一、基本情况

（一）单位简介

金华地处“浙江之心”，区位优势突出，是浙江省重点打造的第三大城市群、第四大都市区，也是长三角一体化发展中心区城市、沪杭金发展带和 G60 科创廊道的重要节点城市。国网金华供电公司的前身是浙西供电局，自 1962 年成立以来，始终致力于为金华全地区提供稳定可靠的电力供应，目前服务的电力用户已达 327 万户。

（二）案例背景

金华地区以山地丘陵地形为主，“七山二水一分田” 的地貌造就了丰富的小水电、光伏资源。然而，这种地理和能源特征也给当地电网运营带来了一系列挑战：一是由于山区配网长线路较多，首末端压差大，难以通过简单的电压调控手段实现全域精准管理。二是由于区域内径流、阳光资源丰富，光伏、水电装机容量大，同时区域电网容载比不高，迎峰度夏、度冬等负荷高峰时期主变、线路重载问题明显，部分区域容易出现电压双向越限。三是区域内用电呈现显著季节性、片区性特征（如清明前后农户炒茶等），为防控末端低电压，采取负荷切割、抬高首端电压等措施后又造成大量首端用户出现高电压。这些问题相互交织，导致金华地区电压波动问题时有发生，影响了用户的用电体验。

（三）案例概要

国网金华供电公司依托用户电压质量提升管理专项工作、高水光区域电压质量提升课题等相关工作，采取以下三方面举措，提升用户电压质量。一是基于设备可靠性和负荷特性，制定 AVC分时控制策略，总体缓解供电区域内的电压越限问题；二是基于馈线结构及负荷特征，开展电压调节和无功优化工作，逐步解决供需不匹配、网架失衡等问题；三是综合供电可靠性和频繁停电等民生关切，推动全量配变档位优化，进一步提升用户电压质量。三级优化模式兼顾主配网，并从三个层面规范电压管理，相互促进，一体联动，有效提升地区电压质量水平。

二、主要做法与实践

为进一步满足金华地区人民“用好电”的需求，国网金华供电公司持续发力，提升区域内电压质量。在管理上，建立电压“三全”管理机制，通过组建柔性团队、修编电压管理实施细则，实现全员参与、全专业介入、全过程管控，将电压管理工作渗透进运维检修、技术改造、客户服务等全业务流程，并通过深化“两单”流转，实现管理穿透，确保各项管理举措能落细落实。同时，在技术上精益求精，对电压管控各环节精雕细琢，采取了以下三方面举措：

一是综合设备可靠性和负荷特性，探索最优 AVC 控制策略

根据金华区域实际情况，电压越上限是影响电压质量的最大因素。压降 10kV 母线电压，能有效降低电压越限的时长，但大批量、大幅度调低 AVC 上限，会造成电容器及主变有载开关频繁动作，加大设备故障风险，因此须综合设备可靠性及电压质量，探索制定每个变电站最优 AVC 控制策略。金华公司综合专业管理经验及现场实际数据，寻求 AVC 控制区间与设备可靠性间平衡，在保证大电网安全运行的前提下，稳步提升用户电压质量。

以 110kV 横店变为例，表 1 为横店变 2023 年 4—6 月份调整数据，当 AVC 控制区间调整为[10.05kV，10.40kV]时，电容器开关最多动作 142 次/月，平均 41 次/月，有载开关动作次数 20次/月；进一步压缩 AVC 控制区间为[10.05kV，10.35kV]，电容器和有载开关月平均动作次数分别为 47 和 27 次，但继续压缩至[10.05kV，10.30kV]，有载开关动作次数大幅提升，其间若灭弧失败极易引发主变故障。因此，110kV 横店变 AVC 控制区间最终设置为[10.05kV,10.35kV]。

同时，考虑到设备状况、负荷水平（涉及工业/居民比例、光照强度、降水量、蓄水率等）、运维情况的差异，不同变电站AVC 控制区间不同，但同条母线的历史电压波动曲线重合度较高。根据这个特点，开展 AVC 分时调节策略，进一步优化电压调节能力。图 2 为 110kV 横店变电压合格率波动及 AVC 限值曲线，夜间用电负荷低，导致母线电压升高，但负荷曲线平稳，故进一步降低 AVC 上限至 10.25kV，提升电压合格率水平。白天6:00-8:00 是负荷上升时段，为防止负荷上升过快，导致母线电压越下限，提前将 AVC 控制区间下限设为 10.15kV，同时上限调整成 10.40kV，防止电容器开关频繁动作风险。

