一种基于并联电抗器无功补偿的方案及运行管理方法

吕小涛，易 祥，范 绯

（宝武集团武钢有限公司能源动力环保部，湖北武汉 430080）

引言

防城港钢铁基地建设初期，高压电网系统仅由1座220 kV变电站、1座110 kV降压变电站，以及为2030冷轧厂生产调试配套的9个10 kV变电变电所组成。220 kV正式电源潭轧Ⅱ线充电后，220 kV及110 kV变电站开始投运，现场2030冷轧厂及公辅设施开始调试。主要高压设备配置如下：

（1）220 kV轧钢变电站1回线路220 kV潭轧Ⅱ线接入供电局潭松变电站，线路长度为9.7 km(架空 2×400 mm2/7.5 km+ 电缆 1200 mm2/2.1 km)，1台主变1×150 MVA，110 kV出线至2030冷轧变2回（电缆400 mm2/2 km），10 kV侧3回电容器装置间隔装设3×8016 kvar电容器（未投运）。

（2）110 kV冷轧变电站两台线变组 2×80 MVA，10 kV馈出线若干，为一期冷轧项目2030冷轧酸洗、轧机、热镀锌、连退等主生产线开关站及附近的循环水处理、空压站等公辅开关站供电，10 kV馈出线均采用双回路供电。考虑到由于轧机主传动采用变频调速装置且容量较大，轧制时将产生大量高次谐波电流，该谐波电流引起供电系统电压波形畸变，造成不良影响和危害，电压畸变值将超过国家标准规定。除主轧机外，冷轧工程其他各机组由可控硅供电的负荷产生的高次谐波量也较大，高次谐波电流在10 kV母线上引起总谐波电压畸变值严重超过国标的规定值。为了减少损耗，保证电压质量，在两台主变的10 kV侧母线各装设一套高次谐波滤波装置，兼作无功功率补偿，使冷轧变电站10 kV母线月平均功率因数达到0.95以上，每套滤波兼无功补偿装滤波装置4组，分别为H5次4800 kvar、H7 次 4008 kvar、H11 次 2555 kvar、H13 次 2555 kvar。

220 kV轧钢变投运一个月后，供电局潭松变抄量显示220 kV潭轧Ⅱ线功率因数不达标，根据供电营业规则，将面临罚款。而钢铁基地220 kV轧钢变进线对照表有功电量基本一致，无功电量为1467840 kvar（潭松侧无功电量 7268800 kvar），无功电量与对侧相差4.95倍。亟需分析原因，并采取技术措施解决。

1 功率因数较低的初步分析

供电局潭松变数据与220 kV轧钢变对照表无功电量数据相差4.95倍，有功电量基本一致。鉴于此，我们做了以下工作：

（1）组织人员对220 kV轧钢变电能表进行详细检查，校验合格证书，并对220 kV轧钢变电站电量平衡计算，有功、无功电量基本一致。

（2）对基地用电方式进行清理，受调试期间轧机产生的谐波影响，110 kV冷轧变滤波器兼无功补偿装置有部分投运时间，抑制10 kV系统母线谐波，但对系统也有容性无功返网。经统计滤波器兼无功补偿装置投入的时间，计算出该装置无功返网电量不超过1730000 kW·h。

（3）联系供电局，提出计量异议，要求对方对关口计量表进行详细检查（包括参数设置、接线方式等），校验合格证书。供电局对计量表进行了再次确认，包括二次接线、参数设置等，并提供了计量表的校验报告及PT、CT的试验报告。

（4）安排技术人员到潭松变对220 kV潭轧Ⅱ线计量数据进行检查，经实时比对数据，发现潭松变侧有功功率与轧钢变数据基本一致，无功功率明显比轧钢变大，且潭松变侧正、副两块关口计量表基本一致，初步排除了由于倍率问题造成无功电量数据的错误。

通过以上工作，分析得出结论：双方计量都不存在问题，主要原因是调试负荷很小，有功电量较小，220 kV潭轧Ⅱ线线路产生的容性无功占比较大，对调试期间功率因数影响较大。

