补偿容量为
由式(3)和式(4)可知,D-FSC补偿的电压与线路电流成正比,容量与电流的平方成正比,这是D-FSC能够“自适应”电压调节的基本原理。
2 D-FSC装置的结构图
D-FSC装置串于配电线路中两个分接点(配变支路与主线的连接点)之间,通常架于后一分接点的电力杆上,其主要由电容器组、电容器保护设备、阻尼设备和控制器组成,如图3所示[6,10]。
对图3作以下五点说明:
1)D-FSC装置的投入过程为(此时隔离开关1为闭合状态):断开线路断路器,合上隔离开关2、3,断开隔离开关1,合上线路断路器。而退出过程则相反:断开线路断路器,合上隔离开关1,断开隔离开关2、3,合上线路断路器。
2)电容器组是D-FSC的主体部分,其安装位置和容量需通过原始线路潮流分析来确定。
3)D-FSC装置的保护设备用于保护串联电容器,其具体构成可见文中第5小节。
4)阻尼设备用于抑制谐振电流,其中Rb、Xb分别为阻尼电阻和电抗,早期的串联补偿装置多数只采用阻尼电阻。阻尼设备可永久或暂时性投入,前者不需配置阻尼开关和控制,但会产生较大的功耗,后者则需要增加一台断路器的成本,并由控制器检测谐振电流来控制其投切。工程实践中可经过谐振仿真分析来决定是否配置该阻尼设备[16,17]。
5)串补控制器主要有两个功能:检测故障和谐振,自动控制开关动作进行保护;监测D-FSC装置状态并发送至主控室,接受主控室信号并执行命令。
3 D-FSC的特点和在配网中的主要作用
3.1“自适应”电压调节和实时响应
由1.2节的分析可得,当D-FSC下游负荷越重,即造成线路首末端电压差越大时,D-FSC补偿的电压也就越大,而当负荷较轻或空载时,线路电流很小,其补偿的电压也随之减小,称这个效应为D-FSC的“自适应”电压调节,这是D-FSC最大的特点和优势。然而并联电容器由于其补偿容量与安装点的电压平方成正比,负荷越大时电压越低,其补偿的无功越小,从而进一步减小其电压调节的能力,因而往往伴随着低电压效应,严重时甚至引起电压瘫痪;当负荷较轻或空载时,电压较高,其补偿作用反而更大,从而使得电压抬升过高,如浙江省舟山和金华地区便存在这种并联补偿不合理现象。
由式(3)和图4中的电压跳变可知,D-FSC安装处的电压变化是瞬时且连续的,而且该装置长期串于线路中,从而避免了开关频繁投切及其响应时间,因此对于快速变化的负荷,如锯木厂、压碎机,D-FSC能够实时响应并瞬时调整补偿的电压[4,5]。
3.2 改善线路电压分布
由1.2节可知,不论感性负荷用电还是小水电发电情况,D-FSC总能使得沿线电压分布向合理方向修正,这是D-FSC用于改善配网电压质量的关键作用。
假设一条10 k V/LGJ-120/18 km配电线路有9个分接点,且各分接点间距离相等,每个分接点处的负荷大小或发电量均为200 k VA,功率因数均为0.85。此时考虑两个极端情况,图4中的(a)、(b)分别表示不加入D-FSC时纯感性负荷和纯小水电情况下的电压分布图,可见线路的首末端电压差接近10%。
若在3号分接点的电力杆上加入D-FSC以使得其产生一个0.5 k V的电压补偿量,经过潮流计算可得流过该分接点的电流大小为99.6 A,则该D-FSC的欧姆值、额定电流和容量应选择为5Ω/200 A/400kvar(见式(6)~式(8)),此时其线路电压分布如图4(c)、(d)所示,可见D-FSC能够在其安装点处向首末端电压变化相反方向产生一个电压补偿量,从而使得全线电压均在额定电压的5%以内。
图5为广东地区某条10 k V/LGJ-120/26.3 km线路(35个分接点)末端在负荷高峰季节某一天的整点电压图,可见6:00~19:00期间电压较低,其中a点负荷最重,电压最低(低至8.8 k V),b点为午间休息时间,负荷较轻,电压得以回升(升至10.1k V)。根据现场提供的历史负荷数据,经过潮流分析,a、b时刻的线路电压分布图分别见图6和图7。由4.1节所述,D-FSC安装位置应安装在最大负荷时电压差为全线压差的1/3~1/2处,此时取图6中(a)线的中点(约9.6 k V),即第19个分接点处,经式(6)~式(8)计算可得,应加入8.84Ω/2.5 k V/535kvar的D-FSC,此时末端电压在最大负荷情况下被抬升至9.6 k V,见图6。而且在b时刻,虽然负荷变轻,但是D-FSC补偿的电压随之减小,第19~35分接点的电压同样不会被抬升过高,见图7,这便体现了配网串补的“自适应”电压调节作用的特点。
