论文部分内容阅读
[摘 要]根据天水电网现有电压无功综合控制方式和运行情况，对目前电压无功综合控制中存在的一些问题，进行了探讨和剖析，进而提出了加强天水电网电压质量管理的措施。
[Abstract]on the basis of Tianshui power existing wattless voltage integrated control and operation， no problems of power control in the current voltage， are discussed and analyzed， then put forward to strengthen the voltage quality management of Tianshui power measures.
[关键词]无功；电压；分析；问题；措施
[Keyword]no power； voltage； analysis； problems； measures
1引言
电压质量是反映电能质量优劣的重要指标，其质量好坏既影响其他行业产品的质量和用电设备的性能或寿命，也影响电力系统本身。从安全角度看，电压过高会危及电力设备的安全，降低电力设备的使用寿命；电压过低则不利于电网的安全稳定运行。保持电力系统的无功平衡，是保证电压质量的基本条件。电网无功功率的发用平衡且分布合理就能将电网电压保持在合理的范围内。
2天水电网概况
天水电网是甘肃东部电网的一个重要组成部分，是西北电网的功率交换中心之一，也是西电东送、东电西送、南电北送、北电南送功率交换的枢纽。网内有330kV、110kV、35kV、27.5kV、10kV、6kV六个电压等级。天水电网分为东部电网、西部电网和北部电网。天水东部电网以330kV天水变及330kV兴仁变为中心，天水东部电网与陇南电网联络的两条线路电磁合环运行。天水北部电网以330kV秦安变为中心。天水西部电网以330kV陇西变及330kV巩昌变为中心。
2.1天水电网无功补偿情况
公司直管35千伏及以上变电站共安装并联电容器67组，容量175.52兆乏；其中110kV变电站54组160.92Mvar，35kV13组14.6Mvar。
2.2天水电网有载调压变压器配置情况
截止2013年9月底，公司直管35千伏及以上变压器全为有载调压变压器。
2.3天水供电公司所属变电站无功补偿情况
公司所属变电站安装的容性无功补偿占主变容量的13.51%；其中110kV变电站占主变容量的13.73%，35kV变电站占主变容量的11.48%。
2.4无功补偿设备可用率情况
截止2013年9月底，公司直管变电站无功补偿设备可用率为95.52%，其中：110千伏变电站无功补偿设备可用率为96.3%；35千伏变电站无功补偿设备可用率为92.31%。
2.5无功补偿设备投入率情况
截止2013年9月底，公司直管变电站无功补偿设备投入率为36.87%，其中：110千伏变电站无功补偿设备投入率为42.34%；35千伏变电站无功补偿设备投入率为20.14%。
3天水电网在无功、电压方面存在的问题
3.1无功补偿方面存在的问题
（1）因部分电容器补偿电压等级选择不合理，造成低压向中压输送无功，不能达到减少主变损耗的目的。公司电容器安装在低压侧，而中压侧需要大量无功，从而出现了低压侧向中压侧输送无功、增加了变损，同时部分变电站由于低压侧由于负荷小，电压偏高，电容器无法投入，而中压侧仍需要补偿的现象。
（2）无功补偿布局不合理。一是无功补偿布局不合理。从全网电容器投入率情况来看，110kV及以下变电站投入率逐级降低，这说明配网及大中用户所需无功没有就地平衡，大量无功从上一级电网流入，造成电网损耗增大，主网电压波动大。
（3）存在电容器投切不及时现象，造成个别变电站投入率较低、功率因数偏低。
（4）存在个别变电站电容器缺陷不及时处理，长期不能投运问题。
