1 000 kV變電站無功補(bǔ)償裝置接入中壓側(cè)方案研究及經(jīng)濟(jì)性評價

程臨燕，鄭 蘭，楊仁花，馬 翀，劉 菲，朱 蕓

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)華北電力設(shè)計(jì)院有限公司，北京 100011；2. 國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司，北京 102209；3. 中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司，陜西 西安 710075)

0 引言

我國目前在運(yùn)的1 000 kV變電站無功補(bǔ)償裝置均安裝在主變壓器低壓側(cè)[1-6]，該技術(shù)方案符合常規(guī)變電站以往運(yùn)行習(xí)慣，有成熟的110 kV 開關(guān)設(shè)備，且設(shè)備費(fèi)較低(以下簡稱“常規(guī)方案”)。但該方案也存在一些弊端，如：主變壓器低壓側(cè)回路的設(shè)備種類多，運(yùn)行維護(hù)工作量大；110 kV 無功補(bǔ)償?shù)膯谓M容量易受到電壓波動及開關(guān)切合短路電流能力的限制；為滿足110 kV 側(cè)電壓波動需求，1 000 kV主變壓器配置了調(diào)壓補(bǔ)償變，增加了設(shè)備投資和占地；110 kV 無功補(bǔ)償回路一般采用負(fù)荷開關(guān)(hybrid gas insulated switchgear，HGIS)或帶選相合閘裝置的瓷柱式斷路器，HGIS(無法開合短路電流，瓷柱式斷路器使用壽命相對較短。同時經(jīng)過調(diào)研，國外部分地區(qū)習(xí)慣于將變電站無功補(bǔ)償裝置安裝在變壓器中壓側(cè)，令國內(nèi)企業(yè)開展業(yè)務(wù)時無法照搬原有經(jīng)驗(yàn)。

針對上述問題，本研究首次提出特高壓交流變電站采用中壓側(cè)接入無功補(bǔ)償裝置的方案[7]。該方案可以起到提高單組電容器、電抗器容量，減少總平面的占地面積，減輕運(yùn)行維護(hù)工作量，降低全壽命周期內(nèi)運(yùn)行成本等作用。特高壓交流變電站采用中壓側(cè)接入無功補(bǔ)償裝置后，主變壓器的檢修與無功補(bǔ)償裝置的投退將無必然聯(lián)系，無功補(bǔ)償裝置可根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際需求靈活調(diào)度，從而大幅提高變電站運(yùn)行的安全可靠性。

本文提出無功補(bǔ)償接入中壓側(cè)的三種接線型式，通過比較系統(tǒng)可靠性、經(jīng)濟(jì)性，給出中壓側(cè)推薦方案；然后基于常規(guī)方案、中壓側(cè)推薦方案計(jì)算初始投資、占地面積、設(shè)備年損耗；最后采用費(fèi)用現(xiàn)值法對兩個方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比較分析。

1 接線型式研究

1.1 系統(tǒng)要求

根 據(jù) Q/DG 1—A011—2008《1 000 kV 變電站設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》10.2.2條：投切一組補(bǔ)償設(shè)備所引起的變壓器中壓側(cè)的母線電壓變化值，不宜超過其額定電壓的2.5%；低壓側(cè)的電壓波動水平控制在5%的水平以內(nèi)。

常規(guī)特高壓變電站無功補(bǔ)償配置于110 kV母線，為了投切時滿足電壓波動要求，單組電抗器容量采用240 Mvar，單組電容器容量采用210 Mvar。

隨著無功分組所接母線由110 kV改至500 kV，電壓波動限制因素也由110 kV的5%轉(zhuǎn)移至500 kV的2.5%。由此，可調(diào)整原單組無功補(bǔ)償裝置容量。經(jīng)系統(tǒng)仿真計(jì)算，推薦無功補(bǔ)償裝置設(shè)置在中壓側(cè)方案為：單組電抗容量不大于480 Mvar；單組電容器容量不大于420 Mvar。

1.2 接線型式

參考換流站交流濾波器組接線方式，本文無功補(bǔ)償裝置接入主變壓器中壓側(cè)的電氣接線擬采用如下三種方案：

方案一(16小組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，各自經(jīng)斷路器直接接于500 kV母線(如圖1所示)。該方案無功組數(shù)配置及布置較為靈活，不需設(shè)置500 kV主母線及其母線設(shè)備；若某一組無功補(bǔ)償回路進(jìn)線斷路器檢修，僅該回路電抗器或電容器需要退出運(yùn)行，不會出現(xiàn)全部無功退出運(yùn)行的情況，但若某組無功補(bǔ)償裝置斷路器拒動，將導(dǎo)致所連接母線停電，增加了500 kV母線檢修停運(yùn)的幾率。當(dāng)無功組數(shù)較多時，對母線影響較大。因該方案降低了系統(tǒng)可靠性，因此不推薦。

