变电设计中的无功补偿（共9篇）
变电设计中的无功补偿 篇1
无功补偿主要是电能在容性功率负荷装置和感性功率负荷装置中相互交换,而无功功率主要是由交流电力容器提供。无功补偿可以在很大程度上降低电流的损失率,保证用户的用电需求,从而保证功率的充足和稳定。同时,无功补偿还可以提高电能的利用率,增强电力系统的稳定性。电力能源对人们的日常生活和社会生产具有十分重要的作用。本文笔者主要对无功补偿进行全面的分析和评价,以增强人们对无功补偿的了解,为今后变电设计的无功补偿提供指导。
1 无功补偿的概述
目前,在我国工业和民用负荷中主要还是以感性功率为主,并且无功补偿在电器负荷中的应用更加广泛,而无功功率主要是通过补偿电容器和输电系统来提供。输电系统一般能够提供无功功率和有功功率,这是在输电系统设计阶段就已经考虑到的,输电系统在提供无功功率过程中会造成变电器和输电线路损耗增加,从而造成资源的浪费,不利于电力公司经济效益的提升。补偿电容器在提供无功功率的传输过程中会减少损耗。这可以在很大程度上弥补输电系统的不足,保证系统经济效益的提升。
变电设计中需要充分考虑到无功补偿的方式,保证电网中输电线路、变压器以及其他负载的无功功率,而具体的无功补偿方式主要包括以下2个方面:①在高低压配电线路中根据实际需要进行并联电容器组的分散安装,从而保证无功功率的充足;②用户车间的配电屏和配电变压器进行并联补偿电容器的安装。为了提高变电设计中无功补偿的效率和质量,就需要科学、合理地选择无功补偿的方式。一般情况下,采用高低压配电线路中并联电容器组分散安装的方式来进行用户开关柜操作,但是对于自动补偿,则需要选择变压器低压侧并联补偿电容器安装的方式。具体采用何种无功补偿方式,需要根据实际情况来决定,以便于选择科学、高效的无功补偿方式,以保证无功补偿的效率。
2 无功补偿的种类
无功补偿的设备在变电站中占有十分重要的地位,通过无功补偿可以有效地减少电能的损耗,并且可以保证变电站输入功率的稳定性和效率。如果无功补偿设备出现故障,不仅仅会严重制约电力系统的利用效率,增加电压的波动性,还会给用户的用电需求和用电安全带来巨大的不利影响。无功补偿主要表现为视在功率、有功功率和无功功率。这3种无功补偿形式具体表现在以下3个方面。
2.1 视在功率
视在功率主要指的是在电工技术中单口网络端钮电压和电流有效值的乘积。在具体的操作过程中,必须保证单口网络完全由电阻混联而成,否则视在功率将无法等于平均功率,并且还会使得视在功率大于平均功率。同时,视在功率等于网络端钮处电流和电压有效值的乘积。这就在一定程度上反映了正弦量的大小,并且还可以确定外电路给网络传输的能量及其自身的容量。在实际工作中,可以利用额定电压和额定电流来设计用电设备,并且还可以通过视在功率来表示它的容量,从而保证无功补偿的效率。
2.2 有功功率
有功功率主要是指在交流电路中,经过一个周期内发出或负载消耗的瞬时功率积分的平均值,一般也将有功功率称为“平均功率”。一般情况下,在单相正弦交流电中,其瞬时功率是变化的。这就决定了单相电机输出转矩有脉动。但是对于三相电机而言,其三相电的瞬时功率之和却是恒定值,这就使得三相电机在输出转矩过程中无脉动。有功功率的测量工作需要应用到专门的功率计,而功率计在实际操作过程中又分为直流功率计、工频功率计和变频功率计3种形式。这就需要工作人员在测量的过程中根据实际需要选择最优的功率计,以保证有功功率测量的精度。
2.3 无功功率
无功功率的应用范围较广。这主要是因为目前很多用电设备的工作原理都是电磁感应,而这些用电设备在运转的过程中都需要建立交变磁场才能进行能量的转换和传递,而无功功率是为建立交变磁场提供其所需的电功率。无功功率在变电设计中占有十分重要的地位,电动机的运转都需要无功功率的支持,否则电动机会因为缺少无功功率而无法建立和维持旋转磁场,从而导致转子磁场不能有效运行,电动机也不会正常运转。
3 无功补偿的改进策略
3.1 加强规划管理工作
管理者应该加强无功补偿设计方案的规划管理工作,并且协调各个部门,加强部门间的合作,从而充分发挥各部门在提高无功补偿效率方面的积极作用。管理者还应该充分了解电力系统的实际情况,以选择科学、合理的无功补偿技术,还应该通过对各个硬件设施元件质量加强管理,避免因硬件的质量问题而给整个电力系统运转带来威胁,降低电力系统的运行成本,保证用户的用电需求。
3.2 保证设备与电力系统的匹配
在电力系统中增加新装备时应该充分考虑其匹配程度,并且还应该组织专业人员对设备进行检测,以保证其性能的稳定。同时,还应该保证电力设备操作方式的科学性,否则将无法保证电力系统运转的稳定性。这就需要组织专人对新装备的实际使用情况进行实时监测,并且对数据信息进行详细的记录,以提高无功补偿的效率。
3.3 提高人才的综合素质
无功补偿所涉及到的专业知识范围较广,种类较多,具体包括机械工程、工程绘图、电气自动化以及电力工程等等。这就需要培养和引进各方面的专业知识能力较强的人才,以提高无功补偿水平。同时,还应该加强各部门之间的相互配合。无功补偿操作的各个环节涉及到的部门较多,因此,加强部门间的配合协作具有十分显著的作用。
4 结束语
综上所述,无功补偿在电力系统的维护和保障中具有十分重要的作用。这就需要加强对无功补偿技术的研究,并且严格保障电力系统的硬件性能,同时提升各方面的专业知识技能,以更好地发挥无功补偿对电力系统的保障作用,保证人们日常生活和社会生产的电力供应。
摘要：变电设计中无功补偿可以在很大程度上保证电压的稳定性。这对电力系统的正常运行来说具有积极的促进作用。主要对变电设计中的无功补偿进行了探究,并且总结了提高无功补偿的改进措施,对今后变电设计和电力系统的保护工作具有较强的指导意义。
关键词：变电设计,无功补偿,无功功率,视在功率
参考文献
[1]梅峻峰,冯岩.浅谈变电设计中的无功补偿[J].科技创新导报,2011(23):67.
[2]邓一波.浅谈变电设计中的无功补偿[J].黑龙江科学,2016(06):72-73.
