配电网无功补偿方案比较和补偿工程应注意的问题_华仔_新浪博客
1 引言

由于无功补偿对电网安全、优质、经济运行具有重要作用,因此无功补偿是电力部门和用户共同关注的问题。合理选择无功补偿方案和补偿容量,能有效提高系统的电压稳定性,保证电网的电压质量,提高发输电设备的利用率,降低有功网损和减少发电费用。

  我国配电网的规模巨大,因此配电网无功补偿对降损节能,改善电压质量意义重大。本文结合当前人们关注的电网无功补偿问题,重点分析、比较了配电网常用无功补偿方案特点,并通过对无功补偿应用技术的分析,提出了配电网无功补偿工程应注意问题和相关建议。

  2 配电网无功补偿方案比较

  配电网无功补偿方案有变电站集中补偿、配电变低压补偿、配电线路固定补偿和用电设备分散补偿。四种方案示意图见图1所示。

  2.1变电站集中补偿

  变电站集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等,主要目的是平衡输电网的无功功率,改善输电网的功率因数,提高系统终端变电所的母线电压,补偿变电站主变压器和高压输电线路的无功损耗。这些补偿装置一般集中接在变电站10kV母线上,因此具有管理容易、维护方便等优点,但这种补偿方案对10kV配电网的降损不起作用。

图1

图1 配电网常见无功补偿方式示意图

  为实现变电站的电压/无功综合控制,通常采用并联电容器组和有载调压抽头协调调节。协调调节控制算法国内学者进行过大量研究,九区图法是一种常用的有效方法[1]。但大量的实际应用表明,投切过于频繁会影响电容器开关和分接头的使用寿命,增大运行维护工作量,通常在实际中要限制抽头调节和电容器组操作次数。采用电力电子开关控制成本比较高、开关自身功率损耗也很大,因此变电站高压电压/无功控制技术仍有待进一步改善和研究。

  鉴于变电站无功补偿对提高高压电网功率因数,维持变电所母线电压和平衡系统无功有重要作用,因此应根据负荷的增长安排、设计好变电站的无功补偿容量,运行中在保证电压合格和无功补偿效果{zh0}的情况下,尽可能使电容器组投切开关的操作次数为最少。

2.2 配电变低压补偿

  配电变低压补偿是目前应用最普遍的补偿方法。由于用户的日负荷变化大,通常采用微机控制、跟踪负荷波动分组投切电容器补偿,总补偿容量在几十至几百千乏不等。目的是提高专用变用户功率因数,实现无功的就地平衡,降低配电网损耗和改善用户电压质量。

  配变低压无功补偿的优点是补偿后功率因数高、降损节能效果好。但由于配电变压器的数量多、安装地点分散,因此补偿工程的投资较大,运行维护工作量大,也因此要求厂家要尽可能降低装置的成本,提高装置的可靠性。

  采用接触器投切电容器的冲击电流大,影响电容器和接触器的使用寿命;用晶闸管投切电容器能解决接触器投切电容器存在的问题,但明显缺点是装置存晶闸管功率损耗,需要安装风扇和散热器来通风与散热,而散热器会增大装置的体积,风扇则影响装置的可靠性。

 

图2 机电一体开关无功补偿装置接线图

  为解决这些问题,笔者组织开发、研制了机电一体开关无功补偿装置[2],机电开关补偿装置典型接线如图2所示。装置采用固定补偿与分组补偿结合,以降低装置的生产成本;装置能实现分相补偿,以满足三相不平衡系统的需要。机电开关控制使装置既有晶闸管开关的优点,又具有接触器无功率损耗的优点。几千台装置的现场运行、试验表明,机电开关补偿装置体积小、可靠性高,能满足户外环境、长期工作需要。机电开关的原理与技术详见文献[2]。

  低压补偿装置安装地点分散、数量大,运行维护是补偿工程需要重点考虑的问题;另外,配电系统负荷情况复杂,系统可能存在谐波、三相不平衡,以及防止出现过补偿等问题,这些工程中应注意的问题后面详细介绍。

2.3 配电线路固定补偿

  大量配电变压器要消耗无功,很多公用变压器没有安装低压补偿装置,造成的很大无功缺额需要变电站或发电厂承担,大量的无功沿线传输使得配电网的网损居高难下,这种情况下可考虑配电线路无功补偿,文献[3][4]提出了配电线路无功补偿的必要性和方法。

  线路补偿既通过在线路杆塔上安装电容器实现无功补偿。由于线路补偿远离变电站,因此存在保护难配置、控制成本高、维护工作量大、受安装环境限制等问题。因此,线路补偿的补偿点不宜过多;控制方式应从简,一般不采用分组投切控制;补偿容量也不宜过大,避免出现过补偿现象;保护也要从简,可采用熔断器和避雷器作为过电流和过电压保护。

