福建电网220 kV 变电站无功配置方案研究

丁秀香

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 福建福州 350003）

0 引言

电力系统的无功补偿与无功平衡，能保证电网稳定、安全、可靠运行［1］。针对福建省内变电站存在电容器利用率低的问题，通过研究220 kV 变电站无功配置原则，提出福建省内220 kV 变电站可研设计阶段无功补偿计算方法，然后结合福建省内220 kV 变电站电容器投运情况，分析造成电容器组利用率低原因，进一步通过案例分析验证了所提无功配置方法是正确、合理的，最后提出适用于福建地区的无功配置建议。

1 无功配置原则

福建地区220 kV 输变电可研设计无功配置主要依据《电力系统电压和无功电力技术导则》［2］《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》［3］《电力系统设计手册》［4］《35 kV～220 kV 变电站无功补偿装置设计技术规定》［5］等规程规范、手册，以及220 kV 国网典设方案、设备参数等开展，考虑主要原则如下：

1.1 容性无功配置

（1）220 kV 变电站的容性无功补偿设备以补偿主变压器无功损耗为主，并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量可按照主变压器容量的10～25%配置，并满足220 kV 主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。

（2）35 kV～220 kV 变电站无功补偿装置，在主变最大负荷时其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，不低于0.92。

（3）10 kV 电容器单组容量参照《国家电网公司110 kV～500 kV 变电站通用设备典型规范》［6］，一般选择8 Mvar。

1.2 感性无功配置

（1）220 kV 变电站的感性无功补偿主要作用是补偿负荷低谷时变电站进出线的剩余充电功率及兼顾吸收部分中小电源剩余的无功电力。

（2）10 kV 电抗器单组容量参考文献［6］，一般选择10 Mvar或6 Mvar。

2 无功补偿计算方法

变电站无功补偿计算包含无功电源和无功负荷，其中无功电源包含线路充电功率，无功负荷包含主变损耗及负荷补偿，具体说明如下：

（1）线路充电功率。220 kV 线路充电功率本站补一半（若对侧不考虑新增低压电抗补偿本电缆线路，则本站需考虑此电缆线路的100%充电功率）；对侧110 kV 变电站由于系统容量小，110 kV 电缆线路盈余无功一般考虑在220 kV 变电站集中平衡。电缆线路充电功率计算如式（1）～（2）。

式中：QXL表示电缆线路充电功率，Mvar；QXL0表示电缆线路单位充电功率，Mvar/km；l 表示电缆线路长度，km；C0表示单位电容，pF/m；Uav表示平均电压，kV。

（2）主变无功损耗。远景高峰负荷取实际预测的远景负荷，本期取主变的70%～90%；低谷负荷取本期主变的30%或取高峰方式的30%～60%（与变电站所属位置及供电负荷性质有关）。中低压侧负荷分配一般取0.8∶0.2，或结合变电站所属供电公司意见，适当调整比例。

式（3）～（6）中，QZB表示主变无功损耗，Mvar；Sn表示主变额定容量，MVA；U1%、U2%、U3%表示主变高、中、低三侧短路阻抗；S1m、S2m、S3m分别表示主变高、中、低三侧负荷，MVA；Uk1-2%、Uk1-3%、Uk2-3%表示主变高-中、高-低、中-低侧短路阻抗。

（3）负荷补偿。10 kV 侧负荷功率因数按0.90～0.95（与地区配电网的缆化水平有关）考虑，110 kV 侧负荷功率因数取0.95。

式中：QFH表示负荷补偿功率，Mvar；Δtanφ 表示无功补偿系数。

3 电容器组利用率低原因分析

图1 为2020 年福建省内220 kV 变电站运行时间少于2 h电容器的变电站座数占地区变电站总座数之比图。由图1 可知，福州、龙岩以及宁德地区电容器年运行小时少于2 h 的变电站占比最大（40%～65%），莆田、泉州、厦门以及三明占比次之（20%～40%），漳州及南平占比最小（5%～20%）。这与福建地区负荷及电源分布的特性有关，省内主要负荷集中于福州、厦门及泉州等地区，220 kV 及以上大型电源主要分布于福州、宁德及莆田等北部区域，110 kV 及以下水电主要分布于宁德、三明、南平等区域。

图1 福建各地市电容器利用情况对比图

综上，造成福建地区220 kV 变电站电容器组利用率低原因如下：

（1）主变实际负载率未达到设计预计值。实际运行中因负荷发展受限，实际最高负载率小于50%。由于主变无功损耗与负载率平方成正比，负载率越低，无功损耗越小，因此造成实际主变无功损耗不如预期的一半，故导致电容器组利用率低。