变电站无功补偿配置方法的研究 篇2
关键词：无功优化配置；电力系统分区；灵敏度分析；无功优化
中图分类号：TB2文献标识码：A文章编号：16723198（2007）10027502
1无功配置的原则
(1)电网的无功补偿配置应能保证在系统有功负荷高峰和低谷运行方式下，分(电压)层和分(供电)区无功平衡。分层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡，分区就地无功平衡主要是110KV及以下配电系统的无功平衡。
(2)应避免通过远距离线路输送无功电力，330KV及以上系统与下一级系统间不应有大量的无功电力交换。对330kV及以上超高压线路充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。
(3)220kV及以上电网存在电压稳定问题时，宜在系统枢纽变电站配置可提供电压支撑的快速无功补偿装置。
(4)在大量采用10～220kV电缆线路的城市电网中新建110KV及以上电压等级变电站时，应根据电缆出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。
(5)变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置，并根据设计计算确定无功补偿装置的容量。35～220kV变电站在主变最大负荷时，其一次侧功率因数应不低于0.95；在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。
(6)并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切的方式。
(7)35～220kV变电站主变压器高压侧应装设双向有功功率表和无功功率表(或功率因数表)。对于无人值班变电站，应在其集控站自动监控系统实现上述功能。
(8)并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)-0.97(进相)运行的能力，以保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力。
(9)电力用户的无功补偿。
电力用户应根据其负荷的无功需求，设计和安装无功补偿装置，并应具备防止向电网反送无功电力的措施。
①35kV及以上供电的电力用户，可参照第5条规定执行。
②100KVA及以上10KV供电的电力用户，其功率因数宜达到0.95以上。
③其他电力用户，其功率因数宜达到0.90以上。
2技术关键
安装地点和装设容量，应遵循分散补偿和降低网损的原则设置。必须通过电网计算才能合理的确定补偿位置和补偿容量，以达到节约投资降低网损的效果。
无功优化配置的核心算法是灵敏度分析和无功优化算法。
2.1补偿点选择
无功功率不能远距离传输，电气距离较小的各点间，无功功率供需的相互支援和调节几乎是不可能的，电压/无功控制通常为分级/分区控制。电力系统无功/电压问题是 局部（区域性）问题，通常是某个薄弱区域由于缺少无功支持而发生电压不稳定，如果不及时采取恰当的措施，局部电压不稳定会很快发展为全局电压崩溃事故，所以对电力系统进行合理分区，在每个分区内确定合适的无功补偿节点将会提高电力系统的电压稳定性。
(1)灵敏度分析。
在常规潮流方程中引入负荷增长水平λ，得到扩展潮流方程：
PGi(λ)-PLi(λ)=Vi∑j∈iVj(Gijcosθij-Bijsinθij)
PGi(λ)-PLi(λ)=Vi∑j∈iVj(Gijsinθij-Bijcosθij)（1）
其中：
PLi(λ)=(1+λ)PLi0
PGi(λ)=PGi0+λβi∑Nj=iPLi0
βi=PGi0∑Npqj=1PGj
式中：Vi为节点i的电压幅值；θij为节点i与节点j之间的相角差；Gij、B ij分别为导纳矩阵元素Yij的实、虚部；j∈i表示所有节点j与i直接相连；λ 为负荷增长水平；PLi0、QLi0、PGi0分别为λ=0时节点i的有功、无功 负荷、发电机的出力；λcr为电压崩溃点的负荷水平；PGi(λ)、QGi分 别为节点i在负荷增长水平为λ时的发电机有功、无功出力；PLi(λ)、QLi(λ )分别为节点i在负荷水平为λ时的有功、无功负荷。
为了描述方便，简化式（1）为
0=G(V,θ,λ)（2）
对式（2）求全导数：
0=Gθdθdλ+GVdVdλ+Gλ
即：
dθdλdVdλ=-Gθ,GV-1×Gλ（3）
式中：Gθ,GV为常规潮流方程的雅克比矩阵。
根据式（3）求出dVdλ，并从大到小排序，即得到电压稳定的 灵敏度排序，dVdλ最大的节点即为电压稳定最差的点。
(2)电力系统分区。
采用某一节点处电压幅值变化ΔV对另一节点处注入无功功率变化ΔQ的灵敏度Svq来表示两节点间的电气距离。
一般情况下当i≠j时，(Svq)ij≠(Svq)ji，考虑到电气距离空间 集合中两节点间电气距离的对称性，采用Sij=Sji=［(Svq)ij+(S vq)ji］/2表示节点i与节点j的电气距离的大小。矩阵S即为电气距离矩阵，表 示节点间的耦合强度。
根据电气距离的大小，将电力系统进行分区。
当式（1）中的λ=0时，即为常规潮流方程。 采用某一节点处电压幅值变化ΔV对另一节点处注入无功功率变化Δ Q的灵敏度Svq来表示两节点间的电气距离。 在平衡点处将常规潮流方程线性化（包含PV节点），得到：
ΔPΔQ=JPθJpV
JqθJqVΔθΔV=JΔθΔV(4)
因为电压和无功是强相关的，因此不考虑有功功率变化，即ΔP=0，则可以将上式简化为：
ΔQ=［JqV-JQθJ-1pθJpV］ΔV=SqVΔV
ΔV=(SqV)-1ΔQ=SVqΔQ(5)
式中：ΔP、ΔQ分别为节点注入有功功率和无功功率的变化量；Δθ、ΔV分别为节点电压相角和幅值的变化量；J为潮流方程的雅可比矩阵。
一般情况下当i≠j时，(Svq)ij≠(Svq)ji，考虑到电气距离空间 集合中两节点间电气距离的对称性，采用Sij=Sji=［(Svq)ij+(S vq)ji］/2表示节点i与节点j的电气距离的大小。矩阵S即为电气距离矩阵，表 示节点间的耦合强度。
Sij=Sji0,i=j
［(Svq)ij+(Svq)ji］/2，i≠j（6）
(1)分区原则。
如果电气距离Sij大，则节点i与节点j耦合强度大，联系紧密;如果Sij小，则节点i与节点j耦合强度小，联系弱。电力系统分区的目标是使同一个区间内，节点间的电气 距离较大；而不同区间的节点间的电气距离较小，也就是区内耦合大，而区间的耦合小。
(2)电力系统分区的基本步骤。
①根据式（3）计算负荷节点的电压稳定灵敏度，并按照从小到大进行排序。
②根据式（6）计算节点间的电气距离。
③找出最大电气距离max(S)、最小电气距离min(S),取r=(max(S)-min(S) /2)，步长step=r。
④以PV节点（含有无功储备的节点）作为中心点i。
⑤从中心点i开始，进行分层搜索，如果与中心点相连的节点j之间的电气距离Sij大 于常数r，则节点j与i合并为一个区，形成初始分区m。
⑥寻找与j相连的节点k，若节点k与中心节点i之间的电气距离Sik大于常数r，节点k 合并到分区m中。
⑦重复步骤6），直到与中心节点的电气距离小于常数r，则形成分区m。
⑧重复步骤4）、5）、6）、7），形成以PV节点为中心的Npv个分区。
⑨找出剩下的负荷节点中电压稳定灵敏度最大的节点，作为中心节点，重复步骤5）、6）、7），得到以此负荷节点为中心的分区。
⑩重复步骤9），得到电力系统的分区。
B11设PV节点数与无功补偿节点数之和为count，step=0.5*step，如果分区数大于cou nt+β(β为松弛变量，本文取为7)，调整常数r=r-step；如果分区数小于count时，调整常 数r=r+step。重复步骤4~10，直到分区数介于(count,count+β)之间，（在本文的两个例子 中，对r进行四次调整得到最后的分区结果）。分区结果还须限制区域内最大、最小节点数。
(3)确定无功补偿节点。
所有不包含PV节点的分区个数，即为无功补偿的节点数。每个分区内电压稳定灵敏度最 大的节点即为无功补偿节点。