  线路补偿主要提供线路和公用变压器需要的无功,工程问题关键是选择补偿地点和补偿容量,文献[4]给出了补偿地点和容量的实用优化算法。线路补偿具有投资小、回收快、便于管理和维护等优点,适用于功率因数低、负荷重的长线路。线路补偿一般采用固定补偿,因此存在适应能力差,重载情况下补偿度不足等问题。自动投切线路补偿仍是需研究的课题。

  2.4用电设备随机补偿

  在10kV以下电网的无功消耗总量中,变压器消耗占30%左右,低压用电设备消耗占65%以上。由此可见,在低压用电设备上实施无功补偿十分必要。从理论计算和实践中证明,低压设备无功补偿的经济效果{zj0},综合性能最强,是值得推广的一种节能措施。

  感应电动机是消耗无功最多的低压用电设备,故对于油田抽油机、矿山提升机、港口卸船机等厂矿企业的较大容量电动机,应该实施就地无功补偿,即随机补偿。与前三种补偿方式相比,随机补偿更能体现以下优点[5]

  1)线损率可减少20%;

  2)改善电压质量,减小电压损失,进而改善用电设备启动和运行条件;

  3)释放系统能量,提高线路供电能力。

  由于随机补偿的投资大,确定补偿容量需要进行计算,以及管理体制、重视不够和应用不方便等原因,目前随机补偿的应用情况和效果都不理想。因此,对随机补偿需加强宣传力度,增强节能意识,同时应针对不同用电设备的特点和需要,开发研制体积小、造价低、易安装、免维护的智能型用电设备无功补偿装置。

  根据以上常用无功补偿方案的分析、讨论,我们可归纳、整理出四种补偿方案的特点和基本性能如表1所示。

  鉴于配变无功补偿是供电企业和用户普遍关注的工作。现在开始,本文重点对配变无功补偿及工程问题进行分析和探讨。

  3.1 典型实例的计算

  图1为某市台江变电站10kV母线953线路简化接线。该线路自变电站端开始一段与956线为同杆双回线,其中956线较短些,接有18台配电变压器;而953线路较长,接有31台配电变压器,变压器总容量为9895kVA。

  953线路31台变压器容量为50~1000kVA大小不等,为计算和分析方便,对实际的31台变压器就近进行了等值处理。例如,节点8处是一个较大的用户,接有3台1000kVA的变压器;而节点3处1695kVA是6台变压器的总容量,其它节点情况与节点3相同。

  图1各段线路下数字为导线公里长度,主干线路导线型号为LGJ—120。根据图1各节点变压器的总容量,假设变压器在经济负载系数Kf=0.65(相当较大负荷情况)状态下工作,取功率因数为cosφ=0.85,可计算节点变压器和各段线路的有功负荷;再假设变电站母线电压分别为10.5kV和11.4kV,运用负荷矩法可分别计算不同情况下线路的各节点电压。依此方法计算的几种结果如表2所示。

表2 不同情况线路节点电压的计算结果

方案

序号

功率

因数

线路节点电压值(kV)

2

3

4

5

6

7

8

9

1

0.85

10.5

10.083

9.781

9.497

9.297

9.142

9.063

9.081

2

0.95

10.5

10.130

9.842

9.589

9.395

9.257

9.187

9.203

3

0.85

11.4

10.983

10.699

10.400

10.183

10.027

9.948

9.966

4

0.95

11.4

11.033

10.742

10.489

10.295

10.157

10.086

10.103

  3.2 计算结果分析

  表2中变电站母线电压10.5kV为负荷高峰期正常逆调压的要求电压;11.4kV是为保证和满足线路末端用户(节点8和节点9)母线电压在额定范围内,变电站母线应达到的电压,也是实际系统中经常需要的运行电压。计算结果为功率因数为0.85和0.95两种情况电压,目的在于分析配变无功补偿对电压的影响。

  按国标(GB12325-90)电能质量——供电电压允许偏差中的规定:10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。因此,从表2计算结果可以看出:

  1)该线路依靠正常的分接头逆调压,功率因数cosφ=0.85时,节点6到节点9电压超标;功率因数cosφ=0.95时,节点7到节点9电压超标。因此,仅靠变压器分接头逆调压,不能满足线路末端用户的电压质量要求。

  2)表2中的cosφ值为各节点变压器的功率因数。因此在配变低压补偿无功功率,提高变压器功率因数,对该线路电压有调节作用,但只能部分地解决电压问题;但从调压和降损两方面考虑,无功补偿是应普遍采用的技术。

  3)变电站电压提高到11.4kV能满足末端用户电压要求,但变电站母线电压属严重超标。会造成变电站10kV电容器和部分低压电容器的保护超过1.1UN的定值,使无功补偿装置退出运行(实际情况),这将使电网损耗明显增大。