（5）由于部分用户对电容器投切管理不规范，在负荷变化大时，不及时投切电容器。
（6）动态无功补偿装置利用率低。目前25座变电站中仅有7座变电站的主变调档和电容器投退投入AVC系统闭环运行，9座变电站智能分组电容器的AVC全在开环运行，大大降低了AVC的利用率。
3.2电压方面存在的问题
3.2.1电压质量受系统电压的影响
天水地区在低谷时段，由于受系统电压偏高的影响，下一级变电母线电压普遍偏高，在高峰时段，由于受系统电压偏低的影响，下一级变电母线电压普遍偏低，电压调整难度大，已成为影响到全网电压质量一大重要因素。
3.2.2电压质量受负荷性质的影响
天水电网中冶炼、电铁、水泥负荷比重较大，由于受负荷波动大的影响，变电站母线电压波动大，电压合格率低。
3.2.3电网结构对主网电压的影响
23座110kV变电站中90%的35kV线路供电至64座35kV农网变电站，农网变电站多为单辐射供电，高峰负荷时段出现首端电压过高，末端电压过低、电压波动大的现象。
3.2.4T接用户对电压的影响
网内35kV-110kV输电线路上“T”接用户，导致运行方式安排不灵活，调压困难。
3.2.5运行方式对主网电压的影响
由于主变过负荷、供电可靠低等因素的影响，存在长距离迂回供电方式，影响到个别站母线电压合格率低。
3.2.6AVC系统调压控制功能利用率低 公司直管的变电站中的所有主变均为有载调压变压器，而主变调档投入AVC系统闭环运行的变电站仅有10座，多数变电站主变仍需监控人员的的主观判断，特别是监控变电站较多，任务繁重的情况下，会造成变电站主变档位不能及时调整。
3.2.7变电站电压监控问题
目前公司所属变电站基本实现了无人值守，而集中监控的方式加大了变电站母线电压调节的难度，如果监控和调度值班人员不及时对电压监视点的电压进行监视和调整，电压质量难于保证。尤其是上划变电站没有综自改造，电网监控信息没有上传至调度，母线电压失去监控。
3.2.8缺陷不及时处理
存在个别变电站电容器、主变调压机构缺陷不能及时处理，造成变电站母线电压合格率偏低。
4采取的相应措施
4.1技术方面
（1）对于个别变电站部分电容器存在不同程度的缺陷，无法按指标需求投入相应容量的电容器；
采取的措施：加强无功设备运行的动态管理制度，每周要求变电运维工区及监控班上报无功设备的缺陷，及时上报运维部要求检修试验工区对所发现缺陷进行确认处理，提出方案上报运维检修部。运维检修部最终提出意见并下发相关部门。
（2）平凉电网带上磨变、清水变及恭门变方式下，系统电压偏高。仁寿变、兴国变由于离电源点距离近，供电半径小而导致母线电压偏高；中滩变、莲花变是因为母线所带负荷太小的原因而引起母线电压偏高，电容器无法投入运行。
采取措施：监控人员认真监盘，当发现以上变电站系统电压偏高时，及时汇报天水地调调度人员，调度人员汇报省调调度人员，及时调整平凉电网电压、巩昌变、秦安变、天水变电压。
（3）目前投入AVC系统闭环运行的变电站外，其余变电站的电容器的投退及电压调节完全依靠监控人员的监控，任务繁重。
采取措施：监控人员认真监盘，当发现以上未接入AVC系统的变电站电压偏高或无功缺额时，及时汇报天水地调调度人员，根据调令及时调整主变档位或投切电容器。
（4）加强无功补偿装置配置优化和动态无功补偿装置应用。对于接入主站后未做试验不具备闭环条件、主变未投入运行以及主变数据在状态估计计算时造成全网系统计算不收敛，设置为终端变；以上两站退出AVC系统。对于因档位变送器损坏、电容器未投入、综自问题，退出AVC运行。
采取的措施：监控人员或自动化班人员发现设备缺陷，监控班上报无功设备的缺陷，及时上报运维部要求尽快处理缺陷。自动化班上报《公司变电站智能分组电容器的AVC闭环运行的解决方案》，提高AVC系统接入覆盖率，提高AVC设备的利用率。
