电抗补偿

电抗补偿（精选4篇）

电抗补偿 篇1

交流耐压试验是橡塑绝缘电缆交接及预防性试验中的常规项目。串联谐振试验方法能够有效解决电缆耐压试验对电源及设备容量要求较高的问题[1]。然而,随着城市配电网的快速发展,一些大截面、长距离的电缆得到广泛应用,这些大容量电缆直接导致试验回路有功损耗增加,从而使得试验回路的谐振品质因数不高。因此,原有的谐振试验设备由于容量的限制,在试验过程中遇到一些困难。

1 串联谐振试验原理

在电缆交流耐压试验中,当试验变压器(励磁变压器)的额定电压小于电缆所需耐受电压,但额定电流能满足试品试验电流时,可以采用串联谐振的方法进行耐压试验。等效原理图如图1所示。

当试验频率为:

即发生串联谐振时,有:

式中:XL为电抗器阻抗,XC为电缆等值容抗。

设谐振回路的品质因素为:

此时,被试电缆上获得的试验电压为励磁变压器输出电压的Q倍,被试电缆消耗的容量为励磁变压器输出容量的Q倍。因此利用串联谐振试验方法能够以较小容量试验设备对较大电容量的电力电缆进行交流耐压试验。早期串联谐振设备采用的是调感式装置(50 Hz),由于存在自动化程度差、噪声大、品质因数低等缺点,已逐渐被淘汰[2]。目前,试验单位大都采用调频式(20~100 Hz)试验装置,典型的调频式串联谐振试验装置原理如图2所示。

以某厂家生产的VFS串联谐振成套试验装置为例,该套装置由VFR-P-10谐振电源、YDC-6/3励磁变压器、YDCK-30/18高压电抗器3节、TRF55-0.001电容分压器、TRF-0.025补偿电容器等组成。其中谐振电源调谐精度为0.5 Hz,每节电抗器电感量为55.0 H,直流电阻385Ω,最大输出电流2 A。试验时,根据被试电缆的电容量,选取合适的电抗器组合方式进行补偿,调频电源自动调谐,在一定的频率下,试验回路发生串联谐振,可达到较好的试验效果。

2 电抗器对回路特性参数的影响

2.1 补偿电抗器对谐振频率的影响

串联谐振的频率范围一直是橡塑电缆交流耐压试验中讨论较多的参数,有许多不同意见。国际大电网会议(CIGRE)中相关的工作组在20世纪90年代中期,对电缆试验频率的适用范围做了大量的基础研究工作,得出频率在30~300 Hz,橡塑电缆内部的机械损伤、水树枝等典型绝缘缺陷的击穿特性没有明显差别[3]。这也充分说明了在不同频率下,电缆内部电压分布基本相同,形成了较宽频率适用范围的试验条件。

我国的江苏、广东等地区对电缆谐振试验的频率范围都已经写入地方试验规程。以《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》为例,对橡塑电缆串联谐振试验的频率范围推荐为30~75 Hz的近似工频,在该频率范围内的试验电压能够比较可靠地反映电缆承受正常工作电压和过电压情况下的绝缘缺陷。

当补偿电抗器和被试电缆等值电容发生串联谐振时,有。对于某一被试电缆而言,试品电容量可近似为定值,则谐振频率取决于补偿电抗器的电感量。若谐振频率范围限制为30~75 Hz,则不同电容量电缆在进行谐振耐压试验时,必然需要合适的补偿电抗器相匹配。

以某厂家生产的VFS谐振成套设备为例。根据补偿电抗器的电感参数,计算出不同电抗器补偿方式适用的电容量范围,制定出的试验方案,见表1。

选择电抗器时,除了考虑谐振频率范围的要求,还应考虑在一定的试验电压下,电抗器的通流能力必须满足试验要求。

2.2 补偿电抗器对试验回路品质因数的影响[4]

由式(4)可知,谐振回路的品质因数取决于补偿电抗器的电感量和高压试验回路的等效有功损耗电阻。一些谐振设备厂家提供的谐振品质因数指标往往忽略被试电缆的有功损耗,直接以补偿电抗器的电感量和直流电阻为依据,计算设备的谐振品质因数。但是在实际应用中,电缆的有功损耗是无法忽略的,有时甚至超过电抗器的有功损耗,导致在现场应用中,真正的谐振品质因数达不到厂家的设计值。考虑电抗器的直流电阻损耗和被试电缆的电导损耗,令:

