呂小濤，易 祥，范 緋

（寶武集團武鋼有限公司能源動力環(huán)保部，湖北武漢 430080）

引言

防城港鋼鐵基地建設(shè)初期，高壓電網(wǎng)系統(tǒng)僅由1座220 kV變電站、1座110 kV降壓變電站，以及為2030冷軋廠生產(chǎn)調(diào)試配套的9個10 kV變電變電所組成。220 kV正式電源潭軋Ⅱ線充電后，220 kV及110 kV變電站開始投運，現(xiàn)場2030冷軋廠及公輔設(shè)施開始調(diào)試。主要高壓設(shè)備配置如下：

（1）220 kV軋鋼變電站1回線路220 kV潭軋Ⅱ線接入供電局潭松變電站，線路長度為9.7 km(架空 2×400 mm2/7.5 km+ 電纜 1200 mm2/2.1 km)，1臺主變1×150 MVA，110 kV出線至2030冷軋變2回（電纜400 mm2/2 km），10 kV側(cè)3回電容器裝置間隔裝設(shè)3×8016 kvar電容器（未投運）。

（2）110 kV冷軋變電站兩臺線變組 2×80 MVA，10 kV饋出線若干，為一期冷軋項目2030冷軋酸洗、軋機、熱鍍鋅、連退等主生產(chǎn)線開關(guān)站及附近的循環(huán)水處理、空壓站等公輔開關(guān)站供電，10 kV饋出線均采用雙回路供電?？紤]到由于軋機主傳動采用變頻調(diào)速裝置且容量較大，軋制時將產(chǎn)生大量高次諧波電流，該諧波電流引起供電系統(tǒng)電壓波形畸變，造成不良影響和危害，電壓畸變值將超過國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。除主軋機外，冷軋工程其他各機組由可控硅供電的負(fù)荷產(chǎn)生的高次諧波量也較大，高次諧波電流在10 kV母線上引起總諧波電壓畸變值嚴(yán)重超過國標(biāo)的規(guī)定值。為了減少損耗，保證電壓質(zhì)量，在兩臺主變的10 kV側(cè)母線各裝設(shè)一套高次諧波濾波裝置，兼作無功功率補償，使冷軋變電站10 kV母線月平均功率因數(shù)達到0.95以上，每套濾波兼無功補償裝濾波裝置4組，分別為H5次4800 kvar、H7 次 4008 kvar、H11 次 2555 kvar、H13 次 2555 kvar。

220 kV軋鋼變投運一個月后，供電局潭松變抄量顯示220 kV潭軋Ⅱ線功率因數(shù)不達標(biāo)，根據(jù)供電營業(yè)規(guī)則，將面臨罰款。而鋼鐵基地220 kV軋鋼變進線對照表有功電量基本一致，無功電量為1467840 kvar（潭松側(cè)無功電量 7268800 kvar），無功電量與對側(cè)相差4.95倍。亟需分析原因，并采取技術(shù)措施解決。

1 功率因數(shù)較低的初步分析

供電局潭松變數(shù)據(jù)與220 kV軋鋼變對照表無功電量數(shù)據(jù)相差4.95倍，有功電量基本一致。鑒于此，我們做了以下工作：

（1）組織人員對220 kV軋鋼變電能表進行詳細檢查，校驗合格證書，并對220 kV軋鋼變電站電量平衡計算，有功、無功電量基本一致。

（2）對基地用電方式進行清理，受調(diào)試期間軋機產(chǎn)生的諧波影響，110 kV冷軋變?yōu)V波器兼無功補償裝置有部分投運時間，抑制10 kV系統(tǒng)母線諧波，但對系統(tǒng)也有容性無功返網(wǎng)。經(jīng)統(tǒng)計濾波器兼無功補償裝置投入的時間，計算出該裝置無功返網(wǎng)電量不超過1730000 kW·h。

