综合动态补偿

综合动态补偿（精选7篇）

综合动态补偿 篇1

0引言

在稳态情况下, 并联电容器组/电抗器组无功补偿方式可提供相对稳定的无功功率, 一般称为静态无功补偿;而补偿容量能够快速跟踪系统的无功功率暂态变化而自动调整的无功补偿方式则称为动态无功补偿[1]。静态无功补偿可显著改善系统潮流、降低网损, 但在动态电压失稳的过程中有可能带来恶化系统电压的不良效果[2];动态无功补偿可实时响应系统的无功需求, 提高系统的安全性和可靠性, 但设备造价昂贵, 难以广泛、大容量采用。因此, 建立受端系统运行经济性与安全性相融合的优化目标进行静态/动态无功综合补偿研究非常重要[3,4,5,6,7,8,9,10]。

本文首先建立基于区域负荷裕度的电压崩溃概率模型, 然后综合考虑系统稳态运行和暂态运行中影响电压稳定的各种因素, 以年运行费用最小为目标建立综合无功优化模型。仿真分析表明了所提方法的有效性。

1综合无功补偿优化模型

要使无功补偿带来的经济效益与其产生的安全效益统一起来, 必须分析系统故障后状态变化过程和量化各阶段潜在的电压崩溃风险。这就需要在建立电压崩溃概率模型的基础上引入风险评估理论, 只有这样无功补偿的数学模型才能涵盖经济性与安全性双重指标。

1.1电压崩溃模型

如何合理建立电压崩溃的概率模型是构建无功补偿优化模型的关键问题。由于电压崩溃是一个多诱发因素的复杂概率事件, 这里采用区域平均负荷裕度来衡量电压崩溃的概率大小。有些文献认为负荷裕度与电压崩溃成线性反比关系[4]或是成倒数关系[11], 这会给优化结果带来相当大的误差。本文在概率分析的基础上进行曲线的初等函数拟合, 在保证模型精确度的同时降低了计算量。

定义系统在状态 i 下节点的负荷裕度为 λi, 其满足正态分布:

λi～N (μmi, σ${}_{\text{m}i}^2$) (1)

其中, μmi 表示节点负荷裕度的均值, 即区域负荷裕度。σ${}_{\text{m}i}^2$表示区域负荷裕度的方差, 其值可用区域内所有节点负荷裕度的修正样本方差代替, 即

$\mu {}_{\text{m}i}=\frac{1}{n}$${\displaystyle \sum _{j\in \Theta }}$$\lambda {}_{ij}=\overline{\lambda }{}_{ij}(2)$

$\sigma {}_{\text{m}i}^2=S{}^{*2}=\frac{1}{n-1}{\displaystyle \sum _{j\in \Theta }^n}(\lambda {}_{ij}-\overline{\lambda }{}_{ij}){}^2(3)$

其中, Θ 为区域负荷节点集, $\overline{\lambda }{}_{ij}$表示状态 i 下区域中负荷裕度的平均值。

与文献[10]不同, 本文在研究负荷节点电压崩溃概率的基础上考查区域负荷裕度与电压崩溃的概率关系。当点负荷裕度小于零时即发生电压崩溃, 状态 i 下电压崩溃的发生概率为

${\rm P}{}_{\text{C}i}={\rm P}\{\lambda {}_{ij}＜0|E{}_i\}(4)$

由于λij 服从正态分布, 利用正态分布的密度函数计算可知:

${\rm P}{}_{\text{C}i}={\displaystyle {\int }_{-\infty }^{-\mu {}_{\text{m}i/}\sigma {}_{\text{m}i}}\frac{1}{\sqrt{2\text{π}}}}\text{e}{}^{-t{}^2/2}\text{d}t(5)$

从式 (5) 可以看出, 在状态 Ei 下电压崩溃的概率不仅与区域负荷裕度有关, 还与节点负荷裕度的方差有关。在系统状态改变时, 要求出崩溃的概率需要在提取所有节点样本值的基础上用公式 (2) (3) 重新计算, 还需要通过迭代计算一个反常积分, 计算量非常庞大。如果能在不影响计算精度的情况下找到一种初等函数近似表示崩溃概率与区域负荷裕度的关系, 就可以极大减少后文的崩溃费用与优化寻优的计算量。通过计算多个状态下二者的数值后, 观察发现 PC 与 μm 近似成指数函数关系, 故采用指数函数进行拟合, 假设电压崩溃模型为

${\rm P}{}_{\text{C}}=a\text{e}{}^{b\mu {}_{\text{m}}}(6)$

本文采用最小二乘法拟合电压崩溃概率曲线。假设计算所得到的数值为

$(\mu {}_{\text{m}j}‚{\rm P}{}_{\text{C}}(\mu {}_{\text{m}j}))j=0‚1‚2‚\cdots ‚n(7)$

根据最小二乘法原理可得当参数 a、b 满足法方程 (8) 时其解为最小二乘解。

$\{\begin{array}{l}(\phi {}_0‚\phi {}_0)\ln a+(\phi {}_0‚\phi {}_0)b=(\phi {}_0‚\ln {\rm P}{}_{\text{C}})\\ (\phi {}_1‚\phi {}_0)\ln a+(\phi {}_1‚\phi {}_1)b=(\phi {}_1‚\ln {\rm P}{}_{\text{C}})\end{array}(8)$

小括号表示向量的内积, 取φ0=1, φ1=μm, 则

根据式 (8) 和式 (9) 就可计算出拟合参数 a、b, 进而得到最小二乘解。需要指出的是, 对于不同的电网, 负荷裕度的期望和方差的不同会导致拟合出的电压崩溃曲线有所偏差, 即要重新建立电压崩溃模型, 但其增加的计算量相对于后续优化计算减少的计算量是微不足道的, 故该模型有很强的适用性。

1.2稳态年运行费用

受端电网在受到扰动后会以一定的概率发生状态变换, 变换过程见图1。系统正常状态 A 发生电压崩溃的概率为 α, 在该种状态下出现导致电压失稳的故障概率为 v , 故障后系统到达状态 B, 其或以概率 β 进入电压失稳, 或是触发各种保护与控制装置动作以1-β 的概率进入恢复状态 C。恢复状态仍有 γ 的概率发生电压崩溃。

风险评估理论把事故发生的风险定量地衡量为:{事故发生的概率}×{事故产生的后果}。显然, 受端系统发生电压崩溃的风险可以通过恰当的无功补偿得以降低。可见, 无功补偿优化其实就是通过投资来获得电压崩溃风险的降低所带来的效益, 继而寻求最佳补偿方案以获得最大收益的过程。由图1不难看出, 不管是正常状态、故障后状态还是恢复状态都存在电压崩溃的风险, 其可表示为相应状态电压崩溃概率与电压崩溃总损失 FK 的乘积。

本文定义稳态运行费用 FS 为系统处于稳态运行阶段所要承担的费用, 其可表示为

$F{}_{\text{S}}=\alpha F{}_{\text{Κ}}+F{}_{\text{L}}+F{}_{\text{S}\text{R}}(10)$

其中, αFK 表示稳态电压崩溃费用, FL 为网损费用, FSR 为新增静态补偿回收费用。

FK=θ abLtK (11)