2.2补偿容量确定
电力系统无功化配置属于离线分析的范畴，但是必须以电网的实际数据作为基础。所以系统设计为在线运行模式，每日保存典型时刻历史数据断面，以备历史数据管理和分析之用。
(1)技术方法。
从系统历史数据库中获取系统日大方式的数据断面。假定所有并联补偿节点上具有足够的无功补偿容量，采用改进的二次规划法，进行无功优化计算，得到各补偿节点最优的无功补偿量。将最优无功补偿量与实际无功补偿量进行对比，得出节点无功缺额。根据无功缺额，确定无功补偿点及所需配电容器的类型及个数。
(2)无功优化算法。
无功优化算法以目标函数为网损最优，以并联补偿节点的无功补偿作为控制变量， 以母线电压的考核上下限作为约束进行优化计算。
通过优化计算，可得到各无功补偿节点的最佳补偿容量。与当前的无功配置情况作比较，就可以对系统无功配置的情况进行评估。确定无功补偿的最优配置方案。
参考文献
［1］武志刚．新技术条件下的电力系统电压稳定研究［D］．天津：天津大学，2002．
［2］张尧．电力系统静态电压稳定与电压控制的研究［D］．天津：天津大学，1993．
变电设计中的无功补偿分析 篇3
关键词：变电设计,无功补偿,补偿容量,分析
改革开放至今, 我国电力工业得到了迅速的发展, 电网覆盖面积不断扩大。但因地理环境、经济发展规模、水资源、燃料运输等诸多因素的影响, 使得发电厂的分布并不均衡, 要保证电力系统优良、稳定的电能质量, 解决无功补偿问题十分必要。电能质量的一个重要指标就是电压, 电压质量对于线路损失、电网稳定、人民生活用电、电力设备安全运行等有着直接的影响, 而无功电力则是影响电压质量的重要因素之一, 可以说, 电压问题的实质就是无功问题。因此, 对变电设计中的无功补偿进行分析论述就显得十分必要, 对于我国电力优化具有积极的现实意义。
1 无功补偿的基本原理
把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路上, 能量在两种负荷之间相互交换。这样, 感性负荷所需要的无功功率可有容性负荷输出的无功功率来补偿。实质上就是把原来由电网或者变压器提供的无功功率, 改为由交流电力电容器来提供。
不论是民用负荷还是工业负荷, 大多均为感性, 且所有的电感负载均需要进行大量无功功率的补偿, 这些无功功率的提供途径有两条:由补偿电容器提供和由输电系统提供。当提供方为输电系统时, 在输电系统设计过程中要求对有功功率和无功功率进行同时考虑。而由输电系统进行的无功功率传输, 会造成变压器和输电线路损耗的增加, 进而导致系统经济效益的降低。而当无功功率的提供方为补偿电容器时, 便可规避由输电系统来进行无功功率的传输, 从而起到降低损耗的效果。无功功率并不是无用功率, 它的用处很大。电动机需要建立和维持旋转磁场, 使转子转动, 从而带动机械运动, 电动机的转子磁场就是靠从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率, 才能使变压器的一次线圈产生磁场, 在二次线圈感应出电压。因此, 没有无功功率, 电动机就不会转动, 变压器也不能变压, 交流接触器不会吸合。在正常情况下, 用电设备不但要从电源取得有功功率, 同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求, 用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场, 那么, 这些用电设备就不能维持在额定情况下工作, 用电设备的端电压就要下降, 从而影响用电设备的正常运行。
2 变电设计中无功补偿的方式
从理论层面上来讲, 最好的无功补偿方式为哪里需要, 哪里补偿, 在系统中不存在无功电流流动。但就电网的实际情况来看, 这过于理想化, 不可能实现, 究其原因, 是因为输电线路、变压器, 乃至各种负载, 均需要无功。从电网补偿装置安装的位置来看, 主要包括以下几种无功补偿方式:在高低压配电线路中进行并联电容器组的分散安装;在变电所母线进行并联电容器组的集中安装;在单台电机处进行并联电容器的安装;在用户车间配电屏和配电变压所低压侧进行并联补偿电容器的安装。在实施变电设计时, 通常选择在用户开关柜与变压器低压侧间进行并联补偿电容器安装的方式, 运用无功功率在变压器低压侧完成对控制器的自动补偿, 且伴随负荷变化, 以所测得的功率因数为依据来自动地切除或投入电容器的全部或部分电容。
3 变电设计中无功补偿的作用
无功补偿的目的在于改变电网无功潮流分布, 减少电网中的电压损耗和有功功率损耗, 从而达到改善用户端电压质量的目的。在进行补偿装置设置时, 应当由系统以系统稳定性、电网电压、无功平衡、有功分配、调相调压、潜供电流及限制谐波电压等因素为依据, 来提出设置补偿装置的种类形式、地点、电压等级和容量。同时, 电气装置的布置形式、接线形式、控制保护方式应当结合安装地点的自然条件, 来限制或避免补偿装置引起的谐振过电压和操作过电压。归结来讲, 变电设计中无功补偿的作用主要集中在以下几个方面:促进功率因数提高;促进设备供电能力提高, 减少设备容量, 节约成本;促进电网中电能损失和功率损耗的降低;改善系统电能质量, 促进线路电压损失减少;降低用户的电费开支, 实现生产成本的降低。
4 变电设计中的无功补偿容量配置分析
变电站中电容器装置的安装投运能够降低无功功率的线路传递, 减少线路损耗, 节能降损下, 促进电能质量改善和输变电设备效率的提高, 服务于有限电能效益最大化的实现。但就变电站实际运行来看, 存在因投上电容器后电压过高或过补电容器投不上的情况, 从而得退下电容器, 这样, 不但基建投资增加了, 且应有作用未得到发挥。相关技术导则中有如下规定:电压等级《220KV的变电站, 应当结合需要, 来进行无功补偿设备的配置, 并按照主变压器容量来确定其电容。因此, 在进行变压器低压侧无功补偿时, 可做出如下考虑:一方面, 轻负荷情况下, 配电网倒送无功会增加功率损耗, 不具备经济性, 故应当加以避免;另一方面, 越高的功率因数, 单位补偿容量的降损效果就会降低, 出于对节能效果最大化的考虑, 提高功率因数至0.95较为科学、合理。故在配置无功补偿容量时, 就可定为约0.125倍数的变压器容量。
变电站电容器无功补偿装置是作为电力系统的重要节能设备存在的, 是维持电网电压的关键设备, 需要较大的投资, 在电力生产与电能传输中, 无功的合理分配和补偿是摆在设计人员面前的艰巨任务。遵循“不能过补, 只能欠补”的原则, 结合国家变压器设计标准, 总结出如下几点变电无功补偿容量配置的主要原则:第一, 变电无功补偿容量应当以线路参数、主变负载系数、主变参数为依据, 来实施理论性的计算;第二, 以“不能过补, 只能欠补”为前提, 来避免无功倒流, 且理论计算值必须大于实际的补偿容量;第三, 电容器每组的补偿量应当以相应主变容量为依据来加以确定, 不适合平均分配, 从而为随负荷情况投退或随主变投停相应电容量提供便利。对于变电系统的整体来讲, 应当以“合理布局, 全面规划, 就地平衡, 分级补偿”的基本原则为参照, 来配置无功补偿量, 将调压于降损有效结合, 突出降损的主要地位, 将分散补偿与集中补偿有效结合, 突出分散补偿的主要地位, 将用户补偿与供电部门补偿有效结合, 突出就地平衡的主要地位, 从而合理落实变电设计中无功补偿的配置与管理, 促进无功补偿经济效益最大化的实现。
5 结语
通过上述内容的论述, 我们对变电设计中无功补偿的相关内容有了一个整体的把握, 认识无功补偿在变电设计中的重要性, 把握无功补偿容量配置要点, 有效执行, 从而使无功补偿发挥其应有作用, 达到变电设计优化的目的。且随着无功补偿技术的日益完善, 我们有理由相信, 其在变电设计中必将发挥更为重要的作用, 进而促进我国电力事业的长足、稳定发展。
参考文献
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[3]蒲如兰.无功补偿装置的选择与控制[J].福州大学学报.2010 (25) .[3]蒲如兰.无功补偿装置的选择与控制[J].福州大学学报.2010 (25) .
