变电站自动无功补偿技术分析

2011-06-01鲍兵陈学梅陈津刚赵中山李红艳祖振昆

资源节约与环保 2011年3期

鲍兵陈学梅陈津刚赵中山李红艳祖振昆

（大港油田公司采油工艺研究院天津 200380）

1 变电站无功补偿的作用

在油田生产中用于驱动采油、注水、输油设备的电机和配电用的变压器均为感性负荷，在运行过程中电网不仅需要向这些设备提供有功功率，而且同时需要提供无功功率。无功功率不是负载实际消耗的功率，而是在电网和负载之间不断交换的功率。为了降低电网输送的无功功率，在变电站一般是把具有容性无功输出的电容器与感性无功负荷并联在同一电路。经过电容器无功补偿后，负载所需要的无功功率绝大部分由电容器提供，电网输送的无功电流大大减少，电网安全稳定经济运行的水平得到提高。

变电站无功补偿的作用主要有：

（1）提高电网功率因数；

（2）降低电网运行电流；

（3）降低导线及变压器功率损失；

（4）提高电网电压质量；

（5）增加输电线路和变压器使用裕度。

如图所示，电容补偿后，电网输送电流I从I1降到I2,使得电网损耗降低，压降降低，功率因数升高，同时电网使用裕度也增加。

图1 无功补偿电路图和相量图

2 无功补偿的现状及存在问题

2.1 无功补偿的现状

目前大港油田有变电站30座，电容器总容量15.4万kVar,约占变压器总容量1/3。无功补偿普遍采取的方式为电容器固定式静态补偿，人工投切。这种方式接线简单、设备少、投资小，但存在技术落后，跟踪效果差的缺点，容易出现欠补偿和过补偿的情况。以港东110kV变电站为例，在用电高峰期，有功功率 6.03～17.85MW，无功功率 0.08～3.21MVar，平均功率因数>0.98，虽然功率因数很高，但在用电高峰时无功功率的需求量很大，无功补偿量不足，属于欠补偿状态；在用电低谷期，有功功率1.95～6.50MW，无功功率-0.26～-1.58MVar，平均功率因数>0.96，虽然平均功率因数很高，但在用电低谷时无功功率的需求量降低，无功补偿量过大，属于过补偿状态。

2.2 存在问题

（1）值班员根据功率因数大小和电压水平分析判断后，人工投切电容器，无功补偿跟踪速度慢，效果差。

（2）由于负荷的变化，无功功率也随之发生变化，如果还按照固定容量补偿，容易出现过补偿（无功功率需求降低时）和欠补偿（无功功率需求增加时），造成电网电压波动，缩短电气设备使用寿命。

（3）人工投切电容器时，还存在操作时的安全风险。

3 自动无功补偿技术分析

根据无功功率需量和电网电压大小自动快速补偿无功功率，目前主要有三种技术。

HVC：High Voltage Capacitor接触器控制电容器组

TSC：Thyristor Switching Capacitor可控硅控制电容器组

SVG：Static Var Generator静态无功发生器

3.1 HVC技术

HVC技术是采用真空接触器控制分组投切电容器，实现无功自动跟踪补偿。它的优点是装置简单、占地面积小、投资少。适合负荷平稳、波动小的变电站无功补偿。存在的缺点有：

（1）对波动大、冲击性负荷，HVC做不到动态跟踪，不能频繁投切；

（2）电容投入瞬间，电容器的冲击电流会在系统电压波形上产生凹陷，影响电能质量，会影响到系统的其它设备正常运行；

（3）分组投切，补偿精度比较粗，更做不到连续补偿；

（4）电源特性不好，系统电压偏低时，正是最需要补偿电容器出力的时候，但电容器的输出补偿容量按电压的平方急剧下降，不利于系统电压的稳定。

图2 分组机械投切电容器示意图

3.2 TSC技术

TSC技术是采用可控硅作为开关元件分组投切电容器，实现无功自动跟踪补偿。它的优点有：

（1）能快速跟踪变化的负荷，实现动态投切，响应时间≤20ms；

（2）采用过零投切先进技术，保证电容器投切瞬间无冲击涌流；

（3）自身不产生谐波。

TSC技术适合系统内有冲击性变化负荷，无功补偿量需要频繁变化的场合。它的缺点是：电容器分组投切，补偿容量有台阶，不能连续输出无功，在需要精确补偿场合，电容器分组要多，占地面积大，成本增加。

图3 可控硅分组投切电容器示意图

3.3 SVG技术

SVG技术原理是将电压型变流器通过电抗器并联在电网上，控制变流器交流侧输出电压相位与电源相位一致，调节变流器交流侧输出电压的幅值，就可以使其吸收或发出可连续调节的无功电流。它的优点有：

