220kV变电站无功补偿容量配置研究

DOI:10.16661/j.cnki.1672-3791.2017.16.035

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220kV变电站无功补偿容量配置研究①

袁明阳

(国网黄冈供电公司 湖北黄冈 438000)

摘 要:220kV某变电站进行主变增容改造时,对远期进行潮流计算分析,确定无功补偿容量。并在变电站该期方案确定的基础上,对远期提出两种无功补偿容量的配置方案。通过对补偿装置投切时的电压波动与无功补偿容量进行理论分析,并运用仿真进行验证,合理选择出最优的无功补偿方案。关键词:无功补偿 配置方案 电压波动中图分类号:TM711

文献标识码:A

文章编号:1672-3791(2017)06(a)-0035-03



PRQXU

QXU

系统由于负荷增长而新建变电站或主变增容改造时,应合理确定无功补偿容量。根据规程要求,无功补偿容量[1]配置应该满足电网无功功率分层分区平衡,尽量减少线路上的无功交换,满足无功平衡是保证电压稳定的基本条件,无功降损调压的需要[2]。

不足会引起电压偏低,反之会使得电压偏高[3],而保证变电站的无功平衡和抑制电压波动则必须依靠无功补偿装置。

该文以江苏某220kV变电站为例,在该期补偿方案确定的基础上,分析远期的无功缺额。综合考虑过电压和谐波情况,合理选择远期方案,使得功率因数和电压波动符合规程要求。

R=0。则电压降落为 U

。当系统无功缺失时,通

常采用并联电容器或电抗器来提高功率因数。

当R=0时,则补偿前线路末端电压为 U

2

U

PRQXQX

UUU

。

若投入一容量为Qc的电容器时,则此时末端电压为

U

2c

U'

(Q2Qc)X

U'

。因此,投入电容器前后电压变化为

U

U

UUU(UU')[QX(Q2Qc)X])。又由于补偿前后首端电2c2'

.com.cn. All Rights Reserved.1 电压波动对无功功率的影响

压波动一般不大,所以UU'。因此,电压变化为压波动率为U%

UQXU100%C2100%。因此,当投入容量越大UU

UQCX

,电

时,电压波动也越大;容量过小时,补偿设备投入台数就增多,占地面积增大。因此,选择一个合适的配置方案对主变的增容改造至关重要。

对于一个具体的电力网络而言,已知线路首端电压为和首端功率为



,则首端到末端电压降落的计算公式为

PXQRPRQX

dUUjU。其中, U,U。在通常情况

UU



下,可以忽略电压降的恒分量,即认为 U0,则 dUUPRQXU

2 并联无功补偿方案

根据江苏省电网规划方案,提出在220kV一线路开断环入某变电站,另外新建1回线路。现已确定该期补偿配置方案,还有待

。

＞R,为了便于分析,令又考虑到在高压电力网中,一般X＞

表1 远期无功平衡计算结果表

110 kV侧负荷有功 110 kV侧功率因数 110 kV侧负荷无功 10 kV侧负荷有功 10 kV侧功率因数 10 kV侧负荷无功 电容（-）/电抗（+）器投入 220 kV电缆充电功率 110 kV电缆充电功率 主变无功损耗 变电所无功盈(+)亏(-) 220 kV侧负荷有功 主变一次侧功率因数 高峰负荷(MW,Mvar) 360 360 0.95 0.95 118.33 118.33 90.00 90.00 0.95 0.95 29.58 29.58 0 -96.00 9.32 9.32 13.44 13.44 37.28 36.52 -162.43 -65.30 450.00 450.00 0.93 0.98 360 0.95 118.33 90.00 0.95 29.58 -108.00 9.32 13.44 36.15 -53.30 450.00 0.99 低谷负荷(MW,Mvar) 180 180 0.95 0.95 59.16 59.16 45.00 45.00 0.95 0.95 14.79 14.79 0 18.00 9.32 9.32 13.44 13.44 9.35 10.02 -60.54 -79.21 225.00 225.00 0.96 0.93 ①作者简介:袁明阳(1990—),女,湖北麻城人,硕士,助理工程师,主要从事变电检修试验工作。

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电压波动(%) 2.73 2.4 2.18 2.1 1.64 -1.64 图1 系统简化图