[4]徐岩.浅谈电力系统的无功补偿[J].安徽建筑.2009 (12) .[4]徐岩.浅谈电力系统的无功补偿[J].安徽建筑.2009 (12) .
[5]肖冠军.变电站设计中的电压调整与无功补偿[J].建筑电气.2008 (10) .[5]肖冠军.变电站设计中的电压调整与无功补偿[J].建筑电气.2008 (10) .
[6]肖运新.用电检查[M].水利电力出版社, 2011.[6]肖运新.用电检查[M].水利电力出版社, 2011.
[7]靳龙章, 丁毓山.电网无功补偿实用技术[M].中国水利水电出版社2008.[7]靳龙章, 丁毓山.电网无功补偿实用技术[M].中国水利水电出版社2008.
变电设计中的无功补偿 篇4
关键词：谐波抑制；无源滤波器；有源滤波器
中图分类号：TM761.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）15-0089-02
随着科技与经济的高速发展，电网日趋复杂，电力电子技术的创新与各式各样的电力电子装置的广泛应用，给人们的生活带来了方便。但是使用这些设备的同时，它们所产生的谐波对电网电能的污染日益严重，不但危害电力系统的稳定、安全，还会对居民用电设备造成安全危害。而且大量的无功功率在电网中存在，严重降低了电能质量，影响电力系统稳定。电力电子设备已经成为当前电网最主要的谐波源。
1 无功补偿原理
谐波源主要可以分为两大类：含有电弧和铁磁的非线性设备；另外就是非线性元件的电力电子设备。这些谐波可以产生的危害包括：设备产生附加的谐波损耗，从而导致供电设备和用电设备的效率大大降低；影响设备正常工作，加速老化缩短寿命；引起局部电网谐波放大；导致一些电气设备的误动作。
在交流电路中，电网所能提供给负载的电功率是有功功率和无功功率这两种。有功功率是扶着让设备能够正常运作的功率，设备可以将电能转化为其他形式的能量。电气设备中电容、电感等元件在工作时需要电功率来建立磁场，这个功率就是无功功率。纯电阻元件中负载电流与电压同相位，纯电容负载中电流超前电压90°，纯电感负载中电流滞后电压90°，简单的说就是纯电容中电流与纯电感中的电流相位差是180°，可以相互抵消。无功补偿就是为了把具有感性功率负荷容与性功率负荷的设备并联在同一电路中，可以实现让能量在两种负荷之间相互的交换。容性负荷输出地无功功率可以用来补偿给感性负荷所需要的无功功率，从而能够达到补偿的目的。通过无功补偿的方法可以电网中谐波电流和谐波电压的消除，使电网中的电流和电压呈现规律的正弦波，且电压和电流同步，避免谐波对电力系统的损害。通过谐波处理，电网中的无功分量被消除，维护了公共电网电能的纯洁。谐波的抑制方法主要从两个方面着手，首先是从谐波产生的源头，采用先进的电力电子器件，尽量减少谐波的产生；其次，从谐波补偿的角度入手，采用无源滤波器、有源滤波器等谐波补偿装置，实现对电网中谐波分量的补偿。我国的谐波抑制装置起步较晚，因此国内大部分市场都被国外产品占据。无源滤波器的发展较早，技术较为成熟，但是由于其存在的缺陷，无法适应复杂电网环境，因此，努力发展新型有源电力滤波器，实现谐波的自适应补偿。
2 谐波抑制方法及特点
电力系统中，理论的电压电流波形应该是工频的正弦波，但是实际波形会有不同程度的畸变，高于50 Hz的电压电流成分我们称之为谐波。目前针对谐波抑制的方法主要采用：加装无源滤波器、有源滤波器、综合潮流控制器这三种方法。无功补偿的作用：提高功率因素；提高设备有功出力；减少供电变压器容量；减少线路电压降；减少电网线路损耗；降低电网的功率损耗。
①加装无源滤波器是目前电力系统应用最广泛的方法。采用电容、电感和电阻元件组成滤波电路，对部分频率进行调整合成阻抗为零，使得谐波电流流向滤波器，阻止其流入电网。无源滤波器与谐波源并联，不但滤波而且还有无功补偿的效果。无源滤波器可分为单调谐、双调谐以及高通滤波器等几种。一般常用单调谐滤波器和高通滤波器构成滤波装置。宽频带范围下，高通滤波器表现为低阻抗，可以形成较高谐波的低阻抗通路，致使谐波大部分电流流入高通滤波器，实现滤波。无源滤波器结构简单，但是滤波效果一般，而且特殊频率下易出现谐振过电压、谐波放大的现象，它的滤波效果与实际电网运行状况有很强的关联性。静止无功发生器是电力系统的一种先进的无功补偿静止型装置，即静止无功发生器。该装置可以实现无功补偿的方式是通过把电网与自换相桥式变流器直接进行并联，也可以通过使用电网与电抗器并联，当逆变器脉宽没有任何改变保持恒定的状态中，通过调节逆变器输出的系统电压和电压之间产生的夹角，就可以实现对无功功率及其逆变器直流侧电压进行调节的功能。当夹角与逆变器脉宽处于恒定的情况下，就可以按照自己的所需对无功功率进行发出或吸收。最突出的是在电压较低的情况下，仍然可以将较大的无功电流注入进系统内，静止无功发生器对于控制信号的反应速度极快，而且不受通断次数的影响，当电压发生变化时，静止无功发生器则可以通过快速的调节，从而满足无功补偿的条件。当然，正是由于静止无功发生器所具备的这些优势，决定其必须要有复杂的控制方法及控制系统，还需要采用大容量的全控器件，并且全控器件的数量也要多。正是因为他的材料和成本比较昂贵，尽管其功能很强大，但是不能被广泛的普及使用。
②有源滤波器实际上它是一种大功率波形发生器，实时检测谐波源的状态，完整的复制出谐波状态，在反向发送到谐波入网点，并且后续谐波跟随原谐波的变化而变化，达到抵消原谐波，实时对原谐波起抵消作用。该装置主要适用于谐波动态抑制，进行无功补偿。从补偿对象中检测出谐波电流，并且由补偿装置产生一个与该谐波极性相反，但是电流大小却同等的补偿电流，从而可以消去谐波的同时补偿无功，可实现实时无功补偿，且具有高度可控性和快速响应性。它有如下优点：对频率不断发生变化，大小不断改变的谐波以及其不断变化的无功功率同时进行补偿，补偿反应速度极快，且可以连续调节，跟踪电网频率变化，即使补偿对象电流过大，也能正常发挥作用，还不会发生谐振问题。补偿谐波时所需要的存储元件容量较小，受电网电阻影响也不大。相对来说是比较适合且经济的装置。有源滤波器的滤波效果比较好，但是技术比较难，而且成本费用也高，其次它不适合于高压系统中。因为它自己就是个大功率波形发生器，在高压环境中，无形的增加了设备的负担，从设备安全性和成本考虑，它不适合高压情况。
③综合潮流控制器就相当于是有源滤波器并联方式和串联方式结合起来的一个综合控制器。它可以分别进行控制有功、无功、电压和谐波电流，因为它的多功能，对系统性能的提升，系统的稳定具有明显的作用，而且较为适合我国长距离输电的特点。将变换器与耦合变压器并联于交流系统中，可以通过它们各自的功能实现滤除电流谐波，还可以给另一个变化器提供有功功率，串联在系统里的第二个变换器，它所担当的责任就是抑制谐波源产生的电压谐波，对线路的有功和无功功率也可以进行控制，因此它是一个能对系统谐波电流和电压同时进行综合控制的一个综合控制体。综合潮流控制器是比较灵活的交流输电系统装置，它结合了许多器件的灵活控制手段。它作为一个新型潮流控制装置，它可以分别或者同时对系统的有功功率、无功功率、电压和电流进行控制和调节，并可以提供实时的补偿，并提高输送能力。
3 结 语
在目前国内的电网环境下，谐波对电网的污染日益严重，谐波抑制与无功功率补偿显得尤为重要。进行谐波抑制和无功补偿是提高电力质量的重要一步，也是节能的首位，积极提高谐波抑制和无功补偿具有重要意义，提高认识，积极进行谐波治理，防止谐波灾害。本文详细的介绍了谐波产生的原因，并系统的介绍了谐波抑制和无功补偿的方法，对促进我国谐波处理技术，维护电力能源的清洁具有重要的作用。
参考文献：
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变电设计中的无功补偿 篇5
