0216八仙筒无功补偿规划.docx

1、0216八仙筒无功补偿规划八仙筒供电区电网无功优化方案奈曼旗农电局二八年二月八仙筒供电区电网无功优化方案一、目的与要求经过几年的电网改造，八仙筒供电区的电网得到了较大改善。但由于对农村电网的无功电力规划和建设不够重视，八仙筒供电区电网无功电力没有与有功电力协调发展，该地区电网无功功率缺额很大，无功电力不足，电网的功率因数偏低，电压质量差，合格率低，供电设备效率低，供电线损率高，不仅影响经济效益，而且已经越来越不能适应当今电能质量管理的要求。这也是奈曼电网普遍存在的问题。为加强八仙筒地区电网无功补偿和电压调控能力，根据奈曼旗电网无功规划特制定八仙筒供电区电网无功优化实施方案。通过该方案的实施，从

2、根本上提高该地区电网无功综合管理水平，提升电网经济运行水平和电压质量。同时，为奈曼电网的无功优化提供实施依据，积累经验，起到典型应用的示范作用。二、电网及无功现状(一)电网及无功现状八仙筒供电区现有66KV变电所一座，由66KV奈八甲、乙线供给电源。供电区电网基本情况如下：1.66KV变电所基本情况变电所基本情况如表-1表-1 66KV变电所基本情况主变压器10KV出线间隔电容器型号数量容量MVA可出已出台数容量KVAR型 号S716.305512250BFMHX11/3-(1125+1125)-3WS913.152. 66KV输电线路现状66KV输电线路基本情况如表-2表-2 66KV输电线

3、路基本情况序号线路名称线路起止亘长(KM)回长(KM)导线规格1奈八甲线 奈一变-八仙筒变 49.23 49.23 LGJ-150/252奈八甲乙线（同杆架）316（319）-326（329）1.55 3.09 LGJ-150/251-202.82 5.64 LGJ-150/253奈八乙线 奈一变 -八仙筒变 48.82 48.82 LGJ-150/25 LGJ-70/10合计102.42106.783.10KV配电网现状截至目前，八仙筒供电区10KV配电系统共有馈线5条，总长333.86km，10KV线路分散补偿电容器29台/1.36 MVar；装设配变350台/20.486MVA，随器低压

4、集中补偿电容器168kVar。在实际系统运行中， 10KV配电网还大量存在导线截面较小，深入负荷末端，供电能力低，10KV线路分散补偿电容器不足、配置不合理，电压合格率低和线损率高的问题。10KV配电线路基本参数统计见表-3。表-3 10KV配电网基本参数序号10KV线路配电变压器10KV线路电容器线路名称长度KM导线型号台数容量台数KVAR1八得线61.6 LGJ-95112 7988 10 550 2八林线28.1 LGJ-7037 2120 3 100 3八孟线81.7 LGJ-7068 3735 5 275 4八衙线107.5 LGJ-70130 6348 11 435 5八铁线55.

5、0 LGJ-503 295 合 计333.863502048629 13604.低压电网现状供电区内共有低压台区350个，低压线路长634.04km，配电变压器低压集中补偿168kVar，低压电网普遍存在供电半径长（超过0.5 Km以上），线路设施老化，导线截面小，随器、随机补偿严重不足，电压合格率低，电网损失大，影响农、牧民生产生活的正常用电，电网运行不经济。（二）电网无功现状分析与评估近几年，通过电网改造项目的不断补充完善，八仙筒供电区电网的供电能力得到不断提升，电网安全性、可靠性都有了较大提高，电网损失也在不断下降。但是，由于电网改造忽视了无功电源的建设，电压低、网损大的问题没有彻底解决

6、，而且随着工农业生产用电规模不断扩大，用电量的日益增长和用电结构的变化，使得电力供需出现新的矛盾。1.电网负荷分析负荷增长快，有功电源建设要满足用电需求，无功电源建设必须及时跟进。负荷特点是季节分布不平衡，峰谷负荷落差大，对无功电源建设提出较高要求，日负荷特点要求无功补偿装置及时频繁投合，否则会出现倒送无功。2.电网损失分析变电所10KV母线在春灌、夏浇等负荷高峰功率因数偏低，电压偏低；各10KV出口更为严重。07年6月23日负荷高峰时，变电所10KV母线日平均功率因数在0.9以下，10KV各出口功率因数均低于0.9以下。分析：电网损失主要集中在10KV以下配电网，配电线路分散补偿不足，造成负

7、荷高峰功率因数偏低，无功损耗增长；随器补偿严重不足，配电变压器消耗无功不能就地补偿，消耗电网输送无功；低压网损失比重最大，大部分低压电网未得到改造，电网状况差是一主要原因，但低压随机补偿不足也是主要因素，尤其是农业排灌、农村米面加工厂、工矿企业等感性负荷集中的台区尤为明显。3.电能质量分析变电所10KV母线在春灌、夏浇等负荷高峰电压偏低，各10KV线路末端电压更低，末端配变台区的电动机部分甚至无法启动，照明电源最低达到160V。2007年6月中旬负荷高峰期间，变电所10KV母线电压偏低；负荷低谷时期，变电所10KV母线电压偏高，尤其是在每日22：00至次日6：00时段内，10KV母线电压及出口

