一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统的制作方法

1.本实用新型属于电力系统优选设计技术领域，其具体涉及一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统，其具体为一种用于1000kv变电站无功补偿装置的接入中压侧系统。


背景技术：

2.根据现有技术实践和研究结论，现在经常采用的是，如图1所示的安装在主变压器低压侧的1000kv变电站无功补偿装置；其中，将无功补偿装置安装在主变压器低压侧的方案的优点在于，符合常规变电站以往运行习惯，有成熟的 110kv开关设备。
3.将无功补偿装置安装在主变压器低压侧的方案，在实际运行种发现其存在以下问题，如：主变压器低压侧回路的设备种类多，运行维护工作量大；110kv无功补偿的单组容量易受到电压波动及开关切合短路电流能力的限制；为满足 110kv侧电压波动需求，1000kv主变压器配置了调压补偿变，增加了设备投资和占地；110kv无功补偿回路一般采用hgis(负荷开关)或带选相合闸装置的瓷柱式断路器。hgis(负荷开关)无法开合短路电流，瓷柱式断路器使用寿命相对较短。
4.现有将无功补偿装置安装在主变压器低压侧的方案不仅仅成为特高压交流变电站发展的瓶颈，也成为在特高压电网建设中特高压交流变电站无功补偿系统设计方案中的一项亟待解决的重要内容。


技术实现要素：

5.基于现有技术存在的问题，本实用新型提出一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统。
6.依据本实用新型的技术方案，提供一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统，其为一种用于1000kv变电站无功补偿装置的接入中压侧系统，其包括包括第一 1000kv抗区、第二1000kv抗区、第三1000kv抗区、第一主变区、第二主变区、 500kv配电装置区、1100kv配电装置区、第四主变区、第三主变区、第一电抗器区、第一电容器区、第二电抗器区和第二电容器区；其中第一1000kv高抗区、第二1000kv高抗区、第三1000kv高抗区用于放置线路高抗，补偿特高压线路充电功率。
7.其中，第一主变区、第二主变区、第三主变区及第四主变区用于放置特高压主变，每个主变区放置1台特高压主变。用于无功补偿装置的接入中压侧系统中的高压并联电抗器采用固定式，回路设备采用敞开式，高抗回路设备之间采用支撑管母线连接，高抗回路采用软导线与1000kv出线线路连接。
8.进一步地，主变型式为单相自耦，主变容量为3000/3000/1000mva，电压等级为1000/500/110kv。
9.更进一步地，每台主变的高压侧接入1000kv母线，中压侧接入500kv母线，低压侧计入110kv母线。
10.优选地，1000kv配电装置采用户外gis，进出线电压互感器、避雷器及高抗回路避
雷器采用敞开式设备。
11.更优选地，1000kv进出线采用架空软导线，一侧通过软导线与主变1000kv 高压套管连接，另一侧采用软导线与1000kv出线相连。
12.相比较于现有技术，一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统，其具有如下技术效果：
13.1.用于无功补偿装置的接入中压侧系统可以提高单组电容器、电抗器容量；另一方面可以取消变压器的补偿变，这两个方面都有利于减少总平面的占地面积，经计算，可节约占地4.63％。同时用于无功补偿装置的接入中压侧系统可减轻运行维护工作量。
14.2.在用于无功补偿装置的接入中压侧系统中，主变的检修与无功补偿装置的投退将无必然联系，无功补偿装置可根据系统实际需求灵活调度，从而一定程度上提高了变电站运行的安全可靠性。
15.3.本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统采取费用现值法，采用净现值指标评价投资方案的经济效果。与传统的经济评价方法相比，仅通过比较常规方案、中压侧方案初始投资与年费用，回避了变电站收益较难获取这一难题。
16.4.用于无功补偿装置的接入中压侧系统设备初期投资比现有技术方案低，从全寿命周期的角度考虑，用于无功补偿装置的接入中压侧系统优化减小了无功补偿装置的年损耗，经济优势较为明显；全寿命周期无功区成本比常规方案降低约9.7％。
附图说明
17.图1是现有用于无功补偿装置的接入低压侧系统的结构示意图。
18.图2是依据本实用新型的一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统的结构示意图。
