第九节 功率因数的测算和补偿容量的确定

一、购电点功率因数的测算

测算工作是规划工作的第一步，必须认真、切实地做好这项工作，才能使规划工作建立在可靠的基础之上。

通常农村配电网的购电点分60kV或35kV、10kV两种。

1.60kV的购电点

60kV购电点，根据电能表的装设位置可分三种情况：

（1）一次变电所出口计量，如图291中的计量点a所示。

（2）二次变电所的π接出口计量，如图29 1中的计量点b所示。

（3）供电部门60kV线路 T接计量点，如图291中的计量点c所示。

2.10kV的购电点

10kV购电点的计量位置分两种情况：（1）供电部门二次变电所出口计量，如

图291 变电所接线图

图291中的计量点d所示。

（2）10kV线路上装计量箱计量，如图291中的计量点e所示。3.功率因数的测定

（1）10kV购电点功率因数的测定。10kV购电点，由于没装无功电能表，故常用有功电能表安·秒值法测定，其计算公式为

P=36N0t0nkTkV

（291）

式中 P———测定的有功功率，kW；

n———有功电能表的转数；N———有功电能表常数；

t———测定时间，s；

kT———电流互感器变比；kV———电压互感器变比。

用测定出的有功功率P，通过下式算出cosφ，即

cosφ=P

㊣3UI

式中 U———母线线电压，kV；

I———测定电流，A。

例如，某10kV购电点，kT=100/5，kV=10/0.1，N=1500，U=10.4kV，I=30A，t=139.96s，n=10，则

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

cosφ=㊣

3×34120..946×30=0.635（2）60kV购电点cosφ的测定。60kV二次计量变电所，一般二次皆装有有功和无功电能表，其计算方法是：若在测定的时间t内，测得的有功电量为AP，无功电量为AQ，再计算出主变的有功损耗为ΔAP，无功损耗为ΔAQ，则功率因数可计算为

AP+ΔAP

cosφ=

（292）

㊣（AP+ΔAP）2+（AQ+ΔAQ）2

主变的有功损耗电量为

ΔAP=W0t+kWKA2P

（293）

S2ecos2φ2t

主变的无功损耗电量为

ΔAQ=I0%Set+kUK%A2P

（294）

Secos2φ2t

式中 W0———变压器空载有功损耗，kW；

WK———变压器短路有功损耗，kW；

I0%———变压器空载电流百分值，%；UK%———变压器短路电压百分值；

Se———额定容量，kVA；t———测定时间，h；

AP———二次有功电量，kW·h；cosφ2———二次功率因数；

k———可变损失系数，其与负荷曲线有关，一班生产取3.6，二班生产取1.8，三

班生产取1.2。

例如，某变电所测定2、5、8、11四个月的有功电量为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.充电功的测算

在计算首端出口功率因数时，应将60kV充电功率考虑在内，充电功率的大小与运行电压的平方和线路的长度成正比，即

QCD=2πfC0U2L

（295）

式中 QCD———线路的充电功率，kvar；

f———电网频率，Hz；U———运行线压，kV；

L———线路长度，102km；

C0———线路的充电电容，F/102km。

线路的充电电容按下式计算：

C0=0.0l2g4D×dj1P0-6（F/km）

（296）

式中 DjP———导线的几何均距，与导线的排放方式有关。

对三角排列

DjP=㊣3dabdbcdca

对水平排列

DjP=㊣3d1d12d1=1.26d1

式中 dab、dbc、dca、d1———导线线间距离；

d———导线直径。

为简化计算，C0可按经验数据确定，一般取0.00097F/102km。

本来，在分析电力系统无功平衡时，只需计算110kV以上输电线路的无功功率，而60kV线路的充电功率很小，通常不予考虑。但是，在规划中应从实际情况出发，农网的线路长，且负荷轻，相对说来充电功率的比例有所增加，往往不容忽视。

例如，某变电所出口计量线路长度为L=24.2km，购电量全年为15942MW·h，变电所

年二次供电量为15195MW·h，变损288.8MW·h，一次cosφ1=0.728。故全年供电量为

AP=15195+288.8=15483.8（MW·h）

年平均负荷为

PPj=AtP=158478630.8=1768（kW）

无功年均负荷为

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

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

出口功率因数为

PPj

1768

cosφ=

㊣P2Pj+（QPj-QCD）2=

㊣17682+（1665-265）2

=0.784

二、补偿容量的确定

在掌握了全区所有购电点的无功电源和无功负荷的基础上，做好无功的就地平衡，制定无功补偿方案，尽力做到各级电网的无功负荷能得到就地补偿，使无功潮流的分布更趋合理，在确定无功补偿容量时要满足下列要求。

（1）要满足负荷增长的需要（按年负荷增长率，负荷增长系数为KZ）。（2）要有足够的备用容量（备用系数Kb）。

（3）要考虑到投运率（∑%）。

这里的年平均负荷PPj，是取全年用电时间8760h计算的，实际上，全年用电时间不可能是8760h，再考虑到无功补偿的负荷应按全年最大负荷月的平均负荷计算，所以，这里的PPj就显得小了一点。为了弥补这方面的不足，负荷增长和备用系数取得略大一些，而投运率则略小一些。

KZ取1.05（按年负荷增长率5%计算），Kb取1.20，∑%取80%。需要补偿的无功

功率Qbx按式（297）计算，即

Qbx=KZPPj（tanφ1-tanφ2）Kb

∑%

=K∑ZK%bPPj（tanφ1-tanφ2）

（297）

令K=K∑ZK%b，则有

Qbx=KPPj（tanφ1-tanφ2）

（298）

式中 φ1，φ2———补偿前、后的功率因数角。

若PPj取最大月平均负荷值，且∑%＞95%，则K以不超过1.1为宜。补偿后，应使一次计量点和二次计量点的功率因数满足要求。

三、补偿方式的选择

补偿方式多种多样，但总的原则应该是以移相电容器为主，全面规划、合理布局、分散补偿、就地平衡、自动控制、集中调节。

集中调节和分散补偿相结合，以分散补偿为主。调节补偿与固定补偿相结合，以固定补偿为主。高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主。实现提高力率与降损并重的目的。

在补偿过程中，既要满足全地区农村电网总的无功电力平衡，又要满足各变电所以及每个变电所的每条配电线路的无功电力平衡。