变电站无功补偿配置及运行分析
广东电网有限责任公司东莞供电局、东莞市城建规划设计院的研究人员陈健强、李婷，在2017年第11期《电气技术》杂志上撰文，首先介绍电网无功补偿平衡及基本配置，以东莞地区某500kV变电站为例重点介绍常见的并联电容器和并联电抗器的参数配置和注意事项，然后介绍了变电站AVC系统架构及相应的电压控制方法，最后分析了500kV变电站的无功功率补偿实际运行情况，为变电站无功设备控制提供参考。
变电站无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额，适当补偿部分线路及间隔负荷侧的无功损耗[1]。随着经济的快速发展，500kV电网已逐步形成东莞电网的骨干网架，东莞电网作为互联电网受端，局部地区存在负荷过重现象。
随着电缆化程度和分布式能源接入量的不断增长，在电能的传输和分配过程中，无功不平衡导致无功潮流在输电线路和变压器上造成大量的电能损失，而长线路充电功率又会导致末端电压升高问题[2]。
因此，合理配置无功补偿设备，调整系统电压在合格范围内，科学合理配置无功补偿设备，确保电网潮流分布合理，对于系统安全、经济运行，向用户提高可靠、优质的电能有着重要的意义。
由于传统的电压控制方式难以适应日益复杂的潮流分布和运行方式的变化，因此，电压的调控由传统的人工投切方式转变为电压无功自动控制方式（AVC），目前国内多地电网投入运行AVC系统，不但提高了电压质量，降低了网损，满足了电网安全、优质、经济运行的要求，而且大大减轻了人工调整的工作量，取得了良好的应用效果。
本文首先介绍无功补偿平衡及基本配置，以东莞地区某500kV变电站为例介绍无功补偿配置中的注意事项，然后介绍了变电站AVC系统架构及相应的电压控制方法，，最后分析500kV变电站的无功功率补偿实际运行情况，为变电站无功设备控制和运行提供参考。
1 无功补偿平衡和配置
1.1 无功功率平衡
无功功率平衡是保证电压质量的基本条件，无功功率平衡要实时做到分（电压）层、分（供电）区无功平衡[3]，包括如下：（1）就地平衡原则。由于输电线路，尤其是变压器的电抗X远大于电阻R，功率传输中的无功和电压损耗很大，通过就地平衡可以减少无功的传送，减少电压损耗。（2）分层平衡。即变电站内不同电压等级来的过剩无功将在变电站内通过补偿装置平衡，不流入相邻电网。（3）区域平衡。在交流电网中，通常要求输电线路两侧的区域分别实现无功平衡，包括发电厂区域和变电站区域。
1.2 变电站无功设备配置
变电站无功补偿的设备包括：并联电容器和同步调相机、并联电抗器、静止无功补偿装置。其中并联电容器和并联电抗器应用广泛，本节主要结合某500kV变电站重点介绍。并联电容器补偿设备包括并联电容器、电容器附件和串联电抗器：
（1）并联电容器能产生相位超前与电网电压的无功电流，提高电网功率因数。电容器附件包括放电线圈、避雷器和熔断器。放电线圈在电容器退出运行后泄放电容器的储能，提供继电保护信号。氧化锌避雷器及过电压保护装置，抑制操作过电压。单台电容器保护熔断器。
为无内熔丝电容器的极间短路提供快速保护。该500kV变电站并联电容器型式类别有组架式和集合式两种，每组电容器分相布置并采用双星型接线，双星型同相并接后再串联电抗器，通过35kV断路器并接在主变压器变低侧35kV单母线。
主要用于：在无功功率需求较大导致站内母线电压下降时，根据电压控制要求投入并联电容器，向220kV电网和主变压器集中补偿无功功率，维持电压水平；而电压水平较高时则退出运行。
文献[4]指出，并联电容器和并联电抗器的补偿容量，宜分别为主变压器容量的30%以下，电容器分组容量可选为30-60MVar。该500kV变电站主变压器总容量为4000 Mvar，配置的并联电容器每组容量为60 Mvar，共12组，总容量为720Mvar，电容器容量比为18%，符合规范要求。
（2）电容器附件包括放电线圈、避雷器和熔断器。放电线圈在电容器退出运行后泄放电容器的储能，提供继电保护信号。氧化锌避雷器及过电压保护装置，抑制操作过电压。单台电容器保护熔断器。为无内熔丝电容器的极间短路提供快速保护。
（3）串联电抗器。作用是抑制合闸涌流，抑制电网谐波，防止谐波对电容器造成危害，避免电容器装置的接入对电网谐波的过度放大和谐振发生[5]。
