关于配电网无功补偿若干问题的探讨

关于配电网无功补偿若干问题的探讨

摘要：电网无功补偿是一项建设性的技术措施,对电网安全、优质、经济运行有重要作用。因此，本文作者结合目前人们所关注的电网无功补偿问题进行了分析和建议。

关键词：配网，无功补偿，分析

1配电网无功补偿方案比较

配电网无功补偿方案有变电所集中补偿(方式1)、配电变压器低压补偿(方式2)、配电线路固定补偿(方式3)和用电设备随机分散补偿(方式4)。

1.1变电所集中补偿

变电所集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等,主要目的是平衡输电网的无功功率,改善输电网的功率因数,提高系统终端变电所的母线电压,补偿变电所主变压器和高压输电线路的无功损耗。这些补偿装置一般集中接在变电所10kV母线上,因此具有易管理、方便维护等优点,但这种补偿方案对10kV配电网的降损不起作用。

为实现变电所的电压/无功综合控制,通常采用并联电容器组和变压器有载调压抽头协调调节。但大量的实际应用表明,投切过于频繁会影响电容器开关和变压器分接头的使用寿命,增大运行维护工作量,通常要限制变压器抽头调节和电容器组操作次数。采用电力电子开关控制成本比较高、开关自身功率损耗也很大,因此变电所高压电压/无功综合控制技术仍有待进一步改善。

鉴于变电所集中无功补偿对提高高压电网功率因数、维持变电所母线电压和平衡系统无功有重要作用,因此应根据负荷的增长需要、设计好变电所的无功补偿容量,运行中在保证电压合格和无功补偿效果最好的情况下,尽可能使电容器组投切开关的操作次数为最少。

1.2配电变压器低压补偿

配电变压器低压补偿是目前应用最普遍的补偿方法。由于用户的日负荷变化大,通常采用微机控制、跟踪负荷波动分组投切电容器补偿,总补偿容量在几十至几百千乏不等。目的是提高专用变压器用户功率因数,实现无功的就地平衡,降低配电网损耗和改善用户电压质量。

配电变压器低压无功补偿的优点是补偿后功率因数高、降损节能效果好。但由于配电变压器的数量多、安装地点分散,因此补偿工作的投资较大,运行维护工作量大,因此要求厂家要尽可能降低装置的成本,提高装置的可靠性。

采用接触器投切电容器的冲击电流大,影响电容器和接触器的使用寿命;用晶闸管投切电容器能解决接触器投切电容器存在的问题,但明显的缺点是装置存在晶闸管功率损耗,需要安装风扇和散热器来通风与散热,而散热器会增大装置的体积,风扇则影响装置的可靠性。

为解决这些问题,开发、研制了机电一体开关无功补偿装置。该装置采用固定补偿与分组补偿结合,以降低装置的生产成本;装置能实现分相补偿,以满足三相不平衡系统的需要。

机电开关控制使装置既有晶闸管开关的优点,又具有接触器无功率损耗的优点。几千台装置的现场运行、试验表明,机电开关补偿装置体积

小、可靠性高,能满足户外环境和长期工作需要。低压补偿装置安装地点分散、数量大,运行维护是补偿工程需要重点考虑的问题;另外,配电系统负荷情况复杂,系统可能存在谐波、三相不平衡、出现过补偿等问题。

1.3配电线路固定补偿

大量配电变压器要消耗无功,很多公用变压器没有安装低压补偿装置,造成很大无功缺额需要变电所或发电厂承担。大量的无功沿线传输使得配电网的网损居高难下,这种情况下可考虑配电线路无功补偿,提出了配电线路无功补偿的必要性和方法。

线路补偿是通过在线路杆塔上安装电容器实现无功补偿。由于线路补偿远离变电所,因此存在保护难配置、控制成本高、维护工作量大、受安装环境限制等问题。因此,线路补偿的补偿点不宜过多;控制方式应从简,一般不采用分组投切控制;补偿容量也不宜过大,避免出现过补偿现象;保护也要从简,可采用熔断器和避雷器作为过电流和过电压保护。

线路补偿主要提供线路和公用变压器需要的无功,工程问题关键是选择补偿地点和补偿容量。线路补偿适用于功率因数低、负荷重的长线路。线路补偿一般采用固定补偿,因此存在适应能力差、重载情况下补偿度不足等问题。

1.4用电设备随机分散补偿

在10kV以下电网的无功消耗总量中,变压器消耗占30%左右,低压用电设备消耗占65%以上。由此可见,在低压用电设备上实施无功补偿十分必要。从理论计算和实践中证明,低压设备无功补偿的经济效果最佳,是值得推广的一种节能措施。

与前三种补偿方式相比,随机补偿更能体现以下优点:①线损率可减少20%;②改善电压质量,减小电压损失,进而改善用电设备启动和运行条件;③释放系统能量,提高线路供电能力。

由于随机补偿的投资大,确定补偿容量需要进行计算,以及受管理体制限制重视不够和应用不方便等原因,目前随机补偿的应用和效果都不理想。因此,对随机补偿需加强宣传力度,应针对不同用电设备的特点和需要,开发研制体积小、造价低、易安装、免维护的智能型用电设备无功补偿装置。

2无功补偿的调压作用分析

2.1典型实例的计算

某工程变电站10kV母线A线路简化接线。该线路自变电所端开始一段与B线

为同杆双回线,其中B线较短些,接有18台配电变压器;而A线路较长,接有31台配电变压器,变压器总容量为9895kV A。

A线路31台变压器容量为50～1000kV A大小不等,为计算和分析方便,对实际的31台变压器就近进行了等值处理。根据变压器节点的总容量,假设各节点变压器在负载系数Kf=0.65(相当于较大负荷情况)状态下工作,各台变压器均取功率因数cos=0.85,可计算节点变压器和各段线路的有功负荷;再假设变电所母线电压分别为10.5kV和11.4kV,运用负荷矩法可分别计算不同情况下线路的各节点电压。依此方法计算的几种结果如表2所示。

2.2计算结果分析

表2中变电所母线电压10.5kV为负荷高峰期正常逆调压的要求电压;11.4kV是为保证和满足线路末端用户(节点8和节点9)母线电压在额定范围内,变电所母线应达到的电压,也是实际系统中经常需要的运行电压。

按GB1232521990对供电电压允许偏差的规定,10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的7%。因此,从表2计算结果可以看出:1)该线路依靠正常的分接头逆调压,功率因数cos=0.85时,节点6到节点9电压超标;功率因数cos=0.95时,节点7到节点9电压超标。因此,仅靠变压器分接头逆调压,不能满足线路末端用户的电压质量要求。

2)提高变压器功率因数,对该线路电压有调节作用,但只能部分地解决电压问题。

3)变电所电压提高到11.4kV能满足末端用户电压要求,但变电所母线电压属严重超标。

会造成变电所10kV电容器和部分低压电容器的保护超过1.1UN(系额定电压,下同)的定值,迫使无功补偿装置退出运行,这将使电网损耗明显增大。

2.3原因和解决措施

系统电压问题的主要原因是导线截面小、供电半径大。例如,在线路4.5km范围内(5节点之前),电压不会超标。因此,对更换导线或插入新变电所是解决该线路电压问题的根本措施。

节点6位置安装一台晶闸管电压调节器(TVR),是解决该线路电压问题的更有效措施。TVR可使节点6电压在方案1和方案2基础上调高