FL=aePL0tM (12)

FSR=ρFSI (13)

其中, θ 为修正系数, 0<θ<1;ab 为单位停电损失;L 为崩溃损失负荷量;tK 为区域电网完全恢复所需时间;ae 为电能单价;PL0 为系统总有功损耗;tM 为年最大负荷损耗小时数;ρ 为投资回收率;FSI 为静态无功补偿装置投资费用, 其可分为安装费用和补偿费用2部分, 即

$F{}_{\text{S}\text{Ι}}={\displaystyle \sum _{i\in \Omega }(}\zeta f{}_i+R{}_{\text{C}}Q{}_{\text{C}i})(14)$

其中, Ω 为系统静态无功补偿装置候补安装节点集;ζ 为逻辑变量, ζ=1表示节点 i 增设了静态无功补偿装置, 否则该节点无增设。fi、QC i 分别为节点 i 的安装费用和补偿容量;RC 为静态无功补偿设备单价。

1.3暂态运行费用与年总运行费用

定义暂态运行费用为系统受到扰动后为达到稳定所采取各种措施的费用和潜在的电压崩溃费用。具体而言暂态运行费用 FD 可表示为

FD=vβFK+FCC+FG+FC+FDR (15)

其中, v β FK 为 B 状态下潜在的电压崩溃费用;FCC 为状态 C 的电压崩溃费用;FG 表示为保持电压稳定而切负荷的损失;FC 表示为避免电压崩溃所进行控制的费用;FDR 为新增动态补偿回收费用。

FCC=v (1-β) γFK (16)

FG=v (1-β) abG tG (17)

FC=∑ωiPi (18)

FDR=ρ′FDI (19)

其中, G 为切负荷量;tG为故障修复时间;i 为控制变量, 其可表示发电机端电压、变压器分接头等控制类型;ωi 为控制设备的单位调节代价;Pi 为控制设备的动作次数;ρ′为动态无功补偿装置投资回收率;FDI 与 FSI 的构成类似, 只不过把静态补偿装置换为动态补偿装置。

年总运行费用为稳态运行费用和暂态运行费用的总和, 即

$F=F{}_{\text{S}}+F{}_{\text{D}}(20)$

由年运行费用组成可建立综合无功补偿模型:

其中, f 为系统暂态等式约束, g、h 为系统稳定运行状态的等式与不等式约束, r、t 为故障状态下的等式与不等式约束。X 为无功补偿设备、发电机机端电压、功角等的状态向量, Y 为电压的幅值与相角向量, Z 为控制变量。

2综合优化计算流程

在建立起单一故障无功优化模型的基础上, 通过建立故障集、故障逐次仿真等步骤寻求多故障模式下的最优解。

值得注意的是, 静态无功补偿装置与动态无功补偿装置无论是装设的地点还是增设容量都相互影响, 如何寻找二者的最优解是优化计算的关键。本文首先按照电压失稳的严重程度对故障集进行排序, 即首先计算导致电压失稳最严重的故障发生情况。接着采用模态分析和弱节点综合分析的方法, 以参与因子较大且电压较低的节点作为无功补偿候选节点。在某一故障发生时, 先在候选节点进行动态无功补偿容量一维寻优计算, 得出初始动态无功补偿容量 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$, 再以此 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$为约束条件, 一维寻优计算静态无功补偿容量 Q${}_{\text{S}}^{(1)}$;继而以 Q${}_{\text{S}}^{(1)}$为约束条件, 以 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$为决策变量寻优计算 Q${}_{\text{D}}^{(2)}$。如此反复迭代直至满足迭代终止条件。在此基础上对下一故障进行电压稳定性检验, 如失稳则重新进行寻优计算, 直至全部故障模式都得到保证。计算流程见图2。

3算例分析

3.1计算条件

选取南方某省电网2010年夏丰运行方式为算例, 仿真工具选用中国电力科学研究院的 BPA 软件。静态补偿装置与动态补偿装置分别选用可投切电容器 (SC) 与静止无功补偿器 (SVC) , 补偿单价分别为6万元/Mvar与32万元/Mvar[12], 安装费用分别为8万元与20万元。计算参数取值如下:v=1;ρ′=ρ=0.3;tK=10 h;tG=5 h;tM=5 000 h;θ=0.5;ab=47.28元/ (kW·h) [13];ae=0.6元/ (kW·h) ;由于控制费用 FC 数值较小且计算复杂, 在不影响结果的基础上本文略去该项。

参照该电网实际运行规范, 以枢纽站的母线电压低于0.75 p.u. 的时间持续50个周期以上为电压失稳的标准;以母线电压低于0.83 p.u. 的时间25个周期以上为低压切负荷的判据;采用区域负荷分析方法, 崩溃损失负荷量 L 即为故障发生区域全部负荷;切负荷量 G 即为使电压幅值不满足低压减载判据的切负荷量。

3.2电压崩溃模型

由于电压崩溃概率与区域电压崩溃裕度有关, 故进行优化计算之前需要计算出电网每一个区域的电压崩溃概率曲线。这里选取负荷较重的关键区域为例进行计算。

本文选取7点下指数函数的最小二乘拟合法, 即选取该电网运行的7种不同的状态, 如正常状态、某中开关故障、某三永切双回故障等。在此基础上可计算出7种不同状态下的该区域节点负荷裕度的均值和方差, 根据式 (5) 可得:

$(\mu {}_{\text{m}j}‚{\rm P}{}_{\text{C}}(\mu {}_{\text{m}j}))j=0‚1‚2‚\cdots ‚6(22)$

再由式 (9) 计算可得表1。

代入数据并解法方程 (8) 可得最小二乘解为

${\rm P}{}_{\text{C}}=0.5264\text{e}{}^{-11.5496\mu {}_{\text{m}}}(23)$

这样, 电压崩溃概率与区域负荷就建立了一一对应的函数关系, 如图3所示。

3.3优化过程

通过大量的仿真分析对该电网主网架进行故障扫描, 形成电压失稳故障集。这里选取会导致关键区域电压失稳的3个最严重的 N-2 故障, 即穗东侧三相短路切穗东-横沥双回线路故障;横沥-东莞乙线三相短路, 横沥站中开关失灵, 切横沥-博罗乙线故障;花都-北郊甲线三相短路, 北郊站中开关故障, 切北郊-广州蓄能甲线故障。其中, 穗东侧三相短路切穗东-横沥双回线路故障最为严重, 其使北郊地区220 kV 负荷母线电压低于0.75 p.u. 达到50个周期 (1 s) , 达到电压失稳的判据 (见“广东电网公司、广东省电力设计研究院.广东电网‘十一·五’规划, 2005”) 。崩溃损失负荷量 L 达到10 821 MW。选取电压最低点为切负荷点, 当恒功率切负荷使电压低于0.83 p.u. 少于20个周期时, 低压减载装置不会动作 (见“广东省电力调度中心.广东统调电网2007年度运行方式.2006”) , 此时的切负荷量即为G。

