甘肅電力明珠益和設(shè)計咨詢有限責任公司 周 艷

無功補償設(shè)計作為當前在變電站電氣一次設(shè)計中的主要內(nèi)容，在對其進行無功補償設(shè)計的過程當中，首先應(yīng)當對變電站的位置進行合理的選擇，確保其變電站在運輸電能的作用上能夠保持平穩(wěn)且能夠控制所要運輸?shù)碾妷贺摵?。同時，在設(shè)計的過程當中，也要充分考慮電壓之間的距離是否會對運輸結(jié)果產(chǎn)生影響，進而保障變電站在位置選擇的科學合理性，確保其變電站的輻射位置能夠涵蓋所有運輸電壓。其次變電站的設(shè)計上不僅要合理控制其運輸電壓的成本，同時也要降低在運輸電能的過程當中所消耗能量。因此，在對變電站進行設(shè)計時，還需要針對其內(nèi)部的主接線設(shè)計應(yīng)用嚴格按照區(qū)域內(nèi)部的地質(zhì)條件進行設(shè)計，保障整個主接線的運行質(zhì)量。最后在設(shè)計的過程當中，也要保障變電器對整個電力系統(tǒng)運轉(zhuǎn)的平穩(wěn)性以及安全性，實現(xiàn)電力企業(yè)在經(jīng)濟上的有效調(diào)度，保障我國群眾在生活生產(chǎn)上的用電需求。

1 無功補償技術(shù)特征

1.1 功率補償具有多種途徑

有功功率來源以發(fā)電機組設(shè)備為主，產(chǎn)生途徑單一。但無功功率具有多種補償途徑，可以通過改造發(fā)電機組或利用線路改造進行無功補償，確保無功補償 器和跳相機設(shè)備作用的發(fā)揮，實現(xiàn)無功功率補償。

1.2 補償范圍具備地域文化特點

無功補償技術(shù)中，部分因素影響作用發(fā)揮。這是因為遠距離無功功率補償會導致供、受雙方電壓差較大，無功功率補償不能獲得良好效果，更為嚴重的是導致新功率損耗?；谶@一情況，依據(jù)電力供應(yīng)具體情況，劃分補償范圍區(qū)域，以就地補償為基準，集中補償為輔助，確保無功服務(wù)的水平。

1.3 追求無損補償效果

在電網(wǎng)設(shè)備和電力裝置中，電磁感應(yīng)是主要原理。無功補償技術(shù)以無損補償效果為主，對電磁感應(yīng)原理而言，應(yīng)確保電磁周期內(nèi)電力機械裝置吸入功率與釋放功率具有一致性，降低功率損耗的出現(xiàn)，感性無功功率補償技術(shù)是確保無功補償?shù)挠行Σ摺?/p>

2 甘肅某110kV變電站概述

甘肅某110kV變電站現(xiàn)有主變壓器3臺，兩臺三卷變壓2×25MVA，型號為SSZ10-25000/110。一臺兩卷變壓器，型號為SZ11-25000/110。電氣主接線分為110kV、35kV和10kV三個電壓系統(tǒng)。

3 110kV變電站增加無功補償裝置立項理由

3.1 提高功率因數(shù)能夠減免電費：電網(wǎng)電費結(jié)算規(guī)定

功率因數(shù)調(diào)整電費=（電量電費+基本電費）×功率因數(shù)增減百分比功率因數(shù)調(diào)整標準為0.9，0.9～0.95每增加一個百分點減免電費0.15%，0.95以上按照0.95計算，見表1。

表1 功率因數(shù)電費調(diào)整對照表

3.2 提高功率因數(shù)能夠降低損耗

提高功率因數(shù)還可以減少線路、變壓器損耗，降低電量消耗。通過增加電容補償裝置，使中條動能110kV變電站110kV側(cè)的功率因數(shù)達到0.95，節(jié)省電費成本，同時降低線路及變壓器損耗。

4 110kV變電站功率因數(shù)現(xiàn)狀

4.1 110kV變電站110kV側(cè)功率因數(shù)現(xiàn)狀

變電站總進線133線路功率因數(shù)自2019年11月至2021年10月的功率因數(shù)為0.910～0.926，平均為0.919，沒有達到減免費用最高的0.95數(shù)值，功率因數(shù)有0.03的增補空間。

