基于无功消耗机理分析的配电网感性无功补偿

2021-02-26周新国吴雪萍王文强

农村电气化 2021年2期

朱伟，周新国，吴雪萍，王文强

（1.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江嘉兴 314033；2.天地电研(北京)科技有限公司，北京昌平 102206）

配电网感性无功补偿装置主要安装在变电站的主变低压侧，就地补偿变电站范围内倒送的充电功率，以及将用户自然功率因数补偿到感性0.95[1]所需的无功；其中变电站范围内倒送的无功等于中压电缆充电功率减去变压器和线路的无功消耗。本文从变压器、线路、用户这3类元件的无功消耗机理出发，结合设备典型参数计算低负载时变压器无功消耗抵消的感性无功补偿度以及线路充电功率、用户高自然功率因数所需的感性无功补偿度，最终得到变电站主变低压侧感性无功补偿度。

1 变压器无功消耗抵消无功补偿度

变压器的无功消耗包括空载励磁消耗和励磁绕组的负载消耗两部分，计算公式如下：

式中：ΔQT、ΔQ0、ΔQk分别为变压器总无功消耗、励磁消耗、绕组短路消耗，Mvar；I0%为空载电流百分数；Uk%为短路电压百分数，对于三绕组变压器取高中、高低、中低归算到一侧的短路电压百分数的最大值；β为变压器负载率；SN为变压器额定容量，MVA。

对于主变压器，不失一般性，取空载电流0.1%，短路电压15%。由式（1）得到主变压器消耗无功的估算方法：

负载率为10%时，带入上式，得到主变自身无功消耗抵消补偿度0.25%。

对于配电变压器，空载电流在0.2%～1.8%之间，短路电压在4%～4.5%之间。不失一般性，前者取0.7%，后者取4.5%。

配变自身无功消耗与配变容量之比为0.75%，换算成以主变容量为基准，按照一台主变50 MVA、10回10 kV出线、每回出线挂接配变容量9000 kVA计算，可以抵消补偿度1.34%；按照一台主变80 MVA、10回20 kV出线、每回出线挂接配变容量12000 kVA计算，可抵消补偿度1.07%。

2 线路充电功率所需无功补偿度

线路无功包括两部分，一部分是串联电感产生的感性无功，一部分是对地电容产生的充电功率。考虑负荷均匀分布，线路总的无功损耗为：

式中：ΔQLX、ΔQLC分别为串联电感、对地电容产生的无功功率，Mvar；I为线路首端电流，A；X为线路电抗，Ω；B为对地电纳，10-6S/km；UN为线路额定电压，kV。

对于中、低压电缆线路，电抗值较小，为简化计算，低负载时的感性无功消耗可以忽略不计。线路充电功率与电压的平方成正比，低压线路充电功率非常小，因此其充电功率也可以忽略。

中压电缆线路电纳经验取值为150。则有，中压电缆线路充电功率：

以中压线路平均主干电缆长度6 km计算，10 kV线路充电功率所需感性无功补偿度为1.8%，20 kV线路充电功率所需感性无功补偿度为4.5%，依次计算出主干电缆长度为5 km、4 km、3 km、2 km时，中压线路充电功率所需无功补偿度如表1所示。

表1 不同长度电缆线路充电功率所需无功补偿度

3 用户高自然功率因数所需无功补偿度

将用户从当前功率因数补偿到目标功率因数所需无功补偿容量计算公式如下：

式中：Pload为用户有功，MW；ΔQ为需要补偿的无功容量，Mvar；cosφ1、cosφ2为补偿前、后功率因数。

低谷负荷时，用户自然功率因数较大，根据嘉兴实际运行数据取0.995，补偿到目标功率因数感性0.95时，所需补偿度为2.28%。

4 变电站主变低压侧感性无功补偿度

得到变电站负载率为10%的情况下，目标功率因数为感性0.95，中压出线平均主干电缆长度6 km时，10 kV系统变电站无功补偿度为2.5%，20 kV系统补偿度为5.4%。不同的中压主干平均电缆长度对应变电站无功补偿度计算结果如表2所示。

5 案例应用及分析

以嘉兴110 kV凌公变电站为例对感性无功配置策略进行说明。变电站2012年投运，主变构成为2×80 MVA，电压变比为110/20 kV，目前低压侧出线及运行都较为成熟。20 kV出线20回，主干电缆线长101.33 km，平均电缆长度为5.1 km。

表2 不同长度电缆出线变电站感性无功补偿策略

春节期间变电站最小负荷9.11 MW，对应无功-4.62 Mvar，高压侧功率因数为-0.892。高压侧母线电压为120 kV，已经越上限。因此有必要对其进行感性无功补偿。对照表2，20 kV系统主干电缆长度5 km的条件下，无功补偿度为4.7%，对应安装电抗器容量7.52 Mvar，得到每台主变低压侧需分别安装一组电抗器4 Mvar。补偿后，变电站高压侧无功值约3.38 Mvar，功率因数调整至感性0.938，满足感性无功配置的要求；此时连接变电站与上级电源点的110 kV线路上电压降为正值，高压侧母线电压降至117.2 kV。