東國忠，王小燕，馬小平

（國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，青海西寧 810008）

1 設(shè)計背景

黃南位于青海省東南部，因地處黃河之南而得名?，F(xiàn)在黃南南部現(xiàn)狀網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為110 kV線路的直鏈式連接，無330 kV變電站（電網(wǎng)連接圖略），目前擬新建幸福山110 kV變電站。同仁變電站—隆務(wù)變電站—夏德日變電站—幸福山變電站110 kV線路總長約130 km。其中，隆務(wù)變電站、夏德日變電站、幸福山變電站110 kV側(cè)均分列運行，同仁330 kV變電站110 kV側(cè)母線短路電流為22.64 kA。通過計算得到的幸福山110 kV變電站110 kV側(cè)短路電流為1.27 kA，35 kV側(cè)短路電流為2.25 kA，10 kV側(cè)短路電流為5.90 kA。為保障新建的幸福山110 kV變電站建成后能正常運行，本文將結(jié)合實際，就幸福山變電容器容量分組選擇時投切電壓波動校驗、涌流倍數(shù)校驗及諧波問題校驗，探討黃南南部短路電流過小導(dǎo)致的電容器分組問題。

2 無功補償容量計算

黃南南部以往都是以居民用電和畜牧輕工業(yè)用電為主且負荷較低，低電壓問題不明顯，但隨著近年“電采暖”負荷的增高，夏德日變電站和優(yōu)干寧變電站在冬季大負荷時期共有約83 MW負荷，且冬季大負荷時期尕孔水電站和托葉瑪光伏電站無出力，由此帶來的低電壓問題較為突出。夏德日變電站、優(yōu)干寧變電站已各配6 MVA并聯(lián)電容器。幸福山110 kV變電站無功補償容量計算如下。

a）變壓器無功損耗。幸福山變電站主變規(guī)模為2×31.5 MVA，變壓器參數(shù)為：Ud1-2=10.41%、Ud1-3=17.86%、Ud2-3=15%。幸福山變電站負荷大多在10 kV側(cè)，約為21 MW，35 kV負荷約為7 MW。由此計算得出幸福山110 kV變電站單臺主變無功損耗為5.58 MVA。

b）線路無功損耗。幸福山—夏德日110 kV線路長2×5 km，導(dǎo)線截面為240 mm2，計算得出線路無功損耗為0.72 MVA。

綜上，幸福山110 kV變電站需在每臺主變下補償無功6 MVA。

3 并聯(lián)電容器的分組研究

無功補償裝置主要有調(diào)相機、靜止無功補償器、靜電電容器。由于調(diào)相機和靜止無功補償器SVG（static var generator）價格昂貴，同時也因為電容器裝置與其他無功補償裝置相比具有運行、維護、檢修簡單等特點，所以在無功負荷變化頻率不大時，分組投切電容器即可滿足無功補償?shù)那闆r下，普遍選用電容器補償[1-2]，本次幸福山110 kV變電站無功補償裝置選用電容器。

本次電容器配置于幸福山110 kV變電站的10 kV母線上，初步分組方案擬定為2×3 000 kvar、3×2 000 kvar 2種。從電容器投運時10 kV母線的電壓波動、涌流及諧振3個方面進行校驗選擇。

a）電壓波動校驗。根據(jù)《35 kV～220 kV變電站無功補償裝置設(shè)計技術(shù)規(guī)定》中第5.0.7.2條，投切一組電容器或電抗器所引起接入母線電壓的變動值不宜超過其額定電壓的2.5%[3]。據(jù)此可得出不宜超過的單組最大容量為

由此項計算可知，3×2 000 kvar的分組滿足要求，而2×3 000 kvar的分組偏大，投切引起的電壓波動值超過了規(guī)范要求。

b）涌流倍數(shù)校驗。根據(jù)《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范》附錄A：同一電抗率的電容器組單組投入或追加投入時，涌流應(yīng)按下列公式計算[4]。

其中，I*ym為涌流峰值的標幺值（以投入的電容器組額定電流值為基準值）；Q為同一母線上裝設(shè)的電容器組總?cè)萘?，Mvar；Q0為正在投入的電容器組容量，Mvar；Q’為所有正在運行的電容器組容量，Mvar；β為電源影響系數(shù)。