19.附图中的附图标记：11，第一1000kv抗区；12，第二1000kv抗区；13，第三1000kv抗区；14，第一主变区；15，第二主变区；16，第一110kv无功补偿区；17，第二110kv无功补偿区；18，500kv配电装置区；19，1100kv配电装置区；20，第四主变区；21，第三主变区；22，第四110kv无功补偿区；23，第三 110kv无功补偿区；
20.24，第一电抗器区；25，第一电容器区；26，第二电抗器区；27，第二电容器区。
具体实施方式
21.下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然所描述的实施例仅仅是本实用新型的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本实用新型保护的范围，另外不应当将本实用新型的保护范围仅仅限制至下述具体结构或部件或具体参数。
22.本实用新型提供一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统，其针对1000kv 变电站主变低压侧无功分组多、占地面积大带来的工程站址场地选择受限问题，首次提出将无功补偿装置直接接入主变中压侧的技术方案(简称“中压侧方案”)。本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统采用主接线型式，其单组电抗容量不大于480mvar；单组电容器容量不大于420mvar。
23.本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统包括第一1000kv抗区11、第二1000kv抗区12、第三1000kv抗区13、第一主变区14、第二主变区15、500kv 配电装置区18、1100kv配电装置区19、第四主变区20、第三主变区21、第一电抗器区24、第一电容器区25、第二电抗器区26和第二电容器区27，其中，
24.第一1000kv高抗区11、第二1000kv高抗区12、第三1000kv高抗区13用于放置线路高抗，补偿特高压线路充电功率。高压并联电抗器采用固定式，回路设备采用敞开式，高抗回路设备之间采用支撑管母线连接，高抗回路采用软导线与1000kv出线线路连接。第一主变区14、第二主变区15、第三主变区21及第四主变区20用于放置特高压主变，每个主变区放置1台特高压主变。主变型式为单相自耦，主变容量3000/3000/1000mva，电压等级1000/500/110kv。每台主变的高压侧接入1000kv母线，中压侧接入500kv母线，低压侧计入110kv母线。
25.1000kv配电装置采用户外gis，进出线电压互感器、避雷器及高抗回路避雷器采用敞开式设备，1000kv进出线采用架空软导线，一侧通过软导线与主变 1000kv高压套管连接，另一侧采用软导线与1000kv出线相连。1000kv配电装置区设置环形道路。
26.500kv配电装置采用户外gis，进出线电压互感器、避雷器采用敞开式设备。 550kv gis采用一字型布置方案，进出线采用架空软导线，一侧通过软导线与主变500kv套管连接，另一侧采用软导线与500kv出线相连。500kv配电装置区设置环形道路。
27.上述部分均与常规特高压变电站功能、规模保持一致。
28.无功补偿装置的接入中压侧系统中的无功补偿区的规模、连接方式与常规特高压变电站有所不同。常规变电站每台主变的110kv侧配置4组240mvar低压电抗器和4组210mvar低压电容器，110kv配电装置采用户外中型布置方式，主变汇流母线和分支母线均采用支持式管母线。两组110kv分支母线和汇流母线垂直布置。汇流母线通过软导线与主变压器低压110kv侧相连，汇流母线与分支母线之间设置总断路器，通过软导线相连，低压电抗器采用干式空心电抗器，低压并联电容器采用框架式，每个无功回路采用软导线接入110kv分支母线。
29.第一电抗器区24、第二电抗器区26各用于放置2组480mvar低压电抗器，用于补偿1000kv线路、500kv线路充电功率。第一电容器区25、第二电容器区 27各用于放置2组420mvar低压电容器，用于补偿主变无功损耗及1000kv、500kv 线路无功损耗。500kv无功补偿配电装置户外中型布置方式，分支母线采用悬吊式管母线，对称布置的两组无功经一组组合式隔离开关通过软导线与分支母线连接，分支母线通过gis管廊接入500kv主母线。
30.各个区域的配置位置如下：
31.以1000kv出线向北为例，1000kv配电装置及1000kv高抗布置在站区北侧， 500kv配电装置布置在站区南侧，向南出线，1000kv主变压器布置在1000kv配电装置和500kv配电装置之间，形成1000kv配电装置、主变压器、500kv配电装置由北向南三列式布置格局，500kv无功补偿装置布置在500kv配电装置东西两侧。
