陆 翔，董根昌，徐冬生，唐建华

（嘉善县供电局，浙江 嘉善 314100）

配电网是电力系统中发生电力产销关系的最终环节。由于配电网面广线长，用户无功补偿差异大，如有些10 kV配电网功率因数最低至0.60，导致配电网损耗增大和线路末端电压合格率降低。

为了改善受电端电压质量和降低电网电能损耗，除了采取缩小配电网的供电路径、增大导线线径、使用低损耗配变等措施以外，在配电线路上和配电变压器低压侧装设并联电容器装置，可取得节能与调压的良好效果。

本文着重围绕10 kV配电线路的并联电容补偿问题，结合嘉善配电网的实际情况，依据国家现行的有关技术标准，就补偿电容器容量配置、安装地点选择、自动控制策略等问题进行研讨。

1 配电线路无功补偿的设计原则

要做好配电线路无功补偿工程设计和运行管理，应首先准确解读相关技术标准与规定。根据配电线路无功补偿相关技术标准，可以归纳出以下设计规则：

（1）遵照无功电力分层分区就地平衡原则，在10或6 kV配电线路上宜配置高压并联电容器装置，或者在配电变压器低压侧配置低压并联电容器装置。

（2）并联电容器装置的容量不宜过大，一般约为线路配电变压器总容量的5%～10%。

（3）发挥并联电容补偿的调压作用，使配电线路的首末端供电电压偏差不超过额定电压的±7%。

（4）配电线路上装设的并联电容器，在线路最小负荷时不应向变电所倒送无功，如配置容量过大，则必需装设自动投切装置。

2 10 kV配电线路并联电容补偿的配设

2.1 嘉善县配电网概况

嘉善县现有110 kV变电所7座、35 kV变电所7座。其中110 kV魏塘、钱桥、牛桥、姚庄、陶庄等5座变电所直供10 kV线路负荷；下甸庙、里泽变电所兼供10 kV和35 kV线路负荷。变电所的10 kV线路总负荷的功率因数在0.84～0.97之间，由110 kV变电所供电的10 kV线路负荷平均功率因数高于35 kV变电所供电的10 kV线路负荷的功率因数，前者为0.94，后者为0.89，因为后者大多为农村供电线路负荷，功率因数相对较低，农村地区变电所部分10 kV线路的功率因数低至0.71。

2.2 配电线路并联电容补偿容量配置选择

遵照无功电力分层分区就地平衡原则，各级电网管理部门结合本地的具体情况，提出功率因数考核指标要求。嘉兴地区电网功率因数考核指标为：低谷时段不高于0.97及不低于0.94，高峰时段不低于0.96，且年度高峰时段合格率不低于95%，低谷时段合格率不低于85%。为此，嘉善配电网要求35～110 kV系统功率因数不低于0.95，10 kV系统功率因数不低于0.90。

在变电所主变10 kV侧接入并联电容器组，可使10 kV系统的功率因数达到0.9以上，并通过电压无功综合控制 （调节变压器分接和投切并联电容器组）实现峰、谷功率因数考核指标合格率和供电电压偏差合格率双达标。

由于集中电容补偿效益比配电线路分散补偿差，因此，分期分批在配电线路装设柱上式并联电容器组，以提高线路负荷的功率因数，降网节能和改善供电电压质量，提升配电系统整体的电压无功调控能力。

选择翁村163线和光明166线等11条功率因数较低且负荷较大的线路作为配电线路实施并联电容补偿的试点，通过集中补偿与分散补偿相结合，以保障配电网的调相调压达到规定的考核要求，取得无功补偿的较大效益。

配电线路电容补偿容量配置按以下两种情况考虑：

（1）当并联电容器组固定接入线路时，其装置容量宜按线路配电变压器总容量的5%～10%配置，且在线路最小负荷时不向变电所倒送无功。

（2）当并联电容器组可自动投切时，其装置容量可按线路负荷功率因数考核要求配置。

现以35 kV天凝变电所翁村163线和光明166线为例，说明并联电容补偿容量配置计算。

按提升功率因数期望值（cos φe）求解并联电容补偿容量：

式中：Pmax为配电线路负荷有功功率的最大值；cosφ0为配电线路补偿前的负荷功率因数。

在最小负荷时验算配电线路上的电容器组是否向变电所倒送无功：

式中：Pmin，Qmin分别为配电线路最小负荷时有功功率和无功功率。当QC＜Qmin时，线路上电容器组不会向变电所倒送无功；当QC＞Qmin时，则会倒送，电容器组需自动投切。

