滨海地区区域电网无功补偿经济效益评价

2014-08-13李玲顾永强毕新忠胜利油田分公司桩西采油厂

石油石化节能 2014年3期

李玲顾永强毕新忠（胜利油田分公司桩西采油厂）

滨海地区电网为孤东、桩西和海洋三个采油厂提供电力供应，供电量占油田电网15%左右，系统负荷主要为0.4 kV 低压电动机驱动的抽油机和6kV高压电动机驱动的注水电动机，而电动机的负荷功率因数低，空载或轻载时功率因数0.3~0.5，额定运行时功率因数为0.8左右，造成了较大的无功电流，而这些增加的传输电流流过配电网时，在回路的等值电阻上产生线损，造成了电能的浪费。

为减少线损通常的做法是进行就地无功补偿[1]。就油田电网的实际情况，无法通过计量法直接算出线损减少量，即进线电源侧与负荷侧电量在同一段时间内相减。如统计某110kV 线路2010年度内从上级进线出口到本站电量差，小于1.27%，可见由于计量误差较大导致进出计量差为负数，补偿效果也就无法通过计量表得出，因此计量法不具有效性。通过计算的方式，建立适合滨海地区区域电网运行实际的损耗计算方法，评价无功补偿的经济效益。

1 油田区域电网无功补偿情况

1.1 线损范围

从产权管理范围来说，胜利油田电力总公司主要管理着各电压等级的变电站，35~110kV 电源进线（包括滨海地区电网），另外还有少量的非油井负荷的6kV 线路。变电站数量多、电源进线较短，线径也较合适，负荷相对集中。购进和售出电量是从某220kV 枢纽变电站通过110kV 和35 kV 出口购进电量，经过变电站变压器降，再从35 kV 或6kV油井出口售出电量，线损主要集中在各站主变和进线上。

1.2 无功补偿情况

尽管各滨海地区各采油厂在6kV 线路、负荷集中的供电区块安装了电容补偿器，但由于故障以及无法实现无功自动投切等原因，所装电容只能按最小负荷考虑，导致部分6kV 油井出线功率因数也不高，在0.65~0.85之间。各注水站运行的高压电动机的功率因数普遍在0.83左右，这些单台电动机功率在1600~2200kW 范围内，共计电动机35台，总容量达到67650kW ，经常性运行电动机15台，实际运行功率在21 600kW 。统计无功负荷，整个滨海电网所有无功功率需量总计为25 000kvar，这些无功由各变电站母线电容提供补偿所需无功负载。

1.3 电网的实际运行方式

目前，滨海地区各变电站的电源进线方式为双电源，除检修、事故处理等情况外，一般都按常规方式运行。主电源进线带负荷，副电源进线充电运行。统计某110kV 变电站2010年两条进线运行时间：电东线运行时间8749小时38分钟，双东线运行时间10 小时39 分钟，主进线运行时间达99.88%。可见，可以忽略副进线损耗，认为进线损耗集中在主进线上。另外，各站所带油井负荷比较恒定，主变运行方式根据负荷大小固定为并列或分列运行。因此，可以将进线和主变等值电阻ΔRj视为一定值，这样简化了实际计算，更具有可操作性。电容器根据6kV 无功需求，投入容量比较固定电容组。根据滨海电网实际运行情况，一般不改变运行电容组的容量，但随着季节性负荷的变化，采取一段电容单独运行或两段电容共同运行，有时也对电容运行投入组数进行改变，使进线功率因数满足要求，因此实际运行电容功率Qc为分段定值函数。

2 滨海地区区域电网无功补偿经济效益分析

2.1 减少的线损

如果不进行无功补偿，负荷所需的有功和无功均由电源进线提供，这样电源进线上流过电流I1；当进行就地无功补偿后[2]，负荷所需的无功部分由变电站补偿电容提供，电源进线上流过减少为电流I2。

相应地，电源进线上的损耗功率ΔP 由原来的Δp1=ΔR 下降为Δp2=ΔR，则线损减小量

式中：

P1——补偿前进线功率，kW ；

P2——补偿后进线功率，kW ；

I1——补偿前进线电流，A ；

I2——补偿后进线功率，A ；

Q1——补偿前的进线无功，kW ；

Qc——补偿后的进线无功；kW ；

ΔR——进线等值电阻，Ω；

Δp——电源进线上的损耗功率，kW ；

U——电源进线电压，V。

2.2 无功补偿平衡点

在实际运行中，运行电容也有损耗，实际节省的有功为

式中：

pc——电容器补偿功率，kW 。

◇当电压等级为110kV 时，Q1＞30 250/ΔR；

◇当电压等级为35 kV 时，Q1＞30 62.5/ΔR；

◇当电压等级为6kV 时，Q1＞90/ΔR （ΔR 为折算到相应电压等级的等值电阻）。

当进线无功满足上述条件，才有补偿的经济价值。

2.3 实际减少的线损电量

对于一段时间内的损耗电量减少量

式中：

ΔW——损耗电量减少量，kW h；

Qci——在某一段时间内投运固定容量电容组的无功，kW ；

Vi——投运补偿无功后一段时间内进线的无功电量，kW h。

3 滨海地区区域电网无功补偿经济效益计算

从式（2）得出的结论为补偿和损耗减少量均发生在同一电压等级下，实际上电容补偿在6kV侧，而损耗发生在主变、35 kV 进线或110kV 进线上，其中还涉及到三线圈变压器，因此还需要根据变电站实际情况进行界定：将所有电压、电阻值折算到高压，在计算35 kV 变电站损耗减少量时，电压U 取35 kV；在计算110 kV 变电站损耗减少量时，电压U 取110kV；为进线回路的电阻与主变折算到高压侧的电阻值之和，三绕组主变等效电阻只与高低压侧有关，与中压侧无关；因为变压器本身的无功消耗和三绕组变压器中压侧无功需求，可将Vi统一取为两台主变6kV 侧无功电量之和。

对于整个滨海地区电网的进行无功补偿的有功损耗减少量的计算中要以各站为单元，在各站的计算中要以投运电容无功曲线进行分段计算，然后将各个分段损耗减少量进行累加，即可得到该站在某一时段内的损耗减少量，然后以此方法算出各站损耗减少量，最后汇总出滨海电网某一时段内的损耗减少量，也就是进行无功补偿后产生的经济效益，下面是两个经济效益计算案例。

1）仍以该110kV 变电站为例，计算该站2007年度电容投运后本公司内线损减少量。该站电量从220kV 变电站购进电量，从本站6kV 计量电量，另有35 kV 出口。但不作为关口计量，而是从各出口所带35 kV 变电站的6kV 侧出口计量电量。本站线损计算主要集中进线和主变上。

主进线名称：主进长度25.76km，线型参数：LG J F-240/40，0.13Ω/km；主变2台，运行方式为并列运行，主变型号S FS 7-31500/110，计算出进线等值电阻ΔR 为4.42Ω。验证结果电容补偿经济效益为负。实际线损减少量为47213kW h。

2）以某35 kV 变电站为例，计算该站2011年度电容投运中本公司内部线损减少量。该站主电源为上述110kV 变电站，因此线损主要集中110kV进线和主变，35 kV 进线和主变上。主进线长度2.85 km，线型参数：LG J -150，0.21 Ω/km；主变2台，运行方式为并列运行。主变型号S F7-10000/35。计算出进线等值电阻ΔR 为1.39Ω。验证结果电容补偿经济效益为正。实际计算损耗减少量为15 798kW h。