（3）聯(lián)系供電局，提出計量異議，要求對方對關(guān)口計量表進行詳細檢查（包括參數(shù)設(shè)置、接線方式等），校驗合格證書。供電局對計量表進行了再次確認(rèn)，包括二次接線、參數(shù)設(shè)置等，并提供了計量表的校驗報告及PT、CT的試驗報告。

（4）安排技術(shù)人員到潭松變對220 kV潭軋Ⅱ線計量數(shù)據(jù)進行檢查，經(jīng)實時比對數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)潭松變側(cè)有功功率與軋鋼變數(shù)據(jù)基本一致，無功功率明顯比軋鋼變大，且潭松變側(cè)正、副兩塊關(guān)口計量表基本一致，初步排除了由于倍率問題造成無功電量數(shù)據(jù)的錯誤。

通過以上工作，分析得出結(jié)論：雙方計量都不存在問題，主要原因是調(diào)試負(fù)荷很小，有功電量較小，220 kV潭軋Ⅱ線線路產(chǎn)生的容性無功占比較大，對調(diào)試期間功率因數(shù)影響較大。

2 鋼鐵基地高壓電網(wǎng)現(xiàn)狀

投運初期，電網(wǎng)有功負(fù)荷較小，設(shè)備基本處于輕載或空載狀態(tài)，現(xiàn)場機組調(diào)試對電網(wǎng)諧波影響較大，部分機組特別是大機組不能調(diào)試。為改變這種狀況，安排了冷軋變的10 kV濾波器充電投運，對改善電能質(zhì)量起到了一定的作用，使機組的調(diào)試工作得以正常進行。特別是冷軋廠五機架機組調(diào)試時，需投入一組H5、H7、H11、H13濾波器，才能正常調(diào)試五機架機組，但現(xiàn)場機組調(diào)試實際準(zhǔn)備工作時間長，機組啟動時間短，造成容性無功大量返網(wǎng)。

經(jīng)實踐運行，一方面，調(diào)整冷軋變負(fù)荷分配方式，將主要諧波源軋機主傳動電源調(diào)整到一臺變壓器運行，其余負(fù)荷調(diào)整到另一臺變壓器分列運行，此時110 kV變電站10 kV母線僅需投入兩組H5、H7濾波器兼無功補償裝置，基本滿足電壓質(zhì)量需求。另一方面，110 kV變電站加強與10 kV軋機主電室溝通聯(lián)系，特別是軋機主傳動機組調(diào)試機組啟停，公司調(diào)度統(tǒng)一協(xié)調(diào)指揮，安排110 kV冷軋變電所濾波器投、退，盡量縮短濾波器投運時間，減少容性無功返網(wǎng)。

預(yù)計調(diào)試周期較長，無法短期內(nèi)增加現(xiàn)場負(fù)荷能力。供電局潭松變側(cè)關(guān)口計量明顯顯示系統(tǒng)容性無功富裕，需補充感性無功，而基地電網(wǎng)無法通過常規(guī)手段調(diào)節(jié)，如投切電容器、調(diào)整運行方式或負(fù)荷分配、調(diào)節(jié)變壓器檔、調(diào)整內(nèi)部發(fā)電機勵磁等手段來提高功率因數(shù)，初步計劃在軋鋼變加裝10 kV無功補償電抗器。

3 加裝10 kV無功補償電抗器方案

由于處于調(diào)試階段，調(diào)試期間負(fù)荷過小，平均用電負(fù)荷在3.5 MW 左右，供電220 kV/110 kV電纜線路充電功率較多，而且產(chǎn)權(quán)分界點在潭松變的出線側(cè)，由此造成無功反送至供電局電網(wǎng)系統(tǒng)，造成功率因數(shù)較低。

3.1 無功測算

3.1.1 測算條件

（1）供電網(wǎng)絡(luò)

調(diào)試期間通過220 kV潭軋Ⅱ線、110 kV軋鋼變～冷軋變兩回線路供電。根據(jù)現(xiàn)場負(fù)荷情況，實測110 kV冷軋變平均功率因數(shù)約0.89。

