高压无功补偿改造（精选8篇）
高压无功补偿改造 篇1
0引言
功率因数是电力系统的一个重要的技术数据,是衡量电气设备效率高低的一个系数。功率因数低,说明电路用于交变磁场转换的无功功率大,从而降低了设备的利用率,增加了线路供电损失及企业生产成本。所以,供电部门对用电单位的功率因数有一定的标准要求。功率因数低的根本原因是电感性负载的存在,电网中的电力负荷如电动机、变压器、电焊机等,大多属于电感性负荷。因此,在电网中安装并联电容器无功补偿设备后,将有助于提高功率因数,改善供电质量。
1研究背景及存在问题
机电制修厂系河南能源集团永煤公司下属地面单位,电力系统经由35kV辅助区变电站输出的10kV线路给厂内部各车间、单位供电,厂区包括10kV高压室、1#箱式变电站、2#箱式变电站、3#低压室等变配电所。10kV线路下面共带有7台低压配电变压器(10 kV/0.4 kV):400 kVA容量1台、 500kVA容量2台、630kVA容量3台、800kVA容量1台,合计总装机容量为4 090kVA。
目前,该厂月耗电量约为20万kW·h(无功电量约为14万kvar·h),平均每月功率因数约为0.78,较低的功率因数对机修厂供电系统造成以下影响:(1)偏低的功率因数,造成该厂每月受到供电局1万元左右的增电费罚款;(2)导致变压器、 电机、电缆等设备的损耗增大,利用率变低;(3)引起系统电压下降,影响各种电气设备的正常工作;(4)造成变压器局部严重过热,损耗增加,输出减少,缩短使用寿命等问题。
2高压动态无功补偿介绍
高压动态无功补偿,主要用来补偿电网中频繁波动的无功功率,抑制电网闪变和谐波,提高电网的功率因数,改善高压配电网的供电质量和使用效率,进而降低网络损耗,有利于延长输电线路的使用寿命。经过分析和论证,采用10kV高压动态无功补偿装置可达到无功动态补偿,使功率因数达标(功率因数提高到0.95左右),避免供电公司力率电费罚款;抑制谐波, 提高供电安全性,改善电能质量;提高设备(变压器、线路)利用率,通过补偿无功,使总供电电流下降;有效支撑负荷端电压, 加强系统电压稳定性等目的。
3 10 kV高压动态无功补偿技术改造的实施
3.1整体设计
根据该单位供电系统对无功补偿容量的技术要求、工程经验以及高压柜控制器显示相关动态数据(有功功率约500kW, 无功功率约800kvar),同时考虑投资性价比因素。本研究决定在10kV母线上安装一套许继电气公司生产的额定容量为1 350kvar的高压动态无功补偿装置(TBB)。该装置每套自动补偿装置分为2组投切,每组投切容量分别为450kvar、 900kvar,这样便可以产生3级投切容量,分别为450kvar、 900kvar、1 350kvar。并且能根据负荷变化的情况,通过一台无功补偿控制器检测电网功率因数,控制器根据取样的电流电压信号,给出控制信号,自动投切真空接触器,将电容组投入或退出运行。
3.2 TBBz10-1350(450+900)AK型高压动态无功补偿装置构成及性能参数
3.2.1设备构成
10kV高压电容自动补偿装置至少由以下主要设备构成: 控制器、隔离开关、三相干式铁芯串联电抗器(6%)、高压并联电容器、电容器保护专用熔断器、真空接触器、氧化锌避雷器、 放电指示灯、放电线圈、铝母线、柜体及相应附件等。
3.2.2性能参数
3.2.2.1电容器
(1)过负荷能力及放电性能:1)电容器在1.1倍的额定电压下长期运行。2)电容器在1.3倍的额定电流下长期运行。 3)当电容器组断开电源时,能将电容器端子上剩余电压在5~ 20s内自2倍额定电压降至0.1倍额定电压或50V以下。
