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[摘 要]通过对莱钢供电系统结构优化及技术改造，使功率因数全部实现奖励，基本电费降到最低，供电成本明显降低，杜绝了电网反送电现象。
[关键词]结构优化 技术改造 功率因数 反送电
中图分类号：U224 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）23-0293-01
一、问题描述
能源动力厂担负着莱钢大部分生产和生活用电的转供，供电成本包括转供莱芜电业局的电量电费、变压器的基本电费、功率因数的奖罚费用等，但如果出现莱钢电网向莱芜电网反送电的情况，莱芜电业局则不会对这部分反送电量付费，会出现电量白白流失。
问题一：110kV钢降II线出现反送电情况
1、陈家庄变电站110kV钢降II线陈支线出现反送电情况
2、银山变电站110kV钢降II线银支线出现反送电情况
问题二：钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况。
钢岭线南岭支线主供南岭变电站，所供负荷一半为生活用电，自然功率因数0.82左右；另一部分工业用电主要供东鼓配电室、料场配电室等，工业用电设备主要是异步电机，又没有无功功率补偿装置，自然功率因数0.87左右。平均功率因数为0.86，低于电力系统功率因数0.90的要求。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况。
110kV棋银I线、棋银II线带银山变电站4#主变、5#主变、6#主变，所供电的用户包括焦化、炼钢、棒材、热电、球团、烧结等，在负荷性质没有变化的情况下，功率因数降低到了0.80以下，低于电力系统功率因数0.90的要求。
问题四：部分变电站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况。
陈家庄变电站日常负荷平均4万kVA左右，只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变或3#主变，基本电费有降低空间。
南岭变电站日常负荷平均1.5万kVA左右，只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变，基本电费有降低空间。
二、问题分析
问题一：110kV钢降II线出现反送电情况分析。
1、由于1#CCPP发电机、2#CCPP发电机是与陈家庄变电站环友I线、环友II线上网的，月发电量1000万kWh以上，加上1#干熄焦发电机、2#干熄焦发电机月发电量也达到1000万kWh以上。在自发电量日益增大而陈家庄变电站冷轧、焦化等用电负荷用电量并没有明显增大的情况下，出现了往系统反送电。
2、银山变电站110kV钢降II线银支线出现反送电情况分析
改造前运行方式：
银山变电站由110kV钢降II线带3#主变、4#主变，由110kV棋银II线带6#主变，由110kV棋银I线带5#主变。
冯家庄变电站由110kV棋降II线冯家庄支线带1#主变，由110kV棋冯I线带3#主变。
问题二：钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况分析。
为提高南岭变电站功率因数，改善变电站电能质量，在南岭变电站6kV母线中进行无功补偿及谐波治理改造，新建滤波补偿（FC）设备，从而改善6kV供电系统质量。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况分析。
经过对银山变电站4#主变、5#主变、6#主变所带每条35kV出线的功率因数分析，发现带发电机的银电II线、银电III线、银电IV线、银电V线等功率因数比以往降低，在0.90以下，而发电机功率因数比以往提高，在0.90以上，其它出线功率因数较以往没有发生明显变化。
问题四：部分变電站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况分析。
陈家庄变电站日常的负荷平均在3-4万kVA左右，变电站共有三台变压器。根据负荷情况只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变或3#主变，而2#主变运行也可以带全部负荷，造成基本电费投入过高。
南岭变电站日常的负荷平均在1-1.2万kVA左右，变电站共有两台变压器。根据负荷情况只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变，而在负荷比较稳定的情况下，2#主变运行也可以带全部负荷，造成基本电费投入过高。
三、问题解决
问题一解决方案：