式中:RL表示电抗器的直流电阻;RC表示被试电缆等效损耗电阻。对于某一被试电缆和试验环境而言,RC为一定值,RL和L则和电抗器的组合方式有关。

当电缆中间接头较多,试验环境潮湿时,电缆的有功损耗决定了回路总损耗,即RC>RL时,在满足试验频率范围的条件下,适当增加补偿电抗器的电感量能有效提高谐振回路的品质因数;当电缆中间头较少,电抗器的电导损耗决定了回路的总损耗,即RC远小于RL时,在满足试验频率范围的条件下,适当减少电抗器的直流电阻,同样能提高谐振回路的品质因数。

3 试验实例

某用户10 k V橡塑电缆交接试验,单相等值电容量为0.53μF,使用某厂家VFS串联谐振设备对该电缆进行耐压试验,根据表1适用该电容量的电抗器组合方式为3只并联或2只并联。为对比这2种组合方式的补偿效果,对该电缆的A相采取3只并联电抗器的补偿方式进行耐压试验,而对B相电缆采取2只电抗器并联的补偿方式进行耐压,得到如表2的试验数据。

该电缆中间头较多,部分中间头经环网箱环出,所以电缆消耗的功率较多,且试验当天湿度较大,故RC>RL,此时采用增加电抗器补偿电感量,可以提高谐振品质因数,以现有设备实现试验目的。

某变电站10 k V橡塑电缆交接试验,单相电容量为0.65μF,仍按上述方案进行耐压试验,得到如表3试验数据。

该电缆中间头较少,且试验当天天气晴好,电缆消耗的功率相对较少,电缆等效电阻小于电抗器直流电阻,此时电抗器直流电阻的显著减小将提高试验回路的品质因数,所以此时减小电抗器电感量同样能够提高谐振品质因数,达到试验目的。

4 结论

串联谐振耐压试验作为发现电力电缆绝缘缺陷的有效手段已经得到普遍应用。在生产实践中,根据自有谐振设备的特性参数,尤其是补偿电抗器的参数,确定不同电容量电缆耐压试验方案,对于试验的顺利开展有着重要意义。对于长距离大电容量电力电缆的耐压试验方案,在满足试验频率范围的条件下,根据电抗器直流电阻损耗和被试电缆损耗的关系,适当改变电抗器的组合方式,可以提高谐振品质因数,减少了谐振耐压试验时大电容量电缆对试验电源和试验设备容量的要求。

参考文献

[1]陈化刚.电气设备预防性试验方法[M].北京:水利电力出版社,1999.

[2]李建明,朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社,2001.

[3]朱匡宇,鲍清华.关于橡塑电力电缆交流耐压试验参数的讨论[J].安徽电力,2004,(1):33-35.

[4]徐青龙,周文华.10 kV配电电缆交流耐压试验方法的选择[J].电工技术,2007,(11):18-20.

电抗补偿 篇2

1 工程概况

该工程属于户外框架上的电容器成套装置, 有6k V的高压电容器并联而成, 每一个电容器的容量高达334kvar, 这些容量综合起来后该系统的总补偿容量高达6012kvar。系统的额定电流是503.52A。整个成套装置主要有三个6k V的母线, 在这些目前下面分别设置有一个用于防止电缆烧毁的限流电抗器, 具体结构形式见图1。

为了能够准确了解该装置, 在安装调试过程中, 工作人员就应该对该装置进行红外线测温处理, 测试结果显示该成套装置内部的电抗器常规温度是46℃。通过该系统上的瞬间电流刚开始时是556A, 在逐步稳定后平稳处在520A。

2 工程问题

该工程装置的所有设计、调试以及安装的都是根据国家规范要求进行操作。但是在实际调试中还是存在一下几个问题。

(1) 该工程的瞬间电流虽然能够从一开始的556A转变为520A, 且长期处在520A这个值内, 但是尽管如此这个值还是与规范标准要求的503.52A额定值有一定的差距。

