黄南南部短路电流过小的电容器配置分组问题研究

东国忠，王小燕，马小平

（国网青海省电力公司经济技术研究院，青海西宁 810008）

1 设计背景

黄南位于青海省东南部，因地处黄河之南而得名。现在黄南南部现状网架结构为110 kV线路的直链式连接，无330 kV变电站（电网连接图略），目前拟新建幸福山110 kV变电站。同仁变电站—隆务变电站—夏德日变电站—幸福山变电站110 kV线路总长约130 km。其中，隆务变电站、夏德日变电站、幸福山变电站110 kV侧均分列运行，同仁330 kV变电站110 kV侧母线短路电流为22.64 kA。通过计算得到的幸福山110 kV变电站110 kV侧短路电流为1.27 kA，35 kV侧短路电流为2.25 kA，10 kV侧短路电流为5.90 kA。为保障新建的幸福山110 kV变电站建成后能正常运行，本文将结合实际，就幸福山变电容器容量分组选择时投切电压波动校验、涌流倍数校验及谐波问题校验，探讨黄南南部短路电流过小导致的电容器分组问题。

2 无功补偿容量计算

黄南南部以往都是以居民用电和畜牧轻工业用电为主且负荷较低，低电压问题不明显，但随着近年“电采暖”负荷的增高，夏德日变电站和优干宁变电站在冬季大负荷时期共有约83 MW负荷，且冬季大负荷时期尕孔水电站和托叶玛光伏电站无出力，由此带来的低电压问题较为突出。夏德日变电站、优干宁变电站已各配6 MVA并联电容器。幸福山110 kV变电站无功补偿容量计算如下。

a）变压器无功损耗。幸福山变电站主变规模为2×31.5 MVA，变压器参数为：Ud1-2=10.41%、Ud1-3=17.86%、Ud2-3=15%。幸福山变电站负荷大多在10 kV侧，约为21 MW，35 kV负荷约为7 MW。由此计算得出幸福山110 kV变电站单台主变无功损耗为5.58 MVA。

b）线路无功损耗。幸福山—夏德日110 kV线路长2×5 km，导线截面为240 mm2，计算得出线路无功损耗为0.72 MVA。

综上，幸福山110 kV变电站需在每台主变下补偿无功6 MVA。

3 并联电容器的分组研究

无功补偿装置主要有调相机、静止无功补偿器、静电电容器。由于调相机和静止无功补偿器SVG（static var generator）价格昂贵，同时也因为电容器装置与其他无功补偿装置相比具有运行、维护、检修简单等特点，所以在无功负荷变化频率不大时，分组投切电容器即可满足无功补偿的情况下，普遍选用电容器补偿[1-2]，本次幸福山110 kV变电站无功补偿装置选用电容器。

本次电容器配置于幸福山110 kV变电站的10 kV母线上，初步分组方案拟定为2×3 000 kvar、3×2 000 kvar 2种。从电容器投运时10 kV母线的电压波动、涌流及谐振3个方面进行校验选择。

a）电压波动校验。根据《35 kV～220 kV变电站无功补偿装置设计技术规定》中第5.0.7.2条，投切一组电容器或电抗器所引起接入母线电压的变动值不宜超过其额定电压的2.5%[3]。据此可得出不宜超过的单组最大容量为

由此项计算可知，3×2 000 kvar的分组满足要求，而2×3 000 kvar的分组偏大，投切引起的电压波动值超过了规范要求。

b）涌流倍数校验。根据《并联电容器装置设计规范》附录A：同一电抗率的电容器组单组投入或追加投入时，涌流应按下列公式计算[4]。

其中，I*ym为涌流峰值的标幺值（以投入的电容器组额定电流值为基准值）；Q为同一母线上装设的电容器组总容量，Mvar；Q0为正在投入的电容器组容量，Mvar；Q’为所有正在运行的电容器组容量，Mvar；β为电源影响系数。

由式（1）可知，投入最后一组电容器时涌流最大，故只需计算2种分组方式下最后一组电容器投入时涌流值大小。

3×2 000 kvar分组方式为

根据结果可知，2×3 000 kvar分组方式最后一组投入时涌流倍数为3.78，而3×2 000 kvar分组方式最后一组投入时涌流倍数为4.01。由国内多年运行经验可知，20倍以内的涌流不会对设备造成危害，故2种分组皆可选。

c）谐振校验。谐振校验时，对于2×3 000 kvar和3×2 000 kvar 2种分组方式还应校验在串5%电抗器的情况下是否会发生3、5、7、12次谐波谐振。串5%电抗器的情况下5、7、12次谐波谐振容量均为负值，不做计算。根据《并联电容器装置设计规范（GB 50227—2017）》第3.0.3条，引起高次谐波谐振的容量QCX可以由式（4）做近似计算。

其中，QCX为发生n次谐波谐振的电容器容量，MVA；Sd为并联电容器安装处的母线短路容量，MVA；n为谐波次数，即谐振频率与电网基波频率之比；K为电抗率。

QX3=6.56 Mvar≠3 Mvar≠2 Mvar，故2种分组容量均满足谐振校验要求。

4 存在问题

由于幸福山变电站短路电流过小，导致分组容量按常规2×3 000 kvar配置满足涌流和谐振要求，不满足电压波动不宜超过2.5%的要求，但满足《电能质量电压波动和闪变》（GB/T 12326—2008）表1中对电压波动限值的规定。电压波动限值如表1所示[5]。

表1 电压波动限值

另外，夏德日变电站、优干宁变电站、幸福山变电站均配置为2×3 000 kvar且短路电流过小，若从分组配置解决电压波动过大的问题，工作量较大且原有的电容器需重新更换，造成投资浪费。2种分组投资对比如表2所示。

由表2可知，若以分组满足电压波动要求，投资较高，且夏德日变电站、优干宁变电站已建成，新增2组电容器一次布局比较困难。

表2 2种分组投资情况对比

5 解决方法

由于隆务变电站—夏德日变电站线路长约88 km且均为分列运行，导致夏德日变电站及以南短路电流过小，造成电容器投切时电压波动过大，电容器分组太小会造成投资浪费和频繁投切[6]，故考虑从运行方式上解决黄南南部电容投切过程中电压波动过大的问题。冬季大负荷时期，调整隆务变电站、夏德日变电站110 kV侧为并列运行，调整后夏德日变电站、幸福山变电站、优干宁变电站各级电压短路电流及投切电容器组的波动值如表3所示。

由表3可知，在隆务变电站、夏德日变电站110 kV并列运行后，夏德日及南部变电站电压波动均满足规范要求的不宜大于2.5%。

表3 各个运行方式下电容器组的波动值

6 结束语

黄南南部电网网架薄弱，短路容量过小导致南部3个变电站均存在电容器投切电压波动超标的问题，若从降低电容器分组容量的方向出发，几个站的电容器均需更换，且由于地区电采暖负荷的时间短暂且均在晚间，后续负荷发展后存在第一组电容器频繁投切的问题[7]，故从运行方式上先予以解决，即将隆务变电站和夏德日变电站110 kV侧并列运行，使隆务变电站以南变电站各级母线短路容量予以提升，减小电容器投切时的波动值，待本地区规划的330 kV变电站建成后将不存在3 000 kvar容量电容器投切过电压问题。