厦门电业局海沧10 kV开闭所母线电压偏低的问题，通过理论计算进行分析，得出原因是负荷输送距离长、电压损耗大。提出新建110 kV变电站、新建一回10 kV架空线路、装设并联电容器三种方案的设想。通过确保技术指标要求、投资及运行经济性的分析比较，最后确定采用装设4.0 Mvar电容器进行并联补偿的方案。提出采用此方案时保护和运行管理中应特别注意的事项；由此得到启发，进一步提出，对于局部开发区域，负荷在5～25 MVA的变压器，应按规划先行建设110 kV线路，按10 kV配电装置运行，并采取装设电容器补偿的方法来解决。 
1 问题
负荷的迅速发展，对电网提出了更高的要求，与之相适应，厦门电业局在电网规划建设上制定了输变电容量大、综合运行管理成本较低的电网建设新标准：简化电压等级，逐步取消35 kV电压等级。除原有个别变电站带有35 kV出口电压及专用的35 kV大中型专用客户暂时保留并结合发展、技改逐步取消外，公共的35 kV不再发展和保留。于20世纪60年代建成投运的35 kV海沧变电站完成其历史使命，于1996年1月退出运行，10 kV配电设备转为开闭所运行，原由其供电的厦门钨制品厂、海沧青礁村、龙海市角美镇的几个行政村由10 kV海沧开闭所供电，开闭所通过一回LGJ-150线路从距开闭所5.3 km的海沧区中部的220 kV钟山变电站获得10 kV电源，如图1所示。经过两年多的运行，10 kV海沧开闭所的母线电压偏低，曾出现过9 kV以下，大大低于运行允许的电压9.5～10.5 kV，电压质量合格率低，严重影响了动力用电户的正常用电需求，客户不满，意见很大，也严重影响了供电企业的形象。
2 原因分析
2.1 负荷情况
902铝厂线专供厦门钨制品厂用电，该厂属三班制连续性生产企业，近几个月最高峰负荷达到2.2 MW，高峰时段平均负荷 1.7 MW；低谷时段1.3 MW。当再投入一条生产线后，可能出现最大负荷 2.9 MW，高峰时段平均负荷 2.2 MW，低谷时段平均负荷 1.7 MW。
904青礁线供海沧区西南部农村居民用电及农业生产、乡镇和个体企业用电。近两年来出现最高负荷2.1 MW，高峰时段平均负荷1.8 MW，低谷时段平均负荷 1.2 MW。 可能出现最大负荷 2.7 MW，高峰时段平均负荷 2.5 MW，低谷时段平均负荷1.6 MW。
由于这两条馈线负荷以工业生产、动力加工为主，在用户低压配电屏上按规定装设了功率因数自动补偿装置，经电业局检查和测算，功率因数基本在0.9左右。为简化计算，本文均以功率因数cosφ = 0.9，sinφ = 0.44进行计算。
对于35 kV及以下的架空线路和10 kV以下的电缆线路，由于线路较短，总电容电纳较小，并且由于电压低，电容功率较小，均可忽略不计。110 kV及以下电网，电压降对电压损耗的影响很小，可忽略不计。
2.2 电压损耗计算
经计算得出电压损耗如表1中补偿容量为0的那列数据。根据运行规程要求：变电站10 kV母线电压为10～10.7 kV，用户端电压为9.5～10.5 kV，线路电压损耗应小于5%。从表1看，未采取其它措施时，该线路电压损耗较大，最高峰负荷时将达11.72%；在低谷时也在5% 以上，难以满足电压质量要求。
3 探讨解决措施
3.1 新建110 kV变电站
新建110 kV变电站，利用主变压器有载调压开关进行电压调节，是确保电压质量要求的最有效措施。
3.2 新架一回同样的架空线路
新架一回同样的架空线路，按并列运行或分担一半负荷为最理想状态运行，输送同样总负荷情况下，其线路总阻抗值为单回时的一半，或者可以说是每一回线路阻抗值虽然不变，但其所承担的负载已是原总负载的一半，电压损耗是表1中补偿容量为0的那列数据的一半。在负荷最高峰时段压降较大不能满足要求时，在平均高峰时段勉强能满足要求，但如果负荷增加后就难以满足要求。
3.3 在10 kV母线上装设并联电容器进行补偿
设想在开闭所10 kV母线上装设并联电容器补偿。下面就装设电容器容量分别为：1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、 4.0 Mvar等7种情况进行比较。
将负荷情况及补偿容量、线路参数等进行计算，得电压损耗如表1所示。
表1　电压损耗表(%) 
 
从表1可见，如果补偿容量为3.0 Mvar，最高峰时电压损耗不能满足要求，高峰时勉强能满足要求，如果考虑负荷的增长及高峰时段，系统电压往往较低的普遍情况则不能满足要求，低谷时开闭所母线电压与变电站基本持平，可不退出运行。如果补偿容量为3.5 Mvar，在最高峰负荷期间电压损耗基本能满足要求，如果考虑负荷的增长及高峰时段，系统电压往往较低的普遍情况，则不能满足要求，然而在低谷时开闭所母线电压就将超过变电站电压，且考虑在低谷时段，系统电压往往较高的普遍情况，这时宜将电容器退出运行。如果补偿容量为4.0 Mvar，则在高峰时能满足要求，而且考虑到负荷的增长及高峰时段，系统电压往往较低的情况，则尚有一定的裕度，而考虑在低谷时段，系统电压往往较高的普遍情况，在低谷时开闭所母线电压太高，电容器必须退出运行。从以上几个方案的比较中，只有装设4.0 Mvar的方案能满足技术要求，并有一定的发展裕度。 