(2)电容偏差:1)电容器允许的电容偏差为装置额定电容的0~+10%。2)三相电容器的任何两线路之间,其电容和最大值与最小值之比不超过1.02。3)电容器组各串联段的最大与最小电容之比不超过1.02。
3.2.2.2电抗器
(1)过负荷能力:1)过电压。电抗器能在工频加谐波电压峰值为下运行。2)过电流。电抗器能在工频电流1.35倍额定电流的最大工作电流下连续运行。电抗器能在五次谐波电流含量不大于35%,总电流有效值不大于1.2倍额定电流的情况下连续运行。3)铁芯式电抗器能承受25倍额定电流的最大短时电流的作用,不产生任何热损伤。
(2)电抗器允许偏差:1)在工频额定电流下电抗值数允许偏差0~+15%。2)三相电抗器每相电抗值不超过三相平均值的±4%。
(3)电感偏差:在额定电流下,其电抗值的允许偏差为0~ +5%。
(4)声级:在额定电流下,三相或单相电抗器的声级水平不超过相关标准要求。
3.2.2.3放电线圈(PT)
(1)在额定频率和额定电压下,放电线圈与对应的并联电容器相并接,当电容器断电以后,其端子间的电压在5s后可由降至30V以下。
(2)放电线圈能承受电压下电容器储能放电的作用。
(3)准确级:在额定频率0.9~1.3倍额定电压和0~ 100%额定二次负荷(cosφ为0.8滞后)下,0.5级或1级产品分别满足比值差不超过±0.5%或±1%,相位差不超过±20′或 ±40′。
(4)短路承受能力:在额定电压下,能承受二次短路电流在1s时间内所产生的热和机械力的作用而无损伤。
3.2.2.4导体(GB50227—2008)
(1)单台电容器至母线或熔断器的连接线采用软导线,其长期允许电流不小于单台电容器额定电流的1.5倍。
(2)电容器套管相互之间和电容器套管至母线或熔断器的连接线,有一定的余量选择。
(3)并联电容器装置的所有连接导体,满足动稳定和热稳定的要求。
3.2.2.5整机
(1)绝缘水平:装置的一次电路的各相之间及相对地之间, 二次电路与地之间能承受相关标准要求耐受电压;工频耐受电压施加时间为1min。
(2)耐受短路电流能力:主回路中的电气设备、连接线及机械机构能耐受短路电流和电容器极间短路放电电流的作用而不产生热和机械的损伤及明显的变形;装置的额定耐受电流值为20kA。
(3)过负荷能力:1)稳态过电流。装置能在方均根值不超过1.1×1.30In的电流下连续运行。该电流是有1.1Un、电容值偏差及高次谐波综合作用的结果。2)稳态过电压。装置的连续运行电压为1.05Un,且能在相关规定的稳态电压下运行相应的时间。3)涌流。单台电容器及保护用的熔断器所能承受的涌流分别满足相应标准GB3983.2—89及DL442—91的要求;装置能将投入电容器组时产生的涌流限制在电容器组额定电流的20倍以下。
(4)操作过电压和过电流:用不重击穿的开关投切电容器时可能发生第一个峰值不大于倍施加电压,持续时间不大于1/2的周波过渡过电压。响应的过 渡过电流 的峰值达 到100In,在这种情况下每年允许操作1 000次。
(5)耐受短路放电能力:电容器单元能承受在允许的运行电压下由于外部故障引起的短路放电。
(6)局部放电性能:电容器单元的局部放电性能能达到局部放电试验的要求。
(7)外观及防腐蚀层:电容器单元的外观符合产品图样的要求。其外露的金属件有良好的防腐蚀层。
(8)密封性能:电容器单元的密封性能,足以保证在其各个部分均达到电介质允许最高运行温度后至少经历2h而不出现渗漏的要求。
3.2.2.6布置与安装
(1)装置的布置与安装符合GB50227—2008的有关规定要求。