智能电网[1,2]是电网发展的必然趋势. 在加快电网智能化的同时,对电网无功配置优化提出更高的要求。在输、变、配电网中,要让整个系统的损耗达到较低,必须实现分层分级就地进行无功补偿。静止补偿器SVC[3,4]凭借其价格低、工作可靠等特点,在电力系统无功补偿方面仍然占据主要地位,本文结合新一代智能变电站[5,6]的要求设计了一种新型高压静止无功补偿器的监控系统,不仅可同时实现功率因数补偿和不平衡补偿的控制算法,还能很好地与智能变电站的三层两网结构相融合,具备智能变电站要求的智能化水平。
1 智能变电站简介
智能变电站可以划分为“三层两网”结构。过程层由合并单元和智能单元组成,实现各种实时信息的采集和控制命令的执行,面向间隔单元配置,通过网络连接与间隔层智能组件互相通信。间隔层由各种智能组件实现保护、测量、控制、计量和检测功能。站控层由后台监控、远动通讯、在线监测、视频监控等组成。智能变电站二次设备网络化主要针对GOOSE、SV、MMS网络的建立实现二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令信息。从而实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等功能。
2 SVC监控系统与智能变电站的融合
智能变电站一次设备智能化与二次设备网络化[7,8],对SVC在变电站的应用提出了更高的要求。如图1 所示,SVC的高电位触发板与低电位控制板可实现对晶闸管的触发、状态的检测及回传,高低电位之间采用光纤通信抗干扰能力强,传输距离远,低电位控制板与上位机监控系统通过以太网实现数据的通信,符合智能变电站对设备本身的要求。与传统变电站相比,智能变电站信息的获取范围与利用方式发生了很大的变化。站内一次设备的模拟量和状态量数据,以及过程层和间隔层设备的其他运行信息通过相应间隔的合并单元及智能终端采集。
后上传到站内过程层SV网和GOOSE网,SVC监控系统具备光电转换接口,可以通过光纤接入站内SV和GOOSE网获取相关信息,并进行计算和控制晶闸管的触发。智能变电站的后台及远传信息则通过间隔层和站控层MMS上传,本装置可以通过网线接入间隔层MMS网,将运行报告及故障信息等上传,用以后台监视及远方调用。包含本装置的智能变电站综自拓扑结构图2,不仅能很好的实现补偿功能同时也符合智能变电站的发展要求。本装置不仅可以通过站内运行情况进行智能无功补偿,还可以优先执行远方电网调度中心的投切命令,根据整个儿区域电网情况进行无功的补偿。
3 SVC监控部分介绍
上位机监控系统的硬件部分包括工控机、键盘、鼠标、光电转换设备和交换机等。监控系统的功能模块包括数据采集处理、数据及波形显示、历史数据查询、通信、故障监视及控制模块。其监控流程图如图3 所示。
3. 1 数据采集模块及通信模块
为了适应智能变电站的网络结构,SVC的上位机监控系统的通信模式是基于IEC61850 规约进行编写的,根据设备的特性采取“网采”的模式。合并单元将采集的数据通过光纤上传到站内过程层的SV网,SVC的监控系统通过交换机及光纤通道,从SV网获得电网运行数据,并对其进行相应的计算和处理。方便用于监测电网的运行情况,同时为控制模块提供控制依据。电网调度中心可以通过站控层的公用测控装置,将远方控制命令通过站控层MMS网传给SVC监控系统,这是SVC优先执行远方控制命令,采集的站内运行数据仅供参数显示,不进行控制计算,这样可以节省计算机资源。
3. 2 控制方法的实现
装置采取局部开环整体闭环控制相结合方式,即功率因数闭环控制和不平衡开环控制。
闭环控制部分采取增量式PI控制器[9]:
首先通过仿真确定参数初值(K*p,K*I),然后再根据实际运行情况改变参数(KP,KI),使之在初值附近浮动,这样可以在保证系统稳定的情况下以最快的速度将功率因数补偿上去。图4是系统功率因数偏离参考值的震荡情况,图中λ为系统实际功率因数,λ*为功率因数参考值,针对图中的几个区。
间进行适当的调整PI控制作用的强弱,来改善补偿速度与精度。区间参数a、b、c、d、e、f、g、h根据现场实际补偿要求通过仿真获得。当功率因数偏差处于上升趋势即( b、c) 和( e、f) 区间,此时应该加大控制作用,则: Kp= m1Kp*,KI= n1KI*;
当功率因数偏差处于下降趋势即( c、d) 和( f、g) 区间,功率因数震荡减弱,此时可以减弱控制,则:
Kp= m2Kp*,KI= n2KI*; 其中m1,n1,m2,n2为增强系数,通过仿真获得。
三相不平衡[10]是负荷分配不均匀引起的,若不平衡功率流入高压SVC,则原系统可认为是平衡系统。不平衡功率含有无功和有功分量,而流入高压SVC的只有无功功率,之所以能够实现平衡功率分布,原因是其中一部分分量在构成电压电流矢量的过程中产生了相移,而不平衡功率的有功分量在一个周期内的积分为零。实际上不平衡的系统的平衡化就是通过改变不对称负荷的能量分布来实现的。开环部分不平衡补偿算法的推导过程如下,每支路的电流:
其中YAB,YBC,Yc A为电网三相的导纳。每相对应的电流可表示为:
相电流的正序、负序、零序分量可表示为:
可以推出电网的正序、负序、零序分量为:
TCR的线电流对称分量表达式与上式相似
ΔBAB,ΔBBC,ΔBCA为补偿不平衡所需电纳。
电网不平衡的主要原因是有负序分量的存在,所以要实现不平衡补偿,就要满足:
由于SVC在补偿不平衡时,不能影响到PI闭环控制部分的正常运行,所以必须保证不平衡补偿不影响到电网功率因数的值,即:
综合上面几个式子,计算出使平衡所要补偿的电纳值( 式中) 如下:
控制框如图4 所示,当不平衡度 η 低于2% 时,可以省略不平衡补偿的计算,可以节省计算机资源。
BAB,BBC,BCA为补偿运算初值,可根据补偿现场具体情况选取。初值、PI控制得到的 ΔB( k) 、补偿不平衡所需电纳三者之和即实现功率因数补偿和不平衡补偿所需电纳值,由于高压SVC的结构是TCR + FC,应将无源滤波器投入的容性电纳BC减去,得到BRAB,BRBC,BRCA为每相TCR所以要投入的电纳值,在将其通过公示转换为晶闸管的触发角:
式中BTCR为TCR补偿电纳值,BmaxTCR每相的电纳值,α为触发角。此方程为非线性,通过查表的方法求出触发角的大小。
为验证算法性能,对SVC系统做全面的仿真,从结果看出,装置符合智能变电站对无功补偿设备的要求。
3. 3 数据显示、历史查询及故障监视模块
装置提供良好的人机交换界面。系统包括数据显示界面、历史查询界面、故障监视界面、人工控制界面。系统可以通过数据和波形的形式显示电网及SVC运行情况; 同时SVC具有自检功能,可以对阀组的运行情况进行巡检,可以实现故障的分析、定位和报警。若站内SV网出现异常,无法采集到电网数据,可以在人工控制界面对装置进行补偿控制; 装置可以对数据进行长期保存,便于运行人员和远程调用。
4 结束语
本文阐述了应用于智能变电站的高压静止无功补偿器SVC上位机监控系统的设计,并通过仿真验证了装置的可靠性及智能化,符合智能电网要求,同时也能实现与智能变电站结构很好的融合。
摘要：为适应智能电网的发展趋势,提升智能变电站无功补偿智能化水平,介绍了一种新型的无功补偿装置SVC的监控系统的设计。监控系统通过光纤接入智能变电站的过程层获取数据,通过以太网接入智能变电站的间隔层网络,实现信息的上传,其网络通信模式,完全符合智能变电站要求,能够有效的与智能变电站相结合,真正实现了变电站无功补偿系统的智能化。监控系统除了包括数据采集处理、波形显示、历史数据查询、通信、故障监视等模块,提出了一种新的控制算法,不仅能实现无功的实时补偿,也能对电网的不平衡进行补偿。最后通过仿真验证了系统的性能及算法的合理性。
关键词：智能变电站,SVC,控制算法,网络化,监控系统
参考文献
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变电设计中的无功补偿 篇6
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.