圖1 無功補(bǔ)償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案一，16小組方案)

方案二(8大組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，組成8大組(每大組包含1小組電容器、1小組電抗器；小組不設(shè)置斷路器僅設(shè)置隔離開關(guān)，接入本大組無功母線)，每大組設(shè)置1臺斷路器接入500 kV母線(如圖2所示)。方案二小組不設(shè)置斷路器僅設(shè)置隔離開關(guān)，主要考慮電容器與電抗器不會同投，此方案相比方案一，可節(jié)約500 kV GIS斷路器50%，但需單獨(dú)增設(shè)500 kV無功母線及其母線設(shè)備。增加的500 kV母線設(shè)備費(fèi)用遠(yuǎn)低于節(jié)約的500 kV GIS斷路器費(fèi)用，該方案經(jīng)濟(jì)性較高，且安全穩(wěn)定性高于方案一。同時，大組經(jīng)1臺斷路器接入500 kV母線，該斷路器需配置選相合閘功能，可參照換流站接交流濾波器組回路的斷路器(其均已配置了選相合閘功能)配置方案，保障了技術(shù)可行性。

圖2 無功補(bǔ)償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案二，8大組方案)

方案三(4大組方案)：電抗器480 Mvar(三相)、電容器420 Mvar(三相)各8組，組成4大組(每大組包含2小組電容器、2小組電抗器；小組設(shè)投切斷路器)，接入本大組無功母線，再接入交流配電裝置3/2斷路器接線串(如圖3所示)。方案三小組增設(shè)投切斷路器，負(fù)責(zé)無功補(bǔ)償?shù)耐度牒颓袚Q，串內(nèi)斷路器切合故障電流。該方案相比方案二減少了大組數(shù)量，且大組接入交流配電裝置3/2斷路器接線串，減小了500 kV母線檢修停運(yùn)幾率，可靠性較高。但因此增加的斷路器設(shè)備費(fèi)用是方案二的2.75倍，經(jīng)濟(jì)性較差。

圖3 無功補(bǔ)償裝置接入500 kV母線電氣接線(方案三，4大組方案)

1.3 電氣總平面布置

以占地面積約11.89 hm2的某典型特高壓變電站為常規(guī)樣本，采取500 kV組合式隔離開關(guān)并結(jié)合主變壓器取消調(diào)壓補(bǔ)償變外形。針對1.2節(jié)所述方案二和方案三，進(jìn)行平面布置。

方案二(8大組方案)：按照大組進(jìn)母線方案設(shè)計(jì)，每1小組480 Mvar 500 kV并聯(lián)電抗器和1小組420 Mvar 500 kV并聯(lián)電容器為1大組，經(jīng)500 kV GIS斷路器接于500 kV母線，小組不設(shè)置斷路器僅設(shè)置隔離開關(guān)。占地面積11.34 hm2。

方案三(4大組方案)：按照大組進(jìn)串方案設(shè)計(jì)，每2組480 Mvar 500 kV并聯(lián)電抗器和2組420 Mvar 500 kV并聯(lián)電容器為1大組，經(jīng)500 kV GIS斷路器接于500 kV串內(nèi)。占地面積11.45 hm2。

從可靠性、經(jīng)濟(jì)性、節(jié)省占地等方面綜合考慮，推薦方案二的接線型式作為無功補(bǔ)償接入中壓側(cè)的推薦方案(以下簡稱“ 中壓側(cè)方案”)。

2 初始投資及占地面積分析

為了對常規(guī)方案與本文提出方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比較分析，首先對比兩類方案的初始投資和占地面積，結(jié)果見表1所列。變電站規(guī)模均按4組主變壓器、1 000 kV側(cè)8回出線和500 kV側(cè)12回出線考慮。

表1 兩類方案初設(shè)投資與占地對比

從表中可以看出，無功補(bǔ)償裝置接入中壓側(cè)方案占地面積、設(shè)備初期投資均較常規(guī)方案有所節(jié)省。

此外，采用常規(guī)設(shè)計(jì)方案時，若主變壓器因故檢修，則該主變壓器低壓側(cè)全部無功補(bǔ)償裝置均需退出運(yùn)行；而將無功補(bǔ)償裝置接入500 kV母線后，主變壓器的檢修與無功補(bǔ)償裝置的投退將無必然聯(lián)系，無功補(bǔ)償裝置可根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際需求靈活調(diào)度，從而大幅提高了變電站運(yùn)行的安全可靠性。

3 設(shè)備年損耗差值比較分析

3.1 主變壓器年損耗差值比較

主變壓器損耗計(jì)算公式如式(1)所示：

式中：ΔP0為變壓器空載損耗，kW；T為變壓器運(yùn)行時間，h；ΔPC為變壓器負(fù)載損耗，kW；S為變壓器運(yùn)行容量，MVA；Se為變壓器額定容量，MVA；τ為最大負(fù)荷損耗小時數(shù)，h。

