電能質(zhì)量治理相關參數(shù)

在測試的時間范圍內(nèi)，各主要供電線路的功率因數(shù)都達到了較高的水平；但同時也有部分用電線路由于種種原因功率因數(shù)較低： 二冷軋2 變10kV VIII段進線，其所帶無功補償裝置投運，在進線側(cè)表現(xiàn)為無功功率倒送，線路功率因數(shù)較低，為0 65；

　　各供電線路的功率因數(shù)

　　在測試的時間范圍內(nèi)，各主要供電線路的功率因數(shù)都達到了較高的水平;但同時也有部分用電線路由于種種原因功率因數(shù)較低：

　　二冷軋2#變10kV VIII段進線，其所帶無功補償裝置投運，在進線側(cè)表現(xiàn)為無功功率倒送，線路功率因數(shù)較低，為0.65;

　　二總降2#變35kV、3#變35kV段主要負荷為精煉爐，測試工況下，平均功率因數(shù)較低分別為0.78、0.74;高線變1#軋機線和2#軋機線平均功率因數(shù)較低，分別為0.72、0.8;冷軋變10kV I段濾波器未投，II 段SVC只投入H3、H5支路。1#變10kV側(cè)平均功率因數(shù)低，為0.66;

　　三煉鋼變3#變35kV側(cè)和4#變35kV側(cè)平均功率因數(shù)較低，分別為0.73，0.55，且4#變35kV 側(cè)有無功功率倒送;矽鋼變I段SVC退出，II段靜補退出，矽鋼變1#、2#變10kV進線側(cè)平均功率因數(shù)較，分別為0.45、0.75;一總降2#、3#變10kV進線側(cè)平均功率因數(shù)較，分別為0.82、0.75;CSP的35kV V段進線側(cè)平均功率因數(shù)較低，為0.76。

　　3治理方案

　　針對供配電系統(tǒng)存在的電能質(zhì)量問題，應當采取如下解決措施：

　　(1)合理調(diào)整廠里各配電變壓器的負載功率，在最大負載率不是很大的情況下，盡

　　量避免各配電變壓器的平均負載率在小于30%或者大于60%的工況下運行。

　　(2)合理調(diào)整二冷軋2#變10kV VIII段補償裝置的補償容量，使其平均基波功率因數(shù)達到0.92以上;冷軋變I段SVC應考慮使其恢復運行，并在其投運后，針對測試時間段內(nèi)冷軋變10kV I 段高次諧波超標嚴重情況，進行檢測評估，評價對高次諧波濾波效果;冷軋變II段雖投有濾波裝置，但對高次濾波效果不明顯，考慮根據(jù)最新實際運行情況，對濾波裝置進行調(diào)整;

　　合理配置三煉鋼3#變、4#變35kV 段補償裝置，使其平均基波功率因數(shù)達到0.92以上;

　　矽鋼變10kVI段SVC應考慮使其恢復運行，并在其投運后，針對測試時間段內(nèi)10kV I 段高次諧波超標嚴重情況，進行檢測評估，評價對高次諧波濾波效果，10kV II段靜補裝置應考慮使其恢復運行，并在其投運后，針對測試時間段內(nèi)10kV II段高次諧波超標嚴重情況，進行檢測評估，評價對高次諧波濾波效果

　　(3)二熱軋1#、3#35kV段雖配置有SVC裝置，據(jù)測試數(shù)據(jù)分析，4次諧波電壓較大，使母線總畸變率值較大，且2、3、4、5次諧波電流較大，建議根據(jù)系統(tǒng)最新實際運行情況進行檢測評估;

　　針對以上問題的解決方案見下表所示

　　(4)二總降2#變35kV、3#變35kV段，高線變1#軋機線和2#軋機線，一總降2#、3#變10kV進線側(cè)(10kV III段總畸變率較高)，CSP的35kV V段進線側(cè)功率因數(shù)均較低，部分線路平均功率因數(shù)均在0.74到0.8之間，見下表所示

　　為了能使系統(tǒng)經(jīng)濟運行，應該增設動態(tài)無功補償兼濾波裝置，使功率因數(shù)達到0.92以上。因此，建議在需要治理的線路母線上安裝動態(tài)無功補償兼濾波裝置，從而根據(jù)系統(tǒng)負載的變化動態(tài)的補償所需要的無功功率，并同時濾除系統(tǒng)中的諧波電流。

　　各條線路下的負荷隨時間變化，所需要的系統(tǒng)無功功率也隨之變化，因此在某些情況下可能出線無功倒送的情況，于是采用基于磁控電抗器(MCR)的無功補償及濾波裝置(MSVC)從而避免出現(xiàn)過補的情況。而在線路負荷包含較大沖擊負荷或者負荷變化較為劇烈的時候，則可以采用SVG+FC型動態(tài)無功補償及濾波裝置。

　　動態(tài)無功補償裝置分為MSVC型和SVG型無功補償兼濾波裝置，其中MSVC裝置由MCR磁控電抗器部分和FC濾波支路部分組成;SVG裝置由SVG裝置和FC濾波支路部分組成。

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