（2）負(fù)荷情況

測算條件一：參考調(diào)試期間110 kV冷軋變10 kV側(cè)負(fù)荷情況見，測算中冷軋變10 kV側(cè)有功取3.5 MW、無功取1.8 Mvar（按實測的平均功率因數(shù)取 0.89）。

測算條件二：調(diào)試期間110 kV冷軋變10 kV側(cè)負(fù)荷有功達到8.5 MW、無功取4.4 Mvar（功率因數(shù)取 0.89）。

測算條件三：調(diào)試期間110 kV冷軋變10 kV側(cè)負(fù)荷有功達到10 MW、無功取5.1 Mvar（功率因數(shù)取 0.89）。

測算條件四：調(diào)試期間110 kV冷軋變10 kV側(cè)負(fù)荷有功達到18 MW、無功取9.2 Mvar（功率因數(shù)取 0.89）。

3.1.2 測算結(jié)果

根據(jù)電纜廠家提供的試驗數(shù)據(jù)和架空線路參數(shù)，220 kV架空線路充電功率共計-1.3 Mvar，220 kV電纜充電功率約為-3.1 Mvar/km，220 kV線路(架空2×400 mm2/7.5 km+電纜1200 mm2/2.1 km)充電功率總共約為-7.8 Mvar，220 kV變壓器輕載時+0.8 Mvar，110 kV出線至2030冷軋變2回（電纜400 mm2/2 km）-2.6 Mvar，測算結(jié)果如下：

（1）條件一結(jié)果：由于調(diào)試期間用電負(fù)荷較小，而供電線路充電功率較大，潭松變～軋鋼變220 kV線路送出功率：3.5-7.9j，送出功率因數(shù)約-0.41。

（2）條件二結(jié)果：由于調(diào)試期間用電負(fù)荷較小，而供電線路充電功率較大，潭松變～軋鋼變220 kV線路送出功率：8.5-5.1j，送出功率因數(shù)約-0.85。

（3）條件三結(jié)果：2030冷軋項目調(diào)試負(fù)荷達到10 MW時，潭松變～軋鋼變220 kV線路送出功率：10-4.3j，送出功率因數(shù)約-0.92。

（4）條件四結(jié)果：2030冷軋項目調(diào)試負(fù)荷達到18 MW時，潭松變～軋鋼變220 kV線路送出功率：18+0.8j，送出功率因數(shù)約1，不存在無功反網(wǎng)情況。

圖1 無功測算條件計算圖

3.1.3 小結(jié)

從上面分析可知，目前負(fù)荷在3.5 MW 左右，存在較大無功反送至大網(wǎng)問題，潭松變側(cè)送出功率因數(shù)-0.41左右；負(fù)荷達到10 MW后雖然無功反送，但潭松變側(cè)送出功率因數(shù)-0.92，滿足絕對值在0.9以上的要求；預(yù)計冷軋項目達產(chǎn)后或者負(fù)荷＞18 MW后不存在無功反送情況。

圖2 無功測算條件負(fù)荷分配圖

3.2 解決措施

由前面分析，調(diào)試期間負(fù)荷達到10 MW 后潭松變側(cè)送出功率因數(shù)-0.92，滿足絕對值在0.9以上的要求，因此，需加裝10 kV無功補償電抗器著重解決調(diào)試負(fù)荷＜10 MW時功率因數(shù)不達標(biāo)的問題。

容量測算：調(diào)試負(fù)荷在3.5 MW時，潭松變～軋鋼變220 kV線路送出功率3.5-7.9j，為減少反送，考慮在220 kV軋鋼變10 kV側(cè)裝設(shè)低壓電抗器容量8 Mvar。投入8 Mvar低抗后，在調(diào)試負(fù)荷3.5 MW、8.5 MW和10 MW情況下，潭松變側(cè)送出功率因數(shù)分別為1、0.96和0.95。

