长输管道压缩机SVG远端协调无功补偿的研究与实现

李福荣

（中石化石油工程设计有限公司）

0 引言

SVG（Static Var Generator），即静态无功补偿器，是为了压气站提高功率因数的无功补偿设备。但目前SVG的补偿策略为就地补偿，而压气站主变的无功和输电线路较长导致的无功损耗，使得考核点的无功与补偿点的无功不一致。造成了SVG设备虽然一直在补偿无功，但是考核点仍有部分无功，导致功率因数不达标，从而每月被国家电网公司以《功率因数调整电费办法》征收巨额罚款。

因现有SVG静态无功补偿装置没有正确发挥其应有的补偿无功、平衡无功的作用，SVG静态无功补偿装置即使全月都处于运行状态，但宜昌和武汉等压气站的现场功率因数与国网电费考核点的功率因数的数值差异巨大。国家现行电价制度中的《功率因数调整电费办法》规定，160kVA以上的高压供电工业用户，执行功率因数标准0.90，是强制性规定，必须遵守该规定的执行条款内容。所以为减少压气站SVG无功补偿系统的功率因数力调电费，必须提高国网电费考核点的功率因数到0.90以上。

根据国家现行电价制度中的《功率因数调整电费办法》，160kVA以上的高压供电工业用户，执行功率因数标准0.90，功率因数在0.90至0.70之间，每降0.01调整电费梯度为月度正常电费的0.5%，功率因数在0.70至0.65之间，每降0.01调整电费梯度为月度正常电费的1.0%，功率因数在0.65以下，每降0.01调整电费梯度为月度正常电费的2.0%。

设月度正常电费为A万元，功率因数力调电费为B万元，月度总电费为C万元，计算原理如表1所示。

某管道压气站主电力变压器的无功和输电线路较长导致的无功损耗，使得电费计量考核点的无功与SVG设备补偿点的无功不一致，再加上较长距离的110kV高压架空线对于无功的影响，造成了SVG设备虽然一直在补偿无功，但是考核点仍有部分无功，导致功率因数不达标，是当前功率因数不达标的根本原因，但通过逻辑优化，采用SVG远端协调补偿系统，就能解决该技术难题。但某压气站从2018年下半年开始事实上形成环网供电结构，给正常的无功补偿带来了巨大的困难，本文的研究重点就是在压气站处于分列运行方式、单母线运行方式以及环网供电运行方式下，长程功率的远端协调无功补偿怎么通过无功再调节来实现环网供电结构下的无功补偿。

1 压气站实际案例分析

1.1 压气站环网供电结构概况

表1 国家现行规定的罚款功率因数力调电费与月度总电费计算原理表

该压气站其负荷主要为电驱压缩机及辅助系统、工艺设备、通信、仪表、照明及其他用电负荷, 站内设电驱压缩机3台，单台容量为7.2MW，正常情况下二用一备，同时配备了2台2000 kvar的SVG无功补偿设备。

该压气站是双路110kV进线线路，目前供电结构为环网供电结构，即110kV开关UCB1、UCB2和CCB1处于合闸状态，同时2号主变压器处于停运状态，10kV开关CCB2处于合闸状态。架空线路采用JL/G1A-240钢芯铝绞线，线路长12km，变压器容量20MVA，空载电流0.4%，短路阻抗10.5%。站内变压器容量2000kVA，变压器短路阻抗Uk%=6.02%，空载电流0.22%，如图1所示。

1.2 实际案例结论

图1 某管道压气站主接线图

大多数情况下的压气站在轻载条件下，其外电输电线路是其最大的无功产生源，站内主电力变压器的无功是次要的无功产生源，所以新型的SVG自动补偿远调装置正是应对距离较长的输电线路产生的无功来进行无功再调节的，而且是以电网公司电费计量考核点的无功进行动态补偿。鉴于该压气站目前是双路110kV进线线路的环网供电结构，根据两路110kV线路参数的基本数据，两路110kV线路参数应基本一致，即阻抗值大致相当，但实际的无功试验证明，两路110kV线路参数在阻抗值这项指标上完全不同，根据试验结果数据，可以判断两路110kV线路虽长度基本一致，经过地容地貌看似一致，实际阻抗值的巨大差异，应在于两路110kV线路地容地貌实际存在差异，继而线路对地的容抗、感抗存在巨大差异。

