CN109193683B - 基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法。本发明基于实际电网运行方式数据，结合变电站模型参数，首先通过分析主变有功负载率、负荷功率因数对变电站无功平衡的影响；并计算出变电站相应的线充比率、极限线充比率和下级极限电缆长度，评估变电站感性无功充裕度；在此基础上，计算出变电站感性无功补偿需求容量，确定变电站感性无功配置方案。本发明的方法可用于变电站规划设计以及实际在运变电站低谷运行方式下感性无功充裕度分析，提供变电站感性无功配置方案，保障低谷方式下电网无功分层分区平衡和提升电网安全稳定水平。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统无功分层分区平衡、电网安全稳定领域，具体地说是一种基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，特别适用于110千伏变电站规划设计及在运变电站低谷运行方式下的感性无功充裕度分析。
背景技术
随着配电网“上改下”工程的积极推进，城市中心110千伏变电站进出线电缆的增多，其相对较大的电缆线路充电功率将引起电压升高、网损增加从而影响供电质量、用户用电安全和电网稳定运行。春节期间是电网高电压、高功率因数且无功倒送情况最严重的时段，负荷的下降将对区域电网及具体变电站的无功平衡造成影响从而产生变电站主变高压侧无功倒送的情况。
根据浙江电网春节期间无功平衡情况反映，目前110千伏层面无功电压运行方面主要问题包括两个方面：1)春节低谷期间下电网局部区域或部分变电站因下级电力线路充电功率过剩而存在主变无功倒送问题和主变高压侧功率因数过高；2)春节低谷期间电网局部区域或部分变电站因负载率过低或负荷功率因数偏高而导致主变无功倒送和高压侧功率因数过高。
当前110千伏变电站的设计规划未考虑感性无功补偿配置，无功补偿装置的最终目标是调节系统电压、降低网损，避免无功功率输送引起母线电压的大幅下降或上升，确保其在规程规定的合理范围内。《配电网规划设计技术导则》中规定如下了110千伏及以下电网应考虑网络结构、电缆所占比例、主变负载率以及负荷功率因数条件，对于电缆化率高的地区应考虑配置适当容量的感性无功补偿装置，确保在低谷负荷时不向系统倒送无功。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是克服上述现有技术存在的缺陷，提供一种基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其以变电站典型设计模型为基础，结合电网实际运行状况中影响无功倒送的关键因素主变负载率与负荷功率因数，研究具体变电站在春节低谷期间的无功倒送情况，计算得到感性无功充裕度指标线充比率与下级电缆长度，评估变电站感性无功充裕度并探讨该变电站无功配置需求及方案。
为此，本发明采用的技术方案如下：基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其步骤包括：
第一步，确定目标变电站模型参数，选定网架结构、主变台数及容量、变电站供区内配变台数及容量、下辖下级电缆线路类型及长度；
第二步，根据目标变电站低谷运行方式数据，构建计算模型，确定计算前提条件；若计算模型数据完整有效，则转至第三步，否则转至第一步；
第三步，设定低谷运行方式下目标变电站主变高压侧功率因数上限值；
第四步，考虑已配置感性无功补偿容量，分析主变无功倒送的关键因素主变有功负载率、负荷功率因数对主变无功下送容量的影响，计算变电站主变下送无功容量与感性无功充裕度评价指标，即线充比率、极限线充比率和下级极限电缆长度；
第五步，开展感性无功充裕度分析，若变电站线充比率小于极限线充比率，则转至第七步，否则转至第六步；
第六步，根据线充比率与极限线充比率，计算变电站的感性无功补偿需求容量，形成以主变负载率和负荷功率因素为关键因素的无功配置补偿方案，转至第四步；
第七步，输出感性无功充裕度评估分析及相应的感性无功补偿方案。
本发明的方法可用于变电站规划设计以及实际在运变电站低谷运行方式下感性无功充裕度分析，提供变电站感性无功配置方案，保障低谷方式下电网无功分层分区平衡和提升电网安全稳定水平。
进一步地，第三步中，目标变电站主变高压侧功率因数上限值设为1时得到的感性无功充裕度评价指标极限线充比，其为主变高压侧恰好不发生无功倒送时的极限线充比。