(2)装置满足平面布置图要求和各种电气距离的要求。
3.2.2.7安全要求
放电线圈直接并接于电容器组的两端;在出厂前,电容器已全部可靠接地。
3.2.2.8温升
母线之间连接处及主电路各连接处的温升不超过50K,各电器设备的温升不超过各自的规定。
3.3设备主接线图
设备主接线图如图1所示。
该设备具有动态快速跟随负荷变化的特性,能有效提高电网的电能质量、功率因数并节约电能,同时具有极高的可靠性, 只需要定期进行简单的常规检查即可确保设备长期稳定运行, 维护工作量极小,维护难度小,维护成本极低。
4结语
通过在该厂10kV母线上加装一套TBB型无功自动补偿装置后,功率因数可达到0.95左右,经测算每年可节省电费支出约14万元,可提升主变设备利用率33%。同时,因为功率因数稳定在较高的水平,且电压也非常稳定,谐波量大大减少,三相不平衡也得到了很好的控制。所以,设备的运行效率得到保证,生产时间也大大缩短。由于不再有谐波的影响,也不再有电压剧烈变动的干扰,供电系统中的其他设备的工作寿命也会比原来相应地延长。
摘要：鉴于河南能源集团永煤公司下属单位机电制修厂供电系统功率因数过低,以及由此造成的各种不利影响等问题及现状,综合比较提出了通过采用高压动态无功补偿装置进行功率补偿的设计思路,以提高整体功率因数,最终达到节约电费、加强系统电压稳定性、改善电能质量、提高供电安全性和设备利用率等目的。
关键词：功率因数,高压动态无功补偿,技术改造,供电安全
高压无功补偿改造 篇2
采用外径161 mm、壁厚1.5 mm的不锈钢激光焊管进行了补偿器接头的内高压成形实验研究,对成形后零件进行了测量,分析了内凹缺陷产生的.原因,重点研究了轴向进给量对成形质量的影响.研究表明:轴向进给量小,圆角成形困难,成形区壁厚减薄量大;轴向进给量大,有利于成形圆角,成形区壁厚减薄量小,但轴向进给量过大,容易形成内凹现象.当轴向进给量在21.5～22.8 mm间,能够获得外形尺寸与最小壁厚均满足设计要求的零件.
作 者：赵毕艳 王小松 丁夫存 苗启斌 Zhao Biyan Wang Xiaosong Ding Fucun Miao Qibin 作者单位：赵毕艳,丁夫存,Zhao Biyan,Ding Fucun(上海航天精密机械研究所,上海,201600)
王小松,苗启斌,Wang Xiaosong,Miao Qibin(哈尔滨工业大学,哈尔滨,150001)
水泥厂高压电机的无功补偿 篇3
1 目前设计的习惯作法及存在的问题
我们以往的电气设计中, 一般均按国家标准的要求对单台高压电机配置就地无功补偿。我们常常仅在图纸中标注最基本的无功补偿的功能块, 而对功率因数、补偿容量、接线方式等详细参数及具体方案没有明确, 完全依赖供货商配置补偿柜的详细数据, 不能准确有效地指导工程项目的设备采购和施工安装。由于实际工程中不同的供货商对这些参数的理解和配置不一致, 有些参数相差很大, 投入运行时会出现功率因数达不到设计要求、单机电耗较高或电机过补偿自励磁等问题。同时由于相关参数及具体方案不明确, 在无功补偿设备采购的招标中造成各投标方设备配置不一、价格差异大的情况。
2 高压电机就地补偿的意义
(1) 降低电耗, 节省电费;
(2) 减小电缆截面, 节省投资;
(3) 减小电压降, 便于电机启动;
(4) 增加变压器可用功率, 提高设备利用率。如图1所示。
3 相关标准及规范
对高压电机无功补偿的有关规定在多项国家标准规范中均有明确要求, 设计采用的标准主要有:
(1) 《三相异步电动机经济运行》GB/T 12497-2006
