1 000 kV变电站无功补偿装置接入中压侧方案研究及经济性评价

程临燕，郑 兰，杨仁花，马 翀，刘 菲，朱 芸

(1.中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司，北京 100011；2. 国网经济技术研究院有限公司，北京 102209；3. 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075)

0 引言

我国目前在运的1 000 kV变电站无功补偿装置均安装在主变压器低压侧[1-6]，该技术方案符合常规变电站以往运行习惯，有成熟的110 kV 开关设备，且设备费较低(以下简称“常规方案”)。但该方案也存在一些弊端，如：主变压器低压侧回路的设备种类多，运行维护工作量大；110 kV 无功补偿的单组容量易受到电压波动及开关切合短路电流能力的限制；为满足110 kV 侧电压波动需求，1 000 kV主变压器配置了调压补偿变，增加了设备投资和占地；110 kV 无功补偿回路一般采用负荷开关(hybrid gas insulated switchgear，HGIS)或带选相合闸装置的瓷柱式断路器，HGIS(无法开合短路电流，瓷柱式断路器使用寿命相对较短。同时经过调研，国外部分地区习惯于将变电站无功补偿装置安装在变压器中压侧，令国内企业开展业务时无法照搬原有经验。

针对上述问题，本研究首次提出特高压交流变电站采用中压侧接入无功补偿装置的方案[7]。该方案可以起到提高单组电容器、电抗器容量，减少总平面的占地面积，减轻运行维护工作量，降低全寿命周期内运行成本等作用。特高压交流变电站采用中压侧接入无功补偿装置后，主变压器的检修与无功补偿装置的投退将无必然联系，无功补偿装置可根据系统实际需求灵活调度，从而大幅提高变电站运行的安全可靠性。

本文提出无功补偿接入中压侧的三种接线型式，通过比较系统可靠性、经济性，给出中压侧推荐方案；然后基于常规方案、中压侧推荐方案计算初始投资、占地面积、设备年损耗；最后采用费用现值法对两个方案进行经济比较分析。

1 接线型式研究

1.1 系统要求

根 据 Q/DG 1—A011—2008《1 000 kV 变电站设计技术导则》10.2.2条：投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的母线电压变化值，不宜超过其额定电压的2.5%；低压侧的电压波动水平控制在5%的水平以内。

常规特高压变电站无功补偿配置于110 kV母线，为了投切时满足电压波动要求，单组电抗器容量采用240 Mvar，单组电容器容量采用210 Mvar。

随着无功分组所接母线由110 kV改至500 kV，电压波动限制因素也由110 kV的5%转移至500 kV的2.5%。由此，可调整原单组无功补偿装置容量。经系统仿真计算，推荐无功补偿装置设置在中压侧方案为：单组电抗容量不大于480 Mvar；单组电容器容量不大于420 Mvar。

1.2 接线型式

参考换流站交流滤波器组接线方式，本文无功补偿装置接入主变压器中压侧的电气接线拟采用如下三种方案：

方案一(16小组方案)：电抗器480 Mvar(三相)、电容器420 Mvar(三相)各8组，各自经断路器直接接于500 kV母线(如图1所示)。该方案无功组数配置及布置较为灵活，不需设置500 kV主母线及其母线设备；若某一组无功补偿回路进线断路器检修，仅该回路电抗器或电容器需要退出运行，不会出现全部无功退出运行的情况，但若某组无功补偿装置断路器拒动，将导致所连接母线停电，增加了500 kV母线检修停运的几率。当无功组数较多时，对母线影响较大。因该方案降低了系统可靠性，因此不推荐。

图1 无功补偿装置接入500 kV母线电气接线(方案一，16小组方案)

方案二(8大组方案)：电抗器480 Mvar(三相)、电容器420 Mvar(三相)各8组，组成8大组(每大组包含1小组电容器、1小组电抗器；小组不设置断路器仅设置隔离开关，接入本大组无功母线)，每大组设置1台断路器接入500 kV母线(如图2所示)。方案二小组不设置断路器仅设置隔离开关，主要考虑电容器与电抗器不会同投，此方案相比方案一，可节约500 kV GIS断路器50%，但需单独增设500 kV无功母线及其母线设备。增加的500 kV母线设备费用远低于节约的500 kV GIS断路器费用，该方案经济性较高，且安全稳定性高于方案一。同时，大组经1台断路器接入500 kV母线，该断路器需配置选相合闸功能，可参照换流站接交流滤波器组回路的断路器(其均已配置了选相合闸功能)配置方案，保障了技术可行性。

图2 无功补偿装置接入500 kV母线电气接线(方案二，8大组方案)