进一步地，第四步中，变电站线充比率定义为变电站片区内下级电缆线路产生的充电功率占主变容量的比率；极限线充比率定义为要求主变高压侧无功下送功率因数不大于上限值所对应的下级电缆线路最大充电比；极限电缆长度表示目标变电站在某一运行方式下主变高压侧功率因数恰为上限值时所应的下级电缆线路总长度。
进一步地，第四步中，影响变电站感性无功充裕度的关键因素为负荷功率因数与主变有功负载率，高负荷功率因数及低主变有功负载率易导致变电站感性无功充裕度不足。
进一步地，第六步中，由变电站的线充比率与极限线充比率之差即得变电站感性无功补偿需求容量。
进一步地，第五步中，变电站线充比率小于极限线充比率或变电站下级电缆长度小于下级极限电缆长度时，变电站感性无功充裕；反之，变电站需要考虑进行感性无功补偿，存在无功缺额。
进一步地，第五步中，针对规划设计待建变电站，极限电缆长度与规划设计下级电缆长度比较判断变电站低谷方式下主变高压侧功率因数是否满足要求；针对实际在运变电站，极限电缆长度与实际下级电缆长度比较判断主变无功发生倒送的具体原因。
进一步地，第六步中，变电站配置感性无功补偿后，能有效增大感性无功充裕度评价指标极限线充比率和增加感性无功充裕度评价指标极限电缆长度。
进一步地，第一步中，所述的网架结构包括变电站进出线回路数。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1.流程简单、计算快速，提出的极限线充比率和极限电缆长度可用于评价变电站感性无功充裕度，有效应用于变电站规划设计感性无功配置需求计算和在运变电站感性无功充裕度分析，两项评价指标数值越大意味着该地区的感性无功更为充裕。
2.针对规划设计中待建变电站，极限电缆长度与规划设计下级电缆长度比较可以判断变电站春节期间主变高压侧功率因数是否满足要求。通过评估待建变电站春节期间日低谷有功负载率，统计配变高压侧功率因数，继而得出待建变电站充裕度评价指标；通过规划下级电缆长度计算得出实际线充比率，两者比较判断在低谷负荷期间是否满足主变高压侧功率因数管理要求，若不满足功率因数要求，计算得到感性无功缺额，为感性无功配置方案提供参考。
3.针对在运变电站，极限电缆长度与实际下级电缆长度比较可以判断主变无功倒送具体原因。通过在运变电站低谷运行方式下有功负载率数据，统计配变高压侧功率因数，得出在运变电站充裕度评价指标。若实际下级电缆长度大于计算得出的极限电缆长度，说明无功倒送主要是由于实际下级电缆长度过长而导致；若实际下级电缆长度小于计算得出的极限电缆长度，且主变高压侧发生无功倒送情况，说明无功倒送主要是由于负荷侧配变高压侧功率因数没有达到管理要求而导致。
附图说明
图1是本发明实施例的流程框图；
图2是本发明实施例中10千伏变电站无功平衡基础模型图。
具体实施方式
随着配电网电缆线路的增多，其相对较大的电缆线路充电功率将引起电压升高、网损增加，从而影响供电质量、用户用电安全和电网稳定运行。低谷运行方式下特别是春节期间，是电网高电压高功率因数、无功倒送情况最严重的时段，负荷的下降将对区域电网及具体变电站的无功平衡造成影响，从而使变电站主变高压侧发生无功倒送的情况。
基于上述原因，本发明提供一种基于线充比率的110千伏变电站感性无功充裕度计算方法，总体流程框图如图1所示。下面结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。
第一步：确定目标变电站模型参数，参考《国家电网公司输变电工程通用设计-110(66)kV智能变电站模块化建设》，具体确定主变容量及台数、主变短路电压百分比、主变空载电流百分比、变电站进出线回路数、变电站下级配变容量及台数、变电站下级电缆线路长度及型号、供区内已配置感性无功补偿装置容量。
第二步：根据目标变电站或区域电网运行方式数据，即主变负荷、配变高压侧功率因数数据，构建计算模型，确定日低谷主变有功负载率αT和负荷功率因数
同时确定计算假设条件，并判断计算模型数据的完整有效性。若计算模型数据完整有效，则转至第三步，否则转至第一步。计算假设条件如下：
(1)考虑到低谷运行方式线路的负荷率较小，因此线路上的无功损耗也较小，因此忽略10千伏线路上的无功损耗。
(2)忽略主变及线路的有功损耗，即认为110千伏变电站内的10千伏配变高压侧有功之和即为110千伏主变高压侧的有功。
(3)由于10千伏架空线路的充电功率较小，一般仅为10千伏电缆的1/30～1/50，因此忽略10千伏架空线路产生的充电功率，仅计及10千伏电缆线路的充电功率。