在故障发生后, 通过模态分析与电压弱节点分析相结合的方法确定无功补偿点为北郊变电站220 kV 母线。针对不同的 SVC 无功上限与 SC 的补偿容量分别计算相应的年运行费用, 按照图2的流程进行迭代, 经过4次迭代后可收敛到最优解, 即 SC 补偿容量与 SVC 无功上限分别为110 Mvar 与 250 Mvar 年运行费用最小。迭代的结果见表2。用该优化方案对另外2项故障进行电压稳定性检验, 结果表明二者在该补偿方案下均已无电压失稳的情况发生。

在此基础上进行动态仿真分析可知:如果在该故障发生之前不作任何无功补偿或只进行了静态无功补偿优化, 只有采取切负荷的方法才能维持电压稳定;只进行动态无功优化虽可在故障后使电压保持稳定, 但进行静态/动态无功的综合优化具有更好的经济性和更大的稳定裕度。

从静态负荷裕度分析角度看:在静态无功补偿优化的方案下故障发生前的负荷裕度最高, 但在故障发生时由于电压幅值的下落导致静电电容器出力急剧减小, 负荷裕度快速降低至24.3%。只进行动态无功补偿优化是单纯地追求故障后负荷裕度水平, 而无视稳态运行的过低的负荷裕度造成 αFK 的数值过大。综合无功补偿优化的方法综合考虑了稳态和暂态各种因素的影响, 使得在故障前后该关键区域的负荷裕度都保持在相当高的水平。采用各方案的效果见表3。

4结论

只有从稳态与暂态2种运行分析角度, 并且在安全性与经济性的双重指标下进行无功补偿优化规划, 才能保证受端电网的经济和可靠运行。本文在立建区域电压崩溃的概率模型的基础上, 综合考虑系统稳态运行和暂态运行下的各种因素, 构建出了对受端进行综合无功补偿的模型, 并应用此模型对2010年南方某省电网进行分析, 结果表明, 综合无功补偿优化方法无论从静态裕度分析的角度还是从故障后动态仿真分析的角度, 都具有比单纯的静态无功补偿或动态无功补偿更好的经济效益和安全性。

综合动态补偿 篇2

1 兰州地区电网概况

兰州电网2009年全社会用电量233.1亿kW·h, 2001～2009年兰州电网全社会用电量年均增长10.82%。2009年兰州电网最大负荷3211MW, 2001年至2009年兰州电网最大负荷年均增长8.77%。2009年兰州电网产业电量结构比重为第一产业4.9%, 第二产业83.2%, 第三产业8.3%, 居民生活4.9%。从行业用电量结构分析, 兰州电网用电量主要为第二产业用电量, 随着兰州铝厂、连城铝厂新项目的逐步投产, 第二产业用电量所占比重将逐年走高, 因此第二产业用电量的增长趋势直接决定了兰州电网用电量的增长趋势, 同时第二产业的用电安全将直接影响兰州电网的安全、可靠。

由于产业布局的原因, 兰州电网内存在大量的高耗能企业, 其中硅铁和碳化硅企业就占了兰州电网第二产业40%左右的电量, 由于该类客户大量采用整流变, 而整流变的存在造成在电网正弦电压加压于非线性负载后, 基波电流发生畸变产生谐波。由于历史原因, 这些企业很多没有装设滤波装置, 一些新投客户虽然装设了滤波装置, 但随着高耗能企业的发展, 产能不断扩大, 谐波污染问题更加突出, 原有的装置已无法满足滤波补偿需求, 对电网的安全可靠供电带来重要的影响。

以兰州电网供电的榆中钢厂为例, 该户企业在2009年3月多次发生保险熔断, 严重影响该企业的正常供电, 兰州供电公司派专业人员到现场对榆钢供电的5回线路进行了谐波测试, 测试结果见表1。

通过对这5回线路的最大15次谐波电压 (2至17次谐波电压) 含有率的测试, 3、5、7、9、11次谐波电压含有率平均值较大, 均达到0.2%及以上, 含有率基本满足允许值要求, 合格率达到100%, 见表2。通过对最大15次谐波电流 (2至17次谐波电压) 含有率的测试, 3、5、7、9、11次谐波电压含有率平均值较大, 达到10%及以上, 其中1213回路5次谐波含有率达到32.85%, 已远远超过该回路5次谐波含有率2.2%的要求。说明电流谐波含有率均不同程度的超限值, 造成电流谐波含有率不合格, 见表3。

2 高耗能用户对电网造成的谐波危害

通过对以上案例的分析发现, 高耗能用电客户对电网造成谐波危害主要集中在以下几个方面:

1) 降低电网供电可靠性

谐波电压在许多情况下能使正弦波变得更尖, 不仅导致变压器、电容器等电气设备的磁滞及涡流损耗增加, 而且使绝缘材料承受的电应力增大。谐波电流能使变压器的铜耗增加, 所以变压器在严重的谐波负荷下将产生局部过热, 噪声增大, 从而加速绝缘老化, 大大缩短了变压器、电动机的使用寿命, 降低供电可靠性, 极有可能在生产过程中造成断电的严重后果。

2) 引发供电事故的发生

电网中含有大量变频或整流设备以及电力电容器、变压器、电缆、电动机等负荷, 这些电气设备处于经常的变动之中, 极易构成串联或并联的谐振条件。当电网参数配合不利时, 在一定的频率下, 形成谐波振荡, 产生过电压或过电流, 危及电力系统的安全运行, 如不加以治理极易引发输配电事故的发生。

3) 导致设备无法正常工作

对旋转的发电机、电动机, 由于谐波电流或谐波电压在定子绕组、转子回路及铁芯中产生附加损耗, 从而降低发输电及用电设备的效率, 更为严重的是谐波振荡容易使汽轮发电机产生震荡力矩, 可能引起机械共振, 造成汽轮机叶片扭曲及产生疲劳循环, 导致设备无法正常工作。

4) 对继电保护级综自装置的影响

继电保护自动装置对于保证电网的安全运行具有十分重要的作用。但是, 由于谐波的大量存在, 易使电网的各类保护及自动装置产生误动或拒动, 特别在广泛应用的微机保护、综合自动化装置中表现突出, 引起区域 (厂内) 电网瓦解, 造成大面积停电等恶性事故。

5) 导致线路短路

电网谐波将使测量仪表、计量装置产生误差, 达不到正确指示及计量 (计量仪表的误差主要反映在电能表上) 。断路器开断谐波含量较高的电流时, 断路器的遮断能力将大大降低, 造成电弧重燃, 发生短路, 甚至断路器爆炸。

6) 影响电网通讯系统的正常工作

当输电线路与通讯线路平行或相距较近时, 由于两者之间存在静电感应和电磁感应, 形成电场耦合和磁场耦合, 谐波分量将在通讯系统内产生声频干扰, 从而降低信号的传输质量, 破坏信号的正常传输, 不仅影响通话的清晰度, 严重时将威胁通讯设备及人身安全。谐波会对邻近的通信系统产生干扰, 轻者产生噪声, 降低通信质量;重者导致住处丢失, 使通信系统无法正常工作。

基于谐波污染对电网造成的影响, 非线性或冲击性负荷造成电能质量的降低与破坏, 给电网系统、供电部门和电力用户带来了严重的危害, 将导致电气设备的寿命缩短, 网损增大, 系统发生谐振的可能性增加, 而目前社会各界对电力的依赖程度日益增强, 对电能质量提出了更高的要求, 需要通过切实可行的技术手段加以解决。

