变电站无功平衡计算和分析

244变电站无功平衡的计算和分析0引言：1、在近几年的输变电工程设计中，我院曾遇到过不少无功补偿配置的问题，例如：220kV光孝、观桥站（电缆出线）；220kV神光山站（邻近大电厂）；220kV封开站、110kV大湾站（水电上网）等。2、通过这次会议，介绍一些无功计算的经验，同时希望通过会上讨论，解决现有的一些悬而未决的问题，统一无功计算的模板，为日后工程设计提供便利。1概况1、电压是衡量电力系统运行水平的重要指标，网损是电网主要的经济指标。无功平衡做得好可以提高系统运行的可靠性和效率，并通过无功功率的最优分配降低系统有功网损。无功管理可以改善电压质量，减少由于电压引起的系统故障，提高系统的稳定性。2、根据《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》，电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分（电压）层和分（供电）区基本就地平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。因此，500kV与220kV电网层间，应提高运行功率因素，甚至不能交换无功。500kV电网的受端系统，其配套安装的无功补偿设备是分别安装在其供电的220kV及以下变电站中就地平衡的。3、无功平衡的分类：A、针对全网的地区电网的无功补偿（优化）研究（例如：梅州电网无功补偿规划研究报告）：常规模型：选择考虑无功设备投资和系统有功网损的综合费用作为目标函数，即：riBCiiBNlossSQcSPYBfmin1max'')((1-1)其中，B为修正后的有功电价（元/MWh）；max为全网的年最大负荷利用小时数；Y为补偿设备的使用年限；245NlossP为正常状态下系统总的有功损耗（标幺值）；r是待装无功补偿设备的数目；ic为第i个可能补偿地点补偿设备的经过修正的单位容量的价格（元/MVar）；CiQ为待安装的电容器容量（标幺值）；BS为基准功率（MVA）。对于n节点系统，正常运行状态下的潮流方程为：0)sincos(1NijNijNijNijnjNjNiNLDiNGiBGVVPP),,2,1(ni(1-2)1(sincos)0nNNNNNNNNNGiLDiCiijijijijijjQQQVVGB),,2,1(ni正常运行状态下的不等式约束minmaxNCiCiCiQQQQJi(1-3)minmaxNKiKiKiTTTLJimaxminGiNGiGiQQQGJiNslackNslackslackPPPminslack为平衡节点编号maxminiNiiVVVni,2,1B、针对变电站的无功平衡的工程实用计算，假设在极限情况下，变电站负荷最大（主变容量100%负荷）情况下，需要配置最大的电容器组，使高压侧母线电压和功率因素满足相关规定；同时在变电站负荷最小（假设为主变容量20%-30%负荷）情况下，需要配置多少的并联电抗器组，使高压侧母线电压和功率因素满足相关规定。本文着重讨论220kV及以下电压等级的变电站内配置的无功补偿容量的工程实用计算方法。2无功补偿基本要求根据《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》规定，220kV及以下电压等级的变电站中，应根据需要配置无功补偿设备，其容量可按主变压器容量的0.1-0.3倍确定。在主变压器最大负荷时，其二次侧功率因素不小于表1中所列数值，或者由电网供给的无功功率与有功功率比值不大于表1所列数值。表1220kV及以下变电站二次侧功率因素规定值电压等级220kV35-110kV功率因素0.95-1(0.98)0.9-1(0.95)由电网供给的无功功率/有功功率0.33-00.48-02462-1针对110kV变电站的无功配置容量根据《广东电网规划设计技术原则（2005-2009年）》：1、普通变压器：无功补偿设备容量可按主变压器容量的0.2倍确定；2、高阻抗变压器：无功补偿设备容量可按主变压器容量的0.25-0.3倍确定；(一般现在采用的都是高阻抗变压器)根据《广东电网规划设计技术原则（2010年）》P29页，2010-11-19引发版本没有110kV电容器容量具体规定，但提出“变电站低压电容器补偿按补偿主变损耗、留足备用的原则配置。单台变压器的低压电容器单组不超过6Mvar，组数不超过3组。”根据《南方电网变电站标准设计（2009细化方案）》的电气一次图，当时50MVA主变配2*5Mvar电容，63MVA主变配2*8Mvar电容。2472-2针对220kV变电站的无功配置容量（《广东电网规划设计技术原则（2010年）》P26）2-3电网的功率因素要求（摘自《广东电网规划设计技术原则（2009年）》）----摘自《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》电力用户的功率因素应达到下列规定值：1）高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的用户功率因素在0.90以上；2）其他110kVA（kW）及以上电力用户和大、中型电力排灌站，功率因素应在0.85以上；3）趸售和农业用户的功率因素应在0.80以上。2485.10.1发电机额定功率因数(迟相)值，应根据电力系统的要求决定：a.直接接入330～500kV电网处于送端的发电机功率因数，一般选择不低于0.9；处于受端的发电机功率因数，可在0.85～0.9中选择。b.直流输电系统的送端发电机功率因数，可选择为0.85；交直流混送的可在0.85～0.9中选择。c.其它发电机的功率因数可按0.8～0.85选择。2-4单组无功补偿设备投切的电压波动要求变电站的并联电容器组，应具备自动投切功能，以维持二次母线的功率因素在规定范围内变化。（变电站综合自动化一般自带有VQC，自动检测无功需求，自动动作投切单组电容）。因此投切电容时对电压波动范围有严格要求。不宜配置单组太大的电容。