(4)若计及110千伏变电站片区下级电厂、小电源，等效为负值的负荷，并且考虑其输出无功为零。
第三步：设定低谷运行方式下目标变电站主变高压侧功率因数上限值，根据Q/GDW1212-2015《电力系统无功补偿配置技术导则》中的规定，35千伏～220千伏变电站在低谷负荷情况下满足高压侧功率因数不高于0.95的要求，即
为0.95。当
为1时，所得到的无功充裕度评价指标为主变高压侧恰好不发生倒送，即无功下送容量为零时对应的无功充裕度评价指标。
第四步：考虑已配置感性无功补偿容量，计算目标变电站参与主变无功平衡的无功功率，即变电站下级配变高压侧无功负荷QD、已配置感性无功补偿装置容量QR、主变无功损耗QLT、下级电缆线路产生的充电功率QB。
无功负荷QD，指用电设备吸收的无功功率，与用户的负荷水平和功率因数有关，计算模型中取10kV配变高压侧功率。
式中：QD为用户无功功率；PD为用户有功功率；SN为变压器额定容量；αT为主变有功负载率；
为负荷功率因数。
主变变压器无功损耗QLT，包括励磁损耗Q0和漏抗的无功损耗QT。
式中：I0％为空载电流百分数；SN为变压器额定容量；Uk％为短路电压百分比；PT为变压器低压侧有功负荷；
为变压器低压侧负荷功率因数；
为负荷功率因数；αT为主变有功负载率。
线路充电功率QB，指线路对地电容的充电功率QB。
QB＝U2B＝U2×2πfc0L0＝qBL0，
式中：线路用Π型等值电路表示，U为线路电压；f为电网频率；B为线路电纳；c0是线路对地充电电容(F/km)；L0是线路长度；qB是单位长度电缆线路充电功率。
已配置电抗器QR，指变电站内已配置的感性无功补偿装置容量。
QR＝εSN，
式中：ε为配置电抗器容量占主变容量的比率。
考虑已配置感性无功补偿容量，分析主变无功倒送的关键因素主变有功负载率、负荷功率因数对主变无功下送容量的影响，计算变电站主变下送无功容量。
Q下送＝QLT+QD+QR-QB，
式中，QD为负荷侧无功功率；QLT为主变无功损耗；QB为下级电缆线路产生的充电功率；QR为已配置感性无功补偿装置容量。
计算感性无功充裕度评价指标，即线充比率、极限线充比率和下级极限电缆长度。
线充比率k反映变电站片区内下级电力线路充电功率占主变变压器容量的比率，如下：
式中，QB为线路对地电容的充电功率；SN为主变变压器容量。
极限线充比率klimit定义为在低谷方式下要求主变高压侧无功下送功率因数不大于功率因数要求极限值
所对应的下级电力线路最大充电比，如下：
式中，
为主变高压侧功率因数管理要求极限值，PT为主变负荷侧有功功率。
极限电缆长度Llimit表示某110kV变电站在特定运行情况下主变高压侧功率因数为
时所对应的下级10kV电缆线路总长度。
式中：qB为单位长度电缆线路充电功率。
由上式可见变电站极限线充比率klimit仅与负荷功率因数
主变有功负载率αT、主变参数I0％和Uk％、该供区内的无功补偿率ε相关及要求的功率因数
密切相关，考虑到主变参数以及供区内的无功补偿率ε相对固定，因此当确定了
后，极限线充比仅与负荷功率因数
主变有功负载率αT密切相关。
第五步，开展感性无功充裕度分析，若变电站线充比率小于极限线充比率，则转至第七步，否则转至第六步；
第六步，根据线充比率与极限线充比率，计算变电站的无功补偿需求容量，形成以主变负载率、负荷功率因素为关键因素的无功配置补偿方案，转至第四步；
若主变下送无功不满足功率因数
的要求，此时变电站感性无功缺额，即无功补偿需求容量Qcom可由下式决定：
由上式可得由110kV变电站的实际线充比与极限线充比只差即可确定所需要的感性无功补偿容量。无功补偿需求容量为正值，说明变电站感性无功缺额一定容量；无功补偿需求容量为负值，说明变电站感性无功冗余一定容量。
第七步，输出感性无功充裕度评估分析及相应的感性无功补偿方案。
效果验证：为了测试本发明所述方法的有效性，采用本发明对浙江典型在运变电站进行计算验证，相应结果如表1所示。
表1典型变电站计算结果
根据表1计算结果可知，
1)若要求110kV主变高压侧无功不倒送，即要求
该110kV典型变电站不会发生无共倒送情况。其主变功率因数为0.998，感性无功冗余0.42兆乏，极限电缆长度164.2千米，电缆裕度44.2千米。
2)若要求110kV主变高压侧功率因数不高于
该110kV典型变电站主变高压侧功率因数不满足0.95的要求。其主变功率因数为0.998，感性无功缺额1.88兆乏，极限电缆长度-79.9千米，电缆裕度-199.9千米。