3 动态无功补偿和谐波治理综合装置的原理和功能

目前在国内推广应用的动态无功补偿和谐波治理 (有源滤波) 综合装置能够可以实现电力系统谐波抑制和消除功能, 也可同时实现电力系统动态无功功率补偿功能。该装置采用了绝缘栅双极性晶体管 (IGBT) 元件构成的三单相桥式逆变器结构, 适用于三相平衡与不平衡系统, 可完全补偿中线电流, 电能转换效率大于95%, 如图1所示。同时采用了“多数字信号处理器+大规模可编程门极列阵 (DSP+FPGA) ”的结构, 使用了基于FPGA的脉宽调制技 (PWM) 专用硬件控制器, 开发了基于液晶触摸屏技术的人机交互界面, 如图2所示。

该装置采用的基于鲁棒无差拍控制的新型电流环控制策略, 与晶闸管投切电容器部分配合使用, 通过该装置的补偿, 既可以实现电力系统谐波抑制和消除的功能, 又可实现无功功率动态连续、无级调节, 技术达到了国际先进水平。

该装置工作在最大运行工况下, 可以减少至少10kW的电力系统线路损耗, 装置运行时自身功率损耗仅为2kW左右。使用该新型装置可以消除由谐波电流引起的谐波电压问题, 消除节能灯闪变现象, 解决节能灯使用者的视觉疲劳问题, 同时可消除由谐波电流引起的相控调压设备“过零点”丢失问题, 提高相关精密生产线的产品合格率。最主要是可以降低电力系统电压波动和电压偏差问题, 延长相关用电设备和配电设备的使用寿命, 例如变压器, 电动机, 输配电电缆、家用电器等设备。目前该装置广泛运用在钢铁、冶金行业、汽车制造行业、轨道交通和电力系统等各个产业和领域。

基于兰州电网目前高耗能企业造成的谐波污染较为严重的现状, 大力推广应用动态无功补偿和谐波治理 (有源滤波) 综合装置将有力地提高兰州电网谐波治理的水平, 改善电能质量, 以更加优质的电力服务广大用电客户, 应用前景十分广泛。

参考文献

[1]秦昱, 蒋平.基于分层分区协同进化算法的电力系统无功优化[J].江苏电机工程, 2008 (5) .

[2]刘宝群, 陈海昆.电力系统电容补偿装置的优化设计[J].华东电力, 2008 (10) .

综合动态补偿 篇3

《风电场接入电力系统技术规定》规定在风电场需配置动态无功补偿。风电场配置的动态无功补偿由于补偿装置可不受动作次数约束,且动作响应时间常数较快,相对·于传统的机械式投切补偿设备,可在感性以及容性容量之间实现较为快速、有效的调控,进而适应风电出力随机波动引起的无功电压特性较为频繁的改变[1]。

业内针对风电场动态无功补偿对风电场功率的正常送出、电网安全稳定支撑作用进行了相关研究。文献[2]通过与TSC相比,证明了STATCOM在补偿过程中能迅速稳定地跟踪无功的变化,并且补偿时无明显的冲击电压和电流。文献[3]研究表明静止无功补偿器(SVC)不仅可以在常见的扰动下有效地提高风电场的稳定性,而且能够在快速的风速扰动下平滑风电场的有功功率输出,降低风电场对电网的冲击。文献[4]通过在风电场附近安装SVC等无功补偿装置,改善风电机组并入电网后的系统阻尼特性。文献[5]针对风电场在故障时存在的问题,对静止无功发生器(SVG)在提高DFIG低电压穿越能力中的作用进行了仿真。

本文通过搭建风电并网典型系统模型,从动态特性方面分析风电场动态无功补偿的特性对风电场功率的正常送出、电网安全稳定强有力的支撑作用,并结合风电系统中经常出现的低频振荡和低电压穿越现象,对风电场不同类型的动态无功补偿的性能进行了仿真研究。

1 风电场常用动态无功补偿装置的工作原理

风电场目前所用的动态无功补偿装置主要有MCR型SVC、TCR型SVC和SVG 3种,它们工作原理各不相同,在此对其进行简要的介绍。

1.1 MCR型SVC的工作原理

MCR型高压动态无功补偿装置由MCR电抗器、直流励磁调节单元柜、就地控制器、主控制器以及监控上位机组成,另外还有2～3组高压电容器组,与MCR本体并联在低压侧母线上,如图1所示。

MCR型高压动态无功补偿装置由MCR本体和各个滤波电容器组来实现无功功率的实时调节。主控制器根据系统电压电流算出实时无功功率,并根据“小范围无功调节导通角,大范围无功投切电容”的原则来实现对系统无功功率的动态补偿[6]。

1.2 TCR型SVC的工作原理

TCR型SVC的主电路由晶闸管控制电抗器和高压无源滤波电容器组组成,如图2所示。TCR支路为系统提供感性无功,高压无源滤波电容器组为系统提供容性无功。通常TCR的感性容量大于无源滤波器组的容性容量,以保证既能输出容性无功也能输出感性无功。TCR型SVC的控制系统主要由检测电路、控制电路和触发电路组成。具体的工作过程为:由控制系统检测电网的有关变量,然后根据检测到的数据,经计算后,与给定参考量进行比较,在相应的时刻产生相应的晶闸管触发脉冲,通过这种方式调节其输出无功的大小[7,8]。

1.3 SVG的工作原理

SVG的基本原理就是将自换相桥式电路通过电抗器或者直接并联在电网上,适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值,或者直接控制其交流侧电流,使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流,实现动态补偿的目的[9]。SVG的基本结构主要有直流电压形成环节、稳压电容、电压源逆变器、耦合变压器几部分构成,如图3所示。

2 仿真算例分析

2.1 风电场接入典型场景概述

算例系统如图4所示。该典型算例中,送端的风电场装机容量为150 MW,常规火电厂容量为600 MW,风电机组经2级升压(0.69/35 kV、35/220 kV)并入主网,火电厂经升压变22/220 kV并入主网,风电场、火电厂分别再经过45 km线路将电力送至送端变压器(送端变),然后再经过200 km线路将电力送至受端系统。送端系统负荷水平为100 MW+j50 MVar,受端系统负荷水平为500 MW+j150 MVar,受端系统等效为无穷大系统。

装机容量为150 MW的风电场由100台单台机组容量为1.5。MW的双馈风机组成。双馈风电机组采用定功率因数为1的控制模式,即只发有功,无功输出为0,在稳态初始工况下,风电场有功出力满发为150 MW,无功出力为0,在动态过程中,双馈风电机组也按照定功率因数1进行控制,即动态过程中的无功输出也为0。

算例系统初始潮流情况如图5所示。

2.2 动态无功补偿装置对低频振荡的支撑作用

基于上述典型算例系统,假定送端变-受端变220 kV双回线受端变侧发生三永N-1接地故障,故障电阻标幺值为0,同时,常规机组Gen抑制低频振荡的PSS装置去掉,按照风电场无动态无功补偿、有动态无功补偿来分别进行仿真计算,其中有动态无功补偿又细分为3种类型的动态无功补偿,分别为MCR型SVC、TCR型SVC以及SVG。