（2）现状出线电缆较长。实际建设中因城市规划调整、架空走廊开辟受限，尤其是厦门、福州等市中心区域，电缆线路变长，线路充电功率抵消了主变无功损耗，故导致电容器组利用率低。

（3）周边电厂及其线路远距离输送容性无功。实际运行中变电站周边电厂可能未按运行要求进行无功管理，导致电厂及其线路远距离向周边变电站输送容性无功，抵消了主变的无功损耗，故导致电容器利用率低。

（4）低压侧负荷功率因数较高。实际运行中负荷侧电容器较长时间（尤其低谷）处于在运状态，将提高低压侧功率因数，则容性无功需求必然降低，故导致电容器利用率低。

（5）供区110 kV 及以下水电较多。宁德、三明、南平等部分县市110 kV 及以下水电资源丰富，大量电力注入220 kV变电站中低压侧，在本级就近消纳，则变电站下网负荷减少，故导致电容器利用率低。

（6）电容器常年处于检修状态。实际运行中电容器因设备故障未能投运，导致故障电容器利用率低。

4 案例分析

4.1 工程概况

本节以某220 kV 变电站A 为例进行无功配置分析，输入条件及参数如下：

主变规模：前期已建1×180 MVA，本期扩建1×180 MVA，远景3×180 MVA。

主变参数：采用三相三绕组有载调压变压器，三侧绕组容量比：100/100/50；额定电压：220±8×1.25%/115/10.5 kV；阻抗值：Uk1-2=14%、Uk1-3=54%、Uk2-3=38%；空载电流：I0=0.39%。

220 kV 出线及电缆长度：前期2 回，1600 mm2/1.8 km；本期无新增。110 kV 出线及电缆长度：前期4 回，630 mm2/1.35 km；本期无新增。10 kV 出线及电缆长度：前期8 回，3×300 mm2/10 km；本期新增8 回，3×300 mm2/8 km。

4.2 理论验证

表1 为变电站A 扩建后2 台主变（2×180 MVA）无功平衡计算结果。由表1 可知，前期及本期2 台主变配置64 Mvar 电容器，主变高压侧高峰及低谷负荷时的功率因数可以满足文献［3］的要求。由于变电站A 前期已配置4×8 Mvar 电容器，结合国网通用设计及通用设备，建议本期扩建后的1 台180 MVA主变配置4 组8 Mvar 低压电容器。

表1 前期及本期主变无功补偿计算结果

4.3 仿真验证

为验证所提无功补偿计算方法的正确性，在电力系统分析软件BPA 中搭建变电站A 接入系统仿真模型，详见图2。根据《电力系统设计手册》［4］要求，投切一组补偿设备引起所接母线电压的变动值不宜超过额定电压的2.5%。

图2 变电站A 接入电网正常运行潮流图

表2 是变电站A 扩建后主变电容器分组投切时，各级母线电压波动结果。由表2 可知，变电站A 扩建的主变10 kV 侧投切4×8 Mvar 电容器后，各级母线电压波动均在允许范围内，验证了该站无功补偿配置方案是合理、可行的。

表2 电容器分组投切时母线电压波动结果

4.4 工程实际运行结果

经调研，变电站A 扩建后主变4 组电容器2020 年累计运行时间小于2 h。结合前文分析可知，造成电容器利用率低的原因主要为：2020 年变电站A 最高负载仅约29%、110 kV 出线电缆总长12.5 km（充电功率较可研设计阶段增加约6 Mvar）以及变电站A 就近消耗了发电厂发出的容性无功。

5 结论

通过研究220 kV 主变无功配置原则、计算方法，分析电容器组利用低的原因，结合福建负荷及电源分布特性，提出适用于福建电网的无功配置建议如下：

（1）针对已建站出线电缆较长、负载较轻（低于50%）及低压侧功率因数较高的现象，经无功平衡计算，确有需要的，建议适当退出1～2 组电容器组；但后续需密切跟踪供区负荷发展情况，适时增加无功补偿设备。

（2）对于新建站，可适当降低本期主变最高负载率进行无功配置，变电站投运后视供区负荷发展情况及时优化无功补偿方案。考虑到负荷发展的不确定性，建议每台主变无功规模仍按国网典设预留足够位置。

（3）针对周边电厂发出容性无功的情况，建议电网有关部门采取措施，使电厂按运行要求进行无功管理。

（4）部分电容器组虽然利用率低，但需作为检修或故障方式下的备用，以增强电网调压的灵活性。该工况下的无功补偿设备是否退出运行，建议与电网公司有关部门充分沟通。