(2) 该成套装置的电抗器虽然正常情况下处于46℃, 对于通电设备来说比较正常, 但是按照国家标准判断还是属于偏高温度。

3 温升原因分析

3.1 限流电抗器对系统的影响

影响主要有两点:抬高电压和减少补偿容量。该系统在刚刚运作时其原始电抗率一般是6%, 且能够对5次谐波起到滤除作用。但是, 若在不断运作后限流电抗器发生作用, 那么系统的电抗率就会从原来的6%下降至3.268%。这种情况下, 系统以及电容器的电压都会被直接影响, 有被抬高的危险。另外, 该成套系统的原始总补偿容量是6012kvar, 这个值是在没有受到其他因素影响的情况下, 但是一点限流电抗器发生作用, 那么整个系统就需要使用一点的补偿容量对限流线扛起的感抗进行消除, 如此一来其补偿总量也势必会开始减少。

3.2 谐波对系统的影响

经过电能质量分析仪检测分析, 系统3~11次谐波数据中3、5次谐波含量较高, 具体数据见表1。

系统实际运行电流520A约为系统额定电流值503.52A的1.03倍, 长期超过额定电流运行, 电抗器在高温下很容易绝缘老化, 将会大大缩短电抗器的寿命。

4 对策措施

采取何种解决措施一般需要根本项目的使用概况决定, 也就是对于未建成的项目, 那么应该要在设计出题就通过处理好系统元件匹配的方式解决问题。而对于已经建成的项目, 那么则要根据项目系统的实际发展情况选择相应对策。具体如下。

4.1 措施一

用减小补偿容量的方式。这种解决对策一般是系统因为谐波影响的原因出现了额定电流运行, 而超出情况仍然未超出国标范围, 且系统的功率因数cosφ仍然在国标要求范围内的情况下使用。具体是可以在原来系统中减去一个电容器, 或者将整个系统的总补偿容量从6012kvar降低至5010kvar。如此设置之后整个系统实际通过的电流会得到明显下降, 且能够让降低电抗器温度。

补偿容量为6012kvar时, 系统的实际情况为:

式 (1) 中, K为含有限流电抗器、长电缆、并补装置时的系统电抗率;60%XC为干式空心电抗器感抗;XL为限流电抗器感抗;X长电缆为长电缆感抗。

经计算, 整个系统的K为8.2%, 加上温度、误差等因素对K的影响, K值估计可达9%, 此种情况, 系统在补偿无功功率的同时对3次谐波产生了放大, 这是不可避免的。

如果每相各去掉1台电容器, 总补偿容量为5010kvar, XC增大, 60%XC增大, K值减小, I实际电流也会降低, 系统不会长期过额定电流运行, 电抗器的温升也会明显降低。

发生n次谐波谐振的电容器容量公式为:

式 (2) 中, Qsd为发生n次谐波谐振的电容器容量;Sd为并联电容器安装处的母线短路容量;n为代表n次谐波;K为电抗率。

如果补偿无功容量为6012kvar, 即6.012Mvar, 则Qsd大=10.80Mvar;Qsd小=5.43Mvar, 系统在3次谐振范围之内, 可能会发生3次谐振。

如果每相去掉1台电容器, 系统总补偿容量为5010kvar, 即5.010Mvar, 则Qsd大=12.77Mvar;Qsd小=6.43Mvar, 系统避开了3次谐振范围, 不会发生3次谐振。

Qsd大、Qsd小为发生n次谐波谐振的电容器最大、最小容量。

谐波电流Icn、Isn为:

式 (3) 、 (4) 中, n为谐波次数;In为谐波源的第n次谐波电流;Xs为系统等值基波短路电抗;Xc为电容器组基波电抗;XL为电抗器基波电抗 (XL=AXc, A为电抗率) , 当n Xs+ (n XL-Xc/n) =0时, 系统发生并联谐振, 谐波次数, 虽然串入电抗器以后, 谐波次数和没有串入电抗器之前相比, 明显降低, 但是, 电抗器的匹配需综合考虑当地系统的背景谐波, 避免谐振的发生。欲抑制谐波电压, 必须使n Xs+ (n XL-Xc/n) >0, 即XL>Xc/n2。