应用例中极限充电比率klimit与极限电缆长度Llimit均为负值，这说明了由于负荷功率因数较高，而要求的功率因数较低，从而导致该110kV供区内即使无电缆也不能够满足规定的功率因数需求。
若达到低谷期间110kV主变高压侧功率因数不高于0.95的要求，需额外补偿感性无功缺额容量1.88兆乏。当配置2兆乏感性无功补偿装置后，该变电站主变功率因数为0.945，感性无功冗余0.12兆乏，极限电缆长度132.3千米，电缆裕度12.3千米。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本领域的技术人员应该了解，本发明不受上述具体实施例的限制，上述具体实施例和说明书中的描述只是为了进一步说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由权利要求书及其等效物界定。
Claims (8)
1.基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，包括步骤：
第一步，确定目标变电站模型参数，选定网架结构、主变台数及容量、变电站供区内配变台数及容量、下辖下级电缆线路类型及长度；
第二步，根据目标变电站低谷运行方式数据，构建计算模型，确定计算前提条件；若计算模型数据完整有效，则转至第三步，否则转至第一步；
第三步，设定低谷运行方式下目标变电站主变高压侧功率因数上限值；
第四步，考虑已配置感性无功补偿容量，分析主变无功倒送的关键因素主变有功负载率、负荷功率因数对主变无功下送容量的影响，计算变电站主变下送无功容量与感性无功充裕度评价指标，即线充比率、极限线充比率和下级极限电缆长度；
第五步，开展感性无功充裕度分析，若变电站线充比率小于极限线充比率，则转至第七步，否则转至第六步；
第六步，根据线充比率与极限线充比率，计算变电站的感性无功补偿需求容量，形成以主变负载率和负荷功率因素为关键因素的无功配置补偿方案，转至第四步；
第七步，输出感性无功充裕度评估分析及相应的感性无功补偿方案；
第四步中，变电站线充比率定义为变电站片区内下级电缆线路产生的充电功率占主变容量的比率；极限线充比率定义为要求主变高压侧无功下送功率因数不大于上限值所对应的下级电缆线路最大充电比；极限电缆长度表示目标变电站在某一运行方式下主变高压侧功率因数恰为上限值时所应的下级电缆线路总长度。
2.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第三步中，目标变电站主变高压侧功率因数上限值设为1时得到的感性无功充裕度评价指标极限线充比，其为主变高压侧恰好不发生无功倒送时的极限线充比。
3.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第四步中，影响变电站感性无功充裕度的关键因素为负荷功率因数与主变有功负载率，高负荷功率因数及低主变有功负载率易导致变电站感性无功充裕度不足。
4.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第六步中，由变电站的线充比率与极限线充比率之差即得变电站感性无功补偿需求容量。
5.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第五步中，变电站线充比率小于极限线充比率或变电站下级电缆长度小于极限电缆长度时，变电站感性无功充裕；反之，变电站需要考虑进行感性无功补偿，存在无功缺额。
6.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第五步中，针对规划设计待建变电站，极限电缆长度与规划设计下级电缆长度比较判断变电站低谷方式下主变高压侧功率因数是否满足要求；针对实际在运变电站，极限电缆长度与实际下级电缆长度比较判断主变无功发生倒送的具体原因。
7.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第六步中，变电站配置感性无功补偿后，能有效增大感性无功充裕度评价指标极限线充比率和增加感性无功充裕度评价指标极限电缆长度。
8.根据权利要求1所述的基于线充比率的变电站感性无功充裕度评价方法，其特征在于，第一步中，所述的网架结构包括变电站进出线回路数。
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