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1、配电网电压控制方案北极星电力网技术频道作者：2009-4-28 13:20:25 （阅290次）所属频道：电网 关键词：配电网电压控制 电压无功控制确定规模的配电网终端系统，无功过剩时一方面会提高系统运行电压，导致运行中的用 电设备的运行电压超出额定工况，缩短设备的使用寿命；另一方面，无功过剩也会影响线路 传输的安全稳定性，导致系统的输送容量下降，给电网运行调度带来不利的影响。而系统无 功不足时，一方面会降低电网电压，另一方面，电网中传送的无功功率还增加了电能传输时 的网络损耗，加大了电网的运行成本。所以，无功是影响电压质量的一个重要因素。实现无功的分层、分区就地平衡是降低网损的主要原则和重要
2、手段。电压和无功调节是 各级变电所需要承担的重要任务。其中，电容器投切是变电站无功调节的最有效而简便的方 法，变压器分接头的调节是母线电压控制的最直接手段。近几年以来，我国的电力工作者在 此基础上，对电压与无功控制方式进行了大量的研究与开发工作，并相继推出了一系列的基 于微机控制技术的电压与无功综合控制装置（VQC系统）。1现有电压无功控制的问题目前VQC系统的实现方式多种多样，包括专用的VQC装置、利用变电站综合自动化后 台或利用RTU可编程逻辑控制等方式。其控制策略为九区图控制，即根据电压和无功功率两 个参数的综合分析后，判断是投切电容还是调节变压器分接头。采用VQC装置后，变电站的 电压
3、无功调节实现了自动控制，改变了过去依靠人工实现电压一无功调节的传统方式，可以 满足变电站中母线电压与无功潮流的综合控制，大大地减轻了运行人员的工作负担，降低了 误操作的发生，并取得了一定的运行经验，受到了运行部门的认同，成为一种发展趋势，在 变电站得到了大力的推广。但从运行的效果看来，该种方式还有很多地方值得讨论：a）容性无功是通过电容器的投切实现的，因容性功率调节不平滑而呈现阶梯性调节， 故在系统运行中无法实现最佳补偿状态。电容器分组投切，使变电站无功补偿效果受电容器 组分组数和每组电容器容量的制约，分组过少则电容调整梯度过大和冲击大；分组多则需增 加开关、保护等附属设备及其占地面积。b）电
4、容器组仅提供容性无功补偿，当系统出现无功过剩时，无法实现无功就地平衡。c）由于系统无功的变化而导致电容器的频繁投切，使得电容器充放电过程频繁，减少 其使用寿命，对设备运行也带来了不可靠因素。d）电容器的投切主要采用真空断路器实现（VSC）。其开关投切响应慢，不能进行无功 负荷的快速跟踪；操作复杂，尤其不宜频繁操作。近来出现了使用晶闸管投切电容器组（TSC） 来代替用真空开关投切电容器组的方法。该法解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的 问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力 电子器件，也提咼了系统的造价。e）该方法需要在变压器上配置有载开关。变压器带
5、负荷时调节有载开关分接头，会出现短 时的匝间短路产生电弧，影响变压器油的性能，也会损坏分接头的机械与电气性能，因此， 运行部门往往采取尽量不调或少调有载分接开关的原则，使得VQC的综合调节效果难以实现。f）变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小，其结果是：当无功 缺乏较严重的情况下调整分接头，大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来；系统无功过 剩时调整分接头，把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗，做法是不合理 的。2新型配电网电压无功控制方案的探讨静态无功补偿系统（SVC）的主要部分包括晶闸管控制并联电抗器（TCR）、晶闸管投切 电容器（TSC）和固定电容器组（F
6、C）。由于采用电力电子器件实现控制，该系统无机械触点， 控制过程执行的速度快，并可将无功补偿的范围扩大到超前和滞后两个可连续调节的范围, 因其具有的双向无功调节能力，是无功调节的一种最优方案。根据电力系统的计算分析可知，无功与电压调整的关系可以表述为：式中：U0无功功率为零时的系统电压；SSC系统短路容量。由此可见，无功功率的变化将引起系统电压成比例的变化。双向无功调节对保持母线电 压的稳定有十分重要的作用。SVC系统的主要技术难点在于TCR的实现。一种TCR的实现方式是：在主回路利用晶闸管直接控制电抗器的投切。由于电力电子器件直 接工作在10 kV电压下，使得本系统的结构十分复杂，产品的造价