4.2措施二

解决该问题的另外一个重要方法就是对串联电抗率进行最大限度的减小。但是, 在使用串联电抗器时需要非常注意一个问题, 即限流电抗器的影响作用。原因是限流电抗器的主要作用是保护电缆的安全, 能够在很大程度上防止电缆短路, 对于预防电缆烧毁出现故障有显著作用。所以, 在设置串联电抗率时必须要非常注意这一点。以上分析结果可知, 5次和3次谐波分别是该系统的最高谐波含量。该系统的整套装置限接线情况见图4。

110k V变6k V系统处的最小短路容量、最大短路容量、最小短路电流、最大短路电流分别为:Sd小=220.985MVA;Sd大=438.92MVA;Id小=20.252k A, Id大=40.225k A。

假设需要配置的串联干式空心电抗器电抗率是d%, 则电容器的容抗为:

干式空心电抗器的感抗为:

该系统前端采用了2根YJV (交联聚乙烯绝缘) 3×240mm2的电缆80m, 电缆参数0.07~0.08Ω/km, 所以电缆的感抗值为:X电缆=0.0064Ω;限流电抗器的感抗值:XL1=0.2104Ω;

整个系统的电抗率为:K= (X L 1+X L 2+X电缆) /X C= (0.2104+7.919×d%+0.0064) /7.919=6%

所以干式空心电抗器电抗率d%为3.262%。

发生3次谐波谐振的电容器补偿容量为:Qsd小=Sd小× (1/9-0.06) =220.985× (1/9-0.06) =11.294Mvar;Qsd大=Sd大× (1/9-0.06) =438.92× (1/9-0.06) =22.4336Mvar。

该系统补偿6012kvar, 即6.012Mvar。避开了3次谐波谐振区域, 所以不会发生3次谐振。

干式空心电抗器感抗:

电抗器容量选取:

经过核算, 该系统电抗器可选CKGKL-120/6-3.26%, 成套装置对应电容器额定电压为6.9/k V。

结语

无功补偿装置的应用使得无功功率大大减少, 不仅节约企业自身的电费开支, 而且提高了电网的安全性能和供电质量, 保证设备正常工作, 产生的实际经济效益显著。因此, 电抗器温度过高问题如果得不到合理的解决, 将直接影响着无功补偿装置的运行, 为此, 今后我们须更加重视电抗器温度过高问题, 寻求更为合理、经济的对策。

参考文献

[1]陶梅, 江钧祥.串联电抗器及其电抗率的选取[J].电力电容器与无功补偿, 2010 (03) .

电抗补偿 篇3

1 磁控电抗器的工作原理

磁控电抗器是一种新型的可控电抗器,有一段铁芯截面积较小,在容量调节范围内,只有这一段铁芯磁饱和,而其余铁芯均处于未饱和线性状态。因此,通过改变这小截面铁芯的磁的饱和程度就可实现改变电抗器的容量。

采用磁控电抗器与变电站原有的固定电容器组投切相配合构成的无功补偿装置,能够实现无功容量的连续平滑调节。这种动态无功补偿装置与其他的无功补偿装置相比[1],具有控制简单、产生谐波小、易于维护、成本低等优点。

图1所示为单相磁控电抗器的结构和等值电路图。电抗器的主铁芯分裂为两半,每一半铁芯的中部都有一个小截面段,两半铁芯柱上分别对称地绕有两个匝数相等的绕组;每一半铁芯柱的上下两绕组各有一个抽头,其间跨接可控硅V1和V2,不同铁芯的上下两个绕组交叉连接再并联后接至电网电源,续流二极管V则跨接在交叉端点上。

当可控硅不导通时,由绕组结构的对称性可知,可控电抗器与空载变压器相同。在电源的一个工频周期内,两个可控硅在正负半周轮流导通,起到了全波整流作用,在电抗器中产生方向一致的直流控制电流。改变可控硅的触发角便可改变控制电流的大小,从而改变电抗器铁芯的饱和度,平滑连续地调节电抗器的容量。

磁控电抗器将工作绕组和控制绕组结合在一起,有利于减少损耗、简化结构。理论分析表明,在电抗器整个容量调节范围内,与额定基波电流幅值相比,电抗器注入电网的3、5、7次谐波电流幅值很小,分别不超过6.89%、2.52%、1.29%。由于各次谐波的最大值是相互错开的,故得到的电流波形畸变系数将更小[2]。而三相磁控电抗器通过采用三角形接线方式后就可以限制3次谐波注入电网,电抗器可直接并网运行而无需任何附加滤波装置。

