濱海地區區域電網無功補償經濟效益評價

李玲 顧永強 畢新忠（勝利油田分公司樁西采油廠）

濱海地區電網為孤東、樁西和海洋三個采油廠提供電力供應，供電量占油田電網15%左右，系統負荷主要為0.4 kV 低壓電動機驅動的抽油機和6kV高壓電動機驅動的注水電動機，而電動機的負荷功率因數低，空載或輕載時功率因數0.3~0.5，額定運行時功率因數為0.8左右，造成了較大的無功電流，而這些增加的傳輸電流流過配電網時，在回路的等值電阻上產生線損，造成了電能的浪費。

為減少線損通常的做法是進行就地無功補償[1]。就油田電網的實際情況，無法通過計量法直接算出線損減少量，即進線電源側與負荷側電量在同一段時間內相減。如統計某110kV 線路2010年度內從上級進線出口到本站電量差，小于1.27%，可見由于計量誤差較大導致進出計量差為負數，補償效果也就無法通過計量表得出，因此計量法不具有效性。通過計算的方式，建立適合濱海地區區域電網運行實際的損耗計算方法，評價無功補償的經濟效益。

1 油田區域電網無功補償情況

1.1 線損范圍

從產權管理范圍來說，勝利油田電力總公司主要管理著各電壓等級的變電站，35~110kV 電源進線（包括濱海地區電網），另外還有少量的非油井負荷的6kV 線路。變電站數量多、電源進線較短，線徑也較合適，負荷相對集中。購進和售出電量是從某220kV 樞紐變電站通過110kV 和35 kV 出口購進電量，經過變電站變壓器降，再從35 kV 或6kV油井出口售出電量，線損主要集中在各站主變和進線上。

1.2 無功補償情況

盡管各濱海地區各采油廠在6kV 線路、負荷集中的供電區塊安裝了電容補償器，但由于故障以及無法實現無功自動投切等原因，所裝電容只能按最小負荷考慮，導致部分6kV 油井出線功率因數也不高，在0.65~0.85之間。各注水站運行的高壓電動機的功率因數普遍在0.83左右，這些單臺電動機功率在1600~2200kW 范圍內，共計電動機35臺，總容量達到67650kW ，經常性運行電動機15臺，實際運行功率在21 600kW 。統計無功負荷，整個濱海電網所有無功功率需量總計為25 000kvar，這些無功由各變電站母線電容提供補償所需無功負載。

1.3 電網的實際運行方式

目前，濱海地區各變電站的電源進線方式為雙電源，除檢修、事故處理等情況外，一般都按常規方式運行。主電源進線帶負荷，副電源進線充電運行。統計某110kV 變電站2010年兩條進線運行時間：電東線運行時間8749小時38分鐘，雙東線運行時間10 小時39 分鐘，主進線運行時間達99.88%。可見，可以忽略副進線損耗，認為進線損耗集中在主進線上。另外，各站所帶油井負荷比較恒定，主變運行方式根據負荷大小固定為并列或分列運行。因此，可以將進線和主變等值電阻ΔRj視為一定值，這樣簡化了實際計算，更具有可操作性。電容器根據6kV 無功需求，投入容量比較固定電容組。根據濱海電網實際運行情況，一般不改變運行電容組的容量，但隨著季節性負荷的變化，采取一段電容單獨運行或兩段電容共同運行，有時也對電容運行投入組數進行改變，使進線功率因數滿足要求，因此實際運行電容功率Qc為分段定值函數。

2 濱海地區區域電網無功補償經濟效益分析

2.1 減少的線損

如果不進行無功補償，負荷所需的有功和無功均由電源進線提供，這樣電源進線上流過電流I1；當進行就地無功補償后[2]，負荷所需的無功部分由變電站補償電容提供，電源進線上流過減少為電流I2。

