摘要：近年来，随着电网的发展，供电负荷的不断增长，地区无功补偿容量严重不足，加上部分地区无功补偿容量分布不合理，主网调压手段有限，导致电网供电电压质量差。由于地区负荷受季节性影响很大，电网集中补偿又受到限制。个别变电站，在负荷高峰时，全部无功补偿投入，仍满足不了无功负荷的需求，而在负荷低谷时，大容量的补偿电容器又不能投入。因此合理确定无功补偿分布及补偿容量，以及加强无功电压管理显得尤为重要。根据对地区无功现状的分析，并对电网无功分布及补偿容量进行了理论计算，提出适合地区电网无功优化方案。

关键词：电压管理；电压质量；无功补偿


1电网负荷情况

巴彦淖尔市属于一个农业地区，工业相对不发达，因此负荷结构以农业灌溉和民用为主，工业负荷比重相对较小，这三类负荷基本各占三分之一，因此，本地区负荷主要具有以下一些基本特点。

1.1季节性负荷波动大

每年春季和秋季是灌溉负荷高峰期，也是全网负荷的高峰期。2002年7月，全网最大负荷为260MW，为历史最高记录，大部分变电站均双主变运行，且接近于满载，如前旗变、大佘太变、五原变等。这一时期，负荷峰谷差较大，负荷率较低，功率因数相对较低，系统内的电力电容器这一时期基本全部投入运行，电抗器则退出运行。日负荷峰谷差大，负荷率为84.6，平均功率因数仅为0.87。

在负荷低谷季节，每个变电站均单主变运行，个别站甚至出现了“大马拉小车”现象，如大佘太变电站在农灌高峰时期负荷约30MW，而在低谷季节，平均负荷只有2MW，地区负荷率在这一时期只有70左右。

1.2日负荷波动较大，负荷率较低

由于民用负荷所占比重较大，本地区负荷每天有两个高峰段，即午峰和晚峰，而后夜负荷相对较小，日负荷率达70，最小负荷为最大负荷的二分之一，日平均负荷只有180MW，负荷波动范围较大给电压调整带来一定的困难。

1.3受气候影响大

特别是在灌溉期，一场雨，能使地区失去三分之一的负荷，而持续干旱，可能使负荷有较大幅度的上升。

由于地区负荷有以上特点，使本地区负荷预测有一定的难度，给电网运行方式安排和计量准确性也带来了一定的困难，而带来的最大问题，还是电压调整问题。巴彦淖尔电网处于东西供电走廊的中间，境内除乌拉山发电厂外，在东西狭长的供电范围内，再没有可支撑供电网络的电源点。随着线路传输无功的增大，电压损耗也相应增加。因此巴彦淖尔地区的供电网络，在很大程度上受220kV主系统电压的影响，而自我调整能力极为有限。

2巴彦淖尔主网电压状况

2.1电压监测点的设置及电压指标统计情况

根据蒙西电网关于设立电压监测点的文件要求，结合巴彦淖尔地区电网特点，巴盟局确定了17个母线电压监测点，其中10kV15个点，35kV1个点，110kV1个点，分别设在临河东郊变电站、临河西郊变电站、杭后变电站、磴口变电站、海流图变电站、东升庙变电站、五原变电站、前旗变电站、狼山变电站、大佘太变电站、新华变电站、西羊场变电站、苏独仑变电站、巴音花变电站、纳林变电站，电压合格率范围分别为：10kV是10～10.7kV，即0～ 7；35kV是-3～ 7；，即34～37.5kV；110kV是-3～ 7，即106.7～117.7kV。电压合格率考核指标为10kV是97.5，110kV、35kV是98。2002年电压合格率情况统计见表1。