8、电压大部分超过11千伏。分析：受季节性负荷影响，春灌、夏浇农业排灌负荷高峰季节，电压偏低；季节负荷高峰过后，电压明显升高。日负荷特点在负荷高峰季节昼夜变化巨大，白天负荷大电压低，晚上负荷（主要是农灌负荷）大幅下降，又造成10KV电压升高超过上限。再有变电所主变调压为无载调压，因此不能及时地调整主变分接开关，电压非高既低，很难控制在合格范围内。4.电网无功补偿现有装置分析与评估分析评估：10KV线路分散补偿电容器29台/1.36 MVar，部分电容器损坏，自动投切装置大部分不能使用。根据10KV配电网现状，供电所10KV线路供电半径都较长，负荷较轻。可采用自动投切无功补偿装置在线路上进行补偿。配

9、变低压侧随器集中补偿数量少，用户随机补偿基本没有，不能实现就地平衡，消耗大量无功得不到补偿，无功缺口很大。各级电压电力网无功补偿不足，无功缺口大，电压质量低，电网损高，是八仙筒电网面临的实际问题。对八仙筒电网无功电源的合理配置和对无功负荷的最佳补偿,提高该地区电网电压水平和提高电力系统运行的稳定性,降低有功网损和无功网损,使电力系统能够安全经济运行，是亟待解决的问题。三、电网无功优化方案（一）目标及任务 根据奈曼旗八仙筒地区电网现有实际状况及电网“十一五”建设规划情况，统筹考虑设备状况及负荷情况，因地制宜选用经济实用的无功优化补偿模式，积极采用新技术、新设备，有效推动无功补偿设备运行实用化，达

10、到改善供电电压质量、降低网损，运行费用最小及节省投资费用目的,达到如下目标:66KV变电所主变压器二次侧功率因数在0.95及以上,10KV出线功率因数在0.9及以上；10KV公用配电变压器二次侧功率因数在0.85及以上；农业用户配电变压器低压侧功率因数在0.85及以上；l00KVA及以上容量的用户变压器二次侧功率因数在0.9及以上；10kV三相供电电压允许偏差为标称系统电压的7%。10kV电压正弦波畸变率应小于等于4;低压用户端无功优化补偿目标：380V三相供电电压允许偏差为标称系统电压的-7% - +7%；220V单相供电电压允许偏差为标称系统电压的-10%-+7%。电压正弦波畸变率应小于等

11、于5%。（二）电网无功补偿原则及方式1.补偿原则（1）坚持“全面规划、合理布局、全网优化、分级补偿、就地平衡”的原则，结八仙筒电网设备及负荷情况，以提高功率因数、改善电压质量，降低网损为目的进行全网无功优化计算，确定最优补偿点和最佳补偿容量，并应将已有无功补偿设备配置作为初始条件纳入优化计算，充分利用已有设备资源。（2）集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主。根据就地平衡的原则，对配电网逐级进行无功补偿。重点要在配电线路、配电变压器的低压侧及电力用户进行分散补偿和就地补偿。（3）降损与调压相结合，以降损为主。按最优补偿容量进行补偿，首先满足调整电压的要求，最终补偿容量的选择应着重按降低线损的

12、要求来考虑。（4）供电企业补偿与用户补偿相结合。因电网无功约5060的无功功率消耗在用户方面，尽量在用户设备端补偿，实现就地平衡。（5）无功补偿设施应便于投切，积极采用动态补偿等新技术、新设备，有效推动无功补偿设备运行实用化。2.补偿方式电网无功补偿方案有变电所集中补偿、10KV配电线路分散补偿、配电变压器随器补偿和用电设备随机补偿。如下：根据以上常用无功补偿方案的分析、讨论，八仙筒地区电网四种补偿方案的特点和基本性能如表-4所示。 表-4 补偿方案性能比较表补偿方式变电所集中补偿线路分散补偿低压集中补偿用户终端补偿补偿对象变电所无功需求10kV线路无功需求配变无功需求终端用户无功需求降低损耗

13、有效范围变电所主变及输电网10kV配电网配变及配电网整个电网改善电压效果较好较好较好最好设备利用率较高较高较高较低通过对以上四种方案的比较，结合八仙筒地区电网结构、负荷性质及其无功分布状况，主要采用变电所集中补偿、10KV线路分散补偿和配电变压器低压集中补偿、用户随机补偿相结合的方式进行无功补偿。（三）补偿实施方案及应用模式选择1.变电所集中补偿变电所集中补偿装置电容器为2007年11月改造投运，容量占现主变总容量的23.8%，为固定补偿模式。主变增容改造后，有补偿容量仍占13.8%，满足国家电网公司110KV及以下县级配电网无功优化补偿技术规范和典型应用模式的“补偿容量一般在主变压器容量的1

