配电网电压控制方案的探讨
>夏文雄¹，刘勇²，赵鸿²
2．广东省电力试验研究所，广东广州510600）

　　对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，变电站的电压无功调节实现了自动控制，改变了过去依靠人工实现电压－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，也提高了系统的造价。　　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（FC）。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；
S_SC———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10kV电压下，使得本系统的结构十分复杂，产品的造价高。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25Mvar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110kV系统，其系统参数和无功潮流分配如图1所示。

　　图1有以下的参数：V₁＝112．6kV，S₁＝22．6MW＋j12．2Mvar，主变压器容量2×31．5MVA，ST＝22．6MW＋j12Mvar，V₂＝10．6kV，S_L＝22．6MW＋j12Mvar，线路电阻0．17Ω／km，线路电抗0．409Ω／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10kV系统中，每3Mvar的无功补偿容量，在10kV侧会产生101V的电压变化。
　　对如图2所示的某农村电网中3个110kV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。　　这些计算结果表明：对于与系统连接阻抗小的变电站，其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110kV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。
　　以一个110kV等级的变电站配置3台40～50MVA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10kV母线的容性无功补偿容量为4～6Mvar，按标准设计应分为2组电容器，每组无功补偿容量为QC／2＝3Mvar。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－3Mvar到＋6Mvar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3Mvar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300V的电压变化，也就是给10kV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±8×1．25％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110kV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[1][2]下一页