无功补偿装置在小水电的应用
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摘要： 无功补偿装置是依据无功功率不从电源和线路上取得，而是按照消耗无功功率的大小就地取得，以充分利用电源（发电机）和线路的功率，从而达到减少电能损耗这一原理制成的一种装置。近年来，此装置在用电企业和供电局中普遍采用，取得十分好的经济效益，证明这是一项十分成熟的技术。由于种种原因，未见在小水电中应用的报道。黔东南州地方电力总公司，为了解决红旗水力发电厂增加出力的问题，应用了无功补偿装置这一技术，达到机组增容的目的，也取得了相当好的效果。
关键词： 无功补偿 提高功率因数 增加出力 降低线损
一、 红旗水力发电厂概况
黔东南州地方电力总公司属下的红旗水力发电厂，座落在镇远县涌溪乡，属于沅江支流的舞阳河上，距镇远县城13km。电厂于1971年开工建设，1981年投产发电。电厂共装机四台，单机容量3200kw，总容量12800kw。水轮机额定水头34.5m，额定流量12.6m3/s，额定出力3380kw。主接线采用单母分段的方式向舞阳河地方电网供电，由红旗电厂、观音岩电厂和诸葛洞电厂组成的舞阳河地方电网在镇远县城，再由镇远县城向国电凯里供电局上网。线路长10km，电压35kv。总库容4740万m3，有效库容2040m3，大坝高56m，溢流面高程503m，原先是无控制的自由坝顶溢流。1986年，在坝顶加装六扇闸门，门长10m，高5.2m。这样，提高了水头，增加了库容。1990年，上游的观音岩电厂投产发电，增加了红旗电厂的径流量。有了上述两个变化，使提高电厂出力有了可能。
二、 增容改造的由来
1994年，3#、4#发电机定子线圈绝缘老化，决定更换定子线圈，此项工作由原生产厂家天津发电设备厂承担。厂家建议，他们的水轮机出力可以提高，是否在更换线圈时，连同发电机增容一起考虑。即使现在不按增容运行，也为以后增容创造条件。厂家建议增容到3800kw。我们采纳了厂家建议，发电机线圈按3800kw更换。当时更换线圈，主要是解决绝缘问题，增容只是次要的考虑。 线圈更换之后，按说3#、4#机可以按3800kw出力运行，但由于诸多原因，直到2002年都是按3200kw运行。其中主要原因之一，就是主变和线路未改造，主变和线路的容量仍然在限制发电机的出力。直到2002年底，我们在联网点加装了无功补偿装置，克服了主变和线路容量不够大这个难题，增容才得以实现。
三、 加装无功补偿装置实现增容运行。
由于行业和商业的原因 ，以往一说到发电厂增容改造，发电机厂家就推荐改造发电机线圈的办法，但这不是唯一的办法。无功补偿装置厂家，也只是注重用电企业和供电局。这次，我们把无功补偿装置用于水力发电厂，取得了很好的效果。
2002年，省水利厅发文，批准红旗水力发电厂进行增容技术改造，即对3#、4#机进行增容改造增至单机3800kw。由于线圈改造工作已于94年完成，此次只对主变压器和全厂的电气控制保护设备进行改造。因为控制保护部分与增容关系不大，本文不赘述了，只谈一谈如何解决主变和线路的问题。
当时我们考虑，发电机增容，主变增容，但线路不改造，就还有一个瓶颈，还是达不到增加出力的目的。如果主变、线路不改造而在镇远加装无功补偿装置，减少无功电流的输送，提高电厂运行的功率因数，就可以达到提高发电厂有功出力的目的，达到增容的要求。
要使主变和线路电流不超过增容改造前的水平，只要发电机增容后还保持增容前的电流即原来的额定电流就可以了。这可以通过提高发电机运行的功率因数来达到。发电机原额定功率3200kw，电压6.3kv，电流366.5A，功率因数为0.8。增容为3800kw，要使电流不变，功率因数为 cos =0.95 在镇远加装无功补偿装置，我们还有另外一层考虑。我们在镇远与凯里供电局联网，上网功率因数按0.8考核，并且以上网的无功电能折算上网的有功电能，我们在镇远的功率因数达0.86或以上。如果红旗电厂按增容后的出力运行，上网的功率因数将更高。为了解决这个问题，只有在镇远（联网点）装设无功补偿装置才能解决（才能保证上网的功率因数为0.8）。