4.2 110kV變電站10kV側(cè)功率因數(shù)現(xiàn)狀

變電站自2019年11月至2021年10月，三臺主變10kV側(cè)功率因數(shù)為0.95～0.96。不滿足電網(wǎng)公司不低于0.98的要求。

4.3 110kV變電站增加無功補償裝置后功率

因數(shù)目標值月平均功率因數(shù)達到0.95，即110kV中條動能站133線路功率因數(shù)提高到0.95，同時降低133線路及變壓器損耗。

5 110kV變電站增加無功補償裝置安裝位置的確定

5.1 不能安裝在110kV側(cè)母線情況說明

根據(jù)變電站運行報表得知153線路總負荷曲線在42～55MVA波動。若在110kV側(cè)直接補償，需根據(jù)負荷波動情況進行分級投切補償。110kV要做到分級補償，不但占地空間大，投切控制方式也較難實現(xiàn)。而且投資費用很大，實施起來整個變電站需要停電，勢必整個站所有供電線路都要停電，影響到整個集團公司的生產(chǎn)。且該站為20世紀七十年代所建站，無安裝空間。所以補償裝置安裝地點不選擇110kV側(cè)。

5.2 不能安裝在35kV側(cè)母線情況說明

一是該站35kV側(cè)系統(tǒng)直配線路只有兩回線路，其中一回只是古堆區(qū)變備用電源，平時在熱備狀態(tài)；另一回306線路最大負荷3300kVA左右，補償效果欠佳。二是1#和2#主變35kV側(cè)容量僅為另兩側(cè)容量的50%，為12.5MVA，如若補償量超過其容量，則可能會欠補，補償效果達不到預(yù)期效果。三是3#主變?yōu)閮删碜?，無35kV出線。四是由于35kV系統(tǒng)直配線路少，負荷小，35kV系統(tǒng)運行方式為單母運行，兩臺三卷變一用一備，不適合將補償裝置安裝在該系統(tǒng)側(cè)。

5.3 安裝在10kV側(cè)母線情況說明

一是動能變電站主要負荷集中在10kV側(cè)（共17回直配線路）[1]，負荷需求量也大，安裝在本側(cè)，可達到直補效果，補償效果較佳；二是低壓無功補償容量投切容易實現(xiàn)；三是投資費用與110kV側(cè)比較要少；四是安裝過程不用停電，不會影響各單位的正常生產(chǎn)。

6 電抗器電抗率的選擇

一是變電站10kV系統(tǒng)有個別線路負荷為電弧爐存在有3、5、7次諧波，總公司計劃在線路用戶端進行治理，本次不考慮治理諧波。

二是依據(jù)GB50227—2017《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范》，選擇電抗率用于抑制諧波，規(guī)范中指明當并聯(lián)電容器裝置接入電網(wǎng)處的背景諧波為5次及以上時，宜取4.5%～6%；當并聯(lián)電容器裝置接入電網(wǎng)處的背景諧波為3次及以上時，宜取12%。由于不考慮用戶端的諧波，不選12%，因此本次選電抗率為6%的電抗器。

三是選擇電抗率6%還是5%：主要是考慮這兩種電抗率均有可能放大三次諧波：電容器阻抗Z=Xc1-KXc1，K為電抗率。

當n次諧波時，電容器組阻抗值：

電抗率6%時容器組阻抗在三次諧波時容性阻抗較5%時的值小，諧波放大的可能性較5%小。因此，選擇6%電抗率，見表2[2]。

表2 電容器組諧波阻抗特征

7 電容電壓的選擇

一是變電站10 kV母線運行線電壓保持在10.7kV以內(nèi)。

二是根據(jù)GB/T38041—2014《高壓并聯(lián)電容器通用技術(shù)要求》第5.3.2.2裝置中電容器組額定電壓的選擇。電容器組的額定電壓選擇應(yīng)計及裝置接入電網(wǎng)處的運行電壓與接入串聯(lián)電抗器引起的電容器運行電壓的升高，以及考慮接入電網(wǎng)處諧波對電容器運行電壓和電流的影響，既要確保電容器安全，又要盡量利用電容器的容量。當電網(wǎng)標稱電壓為10kV時選擇11/。當電網(wǎng)持續(xù)運行電壓高于1.05倍標稱電壓時，則可按其與1.05的比值相應(yīng)增高電容器組的額定電壓。動能變電站母線運行線電壓為10.7kV，應(yīng)選擇電容器線電壓為11×1.05/＝11.6kV，因無11.6kV電容器組，因此選用電容器組線電壓為12kV。依GB50227—2017《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范》第5.2.2電容器額定電壓選擇，應(yīng)符合：接入串聯(lián)電抗器引起的電容器運行電壓升高，電容器電壓應(yīng)按下式計算：

其中：Uc為電容器端子運行電壓（kV）；Us為并聯(lián)電容器裝置的母線電壓（kV）；S為電容器組每相的串聯(lián)段數(shù)，K為電抗率。

電容器組相電壓值：

則電容器相電壓為10.7×0.61=6.5kV。線電壓為×6.5kV＝11.2kV，因無11.2kV電容器組，因此選用電容器組線電壓為12kV。三是綜合兩個標準考慮，最后確定選用電容器組線電壓為12kV，相電壓6.9kV[3]。