2 采用磁控电抗器的动态无功补偿系统

2.1 动态无功补偿实例

2005年3月,结合上海市青浦香花变电站10 kV 1号电容器组的分组改造,针对该变电站的实际主接线情况,提出了基于磁控电抗器的无功补偿方案,其一次系统原理图如图2所示。

图2中,可调磁控电抗器L与变电站的2组电容器C1、C2一起并联接至10 kV母线上,电容器组C1、C2的容量为1 800 kvar和1 200 kvar,磁控电抗器额定容量为1 200 kvar,仅投磁控电抗器时,无功可调范围-1 200~0 kvar;投磁控电抗器和电容器组C2时,无功可调范围0~1 200 kvar;投磁控电抗器和电容器组C1时,无功可调范围0~1 800 kvar;投磁控电抗器和电容器组C1、C2时,无功可调范围0~3 000 kvar。通过对磁控电抗器和2组电容器的不同组合,就实现无功补偿范围-1 200~3 000 kvar。

2.2 动态无功补偿的控制策略

1) 动态无功补偿的控制通过主变压器的有载分接开关、电容器组和可调磁控电抗器来实现。

当负载无功发生变化时,通过调节可控硅的触发角来改变磁控电抗器的电抗量,从而可以维持系统电压或者功率因数不变。例如,当晚间负荷较低时,功率因数因无功功率过剩而降低。此时,装置在自动切除电容器后调节可控硅的触发角,增大磁控电抗器的电抗量,来平衡系统中过剩的无功功率,从而使系统功率因数保持在合格的范围之内,反之亦然。

2) 动态无功补偿控制的基本策略是电压优先、兼顾无功,采用无功补偿控制七区图法(如图3所示)。各区具体调节情况如下。

0区:合格区,不控制。

1区:电抗、电容配合投无功。

2区:增大触发角,减小感性无功。若触发角到180 °,则投电容;如无电容可投则升压。

3区:

升压。若挡位已到极值,增大触发角减小感性无功;若触发角到180 °,强投电容。

4区:

电抗、电容配合切无功。

5区:

减小触发角,增大感性无功。若触发角到5 °,切除电容;如无电容器可切则降压。

6区:降压。如果挡位已到极值位置,减小触发角,增大感性无功;若触发角到5 °,切电容。

U区:电压微量防振区,不控制。

采用上面的控制策略,能够实现无功的连续精确补偿,可以弥补电容器组分级补偿的缺点。

3) 在实际运行中,根据实际情况和负荷变化的特点,分时段设定合适的功率因数和电压合格范围。功率因数合格范围设定为0.94~0.98,电压合格范围设定为10.05~10.65 kV。

电容器和电抗器控制原则为:白天以控制电容器C2为主,电抗器配合运行.当电容器C2容量不够时,投入C1;夜间以控制电容器C1为主,电抗器配合运行;在18∶00左右根据负荷实际情况和电抗器运行状态,进行C1与C2电容器组切换运行。

4) 安装新型动态无功补偿装置后,随机抽取某日香花变电站运行数据。当日的功率因数如图4所示,补偿后电压如图5所示。

从图4、图5可以看出,夜间(22∶00~次日7∶00)系统功率因数偏高,磁控电抗器自动调节无功输出,将功率因数维持在0.97~0.98之间(设定的合格范围)。上午8∶00后,负荷上升,功率因数下降,电抗器自动退出补偿。由于消除系统容性无功过剩,夜间电压稳定在10.4~10.6 kV之间,消除了电压升高现象,使系统电压保持在合格范围内,同时明显减少了主变压器有载分接开关的动作次数。

5) 对系统运行数据分析后发现,将系统电压和功率因数调节到合格范围内时,10 kV母线上仍有相当数量的无功需补偿(当视在功率为10 MVA,功率因数为0.99时,无功功率为1 410 kvar;功率因数为0.98时,无功功率达到1 990 kvar)。而此时,无功补偿装置还有一定的可调节裕度。为此,在保证磁控电抗器在允许容量范围内,优化调节可控硅触发角,增大或减小磁控电抗器的容量,配合控制两组电容器自动投切,尽量使系统的功率因数接近于1,使系统处于效益最大化运行状态。