表2 投入不同电抗器或电容器时的电压波动

电容电抗投入容量10 kV侧的电压变化(Mvar) (p.u.) -1×10 0.273 -1×10(12%的串抗率) 0.24 -1×8 0.218 -1×8(5%的串抗率) 0.21 -1×6（电容器） 0.164 1×6（电抗器） -0.164 .com.cn. All Rights Reserved.图2 方案一的仿真分析图

220/115/10.5,短路电压百分数为Uk12%=13,Uk23%=47,由于在高压电网中,无功补偿装置一般在变电站的变Uk13%=64。

压器低压侧进行投切,而低压侧的电压波动也是最大的,为此主要是对低压侧的电压波动进行分析。通过对系统参数进行分析计算,可得在投入不同容量电抗器时低压侧的电压波动如表2所示。

根据《电力系统无功补偿配置技术原则》(Q/GDW 212—2008),各电压等级变电站无功补偿装置的分组容量选择,应根据计算确定,最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的±2.5%。因此,从电压波动和功率因数的角度而言,两种方案均是可行的。2.2 仿真验证

为了更好地进行验证,运用Matlab/Simulink仿真软件对系统进行潮流计算分析,可搭建如图2所示的仿真图。

根据仿真结果可知,当投入一组10Mvar电容器时,电压波动为2.7%,超出了要求的±2.5％波动率。但是当投入8Mvar的电容器时,电压波动为2.1%,满足要求。因此,方案一是可行的。

同理,为了验证方案二的可行性,我们采用PASAP潮流计算软件对系统进行计算分析。由分析可知,当投入一组10Mvar电容器时,电压波动为2.95%,超出了规程要求。但是当投入单组10Mvar(12%的串抗率)电容器时,电压波动仅为2.4％,是满足要求的。另外,由于投入8Mvar的电容器时,电压波动也在规定范围

(下转38页)

解决的是远期的补偿配置方案。下面结合该220kV输变电站的该期规模,通过理论与仿真两个方面进行研究分析,综合考虑过电压与谐波问题,合理选择远期的配置方案,使得各侧的功率因数和电压波动符合规程要求。

根据相关规程要求,新建变电站和主变压器增容改造时,应合理确定无功补偿装置容量,以保证35～220kV变电站在主变压器最大负荷时,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,且不应低于0.92。其中远期240MVA主变无功平衡计算结果表明,主变一次侧的功率因数为0.93,不满足要求。为此,需要通过投切电容器或者电抗器来使系统侧功率因数满足要求,投切无功补偿装置后的无功平衡计算结果如表1所示。

根据表1计算结果,无功补偿容量需配置低压并联电抗器18Mvar,并联电容器96Mvar或者108MVar时,功率因数均满足要求。为此,该站远期无功补偿容量配置存在两种方案:(1)每台主变低压侧配置4×8Mvar的并联电容器,1×6Mvar的并联电抗器;(2)每台主变低压侧配置2×10(12%的串抗率)+2×8(5%的串抗率)Mvar的并联电容器,1×6Mvar的并联电抗器。2.1 理论计算

为了便于分析,将系统进行等效处理。为此,可以得到该系统简化图为如图1所示。

已知三相短路电流38.460kA,变压器容量240MVA,变比

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作专业素质与能力的培训,确保调度人员有能力遵循安全操作原则完成电力系统的各项操作。电力调度的安全管理主要就是指的对调度工作人员的管理,要想降低电力调度运行的安全风险,有必要督促相关培训部门,进行对工作人员的理论知识和操作技能的培训,提高各岗位工作人员的事故分析、处理能力,保证电力调控运行管理工作的安全有效开展。

维修,要做好系统的数据备份工作,严格控制由于系统自身缺陷而产生的不安全因素。只有通过全面严格的设备质量与安全管理,保证电力系统中设备的质量性能满足安全供电需求,才能最大限度避免安全风险及事故的发生,保证电力供应的安全性与稳定性。3.2 加强对电力调度管理制度的建设