将干熄焦I线、干熄焦II线出线改到银山变电站35kV系统连网。将干熄焦I线连接到银山变电站35kVI段母线，干熄焦II线连接到银山变电站35kVIV段母线。将干熄焦I线从3#主变带的35kVI段母线上移到4#主变带的35kVII段母线上。银山变电站4#主变所供的35kVII段母线无备用开关柜，需要在35kVII段母线东侧新增一台35kV开关柜，将35kV干熄焦I线电缆挪至新柜运行。
改造后运行方式：
银山变电站由110kV钢降II线带3#主变、由棋银II线老银山支线带4#主变，由110kV棋银I线带5#主变、6#主变。
冯家庄变电站由110kV棋冯I线带1#主变，由110kV棋银II线冯家庄支线带3#主变。
问题二钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况解决。
新建一间滤波补偿（FC）高配室，安装了一套滤波补偿装置，高压开关柜、过电压吸收器、隔离开关、滤波电抗器、滤波电容器、电流互感器、阻尼电阻、放电线圈等设备。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况解决。
1、每天对110kV棋银I线、棋银II线等线路进行固定时间抄表，核算功率因数，给合理调整运行方式提供及时的参数依据。
2、调整棋银II线负荷及运行方式，使棋银II线带银山4#主变的同时也带冯家庄变电站4#主变，从而实现无功的平衡。通过采取多方共同调整的方法，使得110kV棋银I线、棋银II线功率因数恢复到0.90以上，达到0.92左右。
问题四：部分变电站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况解决。
陈家庄变电站投入2#主变带全站负荷，当负荷增大或2#主变检修时再投入1#主变或3#主变。南岭变电站投入2#主变带全站负荷，当负荷增大或2#主变检修时再投入1#主变。
四、总结
1、实现了部分发电负荷有效合理转移，可杜绝发电量向110kV钢降Ⅱ线反送的现象，多发的电量通过110kV棋银Ⅱ线调冯家庄变电站消化，提高了电网运行的安全性和经济性。
2、经过滤波补偿设备的投入，南岭变电站的电能质量明显得到了提高，功率因数提高到了0.92，达到了莱芜电业局0.90不进行罚款的要求。南岭变电站功率因数做到了扭亏为盈。
3、通过对发电线路以及发电机运行方式的有效调整，110kV棋银I线、棋银II线功率因数提高到了0.92左右。
4、通过改变运行变压器，陈家庄变电站、南岭变电站的基本电费降低。
五、技术创新点
1、充分利用两个变电站环网优势。
将多发的电量通过110kV棋银Ⅱ线从银山变电站调往冯家庄变电站消化，并平衡两个变电站的功率因数。
2、FC型滤波及无功补偿装置滤波效果明显。
国家谐波标准：6kV电压总谐波畸变率限值为3%。
改造后，南岭站谐波<2%，超过了国家标准。
3、功率因数管理效果明显。
改造后，进线功率因数全部实现了奖励。
[关键词]结构优化 技术改造 功率因数 反送电
中图分类号：U224 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）23-0293-01
一、问题描述
能源动力厂担负着莱钢大部分生产和生活用电的转供，供电成本包括转供莱芜电业局的电量电费、变压器的基本电费、功率因数的奖罚费用等，但如果出现莱钢电网向莱芜电网反送电的情况，莱芜电业局则不会对这部分反送电量付费，会出现电量白白流失。
问题一：110kV钢降II线出现反送电情况
1、陈家庄变电站110kV钢降II线陈支线出现反送电情况
2、银山变电站110kV钢降II线银支线出现反送电情况
问题二：钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况。
钢岭线南岭支线主供南岭变电站，所供负荷一半为生活用电，自然功率因数0.82左右；另一部分工业用电主要供东鼓配电室、料场配电室等，工业用电设备主要是异步电机，又没有无功功率补偿装置，自然功率因数0.87左右。平均功率因数为0.86，低于电力系统功率因数0.90的要求。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况。
110kV棋银I线、棋银II线带银山变电站4#主变、5#主变、6#主变，所供电的用户包括焦化、炼钢、棒材、热电、球团、烧结等，在负荷性质没有变化的情况下，功率因数降低到了0.80以下，低于电力系统功率因数0.90的要求。
问题四：部分变电站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况。
陈家庄变电站日常负荷平均4万kVA左右，只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变或3#主变，基本电费有降低空间。
南岭变电站日常负荷平均1.5万kVA左右，只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变，基本电费有降低空间。
二、问题分析
问题一：110kV钢降II线出现反送电情况分析。