3 经济效益分析

电网实现无功补偿后,可使主变压器铜损及上一级输电线路的电能损失降低。为简化计算程序,采用无功补偿经济当量来计算无功补偿后的经济效益,取有功电度电价为400元/MWh,具体从香花变电站平均每天(24 h)较原来多补偿1 000 kvar无功功率,可以计算得到一天的经济效益约为672元,一年的经济效益约为24.5万元。扣除磁控电抗器本身平均有功损耗约1%后,一年的综合运行效益约为20万元。而1 200 kvar磁控电抗器加上控制回路的造价约为40万元,两年即可收回投资。

4 结语

采用基于磁控电抗的动态无功补偿装置,可以实现无功功率连续平滑调节,能够实现无功优化调节,解决变电站10 kV电缆无功倒送问题,提高系统的电能质量,同时可以有效减少有载分接开关的调节频度,具有明显的经济效益。对控制策略进行优化,能够最大限度的降低有功损耗,提高系统的输送容量,实现经济效益最大化,同时合理控制磁控电抗器还有利于限制操作过电压和暂态过电压。

上海市青浦香花变电站的动态无功补偿装置一年多实际运行的状况表明,该套装置运行可靠、维护方便,对稳定系统电压和平衡无功发挥了重要作用。基于其发挥的经济效益和社会效益,在电力系统中有良好的应用前景和推广价值。

摘要：介绍了磁控电抗器的工作原理,以及在变电站原有电容器组无功补偿的基础上,增加可控磁控电抗器来实现变电站的无功动态补偿。结合上海市青浦香花变电站的实际情况,介绍了采用磁控电抗器配合电容器组投切的无功补偿方案,分析了控制策略和补偿后经济效益的提高。

关键词：动态无功补偿,磁控电抗器,控制,效益分析

参考文献

[1]陈柏超.新型可控饱和电抗器理论及应用[M].武汉:武汉水利电力大学出版社,1999.

电抗补偿 篇4

关键词：并联电容器,串联电抗器,谐振,谐波放大

0 引言

虽然在供电系统无功补偿领域, 随着电力系统的发展, 逐渐要求对负载无功需求跟踪并对其进行快速动态补偿的需求越来越大, 尤其静止无功补偿装置 (SVC) 和静止无功发生器 (SVG) 近年来得到了很大的发展, 但是无功补偿电容器作为传统的无功补偿方法有其经济方便、结构简单、安装维护工作量小、等诸多优点, 现在国内外仍有广泛的应用。在很多煤矿供电系统里, 大多6、10k V母线依然采用并联电容器进行无功补偿, 但是煤矿供电负荷中有大量的整流器、变频器、电弧焊机等谐波源, 针对谐波对并联电容器的直接影响, 通常还是给并联电容器串接一定的电抗器以改变并联电容器与系统阻抗的谐振点以及抑制并联电容器对谐波的放大, 同时起到限制合闸涌流的作用。不过多年来变电所内由于电抗率的不匹配造成电容器的损坏, 局部绝缘击穿等问题仍时有发生, 一是新安装时测量的误差和后来谐波源的变化;二是运行单位发现一个电容器损坏后, 未能及时补充, 而是为了三相平衡把另外非故障的那两相各拆除一个, 运行一段时间后, 坏的更多。总的来说, 电容器组电抗率的准确匹配关系到电网的安全稳定运行, 其计算方法也是供电工程技术人员应该掌握的。本文通过我公司某110k V变电站6k V侧并联电容器分析计算电容器组的电抗率。

1 实例分析

1.1 某110k V变电站基本情况

110/35/6k V主变, 容量为S为40MW, 短路容量Sd为235.3MW, 6k V侧两组额定容量Qc为2400Kvar的电容器组, 未接入自备电厂电源和煤矿风井前, 配置了电抗率为1%的串联电抗器, 容量为24Kvar, 电容器组投入运行后, 测得6k V母线电压畸变率1.35%, 其中3次谐波畸变率1.05%, 在一段时间内, 电容器组运行正常。后来随着连续接入两个风井, 原来带的主要是供社区用电的一个35k V站不再用本站电源, 再后来一个老的自备火力发电厂改由本站并网, 由于装机容量小, 而其自带一个大的煤矿, 电厂一般不会向电网输电, 就在本站系统连续变化的两年多, 电容器连续损坏好几个, 后来测得6k V母线电压畸变率4.75%超过了公用电网谐波电压4%的限值, 其中3次谐波畸变率1.4%, 5次谐波畸变率3.33%超过了公用电网谐波电压3.2%的限值。在这样的谐波背景下, 电容器组原来配置的电抗率1%的串联电抗器还可以继续运行吗?现进行计算分析选择。

