110kV變電站增設無功補償裝置方案設計

王國光

[摘 ? ?要]中條動能110 kV變電站配電線路較多，平均月用電量在3 000萬kW·h，功率因數保持在0.91～0.92。為保證該站功率因數達0.95，從電容裝置的安裝位置、容量、電壓、控制方式等角度進行分析，確定了補償裝置主要參數后，并對該站功率因數達到0.95后所產生的效益進行計算分析。

[關鍵詞]電容器;功率因數;容量;控制方式;效益計算

[中圖分類號]TM63 [文獻標志碼]A [文章編號]2095–6487（2022）01–00–03

[Abstract]There are many distribution lines of 110 kV kinetic energy substation in Zhongtiaoshan， and the average monthly electricity consumption is 30 million kW.h/ month， and the power factor remains at 0.91-0.92. In order to ensure that the power factor of the station can reach 0.95， this paper analyzes the installation position， capacity， voltage and control mode of the capacitor device. After determining the main parameters of the compensation device， the benefits generated by the power factor of the station reaching 0.95 are calculated and analyzed.

[Keywords]capacitor power;factor;capacity;control method;benefit calculation

1 中條動能110 kV變電站概述

中條動能110 kV變電站現有主變壓器3臺，兩臺三卷變壓2×25 MVA，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110 kV，35 kV和6 kV三個電壓系統。

2 中條動能110 kV變電站增加無功補償裝置立項理由

2.1 提高功率因數能夠減免電費：電網電費結算規定

功率因數調整電費=（電量電費+基本電費）×功率因數增減百分比

功率因數調整標準為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，如表1所示。

2.2 提高功率因數能夠降低損耗

提高功率因數還可以減少線路、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110 kV變電站110 kV側的功率因數達到0.95，節省電費成本，同時降低線路及變壓器損耗。

3 中條動能110 kV變電站功率因數現狀

3.1 中條動能110 kV變電站110 kV側功率因數現狀

動能變電站總進線133線路功率因數自2019年11月—2021年10月的功率因數為0.910～0.926，平均為0.919，沒有達到減免費用最高的0.95數值，功率因數有0.03的增補空間。

3.2 中條動能110 kV變電站6 kV側功率因數現狀

動能分公司變電站自2019年11月—2021年10月，三臺主變6 kV側功率因數為0.95～0.96。不滿足電網公司不低于0.98的要求。

4 中條動能110 kV變電站增加無功補償裝置后功率因數目標值

月平均功率因數達到0.95，即110 kV中條動能站133線路功率因數提高到0.95，同時降低133線路及變壓器損耗。

5 中條動能110 kV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110 kV側母線情況說明

根據變電站運行報表得知153線路總負荷曲線在42～55 MV·A波動。若在110 kV側直接補償，需根據負荷波動情況進行分級投切補償。110 kV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。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。且該站為20世紀70年代所建站，無安裝空間。所以補償裝置安裝地點不選擇110 kV側。

5.2 不能安裝在35 kV側母線情況說明

（1）該站35 kV側系統直配線路只有兩回線路，其中一回只是古堆區變備用電源，平時在熱備狀態;另一回306線路最大負荷3 300 kV·A左右，補償效果欠佳。

（2）1#和2#主變35 kV側容量僅為另兩側容量的50%，為12.5 MV·A，如若補償量超過其容量，則可能會欠補，補償效果達不到預期效果。

（3）3#主變為兩卷變，無35 kV出線。

（4）由于35 kV系統直配線路少，負荷小，35 kV系統系統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側。

5.3 安裝在6 kV側母線情況說明

（1）動能變電站主要負荷集中在6 kV側（共17回直配線路），負荷需求量也大，安裝在本側，可達到直補效果，補償效果較佳;

（2）低壓無功補償容量投切容易實現;

（3）投資費用與110 kV側比較要少;

（4）安裝過程不用停電，不會影響各單位的正常生產。

6 電抗器電抗率的選擇

（1）動能變電站6 kV系統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。

（2）依據GB 50227—2017《并聯電容器裝置設計規范》，選擇電抗率用于抑制諧波，規范中指明當并聯電容器裝置接入電網處的背景諧波為5次及以上時，宜取4.5%～6%;當并聯電容器裝置接入電網處的背景諧波為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。

（3）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Z=Xc1/n-KnXc1=Xc1（1/n-Kn）=Xc1（1/n2-K）。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，如表2所示。