由式（1）可知，投入最后一組電容器時涌流最大，故只需計算2種分組方式下最后一組電容器投入時涌流值大小。

3×2 000 kvar分組方式為

根據(jù)結(jié)果可知，2×3 000 kvar分組方式最后一組投入時涌流倍數(shù)為3.78，而3×2 000 kvar分組方式最后一組投入時涌流倍數(shù)為4.01。由國內(nèi)多年運行經(jīng)驗可知，20倍以內(nèi)的涌流不會對設(shè)備造成危害，故2種分組皆可選。

c）諧振校驗。諧振校驗時，對于2×3 000 kvar和3×2 000 kvar 2種分組方式還應(yīng)校驗在串5%電抗器的情況下是否會發(fā)生3、5、7、12次諧波諧振。串5%電抗器的情況下5、7、12次諧波諧振容量均為負值，不做計算。根據(jù)《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范（GB 50227—2017）》第3.0.3條，引起高次諧波諧振的容量QCX可以由式（4）做近似計算。

其中，QCX為發(fā)生n次諧波諧振的電容器容量，MVA；Sd為并聯(lián)電容器安裝處的母線短路容量，MVA；n為諧波次數(shù)，即諧振頻率與電網(wǎng)基波頻率之比；K為電抗率。

QX3=6.56 Mvar≠3 Mvar≠2 Mvar，故2種分組容量均滿足諧振校驗要求。

4 存在問題

由于幸福山變電站短路電流過小，導(dǎo)致分組容量按常規(guī)2×3 000 kvar配置滿足涌流和諧振要求，不滿足電壓波動不宜超過2.5%的要求，但滿足《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》（GB/T 12326—2008）表1中對電壓波動限值的規(guī)定。電壓波動限值如表1所示[5]。

表1 電壓波動限值

另外，夏德日變電站、優(yōu)干寧變電站、幸福山變電站均配置為2×3 000 kvar且短路電流過小，若從分組配置解決電壓波動過大的問題，工作量較大且原有的電容器需重新更換，造成投資浪費。2種分組投資對比如表2所示。

由表2可知，若以分組滿足電壓波動要求，投資較高，且夏德日變電站、優(yōu)干寧變電站已建成，新增2組電容器一次布局比較困難。

表2 2種分組投資情況對比

5 解決方法

由于隆務(wù)變電站—夏德日變電站線路長約88 km且均為分列運行，導(dǎo)致夏德日變電站及以南短路電流過小，造成電容器投切時電壓波動過大，電容器分組太小會造成投資浪費和頻繁投切[6]，故考慮從運行方式上解決黃南南部電容投切過程中電壓波動過大的問題。冬季大負荷時期，調(diào)整隆務(wù)變電站、夏德日變電站110 kV側(cè)為并列運行，調(diào)整后夏德日變電站、幸福山變電站、優(yōu)干寧變電站各級電壓短路電流及投切電容器組的波動值如表3所示。

由表3可知，在隆務(wù)變電站、夏德日變電站110 kV并列運行后，夏德日及南部變電站電壓波動均滿足規(guī)范要求的不宜大于2.5%。

表3 各個運行方式下電容器組的波動值

6 結(jié)束語

黃南南部電網(wǎng)網(wǎng)架薄弱，短路容量過小導(dǎo)致南部3個變電站均存在電容器投切電壓波動超標的問題，若從降低電容器分組容量的方向出發(fā)，幾個站的電容器均需更換，且由于地區(qū)電采暖負荷的時間短暫且均在晚間，后續(xù)負荷發(fā)展后存在第一組電容器頻繁投切的問題[7]，故從運行方式上先予以解決，即將隆務(wù)變電站和夏德日變電站110 kV側(cè)并列運行，使隆務(wù)變電站以南變電站各級母線短路容量予以提升，減小電容器投切時的波動值，待本地區(qū)規(guī)劃的330 kV變電站建成后將不存在3 000 kvar容量電容器投切過電壓問題。