2 环网供电结构下的SVG远端无功协调补偿

2.1 SVG自动补偿远调装置基本组成

SVG无功补偿装置的主电路采用链式逆变器拓扑结构，Y形连接，10kV装置每相由12个功率单元串联组成，运行方式为N+1模式。图2为SVG装置的连接原理图。

图2 10kV SVG无功补偿装置的连接原理图

2.2 环网供电条件下的SVG远端协调无功补偿试验

该压气站两条110kV线路，一条是12km左右的110kV石黄西线，一条是12km左右的110kV石黄东线，由于压气站停运2号主变，1号主变由110kV石黄西线供电，因万州地调合环压气站110kV母联，故110kV环网供电结构形成，压气站1号主变由110kV石黄西线和110kV石黄东线共同供电，而国网公司电费计量点在远端12km处的两个节点，由于环网供电结构的形成，特别是压气站目前还处于轻载状态，故若两条线路参数不一致，两条线路同时无功补偿的难度加大，同时还要考虑环网功率或越站功率的存在，经某压气站环网供电结构的环网调试试验工作证明，同为12km左右的110kV的石黄西线和石黄东线线路电气参数不同，经无功补偿的试错试验证明，两条110kV线路阻抗值差异较大，因压气站于2017年已经进行了无功补偿远端调节试验，其试验工作工况针对的是两台主变同时运行的单母线分段供电结构，无环网现象，停运2号主变加环网结构形成后，原无功补偿远调策略未发生变化，故形成石黄西线功率因数0.98以上，石黄东线0.52左右的局面，因为环网供电结构存在，且两条线路参数不同，试验线路阻抗值差异较大的同时，还要试验环网功率或越站功率的影响原供电的程度，压气站环网供电无功补偿试验完成后，新的远端环网无功补偿试验取得成功，总功率因数已经达到0.90以上。

但该管道从2018年以来，部分站场为了节本增效，110kV变电站的运行方式开始由双电源单母线分列运行的方式，改为单电源单母线运行的方式，这就给按分列运行方式设计的两台SVG无功补偿装置的正常运行造成了影响，外界电气参数的变化，就需要对两台SVG无功补偿装置进行新的逻辑更改，来适应既存在分列运行方式和单母线运行方式的新工况。

大多数情况下的压气站在轻载条件下，其外电输电线路是其最大的无功产生源，站内主电力变压器的无功是次要的无功产生源，所以新型的SVG无功补偿双机协调系统正是应对距离较长的输电线路产生的无功来进行无功再调节的，而且是以电网公司电费计量考核点的无功进行动态协调补偿。

3 复杂电网情况下的SVG远端协调补偿

3.1 SVG无功补偿双机协调系统组成

如图3所示，在安装SVG无功补偿双机协调系统的过程中，需要考虑用户侧变电站事故状态下的无功补偿，所以这时候就需要考虑两条110kV、两台SVG设备的协调无功补偿问题，所以在这里首先解决这个问题，通过高速光纤将1号SVG和2号SVG无功补偿装置进行互连，同时要让SVG设备采集10kV母联110M，110kV母联10M，110KV进线CT，CT1，CT2信号。

图3 SVG无功补偿双机协调系统主接线示意图

3.2 SVG无功补偿双机协调系统事件逻辑

预先设定线路母联合为1，电流互感器CT有电流为1，其事件逻辑真值表如表2所示。

综合各种双机补偿情况后，相应事件逻辑如表3所示。

同时将电费计量用CT电流传感器安装于电网公司上级网侧变压器（110kV/10kV）的二次侧，用于测量进线电流，测得的电流信号通过光纤传输系统连接至SVG设备的主控板的信号输入部分。在远端无功动态补偿逻辑启动后，SVG无功补偿双机协调系统就利用此电流传感器计算对侧变电站的网侧计量点（110kV或35kV）的功率因数或无功电流，为远端无功协调补偿提供依据。SVG无功补偿双机协调系统中的远端电流互感器，要通过光缆传输系统，从中引出CT信号接入SVG主控板，从而在改进逻辑控制下进行无功补偿。具体的SVG无功补偿双机协调操作如下：