32.进一步地，本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统的电气接线中，根据大组进母线，每1组480mvar 500kv并联电抗器和1组420mvar 500kv并联电容器为一大组，经500kv gis断路器接于500kv母线，小组不设置断路器仅设置隔离开关。
33.如图2所示，选择三相电抗器480mvar、三相电容器420mvar组成8大组，其中每大组
包含1组三相电容器、1组三相电抗器；每小组不设置断路器且仅设置隔离开关，接入本大组无功母线；一台电容器和一台电抗器设置一台断路器直接接入500kv母线。
34.单独增设500kv无功母线及其母线设备。增加的500kv母线设备费用远低于节约的500kvgis断路器费用，该方案经济性较高，且安全稳定性高。同时，大组经1台断路器接入500kv母线，该断路器配置选相合闸功能，因换流站接交流滤波器组回路的断路器均配置了选相合闸功能，因此带选相合闸功能的断路器制造能力没有问题。
35.为了对“中压侧方案”与低压侧方案进行经济性评价，本实用新型提出一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全寿命周期评价方法，首先计算两种方案的初始投资、设备年损耗，然后采取费用现值法进行经济比较分析，经计算，“中压侧方案”全寿命周期成本投资降低9.7％。在本实用新型中采用费用现值法，本实用新型中所使用的技术术语费用现值是指用净现值指标评价投资方案的经济效果，要求用货币单位计算项目的收益，如销售收入额、成本节约额等等。但是有些项目的收益难以用货币直接计算，如安全保障、环境保护、劳动条件改善等等。对于这类项目，若各备选方案能够满足相同的需要，则只需比较它们的投资与经营费用。
36.在本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统中，将无功分组所接母线由110kv改至500kv，电压波动限制因素也由110kv的5％转移至500kv的2.5％。由此出发，可调整原单组无功补偿装置容量。
37.进一步地，根据本实用新型提出的用于无功补偿装置的接入中压侧系统，进行初始投资及占地分析，为了说明本实用新型技术方案的技术优势，基于本实用新型的中压侧技术方案与现有低压侧方案对比分析，首先对两类方案的初始投资和占地面积进行计算，结果如下表1所示：
38.表1两类方案初设投资与占地对比
[0039][0040]
从表中可以看出，无功补偿装置接入中压侧方案占地面积、设备初期投资均较低压侧方案有所节省。
[0041]
此外，采用低压侧方案设计方案时，若主变因故检修，则该主变低压侧全部无功补偿装置均需退出运行；而将无功补偿装置接入500kv母线后，主变的检修与无功补偿装置的投退将无必然联系，无功补偿装置可根据系统实际需求灵活调度，从而一定程度上提高了变电站运行的安全可靠性。
[0042]
本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统中的设备年损耗计算如下：其主要计算主变年损耗值、电抗器电能损耗、电容器电能损耗和设备年损耗及损耗费用。
[0043]
1、主变年损耗值。
[0044]
本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统的主变年损耗值，主变年损耗值计算公式(1)如下所示，主变年损耗值为
[0045]
δa＝δp0t+δpc(s/se)2τ
ꢀꢀꢀ
(1)
[0046]
式中：δp0—变压器空载损耗(kw)；
[0047]
t—变压器运行时间(h)；
[0048]
δpc—变压器负载损耗(kw)；
[0049]
s—变压器运行容量(mva)；
[0050]
se—变压器额定容量(mva)；
[0051]
τ—最大负荷损耗小时数(h)。
[0052]
采用本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统，本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统取消了低压补偿功能，将调压功能整合到自耦变压器的旁柱上实现。变压器由三个铁心调整为一个铁心，硅钢片使用量下降。变压器空载损耗与硅钢片的重量密切相关，硅钢片重量降低使得空载损耗下降。同时低压侧容量大幅度降低，同时结构上高压绕组、中压绕组的内外直径尺寸减小，变压器负载损耗降低。
[0053]
其中，变压器单相空载损耗δp0约为135.6kw，变压器单相负载损耗δpc约为1377kw。当变压器运行时间为8760h时，变压器最大负荷利用小时数同样一方面考虑受主变n-1限制，主变负载率最大约为75％另一方面结合特高压通道利用小时数约为5500h左右、电网负荷利用小时数约为5500h左右，变压器最大负荷利用小时数暂按4100h考虑。
[0054]