4.3.4功率因数补偿应根据电动机的容量大小和运行方式合理实施功率因数的就地补偿, 补偿后功率因数应不低于0.9。
(2) 《供配电系统设计规范》GB 50052-2009
5.0.9供配电系统的设计为减小电压偏差, 应采取补偿无功功率措施。
6.0.4.3容量较大, 负荷平稳且经常使用的用电设备的无功功率, 宜单独就地补偿。
6.0.12接在电动机控制设备侧电容器的额定电流, 不应超过电动机励磁电流的0.9倍;过电流保护装置的整定值, 应按电动机—电容器组的电流确定。
此规定与国际标准IEC 60831的规定一致, 其原因是为了防止当电动机切断电源后, 尚未停止转动的过程中, 由于电容器产生的自励磁造成的过电压, 使电机受到损坏。
(3) 《并联电容器装置设计规范》GB 50227-2008
5.5串联电抗器用于抑侧谐波, 当并联电容器装置接入处的背景谐波为5次及以上时, 宜取4.5%~6%, 接入处的背景谐波为3次及以上时, 宜取12%, 或采用4.5%~6%与12%两种电抗率。
(4) 《评价企业合理用电技术导则》GB/T 3485-1998
4.6在安全、经济合理的条件下, 对异步电动机采取就地补偿无功功率, 提高功率因数, 降低线损, 达到经济运行。
4 高压电机就地补偿设计计算
4.1 相关计算公式
(1) 补偿容量计算
式中:
Qc——就地补偿的无功功率值, kvar
Pin——电动机输入功率, kW
tanϕ1——补偿前输入相电流滞后相电压的相角正切值
tanϕ2——补偿后输入相电流滞后相电压的相角正切值
(2) 电容器额定电压计算
式中:
Uce——电容器额定电压, kV
Ue——电网电压, kV
K——串联电抗器电抗率, %
(3) 电容器电压修正容量计算
式中:
Qc'——电容器实际运行的容量, kvar
(4) 串联电抗器修正容量计算
式中:
Qc0——串联电抗器后的等效电容容量, kvar
(5) 按电动机的空载电流计算
式中:
Qc——就地补偿的无功功率值, kvar
I0——电动机空载电流, A
Ue——电动机额定电压, kV
4.2 计算方法及注意事项
4.2.1 根据式 (1) 计算无功补偿容量基数
此计算应注意以下几点:
(1) 电机负荷系数的计算和选取, 要注意Pin是电机的实际输入功率, 要考虑电机效率和负载率, 不能使用装机的额定功率值计算。Pin=电机额定功率×电机负载率/电机效率。
(2) tanϕ1为补偿前输入相电流滞后相电压的相角正切值, 计算时可由电机自然功率因数cosϕ1换算。如自然功率因数cosϕ1=0.80的电机, tanϕ1=0.75。电机补偿前后两个功率因数值对计算结果影响很大。电机的自然功率因数cosϕ1由电机自身特性决定, 不同厂家、不同型号差异较大。施工图设计阶段的电机参数 (如电机效率和功率因数) 应从电机制造厂取得, 初步设计时可从电气室的电气设计数据库查询, 初步估算时电机效率可取0.95, 负载率一般可按0.85选取, 功率因数取0.8。
(3) 补偿功率因数cosϕ2可按0.92~0.95选取, cosϕ2=0.95时, tanϕ2=0.55。电容补偿量Qc与功率因数cosϕ是指数关系, 见图2。