4 無功控制運行管理的實施及效果

220 kV潭軋Ⅱ線關(guān)口計量點在供電局潭松變側(cè)，運行人員日常只能監(jiān)控220 kV軋鋼變側(cè)數(shù)據(jù)，為此，我們制定了一套簡單有效的監(jiān)控關(guān)口點瞬時功率因數(shù)、累計功率因數(shù)控制方法，方便運行人員監(jiān)控和調(diào)節(jié)。

4.1 瞬時功率因數(shù)運行控制管理

依據(jù)運行人員在實際中監(jiān)控對比軋鋼變側(cè)與潭松變側(cè)數(shù)據(jù)，結(jié)合理論計算數(shù)據(jù)，220 kV潭軋Ⅱ線無功功率修正值取-8.5 Mvar，即可準(zhǔn)確推算出供電局側(cè)實際瞬時無功功率、功率因數(shù)。在日常運行過程中，并采取以下措施合理控制電抗器的投退，即可有效地控制功率因數(shù)達標(biāo)：

（1）正常情況下，220 kV潭軋Ⅱ線送電運行，110 kV兩回線路分列運行（負(fù)荷合理分配），110 kV變電站的無功補償兼濾波器只投兩組H5、H7即能滿足電能質(zhì)量要求，在全廠生產(chǎn)負(fù)荷較輕低于10 MW時，220 kV軋鋼變必須投入電抗器運行，才能確保對側(cè)功率因數(shù)達標(biāo)。

（2）當(dāng)用電負(fù)荷增加時，考慮到用電的不連續(xù)性，以及現(xiàn)場大型整流變壓器、電機等傳動系統(tǒng)感性負(fù)荷大量投運（如為連續(xù)軋制），可能存在系統(tǒng)感性無功返網(wǎng)較多的情況，此時推算供電局側(cè)功率因數(shù)低于0.9，應(yīng)將電抗器退出運行， 調(diào)整無功功率使對側(cè)功率因數(shù)達標(biāo)。

4.2 累計日、月功率因數(shù)控制管理

由于關(guān)口對照表計量在220 kV潭軋Ⅱ線入口處，而未考慮220 kV線路（架空線+電纜）的無功損耗，經(jīng)估算并疊加線路的無功損耗=月無功差量/天數(shù)=2150600 kvar/天，累加該無功電量，也可比較準(zhǔn)確推算出潭松站關(guān)口計量點每日、月的累計功率因數(shù)。

4.3 實施效果

運行人員通過監(jiān)控軋鋼變側(cè)220 kV潭軋Ⅱ線瞬時有功、無功功率（規(guī)定4 h1次），修正后即可有效推算并監(jiān)控對側(cè)功率因數(shù)，當(dāng)不達標(biāo)時可及時安排調(diào)節(jié)電抗器的投、退，有效地控制住了功率因數(shù)。同時，通過每日對軋鋼變側(cè)220 kV潭軋Ⅱ線有功、無功抄量，修正后也可以準(zhǔn)確推算出日、月累計功率因數(shù)，使有效的控制月綜合功率因數(shù)達0.95以上。

5 結(jié)束語

大型變電站的設(shè)計建設(shè)，除按項目達產(chǎn)后建設(shè)要求外，還需充分考慮站所投運初期現(xiàn)場調(diào)試負(fù)荷、調(diào)試持續(xù)時間等因素，避免存在無功反送至電網(wǎng)，功率因數(shù)不達標(biāo)面臨罰款的問題。特別是外部供電線路電纜充電功率較大，相對比較孤立的電網(wǎng)系統(tǒng)，由于自身調(diào)節(jié)手段有限，更應(yīng)提前考慮此問題。另外，由于供電營業(yè)規(guī)則限制，考慮計量點在供電局側(cè)功率因數(shù)無法實時監(jiān)控，條件允許情況下，建議將供電局側(cè)負(fù)荷監(jiān)控信號實時傳至本側(cè)監(jiān)控，或者采取計算機技術(shù)手段將對側(cè)關(guān)口點數(shù)據(jù)實時推算顯示出來，方便運行人員實時監(jiān)控管理。