14、0%30%”的技术要求，变电所集中补偿装置在主变容量不超过20000KVA的情况下不需增容改造。表-5 变电所集中补偿情况表主变压器10KV集中无功补偿现状情况十一五电网规划情况现状情况型号数量容量 MVA型号数量容量 MVA容量 KVAR型号补偿模式S716.3S716.32250BFMHX11/3-(1125+1125)-3W模式CS913.15SZ111102.配电网分散补偿（1）无功补偿容量2007年6月份为八仙筒变电站全年最大负荷月，按配网无功补偿优化要求，补偿后将各10KV出口线路功率因数目标设定为0.95，最大补偿容量按QCzd=PCzd (tg1- tg2)=AP/t(tg1-

15、 tg2)计算，式中： QCzd 最大补偿容量AP 月有功电量t 最大负荷月损耗小时数，农村配电网月最大负荷小时数取t=200小时tg1对应实际功率因数cos1的正切值tg2对应目标功率因数cos2的正切值。八仙筒各条10KV线路无功补偿容量情况如下表 表-6 10KV线路补偿容量情况表序号线路 名称07年6月运行情况无功优化情况有功电量 （KWH）无功电量 （KVARH）功率因数要求达到 功率因数需补偿容量（KVAR）1八得线896920 586450 0.84 0.95 1426 2八林线217220 121820 0.89 0.95 260 3八孟线 427180 219420 0.89

16、 0.95 393 4八衙线 740800 385160 0.87 0.95 681 5八铁线51000145920.960.95合 计 2333120 1327442 2760 （2）补偿装置配置原则及典型应用模式选择几条10KV线路供电半径均超过10km，并且供电电压质量较差，宜装设线路无功补偿装置进行集中补偿。无功补偿沿10KV线路分散布点，一条主干线路补偿点一般不大于3处，至少有一处采用自动投切装置。大分支线路（电流为出口线路电流25%及以上）也按主干线考虑，在其无功负荷中心进行补偿，补偿点不大于2处。根据国家电网公司110KV及以下县级配电网无功优化补偿技术规范和典型应用模式技术要求

17、，八得线、八衙线线路供电半径长、负荷重、功率因数低应采用模式A，即配电变压器随器补偿和10千伏线路分散补偿相结合；八铁线负荷较轻，供电半径较短，采用模式B,即在配变低压侧进行集中补偿；八孟线、八林线采用模式C，在线路上进行分散补偿。100kVA及以上配电变压器进行无功补偿，并采用自动控制装置。应用模式A时，100kVA以下配电变压器也要部分进行随器补偿。在用户终设备端安装随机补偿，尽量实现就地平衡。低压用户电动机随机无功补偿容量应以电动机负载大小、负载特性、满载功率因数的高低为条件进行确定，应以不向电网反送无功，或在电网负荷高峰时不从或少从电网吸收无功为原则，一般情况下大于7.5KW的电动机必

18、须进行随机补偿。 按以上原则，八仙筒供电区配电网无功补偿实施方案确定如下:表-7 配电网补偿实施情况表序号10kv线路配电变压器出口线路无 功需求情况无功补偿优化情况线路 名称长度 (KM)导线 型号台数容量达到功率因数补偿容量 KVAR配变随 器补偿KVAR10KV线 路补偿KVAR改造 方式应用 模式1八得线61.6 LGJ-7011279880.96 1426 720600 改造A2八林线28.1 LGJ-70 3721200.96 260 240 改造C3八孟线 81.7 LGJ-706837350.96 393 360 改造C4八衙线 107.5 LGJ-7013063480.96

19、681 200480 改造A5八铁线55.0 LGJ-50 32950.96 B合 计333.9 350204862760 9201680 表-8 配电线路沿线无功补偿点分布情况表线路名称序号补偿容量（KVAR）安装位置补偿方式八得线1 150 八得线主干56#杆静止补偿2 150 八得线主干114#杆自动投切3 150 八得线主干159#杆静止补偿4 150 八得线他西分线47#杆静止补偿八林线1 120 八林线主干39#杆自动投切2 120 八林线万亩田分线33#杆静止补偿八孟线1 120 八孟线主干56#杆自动投切2 120 八孟线主干185#杆静止补偿3 120 八孟线乌兰章古分支128#杆静止补偿八衙线1 150 八衙线主干71#杆静止补偿2 120 八衙线主干134#杆自动投切3 120 八衙线好硭分支68#杆静止补偿4 90 八衙线好硭分线提毛支线毛图T接10#杆静止补偿八铁线1 合 计1680 奈曼旗农电局 二八年二月