从图2可看出, cosϕ=0.92基本为曲线拐点, 功率因数从0.92提升到0.95时, 对应的电容器容量增加到1.5~1.8倍。正是由于此原因, 以前在关注节省一次投资的设计方案中功率因数一般取0.92。在当前全社会大力倡导节能降耗, 水泥行业节能节电倍受关注的环境下, 作为行业内的设计人员应以节能节电为己任, 保证设计方案充分体现节能指标的先进性。在我院总承包的国外工程中, 业主和咨询公司普遍重视节能指标, 如拉法基、海德堡等多个项目, 合同均要求功率因数为0.95。功率因数按0.95选取会增加一次投资, 但水泥厂高压电机年利用均在5000h以上, 其增加的一次投资一般可在1年左右收回。因此从一次投资与长期运行综合分析, 采用0.95功率因数不但经济而且节能。所以在今后的设计中, 功率因数宜按0.95选取。
4.2.2 根据式 (2) 计算电容器额定电压
电容器的额定电压是无功补偿装置选型的重要参数, 电容器运行电压超过自身额定电压时, 其内部介质将产生局部放电过热甚至绝缘击穿。为保护电容器, 电容器额定电压一般取电网电压的1.05~1.1倍。
同时为消除高次谐波对电网的污染, 电容器回路需串联电抗器, 此电抗器也会造成电容器实际工作端电压的升高。
4.2.3 根据式 (3) 计算电容器电压修正容量
电压变化会对电容器容量产生很大影响。电容器的输出容量与其运行电压的平方成正比, 即Q=2πfCU2, 电容器在额定电压下运行, 将输出额定容量。若运行电压低于额定电压, 电容量就达不到额定输出值, 所以电容器的额定电压选得过大, 电容器会出现较大的容量亏缺。如6kV系统中电容器额定工作电压为6.6kV, 10kV系统为11kV, 这样会造成电容器实际容量下降。因此需要计算电容器额定电压和系统额定电压差异引起的电容器容量的变化, 进行必要的容量修正。
4.2.4 根据式 (4) 计算串联电抗器后电容器的修正容量
串联电抗器可以限制电容投入时的开关涌流, 消除高次谐波对电网的污染, 水泥厂主要为5次以上谐波, 电抗率一般选取6%。串联电抗器会造成电容器实际工作的端电压升高, 电容器额定电压计算时须计入串联电抗器后电容器的修正容量。
4.2.5 根据式 (5) 进行电动机自励磁校验
此计算应注意电机的空载电流, 电机的空载电流由电机的电磁和机械结构决定。分为两部分, 其主要部分为产生旋转磁场的空载励磁电流, 是空载电流的无功分量。还有少部分空载电流为电机空载运行时的各种功率损耗 (如铁心损耗、摩擦、通风等) , 这部分为空载电流的有功分量, 占比例很小, 一般忽略不计。因此空载电流可认为是无功电流。此参数从电机制造厂取得, 暂时得不到详细参数时, 可按电机额定电流的20%~40%计算。
此计算的主要目的是为防止电动机退出运行时产生自励磁过电压, 因此补偿容量不应大于电动机的空载无功。在水泥厂的实际生产中, 除调试阶段有短时空载运行外 (这时一般不投入无功补偿) , 多数情况高压电机均带载运行。此式计算的补偿容量可作为参考限值, 主要依据功率因数的计算确定补偿容量。对风机类机械惯性较小的电机, 补偿容量可适当减小。对球磨、辊压机、辊磨等机械惯性较大的电动机, 补偿容量可适当加大, 这类电机在带机械负载的情况下断电时, 电动机受轴负荷的反向制动, 转速会迅速下降, 即使补偿容量略大于电动机空载无功功率, 也不会产生自励磁过电压。
4.2.6 根据以上计算结果确定最终补偿容量
实际工作中应用EXCEL电子表格, 输入相关已知数据后, 可方便地得出计算结果。
4.3 计算实例
现以额定功率3550kW、额定电压10kV的水泥磨电机的就地补偿为例, 详述电容器、电抗器等参数的计算过程和方法。
电动机型号:YRKK1000-8
额定功率Pn:3550 kW
额定电压Un:10 kV
额定电流In:243 A
功率因数cosϕ:0.88
额定效率η:95.96%
(1) 根据以上数据可得到电动机额定运行时的参数
