10 kV配電線路無功優化的探討

陸 翔，董根昌，徐冬生，唐建華

（嘉善縣供電局，浙江 嘉善 314100）

配電網是電力系統中發生電力產銷關系的最終環節。由于配電網面廣線長，用戶無功補償差異大，如有些10 kV配電網功率因數最低至0.60，導致配電網損耗增大和線路末端電壓合格率降低。

為了改善受電端電壓質量和降低電網電能損耗，除了采取縮小配電網的供電路徑、增大導線線徑、使用低損耗配變等措施以外，在配電線路上和配電變壓器低壓側裝設并聯電容器裝置，可取得節能與調壓的良好效果。

本文著重圍繞10 kV配電線路的并聯電容補償問題，結合嘉善配電網的實際情況，依據國家現行的有關技術標準，就補償電容器容量配置、安裝地點選擇、自動控制策略等問題進行研討。

1 配電線路無功補償的設計原則

要做好配電線路無功補償工程設計和運行管理，應首先準確解讀相關技術標準與規定。根據配電線路無功補償相關技術標準，可以歸納出以下設計規則：

（1）遵照無功電力分層分區就地平衡原則，在10或6 kV配電線路上宜配置高壓并聯電容器裝置，或者在配電變壓器低壓側配置低壓并聯電容器裝置。

（2）并聯電容器裝置的容量不宜過大，一般約為線路配電變壓器總容量的5%～10%。

（3）發揮并聯電容補償的調壓作用，使配電線路的首末端供電電壓偏差不超過額定電壓的±7%。

（4）配電線路上裝設的并聯電容器，在線路最小負荷時不應向變電所倒送無功，如配置容量過大，則必需裝設自動投切裝置。

2 10 kV配電線路并聯電容補償的配設

2.1 嘉善縣配電網概況

嘉善縣現有110 kV變電所7座、35 kV變電所7座。其中110 kV魏塘、錢橋、牛橋、姚莊、陶莊等5座變電所直供10 kV線路負荷；下甸廟、里澤變電所兼供10 kV和35 kV線路負荷。變電所的10 kV線路總負荷的功率因數在0.84～0.97之間，由110 kV變電所供電的10 kV線路負荷平均功率因數高于35 kV變電所供電的10 kV線路負荷的功率因數，前者為0.94，后者為0.89，因為后者大多為農村供電線路負荷，功率因數相對較低，農村地區變電所部分10 kV線路的功率因數低至0.71。

2.2 配電線路并聯電容補償容量配置選擇

遵照無功電力分層分區就地平衡原則，各級電網管理部門結合本地的具體情況，提出功率因數考核指標要求。嘉興地區電網功率因數考核指標為：低谷時段不高于0.97及不低于0.94，高峰時段不低于0.96，且年度高峰時段合格率不低于95%，低谷時段合格率不低于85%。為此，嘉善配電網要求35～110 kV系統功率因數不低于0.95，10 kV系統功率因數不低于0.90。

在變電所主變10 kV側接入并聯電容器組，可使10 kV系統的功率因數達到0.9以上，并通過電壓無功綜合控制 （調節變壓器分接和投切并聯電容器組）實現峰、谷功率因數考核指標合格率和供電電壓偏差合格率雙達標。

由于集中電容補償效益比配電線路分散補償差，因此，分期分批在配電線路裝設柱上式并聯電容器組，以提高線路負荷的功率因數，降網節能和改善供電電壓質量，提升配電系統整體的電壓無功調控能力。

選擇翁村163線和光明166線等11條功率因數較低且負荷較大的線路作為配電線路實施并聯電容補償的試點，通過集中補償與分散補償相結合，以保障配電網的調相調壓達到規定的考核要求，取得無功補償的較大效益。

配電線路電容補償容量配置按以下兩種情況考慮：

（1）當并聯電容器組固定接入線路時，其裝置容量宜按線路配電變壓器總容量的5%～10%配置，且在線路最小負荷時不向變電所倒送無功。

（2）當并聯電容器組可自動投切時，其裝置容量可按線路負荷功率因數考核要求配置。

現以35 kV天凝變電所翁村163線和光明166線為例，說明并聯電容補償容量配置計算。

按提升功率因數期望值（cos φe）求解并聯電容補償容量：

式中：Pmax為配電線路負荷有功功率的最大值；cosφ0為配電線路補償前的負荷功率因數。

在最小負荷時驗算配電線路上的電容器組是否向變電所倒送無功：

式中：Pmin，Qmin分別為配電線路最小負荷時有功功率和無功功率。當QC＜Qmin時，線路上電容器組不會向變電所倒送無功；當QC＞Qmin時，則會倒送，電容器組需自動投切。