2 钢铁基地高压电网现状

投运初期，电网有功负荷较小，设备基本处于轻载或空载状态，现场机组调试对电网谐波影响较大，部分机组特别是大机组不能调试。为改变这种状况，安排了冷轧变的10 kV滤波器充电投运，对改善电能质量起到了一定的作用，使机组的调试工作得以正常进行。特别是冷轧厂五机架机组调试时，需投入一组H5、H7、H11、H13滤波器，才能正常调试五机架机组，但现场机组调试实际准备工作时间长，机组启动时间短，造成容性无功大量返网。

经实践运行，一方面，调整冷轧变负荷分配方式，将主要谐波源轧机主传动电源调整到一台变压器运行，其余负荷调整到另一台变压器分列运行，此时110 kV变电站10 kV母线仅需投入两组H5、H7滤波器兼无功补偿装置，基本满足电压质量需求。另一方面，110 kV变电站加强与10 kV轧机主电室沟通联系，特别是轧机主传动机组调试机组启停，公司调度统一协调指挥，安排110 kV冷轧变电所滤波器投、退，尽量缩短滤波器投运时间，减少容性无功返网。

预计调试周期较长，无法短期内增加现场负荷能力。供电局潭松变侧关口计量明显显示系统容性无功富裕，需补充感性无功，而基地电网无法通过常规手段调节，如投切电容器、调整运行方式或负荷分配、调节变压器档、调整内部发电机励磁等手段来提高功率因数，初步计划在轧钢变加装10 kV无功补偿电抗器。

3 加装10 kV无功补偿电抗器方案

由于处于调试阶段，调试期间负荷过小，平均用电负荷在3.5 MW 左右，供电220 kV/110 kV电缆线路充电功率较多，而且产权分界点在潭松变的出线侧，由此造成无功反送至供电局电网系统，造成功率因数较低。

3.1 无功测算

3.1.1 测算条件

（1）供电网络

调试期间通过220 kV潭轧Ⅱ线、110 kV轧钢变～冷轧变两回线路供电。根据现场负荷情况，实测110 kV冷轧变平均功率因数约0.89。

（2）负荷情况

测算条件一：参考调试期间110 kV冷轧变10 kV侧负荷情况见，测算中冷轧变10 kV侧有功取3.5 MW、无功取1.8 Mvar（按实测的平均功率因数取 0.89）。

测算条件二：调试期间110 kV冷轧变10 kV侧负荷有功达到8.5 MW、无功取4.4 Mvar（功率因数取 0.89）。

测算条件三：调试期间110 kV冷轧变10 kV侧负荷有功达到10 MW、无功取5.1 Mvar（功率因数取 0.89）。

测算条件四：调试期间110 kV冷轧变10 kV侧负荷有功达到18 MW、无功取9.2 Mvar（功率因数取 0.89）。

3.1.2 测算结果

根据电缆厂家提供的试验数据和架空线路参数，220 kV架空线路充电功率共计-1.3 Mvar，220 kV电缆充电功率约为-3.1 Mvar/km，220 kV线路(架空2×400 mm2/7.5 km+电缆1200 mm2/2.1 km)充电功率总共约为-7.8 Mvar，220 kV变压器轻载时+0.8 Mvar，110 kV出线至2030冷轧变2回（电缆400 mm2/2 km）-2.6 Mvar，测算结果如下：

（1）条件一结果：由于调试期间用电负荷较小，而供电线路充电功率较大，潭松变～轧钢变220 kV线路送出功率：3.5-7.9j，送出功率因数约-0.41。

（2）条件二结果：由于调试期间用电负荷较小，而供电线路充电功率较大，潭松变～轧钢变220 kV线路送出功率：8.5-5.1j，送出功率因数约-0.85。

（3）条件三结果：2030冷轧项目调试负荷达到10 MW时，潭松变～轧钢变220 kV线路送出功率：10-4.3j，送出功率因数约-0.92。

（4）条件四结果：2030冷轧项目调试负荷达到18 MW时，潭松变～轧钢变220 kV线路送出功率：18+0.8j，送出功率因数约1，不存在无功反网情况。

图1 无功测算条件计算图

3.1.3 小结

从上面分析可知，目前负荷在3.5 MW 左右，存在较大无功反送至大网问题，潭松变侧送出功率因数-0.41左右；负荷达到10 MW后虽然无功反送，但潭松变侧送出功率因数-0.92，满足绝对值在0.9以上的要求；预计冷轧项目达产后或者负荷＞18 MW后不存在无功反送情况。

