1 000 kV變電站無功補償裝置接入中壓側方案研究及經濟性評價

程臨燕，鄭 蘭，楊仁花，馬 翀，劉 菲，朱 蕓

(1.中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司，北京 100011；2. 國網經濟技術研究院有限公司，北京 102209；3. 中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075)

0 引言

我國目前在運的1 000 kV變電站無功補償裝置均安裝在主變壓器低壓側[1-6]，該技術方案符合常規變電站以往運行習慣，有成熟的110 kV 開關設備，且設備費較低(以下簡稱“常規方案”)。但該方案也存在一些弊端，如：主變壓器低壓側回路的設備種類多，運行維護工作量大；110 kV 無功補償的單組容量易受到電壓波動及開關切合短路電流能力的限制；為滿足110 kV 側電壓波動需求，1 000 kV主變壓器配置了調壓補償變，增加了設備投資和占地；110 kV 無功補償回路一般采用負荷開關(hybrid gas insulated switchgear，HGIS)或帶選相合閘裝置的瓷柱式斷路器，HGIS(無法開合短路電流，瓷柱式斷路器使用壽命相對較短。同時經過調研，國外部分地區習慣于將變電站無功補償裝置安裝在變壓器中壓側，令國內企業開展業務時無法照搬原有經驗。

針對上述問題，本研究首次提出特高壓交流變電站采用中壓側接入無功補償裝置的方案[7]。該方案可以起到提高單組電容器、電抗器容量，減少總平面的占地面積，減輕運行維護工作量，降低全壽命周期內運行成本等作用。特高壓交流變電站采用中壓側接入無功補償裝置后，主變壓器的檢修與無功補償裝置的投退將無必然聯系，無功補償裝置可根據系統實際需求靈活調度，從而大幅提高變電站運行的安全可靠性。

本文提出無功補償接入中壓側的三種接線型式，通過比較系統可靠性、經濟性，給出中壓側推薦方案；然后基于常規方案、中壓側推薦方案計算初始投資、占地面積、設備年損耗；最后采用費用現值法對兩個方案進行經濟比較分析。

1 接線型式研究

1.1 系統要求

根 據 Q/DG 1—A011—2008《1 000 kV 變電站設計技術導則》10.2.2條：投切一組補償設備所引起的變壓器中壓側的母線電壓變化值，不宜超過其額定電壓的2.5%；低壓側的電壓波動水平控制在5%的水平以內。

常規特高壓變電站無功補償配置于110 kV母線，為了投切時滿足電壓波動要求，單組電抗器容量采用240 Mvar，單組電容器容量采用210 Mvar。

隨著無功分組所接母線由110 kV改至500 kV，電壓波動限制因素也由110 kV的5%轉移至500 kV的2.5%。由此，可調整原單組無功補償裝置容量。經系統仿真計算，推薦無功補償裝置設置在中壓側方案為：單組電抗容量不大于480 Mvar；單組電容器容量不大于420 Mvar。

1.2 接線型式

參考換流站交流濾波器組接線方式，本文無功補償裝置接入主變壓器中壓側的電氣接線擬采用如下三種方案：

方案一(16小組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，各自經斷路器直接接于500 kV母線(如圖1所示)。該方案無功組數配置及布置較為靈活，不需設置500 kV主母線及其母線設備；若某一組無功補償回路進線斷路器檢修，僅該回路電抗器或電容器需要退出運行，不會出現全部無功退出運行的情況，但若某組無功補償裝置斷路器拒動，將導致所連接母線停電，增加了500 kV母線檢修停運的幾率。當無功組數較多時，對母線影響較大。因該方案降低了系統可靠性，因此不推薦。

圖1 無功補償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案一，16小組方案)

方案二(8大組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，組成8大組(每大組包含1小組電容器、1小組電抗器；小組不設置斷路器僅設置隔離開關，接入本大組無功母線)，每大組設置1臺斷路器接入500 kV母線(如圖2所示)。方案二小組不設置斷路器僅設置隔離開關，主要考慮電容器與電抗器不會同投，此方案相比方案一，可節約500 kV GIS斷路器50%，但需單獨增設500 kV無功母線及其母線設備。增加的500 kV母線設備費用遠低于節約的500 kV GIS斷路器費用，該方案經濟性較高，且安全穩定性高于方案一。同時，大組經1臺斷路器接入500 kV母線，該斷路器需配置選相合閘功能，可參照換流站接交流濾波器組回路的斷路器(其均已配置了選相合閘功能)配置方案，保障了技術可行性。

圖2 無功補償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案二，8大組方案)

