关键词：变电站无功补偿配置
1功率因数和无功功率补偿的基本概念
1.1功率因数：电网中的电气设备如电动机、变压器属于既有电阻又有电感的电感性负载，电感性负载的电压与电流的相量间存在相位差，相位角的余弦值即为功率因数cosφ，它是有功功率与视在功率的比值，即cosφ=P/S。
1.2无功功率补偿的目的:电网中的无功功率负荷主要有异步电动机、变压器，还有一部分输电线路。而无功电源主要有发电机、静电电容器、同步调相机、静止补偿器。无功功率的产生基本不消耗能源，但是无功功率沿电力网传输却要引起有功功率损耗和电压损耗。合理配置无功功率补偿容量，以改变电力网无功潮流分布，可以减少网络中的有功功率损耗和电压损耗，从而改善用户端的电压质量。设置补偿装置时，应由系统专业根据电网电压、系统稳定性、有功分配、无功平衡、调相调压，以及限制谐波电压、潜供电流、暂时过电压等因素，提出补偿装置的设置地点、种类形式、容量和电压等级。电气专业要从安装地点的自然环境条件，装置的接线方式、布置形式、控制保护方式，设备的技术条件，以及避免或限制补偿装置引起的操作过电压和谐振过电压等角度出发，予以配合。
2关于无功功率补偿容量的确定
变电站安装投运无功补偿装置，有利降损节能，改善电能质量，提高输变电设备有功出力，使有限的电能发挥更大的效益，早已成为共识。但是在变电站中有的因过补电容器投不上，有的因电容器投上后电压过高而不得不将电容器退下来，虽然增加了高额基建投资，却未发挥应有的作用。因此笔者认为有必要重新探讨一下关于变电站中无功补偿容量的配置问题，下面仅就35KV变电站中无功补偿容量的配置谈一谈。
原能源部颁发的《电力系统电压和无功补偿电力技术导则》（SD325-89）规定：“220kV及以下电压等级的变电站，应根据需要配置无功补偿设备，其容量可按主变压器容量的0.10~0.30确定。”目前基建审批机关一般按主变压器容量的0.2倍审批35KV变电站无功补偿容量。
在35KV变电站，无功补偿方式为10KV母线集中补偿，其选择的容量应为主变无功损耗与主变一次侧到电源点之间线路无功损耗之和，即：QB=QBJ+QBL+QL
其中：QB=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar）
QBJ=I0%Se/100(Kvar）
QBL=Ud%Se/100(Kvar）
QL=3I2×XL×L×10-3（Kvar）
以上各式中QB——变电站无功补偿容量，Kvar；
QBJ——变压器的激磁无功损耗，Kvar；
QBL——变压器的漏磁无功损耗，Kvar；
QL——35KV线路无功损耗，从35KV变电站到上一级变电站
出口之间无功损耗Kvar；
I0%——变压器空载电流百分数；
Ud%——变压器短路电压百分数；
Se——变压器额定容量，Kva；
XL——每公里线路阻抗值，取0.4Ω/km；
L——35kV线路长度，km；
I——实际运行的35kV线路电流；
原能源部颁发的《电力系统电压和无功补偿电力技术导则》中关于变电站中无功补偿容量是针对以前（64、73系列）高耗能变压器参数制定的。目前我们新建站一般采用SZ9系列节能变压器，变压器本身的激磁无功损耗和漏磁无功损耗都已大大降低，因此这一补偿原则应予重新考虑。下面以计算结果为例：
某35kV变电站，主变两台，1#主变容量为5000kVA，I0%=0.4，Ud%=6.92，35kV侧额定电流82A，2#主变容量为3150kVA，I0%=0.48，Ud%=7.83。35kV侧额定电流52A。两台主变分裂运行，35kV线路长度7.932km，设主变负载系数β为1，确定每段母线的补偿容量。
10Kv1#母线补偿容量为：QB1=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar）
=（0.4+6.92）×5000/100+3×822×7.932×0.4×10-3
=430（Kvar）
10Kv2#母线补偿容量为：
QB2=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar）
=（0.48+7.83）×3150/100+3×522×7.932×0.4×10-3
=287.5（Kvar）
目前箱式并联电容器的单台容量均较大，为了安装方便，减少占地面积，一般均选用该系列的电容器。本着只能欠补不能过补的原则，1#母线的补偿容量为360Kvar，为主变容量的7.2%。2#母线的补偿容量为200Kvar，为主变容量的6.3%。
以上均将β值按“1”考虑，如果β值达不到1（实际也确实达不到1），补偿容量还应有所减少。因为若考虑到变压器经济运行负载系数β，主变漏磁无功损耗：QBL=Ud%β2/100×Se
QL=3I2×β2×XL×L×10-3（Kvar）
按照变压器设计国家标准：《GB6451.2-86》35KV双绕组Yd11系列变压器，3150kVA主变I0%最大为1.0+30%，Ud%最大为7±10%，伴随着小型化站在全国的推广普及及农网改造要求，目前一般新建站35KV供电半径不大于15km。
按照以上标准计算变电站中最大补偿容量:
5000kVA主变
QB1=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar）
=(1.3+7.7)×5000/100+3×822×15×0.4×10-3
=571（Kvar）
为主变容量的11%
3150kVA主变
QB2=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar）
=(1.3+7.7)×3150/100+3×522×15×0.4×10-3
=332（Kvar）
为主变容量的10.5%
根据以上实际计算，关于35KV变电站无功补偿容量的确定，应遵循以下原则:①35KV变电站的无功补偿容量必须根据主变参数，主变负载系数，35KV线路参数进行实际理论计算。②根据只能欠补不能过补的原则，防止无功倒流，实际补偿容量必须小于理论计算值。③每组电容器的补偿容量必须根据相应的主变容量确定，不宜平均分配(每个电容器组又可分三组，容量比最好为1:2:3)，以利随主变的投停及负荷情况投退相应的电容器。④鉴于目前S9系列节能变压器的国家标准，和小型化变电站“密布点、短半径”的建站原则，及农网改造要求，一般35KV线路长度不会超过15公里，加之35KV线路的无功损耗占的比重较小，故小型化35KV变电站的无功补偿容量确定为主变容量的5%~8%为宜。
当然，对于整个系统来说，无功补偿容量的配置，应按照“全面规划，合理布局，分级补偿，就地平衡”的原则，要把降损与调压相结合，以降损为主；又要把集中补偿与分散补偿相结合，以分散为主；同时供电部门补偿与用户补偿相结合，以就地平衡为主，共同搞好无功补偿的配置和管理，从而取得无功补偿的最大经济效益。