（5）变电站中的并联电容器是整组集合式电容器，由于电容器的补偿容量大于变电站的无功缺额时，投入电容器就会出现过补，而不投又会欠补，利用率不高。
建议：进行技术改造。
（6）加强无功电压的监督。合理制定保证电网电压水平的运行方式，合理安排主变电压分接位置，确保各级电压等级的变电站能合理投切无功设备。
建议：要认真做好事故预想和反事故演习，防止发生电网稳定的破坏事故、防止发生系统电压崩溃。
4.2管理方面
（1）做好无功平衡工作。按照《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，要充分利用现有无功设备及调压手段，及时投切电容器，力争做到无功电力就地分层分区平衡，主变最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。
（2）进一步提高主网电压质量。一是要坚持按月对主网合格率进行监测、统计分析并提出要求。二是要做好电网电压监控调整工作，地调要掌握辖区内电压监视点的电压变化规律及允许偏差范围，及时对电压监视点的电压进行监视调整。
（3）做好无功补偿设备运行管理。一是对由于跳闸原因不明和有缺陷而不能投运的公司所属电容器组，要及时向相关设备检修主管部门反映，督促相关单位及时消除电容器组缺陷，具备投运条件。二是向相关部门反映督促用户及时投入已安装的电容器组，对没有无功补偿设备、无功负荷大、力率低的用户要求加装无功补偿设备，以提高用户功率因数，降低损耗；对负荷波动较大的用户加强用户负荷管理，积极协调用户分时错峰，均衡分配负荷，保证负荷平稳运行，使电容器能够正常投入运行。
（4）提高无功电压管理的科技程度。针对目前公司变电多，而集中监控的方式加大了变电站母线电压调节的难度的情况，为了减轻调度值班人员劳动强度，真正实现全网电压无功实时控制，希望公司尽快解决资金来完善和提高AVC系统控制功能。
（5）合理安排电网运行方式。做好电网无功功率分层、分区、就地平衡和有效的电压控制，提高了电力系统的稳定性、安全性和经济性。
[Abstract]on the basis of Tianshui power existing wattless voltage integrated control and operation， no problems of power control in the current voltage， are discussed and analyzed， then put forward to strengthen the voltage quality management of Tianshui power measures.
[关键词]无功；电压；分析；问题；措施
[Keyword]no power； voltage； analysis； problems； measures
1引言
电压质量是反映电能质量优劣的重要指标，其质量好坏既影响其他行业产品的质量和用电设备的性能或寿命，也影响电力系统本身。从安全角度看，电压过高会危及电力设备的安全，降低电力设备的使用寿命；电压过低则不利于电网的安全稳定运行。保持电力系统的无功平衡，是保证电压质量的基本条件。电网无功功率的发用平衡且分布合理就能将电网电压保持在合理的范围内。
2天水电网概况
天水电网是甘肃东部电网的一个重要组成部分，是西北电网的功率交换中心之一，也是西电东送、东电西送、南电北送、北电南送功率交换的枢纽。网内有330kV、110kV、35kV、27.5kV、10kV、6kV六个电压等级。天水电网分为东部电网、西部电网和北部电网。天水东部电网以330kV天水变及330kV兴仁变为中心，天水东部电网与陇南电网联络的两条线路电磁合环运行。天水北部电网以330kV秦安变为中心。天水西部电网以330kV陇西变及330kV巩昌变为中心。
2.1天水电网无功补偿情况
