變電站無功優化問題研究

郭剛

摘要：無功補償技術在電力系統中被廣泛應用。闡述當前變電站在無功優化方面存在的主要問題，介紹變電站無功優化補償容量的確定原理，提出實現變電站無功補償的最優控制方案和控制流程，以期為變電站無功優化提供參考。

關鍵詞：無功優化；變電站；問題；研究

中圖分類號： TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1674-1161（2014）12-0024-02

變電站是電力系統中一個必不可少的環節，在電力輸送、分配和使用過程中發揮著重要作用。無功補償技術在改善終端電壓水平、提高配電網功率因數、降低有功損耗及提升電力企業經濟效益等方面都具有非常重要的現實意義，因此，無功補償技術在電力系統中得到了廣泛應用。

1 變電站在無功優化方面存在的問題

當前變電站在無功優化方面存在著一定的問題。以安裝了主變壓器（S9-10 000 kVA/35 kV）的變電站為例：在空載和滿載的區間內，變壓器的無功損耗為80～830 kVAR，按照《110 kV及以下縣級配電網無功優化補償技術規范和典型應用模式》的相關規定，補償容量為變壓器容量的10%～30%，據此補償容量為1 000～3 000 kVAR。如果在變壓器二次側母線上安裝功率因數控制器對電容進行投切，當功率因數達到0.98時，功率因數控制器就會通過自動裝置將電容切除，此時只有負荷側無功功率能夠得到平衡，其他的無功功率不能得到平衡。在變電器二次側母線上安裝這么大的電容，只能解決變壓器功率因數的問題，對于電壓質量改善和電能損耗基本沒有作用，這是一種十分不科學的做法。

2 變電站無功優化補償容量的確定

配電網無功優化必須遵循的基本原則是：統一規劃，合理布局，分級補償，就地平衡。變電站進行無功補償也要按照這個原則，不能單純強調在某一個設備或某一個單元上進行無功補償，而要兼顧總體效果。因此，變電站的無功優化要先在母線的功率因數達到相應指標要求（即在配電網的其他環節進行了隨機、隨器、配電線路等分級補償）的情況下進行。為了使變電站主變壓器的一次側能夠達到標準，要考慮差額部分和主變壓器無功損耗部分的總和，按式（1）計算：

Qc=ΔQBk+ΔQBf+∑Qfi （1）

式中：Qc為變電站二次側母線無功補償容量，kVAR；ΔQBk為變壓器空載無功損耗，kVAR；ΔQBf為變壓器負載無功損耗，kVAR；∑Qfi為變壓器一次側達標所需無功不足部分，kVAR。

由式（1）可知：變電站主變壓器負載無功損耗ΔQBf與負載率的平方成正比，考慮到無功優化容量應滿足最終發展要求（負載率=1）；為供電區域內各饋出線路功率因數達標（cosφ1=0.90）與主變壓器最大負荷時高壓側功率因數達標（cosφ2=0.95）時的二次側無功需補償部分的差值。由此得式（2）：

Qfi=1.05Pzd（tgφ1-tgφ2） （2）

式中：1.05為考慮主變壓器允許過負載的系數；tgφ1為主變壓器二次側cosφ1=0.90時的正切值，故tgφ1=0.484；tgφ2為主變壓器二次側cosφ2=0.95時的正切值，故tgφ2=0.329； Pzd為主變壓器滿負載時的最大有功功率，kW。則：

Qfi=1.05 Se cosφ2 （tgφ1-tgφ2）=0.155 Se （3）

3 實現變電站無功補償的最優控制方案

3.1 變電站無功補償最優控制約束條件

變電站無功補償容量的控制應當考慮以下3個不等式的約束條件：

Uimin

Qcimin

cosφimax≮cosφi≮cosφimin （6）

由式（4）—（6）可知：無功補償控制容量在不大于最大負荷時無功需求的情況下，應當滿足最低負荷的無功需求；母線電壓正負偏差的絕對值之和不能夠超過標稱電壓的規定值（若考慮系統原因，母線電壓長期偏高時可適當提高正偏差）；主變壓器的高壓側功率因數，在最大負荷的情況下不能夠低于0.95，在最低負荷的情況下不能夠高于0.95。