表1　2002年电压合格率情况统计表

2.2电压特点

根据电网运行电压统计分析，220kV电压偏低，最低运行电压曾达到198kV，年平均运行电压为202kV，是影响地区电压的主要因素。

受季节性负荷的影响，本地区10kV与110kV电压为高低并存，主要有以下两个特点：

•负荷低谷时电压普遍偏高，10kV最高运行电压为11.3kV。负荷高峰时，电压偏低，监测到的最低运行电压为9.6kV。

•末端站电压普遍偏低，如纳林套海变电站，年运行电压平均10.0kV。

3电压运行管理中存在的主要问题及困难

3.1地区电压受220kV主系统影响偏低

近年来，巴彦淖尔电网得到了突飞猛进的发展，由过去乌拉山电厂供电的单电源串联电网逐渐发展成为现在的由临河东郊变及隆兴昌变为电源点供电网络，特别是隆兴昌220kV变电站的投运极大的改善了巴彦淖尔电网结构，使运行方式更为灵活。隆兴昌变投运后，西羊场变，海流图变、五原变、苏独仑变接至隆兴昌变运行，缩短了供电半径，潮流分布更加合理且电压质量也有所改善。随着220kV主系统向乌海输送功率的增加，使巴彦淖尔地区220kV电压严重偏低。220kV输送功率每增加40～60MW，220kV电压降低3～6kV。220kV电压最低点出现196kV，110kV电压最低出现102kV，末端站出现99kV。特别受220kV系统输送功率稳定极限的限制，巴彦淖尔地区出现了不同程度的限电情况。

3.2负荷波动大，是造成电压合格率低的主要原因

巴彦淖尔地区总负荷在农灌高峰季节时，最大负荷超过260MW，而在负荷低谷时，只有140MW，相差约120MW，如此大的负荷波动，造成主网各站电压均有较大幅度的波动，特别是电网末端站，电压波动尤为明显。以大佘太110kV变电站为例，该站在春节前后是年负荷低谷，只有约2MW照明负荷，三侧出现的最高电压分别为124kV，40.1kV，11.9kV；而在春节过后进入农灌期后，短短的一个多月时间，农灌负荷突增到30MW，且均为感性负荷，功率因数平均只有0.83，线路及主变压降高，均比较明显，监测到的三侧最低电压分别为103kV、33.7kV、9.6kV，如此大的无功缺额和电压压差，单靠调节主变分接头是远远达不到要求的。

3.3无功补偿达不到要求

虽然主网220kV系统网架得到改善，但在35kV及10kV系统却由于无功严重不足而使功率因数偏低，这一方面是由于用户分散补偿无功达不到要求，但最主要的还是变电站集中补偿无功容量不足，全系统110kV变电站现有51.9MVar的无功补偿容量,只占主变容量的6.2，远远达不到无功导则要求的占主变容量10的下限。

3.4主变规格不统一，使各站电压不协调

以五原变和前旗变的主变为例，两站均为乌拉山电厂供电，但其额定电压分别为115/38.5/10.5kV和115/38.5/11kV，由于主变10kV侧额定电压不同，两站双主变并列运行时，使10kV电压同时保持在合格范围就比较困难了。

3.5主变有载调压分接头调节频繁影响设备安全运行

几年来，巴盟局致力于主变有载调压改造工作，并于1998年全部改造完毕，现网内110kV主变均为有载调压。采用有载调压主变后，网内电压合格率有了很大提高，但是处于线路的末端站，如东升庙变电站、纳林套海变电站由于负荷轻，线路充电功率大而使电压偏高，主变分接头常年处于I的位置，电压合格率偏低。其它各站电压在负荷高峰时，电压普遍偏低，不得不利用调节主变分接头来改善电压，主变调压过于频繁是一个不容忽视的问题。临河东郊变电站220kV主变，2002年累计调压5771次，其余各变电站的运行主变也大都超过了5000次，调压最多时，一台主变一天调压二十几次，给安全生产带来了极大的隐患。临河东郊变电站主变由于调压频繁，主变压器影响B相调压器触头故障不动，长期不能调压。五原变电站1＃主变压器在调压时，主变压器喷油损坏，返厂大修，造成五原地区大面积限电。杭后变电站主变压器调压时，主变压器重瓦斯跳闸。分析原因，都是因为主变压器调压频繁，引起分接开关触头大燃弧；另外，我们的检修队伍力量不足，不能及时对主变压器进行定期分析、化验，达到了5000次没有立即组织检修也有关系。

3.6无功、电压运行管理工作基础薄弱

由于无功、电压工作一直不被特别重视，因此在无功电压运行管理的自动化设施、投入人力、领导重视等方面都远远不如有功功率那样，无功功率分散，点多可控性较差，不像有功功率都在各级调度管辖之中，因此无功电压的运行管理工作要比有功管理难度大。目前巴盟局无功、电压运行管理工作基础薄弱主要表现有以下几点。