变电设计中的无功补偿 篇7
杨村煤矿35kV变电所有两台主变压器, 运行方式为一台运行一台备用, 主变一次侧35kV, 二次侧6kV。6kV中压系统分为两段母线, 采用并列运行的方式。原系统的无功补偿采用高压集中补偿的方式, 补偿方式为静态补偿, 由变电所值班员根据矿井负荷变化情况及功率因数人工进行投切。
1 原无功补偿存在的问题
35kV变电所运行时最大负荷可达4500kVA, 最小负荷1000kVA, 负荷昼夜变化大, 当节假日或井下停产检修时负荷更小, 电容器的投入需要随时变化。原系统电容器的投切完全由人工操作, 负荷变化大导致对电容器的操作较为频繁。两段补偿装置原来全部为静态补偿方式, 需要变电所值班员根据矿井负荷量人工进行投切, 对操作人员人身安全极为不利。
2 无功自动补偿系统技术改造
2.1 确定电容器补偿容量
按照变压器容量8000kVA对两段母线的电容器补偿容量进行设计, 并结合其补偿容量对功率因素的影响, 将两段母线的容量设计为每段1500 kVar。
2.2 选择电容器的补偿方式
系统采用集中补偿分组自动投切方式, 部分电容器容量固定, 其他容量分三组进行自动投切。将每段母线的1500kVar电容器可分为四部分如下:
a) 固定补偿部分:600kVar
b) 第一自动投切部分:300kVar
c) 第二自动投切部分:300kVar
d) 第三自动投切部分:300kVar
2.3 功率因素的调节研究分析
根据变电所实测数据, 最大负荷为4500kVA时, 而功率因素大约为0.87, 这时的补偿容量为900kVar, 由此可得:
当三组电容器全部投切时, 负荷仍为最大, 有功负荷则保持P=4005kW不变, 而电容器无功QC=1500kVar。整套无功Q=Ql-QC=2950-1500=1450kVar, 计算可得cos覬=0.95。
由此可见, 即使负荷达到最大负荷时, 三组电容器完全投入, 功率因素仍然可以得到明显的提高。
在未达到最大负荷时, 可通过自动投切电容器容量, 使功率因素达到要求的范围之内 (可设定为0.92~0.97之间) , 并且通过自动调节电容器容量来调节母线电压的大小, 从而起到改善供电质量及调节功率因素的目的。
2.4 项目所达到的目的
装置调节控制的原则:保证供电电压在允许变动范围内的前提下, 充分调节控制装置的无功补偿功能;有效的减少电容器的投切次数, 实现电网无功功率就地平衡, 降低电网损耗, 提高电压合格率。
3 关键技术与创新点
3.1 占地面积小、安装施工简单
把电容器分成多组, 减小了整套装置的占地面积。
3.2 模块式电容器投切专用真空开关
电容器投切专用开关采用模块式结构设计, 体积小可任意组合, 能在1.2×1.2平米的柜底安装5台, 开关的灭弧室采用真空断路器灭弧室, 能长期承受投电容器时涌流的冲击, 操作机构设计可靠动作寿命为2万次。
3.3 每组电容实现微机保护
对各分组电容器都装有过电压、过电流和三相不平衡电压的微机保护, 能及时发现电容器的内部故障, 有效防止电容器内部故障的扩大, 杜绝电容器由内部故障状态发展到事故状态, 保证电容器组的安全运行。
3.4“四遥”功能, 任意连接通信
具有RS-232, RS-485通信接口, 可接入变电所综合自动化系统或调度自动化系统, 实现“四遥”功能。
4 应用效果
无功自动补偿系统改造后, 达到了以下主要应用效果:
4.1 提高功率因数能有效的提高线路输送能力
线路负荷一定时, 功率因数的降低, 线路中的无功电流就会增大;功率因数升高, 线路中的无功电流就会减小。功率因素的提高, 有效的提高了线路的输送能力。
4.2 提高功率因数能有效的降低变压器损耗
变压器正常运行时的损耗取决于变压器变送无功功率的大小。系统功率因数低, 变压器变送的无功功率大损耗就大, 系统功率因数高, 变压器变送的无功功率小损耗就小。
4.3 提高功率因数能有效的提高变压器变送能力
变压器初次级线圈的额定电流是一定的, 无功电流通过的多了, 有功电流通过的就少, 功率因素的提高可大大增加有功电流的值, 可有效地提高变压器的变送能力。
4.4 提高了电能的利用效率, 节电效果显著
无功补偿容量Q值即无功功率的减少值, 由此引起线路损耗的减少量可用无功经济当量KQ来计算:
式中:△W——年节电量 (kW·h) ;
T——电容器组年利用小时数, 一班制企业一般取2600小时, 二班制企业取4800小时, 三班制企业取6600小时;
Q———无功补偿容量的减少值=现电容补偿容量-原有电容补偿容量=1500-900=600kVar;
KQ——无功经济当量 (kW/kVar) , 一般选KQ=0.04~0.08, 根据杨村矿现有情况, 估算为0.05。
则每年可节约用电△W=QKQh=600×0.05×6600=198000kW·h;
若按每度电0.52元计算, 则每年节约电费开支198000×0.5=102960元。
4.5 安全效益
无功补偿实现自动投切, 减少因人为操作开关而引起的误操作, 保证了操作人员的人身安全, 同时提高了补偿精度, 确保了设备的安全运行。自动投切方式使用以及电容无功容量的增加, 提高了系统的功率因素, 大大改善变电所的供电质量, 延长了设备使用的寿命, 提高了电能的利用率。
4.6 综合比较
目前, 无功补偿的方式主要有高压集中补偿、低压集中补偿和低压分散补偿几种方式。对于负荷相对分散的工矿企业而言, 高压集中补偿是最简便易行的方式, 也是目前采用的最多的方式。该补偿装置采用高压集中补偿, 提供了四种控制方式, 具有完善的测量、显示与保护闭锁功能, 提高了装置运行的可靠性。装置中所选用的电容器、控制器、断路器、电抗器、放电线圈、保护单元等具有较好的性能要求, 可充分满足系统补偿变化的需求。
参考文献
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变电设计中的无功补偿 篇8
近年来, 随着无人值班变电站在不断的增加, 变电站的综合自动化系统也在逐渐完善, 功能也随之不断强大。电能质量也成为当前供电企业最为重要的环节, 保证电力系统电压的持续稳定性是电力公司服务的宗旨。在变电站中, 分散式电压无功控制装置是自动调节有载调压变压器分接头和自动投切无功补偿设备, 从而使电压无功功率控制在合格的范围之内。因此, 保证电力系统电压的持续稳定性, 是本装置实现实时无功补偿设计的主要目的。
1. 硬件设计
该装置采用大容量的铁电RAM, 能够无限制地写入及对数据进行永久性的保存;使用TI公司的TMS320LF2000系列芯片, 本系列DSP专为实时信号处理而设计, 融合实时处理能力以及控制能力, 在较大程度上加强该系统的实时数据处理、FFT计算以及相对复杂的控制方式。128×64汉显液晶可以提供友好、丰富的操作界面, 同时实时打印现场所发生的事件, 此外, 由于通讯方式的灵活性, 能够同其它装置自由组网。其原理框图如图1所示。