方案三(4大组方案)：电抗器480 Mvar(三相)、电容器420 Mvar(三相)各8组，组成4大组(每大组包含2小组电容器、2小组电抗器；小组设投切断路器)，接入本大组无功母线，再接入交流配电装置3/2断路器接线串(如图3所示)。方案三小组增设投切断路器，负责无功补偿的投入和切换，串内断路器切合故障电流。该方案相比方案二减少了大组数量，且大组接入交流配电装置3/2断路器接线串，减小了500 kV母线检修停运几率，可靠性较高。但因此增加的断路器设备费用是方案二的2.75倍，经济性较差。

图3 无功补偿装置接入500 kV母线电气接线(方案三，4大组方案)

1.3 电气总平面布置

以占地面积约11.89 hm2的某典型特高压变电站为常规样本，采取500 kV组合式隔离开关并结合主变压器取消调压补偿变外形。针对1.2节所述方案二和方案三，进行平面布置。

方案二(8大组方案)：按照大组进母线方案设计，每1小组480 Mvar 500 kV并联电抗器和1小组420 Mvar 500 kV并联电容器为1大组，经500 kV GIS断路器接于500 kV母线，小组不设置断路器仅设置隔离开关。占地面积11.34 hm2。

方案三(4大组方案)：按照大组进串方案设计，每2组480 Mvar 500 kV并联电抗器和2组420 Mvar 500 kV并联电容器为1大组，经500 kV GIS断路器接于500 kV串内。占地面积11.45 hm2。

从可靠性、经济性、节省占地等方面综合考虑，推荐方案二的接线型式作为无功补偿接入中压侧的推荐方案(以下简称“ 中压侧方案”)。

2 初始投资及占地面积分析

为了对常规方案与本文提出方案的经济性进行比较分析，首先对比两类方案的初始投资和占地面积，结果见表1所列。变电站规模均按4组主变压器、1 000 kV侧8回出线和500 kV侧12回出线考虑。

表1 两类方案初设投资与占地对比

从表中可以看出，无功补偿装置接入中压侧方案占地面积、设备初期投资均较常规方案有所节省。

此外，采用常规设计方案时，若主变压器因故检修，则该主变压器低压侧全部无功补偿装置均需退出运行；而将无功补偿装置接入500 kV母线后，主变压器的检修与无功补偿装置的投退将无必然联系，无功补偿装置可根据系统实际需求灵活调度，从而大幅提高了变电站运行的安全可靠性。

3 设备年损耗差值比较分析

3.1 主变压器年损耗差值比较

主变压器损耗计算公式如式(1)所示：

式中：ΔP0为变压器空载损耗，kW；T为变压器运行时间，h；ΔPC为变压器负载损耗，kW；S为变压器运行容量，MVA；Se为变压器额定容量，MVA；τ为最大负荷损耗小时数，h。

3.1.1 常规方案主变压器损耗

根据厂家提供计算数据，变压器单相空载损耗ΔP0约为171 kW，变压器单相负载损耗ΔPC(变压器满载运行时)约为1 760 kW。

变压器运行时间为8 760 h。变压器达到4台主变压器规模时，500 kV侧需要分列运行。变压器最大负荷利用小时数一方面考虑受主变压器“N-1原则”(电力系统的N个元件中的任一独立元件发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电，不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故)限制，主变压器负载率最大约为75%(cosφ=0.98)，另一方面结合特高压通道利用小时数约为5 500 h左右、电网负荷利用小时数约为5 500 h左右，变压器最大负荷利用小时数暂按4 050 h考虑。

参照最大负荷利用小时数与最大负荷损耗小时数关系表[8]，见表2所列。考虑功率因数为0.98，经估算后得到最大负荷损耗小时数约2 100 h。

表2 最大负荷利用小时数与最大负荷损耗小时数关系 h

常规方案全年4组主变压器损耗约为6 232.8万 kWh。

3.1.2 中压侧方案主变压器损耗

中压侧方案取消了低压补偿功能，将调压功能整合到自耦变压器的旁柱上。变压器由3个铁芯调整为1个铁芯，硅钢片使用量下降。变压器空载损耗与硅钢片的重量密切相关，硅钢片重量降低使得空载损耗下降。同时低压侧容量大幅度降低，同时结构上高、中压绕组内外直径尺寸减小，变压器负载损耗降低。

根据厂家提供计算数据，变压器单相空载损耗ΔP0约为135.6 kW，变压器单相负载损耗ΔPC约为1 377 kW。

变压器运行时间与常规方案一致为8 760 h。变压器最大负荷利用小时数一方面考虑受主变压器“N-1原则”限制，主变压器负载率最大约为75%(cosφ=1)，另一方面结合特高压通道利用小时数约为5 500 h左右、电网负荷利用小时数约为5 500 h左右，变压器最大负荷利用小时数按4 100 h考虑。