方案三(4大組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，組成4大組(每大組包含2小組電容器、2小組電抗器；小組設投切斷路器)，接入本大組無功母線，再接入交流配電裝置3/2斷路器接線串(如圖3所示)。方案三小組增設投切斷路器，負責無功補償的投入和切換，串內斷路器切合故障電流。該方案相比方案二減少了大組數量，且大組接入交流配電裝置3/2斷路器接線串，減小了500 kV母線檢修停運幾率，可靠性較高。但因此增加的斷路器設備費用是方案二的2.75倍，經濟性較差。

圖3 無功補償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案三，4大組方案)

1.3 電氣總平面布置

以占地面積約11.89 hm2的某典型特高壓變電站為常規樣本，采取500 kV組合式隔離開關并結合主變壓器取消調壓補償變外形。針對1.2節所述方案二和方案三，進行平面布置。

方案二(8大組方案)：按照大組進母線方案設計，每1小組480 Mvar 500 kV并聯電抗器和1小組420 Mvar 500 kV并聯電容器為1大組，經500 kV GIS斷路器接于500 kV母線，小組不設置斷路器僅設置隔離開關。占地面積11.34 hm2。

方案三(4大組方案)：按照大組進串方案設計，每2組480 Mvar 500 kV并聯電抗器和2組420 Mvar 500 kV并聯電容器為1大組，經500 kV GIS斷路器接于500 kV串內。占地面積11.45 hm2。

從可靠性、經濟性、節省占地等方面綜合考慮，推薦方案二的接線型式作為無功補償接入中壓側的推薦方案(以下簡稱“ 中壓側方案”)。

2 初始投資及占地面積分析

為了對常規方案與本文提出方案的經濟性進行比較分析，首先對比兩類方案的初始投資和占地面積，結果見表1所列。變電站規模均按4組主變壓器、1 000 kV側8回出線和500 kV側12回出線考慮。

表1 兩類方案初設投資與占地對比

從表中可以看出，無功補償裝置接入中壓側方案占地面積、設備初期投資均較常規方案有所節省。

此外，采用常規設計方案時，若主變壓器因故檢修，則該主變壓器低壓側全部無功補償裝置均需退出運行；而將無功補償裝置接入500 kV母線后，主變壓器的檢修與無功補償裝置的投退將無必然聯系，無功補償裝置可根據系統實際需求靈活調度，從而大幅提高了變電站運行的安全可靠性。

3 設備年損耗差值比較分析

3.1 主變壓器年損耗差值比較

主變壓器損耗計算公式如式(1)所示：

式中：ΔP0為變壓器空載損耗，kW；T為變壓器運行時間，h；ΔPC為變壓器負載損耗，kW；S為變壓器運行容量，MVA；Se為變壓器額定容量，MVA；τ為最大負荷損耗小時數，h。

3.1.1 常規方案主變壓器損耗

根據廠家提供計算數據，變壓器單相空載損耗ΔP0約為171 kW，變壓器單相負載損耗ΔPC(變壓器滿載運行時)約為1 760 kW。

變壓器運行時間為8 760 h。變壓器達到4臺主變壓器規模時，500 kV側需要分列運行。變壓器最大負荷利用小時數一方面考慮受主變壓器“N-1原則”(電力系統的N個元件中的任一獨立元件發生故障而被切除后，應不造成因其他線路過負荷跳閘而導致用戶停電，不破壞系統的穩定性，不出現電壓崩潰等事故)限制，主變壓器負載率最大約為75%(cosφ=0.98)，另一方面結合特高壓通道利用小時數約為5 500 h左右、電網負荷利用小時數約為5 500 h左右，變壓器最大負荷利用小時數暫按4 050 h考慮。

參照最大負荷利用小時數與最大負荷損耗小時數關系表[8]，見表2所列?？紤]功率因數為0.98，經估算后得到最大負荷損耗小時數約2 100 h。

表2 最大負荷利用小時數與最大負荷損耗小時數關系 h

常規方案全年4組主變壓器損耗約為6 232.8萬 kWh。

3.1.2 中壓側方案主變壓器損耗

中壓側方案取消了低壓補償功能，將調壓功能整合到自耦變壓器的旁柱上。變壓器由3個鐵芯調整為1個鐵芯，硅鋼片使用量下降。變壓器空載損耗與硅鋼片的重量密切相關，硅鋼片重量降低使得空載損耗下降。同時低壓側容量大幅度降低，同時結構上高、中壓繞組內外直徑尺寸減小，變壓器負載損耗降低。

根據廠家提供計算數據，變壓器單相空載損耗ΔP0約為135.6 kW，變壓器單相負載損耗ΔPC約為1 377 kW。

變壓器運行時間與常規方案一致為8 760 h。變壓器最大負荷利用小時數一方面考慮受主變壓器“N-1原則”限制，主變壓器負載率最大約為75%(cosφ=1)，另一方面結合特高壓通道利用小時數約為5 500 h左右、電網負荷利用小時數約為5 500 h左右，變壓器最大負荷利用小時數按4 100 h考慮。