8 110kV變電站需增加無功補償裝置容量計算

一是統(tǒng)計變電站110kV系統(tǒng)133線路。功率因數(shù)為0.91至0.926到0.95時應(yīng)增補的無功量從3097至5124kVar。此次補償目標值以133線路無功補償最大值5100kVar進行考慮。二是10kV側(cè)無功補償裝置安裝量的確定。該站無功補償量依照110kV側(cè)計算的補償量5100kVar來考慮。

安裝容量QNb依據(jù)公式：

其中：QN電容器裝置的額定無功輸出容量；QNb并聯(lián)電容器組的額定容量即安裝容量；UNb并聯(lián)電容器組額定相電壓：6.936kV；UN系統(tǒng)運行線電壓：10.7kV；QNl串聯(lián)電抗器的額定容量為KQNb。經(jīng)計算，無功補償裝置總安裝容量為5700kVar。

9 10kV側(cè)總無功補償裝置分配和分級分析

9.1 10kV側(cè)無功安裝增補量5700kVar分配方案

依據(jù)中條動能變電站主接線圖，10kV系統(tǒng)為三段母線并列運行。在10kV系統(tǒng)其中一段母線上僅安裝一套補償裝置，雖然投資少，所用間隔少。但缺點是設(shè)備容量大，所占空間最大；而且當三臺變壓器分列運行時，會造成母線欠補或過補現(xiàn)象，達不到功率因數(shù)0.95的要求。

在三段母線上各安裝一套補償裝置，共三套。這樣補償方式雖然投資有點大，但最大優(yōu)點是操作靈活，母線運行方式如何切換，補償裝置可以跟著調(diào)整到相應(yīng)母線進行補償。

由于2#主變母線側(cè)所帶負荷較多，功率因數(shù)較其他主變稍低，因此2#主變母線側(cè)安裝補償容量為2100kVar；1#和3#主變母線側(cè)安裝補償容量為均1800kVar[4]。

9.2 無功補償裝置采集數(shù)據(jù)信號的選擇

采集數(shù)據(jù)信號有兩種方式。一是每臺控制器采集相應(yīng)主變110kV側(cè)電流、電壓信號、對應(yīng)側(cè)10kV電流、電壓信號，以起到防止過補、電容投入后造成母線電壓過高的保護作用。500、700母聯(lián)斷路器位置信號以及無功補償裝置斷路器的位置信號均需接入。這樣做的最大缺點當其中一臺主變退出運行時，相對應(yīng)的無功補償裝置因采集不到110kV信號，不會投入運行，總無功補償量是另外兩臺總無功量的總和。便線路需補償總量并不會因主變停運減少，可能會造成欠補，依目前負荷計算欠補量很小。待尾礦園子溝尾礦增加負荷后，欠補量會有所增加。

二是不對133線路功率因數(shù)做精確控制，則可只采集10kV側(cè)電流、電壓信號。以10kV電壓、無功作為判定依據(jù)進行投切容量的選擇，不會出現(xiàn)欠補現(xiàn)象，但有可能133功率因數(shù)超過0.95。即將1#和3#主變控制器均接入503、510低壓電流、電壓信號，1#和2#接入503、527兩主變高、低壓兩主變電流、電壓信號，可以避免這種現(xiàn)象發(fā)生因其中一臺主變停運而使其中一套補償裝置不投入運行[5]。

9.3 控制器控制方式的選擇

控制器的選擇：每套裝置各選擇一臺控制器，共三臺控制器。每套控制器要能根據(jù)所需的無功量估算后進行自動投切，三組投切控制方式選擇全部選擇自動投切。多組裝置自動投切，采用循環(huán)投切方式，防止部分裝置及開關(guān)電器長期使用和頻繁操作，并盡量減小對系統(tǒng)的沖擊。不得發(fā)生各組之間搶投，或發(fā)生投切振蕩。

補償總量為1800kVar分三組容量為600kVar+ 600kVar+600kVar；補償總量為2100kVar分三組容量為600kVar+600kVar+900kVar。

10 效益計算

10.1 計算依據(jù)

一是110kV平均電費含稅價：0.4582元／kWh；二是變壓器基本電費24元/月，三臺主變?nèi)曜鶛C費75000×24×12=2160（萬元）；三是以2019年11月至2020年5月累計電量209267760（kWh）。平均每月29866823（kWh），全年用電量：358401874（kWh）。

10.2 效益計算

表3 損耗計算

一是安裝無功補償裝置后，133線路功率因數(shù)可以達到0.95，每年減免電費：（35840.1874萬度×0.4582元+座機費2160萬元）×0.45%=83.6189萬 元（加 補 償 前 按0.92，補 償 后0.95計 算）；二是同時降低了線路損耗，每年節(jié)約費用：60927.3kWh×0.4582元/kWh=2.79169萬元，計算見表3。