值得注意的是电抗器周围必须保证无铁磁物体及其它杂物，要避开继电保护和微机室，距电抗器本体外圆半径的范围内不应有粗大的金属构件，地下接地体不得呈金属闭合环路状态，电抗器周围的围网、围栏必须开路，两台电抗器的中心距应不小于本体外圆直径的1.8倍，以保证设备的安全运行和操作人员身体健康[6]。
串联电抗器的大小视电容器安装处母线的谐波状况而定，串联电抗器的电抗率即每相额定感抗与额定容抗百分比（%），一般有三种选择：基本无谐波、仅为限制合闸涌流时百分比选0.5%-1.0%；有五次谐波时选4.5%-6.0%；有三次谐波时选12%-13%[7]。
该500kV变电站每一组电容器配置一组串联电抗器，第一组串联电抗器的电抗率为12%，第二组百分比为2%，第三组百分比为2%，该电抗率的选择综合考虑了限制涌流、防止谐波放大和谐振发生。
并联电抗器包括高压并联电抗器和低于并联电抗器。500kV及以上高压并联电抗器主要作用是限制工频过电压和降低潜功供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的剩余充电功率[8]；主变压器低压侧并联电抗器的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率。
该500kV变电站干式并联电抗器品字型布置，与串联电抗器一样，周围设施也必须满足的防电磁感应的空间距离。每组电抗器分相布置采用星型接线，通过35kV断路器并接在主变压器变低侧35kV单母线。
主要用于：在无功功率低谷导致站内母线电压上升时，根据电压控制要求投入并联电抗器，吸收多余的无功功率，维持电压水平；而电压水平较低时则退出运行。该500kV变电站配置的并联电抗器每组容量为60 Mvar，共8组，总容量为480Mvar，电抗器容量比为12%，符合规范要求。
图1 #1号主变压器低压侧母线接线图
图1为东莞地区某500kV变电站#1号主变压器低压侧母线接线图，每一段母线分别接3组电容器（包括串联电抗器组）和2组电抗器组，该站所有电容器组和电抗器组分别接在#1号主变压器、#2号主变压器、#3号主变压器、#4号主变压器的35kV低压侧母线，实现站内的无功补偿和电压调节，无功设备配置见表1。
表1 某500kV变电站无功设备配置
2 500kV变电站调压方式
无功功率平衡与否（过剩或不足）是针对各层次电网所规定的电压水平而言的，无功功率与电压，无法全网调度，层次性、地域性较强，只能实行各层次和地域的平衡。
无功功率不平衡引起电压偏移，根据无功负荷的电压静态特性，当一个地区无功过剩时，电压升高，无功不足时电压降低，电压升高和降低的数值由代表该地区的综合无功负荷的电压静态特性来确定。
2.1 传统调节无功补偿方式
某500kV变电站传统人工调节无功补偿方式，运行人员根据以下电容器和电抗器投退策略进行投退，一方面保证500kV和220kV母线电压在控制范围；另一方面根据主变压器无功功率状况进行调节实现无功的就地平衡。
（1）电抗器投切要求保证母线电压合格：当220kV母线电压达到或超过231.0kV时，或者当500kV母线电压达到或超过531.0kV时应投入并联电抗器组。无功实现就地平衡：当主变压器无功功率Q>0.2P（P为主变压器有功功率）时，应退出并联电抗器组；当主变压器无功功率Q≤0时，应投入并联电抗器组。并联电抗器组作用是系统无功多余时吸收无功，而电容器组作用是系统无功缺额时发出无功，两者作用是相反的，因此并联电抗器组与电容器组不能同时投入运行。
（2）电容器投切要求保证母线电压合格：当220kV母线电压达到或低于220.0kV时，或者当500kV母线电压达到或低于500.0kV时，应投入电容器组。无功实现就地平衡：当主变压器无功功率Q>0.2P（P为主变压器有功功率）时，应投入电容器组；当主变压器无功功率Q≤0时，应退出电容器组。
2.2 AVC调节无功补偿方式
AVC系统是以电压最优、损耗最小为终极目标[9]，以数据采集与监视控制系统（SCADA）采集的全网实时数据为基础[10]，应用最优潮流算法进行在线优化分析计算，形成控制策略并实施，控制发电厂无功出力、控制电网内变电站和用户无功补偿装置以及变压器分接头等，最终达到电网无功功率分布合理，实现电网最优化运行。