在无动态无功补偿时,发生三相永久性N-1短路故障,同时由于PSS装置去掉,常规机组相对于无穷大系统的振荡模式被激发,电网发生低频振荡,仿真结果如图6所示。

故障后,分别计及3种类型的动态无功补偿动作,仿真分析对电网低频振荡的控制效果,仿真结果如图7和图8所示。

由图7和图8的仿真结果可知,SVG以及TCR型SVC对低频振荡起到了很好的抑制作用,且在此故障工况下,TCR型SVC的调控效果要好于SVG,两者与MCR型SVC相比,调控效果要大大好于MCR型SVC。

由图9可知:由于TCR型SVC响应时间较SVG稍慢,所以SVG要先于TCR型SVC动作,但是由于TCR型调控量与电压变化强相关,在动态过程中随着电压的波动变化,TCR型SVC的无功输出将比SVG同期的要大,所以其挂接动态无功补偿装置的母线电压振荡平息较之SVG要快,具体如图9、图10所示,在动作时序以及动作输出无功量等影响因素综合作用下,TCR型SVC抑制低频振荡的控制效果要好于SVG;而MCR型SVC由于其动作响应时间较慢,跟踪调控低频振荡的效果不如TCR型SVC和SVG。

2.3 动态无功补偿装置对低电压穿越的支撑作用

基于上述典型算例系统,假定送端变-受端变220 kV双回线受端变侧5周波发生三相永久性N-1短路故障,故障电阻标幺值为0,在10周波将故障线路开断。故障期间,风电机组Crowbar动作投电阻消除过流,进而实现故障穿越,此时风电机组的特性等同为传统异步机特性,从系统吸收一定量的无功,仿真结果如图11～13所示。

由图11～13可知,低电压穿越策略从系统吸收无功时影响到了主网母线电压恢复,定性来看,不利于电网安全稳定。

利用风电场配置的动态无功补偿来辅助风电机组实现低电压穿越,使得低电压穿越期间风电机组对电网安全的不利影响降低到最小。图14为SVG与风电机组的协调配合,共同实现低电压穿越的仿真结果。

由图15的仿真结果可知:SVG在低电压穿越期间的15周波时无功输出达到了80 MVar,经过扰动后,稳态输出无功约47 MVar,对风电机组低电压穿越的实现提供了较好的支撑作用。

对MCR型SVC、TCR型SVC以及SVG辅助风电机组实现低电压穿越的调控效果进行了对比仿真分析,结果见图16。由图16可知:经过动态过渡后,3种动态无功补偿最终都将并网变高压侧母线电压恢复至同一值,但在电压恢复过程中,SVG与TCR型SVC相比,前者的恢复效果略好于后者,MCR型SVC由于其响应时间较慢,所以恢复效果稍逊于TCR型SVC与SVG。

3 结语

基于典型算例系统,分析了动态无功补偿装置对于支撑风电机组机端电压建立、保证风电机组功率正常输出,进而提升电网安全的作用,并对3种不同类型动态无功补偿的控制效果进行了比对分析,综合故障工况下的仿真结果来看:TCR型SVC的控制效果要好于SV(G的控制效果,而两者又都好于MCR型SVC的控制效果,在风电接入电网的实际工程中,可根据电网存在的安全稳定运行风险以及风电机组自身特性的优劣程度的不同,从技术性以及经济性角度来综合权衡选择动态无功补偿装置的类型。

摘要：基于PSD-BPA软件搭建了风电并网典型仿真模型,针对风电系统中经常出现的低频振荡和低电压穿越现象,通过仿真计算,分析了动态无功补偿装置对于提高电网动态稳定性的作用,对3种不同类型动态无功补偿的控制效果进行了比对分析。

关键词：风电并网,动态无功补偿,低频振荡,低电压穿越

参考文献

[1]杨勇,秦睿,拜润卿,等.动态无功补偿装置在酒泉地区风电场的优化应用[J].电网与清洁能源,2012,28(4):81-85.

[2]项真,解大,龚锦霞,等.用于风电场无功补偿的STATCOM动态特性分析[J].电力系统自动化,2008,32(9):92-95.

[3]曹积欣,王冠军,李建民.风电并网电力系统无功补偿动态性能研究[J].电力电容器与无功补偿,2012,33(3):16-24.

[4]范雪峰,张中丹,杨昌海等.大型风电基地动态无功补偿对风电外送动态稳定性的提升作用研究[J].电网与清洁能源,2013,29(10):66-73.

[5]王兴贵,宋磊,郑伟,等.静止无功发生器在风电场电网故障时的作用研究[J].电网与清洁能源,2012,28(4):69-72.

[6]靳风琴,李鸿雁,于洋.浅谈MCR型磁控电抗器的控制方式[J].电力电容器与无功补偿,2010,31(5):62-66.

[7]黄发钧,王丽,刘宇.基于DSP的TCR+FC型静止无功补偿系统控制部分的设计[J].电子设计工程,2013,21(14):171-173.

[8]金玲,王剑彬,张一帆等.风电场静止无功补偿装置性能测试分析[J].内蒙古电力技术,2013,31(6):9-12.

动态无功补偿装置的应用 篇4

关键词：动态无功补偿,装置,应用

近年来, 变频控制在工程机械的提升控制系统、回转系统、变幅系统、给料系统及除尘系统中被采用, 造成电压波动和大量谐波, 严重威胁工程机械设备的安全生产。动态无功功率补偿及滤波装置的合理配置可以改善工程机械设备配电系统的电能质量。

1. 改善电能质量的解决方案

(1) 提高自然功率因数减小谐波

提高工程机械传动控制设备的自然功率因数、减小传动控制设备的谐波在配电中较为可行的主要方法有: (1) 合理选择电机和变压器容量, 使其接近满负荷工作, 尽量避免电机的空载运行。 (2) 大功率设备启动时采用软启动, 减少对电网的冲击;同时采用电压等级高及短路容量大的电网供电, 减少谐波含量。 (3) 大功率提升机采用交—直—交变频调速技术, 解决交—交或直流调速存在的功率因数低及谐波大的问题。 (4) 配电变压器采用D, ynll接线, 为3次谐波提供通路。

(2) 补偿系统无功功率并抑制谐波

传动控制设备工作中常常采用并联电容器组来补偿系统的无功功率。这种方式虽然能够提高供电系统的功率因数、减少无功电流引起的压降和损耗, 但不会改变电压变化的上下限, 常常会出现过补偿及电压过高的情况。

2. 动态无功功率补偿装置及其分类

动态无功功率补偿装置能够跟踪负荷的无功波动, 自动地进行适时补偿, 从而保持电压的稳定。动态无功功率补偿装置一般可分为:机械投切电容器型 (MSC) , 机械投切电抗器型 (MSR) , 晶闸管控制电抗器型 (TCR) 及晶闸管投切电容器型 (TSC) 。可以单独使用, 也可联合使用, 并经常加入滤波 (FC) 回路用于抑制谐波。常用的动态无功功率补偿及滤波装置有:

(1) 机械投切电容器+滤波装置 (MSC+FC)