电力调度管理工作的有效开展离不开完善健全的管理制度的指导与保障,要解决因管理制度不完善所带来的安全风险问题,就必须要对电力调度管理制度的建设予以高度的重视。要认真考虑电力系统运行管理的实际条件,总结以往工作中所发现的各类安全隐患因素,并借助现代检测技术的数据收集与系统运行模拟,准确判断可能存在的各类风险,建立风险因素数据库,完善风险源排查机制。要针对现场作业的实际情况,加大现场的监督和检查力度,电力调度管理必须要杜绝形式主义,基于管理实效对管理制度的内容进行完善,补足安全管理制度中存在的缺漏,落实搞好各项管理工作,避免安全漏洞的产生。要建立明确的安全责任制度,要求各级负责人员守好自己的职责,做到人人有专责,以实现有效的制度化管理。另外还要加强电力调度运行安全风险防范预警机制的建设,制定针对各类安全风险及系统运行故障的安全防范应急预案,定期组织所有工作人员进行预案演练,保证安全风险及运行事故发生时的及时反映与有效应对。3.3 加强电力调控运行工作人员的培训教育

首先要加强对指挥管理人员的专业素质与应急反应能力的培须了解系统运行的各个流程,统筹指导全局,将损失降至最低,避免重大事故的发生。其次,要加强对电力调度操作人员的安全操

4 结语

该文首先针对电力调控运行风险控制的重要性进行了阐述,之后对电力调控运行风险问题的主要体现进行分析,最后针对电力调控运行中的实际风险问题尝试提出了几点相对可行的解决建议,做好电力调控运行工作意义重大,当前电力工作者必须要对电力调控运行中的风险问题防控给予高度的重视,提高电力调控运行工作的开展质量,保证电力系统运行稳定与安全,充分发挥电力能源供应对于社会发展的基础保障作用。

参考文献

[1]赵冀峰,贾少英,李向辉.电力调度运行人员工作风险分析及

预控措施研究[J].中国高新技术企业,2016(12):179-180.[2]邬冬勤.电力调度运行人员工作风险分析及预防措施[J].广东

科技,2013,22(10):91-92.

[3]王璐.电力调度运行人员工作风险及预控措施浅析[J].工业,

2016(11):305.

[4]刘敏.大运行背景下电网调控运行安全风险及措施[J].科技与

企业,2015(5):66.

训,电力系统运行中的风险问题复杂多样,作为指挥管理人员,必

.com.cn. All Rights Reserved.(上接36页)

以内。所以,当投入一组8Mvar(5%的串抗率)的电容器时,也必定是满足要求的。因此,从仿真计算结果可得,方案二可行。这与理论分析结果相一致。2.3 方案比较分析

由于本工程10kV电容器回路断路器采用智能相控断路器,而智能相控技术能够实现过零点投切,有效地避免涌流和过电压及暂态谐波的产生,使得关合电容器时的涌流抑制在1.18倍以内,过电压抑制在1.17倍以内,从而保障无功补偿装置能够安全可靠地投入和切除。因此,从抑制过电压的角度,两种方案都可取。

由于投入的并联电容为5%和12%两种类型,不仅能够起到降低电压波动的作用,而且含电抗率为12%的10Mvar电容器组能消除系统中的三次谐波,含电抗率为5%的8Mvar电容器组能消除系统中的五次谐波,起到消除谐波的作用。且两种含电抗率的电容器组在三次谐波和五次谐波对外都显感性,均不会发生三次谐振和五次谐振,从这个角度而言,方案二较方案一更优。

综合比较两种方案,确定远期每台主变配置2组8Mvar电容器(电抗率为5%)和2组10Mvar电容器(电抗率为12%),1组6Mvar

电抗器的无功补偿配置方案。

3 结语

该文主要是通过对江苏某220kV变电站远期的无功补偿容量配置进行分析,结合本期规模,通过理论与仿真两个方面进行研究分析,合理选择远期的最优无功补偿配置方案。主要结论如下:(1)电压波动与投入的无功容量成正比,与母线电压的平方成反比。无功越大,母线电压越小,电压波动越大。(2)通过对该站远期潮流计算的基础上,确定了两种无功补偿方案,并综合考虑投切过电压和抑制谐波,最终确定方案二为最优无功配置方案。

参考文献

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计[J].信阳师范学院学报:自然科学版,2014(1):115-118.[3]范彩杰.并联电容器串联电抗率参数选择研究[D].华北电力大

学,2013.

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