1、由于1#CCPP发电机、2#CCPP发电机是与陈家庄变电站环友I线、环友II线上网的，月发电量1000万kWh以上，加上1#干熄焦发电机、2#干熄焦发电机月发电量也达到1000万kWh以上。在自发电量日益增大而陈家庄变电站冷轧、焦化等用电负荷用电量并没有明显增大的情况下，出现了往系统反送电。
2、银山变电站110kV钢降II线银支线出现反送电情况分析
改造前运行方式：
银山变电站由110kV钢降II线带3#主变、4#主变，由110kV棋银II线带6#主变，由110kV棋银I线带5#主变。
冯家庄变电站由110kV棋降II线冯家庄支线带1#主变，由110kV棋冯I线带3#主变。
问题二：钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况分析。
为提高南岭变电站功率因数，改善变电站电能质量，在南岭变电站6kV母线中进行无功补偿及谐波治理改造，新建滤波补偿（FC）设备，从而改善6kV供电系统质量。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况分析。
经过对银山变电站4#主变、5#主变、6#主变所带每条35kV出线的功率因数分析，发现带发电机的银电II线、银电III线、银电IV线、银电V线等功率因数比以往降低，在0.90以下，而发电机功率因数比以往提高，在0.90以上，其它出线功率因数较以往没有发生明显变化。
问题四：部分变電站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况分析。
陈家庄变电站日常的负荷平均在3-4万kVA左右，变电站共有三台变压器。根据负荷情况只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变或3#主变，而2#主变运行也可以带全部负荷，造成基本电费投入过高。
南岭变电站日常的负荷平均在1-1.2万kVA左右，变电站共有两台变压器。根据负荷情况只需投入1台变压器，平时大多投入1#主变，而在负荷比较稳定的情况下，2#主变运行也可以带全部负荷，造成基本电费投入过高。
三、问题解决
问题一解决方案：
将干熄焦I线、干熄焦II线出线改到银山变电站35kV系统连网。将干熄焦I线连接到银山变电站35kVI段母线，干熄焦II线连接到银山变电站35kVIV段母线。将干熄焦I线从3#主变带的35kVI段母线上移到4#主变带的35kVII段母线上。银山变电站4#主变所供的35kVII段母线无备用开关柜，需要在35kVII段母线东侧新增一台35kV开关柜，将35kV干熄焦I线电缆挪至新柜运行。
改造后运行方式：
银山变电站由110kV钢降II线带3#主变、由棋银II线老银山支线带4#主变，由110kV棋银I线带5#主变、6#主变。
冯家庄变电站由110kV棋冯I线带1#主变，由110kV棋银II线冯家庄支线带3#主变。
问题二钢岭线南岭支线功率因数过低，出现罚款的情况解决。
新建一间滤波补偿（FC）高配室，安装了一套滤波补偿装置，高压开关柜、过电压吸收器、隔离开关、滤波电抗器、滤波电容器、电流互感器、阻尼电阻、放电线圈等设备。
问题三：110kV棋银I线、棋银II线功率因数过低，出现罚款的情况解决。
1、每天对110kV棋银I线、棋银II线等线路进行固定时间抄表，核算功率因数，给合理调整运行方式提供及时的参数依据。
2、调整棋银II线负荷及运行方式，使棋银II线带银山4#主变的同时也带冯家庄变电站4#主变，从而实现无功的平衡。通过采取多方共同调整的方法，使得110kV棋银I线、棋银II线功率因数恢复到0.90以上，达到0.92左右。
问题四：部分变电站的变压器没有充分利用，基本电费过高的情况解决。
陈家庄变电站投入2#主变带全站负荷，当负荷增大或2#主变检修时再投入1#主变或3#主变。南岭变电站投入2#主变带全站负荷，当负荷增大或2#主变检修时再投入1#主变。
四、总结
1、实现了部分发电负荷有效合理转移，可杜绝发电量向110kV钢降Ⅱ线反送的现象，多发的电量通过110kV棋银Ⅱ线调冯家庄变电站消化，提高了电网运行的安全性和经济性。
2、经过滤波补偿设备的投入，南岭变电站的电能质量明显得到了提高，功率因数提高到了0.92，达到了莱芜电业局0.90不进行罚款的要求。南岭变电站功率因数做到了扭亏为盈。
3、通过对发电线路以及发电机运行方式的有效调整，110kV棋银I线、棋银II线功率因数提高到了0.92左右。
4、通过改变运行变压器，陈家庄变电站、南岭变电站的基本电费降低。
五、技术创新点
1、充分利用两个变电站环网优势。
将多发的电量通过110kV棋银Ⅱ线从银山变电站调往冯家庄变电站消化，并平衡两个变电站的功率因数。
2、FC型滤波及无功补偿装置滤波效果明显。
国家谐波标准：6kV电压总谐波畸变率限值为3%。
改造后，南岭站谐波<2%，超过了国家标准。
3、功率因数管理效果明显。
改造后，进线功率因数全部实现了奖励。