10kV电力用户无功全补偿方案的研究

刘川川, 黄鸣俊, 史焕弘, 周和平

1. 国家电网浙江象山县供电公司 浙江宁波 315700 2. 杭州华春科技有限公司 杭州 311121

1 研究背景

依据供用电营业规则[1]，10kV电力用户无功补偿普遍采用欠补偿运行方式，投入运行的补偿电容器组无功容量QC小于用电负荷所需要的无功容量QL，即QC

2 无功的构成

沿10kV线路流动的无功主要包括用电负荷剩余部分无功QSY、变压器空载励磁无功QKZ和漏磁无功QLC。这三部分无功需要从电源向电力用户侧输送[2-3]，即：

QDY=∑(QSY+QKZ+QLC)

(1)

式中：QDY为电源向电力用户侧输送无功。

线路流动的无功越大，所造成的线路有功损耗及电压降就越大，同时，变电站侧变压器输出效率将随之降低。因此，在变电站10kV母线上安装无功补偿电容器组，并向电力用户侧输送无功，可以减轻变电站变压器输出无功的负担，提高效率，但不能达到降低 10kV 线路有功损耗的目的。10kV线路有功和无功负荷分布如图1所示，无功负荷曲线如图2所示[4-5]。

图1 10kV线路有功、无功负荷分布

图2 10kV线路无功负荷曲线

图中，P1-n为第1个到第n个电力用户所需要的有功功率之和，即变电站主变10kV侧输出的有功功率；-jQ1-n为补偿电容器组发出的无功功率。无功功率在线路中的流动势必会造成有功损耗及电压降增大，针对这一问题，可以通过无功全补偿方式来解决。

3 补偿方案实例

应用无功全补偿方案，结合具体实例展开分析。一家10kV电力用户，变压器参数见表1。

表1 10kV电力用户变压器参数

此10kV电力用户在改造前，无功补偿采用的是欠补偿运行方式，电容器组安装在0.4kV侧，变压器所带有功负荷P为215kW，补偿前功率因数cosφ1为0.8，补偿后功率因数cosφ2为0.95，则补偿容量Qqb为[6]：

Qqb=P×[tan(arccosφ1)-tan(arccosφ2)]
=215×(0.749-0.328)=90.5kW

将补偿容量分为4组，每组平均容量为 22.6kW。改造后，无功补偿采用全补偿方案，除用电负荷功率因数补偿至cosφ=1外，变压器所需要的励磁无功和漏磁无功均由0.4kV侧电容器组进行补偿，接线方式如图3所示[2,7]。

图3 无功全补偿方案接线方式

图中，-jQT为电容器组向变压器输送的励磁和漏磁无功，-jQF为电容器组向负荷输送的无功，D为无功补偿平衡点。为实时考核无功补偿时的运行状况，无功控制器安装在10kV电源侧。原功率因数控制器改为无功控制器，原因是控制功率因数进行无功补偿存在一定缺陷。根据功率三角形原理，当无功一定时，有功过大，功率因数就会被提升，无功将被掩盖起来，而直接通过控制无功进行投切补偿电容器组，可提高补偿的准确度，即不能吸收系统无功，也不能向系统输送无功。无功补偿电容器组向负荷输送无功，要求功率因数由cosφ=0.8补偿至cosφ=1，需补偿容量Qb1= 161kW，则补偿电容器组向变压器输送的空载励磁无功QKZ和漏磁无功QLC分别为：

QKZ=Io%/100×Se=0.008×315

=2.52kW

QLC=K2uk%/100×Se

=0.85×0.04/100×315

=9.1kW

式中：Io%为变压器空载电流百分数；Se为变压器容量，kVA；K为负荷视在功率占变压器容量的比例因数，K=P/cosφ×1/Se=215/0.8×1/315=0.85；uk%为短路阻抗百分数。

补偿电容器组容量合计为：

QΣ=Qb1+QKZ+QLC=173kW

从理论上而言，电容器分组越多，补偿无功的效果就越好，但在实际操作中会受到一定制约。为提高无功补偿的准确度，同时尽量减少分组，将电容器总容量的1/2分为一组，即86.5kW，作为补偿基础容量。考虑夜间、公休日及节假日，变压器上承受的基本上是照明负荷，这时所消耗的无功基本上是空载励磁无功，因此再分出一组补偿变压器励磁无功，容量为2.52kW。剩余容量QSY= 173-86.5-2.52 = 83.98kW，再将剩余容量分为三组，每组平均容量为27.9kW，这样共计分为五组。当然，也可以根据无功负荷曲线，选出有代表性的四五个点所对应的无功容量进行电容器分组。

4 补偿原理

由上述分析可知，无功控制器由原来采集 0.4kV 侧相电压、相电流及相互之间的功率因数角，改为采集变压器10kV侧相关的电压与电流参数，从而达到补偿无功的目的。一般，10kV配电系统采用中性点不接地运行方式，依据基尔霍夫节点电流定律，流入节点的电流等于流出节点的电流，即IA+IB+IC=0，三相电流对称相等，这样采集一相电流就可以了。但是，采集10kV系统相电压需要电压互感器一次侧绕组为Y/Y接线，并且中性点接地，这样在系统发生单相接地故障时，电压互感器电感线圈与导线对地电容较易产生并联谐振，不利于系统安全运行。因此，经电流互感器采集A相电流，315kVA变压器一次侧额定电流为18.18A，选择电流互感器变比为20A/5A，电压互感器采集B、C相间线电压，变比为10kV/0.1kV。无功控制器接线方式如图4所示，电压、电流向量如图5所示[8-9]。

图4 无功控制器接线图

图5 无功控制器向量图

无功控制器由单片机采集10kV侧电流互感器二次A相电流IA，电压互感器二次侧B、C相间线电压UBC，以及它们之间的夹角θ。因为UBC与UA的夹角为90°，所以功率因数角φ=90°-θ，这样三相有功和无功功率分别为[10-11]：

(2)

(3)

根据式(2)、式(3)，通过C语言编程写入单片机存储器中。因φ=90°-θ，当UBC与IA之间的夹角θ<90°时，无功控制器将继续投入电容器组；当补偿到θ=90°时，φ=0°，功率因数cosφ=1，则维持补偿现状；当θ>90°时，将切除一部分电容器组。考虑到电容器组投入运行后，不易准确补偿到θ=90°，并且要防止出现过补偿现象，一般设定允许误差为 -5°。此10kV电力用户采用无功全补偿，并与之前欠补偿相比较，每月节约无功电量为：

AQ=QKZh1+QLCh2+(Qb1-Qqb)h2
=2.52×720+9.1×200
+(161-90.5)×200
=17734.4kWh

式中：h1为每月平均运行时间，取h1=720h；h2为每月双休日与节假日时间，取h2=200h。

5 结束语

该电力用户改造后，每月节约无功电量约 17430kWh，线路共带15处负荷，经1年时间全部改造完毕，目前正处在试运行期间，实际线损率由原来的6.25%降低至5.37%，线路末端电压有所提高，运行状况良好，未发现运行异常现象。通过实践可知，安装在110kV变电站10kV母线上的无功补偿电容器组，通过10kV线路进行无功输送，并不能起到降低线路线损的作用，而仅是减轻变电站主变输出无功的负担，提高带有功负荷的效率，而对沿线10kV电力用户采用无功全补偿方案后，线路流动的无功已接近为0，视在功率减小，线路有功损耗及电压降也随之减小，真正实现了无功补偿就地就近平衡的目的。

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