其控制器根据检测到的电压及电流计算母线上功率因数, 确定无功功率补偿容量, 投切相应真空断路器, 以改变补偿容量。自动投切电容器组被分为若干组, 由真空断路器控制, 根据控制器指令进行一组或多组投切。为限制合闸涌流和抑制谐波, 每组电容器回路中串接一定容量的电抗器。

MSC+FC可有效地补偿系统的无功功率和滤除系统的高次谐波, 不会出现母线电压过高及过补偿的情况。但一次投切的电容器组容量较大时, 会造成较大的涌流, 并且对大功率冲击负荷 (如大功率提升机等设备) 造成的闪变, 不起作用。投切开关只能在规定的电压或功率因数允许范围以外才能动作, 不能频繁操作。在投切电容器组时, 开关灭弧室容易发生重燃现象, 使系统电压瞬间提高, 危及设备的安全运行。

(2) 晶闸管投切电容器+滤波装置 (TSC+FC)

这种滤波补偿装置与MSC+FC相比, 用晶闸管取代了投切电容器的开关。控制器根据检测到的无功功率情况, 控制某一组或几组晶闸管的导通和断开, 进而控制相应电容器组的投切。晶闸管可在其两端电压过零瞬间完成电容器的投切, 投切过程中不会形成冲击电流和过电压, 电容器可以频繁地投切。TSC响应无功功率变化的时间很短, 且自身不产生谐波, 可迅速跟踪补偿供电系统冲击性负荷造成的无功不足。

3. 典型案例

以厦门明翰电气有限公司2009年为广东投运的MB240型沥青混合料搅拌设备配电系统改造为例, 该设备冷料系统、提升系统及除尘系统的总功率达到180kW, 最小冷料系统的电机功率7.5kW及最大的除尘系统电机功率132kW均采用变频调速方式控制。除尘系统属于动态负荷, 除尘过程中无功变化大, 该设备配电系统没有采用动态功率补偿装置前, 功率因数最低 (达到0.2左右) , 系统负荷变化频繁。除尘系统启动时出现电源供电突然中断, 造成生产中断2天, 以该设备每天正常工作10h, 出料240t/h, 以每吨净利润约80元计算, 两天直接经济损失384000元, 不包括无功损耗及谐波造成的设备损耗等间接损失。经过功率因数和谐波测试后, 为配电系统加装了TSC+FC动态功率补偿装置, 补偿装置的无功补偿总容量150kvar, 控制器的控制模块是以数字信号处理器DSP和高精度采样电路为基础, 可对每一个周期所有数据进行分析, 在5~20ms内计算出所需要无功补偿, 在谐波严重的情况下能进行动态补偿。设置滤波器组过电流保护、晶闸管过热保护、过压保护及欠电压保护后重启该设备除尘系统, 整台设备运行平稳, 系统功率因数保持在0.9左右, 电机出力明显提升, 缩短了工作时间, 减少功率损耗。

参考文献

[1]夏祖华等.动态无功补偿技术应用综述.电力设备, 2004 (5)

静止动态无功补偿装置的应用 篇5

随着电网用电负荷的逐渐增加,对电能质量的要求越来越高。SVG是新一代静止无功补偿器产品,相当于一个可变的无功电流源并联于电网中,其无功电流可以灵活控制,根据系统状态吸收或者发出无功电流,自动补偿系统所需的无功功率。

2 静止动态无功补偿技术简介

1)SVG(Static Var Genetatior)动态补偿原理。SVG装置通常由VSC逆变器、直流电容器、连接变压器、断路器以及冷却系统等辅助装置组成。SVG是将逆变器经过电抗器或者变压器并联在电网上,通过调节逆变器交流侧输出电压的幅值或相位,或者直接控制其交流侧电流的幅值或相位,迅速吸收或者发出所需要的无功功率,实现快速动态调节无功的目的。

2)SVG装置原理框图见图1。

3 静止无功补偿装置工程实例

3.1 项目介绍

辽宁红沿河核电厂厂址地处辽宁省瓦房店市西端渤海辽东湾东海岸。在红沿河核电一期厂区北侧,设置了一个220 kV施工与辅助电源变电站。它主要是为红沿河核电站施工建设期间提供现场施工电源。此变电站自2007年投运以来,由于现场用电负荷较低,一直存在向系统倒送无功及功率因数为负值的电网考核标准的问题,影响了220 kV施工电源运行的经济性和稳定性。

3.2 系统条件

220 kV施工与辅助变电站施工进线为220 kV复红线,线路全长为31.017 km,导线型号为LGJ-400/50型钢芯铝绞线。现阶段变电站内装设一台31.5 MVA的施工变压器和220 kV,10 kV施工用电及其配套设备,作为红沿河核电厂施工、办公、生活用电。220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,每段母线上各配置无功补偿电容器1组,站用变1组和接地变1台;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段共有20根3×185电缆接至就地设备。

4 无功倒送的原因分析

根据复红线2007年电量统计,自2007年以来,红沿河220 kV施工及辅助变电站向系统倒送无功功率问题很严重。

220 kV施工与辅助变电站进线复红线线路,全长为31.017 km;220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,总长度12 km;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段目前共有4根3×185电缆接至就地设备,总长度约为10 km,这些架空线路及电缆的对地电容电流都使得线路中容性电流增大,而目前现场施工设备主要以塔吊机、拖车泵、电焊机、电动空压机、照明等为主,负荷相对较轻,消耗容性无功较少,这些都导致施工现场容性无功过剩,并产生向系统倒送无功功率的现象。

5 无功倒送的解决措施

5.1 静态无功补偿

动态补偿装置可跟随负荷无功的变化,实现无功功率的动态补偿,对于本工程可采用动态电容补偿装置接入系统,改善功率因数,提高电网电能质量。

5.2 补偿设备容量确定

220 kV施工与辅助变电站施工进线为220 kV复红线,线路全长为31.017 km,导线型号为LGJ-400/50型钢芯铝绞线,定为线路A;220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,总长度约为12 km,定为线路B;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段目前共有4根3×185电缆接至就地设备,总长度约为10 km,定为线路C;则线路A,B,C的电容电流值为:

其中,Ue为厂用电系统额定线电压,kV;C为厂用电系统每相对地电容,uF;L为线路的长度,km;ω为角频率。

总的无功功率为:

如每月按30 d算,一天有功负荷工作8 h,一个月有功负荷工作小时数Tm1=240 h;一天无功负荷工作24 h,一个月无功负荷工作小时数Tm2=720 h。将电量值除以每月工作小时数,可得每小时消耗的有功、无功量,如表1所示。

由此可看出线路容性电流每小时产生的无功功率大于复红线上每小时倒送的无功功率,这说明除了负荷消耗了一部分无功功率,其余都倒送回系统。

kW/h

根据电量统计,取2007年5月～2008年2月共10个月,其中无功送电量最大值为3 237 960 kVar·h,有功受电量为W=375 540 kW·h,按无功送电量最大值进行补偿,根据用户要求需将功率因数补偿到0.9。可采取以下步骤:

1)将功率因数由负值补到1,这样就可以计算得到:

4 888.36 kVar。

其中,cos 3为施工现场用电设备的平均功率因数。

2)将功率因数由1补到0.9。

可求得补偿容量:

考虑到以后可能有新的电缆投入运行,而负荷为轻负荷,故取一定数量的裕量,由此确定无功补偿的容量为6 MVar。

6 结语

综合考虑以上因素,本方案采用±2 MVar静止无功发生器(Static Var Generator,简称SVG)和4 MVar并联电抗器组合的动态补偿装置进行动态无功调节,维持功率因数在0.90以上,工程总造价为285万元,由于电网每月平均罚款近100万元,三个月即可收回成本,这就把调节无功功率连续性与经济性有机的结合在一起。当倒送无功在2 MVar以内时,可只投静止无功发生器进行动态调节,当倒送无功在2 MVar以上时,可投入静止无功发生器和相应数量电抗器进行动态调节。随着施工负荷的增加,消耗的无功逐渐增加,倒送的无功功率越来越少,达到一定程度时动态补偿装置将会逐步退出,现场原有的电容补偿装置将会投入运行。

参考文献

综合动态补偿 篇6

关键词：电网,无功补偿技术,问题

1 电网动态无功补偿技术的作用

近年来,随着我国到大功率非线性负荷的不断的增加,电网的谐波污染以及无功冲击的不断上升,无功调节手段的缺乏造成母线电压随着运行方式的变化,导致电网系统中稳定性受到严重的影响,电网动态稳定性与无功功率的有效性有很大的关系。电网动态无功补偿技术是一项提高电压稳定性的有效并且经济的措施,也是保证电网安全性稳定性以及战略防御的客观需求[1]。在电网系统中采用这种技术不仅能够提高输电能力以及保证电压的稳定性,而且对提高配电网电能的质量的综合指标,改善系统的静态以及动态的品质具有重要的作用。电网动态无功补偿技术在输电系统中作用主要有以下几点:(1)电网动态无功补偿技术能够提高电力系统的功率因数,减少无功潮流降低网络损坏,从而能够节约电能资源;(2)调节系统的电压,改善电能的质量;(3)动态无功补偿技术对提高配电系统的暂态稳定性和静态稳定性,限制操作过电压具有重要的作用和价值;(4)能够抑制次同步振荡和加强对低频振荡的阻尼;(5)减少电流和电压的不平衡。减少线路的损失等作用。

2 电网动态无功补偿技术发展状况

电网动态无功补偿技术从带旋转的机械方式到目前的电力电子元件的应用,其发展历程可以分为以下几个阶段:(1)同步调相机,这个阶段的无功补偿技术呈现的特点主要是噪声大、响应速度慢、、技术陈旧、能量损耗大等特点;(2)开关投切电容器,这个阶段的动态无功补偿技术补偿方式响应速度慢并且连续可控制性相对比较差;(3)晶闸管投切电容器和晶闸管控制电容器装置,在这个阶段中装置主要采用晶闸管串联控制技术,不仅损耗下、速度快、而且控制灵活、是一种实用性强,并且相对成熟的技术;(4)静止无功发生器,这个阶段主要采用可关断器件串联技术,这种技术速度快、占地面积小、控制灵活方便,这种技术是目前比较先进的一种技术。现在在世界范围内采用的无功补偿装置主要是晶闸管无功补偿设备,这种装置主要有三种类型:一种是晶闸管控制电抗器(Thyristor Control Reactor,TCR);一种是具有饱和电抗器的无功补偿装置(Saturated Reactor,S R);另一种是晶闸管投切电容器装置(Thyri stor switch Capacitor,TSC)。

其中TCR型动态补偿装置主要有一下特点:(1)可以根据电网负荷的情况进行分相调节,并且能够实现从0到1最大功率的连续调节[2];(2)电路相对比较简单,操作以及维护方便,但是相对存在一些缺点,比如在运行的过程中会产生一些谐波,占地面积大设备投资大等缺点。

TSC型动态补偿方式主要有以下特点:(1)设备投资小,如果与TCR相比能够节省25%;(2)结构紧凑,在设计的过程中能够设计为柜体的形式,并且占地面积小;(3)运行能耗小,电容器自身是没有过度过程投切,不会产生谐波的现象,设计合理的谐波还能够吸收谐波。

随着电力电子技术的发展,随着科学技术的研究和发展,静止型无功补偿装置的出现能够进一步实现动态无功补偿的目的。静止型无功补偿装置主要采用换向变流电路的静止无功发生器技术(Static Var Generator,SVG)。与传统的TCR装置相比,SVG技术的运行范围更加广泛、调节速度更快,并且在多重化、PWM技术以及多电平等措施中不仅能够极大地减少补偿电流中谐波的含量,而且还能够极大的缩小装置的投资成本以及体积,但是其价格却比普通的晶闸管高很多,并且这种技术应用于小型的储能元件水平进一步提高。

3 电网动态无功补偿技术的应用

由于国外的SVC技术价格高并且维系以及售后服务不及时,备用件的价格昂贵等存在很多的不利的因素。针对这种状况我国在20世纪80年代开始着重研究SVC技术,在2001年我国推出一项TCR型的SVC技术,这种技术主要采用综合自动化、光电触发以及封闭式纯水冷却和全数字化控制等先进的技术,在电网以及变电站的无功电压控制中以及工业用户中得到成功应用。这种技术的应用不仅有效改善电网电能的质量,保证电网运行的安全性以及稳定性,而且对节能降耗和可靠生产具有重要的作用和价值。

随着电网动态无功补偿技术研究和发展,在2004年TCR型SVC工程投入运行,不仅实现SVC国产化,而且SVC容量调节范围能够达到-53~100Mvar,可以直接应用于35KV的电压等级系统中。从而实现我国输电领域中大容量、高技术水平和高电压的SVC装置在电网中应用。TCR型SVC关键技术主要包括:SVC联网技术,综合自动化技术、电网集成技术以及多位处理器协调控制技术、晶闸管阀电气和结构工艺设计技术,半导体器件的冷却技术等主要技术。TCR型SVC技术在电网中应用具有以下特点:(1)控制系统主要采用DSP的全数字化控制器,动态响应的速度快,时间段,并且编程功能强、控制精度高等优点;(2)控制灵活方便能够实现分相控制、三相控制以及三相平衡化等控制方式[3];(3)具有远方操作,多功能自动化接口以及自动化系统接口功能,而且能够实现无人值班;(4)晶闸管阀体主要采用卧式的晶闸管阀组,运行安全可靠、并且设备紧凑,维护工作量少等特点。

4 结语

随着科学技术的发展电网动态无功技术的研究和发展,在电网系统中采用S V C技术不仅能够给解决电压崩溃和电压稳定的问题,而且对保证电网的安全性、稳定性具有重要的意义和价值。电网动态无功补偿技术不仅能够改善供电系统的安全性和稳定性,而且对抑制过电压以及电压的跌落具有重要的作用和价值。对电提高用电效率和输电能力具有重要的作用和价值。

参考文献

[1]任丕德,刘发友,周胜军.动态无功补偿技术的应用现状[J].电网技术,2004,28(23):82-83.

[2]Tabandeh,M,Alavi MH,MaramiM,eta1.Design and implementat ion of TSCtype SVC using a new approach fOrelectrical quantities measurement.P0werTech Proceedings.2001 IEEE Porto,2,2001.