公司直管35千伏及以上变电站共安装并联电容器67组，容量175.52兆乏；其中110kV变电站54组160.92Mvar，35kV13组14.6Mvar。
2.2天水电网有载调压变压器配置情况
截止2013年9月底，公司直管35千伏及以上变压器全为有载调压变压器。
2.3天水供电公司所属变电站无功补偿情况
公司所属变电站安装的容性无功补偿占主变容量的13.51%；其中110kV变电站占主变容量的13.73%，35kV变电站占主变容量的11.48%。
2.4无功补偿设备可用率情况
截止2013年9月底，公司直管变电站无功补偿设备可用率为95.52%，其中：110千伏变电站无功补偿设备可用率为96.3%；35千伏变电站无功补偿设备可用率为92.31%。
2.5无功补偿设备投入率情况
截止2013年9月底，公司直管变电站无功补偿设备投入率为36.87%，其中：110千伏变电站无功补偿设备投入率为42.34%；35千伏变电站无功补偿设备投入率为20.14%。
3天水电网在无功、电压方面存在的问题
3.1无功补偿方面存在的问题
（1）因部分电容器补偿电压等级选择不合理，造成低压向中压输送无功，不能达到减少主变损耗的目的。公司电容器安装在低压侧，而中压侧需要大量无功，从而出现了低压侧向中压侧输送无功、增加了变损，同时部分变电站由于低压侧由于负荷小，电压偏高，电容器无法投入，而中压侧仍需要补偿的现象。
（2）无功补偿布局不合理。一是无功补偿布局不合理。从全网电容器投入率情况来看，110kV及以下变电站投入率逐级降低，这说明配网及大中用户所需无功没有就地平衡，大量无功从上一级电网流入，造成电网损耗增大，主网电压波动大。
（3）存在电容器投切不及时现象，造成个别变电站投入率较低、功率因数偏低。
（4）存在个别变电站电容器缺陷不及时处理，长期不能投运问题。
（5）由于部分用户对电容器投切管理不规范，在负荷变化大时，不及时投切电容器。
（6）动态无功补偿装置利用率低。目前25座变电站中仅有7座变电站的主变调档和电容器投退投入AVC系统闭环运行，9座变电站智能分组电容器的AVC全在开环运行，大大降低了AVC的利用率。
3.2电压方面存在的问题
3.2.1电压质量受系统电压的影响
天水地区在低谷时段，由于受系统电压偏高的影响，下一级变电母线电压普遍偏高，在高峰时段，由于受系统电压偏低的影响，下一级变电母线电压普遍偏低，电压调整难度大，已成为影响到全网电压质量一大重要因素。
3.2.2电压质量受负荷性质的影响
天水电网中冶炼、电铁、水泥负荷比重较大，由于受负荷波动大的影响，变电站母线电压波动大，电压合格率低。
3.2.3电网结构对主网电压的影响
23座110kV变电站中90%的35kV线路供电至64座35kV农网变电站，农网变电站多为单辐射供电，高峰负荷时段出现首端电压过高，末端电压过低、电压波动大的现象。
3.2.4T接用户对电压的影响
网内35kV-110kV输电线路上“T”接用户，导致运行方式安排不灵活，调压困难。
3.2.5运行方式对主网电压的影响
由于主变过负荷、供电可靠低等因素的影响，存在长距离迂回供电方式，影响到个别站母线电压合格率低。
3.2.6AVC系统调压控制功能利用率低 公司直管的变电站中的所有主变均为有载调压变压器，而主变调档投入AVC系统闭环运行的变电站仅有10座，多数变电站主变仍需监控人员的的主观判断，特别是监控变电站较多，任务繁重的情况下，会造成变电站主变档位不能及时调整。
3.2.7变电站电压监控问题
目前公司所属变电站基本实现了无人值守，而集中监控的方式加大了变电站母线电压调节的难度，如果监控和调度值班人员不及时对电压监视点的电压进行监视和调整，电压质量难于保证。尤其是上划变电站没有综自改造，电网监控信息没有上传至调度，母线电压失去监控。
3.2.8缺陷不及时处理