基于设备可靠性的变电站 AVC 控制区间确定+基于负荷特性的 AVC 分时控制策略，能迅速改善区域大批量电压越限问题。

二是基于馈线特征，制定个性化的技术优化措施

金华地区存在电压问题的馈线主要有三类，一是大树干多分支的线路，此类线路供电长，电抗大，导致无功损耗较多。故采用加装永磁并联无功装置进行多点分布式补偿，就地平衡，降低线路无功传输容量，提高末端电压。二是“源荷”波动较大的线路，此类线路新能源接入多，电压随“源荷”波动明显，电站发电时高电压，不发电时末端重负荷低电压。故在线路中加装多级宽幅调压器，持续跟踪线路电压，维持电压基本稳定。三是末端重负荷的长线路，此类线路后端负荷较重，线路电压损失大，造成末端用户电压偏低，无法通过加装无功补偿装置或线路调压器等单一手段解决。故采用 10kV 线路调压器与无功补偿装置相结合的方案，从电压和线损两方面综合考虑末端用户电压治理，提升区域电压质量。

以金华三单 D593 线治理为例，线路位于金华三单乡，线路供电半径为 18km，加上分支线路长达 51.9km，且分支导线为截面为 95mm2、70mm2 的裸导线，线路阻抗大，输送负荷小。本线路“低电压”主要发生在春节及炒茶时段，春节前后外出务工人员大批返乡，家电、取暖设施集中使用，负荷突增，2023 年春节期间负荷高峰时期三单 D593 线首段电压 10.25kV，而 140#杆关口电压仅 9.28kV，电压严重越下限。夏季丰水期时，下辖高石溪、鱼井下三级电站，装机容量达 3120kW，电站并网电压超过 10.7kV，邻近的华孙、底吉、阁溪等 44 个台区配变关口电压超过 260V，电压严重越上限。经分析，造成 10kV 线路中后段季节性双向越限的原因主要是供电半径过长，功率因素低，供

需不平衡造成。为确保达到最佳的供电质量，在线路靠近末端位置配置一台 4000kVA 调压器，实时调节线路电压。同时在线路不同位置共安装三套 200kvar 永磁并联无功补偿装置，减小因无功不足导致的线路电压损失。方案实施后，三单线供电用户电压质量得到大幅提升。

三是综合供电可靠性和频繁停电等民生关切，推动全量配变档位优化

根据配变台区供电用户电压波动曲线，测算配变合理档位，并统筹近期停电情况，制定调档计划，明确调档时序、规模，有序推进配变档位调整。一是明确调档时序，综合配变台区供电用户电压水平、用户数量，按照问题轻重缓急、影响用户规模排定配变调档次序。二是统一部署调档工作，结合供电可靠性以及线路检修计划、消缺抢修等工作，落实“逢停必调、应调尽调”。调档工作在每年 6 月前完成，且台区关口电压控制在 220-230V，用电体验。三是加强调档应急管理，为有序处理调档过程中出现的喷油、卡涩、短路等异常，提前制定应急预案，包括负荷分流、发电车进驻、用户告知等工作，提高用电服务质量，提升用户用电体验。

三、成效与创新

金华公司构建了站-线-变三级治理体系，对用户开展电压质量精益化提升实践，实现用户电压质量联动管理。变电站侧提出了一套基于设备可靠性和负荷特性的 AVC 控制策略优化方法，“一站一方案，一时一策略”，解决电压批量越限问题；线路侧提出了三类可能存在电压问题的典型馈线应对措施，解决尖宅、三单等馈线电压越限问题；配变侧开展了兼顾供电可靠性和电压质量的全量配变有序调档工作实践，解决配变档位与负荷不匹配导致的电压质量问题。

截至目前，金华公司对超过 156 个变电站、172 条馈线、1.5万个台区实施电压质量提升实践，区域内用户电压质量、用户用电体验显著改善。电压质量改善后有效拉长电网建设周期，平缓资产墙规模曲线，减轻电网投资压力，实现电网企业提质增效；同时有效降低分布式电源因电压越限导致的停机风险，清洁能源送出率进一步提升，更大限度地提高了小水电和光伏发电企业经济效益。

四、总结与建议

当前，我国加快构建新型电力系统，南方山区配电网普遍呈现“清洁能源接入比例高、配电网基础薄弱”的特征（“一高一弱”），存在着电压越限且线损高、清洁能源功率输送受限、无新增清洁能源并网条件、电压无功调节能力不足等系列问题。因分布式新能源并网电压普遍高于网供电压，导致并网点附近用户电压易出现越上限，影响用户用电体验。为持续提升“一高一弱”配电网的电压质量，建议将分布式新能源纳入各级调度管辖，并制定相关管理办法，明确分布式新能源参与配电网无功电压控制要求，确保配电网电压稳定且处于合理区间，保障用户用电体验。