110kV变电站增设无功补偿装置方案设计

王国光

[摘    要]中条动能110 kV变电站配电线路较多，平均月用电量在3 000万kW·h，功率因数保持在0.91～0.92。为保证该站功率因数达0.95，从电容装置的安装位置、容量、电压、控制方式等角度进行分析，确定了补偿装置主要参数后，并对该站功率因数达到0.95后所产生的效益进行计算分析。

[关键词]电容器;功率因数;容量;控制方式;效益计算

[中图分类号]TM63 [文献标志码]A [文章编号]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 中条动能110 kV变电站概述

中条动能110 kV变电站现有主变压器3台，两台三卷变压2×25 MVA，型号为SSZ10-25000/110。一台两卷变压器，型号为SZ11-25000/110。电气主接线分为110 kV，35 kV和6 kV三个电压系统。

2 中条动能110 kV变电站增加无功补偿装置立项理由

2.1 提高功率因数能够减免电费：电网电费结算规定

功率因数调整电费=（电量电费+基本电费）×功率因数增减百分比

功率因数调整标准为0.9，0.9～0.95每增加一个百分点减免电费0.15%，0.95以上按照0.95计算，如表1所示。

2.2 提高功率因数能够降低损耗

提高功率因数还可以减少线路、变压器损耗，降低电量消耗。

通过增加电容补偿装置，使中条动能110 kV变电站110 kV侧的功率因数达到0.95，节省电费成本，同时降低线路及变压器损耗。

3 中条动能110 kV变电站功率因数现状

3.1 中条动能110 kV变电站110 kV侧功率因数现状

动能变电站总进线133线路功率因数自2019年11月—2021年10月的功率因数为0.910～0.926，平均为0.919，没有达到减免费用最高的0.95数值，功率因数有0.03的增补空间。

3.2 中条动能110 kV变电站6 kV侧功率因数现状

动能分公司变电站自2019年11月—2021年10月，三台主变6 kV侧功率因数为0.95～0.96。不满足电网公司不低于0.98的要求。

4 中条动能110 kV变电站增加无功补偿装置后功率因数目标值

月平均功率因数达到0.95，即110 kV中条动能站133线路功率因数提高到0.95，同时降低133线路及变压器损耗。

5 中条动能110 kV变电站增加无功补偿装置安装位置的确定

5.1 不能安装在110 kV侧母线情况说明

根据变电站运行报表得知153线路总负荷曲线在42～55 MV·A波动。若在110 kV侧直接补偿，需根据负荷波动情况进行分级投切补偿。110 kV要做到分级补偿，不但占地空间大，投切控制方式也较难实现。而且投资费用很大，实施起来整个变电站需要停电，势必整个站所有供电线路都要停电，影响到整个集团公司的生产。且该站为20世纪70年代所建站，无安装空间。所以补偿装置安装地点不选择110 kV侧。

5.2 不能安装在35 kV侧母线情况说明

（1）该站35 kV侧系统直配线路只有两回线路，其中一回只是古堆区变备用电源，平时在热备状态;另一回306线路最大负荷3 300 kV·A左右，补偿效果欠佳。

（2）1#和2#主变35 kV侧容量仅为另两侧容量的50%，為12.5 MV·A，如若补偿量超过其容量，则可能会欠补，补偿效果达不到预期效果。

（3）3#主变为两卷变，无35 kV出线。

（4）由于35 kV系统直配线路少，负荷小，35 kV系统系统运行方式为单母运行，两台三卷变一用一备，不适合将补偿装置安装在该系统侧。

5.3 安装在6 kV侧母线情况说明

（1）动能变电站主要负荷集中在6 kV侧（共17回直配线路），负荷需求量也大，安装在本侧，可达到直补效果，补偿效果较佳;

（2）低压无功补偿容量投切容易实现;

（3）投资费用与110 kV侧比较要少;

（4）安装过程不用停电，不会影响各单位的正常生产。

6 电抗器电抗率的选择

（1）动能变电站6 kV系统有个别线路负荷为电弧炉存在有3、5、7次谐波，总公司计划在线路用户端进行治理，本次不考虑治理谐波。

（2）依据GB 50227—2017《并联电容器装置设计规范》，选择电抗率用于抑制谐波，规范中指明当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，宜取4.5%～6%;当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为3次及以上时，宜取12%。由于不考虑用户端的谐波，不选12%，因此本次选电抗率为6%的电抗器。

（3）选择电抗率6%还是5%：主要是考虑这两种电抗率均有可能放大三次谐波：电容器阻抗Z=Xc1-KXc1，K为电抗率。当n次谐波时电容器组阻抗值Z=Xc1/n-KnXc1=Xc1（1/n-Kn）=Xc1（1/n2-K）。电抗率6%时容器组阻抗在三次谐波时容性阻抗较5%时的值小。谐波放大的可能性较5%小。因此选择6%电抗率，如表2所示。

7 电容电压的选择

（1）动能分公司变电站6 kV母线运行线电压保持在6.4 kV左右。

（2）根据GB/T 38041—2014《高压并联电容器通用技术要求》第5.3.2.2装置中电容器组额定电压的选择。电容器组的额定电压选择应计及装置接入电网处的运行电压与接入串联电抗器引起的电容器运行电压的升高，以及考虑接入电网处谐波对电容器运行电压和电流的影响，既要确保电容器安全，又要尽量利用电容器的容量。当电网标称电压为6 kV时选择6.6/。