  3.3 原因和解决措施

  造成图1系统电压问题的主要原因是导线截面小、供电半径大。例如,在线路4.5km范围内(5节点之前),电压不会超标。因此,对更换导线或插入新变电站是解决该线路电压问题的根本措施。但由于街区位置和条件限制,插入变电站改造需要的投资非常大,因此该线路必须寻求其它的解决办法。

  文献[6]提出的有载调压变压器是解决该线路电压问题的有效手段。但配电变的负荷波动大、变化频繁,机械式分接头难适应和满足电网的调压需要。文献[6]提出的晶闸管串联调压方法是一个很好的解决思路,希望这种变压器能尽快得到推广和应用。但该方案需要更换的变压器数量多,工程改造投资会很大。

表3 采用TVR调压线路节点电压的计算结果

方案

序号

功率

因数

线路节点电压值(kV)

2

3

4

5

6

7

8

9

5

0.85

10.5

10.083

9.781

9.497

9.797

9.642

9.563

9.581

6

0.85

10.25

9.833

9.531

9.257

9.529

9.374

9.297

9.313

7

0.95

10.5

10.13

9.842

9.589

9.895

9.757

9.687

9.703

8

0.95

10.25

9.880

9.592

9.339

9.646

9.507

9.437

9.453

  在图1节点6位置安装一台晶闸管电压调节器(TVR)[7],是解决该线路电压问题的更有效措施。TVR可使节电6电压在方案1和方案2基础上调高500V,有TVR调压的各节点电压计算结果如表3所示。TVR方案优点是一台设备解决全线路的电压问题,经济性是显而易见的。

  以上实例说明,低压无功补偿具有调节、改善10kV电网电压的作用;但不能解决像图1这种长线路存在的电压问题。

  4 无功补偿效益的简要分析

  配变低压无功补偿能有效降低配电变及以上输配电网的损耗。由于计算整个电网损耗涉及因素多,工作量大,下面仅以图1中节点4的1000kVA变压器为例,通过简单计算,说明无功补偿具有巨大的直接和间接效益。

  设补偿前节点4变压器满载运行,视在功率S=1000KVA,功率因数COSφ=0.85,年用电时间为T=3000小时,计算:1)若将COSφ提高到0.95,计算需要的补偿电容器容量;2)补偿前需要支付的年费用;3)补偿装置单位投资为150元/kvar,补偿装置本身损耗为3%,投资回收率为10%/年,计算补偿后的年效益。

  根据已知条件,可计算补偿前

  P1=SCOSφ1=1000×0.85=850kW

  Q1=Ssinφ1=1000×0.52678=526.78kvar

  1)求需要安装的补偿电容器容量x

  因装置本身有功损耗为3%,补偿后的电网无功Q2=526.78-x,要求COSφ为0.95,可求tgφ2=0.3287,于是有

  配电网无功补偿方案比较和补偿工程应注意的问题

  可求补偿容量x=245.73≈246kvar

  2)补偿前需要支付的年费用

  基本电费:一般按{zd0}负荷收取,设每KVA收取的费用为180元/年,故有

  FJ1=180×1000=18万元

  电量电费:设每KWh为0.4元,故有

  FD1=0.4×850×3000=102万元

  补偿前年费用:

  FZ1=FJ1+ FD1=18+102=120万元

  3)补偿后需要支付的年费用和年效益

  补偿后的视在功率和基本电费:

  配电网无功补偿方案比较和补偿工程应注意的问题 kVA

  FJ2=180×857=15.426万元

  电量电费:FD2=0.4×(850+0.03×246)×3000=102.88万元

  补偿装置折旧费:

  Ff=150×246×10%=0.369万元

  补偿后年费用:FZ2=FJ2+ FD2+Ff

  15.426+102.88+0.369=118.675万元

  安装无功补偿可获得的年效益

  △F=FZ1-FZ2=120-118.675=1.325万元

  上面仅仅是无功补偿提高功率因数角度计算的效益;如果计及降低输配电网损耗、功率因数调整电费,以及节约建设投资、改善电压质量等方面因素,其经济效益更加可观。

  5 产品选型及工程应注意的问题

  低压无功补偿安装地点分散、数量多,且配电网电压、负荷情况复杂;工程中相关问题考虑不周,不仅影响装置正常运行,也带来很多维护、管理等问题,工程问题必须引起重视。

  1)运行及产品可靠性问题

  与配电变压器相比,低压补偿装置的维护量无疑要高很多;控制系统越复杂、功能越多,维护工作量越大。有些单位从“长远”考虑,提出联网、监控等很多要求,无疑会增大投资和运行维护量,事实是很多没有联网的可能。

