海沧10kV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110kV变电站、新建一回10kV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4.0Mvar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5～25MVA的变压器，应按规划先行建设110kV线路，按10kV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35kV电压等级。除原有个别变电站带有35kV出口电压及专用的35kV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35kV不再发展和保留。于20世纪60年代建成投运的35kV海沧变电站完成其历史使命，于1996年1月退出运行，10kV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10kV海沧开闭所供电，开闭所通过一回LGJ-150线路从距开闭所5.3km的海沧区中部的220kV钟山变电站获得10kV电源，如图1所示。经过两年多的运行，10kV海沧开闭所的母线电压偏低，曾出现过9kV以下，大大低于运行允许的电压9.5～10.5kV，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2.2MW，高峰时段平均负荷1.7MW；低谷时段1.3MW。当再投入一条生产线后，可能出现最大负荷2.9MW，高峰时段平均负荷2.2MW，低谷时段平均负荷1.7MW。
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2.1MW，高峰时段平均负荷1.8MW，低谷时段平均负荷1.2MW。可能出现最大负荷2.7MW，高峰时段平均负荷2.5MW，低谷时段平均负荷1.6MW。
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35kV及以下的架空线路和10kV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。110kV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10kV母线电压为10～10.7kV，用户端电压为9.5～10.5kV，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110kV变电站
新建110kV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10kV母线上装设并联电容器进行补偿
设想在开闭所10kV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、4.0Mvar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3.0Mvar，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3.5Mvar，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4.0Mvar，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4.0Mvar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110kV变电站
新装两台S9-110/10kV/31.5MVA变压器，新建110kV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，110kV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，SZ9-31.5MVA/110kV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，10kV配电室按原设计两台主变压器、两段10kV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，10kV开关柜作为备用，故只需拆除海沧变10kV旧配电室的旧开关柜，利用备用断路器和购置4.0Mvar电容器组，增设一条10kV电缆即可。经询价一组4.0Mvar电容器组约20万元，总计投资费用不超过24万元（3.0Mvar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10kV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。

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