3.2 變電站主變壓器一次側采樣的無功補償控制方式

如果選擇在主變壓器一次側母線上安裝電壓和電流互感器等設備進行數據采集，主變壓器二次側無功補償方式的選擇必須符合主變壓器一次側的電壓和功率因數不等式的約束條件。其中一組采用固定補償方式，即QCG=0.90ΔQBk，這樣即使在變電站負荷很小或者空載狀態的情況下，也不會出現過補現象（此補償不受電壓或功率因數不等式約束的控制），可以按照無功需求的大小，通過分組自動投切或平滑調節等方式控制其余補償。

3.3 變電站主變壓器二次側采樣的無功補償控制方式

當變電站主變壓器容量相對較小的時候，通常在主變壓器一次側不設計安裝電壓互感器和電流互感器，因此只能在主變壓器二次側設計安裝電壓互感器和電流互感器，采集電壓、功率因數和無功負荷等數據。這時要充分考慮2個條件，即主變壓器二次側電壓不等式約束條件和二次側采集的數據折合到一次側的功率因數和無功需求不等式約束條件，來選擇無功補償的最優控制方式。主變壓器二次側折合到一次側的功率因數：

cosφ1=cos

arctan （7）

式中：ΔP0為變壓器空載有功損耗，kW；ΔPK為變壓器負載有功損耗，kW；QCD為變壓器二次側折合到一次側的補償容量，kVAR。

補償容量按照式（8）來確定：

QCD=0.9ΔQBK+（）2ΔQBF+QDC

=0.9ΔQBK+ΔQBF+PD（tgφD1-tgφ2） （8）

式中：PD為主變壓器二次側在一定的時間內實際采集的有功功率平均值，kW；QD為主變壓器二次側在一定的時間內實際采集的無功功率平均值，kVAR；tgφD1為主變壓器二次側在一定的時間內實際采集功率因數平均值的正切值。

由以上分析計算可知，主變壓器二次側通過選擇切實可行的無功補償方式，功率因數可以提高到一個比較理想的水平。但問題是，即使這個功率因數達到了0.95，在主變壓器二次側不再通過其他方式來補償主變壓器本身消耗的部分無功，主變壓器一次側的功率因數仍不能按照標準達到一定的要求。

4 變電站無功優化自動化系統的實現

對于變壓器負荷側無功不足部分和變壓器自身無功損耗所需要的無功，可根據不同的情況，在變壓器一次側和二次側安裝電流互感器和電壓線感器采集數據，計算補償容量，并通過自動控制裝置切入電容，從而實現就地補償。使主變壓器二次側功率因數超前運行，實現無功倒送，可以補償主變壓器的無功損耗。但經分析計算可知：當cosφ=0.95時，無功分量在變壓器繞組電阻上產生的有功損耗比有功分量在變壓器繞組電阻上產生的有功損耗小約9倍。因此，為了實現就地平衡，可以把電容和自動控制設備安裝在主變壓器二次側，在功率因數為1.00的基礎上，再補償主變壓器的無功損耗部分。但是從投入費用角度考慮，這顯然不夠科學、經濟，因此各地要根據自身情況適當選用該方式。

變電站的無功優化自動化控制系統，首先要按照3個不等式約束條件要求，根據采集的數據計算出無功需求的大小，再通過自動控制裝置進行投切電容。以往的看法是，在滿足電壓約束條件的情況下，按照功率因數的大小進行投切；但實際上，在變電站處于高峰負荷時，無論功率因數的值是多少，無功功率仍然是相當大的，再怎么補償也達不到預想的效果。以常用的S9-10 000/35 kVA變壓器為例，設計的無功功率在滿載的情況下（cosφ=0.95）為3 122 kVAR，因此在功率因數較高的情況下，通常不會太重視無功功率，而實際上功率因數還有許多節能潛力可以挖掘。

5 結語

當前，我國配電網無功功率的考核方式主要是通過在配電網中安裝多功能檢測儀表，其轉向都是正轉的，無功功率吸收或倒送的越多，多功能檢測儀表就轉向的越多，功率因數顯示的就越低。按照規程規定，主變壓器二次側補償的無功功率或者隨主變壓器低壓側補償配變無功功率與多功能檢測儀表考核的方式是矛盾的。本文所研究的變電站無功優化自動化系統在固定補償方面是按照“就地平衡”的原則完成的，但是不能用單一的辦法解決所有問題，只能通過各處變電站的實際情況，選擇較為恰當的方式，從主變壓器二次側進行補償。主變壓器在空載時段或者是二次側功率因數為1.00的情況下，才能不斷地向變壓器倒送無功，其余情況都是補負荷側的無功不足部分。無功補償的有效、科學、“就地平衡”與無功計量考核方式的矛盾，有待于進一步研究與探討。

參考文獻

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