电机输入功率
式中:
Pn——电机额定功率
Pin——电机从电网吸收的输入功率
(2) 电容器补偿容量
补偿容量基数
(3) 电容器额定电压
(4) 电容器电压修正容量
(5) 串联电抗器修正容量
(6) 自励磁校验
根据水泥磨负荷特性, 补偿容量取950 kvar。
电气设备表见表1。
5 补偿接线方案
5.1 接线方式
电气接线方案如图3所示。对磨机、辊压机、高温风机等高压电机设电容器就地补偿, 随主电机投入和切除。
高压电机就地无功补偿电容器组的接线方式分为星形和三角形两种 (图4) 。目前普遍采用电容器串联电抗器的单星形接线, 中心点不接地。其优点是某一相电容器组被击穿后, 由于有电抗器的串联阻抗限制, 故障电流不会太大, 一般不会影响电动机的正常运行。此方式接线简单, 不受系统接地故障的影响。
5.2 安装位置
(1) 现代大型水泥厂设计一般均根据主要生产工段设置多个配电站, 每个配电站都在高压负荷相对集中的位置, 距高压电机距离较近。另外考虑现场环境和维护方便, 补偿装置一般均安装在配电站内。设计布置时应注意与其他高压配电装置的距离不小于1.5m。
(2) 高压电机补偿装置是为了提高单台设备的功率因数, 如现场有条件、环境较好时, 应布置安装在用电设备附近。水泥厂设计中对长皮带输送和距配电站较远的电机, 应尽量考虑距电机就近安装。此方式靠近负载, 可最大限度地减少线损和释放容量。
5.3 电缆连接
安装在电机旁时的电缆连接, 可将高压开关柜的馈出电缆直接接入补偿柜, 然后从补偿柜再引出一根电缆至电动机, 以解决电机的接线盒空间小、不易接入两根电缆的问题。在补偿装置中并联两根电缆, 不仅接线方便, 而且节省电缆。
安装在配电站时, 可将两根电缆的并联点放在电机出线柜内, 一根电缆引至电机, 另一根电缆引至补偿柜, 也可以将两根电缆的并联点放在补偿柜内。
6 补偿装置的技术指标要求
无功补偿装置的制造主要依据国标《并联电容器装置设计规范》GB 50227-2008, 此标准对补偿装置的运行参数、过载能力、放电性能、散热条件、制造容量的误差、试验方法、耐压标准均有详细规定, 补偿装置供货商均须满足上述规定, 本文不再赘述。这里主要介绍电力电容器的两项重要指标。国内电力电容器的生产厂较多, 所生产的电力电容器的型号也很多。由于电容器介质不同, 不同型号的电容器具有不同的技术指标, 在选型时应重视。
(1) 介质损耗:电容器的介质损耗角正切tanδ是区分电容器质量的重要参数。电容器补偿无功的同时, 也消耗有功。电容器的有功损耗中, 介质损耗占主要部分。因此介质损耗低的电容器, 对节电具有实际意义。有功损耗以发热形式发散, 损耗低的电容器, 由于发热量小不易产生“鼓肚”, 布置可以紧凑, 占用散热空间小, 产品寿命长。因此, 采用新型绝缘材料, 改变介质结构是减少有功损耗的焦点。常规电容器介质损耗为0.05%。采用优质绝缘材料、先进工艺设备生产的电容器此指标可达0.02%。
高压无功补偿改造 篇4
煤矿企业是用电大户, 解决好电网的无功功率因数补偿和谐波滤波问题, 对于提高电能质量、降低网络损耗、节能、充分利用电气设备等问题具有重要意义。