  低压补偿装置的可靠性在开关和电容器,电容器寿命与工作条件有关,因此装置的投切开关是关键。大量工程实践表明,户外配变无功补偿因工作条件差,晶闸管或接触器补偿装置难满足可靠性要求[2],机电一体开关是{zj0}选择。

2)产品类型和功能选择问题

  对配电台变的补偿控制,有多种类型和不同功能的产品可供选择。城网台变多以无功补偿为主,很多要求有综合监测功能。农网不同场合要求不同,可考虑配电+补偿、补偿+计量,特殊用户可用配电+补偿+计量或补偿+综测。

  对监控功能的要求高,必然成本高、投资大。建议根据实际需要和使用场合,合理选择功能适用、价位合理的产品。实际工程上,不应出现一个变台安装有多个箱子的情况。

3)控制量选取和控制方式问题

  很多专变补偿装置根据电压控制电容器补偿无功量,这种方式有助于保证用户的电压质量,但对电力系统无功补偿不可取。前面图1线路的电压分析表明,电网的电压水平是由系统情况决定的。若只按电压高或低控制,无功补偿量可能与实际需求相差很大,容易出现无功过补偿或欠补偿。从电网降低网损角度,取无功功率为控制量是{zj0}控制方式。

4)补偿效果和补偿容量问题

  前面实例分析表明,配变低压补偿无功可提高配变功率因数,降低配变损耗,但只节点6配变装补偿,对10kV线路降损作用很小。因此,某条线路配变安装补偿数量少或补偿容量不足,影响全网(线路)降损和电压改善效果。

  前面计算方法确定补偿容量,对实际工程难以实现。配电网日负荷变化大,负荷性质不同,补偿容量要求也不同。大量工程实践表明,对动态补偿在配变容量20%--30%内。同时,对个别情况可能需要进行特殊处理。

5)无功倒送和三相不平衡问题

  无功倒送会增加线路和变压器的损耗,加重线路供电负担。为防止三相不平衡系统的无功倒送,应要求控制器检测、计算三相无功投切控制。固定补偿部分容量过大,容易出现无功倒送。一般动态补偿能有效避免无功倒送。

  系统三相不平衡同样会增大线路和变压器损耗。对三相不平衡较大的负荷,比如机关、学校等单相负荷多的用户,应考虑采用分相无功补偿装置。并不是所有厂家的控制器都具有分相控制功能,这是工程中必须考虑的问题。

6)谐波影响和电容器保护问题

  谐波影响会使电容器过早损坏或造成控制失灵,谐波放大会使干扰更加严重。工程中应掌握用户负荷性质,必要时应对补偿系统的谐波进行测试,存在谐波但不超标可选抗谐波无功补偿装置,而谐波超标则应治理谐波。

  电容器耐压标准为1.1UN,补偿控制器过压保护一般取1.2UN,超过必须跳闸,如图1线路首端节点配变的补偿装置可能发生跳闸。实际工程中,对电压较高电网的装置应予以关注。

  总之,由于配电网负荷、场合的复杂性,虽然装置容量小、电压低,却有很多值得认真分析和思考的问题。特别是台变补偿在户外,使用环境差,工程上应给予足够的重视。

  6 结语

  电网无功补偿是一项建设性的技术措施,对电网安全、优质、经济运行有重要作用。由于篇幅限制,本文重点对配电网的无功补偿技术进行了分析、探讨。分析计算结果和大量工程实践表明,虽然配变无功补偿容量小、电压低,但工程中却有很多技术问题值得认真分析和思考;而无功补偿工程是供电企业和产品厂家双方的事情,都应充分重视解决工程中的问题。

  7 参考文献

  [1]赵登福,司哲,杨靖等,新型变电站电压无功综合控制装置的研制[J],电网技术,2000;24(6):14~17

  [2]刘连光,林峰,姚宝琪,机电一体开关低压无功补偿装置的开发和应用[J],电力自动化设备,2003,23(9):46~48

  [3]张勇军,任震,廖美英等,10kV长线路杆上无功优化补偿[J],中国电力,2000;33(9):50~52

  [4]张勇军,任震,李本河等,基于配网潮流计算的杆上无功补偿优化算法研究[J],华南理工大学学报,2001;29(4):22~25

  [5]曹光祖,应系统地重视分散和终端无功补偿[J],低压电器,1999(5):27~30

  [6]朱国荣,李民族等,配电变压器的晶闸管串联调压方法[J],变压器,2002;39(7):22~26

  [7]刘连光,姚海燕,伦涛,晶闸管分级电压调节器和配电网调压技术[J],电工技术,2004(4):5~7

  _________________

  作者简介:

  刘连光(1954- ),男,教授、主要从事输配电自动化和电能质量监控方面的教学、科研工作。

  E-mail:llguang@cj.net.cn

  刘宗岐(1963- ),男,副教授、主要从事电力系统分析与控制方面的教学、科研工作。

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