3.1.1 常規(guī)方案主變壓器損耗

根據(jù)廠家提供計(jì)算數(shù)據(jù)，變壓器單相空載損耗ΔP0約為171 kW，變壓器單相負(fù)載損耗ΔPC(變壓器滿載運(yùn)行時)約為1 760 kW。

變壓器運(yùn)行時間為8 760 h。變壓器達(dá)到4臺主變壓器規(guī)模時，500 kV側(cè)需要分列運(yùn)行。變壓器最大負(fù)荷利用小時數(shù)一方面考慮受主變壓器“N-1原則”(電力系統(tǒng)的N個元件中的任一獨(dú)立元件發(fā)生故障而被切除后，應(yīng)不造成因其他線路過負(fù)荷跳閘而導(dǎo)致用戶停電，不破壞系統(tǒng)的穩(wěn)定性，不出現(xiàn)電壓崩潰等事故)限制，主變壓器負(fù)載率最大約為75%(cosφ=0.98)，另一方面結(jié)合特高壓通道利用小時數(shù)約為5 500 h左右、電網(wǎng)負(fù)荷利用小時數(shù)約為5 500 h左右，變壓器最大負(fù)荷利用小時數(shù)暫按4 050 h考慮。

參照最大負(fù)荷利用小時數(shù)與最大負(fù)荷損耗小時數(shù)關(guān)系表[8]，見表2所列?？紤]功率因數(shù)為0.98，經(jīng)估算后得到最大負(fù)荷損耗小時數(shù)約2 100 h。

表2 最大負(fù)荷利用小時數(shù)與最大負(fù)荷損耗小時數(shù)關(guān)系 h

常規(guī)方案全年4組主變壓器損耗約為6 232.8萬 kWh。

3.1.2 中壓側(cè)方案主變壓器損耗

中壓側(cè)方案取消了低壓補(bǔ)償功能，將調(diào)壓功能整合到自耦變壓器的旁柱上。變壓器由3個鐵芯調(diào)整為1個鐵芯，硅鋼片使用量下降。變壓器空載損耗與硅鋼片的重量密切相關(guān)，硅鋼片重量降低使得空載損耗下降。同時低壓側(cè)容量大幅度降低，同時結(jié)構(gòu)上高、中壓繞組內(nèi)外直徑尺寸減小，變壓器負(fù)載損耗降低。

根據(jù)廠家提供計(jì)算數(shù)據(jù)，變壓器單相空載損耗ΔP0約為135.6 kW，變壓器單相負(fù)載損耗ΔPC約為1 377 kW。

變壓器運(yùn)行時間與常規(guī)方案一致為8 760 h。變壓器最大負(fù)荷利用小時數(shù)一方面考慮受主變壓器“N-1原則”限制，主變壓器負(fù)載率最大約為75%(cosφ=1)，另一方面結(jié)合特高壓通道利用小時數(shù)約為5 500 h左右、電網(wǎng)負(fù)荷利用小時數(shù)約為5 500 h左右，變壓器最大負(fù)荷利用小時數(shù)按4 100 h考慮。

參考最大負(fù)荷利用小時數(shù)與最大負(fù)荷損耗小時數(shù)關(guān)系表，見表2所列，考慮功率因數(shù)為1.0，經(jīng)估算得到最大負(fù)荷損耗小時數(shù)約2 100 h。

中壓側(cè)方案全年主變壓器損耗約為4 898.5萬kWh。

3.2 電抗器電能損耗

電抗器電能損耗計(jì)算公式如式(2)所示：

式中：ΔP0為電抗器額定電壓下的功率損耗，kW；T為電抗器運(yùn)行時間，h。

3.2.1 并聯(lián)電抗器損耗

經(jīng)調(diào)研，每組500 kV并聯(lián)電抗器額定電壓下的單相功率損耗為275 kW，每組110 kV并聯(lián)電抗器額定電壓下的單相功率損耗為196 kW。500 kV并聯(lián)電抗器運(yùn)行時間與110 kV低壓并聯(lián)電抗器保持一致，取2 000 h。按式(2)計(jì)算可得，中壓側(cè)方案并聯(lián)電抗器年損耗為1 320萬kWh，常規(guī)方案并聯(lián)電抗器年損耗為1 881.6萬kWh，中壓側(cè)方案相對常規(guī)方案減小的年損耗為561.6萬kWh。

3.2.2 串聯(lián)電抗器損耗

常規(guī)方案中110 kV電容器組串聯(lián)電抗器串抗率按5%和12%考慮(其中一半電容器組串抗率為5%，另一半為12%[9-11])；當(dāng)采用中壓側(cè)方案時，500 kV電容器組共8組，實(shí)際工程中考慮4組1%；4組5%。