按照分层分区的建设思路，500kV变电站接受省级调度中心AVC系统的直接集中控制，AVC系统总体结构示意图如图2所示。
图2 AVC系统总体结构示意图
该500kV变电站AVC系统控制示意图如图3，中调编制日前电压计划曲线，提前一天通过中调AVC下发至地调AVC。中调AVC负责对全网电压无功进行实时优化计算，将各500kV变电站主变低压侧母线注入无功控制指令下发至地调AVC。
地调AVC以省调下发的电压计划曲线值作为电压限值，在确保电压和无功合格基础上，以中调下发的500kV变电站主变低压侧母线注入无功控制指令作为控制目标，同时考虑保护动作或设备异常等安全问题，最终形成控制策略由地调EMS向变电站下发电容电抗投退的遥控命令。
图3 500kV变电站AVC系统控制示意图
3 无功补偿设备运行分析
表2 500kV母线电压控制要求（单位：kV）
500kV变电站采用的电压控制策略以500kV母线电压合格为主，兼顾220kV电压[11]，无功补偿设备是电容器和电抗器。以东莞某500kV变电站为例，该变电站已开始由AVC进行无功补偿控制和电压调节，每日分时段控制母线电压要求见表2和表3。
在AVC运行期间，根据每段母线上的第一组电容器的串联电抗器的电抗率是12%的配置，每段母线上第一组电容器是遵循“先投后退”的原则：即需要投入电容器时，必须先投入第一组电容器，才能投入其它组别电容器；
需要退出电容器时，必须先退出其它组别电容器，最后退出第一组电容器。500kV变电站的无功补偿专门由主变压器的低压侧母线提供，没有出线负荷，低压侧母线基本不存在谐波问题，更多考虑合闸涌流措施。
表3 220kV母线电压控制要求（单位：kV）
除了第一组电容器外，其它组别的电容器和电抗器的投入存在一定的随机性，运行人员多次发现220kV母线电压达到234.8kV时（满足220kV电压控制要求AVC应该动作），主变低压侧35kV 1M母线上的第一组、第二组电容器仍然在投入状态。
联系调度并得到许可后，运行人员人工退出了第二组电容器，退出了第二组电容器后第一组电容器就正常自动退出，其它组别的电抗器也能自动相继投入。
通过调度监控分析，发现投退无功补偿设备的随机性和第一组电容器的“先投后退”策略发生冲突，导致在无功过多时无法退出电容器组，后续已完成策略的升级整改，运行正常。
图4 500kV I母某日电压曲线
图5 220kV I母某日电压曲线
图4和图5分别为该500kV变电站AVC运行后某日的500kV I母和220kV I母电压曲线，可以看出500kV I母和220kV I母电压在负荷高峰期（10时、16时、20时）电压水平将出现下降。
而AVC在负荷高峰按照电压控制要求提供了无功功率，500kV I母电压在下限定值（08:15-12:14对应528kV，14:45-21:59对应527kV）上下微量波动调节属于正常，其余时间都能维持控制水平；而220kV I母电压全天时间都能维持控制水平， AVC控制策略的能满足电压控制要求，电压调节效果较为明显。
运行经验表明，35kV母线上电容器组或电抗器投入越多，低压侧母线的电压不平衡度越大，当无功补偿设备不投入时零序电压接近0V；当某段低压侧母线投入3组电容器后，零序电压可达10V。因此，AVC有必要根据无功功率情况合理的控制本站的无功设备的平均投切，避免低压侧母线上无功设备过多。
另外，AVC控制策略需要考虑电容器和电抗器断路器的动作次数，避免某一台电容器断路器或电抗器断路器投退较多超过断路器动作次数，尽量使断路器分合闸次数均匀。
4 结论
本文首先介绍了变电站无功补偿的基本概念，结合东莞地区某500kV变电站为例介绍了常见的并联电容器和并联电抗器的参数配置和注意事项。然后介绍了500kV变电站调节无功补偿控制方式，包括传统的无功补偿方式和当今AVC无功补偿系统架构及控制方式。
接着结合500kV变电站母线电压控制要求研究AVC实际运行情况，通过对某日的500kV 和220kV 母线电压值与控制策略进行分析比较，不同控制时间段母线电压都能满足控制要求，验证了AVC控制策略的有效性，最后根据运行经验提出了AVC控制策略的补充意见。