3.3 减小线路电压跌落
电压跌落被认为是影响许多用电设备正常、安全运行的最严重的动态电能质量问题之一。IEEE对电压跌落(Voltage Sag)定义为:工频电压有效值的下降,其持续时间为10 ms~1 min[6]。异步电动机的启停和加速是引起电压跌落的最主要原因之一,这是因为异步电动机的启动电流通常能够达到额定电流的4~7倍,部分国产电动机的启动电流经过实际测量高达8~12倍[18,19]。
假设一台50 Hz/400 V/400 k VA电动机位于一条10 k V/LGJ-120/15 km线路的末端,在第1 s时启动电动机,第6 s时投入额定负载,并于第10 s断开电动机,图8为邻边分接点处在该电动机启停过程中的电压变化情况。
由图8可知,当主线上不加D-FSC时电动机于第4 s时启动完成,在1~4 s中由于电动机的启动电流很大,使得邻边分接点的电压跌落18.6%;当投入额定负载时电压跌落2.9%;当电动机断开时电压跳升4.3%。若在主线上加入4.8Ω的D-FSC后,电动机于第3 s启动完成,启动期间电压仅跌落7.4%,跌落程度减小到原来的40%;当投入额定负载时电压跌落2.1%;当电动机断开时电压跳升3.5%。
经过比较可得:D-FSC能够减小线路电压跌落程度,且当电动机启动时效果最为明显。
4 D-FSC位置和容量的确定
4.1 辐射状配电线路上D-FSC的位置确定
由于存在电压问题的配电线路往往较长,串联电容器安装在不同位置时其补偿效果差别较大,而且直接影响其容量的选择,因此准确选择D-FSC装置的安装位置,可使得在解决线路电压问题的同时达到安装数量和补偿容量最小的目的。
若辐射状配电线路仅为末端一个负荷供电,如远方矿山或山村负荷,电压调节效果则与串联电容器位置无关,最佳位置则是线路最远端且紧靠负荷的电源侧,此时串联电容器承受的故障应力最小,可选择较经济的保护配置。若线路沿线有多条分支馈线,为使得全线电压均在要求范围内,则选择最大负荷时电压差为全线压差的1/3~1/2处[20]。
4.2 辐射状配电线路上D-FSC的容量确定
D-FSC的大小往往由“补偿度”k%表示,其定义为串联电容器的电抗值与系统和电容器安装点之间的总电抗之比。
假设D-FSC安装于图9所示线路的某线段中,则其串补度为
其中:XC为串联电容器的电抗值,它是由D-FSC在安装点处需补偿的最大电压ΔUC_max和流经其最大负荷电流IC_max的比值决定,ΔUC_max为最大负荷时全线压降的1/3~1/2,其中全线压降可由式(1)得到;XE包括系统电抗、变电所变压器电抗和母线至电容器安装点的线路电抗。
D-FSC装置的电容器额定电流ICN通常取其安装点处流过最大负荷电流的2~3倍,在确定XC和ICN之后,可得电容器的额定电压以及额定容量为
5 配网固定串联电容器的保护
5.1 电容器过压保护
在辐射状配电线路(不接地系统)中安装D-FSC后,当D-FSC下游支路发生两相短路、两相接地短路以及三相短路时,其短路电流会使得电容器两端电压急剧加大,若选择电容器额定电压为短路时其两端承受的电压,这是很不经济的。通常使用的保护措施是将电容器旁路,常用的旁路设备(按保护速度从小到大排序)有:普通间隙、火花触发间隙、金属氧化物压敏电阻(Metal Oxide Varistors,MOV)等,其中MOV能够在电容器两端电压超过规定限值时瞬间动作。
注意,若装置仅采用MOV/间隙保护,则会导致MOV的容量过大、成本过高,以及间隙动作时间过长、老化迅速,因此需配置旁路开关作为这些快速保护设备的保护,以减少MOV的容量和间隙的动作时间。旁路开关的动作时间为30~100 ms,在其完全闭合之前则由MOV/间隙进行保护。