參考最大負荷利用小時數與最大負荷損耗小時數關系表，見表2所列，考慮功率因數為1.0，經估算得到最大負荷損耗小時數約2 100 h。

中壓側方案全年主變壓器損耗約為4 898.5萬kWh。

3.2 電抗器電能損耗

電抗器電能損耗計算公式如式(2)所示：

式中：ΔP0為電抗器額定電壓下的功率損耗，kW；T為電抗器運行時間，h。

3.2.1 并聯電抗器損耗

經調研，每組500 kV并聯電抗器額定電壓下的單相功率損耗為275 kW，每組110 kV并聯電抗器額定電壓下的單相功率損耗為196 kW。500 kV并聯電抗器運行時間與110 kV低壓并聯電抗器保持一致，取2 000 h。按式(2)計算可得，中壓側方案并聯電抗器年損耗為1 320萬kWh，常規方案并聯電抗器年損耗為1 881.6萬kWh，中壓側方案相對常規方案減小的年損耗為561.6萬kWh。

3.2.2 串聯電抗器損耗

常規方案中110 kV電容器組串聯電抗器串抗率按5%和12%考慮(其中一半電容器組串抗率為5%，另一半為12%[9-11])；當采用中壓側方案時，500 kV電容器組共8組，實際工程中考慮4組1%；4組5%。

經調研，110 kV串聯電抗器(5%)每相損耗：20 kW，串聯電抗器(12%)每相損耗：38.4 kW。500 kV串聯電抗器(5%)每相損耗：36.75 kW,串聯電抗器(1%)每相損耗：17 kW。

500 kV并聯電容器組運行時間與110 kV低壓并聯電容器組保持一致，取2 000 h，按式(2)計算可得，方案二串聯電抗器年損耗約129萬kWh，常規方案串聯電抗器年損耗約280.32萬kWh，方案二相對于常規方案減小的年損耗分別為151.32萬kWh。

3.3 電容器電能損耗

電容器電能損耗計算公式如式(3)所示：

式中：0.000 2為目前電容器廠家制造標準中規定的損耗，kW/kvar；ΔQC為電容器容量，Mvar；T為電容器運行時間，h。

500 kV并聯電容器與110 kV并聯電容器額定電壓下的功率損耗差別不大，約為134.4萬kWh。

3.4 設備年損耗及損耗費用

綜上分析，方案二年損耗約為6 478.9萬kWh，常規方案損耗約為8 529.1萬kWh，方案二相較常規方案減少設備損耗約為2 050.2 kWh。

目前全國各地上網電價差別較大，暫按中間價格，以0.35元/kWh進行計算，則方案二年損耗費用2 267.6萬元，常規方案年損耗費用2 985.2萬元，方案二相較常規方案年損耗費用減少717.6萬元。

4 全壽命周期經濟性評價

費用現值是指用凈現值指標評價投資方案的經濟效果，要求用貨幣單位計算項目的收益，如銷售收入額、成本節約額等等。但是有些項目的收益難以用貨幣直接計算，如安全保障、環境保護、勞動條件改善等等。對于這類項目，若各備選方案能夠滿足相同的需要，則只需比較它們的投資與經營費用[12]。

1)評價原則

①初始投資考慮全站投資和無功區投資兩種角度。

②考慮變電站壽命周期為40 a，其中建設期1 a，運營期39 a?；鶞收郜F率按6.5%考慮。

2)評價結果

初始投資考慮全站投資和無功區投資兩種角度，兩種方案的全壽命周期經濟分析見表3、表4所列。

表3 費用現值法經濟分析(全站投資)

表4 費用現值法經濟分析(無功區投資)

初始投資考慮全站投資，經過計算，常規方案的費用現值為290 399.3萬元；方案二的費用現值為279 557.3萬元，方案二全壽命周期成本比常規方案降低約3.7%。

初始投資考慮無功區投資，經過計算，常規方案的費用現值為112 090.3萬元；方案二的費用現值為101 248.3萬元，方案二全壽命周期成本比常規方案降低約9.7%。

5 結論

針對1 000 kV變電站主變壓器低壓側無功分組多、占地面積大帶來的工程站址場地選擇受限問題，本研究首次提出將無功補償裝置接入1 000 kV交流變電站中壓側的思路。

1)考慮設備制造能力及電壓波動控制裕度，推薦無功補償裝置接入中壓側時，單組電抗容量為480 Mvar；單組電容器容量為420 Mvar。

2)從經濟性、節省占地、可靠性等方面綜合考慮，推薦單組電抗器和電容器組采用共用斷路器方式直接接入500 kV母線的接線型式。

3)通過計算初始投資、設備年損耗并采用費用現值法對常規方案與中壓側方案進行了全壽命周期經濟性分析，中壓側方案總平面占地指標降低4.6%，全壽命周期成本投資降低9.7%。