孙村煤矿为生产直接服务的降压站有矿内降压站和北立井降压站, 矿内降压站两回路35KV电源孙良支线和孙村1#线, 其中孙良支线来自东都变电站, 孙村1#线来自35KV中心区配电站;北立井降压站两路35KV电源线路, 由北风井降压站转供, 其中北立井1#线路东孙线来自东都变电站, 北立井2#线路来自泰安顶峰热电厂。该站安装一台SF9-12500/35和一台SF7-16000/35变压器, 最大负荷9800KW, 最小负荷7500KW, 平均负荷稳定在8000KW。供电系统改造完成, 撤除北风井降压站后, 无功补偿电容器容量严重不足, 地面高压供电系统改造完成后, 北立井降压站负荷由原来的9000KW, 增加到11000KW, 而撤除北风井降压站后, 固定补偿电容器容量减少, 不能满足供电系统的要求;为净化供电系统、提高功率因数、提高供电质量, 对北立井降压站无功补偿系统进行改造, 在提高功率因数的同时, 滤除谐波, 达到为净化供电系统、提高功率因数、减少网络损耗、提高供电质量的目的。
2 方案选择
提出两套设计方案, 分别为FC滤波器方案和静止型动态无功补偿 (SVG) 方案, 经过详细的计算和比较之后, 选择使用SVG+FC方案。
3 方案设计
3.1 补偿容量确定
本期工程依据现场的实际情况及用户的要求, 装设容量为2.5Mvar的SVG及3.6Mvar的FC各一套。考虑到现场的谐波问题, 设置FC为5、7两组, 利用较低次谐波滤波器可抑制高次谐波的特性, 可在进行系统无功补偿的同时滤除网内含量较大的5次、7次及11次谐波。SVG设备可进行动态的无功补偿, 兼有滤除谐波的作用。
3.2 滤波器设计
滤波器设计原则
(1) 滤波器发出的无功应满足补偿功率因数、抑制电压波动及闪变的要求;
(2) 选取的滤波电容器的额定电压应保证滤波器的安全可靠运行;应考虑以下因素:
a) 母线电压水平;
b) 串联电抗器后电容器两端电压升高n2n-21Un;
c) 谐波电流通过电容器引起的谐波电压
d) 电网电压波动引起电压升高。
(3) 滤波器的分组应满足滤除谐波电流的要求;
(4) 滤波器设计时已经进行充分的计算机仿真计算及数据库选优, 经多个方案比较, 选择最佳方案;
(5) 对选定的滤波器应进行滤波器各种运行方式下的计算机仿真, 避免与系统发生谐振;
(6) 对滤波器的安全运行应进行仔细校验。
3.3 滤波器设计
根据以上滤波器设计原则及对现场测试的谐波电流进行分析, 将滤波器设为5、7次共2组滤波通道。5次滤波通道基波补偿容量为1830kvar, 7次滤波通道基波补偿容量为1793kvar, 母线谐波电流可满足用户要求。
3.4 滤波器安全性能校核
校核公式如下:
Ic1—流过电容器的基波电流
Icn—电容器的额定电流 (A)
Uc N—电容器的额定电压
Uc1—滤波电容器承受的基波电压
Ucn—流过电容器的谐波电流在电容器两端产生的谐波电压
n—谐波次数
Ucn=Icn/nw C (C为每相电容器的电容值)
Icn—流过电容器的所有谐波电流的均方根值。
校核结果, 所有滤波支路能安全运行。
3.5 SVG组成
本工程SVG容量为2.5Mvar。SVG由一系列的功率单元组成, 其系统结构如图所示:
SVG装置并网于6k V母线侧, 装置入口电压为6k V。鉴于目前IGBT的工艺水平和应用需求, 荣信SVG选用处于国际领先水平的EUPEC公司的IGBT。
3.6 SVG及FC柜体设计
设备投运后达到的技术指标和性能考核:
(1) 电网实时功率因数高于0.95 (滞后, 无过补) 。
(2) SVG设备输出调节范围为-2.5Mvar~+2.5Mvar。
(3) FC设备的5次谐波补偿容量约为1.8Mvar, 7次谐波补偿容量约为1.8Mvar。
(4) SVG设备的系统响应时间≤5ms。