7 電容電壓的選擇

（1）動能分公司變電站6 kV母線運行線電壓保持在6.4 kV左右。

（2）根據GB/T 38041—2014《高壓并聯電容器通用技術要求》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計及裝置接入電網處的運行電壓與接入串聯電抗器引起的電容器運行電壓的升高，以及考慮接入電網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。當電網標稱電壓為6 kV時選擇6.6/。

當電網持續運行電壓高于1.05倍標稱電壓時，則可按其與1.05的比值相應增高電容器組的額定電壓。動能變電站母線運行線電壓為6.4 kV左右，為標稱電壓的1.07倍，所以應選擇電容器線電壓為6.6×1.05/=6.9 kV，因無6.9 kV電容器組，因此選用電容器組線電壓為7.2 kV。依GB 50227—2017《并聯電容器裝置設計規范》第5.2.2電容器額定電壓選擇，應符合：接入串聯電抗器引起的電容器運行電壓升高，電容器電壓應按下式計算：Uc=（Us/）S×1/（1-k）其中Uc為電容器端子運行電壓（kV）;Us為并聯電容器裝置的母線電壓（kV）;S為電容器組每相的串聯段數，K為電抗率。電容器組相電壓值Uc=Us/×1/（1-6%）=0.61 Us，則電容器相電壓為6.4×0.61=3.9 kV。線電壓為×3.9 kV=6.8 kV，因無6.9 kV電容器組，因此選用電容器組線電壓為7.2 kV。

（3）綜合兩個標準考慮，最后確定選用電容器組線電壓為7.2 kV，相電壓4.2 kV。

8 中條動能110 kV變電站需增加無功補償裝置容量計算

（1）統計變電站110 kV系統133線路。功率因數為0.91至0.926到0.95時應增補的無功量從3097至5 124 kvar。此次補償目標值以133線路無功補償最大值5 100 kvar進行考慮。

（2）6 kV側無功補償裝置安裝量的確定。

該站無功補償量依照110 kV側計算的補償量5100 kVar來考慮。

安裝容量QNb依據公式QN=[UN/（1-k）UNb]2（QNb-QNl）。其中：QN電容器裝置的額定無功輸出容量;QNb并聯電容器組的額定容量即安裝容量;UNb并聯電容器組額定相電壓;UN系統運行線電壓。QNl串聯電抗器的額定容量為KQNb。UNb=7.2/=4.157無功補償裝置總安裝容量（1-0.06）QNb=5 100/6.4/1.732×（1-0.06）×4.157]2=5 700 kvar。

9 6 kV側總無功補償裝置分配和分級分析

9.1 6 kV側無功安裝增補量5700 kVar分配方案

依據中條動能變電站主接線圖，6 kV系統為三段母線并列運行。在6 kV系統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象，達不到功率因數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整到相應母線進行補償。

由于2#主變母線側所帶負荷較多，功率因數較其它主變稍低，因此2#主變母線側安裝補償容量為2100 kVar;1#和3#主變母線側安裝補償容量為均1800 kVar。

9.2 無功補償裝置采集數據信號的選擇

采集數據信號有兩種方式。①每臺控制器采集相應主變110 kV側電流、電壓信號、對應側6 kV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，相對應的無功補償裝置因采集不到110 kV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。②不對133線路功率因數做精確控制，則可只采集6 kV側電流、電壓信號。以6 kV電壓、無功做為判定依據進行投切容量的選擇，不會出現欠補現象，但有可能133功率因數超過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，可以避免這種現象發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。

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，采用循環投切方式，防止部分裝置及開關電器長期使用和頻繁操作，并盡量減小對系統的沖擊。不得發生各組之間搶投，或發生投切振蕩。

補償總量為1800 kVar分三組容量為600 kvar+ 600 kvar+600 kvar

補償總量為2100 kvar分三組容量為600 kvar+ 600 kvar+900 kvar

10 效益計算

10.1 計算依據

（1）110 kV平均電費含稅價：0.458 2元/kW·h;

（2）變壓器基本電費24元/月，三臺主變全年座機費75000×24×12=2160（萬元）;

（3）以2019年11月至2020年5月累計電量209 267 760（kW·h）。平均每月29 866 823（kW·h），全年用電量：358 401 874（kW·h）。

10.2 效益計算

（1）安裝無功補償裝置后，133線路功率因數可以達到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）;

（2）同時降低了線路損耗，每年節約費用：60927.3kW·h×0.4582元/kW·h=2.79169萬元，計算見表3。

參考文獻

[1] 高壓并聯電容器裝置的通用技術要求：GB/T 30841—2014[S].

[2] 并聯電容器裝置設計規范：GB 50227—2017[S].