1.2 电抗率的计算分析选择

电力系统中主要谐波源是电流源, 其主要特征是外部阻抗变化时电流不变, 故其简化电路就是某次谐波从谐波电流源In出发, 分为两个并联回路, 一个回路是电网系统Isn, 另一个回路是串联电抗器的电容器组Icn, 设系统基波电抗为Xs, 串联电抗器的电容器组的基波电抗为Xl-Xc。则电抗率K=Xl/Xc, 系统谐波电抗为Xsn=n Xs, 电容器组谐波电抗n Xl-Xc/n (对于系统的n次谐波电阻Rsn<<Xsn, 故可忽略Rsn) 。

根据定压和分流原理得:

当上式中 (n Xs+n Xl-Xc/n) 数值等于零时, 即从谐波源看入的阻抗为∞, 表示电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振, 并可推导出电容器装置的谐振容量

(1) 谐波避免谐振分析

计算电抗率选择1%时, 发生3次、5次谐波谐振的电容器容量, 将有关参数代入式 (2) , 得3次、5次谐波谐振电容器容量分别为

由此可见, 2400 Kvar的电容器组配置电抗率为1%的串联电抗器不会发生3次、5次谐波并联谐振或接近于谐振。

(2) 谐波电压放大率分析

由于谐波源为电流源, 谐波电压放大率与谐波电流放大率相等, 故由式 (1) 整理推导可得

现在国内对无功功率电容器串联电抗器的电抗率参数只有1%、4.5-6%、12-14%, 并且我国电网普遍存在3次、5次谐波, 现在将该变电站的2400 Kvar无功补偿电容器组分别按照1%、4.5%、12%的电抗率配置, 根据式 (3) , 计算得电容器组对1~5次谐波电压放大率F结果如下表所示:

从上表可以看出, 该110k V变电站6k V母线2400Kvar并联电容器组选用电抗率1%的串联电抗器, 对3次、5次谐波电压产生了放大, 其中对3次谐波电压放大率F为1.11, 对5次谐波电压放大率F为1.48。投入运行后5次谐波超过了公用电网谐波电压 (相电压) 3.2%的限值。故该站6k V母线并联电容器组选用电抗率为1%的串联电抗器是不合理的。后来通过厂家改造, 配置了电抗率为4.5%的串联电抗器, 测得6k V母线电压畸变率2.45%, 其中3次谐波畸变率1.38%, 5次谐波畸变率1%, 与计算基本相符。

2 总结和建议

电抗率的选择比较复杂, 因为电力谐波本身是不稳定的, 大小和频次都可能变, 随着负荷不断地变化, 谐波的变化更大。对配置好的电容器组电抗率, 对某次谐波起到了抑制作用, 但对其他某次谐波可能就放大了好多。一般情况下, 系统谐波背景以3次为主的话, 选择无功补偿电容器组电抗率12%-14%;谐波背景以5次为主的话, 选择电抗率4.5%-6%;如果3、5次谐波电压的畸变率都不大, 在谐波电压放大后都未接近或超过国家公用电网谐波电压的限值, 只是想避开谐振和抑制高次谐波的话, 选择电抗率1%即可, 同时可减小无功功率的损失;但是也存在测量的不准确和电容电抗制造的误差等, 是实际安装运行的电抗率并不是设计计算出的电抗率, 从实践中得出, 选择电抗率适当高一点, 对电网的安全运行或有好处。总之, 建议对于已经投运的电容器装置, 其串联电抗器选择合理与否需进一步验算, 随着电源和负荷的变化, 及时了解电网谐波背景的变化, 并不定期组织现场实测。对于电抗率选择合理的电容器装置不得随意增大或减小电容器组的容量, 对于损坏的电容器要及时更换。

参考文献

[1]王兆安, 等, 编.谐波抑制和无功功率补偿[M].机械工业出版社, 2005, 10.