图2 无功测算条件负荷分配图

3.2 解决措施

由前面分析，调试期间负荷达到10 MW 后潭松变侧送出功率因数-0.92，满足绝对值在0.9以上的要求，因此，需加装10 kV无功补偿电抗器着重解决调试负荷＜10 MW时功率因数不达标的问题。

容量测算：调试负荷在3.5 MW时，潭松变～轧钢变220 kV线路送出功率3.5-7.9j，为减少反送，考虑在220 kV轧钢变10 kV侧装设低压电抗器容量8 Mvar。投入8 Mvar低抗后，在调试负荷3.5 MW、8.5 MW和10 MW情况下，潭松变侧送出功率因数分别为1、0.96和0.95。

4 无功控制运行管理的实施及效果

220 kV潭轧Ⅱ线关口计量点在供电局潭松变侧，运行人员日常只能监控220 kV轧钢变侧数据，为此，我们制定了一套简单有效的监控关口点瞬时功率因数、累计功率因数控制方法，方便运行人员监控和调节。

4.1 瞬时功率因数运行控制管理

依据运行人员在实际中监控对比轧钢变侧与潭松变侧数据，结合理论计算数据，220 kV潭轧Ⅱ线无功功率修正值取-8.5 Mvar，即可准确推算出供电局侧实际瞬时无功功率、功率因数。在日常运行过程中，并采取以下措施合理控制电抗器的投退，即可有效地控制功率因数达标：

（1）正常情况下，220 kV潭轧Ⅱ线送电运行，110 kV两回线路分列运行（负荷合理分配），110 kV变电站的无功补偿兼滤波器只投两组H5、H7即能满足电能质量要求，在全厂生产负荷较轻低于10 MW时，220 kV轧钢变必须投入电抗器运行，才能确保对侧功率因数达标。

（2）当用电负荷增加时，考虑到用电的不连续性，以及现场大型整流变压器、电机等传动系统感性负荷大量投运（如为连续轧制），可能存在系统感性无功返网较多的情况，此时推算供电局侧功率因数低于0.9，应将电抗器退出运行， 调整无功功率使对侧功率因数达标。

4.2 累计日、月功率因数控制管理

由于关口对照表计量在220 kV潭轧Ⅱ线入口处，而未考虑220 kV线路（架空线+电缆）的无功损耗，经估算并叠加线路的无功损耗=月无功差量/天数=2150600 kvar/天，累加该无功电量，也可比较准确推算出潭松站关口计量点每日、月的累计功率因数。

4.3 实施效果

运行人员通过监控轧钢变侧220 kV潭轧Ⅱ线瞬时有功、无功功率（规定4 h1次），修正后即可有效推算并监控对侧功率因数，当不达标时可及时安排调节电抗器的投、退，有效地控制住了功率因数。同时，通过每日对轧钢变侧220 kV潭轧Ⅱ线有功、无功抄量，修正后也可以准确推算出日、月累计功率因数，使有效的控制月综合功率因数达0.95以上。

5 结束语

大型变电站的设计建设，除按项目达产后建设要求外，还需充分考虑站所投运初期现场调试负荷、调试持续时间等因素，避免存在无功反送至电网，功率因数不达标面临罚款的问题。特别是外部供电线路电缆充电功率较大，相对比较孤立的电网系统，由于自身调节手段有限，更应提前考虑此问题。另外，由于供电营业规则限制，考虑计量点在供电局侧功率因数无法实时监控，条件允许情况下，建议将供电局侧负荷监控信号实时传至本侧监控，或者采取计算机技术手段将对侧关口点数据实时推算显示出来，方便运行人员实时监控管理。