甘肃电力明珠益和设计咨询有限责任公司 周 艳

无功补偿设计作为当前在变电站电气一次设计中的主要内容，在对其进行无功补偿设计的过程当中，首先应当对变电站的位置进行合理的选择，确保其变电站在运输电能的作用上能够保持平稳且能够控制所要运输的电压负荷。同时，在设计的过程当中，也要充分考虑电压之间的距离是否会对运输结果产生影响，进而保障变电站在位置选择的科学合理性，确保其变电站的辐射位置能够涵盖所有运输电压。其次变电站的设计上不仅要合理控制其运输电压的成本，同时也要降低在运输电能的过程当中所消耗能量。因此，在对变电站进行设计时，还需要针对其内部的主接线设计应用严格按照区域内部的地质条件进行设计，保障整个主接线的运行质量。最后在设计的过程当中，也要保障变电器对整个电力系统运转的平稳性以及安全性，实现电力企业在经济上的有效调度，保障我国群众在生活生产上的用电需求。

1.1 功率补偿具有多种途径

有功功率来源以发电机组设备为主，产生途径单一。但无功功率具有多种补偿途径，可以通过改造发电机组或利用线路改造进行无功补偿，确保无功补偿 器和跳相机设备作用的发挥，实现无功功率补偿。

1.2 补偿范围具备地域文化特点

无功补偿技术中，部分因素影响作用发挥。这是因为远距离无功功率补偿会导致供、受双方电压差较大，无功功率补偿不能获得良好效果，更为严重的是导致新功率损耗。基于这一情况，依据电力供应具体情况，划分补偿范围区域，以就地补偿为基准，集中补偿为辅助，确保无功服务的水平。

1.3 追求无损补偿效果

在电网设备和电力装置中，电磁感应是主要原理。无功补偿技术以无损补偿效果为主，对电磁感应原理而言，应确保电磁周期内电力机械装置吸入功率与释放功率具有一致性，降低功率损耗的出现，感性无功功率补偿技术是确保无功补偿的有效对策。

甘肃某110kV变电站现有主变压器3台，两台三卷变压2×25MVA，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110kV、35kV和10kV三个电压系统。

3.1 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，见表1。

表1 功率因数电费调整对照表

3.2 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110kV变电站110kV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。

4.1 110kV变电站110kV侧功率因数现状

变电站总进线133线路功率因数自2019年11月至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。

4.2 110kV变电站10kV侧功率因数现状

变电站自2019年11月至2021年10月，三台主变10kV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。

4.3 110kV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110kV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。

5.1 不能安装在110kV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42～55MVA波动。若在110kV侧直接补偿，需根据负荷波动情况进行分级投切补偿。110kV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世纪七十年代所建站，无安装空间。所以补偿装置安装地点不选择110kV侧。

5.2 不能安装在35kV侧母线情况说明

一是该站35kV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3300kVA左右，补偿效果欠佳。二是1#和2#主变35kV侧容量仅为另两侧容量的50%，为12.5MVA，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。三是3#主变为两卷变，无35kV出线。四是由于35kV系统直配线路少，负荷小，35kV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10kV侧母线情况说明

一是动能变电站主要负荷集中在10kV侧（共17回直配线路）[1]，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；
二是低压无功补偿容量投切容易实现；
三是投资费用与110kV侧比较要少；
四是安装过程不用停电，不会影响各单位的正常生产。

一是变电站10kV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。

二是依据GB50227—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。

三是选择电抗率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：

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，见表2[2]。

表2 电容器组谐波阻抗特征

一是变电站10 kV母线运行线电压保持在10.7kV以内。

二是根据GB/T38041—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10kV时选择11/。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10.7kV，应选择电容器线电压为11×1.05/＝11.6kV，因无11.6kV电容器组，因此选用电容器组线电压为12kV。依GB50227—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：

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：

则电容器相电压为10.7×0.61=6.5kV。线电压为×6.5kV＝11.2kV，因无11.2kV电容器组，因此选用电容器组线电压为12kV。三是综合两个标准考虑，最后确定选用电容器组线电压为12kV，相电压6.9kV[3]。

一是统计变电站110kV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5124kVar。此次补偿目标值以133线路无功补偿最大值5100kVar进行考虑。二是10kV侧无功补偿装置安装量的确定。该站无功补偿量依照110kV侧计算的补偿量5100kVar来考虑。

安装容量QNb依据公式：

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：6.936kV；
UN系统运行线电压：10.7kV；
QNl串联电抗器的额定容量为KQNb。经计算，无功补偿装置总安装容量为5700kVar。

9.1 10kV侧无功安装增补量5700kVar分配方案

依据中条动能变电站主接线图，10kV系统为三段母线并列运行。在10kV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，功率因数较其他主变稍低，因此2#主变母线侧安装补偿容量为2100kVar；
1#和3#主变母线侧安装补偿容量为均1800kVar[4]。

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。一是每台控制器采集相应主变110kV侧电流、电压信号、对应侧10kV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110kV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。

二是不对133线路功率因数做精确控制，则可只采集10kV侧电流、电压信号。以10kV电压、无功作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[5]。

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1800kVar分三组容量为600kVar+ 600kVar+600kVar；
补偿总量为2100kVar分三组容量为600kVar+600kVar+900kVar。

10.1 计算依据

一是110kV平均电费含税价：0.4582元／kWh；
二是变压器基本电费24元/月，三台主变全年座机费75000×24×12=2160（万元）；
三是以2019年11月至2020年5月累计电量209267760（kWh）。平均每月29866823（kWh），全年用电量：358401874（kWh）。

10.2 效益计算

表3 损耗计算

一是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）；
二是同时降低了线路损耗，每年节约费用：60927.3kWh×0.4582元/kWh=2.79169万元，计算见表3。

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