1）某管道某压气站的大功率电机处于闲置或检修状态；

2）出线开关处于分闸状态，进线处于合闸状态；

3）合SVG无功补偿双机协调系统控制电源，站控UCS发无功远端补偿命令给SVG设备，此时SVG设备的控制软件调整为无功远端补偿协调模式；

4）站控UCS系统发合进线开关命令给SVG设备，SVG设备启动自身风冷系统，等待风冷运行5min后，SVG设备启动预充电系统，预充电成功合闸后，SVG设备上电，无功远端补偿模式自检，就绪（就绪状态上传给站控UCS系统）、无故障、无报警；

5）SVG设备就绪后，合电抗器旁路开关，SVG设备进入无功远端协调补偿模式的待机状态，等待站控UCS系统命令；

6）站控UCS系统发启动命令给SVG设备，SVG设备根据两路110kV或35kV进线开关的状态来判断对应补偿参数的选值（两路110kV或35kV线路补偿的参数提前下载到变频器的软件中，两路补偿参数可根据实际的主变参数、110kV线缆的型号、长度、间距等计算估算，并结合实际的运行数据进行校验而得出补偿值）；

7）假定现补偿I段母线，除了预先设定本段的补偿参数外（容性无功），还要采集I段10kV侧的站内无功电流（一般为感性无功），此电流随着站内辅助用电的负荷变化会有波动；

8）SVG设备启动无功远端协调补偿逻辑（改进后算法），并根据上述参数设定值和10kV侧采集的电流信号进行综合计算，得出需要对本段线路需要补偿的无功。

3.3 SVG无功补偿双机协调系统补偿的关键点

1）需考虑无功补偿的前提条件，SVG双机协调系统适合于电网公司或供电局的电费考核点在110kV或35kV侧的远端（部分省份有近远端同时考核的情况，可根据算法整定计算，可以满足功率因数达到供电公司的考核指标）；

2）压气站内10kV侧的功率因数会滞后，具体的功率因数取决于实际的补偿效果，但由于不是供电公司的考核点，可以不做考虑，以110kV或35kV侧远端为准。

以上的参数调整设置实际上是更改了SVG设备输出的动态无功功率，大致简化计算逻辑如下。①如果 SVG 输出感性无功电流： 实际输出无功 = 检测无功 + 感性无功偏移系数× 设备容量；②如果 SVG 输出容性无功电流：实际输出无功 = 检测无功 + 容性无功偏移系数 × 设备容量。

在采样点检测到的远端无功的基础上，还可以根据现场实际考核点的情况，进行进一步的修正。

4 结束语

SVG远端协调补偿双机系统是应对距离较长的输电线路产生的无功来进行无功再调节的，在原有的SVG设备上增加高速光纤，并修改相应控制逻辑，同时适应分列运行方式、单母线运行方式和环网运行方式的新工况，能够做到无功补偿点的位置和电费考核点的位置一致，保证将电费考核点的无功补偿为0，由于是SVG双机协调补偿，可以真正提高电费考核点的功率因数，最终不会被电网公司征收功率因数调整电费，减少企业的运营成本。

表2 SVG双机远端协调补偿事件逻辑真值表

表3 SVG双机远端协调补偿事件逻辑真值表

当压气站处于环网供电结构下，SVG无功补偿远端协调系统要对两条距离较长的输电线路产生的无功进行无功再调节，同时平衡环网功率或越站功率，在原有的SVG无功补偿策略上增加再调节策略，并修改相应控制逻辑，该再调节策略要根据不同的压气站现场进行调整，同时整个无功补偿策略要适应环网供电结构的无功补偿，也要适应压气站分列运行方式下的无功补偿，并做到无功补偿点的位置和电费考核点的位置一致，保证将电费考核点的无功补偿为0，同时考虑SVG双机互为备用的补偿机制，才可以真正提高电费考核点的功率因数，最终不会被电网公司征收功率因数调整电费，减少企业的运营成本。