参考最大负荷小时数与最大负荷损耗小时数关系，考虑功率因数为1，从表 2中得到最大负荷损耗小时数约2100h。本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全年主变损耗δa约为4898.5万kwh。
[0055]
相对于现有的低压侧方案主变损耗，本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统主变损耗明显低很多。具体计算如下：
[0056]
现有低压侧方案的变压器单相空载损耗δp0约为171kw，变压器单相负载损耗δpc(变压器满载运行时)约为1760kw。以变压器运行时间为8760h为例，变压器达到4台主变规模时，500kv侧需要分列运行；变压器最大负荷利用小时数一方面考虑受主变n-1限制，主变负载率最大约为75％另一方面结合特高压通道利用小时数约为5500h左右、电网负荷利用小时数约为5500h 左右，变压器最大负荷利用小时数暂按4050h考虑。
[0057]
参照最大负荷小时数与最大负荷损耗小时数关系表。考虑功率因数为0.98，从表2中得到最大负荷损耗小时数约2100h。低压侧方案全年4组主变损耗δa 约为6232.8万kwh。
其相对本实用新型本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全年主变损耗δa约为4898.5万kwh，高出1334.3万kwh。
[0058]
表2最大负荷利用小时数与损耗小时数关系
[0059]
单位：h
[0060][0061]
2、电抗器电能损耗。
[0062]
电抗器电能损耗δa1＝δp
01
t1(2)
[0063]
式中：δp
01
—电抗器额定电压下的功率损耗(kw)；
[0064]
t1—电抗器运行时间(h)。
[0065]
在本实用新型中涉及并联电抗器损耗和串联电抗器损耗。
[0066]
1)并联电抗器损耗计算。
[0067]
在本实用新型的一个实施例中，以下面数据为例，每组500kv并联电抗器额定电压下的单相功率损耗为275kw，每组110kv并联电抗器额定电压下的单相功率损耗为196kw。500kv并联电抗器运行时间与110kv低压并联电抗器保持一致，取损耗小时数2000h。按上述公式(2)计算可得，用于无功补偿装置的接入中压侧系统(简称“中压侧方案”)并联电抗器年损耗为1320万kwh。
[0068]
本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统，与现有的低压侧方案相比较，低压侧方案的并联电抗器年损耗为1881.6万kwh，中压侧方案相对低压侧方案减小的年损耗为561.6万kwh。
[0069]
2)串联电抗器损耗计算
[0070]
在本实用新型的一个实施例中，以下面数据为例，110kv串联电抗器(5％) 每相损耗20kw,串联电抗器(12％)每相损耗38.4kw。500kv串联电抗器(5％) 每相损耗36.75kw,串联电抗器(1％)每相损耗17kw。
[0071]
使用本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统，500kv电容器组共 8组，实际工程中考虑4组1％；4组5％。500kv串联电容器组运行时间取2000h，按上述公式(2)计算可得，中压侧方案串联电抗器年损耗约129万kwh。
[0072]
与现有技术相比较，低压侧方案中110kv电容器组串联电抗器串抗率按5％和12％考虑；当采用中压侧方案时，110kv低压串联电容器组运行时间取2000h，按上述公式(2)计算可得，低压侧方案串联电抗器年损耗约280.32万kwh。
[0073]
依据上述计算可以知道，用本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统相
对于现有技术低压侧方案减小的年损耗分别为151.32万kwh。
[0074]
3、电容器电能损耗。
[0075]
电容器电能损耗δa2＝0.0002δqct2ꢀꢀꢀ
(3)
[0076]
式中：0.0002为电容器厂家制造标准中规定的损耗(kw/kvar)；
[0077]
δqc—电容器容量(mvar)；
[0078]
t2—电容器运行时间(h)。
[0079]
经过计算，本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统，以500kv 并联电容器为例，其电容器电能损耗约为134.4万kwh。
[0080]
经过上面的主变年损耗值、电抗器电能损耗和电容器电能损耗计算，可以获得设备年损耗及损耗费用，本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统的设备年损耗及损耗费用约为6478.9万kwh，其相比较于现有低压侧方案损耗约为8529.1万kwh，降低或减少设备损耗约为2050.2kwh。