参考最大负荷利用小时数与最大负荷损耗小时数关系表，见表2所列，考虑功率因数为1.0，经估算得到最大负荷损耗小时数约2 100 h。

中压侧方案全年主变压器损耗约为4 898.5万kWh。

3.2 电抗器电能损耗

电抗器电能损耗计算公式如式(2)所示：

式中：ΔP0为电抗器额定电压下的功率损耗，kW；T为电抗器运行时间，h。

3.2.1 并联电抗器损耗

经调研，每组500 kV并联电抗器额定电压下的单相功率损耗为275 kW，每组110 kV并联电抗器额定电压下的单相功率损耗为196 kW。500 kV并联电抗器运行时间与110 kV低压并联电抗器保持一致，取2 000 h。按式(2)计算可得，中压侧方案并联电抗器年损耗为1 320万kWh，常规方案并联电抗器年损耗为1 881.6万kWh，中压侧方案相对常规方案减小的年损耗为561.6万kWh。

3.2.2 串联电抗器损耗

常规方案中110 kV电容器组串联电抗器串抗率按5%和12%考虑(其中一半电容器组串抗率为5%，另一半为12%[9-11])；当采用中压侧方案时，500 kV电容器组共8组，实际工程中考虑4组1%；4组5%。

经调研，110 kV串联电抗器(5%)每相损耗：20 kW，串联电抗器(12%)每相损耗：38.4 kW。500 kV串联电抗器(5%)每相损耗：36.75 kW,串联电抗器(1%)每相损耗：17 kW。

500 kV并联电容器组运行时间与110 kV低压并联电容器组保持一致，取2 000 h，按式(2)计算可得，方案二串联电抗器年损耗约129万kWh，常规方案串联电抗器年损耗约280.32万kWh，方案二相对于常规方案减小的年损耗分别为151.32万kWh。

3.3 电容器电能损耗

电容器电能损耗计算公式如式(3)所示：

式中：0.000 2为目前电容器厂家制造标准中规定的损耗，kW/kvar；ΔQC为电容器容量，Mvar；T为电容器运行时间，h。

500 kV并联电容器与110 kV并联电容器额定电压下的功率损耗差别不大，约为134.4万kWh。

3.4 设备年损耗及损耗费用

综上分析，方案二年损耗约为6 478.9万kWh，常规方案损耗约为8 529.1万kWh，方案二相较常规方案减少设备损耗约为2 050.2 kWh。

目前全国各地上网电价差别较大，暂按中间价格，以0.35元/kWh进行计算，则方案二年损耗费用2 267.6万元，常规方案年损耗费用2 985.2万元，方案二相较常规方案年损耗费用减少717.6万元。

4 全寿命周期经济性评价

费用现值是指用净现值指标评价投资方案的经济效果，要求用货币单位计算项目的收益，如销售收入额、成本节约额等等。但是有些项目的收益难以用货币直接计算，如安全保障、环境保护、劳动条件改善等等。对于这类项目，若各备选方案能够满足相同的需要，则只需比较它们的投资与经营费用[12]。

1)评价原则

①初始投资考虑全站投资和无功区投资两种角度。

②考虑变电站寿命周期为40 a，其中建设期1 a，运营期39 a。基准折现率按6.5%考虑。

2)评价结果

初始投资考虑全站投资和无功区投资两种角度，两种方案的全寿命周期经济分析见表3、表4所列。

表3 费用现值法经济分析(全站投资)

表4 费用现值法经济分析(无功区投资)

初始投资考虑全站投资，经过计算，常规方案的费用现值为290 399.3万元；方案二的费用现值为279 557.3万元，方案二全寿命周期成本比常规方案降低约3.7%。

初始投资考虑无功区投资，经过计算，常规方案的费用现值为112 090.3万元；方案二的费用现值为101 248.3万元，方案二全寿命周期成本比常规方案降低约9.7%。

5 结论

针对1 000 kV变电站主变压器低压侧无功分组多、占地面积大带来的工程站址场地选择受限问题，本研究首次提出将无功补偿装置接入1 000 kV交流变电站中压侧的思路。

1)考虑设备制造能力及电压波动控制裕度，推荐无功补偿装置接入中压侧时，单组电抗容量为480 Mvar；单组电容器容量为420 Mvar。

2)从经济性、节省占地、可靠性等方面综合考虑，推荐单组电抗器和电容器组采用共用断路器方式直接接入500 kV母线的接线型式。

3)通过计算初始投资、设备年损耗并采用费用现值法对常规方案与中压侧方案进行了全寿命周期经济性分析，中压侧方案总平面占地指标降低4.6%，全寿命周期成本投资降低9.7%。