经过反复认真的论证，我们决定暂缓主变改造，而在镇远开关站加装无功补偿装置。委托湖南紫光测控有限公司设计和提供设备。补偿容量为7200KVAR。主要设备有滤波电容器24只，滤波电抗器3台，六氟化硫开关一台，电容测控装置一套，放电PT3台。设备于2002年12月投入运行，总造价（设备和土建、征地）120.78万元。在试运行期间测试，红旗电厂输送有功功率14000kw，即3#、4#机按有功功率3800kw，cos 为0.95运行，1#、2#机按3200kw，cos 为0.8运行。无功补偿装置输出无功功率为6500～7000KVAR，开关站母线电压为38～38.5KV，上网功率因数为0.8，完全达到了预期的要求。
四、 加装无功补偿装置产生的效益
1、红旗电厂发电量增加
我们只计算丰水期5、6、7三个月多发的电量，因为机组增容增加电量主要是丰水期，在其于期间增容对增加电量的作用不大（因库容不够每天只能发一至2台机组）。补偿之前，红旗电厂被迫降低功率因数运行，常降至0.75，3#、4#机只能按3000kw运行，补偿后按3800kw运行，两台机比补偿前共多带1600kw，因为偶有停机等原因，三个月按90天算：
1600kw×24h×90=345.6万kw.h。
2、减少了线路损失
前面已说到，在红旗电厂输送14000kw有功功率时，无功补偿装置往电网输送无功功率7000KVAR，也就是说，从电厂到镇远的线路少输送无功功率7000KVAR，线路上电流减少了，因而线损也减少了。
线损一般包括固定损失、变动损失两大部分，固定损失是不随输送电流大小变化的，而变动损失与输送电流大小有关，与通过网上电流的平方成正比。因此，我们只计算变动损失的变化。但也无法确定其绝对值，只是计算在同一时段补偿投运后的变动损失占投运前的百分比。
经计算，补偿后的变动损失占补偿前的67%，也就是说，变动损失下降了33%。这一项的效益是巨大的，因为不管电厂以何种方式运行，丰水也好，枯水也罢，只要补偿投入运行，线损下降这一效益就始终存在。前三年平均线损电量为380万kwh，这里面包含了固定部分，我们假定变动部分为300万kwh。那么补偿投运后降低的线损电量为300万kwh×33%=99万kwh。加上电厂多发电356万kwh，全年增加电量为455万kwh。以不含税价0.2元/kwh计算创收益91万元。
3、保证联网点电压正常，改善了电能质量
无功补偿装置投运一年多的实践证明，只要精心调度，无功补偿装置正确投切，电厂对运行的功率因数正确调整，则不管何种运行方式，输送功率多少，都能保证联网点母线电压在38.5kv左右，往电网输送足够的无功功率，上网功率因数为0.8。
五、建议
1、内部、外部环境和技术条件与红旗水力发电厂相仿的电厂，不妨通过论证一试。
2、以后新建水电厂，如果电厂离并网点或负荷中心较远，在设计时，最好把设置无功补偿装置，作为一种技术方案，加以考虑。
关键词： 无功补偿 提高功率因数 增加出力 降低线损
一、 红旗水力发电厂概况
黔东南州地方电力总公司属下的红旗水力发电厂，座落在镇远县涌溪乡，属于沅江支流的舞阳河上，距镇远县城13km。电厂于1971年开工建设，1981年投产发电。电厂共装机四台，单机容量3200kw，总容量12800kw。水轮机额定水头34.5m，额定流量12.6m3/s，额定出力3380kw。主接线采用单母分段的方式向舞阳河地方电网供电，由红旗电厂、观音岩电厂和诸葛洞电厂组成的舞阳河地方电网在镇远县城，再由镇远县城向国电凯里供电局上网。线路长10km，电压35kv。总库容4740万m3，有效库容2040m3，大坝高56m，溢流面高程503m，原先是无控制的自由坝顶溢流。1986年，在坝顶加装六扇闸门，门长10m，高5.2m。这样，提高了水头，增加了库容。1990年，上游的观音岩电厂投产发电，增加了红旗电厂的径流量。有了上述两个变化，使提高电厂出力有了可能。
二、 增容改造的由来
1994年，3#、4#发电机定子线圈绝缘老化，决定更换定子线圈，此项工作由原生产厂家天津发电设备厂承担。厂家建议，他们的水轮机出力可以提高，是否在更换线圈时，连同发电机增容一起考虑。即使现在不按增容运行，也为以后增容创造条件。厂家建议增容到3800kw。我们采纳了厂家建议，发电机线圈按3800kw更换。当时更换线圈，主要是解决绝缘问题，增容只是次要的考虑。 线圈更换之后，按说3#、4#机可以按3800kw出力运行，但由于诸多原因，直到2002年都是按3200kw运行。其中主要原因之一，就是主变和线路未改造，主变和线路的容量仍然在限制发电机的出力。直到2002年底，我们在联网点加装了无功补偿装置，克服了主变和线路容量不够大这个难题，增容才得以实现。
三、 加装无功补偿装置实现增容运行。
