对县级电网无功优化计算及设置方案的探讨文档格式.doc

1、电压质量差，既对用户造成危害，同时也影响电力企业本身。应力求使电力系统运行电压接近电力设备的额定电压，通过合理分配无功来进行电压调度，从而降低线损，产生显著的经济效益和社会效益。无功优化的目的就是使电力系统在保证电压质量的条件下，无功补偿设备的布局和配置容量最合理，无功运行的网损最小。电网在进行有功规划和建设的同时，也要切实搞好无功的电力平衡和无功运行的优化补偿。合理的无功补偿点的选择以及补偿容量的确定，能够有效地维持系统的电压水平，提高系统的电压稳定性，避免大量无功的远距离传输，从而降低有功网损，减少发电费用。而且由于我国配电网长期以来无功缺乏，尤其造成的网损相当大，因此无功功率补偿是降损措

2、施中投资少回报高的方案。一般配电网无功补偿方式有：变电站集中补偿方式、低压集中补偿方式、杆上无功补偿方式和用户终端分散补偿方式。无功优化工作，无论在规划新系统，还是改造现有系统的无功配置，以及指导现有系统的无功设备运行上，都具有十分重要的意义。因此，笔者结合所在的贵州凯里市郊供电局的电网情况及无功优化的目的和要求，对3种适合县级电网无功配置的方案进行了计算，以此作为开展实际工作的理论基础。2、电网无功优化计算内容 无功优化计算能选择电容器的安装地点、安装容量等。 35kV变电站电容补偿容量及对110kV站出线侧的功率因数影响 配变低压负荷无功损耗值及补偿容量10kV线路配电变压器无功损耗值及补

3、偿容量单条10kV线路平均负荷距离现有及补偿后的效果对比3、改善无功分布的手段及计算。3.1、35kV变电站集中补偿方式针对输电网的无功平衡，在变电站进行集中补偿，补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等，主要目的是改善输电网的功率因数、提高终端变电所的电压和补偿主变的无功损耗。这些补偿装置一般连接在变电站的10kV母线上，因此具有管理容易、维护方便等优点，网改后的县级电网中35kV变电站基本都配置了并联电容器，对10kV侧的无功负荷进行补偿，以保证35kV端电压的合格和110kV变电站35kV出线侧的功率因数合格。由于在供电网络中集中无功补偿装置均在35kV变电站10kV侧，所以我们

4、对10kV侧补偿装置对提高110kV变电站35kV出线功率因数的最终效果进行归算，以此得到最小的无功补偿量。例：现在我们以凯里市郊的35kV旁海变电站为例进行无功优化的计算。1、线路、变压器参数：1）35kV旁海变电站为110kV大坡变35kV线路306开关供电，主供线路35kV 大联线全长18.01千米，导线型号为LGJ-95/25，经过计算得出线路Rl=4.3, Xl=6.31。2）35kV旁海变电站主变为S93150kVA , SN=3150 kVA ，Uk% = 6.78，I o % = 0.484 , Po = 5 kW , Pk = 24 kW ，UN 38kV（为方便计算，首末端

5、电压均设为一致作近似计算）。3） 因 Qo = I o % SN/100 （311）Qk = Uk% SN/100 （312）折算得 : Qo15.246kvar， （变压器空载无功损耗）又因： Rt=PkUN2/SN21000 ；（313）Xt= Uk%UN2/SN10 （314）算得 Rt3.09 ， Xt =26.372、设定35kV旁海变电站主变低压侧平均负荷为:P1 = 620 kW , Q1 =285kvar, Cos1=0.909 1）、计算出主变压器损耗值：Pt = P o + （P12+Q12）/ UN2 R t （315）Qt= Qo + （P12+Q12）/ UN2X t

6、（316）其中：Pt ： 变压器有功损耗值；Qt : 变压器无功损耗值；I0： 变压器空载电流百分比；UK： 短路电压百分比；S: 通过变压器实际容量;SN : 变压器额定容量；计算出主变损耗为：Pt6.17 kW, Qt25.27 kvar2） 计算线路损耗值：线路输送功率为：PL=Pt+ P1QL=Qt+Q1得：PL=620+6.17 =6206.17kW,QL=285+47.23 =310.27 kvar,线路损耗为：PL=（PL2+QL2）/UN2RL （317） QL=（PL2+QL2） /UN2XL （318）PL=1.71 kW ,QL=2.51 kvar3）计算首端输出功率：P

7、= PL+PLQ= QL+QL p=627.89 kWQ=312.78 kvar4） 计算110kV变电站35 kV出线首端功率因数：Coscosarctg（Q/P） （319） cos0.95）为将出线功率因数cos达到规定的=0.95，故将应在线路补偿的无功容量为Q, 经计算： 6）根据就地集中补偿的原则，补偿的Q将安装在35 kV旁海变电站10kV侧，补偿后负荷情况：有功负荷不变P1 620 kW ,无功负荷为Q1= Q1Q285106.41178.59 kvar补偿后的35 kV旁海变电站功率因数由补偿前的0.909提高为cos10.95 7）由于在35kV 变电站低压侧进行补偿后线路