例如：110kV白沙站的算例：按照以上无功平衡结果，为每台主变配置2组7MVar，单组电容器引起的电压波动率为：单组电容容量/10kV母线三相短路容量，其计算公式如下：=7/（1.732*10.5*16.89）=2.28%2.5%；满足《电力系统设计手册》P244页中，投切一组无功补偿设备引起所在母线电压变动值不宜超过额定电压的2.5%的规定。3无功负荷220kV变电站的无功负荷可以归纳为以下几种类型：1）各电压层的无功负荷。根据导则要求，220kV及以下变电站二次侧和电力用户的功率因素的基本要求，工程计算可按功率因素要求值估算该电压层的无功负荷。该类型无功负荷包括各电压等级用电端的变压器、输电线路等设备的无功损耗的估算。2110310%**sin(cos)%**sin(cos)AAnSnS110kV负荷::n%*180*0.8*sin(cos0.95)A10kV负荷::n%*180*0.2*sin(cos0.90)AYN,yn0,d11180/180/60MVAUk=14%Uk=50%Uk=35%240/240/80MVAUd=14%.Ud=35%.Ud=21%2492）220kV变压器消耗无功。变压器的无功损耗也是电网中主要的无功负荷。它包括两个部分，空载励磁无功损耗和负荷电流通过漏抗产生的无功损耗。变压器总的无功损耗功率约占变压器额定容量的10%-20%。220kV三绕组变压器等值电路如图1所示。Ud1=d12d13d231()2UUU＋－2503）限流电抗器。串联在变压器低压侧，限制短路电流。说明：限流电抗器无功损耗10kV限流电抗器型号为：XKK-10.5-4000-8XL%=8%UN=10.5kVIN=4000ASN=240MVA轻载重载Ｓ39.648MVAI527.862639.32A)I3(%XIXINNL2L2LUQ2514．无功电源220kV变电站的无功电源主要包括站内无功补偿设备、线路充电功率及上级电网下送的无功功率等。A、输电线路等效并联电容(图3)的充电功率Qy/2B、实际工程计算，输电线路的无功电源可参考《电力系统设计手册》的单位长度线路的充电功率值计算：220kV架空线路段充电功率0.19Mvar/km220kV电缆线路段充电功率3.89Mvar/km说明：电缆线路充电功率ＱL＝3U2/XC＝3×（230/√3）2/（1/ωC）=2302×2πfCC=0.2341μF/km摘自远东电缆厂参数，电缆截面2000mm2一般情况下，线路的充电功率由两端的变电站各消耗1/2，因此线路长度一般按全线的1/2计算。但也要考虑对侧站点的实际情况，当对侧是发电厂或一些老旧站点，可以判断不会再装设电抗器的情况下，应考虑全线充电功率由本站消耗，线路长度按全线计算。252110kV架空线路段充电功率0.034Mvar/km110kV电缆线路段充电功率0.99Mvar/km说明：电缆线路充电功率ＱL＝3U2/XC＝3×（115/√3）2/（1/ωC）=1152×2πfCC=0.2379μF/km上海藤仓电缆厂参数,电缆截面1000mm25．变电站无功功率平衡算例分析表4-1220KV光孝站可研建设规模项目变电站工程建设规模本期远期1、主变压器2×240MVA4×240MVA2、220KV出线6回6回3、110KV出线7回14回4、10KV出线20回30回5、并联电容器2×（5×8）MVAR4×（5×8）MVAR6、并联电抗器2×（1×10）MVAR4×（1×10）MVAR表4-2220kV光孝站初步设计建设规模项目本期终期主变压器2×240MVA4×240VA220kV线路6回6回110kV线路7回14回10kV馈线20回30回并联电容器2×（6×10020）kvar4×（6×10020）kvar并联电抗器1×8000kvar2×8000kvar5.1光孝站接入220kV系统方案从500kV西江站新建2回220kV线路至光孝站，再解口220kV洲边～红星甲、乙线入光孝站，形成光孝站到西江站、洲边站、红星站各２回，本期253共6回220kV出线。架空线路长度：1、西江-光孝线路长2×25.1km2、本期解口洲边-红星线路长2×20.5km图4-1光孝站本期接入220kV系统方案5.2光孝站接入110kV系统方案220kV光孝变电站本期工程接入110kV系统方案如下：解口110kV坑田～横江、洞边～横江线路入本站，形成本站到横江站2回出线，到坑田站、洞边站各1回出线。解口箩行～金沙线路入本站，形成本站到金沙站1回110kV出线，到箩行站1回110kV出线，并新建一回线路T接至竹丹乙线箩行支线上。254本期工程光孝站共形成110kV出线7回。本期线路说明远期线路说明1)光孝-横江2×0.6km电缆2×10km架空2)光孝-坑田0.8km电缆14km架空3)光孝-洞边0.8km电缆3km架空4)光孝-金沙5.6km电缆5)光孝-箩行2×8.0km电缆2×1.5km架空1)光孝-横江2×0.6km电缆2×10km架空2)光孝-坑田0.8km电缆14km架空3)光孝-洞边0.8km电缆3km架空4)光孝-金沙5.6km电缆5)光孝-箩行2×8.0km电缆2×1.5km架空6)规划7回，总长7×5=35km电缆图4-2光孝站本期接入110kV系统方案5.3光孝站无功平衡Excel表格的具体应用，示例：。。。。。。。。。。。。。ing2556．总结1、在系统规模提资时，主变规模、出线、无功等要花时间认真计算、校对、审核，避免返工。2、电厂附近、有小水电上网和电缆较多的变电站要认真计算是否需要电抗器配置。3、由于省公司统一审查，可研报告中最好把无功平衡的附表配上，以解析电容器和电抗器容量的配置情况。7.参考文献[1]《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》.[2]《广东电网规划设计技术原则（2010年）》[3]《220kV变电站无功补偿容量配置分析-珠海院杜欢》.[4]《220kV变电站无功平衡计算和分析-中山院梁家兴》.[5]《南方电网标准设计细化方案》（2009）[6]《南方电网220KV变电站标准设计（2011版）》