使用SVR线路自动调压器解决10kV线路低电压问题

偏远农村还存在一定数量的长线路，使得农村电网线损大且夏季高峰大负荷时线路末端出现成片的“低电压”。昌晖仪表在本文分享使用SVR线路自动调压器解决10kV线路低电压问题的一些经验。

1、10kV线路低电压解决措施

针对农网线路“低电压”问题，目前采取的应对措施主要有以下几种：新建变电站；调整变电站主变分接头，以改变系统电压；在系统中合理分布无功补偿设备，以改善电网的无功潮流分布；改造线路，增大导线截面积；增加变电站出线路数，以分担原线路负载。上述几种措施存在以下问题。

新建变电站建设周期长，投资耗资巨大见效速度慢。调整变电站主变分接头，将10kV母线电压限制在一定范围内满足半径内电压偏差的要求，由于变电站母线有多条出线，各条出线的负荷曲线也各有不同，压降也不同，不能保证所有线路的电压都满足要求，因此这种调压方法的灵活性、针对性差，当线路复杂时，往往会造成距变电站近的地方电压偏高，距变电站远的地方电压偏低。

采用无功补偿主要是提高线路的功率因数，调压效果有限，仅仅依靠电容器补偿不能解决由于线路长、线径细、电阻引起的电压降低问题。

采用增加导线截面和新增线路等措施为治本之法，但投资大，建设周期长。

在农网改造资金有限的情况下，为更好、更快地解决农网10kV 长线路末端电压偏低的问题，咸宁嘉鱼县供电公司通过加装SVR线路自动调压器，以改善长线路的电压质量。

2、自动调压器的结构原理

SVR线路自动调压器是可以根据线路电压的状况自动调整有载分接开关的档位实现对变压器变比的变化，从而保证输出电压稳定在一定的范围内。它可广泛使用于供电距离比较远、供电负荷大、电压波动大、电能质量达不到使用标准的供电线路，自动调压器原理如图1所示。

SVR线路自动调压器共有3部分构成：自耦变压器、有载分接开关和自动控制器，如图2所示。

自耦变压器的整个线圈分为3部分：串励线圈、并励线圈、控制线圈。其中串励线圈是一个有多个抽头的绕组，这些抽头通过有载分接开关的不同节点串联在输入输出之间，改变分接位置, 从而改变自耦变压器变比，达到调整电压的目的；并励线圈为自耦变压器的公共绕组，产生传递能量的磁场；控制线圈为控制器提供工作电源和采样信号。

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有载分接开关是可在带负载的情况下转换节点的开关。在自动调压器中，串联绕组的抽头接在有载分接开关的不同节点上，可以通过转换节点调节变压器变比来改变其输出电压。考虑有载分接开关寿命和用户调压精度要求, 一般常用的有载分接开关的挡位为7、9 挡两种。

自动控制器是整个装置的核心部分, 它主要由单片机控制芯片、显示电路、按键电路、电压采样、电流采样、状态输入、通信端口、控制输出电路、数据存储等电路组成，通过采集负荷侧电压电流信号与设定值进行比较，发出指令控制有载分接进行调压操作。

3、应用实例

3.1 线路状况

嘉鱼县供电公司35kV绿岭变电站10kV舒桥线为单向辐射型线路，线路主干线全长25.8km，以LGJ-70、LGJ-50和LGJ-35这3种线型为主，最大负荷电流200A，平均电流120-150A。每年6月至9月用电负荷高峰期，位于线路末端的11个配电台区380V用户电压仅320V左右，220V用户电压仅170V左右，存在连片“低电压”现象。

3.2 分析计算

通过调度平台查询变电站母线电压为10.3kV，根据线路末端配电变压器变比参数10.5 kV/400V 测算，配电变压器输入电压为8.4kV，线路压降1.9kV。

可以得出线路末端电压严重偏低, 计划在线路合适位置安装一台容量为2000 kVA，调压范围0～+20%，分接级数为7 挡的SVR 线路自动调压器，以解决线路末端“低电压”问题。

根据10kV电压合格范围－7％～＋7％（9.3～10.7kV）计算安装点A 的位置，设A点电压为9.3V，A点距离变电站13.58km。通过安装SVR线路自动调压器将A点电压提升至10.5kV，末端电压提升为9.5kV，则线路末端电压理论值提升至合格范围。

3.3 改造效果

对10kV舒桥线加装SVR线路自动调压器后，监测了10kV舒桥线观音寺5 组台区集中器2016年8月份每晚20:00变压器出口电压情况，监测结果显示，改造后该台区低压侧出口电压基本稳定在380V左右，实践证明10kV线路末端低电压问题得到有效解决。

4、结束语

对于没有负荷增长空间且又没有35kV及以上电源布点的农村地区， SVR线路自动调压器对因线路供电半径长、线径小造成的“低电压”问题治理效果较为显著。相对于新建变电站、改造线路，节省了大量资金，具有良好的经济效益和社会效益。对于部分容性负荷较大的农村地区(具有机井泵站负荷)，配合加装柱上无功补偿装置，“低电压”治理效果更佳。