4 投资及运行经济性分析与措施的确定 
4.1 新建110 kV变电站 
新装两台S9-110/10 kV/31.5 MVA变压器，新建110 kV变电站一座，需要投资3000多万元，如果只先装设一台主变，亦需投资1800万元左右，因投资量大，在不计算投资折旧的情况下，只计算投资利息按年利率8%计，一年需利息128万元。按年最低运行管理费用20万元，因承担开闭所负荷较小，110 kV线路损耗及变压器的负载损耗忽略不计，只计算变压器的空载损耗费用。根据海沧1996、1997年度统计结果，厦门平均购电单价0.43元/kWh，SZ9-31.5 MVA/110 kV变压器的空载损耗为20kW，则一年的空载损耗电费为 20×24×365×0.43≈17.5(万元)，变压器的一年需承担利息及运行管理费合计165.5万元。 
4.2 装设4.0Mvar电容器并联补偿装置
海沧变电站建设时，10 kV配电室按原设计两台主变压器、两段10 kV母线的两间配电室建设，当初安装时只有一段母线，用了一间配电室；而在1989年改建时，原使用的配电室退役，但未拆除，使用了另一配电室，并预装了一台真空断路器，10 kV开关柜作为备用，故只需拆除海沧变10 kV旧配电室的旧开关柜，利用备用断路器和购置4.0 Mvar电容器组，增设一条10 kV电缆即可。经询价一组4.0 Mvar电容器组约20万元，总计投资费用不超过24万元（3.0 Mvar电容器组价格为20万元，拆旧、安装、调试费用共4万元），就可在海沧10 kV开闭所装设该方案的并联电容器组补偿装置。运行半年（节约线损电费）即可收回投资成本。
经计算得出：
(1) 不装电容器补偿时，年线损电费为105.6万元；
(2) 加装补偿电容器4.0 Mvar，低谷时退出运行，年线损电费为88.7万元；
显然，(2)比(1)少了16.9万元。
从以上分析可知，装设4.0 Mvar电容器并联补偿装置，在低谷时退出运行的措施方案,通过年线损电费的节省，在一年多的时间内就能收回投资。
4.3 新架一回同样的架空线路
新架一回LGJ-150的架空配电线路，平均1 km的造价为15万元，总造价需79.5万元。新架一回架空线后，由于阻抗减少了一半，理想状态承担同样负载时的年线损电费为不补偿时的一半，即52.8万元。
4.4 方案的比较及确定
通过以上的比较，很显然新建110 kV变电站的投资大，筹资也较为困难，在负荷不大的情况下“大马拉小车”运行成本高，不经济不宜采用。新建一回架空线路，虽然投资不是太大，节省的线损的电费也挺可观，但如果负荷超过了预计的水平或没能按理想状态运行，电压水平就有部分不能满足要求，且由于开发区的规划未完成，道路也未形成，在原有路径上属未开发的农田，随着开发区的发展建设，线路面临着被拆除的危险，使用时间没有把握，很可能在近几年内因开发而拆除，拆除后设备材料就难以再利用，摊算成本太大，费用可能比较大。装设4.0 Mvar电容器并联补偿装置，原有客观条件比较成熟，一次性投资少，投资回收期也短，且运行几年后即使电网结构改善，不再需要进行电容器组补偿，若改建该组电容器还可以移到其它类似情况的地方运行。故本文确定采用该方案为最佳。 
在电容器组运行中，必须根据具体负荷投切；如果电容器投入运行中发现开闭所母线电压高于10.5 kV，应该将电容器退出运行为宜，并需要装设过电压保护，严格将母线电压控制在10.7 kV以下。因为在低谷时基本上处于过补偿状态，向系统倒送无功，若电压未超过10.5 kV，征求调度意见，如果调度要求退出，则必须退出，以确保系统的无功平衡。
5 结语
从解决现有的海沧开闭所存在的客观问题出发，寻求解决办法，得出了采用装设并联电容器补偿的方法，不但使困扰10 kV海沧开闭所的母线运行电压偏低问题得到有效解决，而且所投入资金在经过运行一年多时间就可收回，以后还能长期获得节省线损电费的收益。目前，随着我国经济建设的迅速发展，开发区遍地开花，大小不一，对于局部区域负荷在5～25 MVA的情况，解决问题一直是较为棘手的。通过本文分析，可以按规划首先建设110 kV线路（双回LGJ或LGJQ-240或300），并按10 kV运行，以并联电容器进行补偿的方法来解决，待负荷达15～20 MVA 时进行建设变电设施，并保证在负荷达25 MVA 时投入运行，则基本可以达到要求。