当电网持续运行电压高于1.05倍标称电压时，则可按其与1.05的比值相应增高电容器组的额定电压。动能变电站母线运行线电压为6.4 kV左右，为标称电压的1.07倍，所以应选择电容器线电压为6.6×1.05/=6.9 kV，因无6.9 kV电容器组，因此选用电容器组线电压为7.2 kV。依GB 50227—2017《并联电容器装置设计规范》第5.2.2电容器额定电压选择，应符合：接入串联电抗器引起的电容器运行电压升高，电容器电压应按下式计算：Uc=（Us/）S×1/（1-k）其中Uc为电容器端子运行电压（kV）;Us为并联电容器装置的母线电压（kV）;S为电容器组每相的串联段数，K为电抗率。电容器组相电压值Uc=Us/×1/（1-6%）=0.61 Us，则电容器相电压为6.4×0.61=3.9 kV。线电压为×3.9 kV=6.8 kV，因无6.9 kV电容器组，因此选用电容器组线电压为7.2 kV。

（3）综合两个标准考虑，最后确定选用电容器组线电压为7.2 kV，相电压4.2 kV。

8 中条动能110 kV变电站需增加无功补偿装置容量计算

（1）统计变电站110 kV系统133线路。功率因数为0.91至0.926到0.95时应增补的无功量从3097至5 124 kvar。此次补偿目标值以133线路无功补偿最大值5 100 kvar进行考虑。

（2）6 kV侧无功补偿装置安装量的确定。

该站无功补偿量依照110 kV侧计算的补偿量5100 kVar来考虑。

安装容量QNb依据公式QN=[UN/（1-k）UNb]2（QNb-QNl）。其中：QN电容器装置的额定无功输出容量;QNb并联电容器组的额定容量即安装容量;UNb并联电容器组额定相电压;UN系统运行线电压。QNl串联电抗器的额定容量为KQNb。UNb=7.2/=4.157无功补偿装置总安装容量（1-0.06）QNb=5 100/6.4/1.732×（1-0.06）×4.157]2=5 700 kvar。

9 6 kV侧总无功补偿装置分配和分级分析

9.1 6 kV侧无功安装增补量5700 kVar分配方案

依据中条动能变电站主接线图，6 kV系统为三段母线并列运行。在6 kV系统其中一段母线上仅安装一套补偿装置，虽然投资少，所用间隔少。但缺点是设备容量大，所占空间最大;而且当三台变压器分列运行时，会造成母线欠补或过补现象，达不到功率因数0.95的要求。

在三段母线上各安装一套补偿装置，共三套。这样补偿方式虽然投资有点大，但最大优点是操作灵活，母线运行方式如何切换，补偿装置可以跟着调整到相应母线进行补偿。

由于2#主变母线侧所带负荷较多，功率因数较其它主变稍低，因此2#主变母线侧安装补偿容量为2100 kVar;1#和3#主变母线侧安装补偿容量为均1800 kVar。

9.2 无功补偿装置采集数据信号的选择

采集数据信号有两种方式。①每台控制器采集相应主变110 kV侧电流、电压信号、对应侧6 kV电流、电压信号，以起到防止过补、电容投入后造成母线电压过高的保护作用。500、700母联断路器位置信号以及无功补偿装置断路器的位置信号均需接入。这样做的最大缺点当其中一台主变退出运行时，相对应的无功补偿装置因采集不到110 kV信号，不会投入运行，总无功补偿量是另外两台总无功量的总和。便线路需补偿总量并不会因主变停运减少，可能会造成欠补，依目前负荷计算欠补量很小。待尾矿园子沟尾矿增加负荷后，欠补量会有所增加。②不对133线路功率因数做精确控制，则可只采集6 kV侧电流、电压信号。以6 kV电压、无功做为判定依据进行投切容量的选择，不会出现欠补现象，但有可能133功率因数超过0.95。即将1#和3#主变控制器均接入503、510低压电流、电压信号，1#和2#接入503、527两主变高、低压两主变电流、电压信号，可以避免这种现象发生因其中一台主变停运而使其中一套补偿装置不投入运行。

9.3 控制器控制方式的选择

控制器的选择：每套装置各选择一台控制器，共三台控制器。每套控制器要能根据所需的无功量估算后进行自动投切，三组投切控制方式选择全部选择自动投切。多组装置自动投切，采用循环投切方式，防止部分装置及开关电器长期使用和频繁操作，并尽量减小对系统的冲击。不得发生各组之间抢投，或发生投切振荡。

补偿总量为1800 kVar分三组容量为600 kvar+ 600 kvar+600 kvar

补偿总量为2100 kvar分三组容量为600 kvar+ 600 kvar+900 kvar

10 效益计算

10.1 计算依据

（1）110 kV平均电费含税价：0.458 2元/kW·h;

（2）变压器基本电费24元/月，三台主变全年座机费75000×24×12=2160（万元）;

（3）以2019年11月至2020年5月累计电量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 效益计算

（1）安装无功补偿装置后，133线路功率因数可以达到0.95，每年减免电费：（35840.1874万度×0.4582元+座机费2160万元）×0.45%=83.6189万元（加补偿前按0.92，补偿后0.95计算）;

（2）同时降低了线路损耗，每年节约费用：60927.3kW·h×0.4582元/kW·h=2.79169万元，计算见表3。

参考文献

[1] 高压并联电容器装置的通用技术要求：GB/T 30841—2014[S].

[2] 并联电容器装置设计规范：GB 50227—2017[S].