浅析智能型无功动态补偿装置功能 篇7

1 谐波的危害

(1)谐波使公用电网中的元件产生了附加的谐波损耗,降低了发电、输电及用电设备的效率,大量的3次谐波流过中性线时会使线路过热甚至发生火灾。

(2)谐波影响各种电气设备的正常工作。谐波对电机的影响除引起附加损耗外,还会产生机械振动、噪声和过电压,使变压器局部严重过热。谐波使电容器、电缆等设备过热、绝缘老化、寿命缩短,以至损坏。

(3)谐波会引起公用电网中局部的并联谐振和串联谐振,从而使谐波放大,这就使上述(1)和(2)的危害大大增加,甚至引起严重事故。

(4)谐波会导致继电保护和自动装置的误动作,并会使电气测量仪表计量不准确。

(5)谐波会对邻近的通信系统产生干扰,轻者产生噪声,降低通信质量;重者导致住处丢失,使通信系统无法正常工作。

该校工科楼变电所、理化变电所就相继发生过多起补偿电容器和投切接触器无端烧毁的事例。究其原因:该两处变电所所管区域内有实验室、计算机机房等大量使用电子设备的负荷,而原功率因数调整系统采用的是常规普通型电容补偿装置,对谐波不能治理反而加大危害程度。

2 常规功率因数补偿装置的缺陷

(1)控制特性差,运行可靠性低,控制器的采样电流仅取一相,不能准确反映三相负荷功率因数的实际情况,(实践中低压配电系统中三相负荷不平衡情况较为严重)装置无法对突变冲击负荷实现动态跟踪补偿,导致误补、欠补。

(2)采用接触器投切电容器投切冲击电流大、易产生操作过电压和合闸浪涌,对电网造成冲击,电容器受冲击,寿命短,接触器触头易烧结,不宜频繁投切等弊病。

(3)由于装置本身缺陷易造成的谐振现象,致使谐波电压、电流再次放大,加重谐波危害程度,损坏供电设备和用电器。

综上所述常规的功率因数补偿装置已不能适应现在日益发展的电力行业的要求,近年来,采用全新高科技,集微电脑、机电一体化、全自动高精度,利用可靠的光电隔离技术,实施对系统无功功率动态跟踪,即时补偿的功率因数调整装置应运而生,已逐渐替代老式的装置。该装置是一种由微电脑控制,集多功能电参数测量,监视、分析、通讯、统计和无功动态补偿融为一体,从而实现低压配电网路优化的自动化管理。

3 装置主要功能及特点

(1)控制物理参量:装置的无功补偿以系统无功功率作为控制物理参量,由系统电压、功率因数和谐波电流超值予以限制,跟踪采样,克服了原先由功率因数取样存在的取样值与控制物理量不能对应,轻载低功率因数条件下容易发生的投切震荡和补偿呆区,使系统能在较高功率因数状态下正常运行,并不受负载影响,补偿效果更为明显。

(2)装置采用无触点大容量半导体器件投切电容器:正确敏捷的可控硅触发技术,以无触点投切电容器替代传统的有触点投切方式,从根本上消除了难免发生的操作过电压、合闸浪涌和触头拉弧等诸多缺陷,电容器投切响应速度特快,可达到≤20ms,解决了采用接触器投切电容器无法实现的快速频繁操作和无法对许多突变冲击负荷进行动态跟踪补偿。

(3)组合方式灵活:当前在低压配电系统中三相不平衡情况较为严重,三相对无功补偿的要求不一样,装置采用分补与共补相结合的方式,根据“填平补齐”原则既可缓和三相不平衡,又能获得最佳的投运效果,经济高效。

(4)完善的保护功能:装置具有过电压、失压、缺相、过电流、谐波电流超值保护和谐波电压监测功能,该装置具有反相序、缺相切除全部电容器功能,并设有过压保护,当母线电压高于410 V时,控制器的软件闭锁,停止投入电容器组。当欠压时,母线电压低于额定电压380 V时,控制器软件闭锁,停止切除电容器组。安全可靠,无需专人值守。

(5)谐波检测监控功能:谐波对系统的影响已经成为配电网络一大污染,装置对系统中存在的基波~25次谐波电压含有率、谐波电流含有量和谐波电压、谐波电流总畸变率进行实时检测、分析、统计,由装置管理软件生成相应的表式和曲线。为用户分析谐波源采取必要措施提供依据,同时装置在参数设置项中有一项设置谐波保护定值,用于防止在谐波超值时投入电容器造成放大谐波电流的危害。

(6)可调投切延时功能:装置具有根据投切延时的不同要求可以设定调节,主要用于保证电容器充分放电,起到保护电容器的作用。

(7)自动化管理功能:装置以有线或无线通讯方式,经数据采集转发器与计算机联网,由系统专用数据分析软件将装置存储数据、浏览、打印成报表和曲线,实现配电网络自动化管理。装置可存储(60)80 d系统运行数据,用户根据数据分析表式和曲线,掌握配电网系统运行情况,找出系统运行薄弱点,予以克服与强化,达到优化网架的目的。

4 效果分析

(1)装置将系统无功补偿设置在低压负载末端,可提高变压器输电线路的利用率,降低设备及线路投资成本,对用户而言可以获得最大的经济效益,变压器及输电线路可得到充分利用。

根据,其中:S为视在功率,P为有效功率,Q为无效功率;

或,其中:I为视在电流,IP为有功电流,IQ为无功电流。

,其中,COSΦ1为补偿前的功率因数,COSΦ2为补偿后的功率因数。

当负荷消耗的无功功率Q(或者无功电流Iq)由装置输出予以补偿,则变压器和输电线路所承担的负荷(视在功率)在补偿效果达最佳状态时(COSΦ≈1),仅为负荷消耗的有效功率。

功率因数每提高一个百分点,变压器、输电线路利用率也提高一个百分点。

(2)改善负荷(电动机)启动特性和运行特性,减少电网污染,延长变压器及输电线路的寿命。

装置实现动态即时跟踪,对突变冲击负载就地采用动态跟踪补偿可消弱冲击负荷(大负荷)启动时对电网的冲击,既改善了负荷(电动机)启动特性和运行特性,又改善了电网污染,同时可延长变压器、负荷受电设备和电容器的使用寿命,使用户获得优化的电能品质。

5 结语

通过以上分析,不难看出采用智能无功动态补偿技术,可以根据系统实际运行情况,进行复杂的综合分析、运算和优化处理(包括对历史记录的分析处理)实现快速、准确、可靠的无功补偿优化控制,加以装置配置有数据采集、传输、控制系统,能使输配电网有效地联调,从而得到更好的无功补偿效果。总之,该装置是目前变配电系统使用的功能较齐备和安全可靠的功率因数调整设备,因而得到了广泛的应用。该校独墅湖校区新建变电所、前述老校区部分变电所自采用更换该装置后,经过几年来的运行实践,结果表明,低压变配电系统中的功率因数指标始终控制在设定值(COSΦ=0.95±0.02)以上范围内,而且设备运行稳定,性能良好。

参考文献

[1]魏玉莉.无功经济当量及其统一计算公式推导[J].信息通信,2013(8):27.