第九節 功率因數的測算和補償容量的確定

一、購電點功率因數的測算

測算工作是規劃工作的第一步，必須認真、切實地做好這項工作，才能使規劃工作建立在可靠的基礎之上。

通常農村配電網的購電點分60kV或35kV、10kV兩種。

1.60kV的購電點

60kV購電點，根據電能表的裝設位置可分三種情況：

（1）一次變電所出口計量，如圖291中的計量點a所示。

（2）二次變電所的π接出口計量，如圖29 1中的計量點b所示。

（3）供電部門60kV線路 T接計量點，如圖291中的計量點c所示。

2.10kV的購電點

10kV購電點的計量位置分兩種情況：（1）供電部門二次變電所出口計量，如

圖291 變電所接線圖

圖291中的計量點d所示。

（2）10kV線路上裝計量箱計量，如圖291中的計量點e所示。3.功率因數的測定

（1）10kV購電點功率因數的測定。10kV購電點，由于沒裝無功電能表，故常用有功電能表安·秒值法測定，其計算公式為

P=36N0t0nkTkV

（291）

式中 P———測定的有功功率，kW；

n———有功電能表的轉數；N———有功電能表常數；

t———測定時間，s；

kT———電流互感器變比；kV———電壓互感器變比。

用測定出的有功功率P，通過下式算出cosφ，即

cosφ=P

㊣3UI

式中 U———母線線電壓，kV；

I———測定電流，A。

例如，某10kV購電點，kT=100/5，kV=10/0.1，N=1500，U=10.4kV，I=30A，t=139.96s，n=10，則

P=1503060×01×391.096×20×100=342.96（kW）

cosφ=㊣

3×34120..946×30=0.635（2）60kV購電點cosφ的測定。60kV二次計量變電所，一般二次皆裝有有功和無功電能表，其計算方法是：若在測定的時間t內，測得的有功電量為AP，無功電量為AQ，再計算出主變的有功損耗為ΔAP，無功損耗為ΔAQ，則功率因數可計算為

AP+ΔAP

cosφ=

（292）

㊣（AP+ΔAP）2+（AQ+ΔAQ）2

主變的有功損耗電量為

ΔAP=W0t+kWKA2P

（293）

S2ecos2φ2t

主變的無功損耗電量為

ΔAQ=I0%Set+kUK%A2P

（294）

Secos2φ2t

式中 W0———變壓器空載有功損耗，kW；

WK———變壓器短路有功損耗，kW；

I0%———變壓器空載電流百分值，%；UK%———變壓器短路電壓百分值；

Se———額定容量，kVA；t———測定時間，h；

AP———二次有功電量，kW·h；cosφ2———二次功率因數；

k———可變損失系數，其與負荷曲線有關，一班生產取3.6，二班生產取1.8，三

班生產取1.2。

例如，某變電所測定2、5、8、11四個月的有功電量為AP=1171.2MW ·h，AQ=1376.6Mvar·h，cosφ2=0.65，Se=2000kVA，W0=7.24kW，WK=24.05kW，I0%=2.34%，UK%=8.15%，求cosφ。

ΔAP=7.24×2880+1.8×24.05×1171.22

22×2880×0.652

=33051（kW·h）=33.05（MW·h）

ΔAQ=2.34%×2000×2880+1.8×8.15%×1171.22×103

2×2880×0.652

=217472（kvar·h）=217.5（Mvar·h）

1171.2+33.051

cosφ=

㊣（1171.2+33.051）2+（1376.6+217.5）2=0.6

4.充電功的測算

在計算首端出口功率因數時，應將60kV充電功率考慮在內，充電功率的大小與運行電壓的平方和線路的長度成正比，即

QCD=2πfC0U2L

（295）

式中 QCD———線路的充電功率，kvar；

f———電網頻率，Hz；U———運行線壓，kV；

L———線路長度，102km；

C0———線路的充電電容，F/102km。

線路的充電電容按下式計算：

C0=0.0l2g4D×dj1P0-6（F/km）

（296）

式中 DjP———導線的幾何均距，與導線的排放方式有關。

對三角排列

DjP=㊣3dabdbcdca

對水平排列

DjP=㊣3d1d12d1=1.26d1

式中 dab、dbc、dca、d1———導線線間距離；

d———導線直徑。

為簡化計算，C0可按經驗數據確定，一般取0.00097F/102km。

本來，在分析電力系統無功平衡時，只需計算110kV以上輸電線路的無功功率，而60kV線路的充電功率很小，通常不予考慮。但是，在規劃中應從實際情況出發，農網的線路長，且負荷輕，相對說來充電功率的比例有所增加，往往不容忽視。

例如，某變電所出口計量線路長度為L=24.2km，購電量全年為15942MW·h，變電所

年二次供電量為15195MW·h，變損288.8MW·h，一次cosφ1=0.728。故全年供電量為

AP=15195+288.8=15483.8（MW·h）

年平均負荷為

PPj=AtP=158478630.8=1768（kW）

無功年均負荷為

QPj=PPjtanφ=PPjtan（cos-10.728）=1768×0.942=1665（kvar）

QCD=2πfC0U2L=2×3.14×50×0.00097×602×0.242=265（kvar）

出口功率因數為

PPj

1768

cosφ=

㊣P2Pj+（QPj-QCD）2=

㊣17682+（1665-265）2

=0.784

二、補償容量的確定

在掌握了全區所有購電點的無功電源和無功負荷的基礎上，做好無功的就地平衡，制定無功補償方案，盡力做到各級電網的無功負荷能得到就地補償，使無功潮流的分布更趨合理，在確定無功補償容量時要滿足下列要求。

（1）要滿足負荷增長的需要（按年負荷增長率，負荷增長系數為KZ）。（2）要有足夠的備用容量（備用系數Kb）。

（3）要考慮到投運率（∑%）。

這里的年平均負荷PPj，是取全年用電時間8760h計算的，實際上，全年用電時間不可能是8760h，再考慮到無功補償的負荷應按全年最大負荷月的平均負荷計算，所以，這里的PPj就顯得小了一點。為了彌補這方面的不足，負荷增長和備用系數取得略大一些，而投運率則略小一些。

KZ取1.05（按年負荷增長率5%計算），Kb取1.20，∑%取80%。需要補償的無功

功率Qbx按式（297）計算，即

Qbx=KZPPj（tanφ1-tanφ2）Kb

∑%

=K∑ZK%bPPj（tanφ1-tanφ2）

（297）

令K=K∑ZK%b，則有

Qbx=KPPj（tanφ1-tanφ2）

（298）

式中 φ1，φ2———補償前、后的功率因數角。

若PPj取最大月平均負荷值，且∑%＞95%，則K以不超過1.1為宜。補償后，應使一次計量點和二次計量點的功率因數滿足要求。

三、補償方式的選擇

補償方式多種多樣，但總的原則應該是以移相電容器為主，全面規劃、合理布局、分散補償、就地平衡、自動控制、集中調節。

集中調節和分散補償相結合，以分散補償為主。調節補償與固定補償相結合，以固定補償為主。高壓補償與低壓補償相結合，以低壓補償為主。實現提高力率與降損并重的目的。

在補償過程中，既要滿足全地區農村電網總的無功電力平衡，又要滿足各變電所以及每個變電所的每條配電線路的無功電力平衡。