电网无功计量不准不全，电压表误差较大，给电压的记录、分析工作带来了困难。在实际工作中，经常可以发现变电站电压盘表读数与自动化遥测数据不一致，而且有时候相差甚远，这就使得电压调整无所适从，也使电压的准确考核失去了意义。

各站35kV和10kV线路只有电流表和有功表，即使个别有无功表，也都是单向的，馈线向系统倒送无功无法监视，只能折算。设计和建设中把无功计量砍得残缺不全，给无功运行管理带来了极大的困难。

无功、电压运行统计工作自动化程度低，主要依靠人工统计，数字量大，统计不及时、不全面。目前，巴盟局各类电压统计报表，如电压合格率报表，靠人工统计汇总，工作量大，报送时间晚。

无功补偿容量及投运容量统计比较困难，尤其是用户电容器投运容量难以准确掌握，做系统无功平衡分析难以提供确切的数据。

对无功管理人员培训不够。电压是电能的主要质量指标之一，电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、工农业安全生产、产品质量和人民生活用电都有直接影响，而无功电力又是影响电压质量的一个重要因素。长期以来，电力系统存在着重有功，轻无功的思想，无功管理工作流于形式，无功管理人员缺乏，培训力度不够，造成无功管理不到位。

4加强电压管理，改善电压质量的措施

4.1加大农网改造无功补偿的力度

随着农网改造工程的不断投入，农网无功补偿成为农网改造相应考虑的问题。2001年根据巴彦淖尔电网无功分布及补偿存在的主要问题，做出了2010年无功远景规划，其依据是巴彦淖尔电网2010远景规划，主要目的根据巴彦淖尔电网的发展及电网的运行特点，以及无功就地平衡的原则确定无功补偿分布，合理进行无功补偿以降低网损，提高电压，使电网运行更经济、更可靠、更稳定，满足全盟工、农业生产和城镇生活用电的需求。

4.2增加变电站无功集中补偿容量

随着巴彦淖尔电网结构的不断完善，变电站无功补偿容量却增加缓慢，因此我们应该在负荷集中的变电站，主要是农灌负荷比重较大的变电站，增加无功补偿容量或新装电容器，特别是在35kV侧应增加无功补偿。运行实践证明，现在加装无功补偿设备的变电站，无功补偿容量在高峰负荷时均已达不到功率因数和电压的要求,应该通过计算进行增容。

4.3削峰填谷，提高负荷率

地区负荷波动大是造成供电电压合格率低的主要因素。我们可以通过减小负荷波动来降低电压的波动，从而达到提高电压合格率的目的。目前，电力市场正逐渐由卖方市场变为买方市场，在一定程度上使负荷峰谷差有所加大，但是，为了用户用电质量的提高，也为了减小电网占用容量和降低电网损耗，我们还是应该提倡大用户避峰用电，特别是农灌负荷，更应如此。

4.4进行无功优化计算，提高电压管理的科学性

巴彦淖尔电网电源点主要来自临河东郊变电站和乌拉山电厂4111乌西线供电系统。其中，乌拉山电厂4111所带各变电站受乌拉山电厂开机方式影响，在农灌高峰负荷期，电压普遍偏低，巴彦淖尔地区农灌高峰期感性负载大，无功补偿严重不足，并且部分变电站功率因数偏低，造成线损增大。

现在巴彦淖尔电网主网主变压器容量为843MVA，无功补偿容量为51.9Mvar，占主变压器容量的6.2，未达到部颁“技术导则”中要求的10下限。部分地区经调整电网运行方式后电压仍较低，因为地区电网的现有电容器容量不能满足无功负荷补偿的要求，也无法实现分区分压无功平衡的原则。为此有必要对巴彦淖尔地区进行无功优化计算,并对巴彦淖尔电网进行合理无功补偿配置。

经过理论分析，针对巴彦淖尔电网供电系统的薄弱环节，进行无功优化计算，计算出巴彦淖尔电网无功合理分布和无功补偿容量，经电容器补偿后，各变电站功率因数有明显提高，且潮流分布合理。