翁村163线和光明166线的运行数据如表1所示。线路电容补偿容量配置计算结果如表2所示。

表1 翁村163线和光明166线运行数据

表2 线路电容补偿容量配置计算

2.3 电容器组安装位置的确定

对于电容器组容量优化配置和安装地点优化选择，许多专家学者曾进行深入研究，分别对配电线路负荷不同分布方式提出最优的容量配置和安装地点。诸如：

（1）当无功负荷均匀分布时，最佳补偿容量为无功负荷的2/3，安装地点为距变电所全长2/3处。

（2）当无功负荷为递增分布时，其最佳补偿容量为无功负荷的80%，安装地点为距变电所全长7/9处。

（3）当无功负荷为递减分布时，其最佳补偿容量为无功负荷的62.3%，安装地点为距变电所全长4/9处。

（4）当无功负荷为等腰三角形分布时，其最佳安装地点距变电所全长5/9处。

然而配电线路的负荷分布大多是随机无规则的，且多分支，接线繁杂，其整体难以套用规范模式进行求解。但在分支路上有类似上述各种分布模式，故可把负荷分布复杂的配电线路看成各种分布类型的组合体，提出电容器组安装地点的基本要求：电容器组宜安装在配电线主干线的1/2以上处接且近负荷密集区；当有多组电容器时，宜分散安装在负荷密集的分支线路上。

翁村163线总长19.7 km，主干线长近4 km，大小分支线共长15.7 km以上，其中有2条主要分支线，分别装设有1 545 kVA配变19台和2 925 kVA 29台，两者合计配变台数和容量占该线路配变总台数的77%、总容量的71%。光明166线线路总长26.7 km，主干线长8.7 km，该线路可看作以主干线上89号杆为分界点，由接成人形的3个线段组成：

（1）主干线1-89号杆，长6.2 km，沿线两侧密集分布3 575 kVA配变29台。

（2）89号杆左侧线段，其主干线长2.2 km，沿线两侧分布2 060 kVA配变16台。

（3）89号杆右侧线段，其主干线长2.5 km，沿线两侧分布配变2 395 kVA 11台。

翁村163线和光明166线的配变分布和电容器组安装地点示意图分别如图1所示。装设在翁村163线的2组和光明166线上3组电容器，安装地点位于线路的主干线上或分支线的入口处，在变电所线路主干线全长的63%～88%处，且接近负荷分布密集区域，基本上符合上述有关电容器组安装地点选择的要求。

3 补偿电容器的保护控制

10 kV配电线路补偿分固定补偿和自动补偿两种。线路补偿装置是否正常运行，取决于补偿装置元部件的质量、补偿容量的选择、安装地点的选择和自动控制装置的控制原理是否适用等。而控制原理合理与否直接决定补偿的效果及补偿装置的利用率。

图1 线路配变分布与电容器组安装地点示意图

3．1 控制原理

（1）时段控制。一般情况下，将1天分为4个时段，即2个投时段，2个切时段。投切动作仅与时段有关，与线路的实时电参数无关 （保护动作除外）。控制策略简单、可靠，主要适用于负荷比较平稳、一般时间分段的线路。

（2）电压控制。设置电压上下限来控制装置投切，通常应附加1个切后再投的电压返回值参与控制。电压上下限的设定可不拘泥于国家标准规定的电压范围，要根据安装地点，不同线路选取。

（3）时间电压控制。该控制原理是前2种控制原理的综合，主要适用于投入时段负荷经常波动的场合。

（4）功率因数控制。设置功率因数上下限及无功返回值对电容器组进行控制，适用线路负荷重的场合，不适宜用在线路经常低载的场合。其主要缺点是线路轻载时功率因数最低，补偿装置也不宜投入电容器。

（5）电压无功控制。设置电压上下限、无功上下限及电压返回值，对电容器组进行控制。该方案结构较复杂，程序量比较大。主要适用于负荷变化比较频繁，波动较大的场合。

3.2 自动控制装置保护

自动控制装置通常设在开关控制箱内。结合户外补偿装置的运行特点及环境的特殊性，自动控制装置应具有基本的保护，以保证补偿装置安全运行。一般设置电容器放电时间保护、过电压保护、欠压保护、过电流保护、过流速断保护、缺相保护和开关拒动保护。

4 结语

在翁村163线和光明166线分别装设了GWB柱上式高压无功自动补偿装置后，关口功率因数有了很大提高，线路末端电压也在标准范围内。所以应根据农村用电特点，除在变电站的10 kV母线进行集中自动补偿外，积极在10 kV线路上进行动态无功补偿，并优先采用遥控和自动投切装置，以实现无功的最优化配置和补偿。目前嘉善全县10 kV线路电容器已安装96组，投入运行容量为53 100 kvar，约占变电站10 kV电容器运行容量的33%左右，经2年多的实际使用已取得了明显的经济效益和社会效益。

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