2. 软件设计
2.1. VQC逻辑原理
变电站中一般有几台变压器, VQC根据主变的运行方式的不同选择不同调节方式。对于两绕组的变压器, 取高压侧的无功功率作为无功调节的依据, 取低压侧电压作为电压调节的依据。电压的调节主要靠调节主变的档位来实现, 无功功率的调节主要靠无功设备的投切来实现。
2.2. 基于传统9区图而改进的11区图的定义
如下图2所示, 以无功功率Q为横坐标, U为纵坐标, 建立U-Q坐标系。在U-Q坐标系中, △Uq为投退一组电容引起的母线最大电压变化量。
2.3. VQC的调节方式
在主变高压侧电压不变及输入功率不变的情况下, 主变分接头上调, 高压侧绕组匝数减少, 主变低压侧电压增大;反之, 主变分接头下调, 高压侧绕组匝数增加, 主变低压侧电压减小。对于并联电容器组, 当投入时, 系统无功功率得到补偿, 无功功率减少, 电压升高;反之, 退出后, 系统无功功率增大, 电压降低。
在实际的运行方式中, 可能会遇到这样的一种情况, 运行点落在6区的某个地方, VQC策略为切电容, 但切电容后, 系统电压下降, 无功功率增大, 运行点落在7区, 7区策略为升分接头, 升抽头后运行点又回到6区。此时造成电容器和分接头频繁调节且运行点在6区与7区之间徘徊。同样的道理, 在2区的某个地方, 也会造成运行点在2、3区之间徘徊, 电容器和分接头频繁调节。造成上述电容器和分接头频繁调节的原因, 是由于投切电容器后电压的升高或降低使得运行点向另一个不满足的区移动。为此, 可将9区作进一步的细分, 从而制定更详细的控制策略。将9区图进行改进, 得出11区图。在61区, 可采取的策略为切电容, 因为此时切一组电容后, 运行点仍落在6区内 (61区或62区) , Umin<U<Umax, U合格, Q<Qmin。在62区, 在综合控制模式下有电容可切的情况下升档, 在电压优先的情况下可采取的策略为不动作。同理, 在21区可采取的策略为投电容。在22区, 在综合控制模式下有电容可投的情况下降档。在电压优先情况下不动作。电压优先的方式下, 在电压和无功功率不能同时得到满足的情况下, 优先满足电压要求;要么运行在无功优先方式下, 优先满足功率因数要求。具体是电压还是无功优先, 要充分考虑当地的负荷情况及当地的系统运行。
3. VQC的定值整定
对于VQC软件, 由于厂家的实现方法不一样, 因此定值也各不相同, 然而, 在VQC中, 某些定值具有共通性, 在此, 我们仅对此些共通的定值的整定问题进行讨论。
3.1. VQC的基本定值
3.1.1. Umax和Umin的整定
在9区图里, Umax、Umin、Qmax以及Qmin决定了其分布。至于Umax和Umin的整定, 我们可按照当地电网的运转规程, 给予电压合格的上下限。可做一简单举例:若当地10kV的合格电压处在9.8-10.7kV的范围内, 那么Umax和Umin分别设定成10.7、10.0。如果10kV由于馈线长网损相对大的特别情况, 则可以适当地增大Umin。
3.1.2. 无功Qmax、Qmin的整定
Qmax与Qmin的整定比较复杂, 因为Q与负荷大小密切相关。对于Qmax、Qmin的整定, 应先根据当地电网对于功率因数的运行规定, 确定COSΦmax及COSΦmin。例如:COSΦmax规程允许0.98, COSΦmin规程允许0.9。现假设对于一台两卷变压器, 容量为50000kVA。现考虑该台变压器运行在额定负荷的80%情况下, 则可得出Qmax及Qmin在80%的额定负荷条件下的值:
因为负荷是变化的, 因此Qmax与Qmin随着不同的负荷变化而变化。因此VQC软件一般都要求分时段执行定值。所以可根据当地的负荷变化规律, 在不同的时段整定不同的Qmax与Qmin大小。本装置有可分为5个时段。
3.2. 投退一组并联电容器对电压的变化率ΔU
一般在对母线电压受到投一组并联电容器的影响进行确定时不太容易, 因为时间和季节的变化会使得负荷随之不同, 所以, 想精确整定具有一定的困难性, 但我们能够通过自动化系统的遥测数据对此定值进行确定。
3.3. 投一组并联电容器对无功的变化率
对于一组并联电容器, 其出厂铭牌都会注明其容量, 例如对于某电容器组, 其参数为5010kVar, 则其容量可直接作为投一组并联电容器对无功的变化大小, 例如对于上述电容, 则其对无功的变化率为5010kVar。
结语
该装置为分散式电压无功控制方式, 易言之, 在各变电站中, 自动投切无功补偿设备以及自动调节有载调压变压器分接头, 从而使得当地电压无功功率可控制在有效范围之内。然而, 这种方式若从整个电网的宏观方面来讲, 可谓存在难以避免的局限性, 缺乏潮流的大局观。为了达到电网的无功优化控制, 提高并加强系统运行的经济性和可靠性, 采取调度中心统一控制无功补偿设备以及分接头是最好的无功控制方式, 即集中式控制。而电力调度控制发展的最高阶段也就是集中式控制。在现阶段, 关于集中式电压无功控制的理论已有较多的成果, 而对于其的算法还需进一步的探讨和研究。
摘要：本文作者主要就根据无功功率的平衡原理、原则, 通过对分散式电压无功控制装置硬件及软件的设计, 以及无功补偿和电压优化控制的原理流程进行了阐述, 同时以实例说明了该装置的应用效果。
关键词：变电站,分散式,无功控制装置,无功功率,实时补偿
参考文献
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变电设计中的无功补偿 篇9
关键词：消弧线圈,可控硅技术,自动跟踪补偿
1 单相接地故障的危害
(1) 易造成二次故障
配电网越大, 电容电流越大, 单相接地时接地电流越大。接地点电弧不能自行熄灭, 易形成稳定电弧, 易发展成相间短路 (电缆放炮) , 造成停电或设备损坏事故。
(2) 易产生单相电弧接地过电压
当配电网接地电流大于5~10A时, 单相接地故障时可能出现周期性熄灭和重燃的间歇电弧。间歇电弧将导致相与地之间产生过电压, 其值可达到2.5~3倍的相电压峰值。
(3) 易产生铁磁谐振电压
在相电压时PT特性已趋于饱和拐点, 当系统中运行电压偏离并出现某些扰动 (如单相接地故障) , 能使PT饱和程度加剧, 就有可能激发铁磁通谐振过电压, 致使母线电压互感器烧毁和熔断器熔断, 严重威胁着配电网的安全和供电可靠性。
2 XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置概述
《煤矿安全规程》第457条规定:“矿井高压电网, 必须采取措施限制单相接地电容电流不超过20A。”限制单相接地电容电流的有效措施是在电网上装设自动跟踪补偿的消弧线圈。XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置独特的自动跟踪调节功能采用嵌入式系统与可控硅技术相结合的原理来实现, 没有机械传动部分, 调节、跟踪速度快, 噪音低, 运行可靠。另外该消弧线圈不仅运行可靠, 而且由于大大减小了接地故障电流, 使电缆接地放炮事故大幅度减少, 大大提高了电网的安全、可靠运行性能。