翁村163線和光明166線的運行數據如表1所示。線路電容補償容量配置計算結果如表2所示。

表1 翁村163線和光明166線運行數據

表2 線路電容補償容量配置計算

2.3 電容器組安裝位置的確定

對于電容器組容量優化配置和安裝地點優化選擇，許多專家學者曾進行深入研究，分別對配電線路負荷不同分布方式提出最優的容量配置和安裝地點。諸如：

（1）當無功負荷均勻分布時，最佳補償容量為無功負荷的2/3，安裝地點為距變電所全長2/3處。

（2）當無功負荷為遞增分布時，其最佳補償容量為無功負荷的80%，安裝地點為距變電所全長7/9處。

（3）當無功負荷為遞減分布時，其最佳補償容量為無功負荷的62.3%，安裝地點為距變電所全長4/9處。

（4）當無功負荷為等腰三角形分布時，其最佳安裝地點距變電所全長5/9處。

然而配電線路的負荷分布大多是隨機無規則的，且多分支，接線繁雜，其整體難以套用規范模式進行求解。但在分支路上有類似上述各種分布模式，故可把負荷分布復雜的配電線路看成各種分布類型的組合體，提出電容器組安裝地點的基本要求：電容器組宜安裝在配電線主干線的1/2以上處接且近負荷密集區；當有多組電容器時，宜分散安裝在負荷密集的分支線路上。

翁村163線總長19.7 km，主干線長近4 km，大小分支線共長15.7 km以上，其中有2條主要分支線，分別裝設有1 545 kVA配變19臺和2 925 kVA 29臺，兩者合計配變臺數和容量占該線路配變總臺數的77%、總容量的71%。光明166線線路總長26.7 km，主干線長8.7 km，該線路可看作以主干線上89號桿為分界點，由接成人形的3個線段組成：

（1）主干線1-89號桿，長6.2 km，沿線兩側密集分布3 575 kVA配變29臺。

（2）89號桿左側線段，其主干線長2.2 km，沿線兩側分布2 060 kVA配變16臺。

（3）89號桿右側線段，其主干線長2.5 km，沿線兩側分布配變2 395 kVA 11臺。

翁村163線和光明166線的配變分布和電容器組安裝地點示意圖分別如圖1所示。裝設在翁村163線的2組和光明166線上3組電容器，安裝地點位于線路的主干線上或分支線的入口處，在變電所線路主干線全長的63%～88%處，且接近負荷分布密集區域，基本上符合上述有關電容器組安裝地點選擇的要求。

3 補償電容器的保護控制

10 kV配電線路補償分固定補償和自動補償兩種。線路補償裝置是否正常運行，取決于補償裝置元部件的質量、補償容量的選擇、安裝地點的選擇和自動控制裝置的控制原理是否適用等。而控制原理合理與否直接決定補償的效果及補償裝置的利用率。

圖1 線路配變分布與電容器組安裝地點示意圖

3．1 控制原理

（1）時段控制。一般情況下，將1天分為4個時段，即2個投時段，2個切時段。投切動作僅與時段有關，與線路的實時電參數無關 （保護動作除外）。控制策略簡單、可靠，主要適用于負荷比較平穩、一般時間分段的線路。

（2）電壓控制。設置電壓上下限來控制裝置投切，通常應附加1個切后再投的電壓返回值參與控制。電壓上下限的設定可不拘泥于國家標準規定的電壓范圍，要根據安裝地點，不同線路選取。

（3）時間電壓控制。該控制原理是前2種控制原理的綜合，主要適用于投入時段負荷經常波動的場合。

（4）功率因數控制。設置功率因數上下限及無功返回值對電容器組進行控制，適用線路負荷重的場合，不適宜用在線路經常低載的場合。其主要缺點是線路輕載時功率因數最低，補償裝置也不宜投入電容器。

（5）電壓無功控制。設置電壓上下限、無功上下限及電壓返回值，對電容器組進行控制。該方案結構較復雜，程序量比較大。主要適用于負荷變化比較頻繁，波動較大的場合。

3.2 自動控制裝置保護

自動控制裝置通常設在開關控制箱內。結合戶外補償裝置的運行特點及環境的特殊性，自動控制裝置應具有基本的保護，以保證補償裝置安全運行。一般設置電容器放電時間保護、過電壓保護、欠壓保護、過電流保護、過流速斷保護、缺相保護和開關拒動保護。

4 結語

在翁村163線和光明166線分別裝設了GWB柱上式高壓無功自動補償裝置后，關口功率因數有了很大提高，線路末端電壓也在標準范圍內。所以應根據農村用電特點，除在變電站的10 kV母線進行集中自動補償外，積極在10 kV線路上進行動態無功補償，并優先采用遙控和自動投切裝置，以實現無功的最優化配置和補償。目前嘉善全縣10 kV線路電容器已安裝96組，投入運行容量為53 100 kvar，約占變電站10 kV電容器運行容量的33%左右，經2年多的實際使用已取得了明顯的經濟效益和社會效益。

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