7、高。而利用变压器的漏抗 在变压器二次侧控制而实现电抗器投切的晶闸管控制变压器（TCT）方式，是TCR的另一种 实现方式。与TCR相比，此类装置在设计上更容易实现，但缺点在于：随着TCT容量的增大， 系统损耗也相应增加。有资料分析表明：对于无功功率25 Mvar以下的补偿容量，TCT比TCR 有更好的性能价格比。因此，可以考虑在变电站中引入适当容量的TCT设备，实现变电站的 感性无功补偿，解决原来VQC系统中存在的种种缺陷。为此，假设一个简单的110 k V系统，其系统参数和无功潮流分配如图1所示。At乂 iiSsc图1 有以下的参数:V1 = 112.6kV,S1 = 22.6MW+j12.2
8、Mvar,主变压器容量2X31.5MVA, ST = 22. 6MW+j12Mvar，V2 = 10. 6kV，SL = 22. 6MW+j12Mvar，线路电阻0. 17Q /km, 线路电抗0. 409Q / km,线路长度2km。在计算中采用单机无穷大模型有以下的结果：在 10 k V系统中，每3 Mvar的无功补偿容量，在10kV侧会产生101 V的电压变化。对如图2所示的某农村电网中3个110 kV变电站的系统结构图，利用专用潮流计算程序 得到的无功补偿与电压变化结果如表1所示。版权所有CASES 1110 kV系统舂数和天功潮流分配这些计算结果表明：对于与系统连接阻抗小的变电站，其
9、无功补偿对母线电压的调节能 力不大，而与系统联系阻抗大的终端变电站，无功补偿对母线的电压调节作用更加明显。可 见，对于110 k V变电站，由于处于系统末端，配置合理的补偿容量，完全可以满足电压控 制的要求。(3.O3S MWbjO.091 Mvar團2 3 110 kV变电站的系统结构图以一个110 kV等级的变电站配置3台4050MVA的变压器为例，根据变电站的设计导则， 电容器容量的配置按照每台变压器额定容量的10%30%计算，考虑线路充电电容的影响， 一般每台变压器10 kV母线的容性无功补偿容量为46Mvar,按标准设计应分为2组电容器， 每组无功补偿容量为QC / 2 = 3 Mv
10、ar。如果在系统中配置与一组电容器相同容量的可控电抗 器（TCR或TCT）,通过可控电抗器与电容器的分组投切配合，变电站内可以实现一3 Mvar 到+ 6 Mvar无功功率的连续平滑控制。同样，参考我们计算模型的结论，若每3 Mvar的无 功功率变化，在10kV母线产生100V的电压变化，则仅通过无功调节手段，就可以实现300 V的电压变化，也就是给10 k V母线额定电压提供了3%的调节能力。在主变压器配置了有 载调压开关后，主变压器档位的调节一般采用土 8X1.25%形式，共17级抽头。此时，在选 定了合适的变压器分接头档位后，仅通过电容器与可调电抗器的配合控制，完全可以保证母 线电压的波
11、动很小而满足电压质量控制的要求。只有在系统运行出现异常情况，变电站的无 功功率变化超过系统的调节能力而影响母线电压时，再通过自动或手动方式调节变压器分接 头，实现母线的电压控制。本方案针对110 k V变电站母线的无功调节，每组SVC系统的无功调节容量不大，但满足变电站控制的要求。在负荷变化较大区域的多个变电站有选择 性地布置此类系统，并结合原有的VQC技术，使得本系统可以在优先实现无功补偿的基础上 进行变电站的综合电压控制，可以实现供电系统无功的分散补偿和区域协调控制，提高配电 网电压质量。与原有的VQC系统比较而言，采用VQC+SVC方案后，电网的控制可以达到以下的目的：a）电抗器采用可控
12、硅控制，其容量可以连续无级调节，消除了仅有电容器投切时带来 的阶梯式无功补偿，实现无功的真正就地平衡，降低网损，提高了系统的传输能力。b）电容器作为主要无功元件，而电抗器作为调节元件，避免了变电站无功波动而产生 的电容器频繁投切问题，延长了电容器和投切开关的使用寿命。c）双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围，达到无功的优化调节目的， 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。d）扩大了变电站的无功调节容量，具有更优越的电压调节效果，减少变压器分接头的 调整频度。3结论在现有的各种VQC系统中，增加小容量的可控电抗器与原有的电容器投切配合，作为无 功与电压控制的主要手段，在特殊情况下再进行变压器分接头调整。此运行方式使得变电站 的无功控制更加灵活方便，完全满足无功分级控制与区域调度的发展要求，是值得运行单位 考虑的一种优选的方案。