3 XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置用途
该成套装置适用于6k V或10k V中性点不接地的电网, 对电网单相接地的电容电流进行自动跟踪补偿, 并可根据设定的脱谐度实现欠补、全补或过补运行。也可以采用手动运行进行固定补偿。自动运行时该装置能始终处于最佳补偿状态, 使接地故障点的残余无功电流减小到5A以下, 因而可显著提高电网供电的安全性和可靠性。该成套装置对电网对地分布电容比较大, 对地绝缘相对薄弱的电缆电网尤为重要, 它可有效地抑制电弧接地过电压, 减少单相接地故障引发相间短路和电缆放炮的几率;此外, 还能有效地抑制电弧接地过电压和铁磁谐振过电压。
4 XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置特点
XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置主要有以下特点:
(1) 干式结构、单柜室内安装, 同类产品中占地面积最小, 柜型可与高压室原有开关柜配套, 整齐划一。
(2) 预补偿方案, 可控硅调节电流, 无机械传动部分, 可做到0ms投入全补偿, 对瞬间性接地故障或实接地故障都能起到补偿作用, 可有效抑制电网操作过电压及接地故障引起的二次故障发生几率。
(3) 无档调节技术, 补偿后接地点无功残流可小于5A。
(4) 实时跟踪显示电网电容电流值、电网电压值、电网零序电压值。
(5) 具有补偿状态指示、100次补偿追忆、100次故障追忆。
(6) 具有手动、自动运行方式, 可实现多台消弧线圈并列运行。
(7) 具有“四遥功能”和RS485通信接口, 便于接入变电站综合自动化系统。
(8) 具备完善的零序过压、零序过流、五防闭锁等保护功能, 能充分保证消弧线圈的可靠运行。
5 工作原理
L:三相五柱消弧线圈;L1、L2:低压电抗器;RL:阻尼电阻;SCR1、SCR2、SCR3、SCR4:可控硅;KM:交流接触器接点
XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈工作原理如图1所示, 其中三相五柱消弧线圈有五个铁芯柱, 中间三个铁芯柱绕有高、低压线圈, 边柱上没有线圈。高压绕组采用星形联结, 高压侧接电网A、B、C三相, 星形联结点接电网地;低压绕组采用开口三角形联结, 开口通过可控硅接通小型电抗器L1、L2, 通过接触器接通阻尼电阻。
三相五柱消弧线圈当电网正常工作时, 加在三相五柱式消弧线圈上的电压仅为正序, 大小相等, 相位互差120°, 矢量和为零, 即消弧线圈星形联结点没有电流入地, 正序磁通在中间三个柱之间流通, 互为通道, 不流经边柱, 由于三个柱没有气隙, 磁阻很大, 正序阻抗很大, 正序电流很小, 其值相当于变压器的空载电流。当电网发生单相接地故障时, 加在三相五柱式消弧线圈上的电压可分解为正序分量和零序分量, 电网有零序电压产生。正序电压产生的电流、磁通与电网正常工作时相同;零序电压产生的零序电流流入三相高压绕组, 由于大小相等, 方向一致, 所产生的零序磁通也必然是大不相等, 方向相同, 通过气隙, 与两个边柱构成通道, 由于零序磁路有气隙, 磁阻较大, 故零序电流较大, 通过调整磁路气隙的大小, 可以改变零序电感值, 进而改变消弧线圈固定补偿部分的电感电流。
低压绕组采用开口三角形联结。在电网正常工作时, 开口电压仅为系统不平衡产生的不平衡电压。当电网发生接地故障时, 该开口反映零序电压, 利用可控硅接通小型电抗器L1、L2, 控制器通过调整可控硅的导通角, 调节三相五柱消弧线圈付边电感电流的大小, 即可改变原边的电感电流大小, 实现消弧线圈电感电流的自动调节。通过对电网电容电流的实时跟踪, 自动调节电感电流, 实现消弧线圈的自动跟踪补偿。
低压绕组的开口电压上经过接触器的接点KM接通阻尼电阻RL。在电网正常运行时, 该电阻增加了电网的阻尼率, 可限制全补偿时出现谐振过电压, 同时起到PT消谐作用;在电网发生接地故障后, 2秒内控制器自动切除该阻尼电阻, 进一步减小单相接地点的残流;当单相接地故障消除时, 控制器自动投入该阻尼电阻, 防止谐振。
6 单相接地电流及其分量的测量方法
本次测量采用电网单相经电阻接地的间接测量方法。测量原理见下图, 电网的任一相经附加电阻R和电流表A接地, 接地电阻R选用500-2000Ω, 接地电流可控制在几安培, 保证了系统的安全性, 并可通过理论计算得出电网单相直接接地时的电流。
电网单相接地电流是电网对地总的零序电流之和, 不管是直接接地, 还是经过电阻接地, 电网对地总的零序电流 (接地电流) 是同零序电压成正比关系。因此, 测量出电网单相经电阻接地时的零序电压及流过接地电阻的电流, 就能得到电网单相直接接地的总电流。其计算公式是:
式中:Ul2为电压互感器二次线电压, U02为单相经电阻接地时的二次零序电压,
IR为流过接地电阻的接地电流, IE为电网单相直接接地电流。
7 济宁二号煤矿6k V电网系统现状
济宁二号煤矿6k V电网采用单母线分段, 并列运行方式。
测试数据:
根据上述提出的测量方法, 对济宁二号煤矿6k V电网单相接地电容电流进行测量后得到的数据及计算结果如下。
由测量数据可得如下结论:
济宁二号煤矿6k V电网总的电容电流为63A, 根据《煤矿安全规程》第457条规定“矿井高压电网, 必须采取措施限制单相接地电容电流不超过20A”, 济宁二号煤矿6k V电网单相接地电容电流超标。
投入XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置后测试数据:
投入XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置后, 变电所在发生单相接地时装置上显示的电容电流为0A。由数据可得如下结论:
济宁二号煤矿6k V电网总的电容电流为0A, 济宁二号煤矿6k V电网单相接地电容电流符合标准。
8 XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置在变电所中的应用效果
(1) 减小了单相接地时故障点的电容电流, 避免了单相弧光接地时引起的过电压对电网的冲击, 保护了设备, 减少线路的跳闸次数, 提高了供电可靠性。由于矿井供电中大部分负荷为一级负荷, 对供电可靠性、连续性要求较高。安装该装置后发现:矿井当发生单相接地故障时, 持续运行时间有时可大于两小时, 大大提高了供电的可靠性。避免了因单相接地故障而造成6k V高压线路多条同时跳闸的问题。