（1）双向连续调节无功功率输出；

（2）响应速度快，时间≤10ms；

（3）补偿器无功输出受接入点电压影响小。

它的缺点有：

（1）装置体积较大，投资较高；

（2）补偿电流有少量谐波。

图4 静态无功功率发生装置示意图

3.4 自动无功补偿技术性能比较

表1 自动无功补偿技术性能比较表

从上表可以看出，HVC由于结构简单，在设备投资方面具有明显优势；SVG响应速度快，可以实现双向连续无功补偿，并且没有电容器，不会产生串联和并联谐振，这些优良性能都是HVC和TSC所无法比拟的。

4 变电站无功补偿技术优化方案

为了满足大港滩海油田生产用电需求，2010年要建成投产埕海110kV变电站。埕海110kV变电站，设计一期主变容量20000kVA，二期主变容量40000kVA，采用有载调压方式，电压等级为110/35/10kV。110kV侧、35kV侧、10kV侧均采用单母线分段接线。主要设备采用先进技术，其中110kV开关采用SF6封闭式组合电器，35kV开关采用SF6气体绝缘开关柜，10kV开关采用永磁机构真空开关柜。10kV无功补偿设计容量为2×4200kVar。变电站为埕海一区、二区、三区、联合站和羊二庄油田供电，主要用电设备有油井、注水泵、输油泵和天然气压缩机，用电负荷预测达到1.6万kWh。埕海油田用电特点是产能建设期间负荷变化大，投产后负荷相对稳定。

通过对无功补偿新技术的分析，结合埕海油田的特点，从技术先进性和经济合理性综合考虑，设计以下四套不同的方案:

*采用HVC接触器控制方式，电容分三组:600kVar、1200kVar、2400kVar；

*采用TSC可控硅控制方式，电容分三组:600kVar、1200kVar、2400kVar；

*采用TSC+HVC组合方式，电容分三组:TSC控制 600kVar,HVC 控制 1200kVar、2400kVar；

*采用SVG+HVC组合方式，SVG控制750kVar、HVC 控制两组电容：1500kVar、2000kVar

4.1 方案一：采用HVC接触器控制方式

采用接触器投切电容器的HVC补偿方式，能跟踪负荷变化，分组投切电容器，提高系统功率因数，结构简单，自身功耗低。但补偿装置要分组投切，每级级差在600kVar，会出现无功不能被精确补偿、功率因数不高的情况。若增加HVC的分组数，把级差做小了，会增加设备的投资，性价比下降。

表2 HVC 控制方式下补偿及动作情况

4.2 方案二：采用TSC可控硅控制方式

TSC可控硅控制装置与采用接触器投切电容器的HVC方式比，TSC能快速跟踪负荷变化，分组投切电容器，提高功率因数，自身不产生谐波，同时还可以通过精确控制可控硅做到过零投切，减少冲击电流，提高设备使用寿命。但TSC装置价格高，效率低，同时 6（10）kV补偿级差也在 600kVar，会出现无功不能被精确补偿、功率因数不高的情况。若增加TSC的分组数，把级差做小了，会增加设备投资。

表3 TSC可控硅控制方式下补偿及动作情况

4.3 方案三：采用TSC+HVC组合方式

用成本低的HVC做固定补偿，TSC做动态补偿，利用HVC结构简单、成本低和TSC能快速跟踪负荷变化，可以频繁投切电容器的特点，可以达到降低装置成本，提高装置使用寿命的目的。但仍然存在补偿级差高，无功不能被连续补偿、功率因数不高的缺点。

表4 TSC+HVC组合方式下补偿及动作情况

4.4 方案四：采用SVG+HVC组合方式

SVG+HVC装置充分利用SVG连续双向补偿和HVC成本低的特点，SVG的容量只占到18%，但全套装置仍具有-750～4250kVar的连续无功调节功能，能够自动连续补偿无功功率，做到精确补偿，而且设备投资费用下降，性价比提升。

表5 SVG+HVC组合方式下补偿及动作情况

3.5 综合对比及节电效果分析

四套无功补偿方案的综合对比如下：

表6 无功补偿方案性能比较表

从上述对比可以看出，SVG+HVC组合方案响应时间快，补偿范围广且能达到全程范围内的连续补偿，但设备投资最高；HVC补偿效果最差，相应时间最长，对电网冲击最大，但投资最少。我们对两种技术的节能效果进行以下对比分析：

（1）应用HVC后，补偿无功功率不连续，平均功率因数最高可达0.92；

（2）应用SVG+HVC后，补偿无功功率随负荷变化，连续平滑，不会出现无功欠补及过补的情况,瞬时功率因数即可达到0.95以上。

埕海110kV变电站最终设计为1.6万kW的生产负荷，按0.7元/kWh计算，年电能费用9811万元，应用SVG+HVC技术后，变电站功率因数至少能从0.92提高到0.95以上后，因功率因数提高，每年将降低电费至少44万元，比HVC多出的投资2年便可收回。此外，采用SVG技术后，系统维护费用将大大降低，系统运行可靠性也将大大提高，由此带来的经济效益也是很可观的。

因此，采用SVG+HVC的方案不仅技术性能好，而且节能效果显著，投资见效快，是四种方案中最好的。