存在个别变电站电容器、主变调压机构缺陷不能及时处理，造成变电站母线电压合格率偏低。
4采取的相应措施
4.1技术方面
（1）对于个别变电站部分电容器存在不同程度的缺陷，无法按指标需求投入相应容量的电容器；
采取的措施：加强无功设备运行的动态管理制度，每周要求变电运维工区及监控班上报无功设备的缺陷，及时上报运维部要求检修试验工区对所发现缺陷进行确认处理，提出方案上报运维检修部。运维检修部最终提出意见并下发相关部门。
（2）平凉电网带上磨变、清水变及恭门变方式下，系统电压偏高。仁寿变、兴国变由于离电源点距离近，供电半径小而导致母线电压偏高；中滩变、莲花变是因为母线所带负荷太小的原因而引起母线电压偏高，电容器无法投入运行。
采取措施：监控人员认真监盘，当发现以上变电站系统电压偏高时，及时汇报天水地调调度人员，调度人员汇报省调调度人员，及时调整平凉电网电压、巩昌变、秦安变、天水变电压。
（3）目前投入AVC系统闭环运行的变电站外，其余变电站的电容器的投退及电压调节完全依靠监控人员的监控，任务繁重。
采取措施：监控人员认真监盘，当发现以上未接入AVC系统的变电站电压偏高或无功缺额时，及时汇报天水地调调度人员，根据调令及时调整主变档位或投切电容器。
（4）加强无功补偿装置配置优化和动态无功补偿装置应用。对于接入主站后未做试验不具备闭环条件、主变未投入运行以及主变数据在状态估计计算时造成全网系统计算不收敛，设置为终端变；以上两站退出AVC系统。对于因档位变送器损坏、电容器未投入、综自问题，退出AVC运行。
采取的措施：监控人员或自动化班人员发现设备缺陷，监控班上报无功设备的缺陷，及时上报运维部要求尽快处理缺陷。自动化班上报《公司变电站智能分组电容器的AVC闭环运行的解决方案》，提高AVC系统接入覆盖率，提高AVC设备的利用率。
（5）变电站中的并联电容器是整组集合式电容器，由于电容器的补偿容量大于变电站的无功缺额时，投入电容器就会出现过补，而不投又会欠补，利用率不高。
建议：进行技术改造。
（6）加强无功电压的监督。合理制定保证电网电压水平的运行方式，合理安排主变电压分接位置，确保各级电压等级的变电站能合理投切无功设备。
建议：要认真做好事故预想和反事故演习，防止发生电网稳定的破坏事故、防止发生系统电压崩溃。
4.2管理方面
（1）做好无功平衡工作。按照《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，要充分利用现有无功设备及调压手段，及时投切电容器，力争做到无功电力就地分层分区平衡，主变最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。
（2）进一步提高主网电压质量。一是要坚持按月对主网合格率进行监测、统计分析并提出要求。二是要做好电网电压监控调整工作，地调要掌握辖区内电压监视点的电压变化规律及允许偏差范围，及时对电压监视点的电压进行监视调整。
（3）做好无功补偿设备运行管理。一是对由于跳闸原因不明和有缺陷而不能投运的公司所属电容器组，要及时向相关设备检修主管部门反映，督促相关单位及时消除电容器组缺陷，具备投运条件。二是向相关部门反映督促用户及时投入已安装的电容器组，对没有无功补偿设备、无功负荷大、力率低的用户要求加装无功补偿设备，以提高用户功率因数，降低损耗；对负荷波动较大的用户加强用户负荷管理，积极协调用户分时错峰，均衡分配负荷，保证负荷平稳运行，使电容器能够正常投入运行。
（4）提高无功电压管理的科技程度。针对目前公司变电多，而集中监控的方式加大了变电站母线电压调节的难度的情况，为了减轻调度值班人员劳动强度，真正实现全网电压无功实时控制，希望公司尽快解决资金来完善和提高AVC系统控制功能。
（5）合理安排电网运行方式。做好电网无功功率分层、分区、就地平衡和有效的电压控制，提高了电力系统的稳定性、安全性和经济性。