相應地，電源進線上的損耗功率ΔP 由原來的Δp1=ΔR 下降為Δp2=ΔR，則線損減小量

式中：

P1——補償前進線功率，kW ；

P2——補償后進線功率，kW ；

I1——補償前進線電流，A ；

I2——補償后進線功率，A ；

Q1——補償前的進線無功，kW ；

Qc——補償后的進線無功；kW ；

ΔR——進線等值電阻，Ω；

Δp——電源進線上的損耗功率，kW ；

U——電源進線電壓，V。

2.2 無功補償平衡點

在實際運行中，運行電容也有損耗，實際節省的有功為

式中：

pc——電容器補償功率，kW 。

◇當電壓等級為110kV 時，Q1＞30 250/ΔR；

◇當電壓等級為35 kV 時，Q1＞30 62.5/ΔR；

◇當電壓等級為6kV 時，Q1＞90/ΔR （ΔR 為折算到相應電壓等級的等值電阻）。

當進線無功滿足上述條件，才有補償的經濟價值。

2.3 實際減少的線損電量

對于一段時間內的損耗電量減少量

式中：

ΔW——損耗電量減少量，kW h；

Qci——在某一段時間內投運固定容量電容組的無功，kW ；

Vi——投運補償無功后一段時間內進線的無功電量，kW h。

3 濱海地區區域電網無功補償經濟效益計算

從式（2）得出的結論為補償和損耗減少量均發生在同一電壓等級下，實際上電容補償在6kV側，而損耗發生在主變、35 kV 進線或110kV 進線上，其中還涉及到三線圈變壓器，因此還需要根據變電站實際情況進行界定：將所有電壓、電阻值折算到高壓，在計算35 kV 變電站損耗減少量時，電壓U 取35 kV；在計算110 kV 變電站損耗減少量時，電壓U 取110kV；為進線回路的電阻與主變折算到高壓側的電阻值之和，三繞組主變等效電阻只與高低壓側有關，與中壓側無關；因為變壓器本身的無功消耗和三繞組變壓器中壓側無功需求，可將Vi統一取為兩臺主變6kV 側無功電量之和。

對于整個濱海地區電網的進行無功補償的有功損耗減少量的計算中要以各站為單元，在各站的計算中要以投運電容無功曲線進行分段計算，然后將各個分段損耗減少量進行累加，即可得到該站在某一時段內的損耗減少量，然后以此方法算出各站損耗減少量，最后匯總出濱海電網某一時段內的損耗減少量，也就是進行無功補償后產生的經濟效益，下面是兩個經濟效益計算案例。

1）仍以該110kV 變電站為例，計算該站2007年度電容投運后本公司內線損減少量。該站電量從220kV 變電站購進電量，從本站6kV 計量電量，另有35 kV 出口。但不作為關口計量，而是從各出口所帶35 kV 變電站的6kV 側出口計量電量。本站線損計算主要集中進線和主變上。

主進線名稱：主進長度25.76km，線型參數：LG J F-240/40，0.13Ω/km；主變2臺，運行方式為并列運行，主變型號S FS 7-31500/110，計算出進線等值電阻ΔR 為4.42Ω。驗證結果電容補償經濟效益為負。實際線損減少量為47213kW h。

2）以某35 kV 變電站為例，計算該站2011年度電容投運中本公司內部線損減少量。該站主電源為上述110kV 變電站，因此線損主要集中110kV進線和主變，35 kV 進線和主變上。主進線長度2.85 km，線型參數：LG J -150，0.21 Ω/km；主變2臺，運行方式為并列運行。主變型號S F7-10000/35。計算出進線等值電阻ΔR 為1.39Ω。驗證結果電容補償經濟效益為正。實際計算損耗減少量為15 798kW h。

4 結束語

在進行無功補償前，首先要評價區域電網的無功補償經濟效益，驗證無功負荷是否達到經濟效益平衡點。特別是隨著變電站電壓等級越高，所要求的無功負荷越大。否則盲目進行無功補償，對區域電網不僅不會產生好的經濟效益，還會增加額外的損耗。

[1]蔡敏.電網無功補償方式的探討[J].華中電力,2004(2):35-37.

[2]李云臺,徐進義.電網的無功經濟當量與無功補償效益[J].中國電力,1996(10):52-53.