为描述方便,将串联电容器的保护设备根据不同的动作时间分为一、二、三等级。在高压输电网中,串联电容器通常配置MOV作为一级保护以满足电容器的快速过压保护,火花触发间隙作为二级保护以进一步减小MOV的容量,以及旁路开关作为三级保护。考虑到配电网系统容量小以及投资成本的约束,辐射状配电线路的串联电容器通常只配备间隙保护或MOV作为一级保护,以及旁路开关作为二级保护,其保护接线如图10所示。
由于旁路间隙或开关动作后,电容器组将迅速对其放电,放电电流为高频高幅值振荡电流,对旁路间隙和开关的安全运行威胁很大,因此图10中与之串联的阻尼电抗正是为了抑制放电电流[16]。
5.2 电容器谐振保护
电容和电感串联组合将构成串联谐振回路,而配电网中往往存在大量变压器和电动机等感性电机,因此D-FSC在配电网中运行时可能会遇到两种谐振问题:铁磁谐振和感应电动机自激。为避免谐振电流对串联电容器、配变和电动机产生不利影响,需要对D-FSC采取相应的谐振保护措施。
5.2.1 铁磁谐振
由于变压器铁芯饱和的非线性,当变压器空载合闸或外部故障切除后电压恢复时会产生很大的励磁电流,在最不利的情形下,可达到正常励磁电流的上百倍,即可达到变压器额定电流的8~10倍,则称该励磁电流为励磁涌流[21]。这个变化快速的大电流是串联电容器所支持的,它能迅速对电容器进行充电,并在其两侧产生很大的电压升,从而加大变压器铁心饱和程度,并使得变压器电感值继续变化,当该电感和串联电容器达成谐振条件时,则产生持续的谐振电流,使得变压器电压和电流畸变严重,这种现象便称为“铁磁谐振”。铁磁谐振条件是由周边变压器充电的励磁涌流激发的。其振荡频率是串联电容器阻抗的函数,如串补度较高,则可能产生基频铁磁谐振[22]。
为防止铁磁谐振,通常采取以下措施:
1)避免辐射状配电线路的串联电容器出现过补偿,即串补度k%应避免大于1。
2)在确定D-FSC的位置和容量时,应避免安装后其下游线路各分接点的电压超过线路额定电压的105%。
3)为使得全线电压均满足电压质量要求而无法避免过补偿,则可配置旁路阻尼电阻并联于串联电容器,在变压器充电前投入阻尼电阻,也可通过控制器检测到谐振电流时合上旁路开关并保持15s,其中后者更为经济。
5.2.2 感应电动机自激
若装有串联电容器的线路上有较多异步电动机,当机电参数配合不当,有可能引起交流电机自激,在工程、矿山和农用配电线路中,往往是几十台或上百台异步电动机并联运行,应用串联电容器后可能使异步电机机群发生自激,电网发生振荡,导致保护跳闸无法运行。对于大型电动机,在启动时,发生自激的可能性更大。当发生自激时,电动机可能被锁定在次同步振荡频率上,并持续以由次同步频率的速度旋转,使得电动机滑差减小,从而产生次同步大电流,导致电机过热,振动过度,并最终造成电机损坏[23,24]。
为防止感应电机自激振荡,通常采取以下措施:
1)电动机启动时将串联电容器暂时旁路。但是如果串联电容器主要用于改善电动机的启动条件和电压,这一方法则不可行。
2)在串联电容器上永久或暂时并联阻尼电阻或阻尼阻抗[23],但是前者造成的功耗较大。阻尼电阻或阻尼阻抗的大小通常选择串联电容器电抗值的5~10倍,针对具体工程需要单独模拟。
6 D-FSC控制器功能
D-FSC控制器的自动保护功能包括:线路停电或故障断电时D-FSC旁路保护,从而避免线路投运或重合闸时多台变压器的励磁涌流对电容器造成损害;线路充电或重合闸时D-FSC延时投运;线路故障时D-FSC过电压保护;以及谐振检测和保护。
由于一个市局配网中配电线路众多,安装D-FSC装置的个数可达到几十甚至上百个,因此建立D-FSC和主控室之间的通信是有必要的。D-FSC控制器的通信功能包括:发送状态信息和告警信号;接受人工命令。
7 结论
1)通过向量图分析,在感性负荷用电或小水电发电情况下,D-FSC可减小线路首末端电压差。
2)配网串补的过压保护通常只采取两级保护,即间隙(或MOV)和旁路开关配合。
3)合理选择补偿度,通过将电容器旁路或增加阻尼电阻支路,可预防铁磁谐振和感应电机自激,并根据工程实际进行仿真模拟来决定是否采用阻尼支路和确定阻尼阻抗的大小。
4)D-FSC控制器可在线路充电、失电、故障以及谐振情况下自动对串联电容器进行保护,可向主控室发送状态信息和告警信号以及接受人工命令。