[0081]
进一步地，如果采用本实用新型的用于无功补偿装置的接入中压侧系统的技术方案对全国的高压电网进行改造，将减少非常可观的电能损耗。例如目前全国各地上网电价差别较大，暂按中间价格，以0.35元/kwh进行计算，则用于无功补偿装置的接入中压侧系统年损耗费用2267.6万元，低压侧方案年损耗费用 2985.2万元，中压侧方案相较低压侧方案年损耗费用减少717.6万元。
[0082]
进而，本实用新型提出一种用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全寿命周期评价方法，其包括基于主变年损耗值、电抗器电能损耗和电容器电能损耗的计算，其中：主变年损耗值为
[0083]
δa＝δp0t+δpc(s/se)2τ
ꢀꢀꢀ
(1)
[0084]
式中：δp0—变压器空载损耗(kw)；
[0085]
t—变压器运行时间(h)；
[0086]
δpc—变压器负载损耗(kw)；
[0087]
s—变压器运行容量(mva)；
[0088]
se—变压器额定容量(mva)；
[0089]
τ—最大负荷损耗小时数(h)；
[0090]
电抗器电能损耗为δa1＝δp
01
t1(2)
[0091]
式中：δp
01
—电抗器额定电压下的功率损耗(kw)；
[0092]
t1—电抗器运行时间(h)；
[0093]
电容器电能损耗为δa2＝0.0002δqct2ꢀꢀꢀ
(3)
[0094]
式中：δqc—电容器容量(mvar)；
[0095]
t2—电容器运行时间(h)。
[0096]
进一步地，设备年损耗费包括主变年损耗值、电抗器电能损耗和电容器电能损耗；
[0097]
基于费用现值法经济分析，对用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全寿命周期进行评价，其包括以下指标：下面为一实施例中所使用的数据；
[0098]
1)初始投资考虑评价，其包括全站投资和无功区投资两种角度；
[0099]
2)使用寿命评价：考虑变电站寿命周期为40年，其中建设期1年，运营期 39年，基准折现率按6.5％考虑；
[0100]
3)基于上述初始投资考虑评价和使用寿命评价，用于无功补偿装置的接入中压侧系统的全站投资的全寿命周期成本比现有低压侧方案降低约3.7％；
[0101]
4)基于上述初始投资考虑评价和使用寿命评价，用于无功补偿装置的接入中压侧系统的无功区投资的全寿命周期成本比现有低压侧方案降低约9.7％。
[0102]
具体的计算如下：初始投资考虑全站投资和无功区投资两种角度，两种方案的全寿命周期经济分析如表3和表4所示。
[0103]
表3费用现值法经济分析(全站投资)
[0104]
单位：万元
[0105][0106]
初始投资考虑全站投资，经过计算，现有低压侧方案的费用现值为290399.3 万元；用于无功补偿装置的接入中压侧系统的费用现值为279557.3万元，用于无功补偿装置的接入中压侧系统全寿命周期成本比现有低压侧方案降低约3.7％。
[0107]
表4费用现值法经济分析(无功区投资)
[0108]
单位：万元
[0109]
项目低压侧方案中压侧方案无功区初始投资70106.469356.8设备年损耗费2985.22267.6费用现值112090.3101248.3成本降低 9.7％
[0110]
初始投资考虑无功区投资，经过计算，现有低压侧方案的费用现值为 112090.3万元；用于无功补偿装置的接入中压侧系统的费用现值为101248.3万元，用于无功补偿装置的接入中压侧系统全寿命周期成本比现有低压侧方案降低约9.7％。
[0111]
更进一步地，本实用新型用于无功补偿装置的接入中压侧系统提高了单组电容器、电抗器容量，减少总平面的占地面积，可节约占地4.63％；同时减轻运行维护工作量。用于无功补偿装置的接入中压侧系统设备初期投资优化减小了无功补偿装置的年损耗，经济优势较为明显。全寿命周期成本比低压侧方案降低约 9.7％。
[0112]
使用用于无功补偿装置的接入中压侧系统，高压电网中的主变的检修与无功补偿装置的投退将无必然联系，无功补偿装置可根据系统实际需求灵活调度，从而大幅提高了变电站运行的安全可靠性。
[0113]
以上所述，仅为本实用新型经过项目量产验证较佳的具体实施方式，但本实用新型的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本实用新型揭露的技术范
围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本实用新型的保护范围之内。本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本实用新型的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出各种各样的修改。