由于行业和商业的原因 ，以往一说到发电厂增容改造，发电机厂家就推荐改造发电机线圈的办法，但这不是唯一的办法。无功补偿装置厂家，也只是注重用电企业和供电局。这次，我们把无功补偿装置用于水力发电厂，取得了很好的效果。
2002年，省水利厅发文，批准红旗水力发电厂进行增容技术改造，即对3#、4#机进行增容改造增至单机3800kw。由于线圈改造工作已于94年完成，此次只对主变压器和全厂的电气控制保护设备进行改造。因为控制保护部分与增容关系不大，本文不赘述了，只谈一谈如何解决主变和线路的问题。
当时我们考虑，发电机增容，主变增容，但线路不改造，就还有一个瓶颈，还是达不到增加出力的目的。如果主变、线路不改造而在镇远加装无功补偿装置，减少无功电流的输送，提高电厂运行的功率因数，就可以达到提高发电厂有功出力的目的，达到增容的要求。
要使主变和线路电流不超过增容改造前的水平，只要发电机增容后还保持增容前的电流即原来的额定电流就可以了。这可以通过提高发电机运行的功率因数来达到。发电机原额定功率3200kw，电压6.3kv，电流366.5A，功率因数为0.8。增容为3800kw，要使电流不变，功率因数为 cos =0.95 在镇远加装无功补偿装置，我们还有另外一层考虑。我们在镇远与凯里供电局联网，上网功率因数按0.8考核，并且以上网的无功电能折算上网的有功电能，我们在镇远的功率因数达0.86或以上。如果红旗电厂按增容后的出力运行，上网的功率因数将更高。为了解决这个问题，只有在镇远（联网点）装设无功补偿装置才能解决（才能保证上网的功率因数为0.8）。
经过反复认真的论证，我们决定暂缓主变改造，而在镇远开关站加装无功补偿装置。委托湖南紫光测控有限公司设计和提供设备。补偿容量为7200KVAR。主要设备有滤波电容器24只，滤波电抗器3台，六氟化硫开关一台，电容测控装置一套，放电PT3台。设备于2002年12月投入运行，总造价（设备和土建、征地）120.78万元。在试运行期间测试，红旗电厂输送有功功率14000kw，即3#、4#机按有功功率3800kw，cos 为0.95运行，1#、2#机按3200kw，cos 为0.8运行。无功补偿装置输出无功功率为6500～7000KVAR，开关站母线电压为38～38.5KV，上网功率因数为0.8，完全达到了预期的要求。
四、 加装无功补偿装置产生的效益
1、红旗电厂发电量增加
我们只计算丰水期5、6、7三个月多发的电量，因为机组增容增加电量主要是丰水期，在其于期间增容对增加电量的作用不大（因库容不够每天只能发一至2台机组）。补偿之前，红旗电厂被迫降低功率因数运行，常降至0.75，3#、4#机只能按3000kw运行，补偿后按3800kw运行，两台机比补偿前共多带1600kw，因为偶有停机等原因，三个月按90天算：
1600kw×24h×90=345.6万kw.h。
2、减少了线路损失
前面已说到，在红旗电厂输送14000kw有功功率时，无功补偿装置往电网输送无功功率7000KVAR，也就是说，从电厂到镇远的线路少输送无功功率7000KVAR，线路上电流减少了，因而线损也减少了。
线损一般包括固定损失、变动损失两大部分，固定损失是不随输送电流大小变化的，而变动损失与输送电流大小有关，与通过网上电流的平方成正比。因此，我们只计算变动损失的变化。但也无法确定其绝对值，只是计算在同一时段补偿投运后的变动损失占投运前的百分比。
经计算，补偿后的变动损失占补偿前的67%，也就是说，变动损失下降了33%。这一项的效益是巨大的，因为不管电厂以何种方式运行，丰水也好，枯水也罢，只要补偿投入运行，线损下降这一效益就始终存在。前三年平均线损电量为380万kwh，这里面包含了固定部分，我们假定变动部分为300万kwh。那么补偿投运后降低的线损电量为300万kwh×33%=99万kwh。加上电厂多发电356万kwh，全年增加电量为455万kwh。以不含税价0.2元/kwh计算创收益91万元。
3、保证联网点电压正常，改善了电能质量
无功补偿装置投运一年多的实践证明，只要精心调度，无功补偿装置正确投切，电厂对运行的功率因数正确调整，则不管何种运行方式，输送功率多少，都能保证联网点母线电压在38.5kv左右，往电网输送足够的无功功率，上网功率因数为0.8。
五、建议
1、内部、外部环境和技术条件与红旗水力发电厂相仿的电厂，不妨通过论证一试。
2、以后新建水电厂，如果电厂离并网点或负荷中心较远，在设计时，最好把设置无功补偿装置，作为一种技术方案，加以考虑。