經(jīng)調(diào)研，110 kV串聯(lián)電抗器(5%)每相損耗：20 kW，串聯(lián)電抗器(12%)每相損耗：38.4 kW。500 kV串聯(lián)電抗器(5%)每相損耗：36.75 kW,串聯(lián)電抗器(1%)每相損耗：17 kW。

500 kV并聯(lián)電容器組運(yùn)行時間與110 kV低壓并聯(lián)電容器組保持一致，取2 000 h，按式(2)計(jì)算可得，方案二串聯(lián)電抗器年損耗約129萬kWh，常規(guī)方案串聯(lián)電抗器年損耗約280.32萬kWh，方案二相對于常規(guī)方案減小的年損耗分別為151.32萬kWh。

3.3 電容器電能損耗

電容器電能損耗計(jì)算公式如式(3)所示：

式中：0.000 2為目前電容器廠家制造標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的損耗，kW/kvar；ΔQC為電容器容量，Mvar；T為電容器運(yùn)行時間，h。

500 kV并聯(lián)電容器與110 kV并聯(lián)電容器額定電壓下的功率損耗差別不大，約為134.4萬kWh。

3.4 設(shè)備年損耗及損耗費(fèi)用

綜上分析，方案二年損耗約為6 478.9萬kWh，常規(guī)方案損耗約為8 529.1萬kWh，方案二相較常規(guī)方案減少設(shè)備損耗約為2 050.2 kWh。

目前全國各地上網(wǎng)電價差別較大，暫按中間價格，以0.35元/kWh進(jìn)行計(jì)算，則方案二年損耗費(fèi)用2 267.6萬元，常規(guī)方案年損耗費(fèi)用2 985.2萬元，方案二相較常規(guī)方案年損耗費(fèi)用減少717.6萬元。

4 全壽命周期經(jīng)濟(jì)性評價

費(fèi)用現(xiàn)值是指用凈現(xiàn)值指標(biāo)評價投資方案的經(jīng)濟(jì)效果，要求用貨幣單位計(jì)算項(xiàng)目的收益，如銷售收入額、成本節(jié)約額等等。但是有些項(xiàng)目的收益難以用貨幣直接計(jì)算，如安全保障、環(huán)境保護(hù)、勞動條件改善等等。對于這類項(xiàng)目，若各備選方案能夠滿足相同的需要，則只需比較它們的投資與經(jīng)營費(fèi)用[12]。

1)評價原則

①初始投資考慮全站投資和無功區(qū)投資兩種角度。

②考慮變電站壽命周期為40 a，其中建設(shè)期1 a，運(yùn)營期39 a。基準(zhǔn)折現(xiàn)率按6.5%考慮。

2)評價結(jié)果

初始投資考慮全站投資和無功區(qū)投資兩種角度，兩種方案的全壽命周期經(jīng)濟(jì)分析見表3、表4所列。

表3 費(fèi)用現(xiàn)值法經(jīng)濟(jì)分析(全站投資)

表4 費(fèi)用現(xiàn)值法經(jīng)濟(jì)分析(無功區(qū)投資)

初始投資考慮全站投資，經(jīng)過計(jì)算，常規(guī)方案的費(fèi)用現(xiàn)值為290 399.3萬元；方案二的費(fèi)用現(xiàn)值為279 557.3萬元，方案二全壽命周期成本比常規(guī)方案降低約3.7%。

初始投資考慮無功區(qū)投資，經(jīng)過計(jì)算，常規(guī)方案的費(fèi)用現(xiàn)值為112 090.3萬元；方案二的費(fèi)用現(xiàn)值為101 248.3萬元，方案二全壽命周期成本比常規(guī)方案降低約9.7%。

5 結(jié)論

針對1 000 kV變電站主變壓器低壓側(cè)無功分組多、占地面積大帶來的工程站址場地選擇受限問題，本研究首次提出將無功補(bǔ)償裝置接入1 000 kV交流變電站中壓側(cè)的思路。

1)考慮設(shè)備制造能力及電壓波動控制裕度，推薦無功補(bǔ)償裝置接入中壓側(cè)時，單組電抗容量為480 Mvar；單組電容器容量為420 Mvar。

2)從經(jīng)濟(jì)性、節(jié)省占地、可靠性等方面綜合考慮，推薦單組電抗器和電容器組采用共用斷路器方式直接接入500 kV母線的接線型式。

3)通過計(jì)算初始投資、設(shè)備年損耗并采用費(fèi)用現(xiàn)值法對常規(guī)方案與中壓側(cè)方案進(jìn)行了全壽命周期經(jīng)濟(jì)性分析，中壓側(cè)方案總平面占地指標(biāo)降低4.6%，全壽命周期成本投資降低9.7%。