8、输送的功率发生变化，线路变压器的损耗也同样发生变化，故首端的输出功率按（13点）重新归算结果为：P=627.57 kWQ=205.03 kvar 其 cos= 0.951 0.95结果证明在首端计算补偿容量后，在末端进行补偿，考虑输送过程中的功率损耗的减少，得对首端的功率因数提高的效果略大于计划值。故若在设定得负荷情况下，在35kV 旁海变电站中集中补偿106 kvar以上的无功补偿装置便可使110kV大坡变35kV306线路达到要求值0.95.方案分析：1、这种方案虽然有助于保证用户的电能质量，但由于不能过度的投切，故在低谷期会出现过补情况，使无功倒送至110kV变电站，使损耗加大。2、但对

9、这种方案对下端的10kV配电网的降损起到的作用不大。3、综合以上计算结果，在10kV配电网中进行分布的补偿为较优化的选择。3.2、配变低压集中补偿方式针对低压无功负荷县级电网采用另外一种无功补偿方式是在无功负荷较重、功率因数较低、电压波动较大的配电变压器低压侧进行集中补偿，采用微机电压无功自动控制的低压并联电容器柜，容量在几十至几百千乏不等，根据配变负荷波动水平，运行参数的变化选择投入相应数量的电容器进行跟踪补偿。主要目的是提高公共配变用户的功率因数，实现无功的就地平衡，对配电网和配电变的降损有一定作用，也有助于保证该配变用户的电压水平。笔者所在的凯里市郊电网100kVA及以上配变共有41台，

10、共分布在 16 条10kV线路上，根据对配变无功负荷电量的统计分析计算（由于凯里市郊电网没有安装配变无功考核表，则采用配变动力电量作为配变的无功电量的估算法），来决定是否安装无功装置和需补偿的容量。以下为龙场镇公变作为计算的示例：龙场集镇配变容量为200kVA, 今年最高月电量为98000 kWh，动力电量为52000 kWh由于在配变低压侧未安装无功电表，根据经验值，故无功电量选用该配变三相动力电量有功电量20来进行近似计算，1）、通过历史电量计算平均功率平均有功 月有功电量 / 720小时平均无功 月无功电量 / 720小时 平均有功 98000/720 = 136 kW平均无功 （520

11、00+9800020%）/720= 99 kvar2）、计算功率因数Coscosarctg（Q/P）cosarctg（99/136）0.83） 计划提高功率因数须补偿值提高到0.9Q=33.5 kvar提高到0.95Q=54.7 kvar经过对补偿装置投资及负荷发展的考虑，选择功率因数提高到0.95的方案，故安装20kvar3。3.3、10 kV线路柱上补偿方式对配电系统来说，除了专用变及容量较大的公共配变之外，还有许多小容量的公用变没有进行低压补偿，使得补偿度受到限制。10千伏线路送出端或配电，大多变压器均没有配置补偿装置，致使10千伏送出端功率因数COS值很低。其主要原因是众多的小容量配电

12、变压器时常在低负荷下运行，众多配变的空载及漏磁损耗、家用电器的无功耗用迭加起来占据了10千伏线路送出的大量无功功率，致使COS值达不到规定要求，线损也大大增加。之所以在现有的补偿方式中最难以解决的就是小容量、低负载率的公共配变。这些大量存在的公用变压器没有进行低压补偿，补偿度受到限制。由此造成很大的无功功率缺口需要由变电站或发电厂来填，大量的无功功率沿线传输，配电网网损居高难下，即便首端的功率因数合格但无功传输距离上长的问题并没有解决。为取得较好效果，可以针对性的在配电系统杆上进行无功补偿。因此可以把10 kV户外并联电容器安装在架空线路的杆塔上（或另行架杆）的方法来进行无功补偿，以提高配电网

13、功率因数，达到降损升压的目的。由于线路无功损耗较小，计算也较为复杂故，在此不进行考虑。另外考虑防止无功倒送的问题，无功倒送会增加配电网的损耗，加重配电线路的负担，是电力系统所不允许的。尤其是采用固定电容器补偿方式，则可能在负荷低谷时造成无功倒送，之所以现就10kV 配电系统中配变变压器在不同负载情况下消耗的无功功率进行详细计算，作为柱上高压补偿装置选择容量的依据，并根据配变的平均负荷距离来选择集中补偿装置的安装地点。最后还对加装柱上补偿装置后的提高无功优化取得效益进行对比。由变压器无功功率损耗公式为：QT : 配电变压器无功损耗值；我们通过调取配电变压器的标准参数输入上述计算公式进行10kV线路的计算得到选择固定补偿的容量方案，以下我们就10kV白鸭线（001）为试点进行计算案例：（表1）线路名称：10kV白鸭线 配变：20台 容量：3740kVA