(5) 装置具备完善的控制、保护和报警措施。在装置故障时应提供报警信号, 严重故障时可将装置退出运行。FC装置除装有常规的电流速断和过流保护外, 还具有不平衡电流保护、过电压保护及低电压保护等一系列保护措施, 确保装置安全。SVG装置除装有常规的电流速断和过流保护外, 还具有不平衡电流保护、过电压保护及低电压保护等一系列保护措施, 确保装置安全。
(6) 扩容方便。
(7) 满足国家标准《电能质量、公用电网谐波》GB/T14549-93。总谐波电压畸变率≤4.0% (奇次畸变≤3.2%;偶次畸变≤1.6%) 。
(8) 满足国家标准《电能质量、电压波动和闪变》GB/T12326-2000。电压波动范围:-3%-7%
4 实施效果
改造前北立井降压站补偿容量为2400Kvar, 功率因数为0.80, 运行不经济, 不能满足矿井功率因数不低于0.9的要求, 线路年损耗35.66万Kwh。改造后年节约电费23.179万元;减少了谐波对供电系统的影响, 提高了供电质量, 年节省电能140万Kwh, 节约电费91万元。
采用SVG+FC对矿井无功功率因数进行补偿, 并进行谐波治理, 增强了供电系统运行的稳定性和安全性, 提高了用电能力, 改善了电能质量, 为矿井安全供电和可靠供电提供了保障。
5 结语
高压无功补偿改造 篇5
交流电能在输送和使用过程中, 包含有功功率和无功功率2种能量, 其中用于能量转换的能量叫做有功功率, 系统中除有功电源和有功负荷 (电阻元件) 外, 还存在感性容量 (视作无功负荷) 和容性容量 (视作无功电源) 。交流系统运行的目的是传输和消费能源, 无功系统的存在保持了交流电力系统的电压水平, 保证了电力系统的稳定运行和供电质量, 从而使电网传输电能的损失最小。无功电源不足对电力系统的影响有设备出力不足、电力系统损耗增加、设备损坏、电力系统稳定度降低等几个方面。并联无功补偿一般是指补充无功电源、满足无功负荷的需要, 以达到无功电源和无功负荷在额定电压下的基本平衡。电力系统的无功电源为发电动机、调相机、并联电容器、线路充电功率、静止无功补偿器等。电力系统中无功负荷为异步电动机、变压器、线路无功损耗及串并联电抗器等[1]。 根据接入电网的基本要求在进行有功规划的基础上, 同时要进行无功规划, 原则上应使无功就地分区分层基本平衡。避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率[2]。
2现场应用
电力系统中向电网提供可阶梯调节的容性无功, 以补偿多余的感性无功, 减少电网有功损耗和提高电网电压为目的补偿方式为安装并联电容器装置 (集中并联电容补偿和分散就地并联电容补偿装置) 。大庆油田天然气油气加工生产装置大部分压缩机高压电动机安装了就地无功补偿装置, 安装后从多年的运行情况看, 节能效果非常显著, 极大地减轻了生产运行成本, 提高了经济效益。详细计算结果, 见表1。
由表1可知, 安装了无功就地补偿装置后, 电动机的运行电流由原来的433.0 A降低为364.7 A, 降幅为15.8%;电动机的功率因数从补前的0.8升高为0.95, 有了明显的提高; 视在功率由补偿前的4500 k VA下降为3790 k VA, 由此可大幅度增加变压器的出力。在有功功率相同的情况下, 可减少损耗近29.6%, 节电效果明显。
3经济效益分析
高压电动机安装了就地补偿装置后所取得的综合经济效益是非常可观的, 主要有以下4个方面:
1) 3600 k W电动机电流下降了68.3 A, 功率因数提高了0.15, 无功功率减少了1519 kvar, 无功经济当量值取0.07;该电动机年运行时间为8760 h, 其年节电量为93.15×104k Wh, 按工业用电平均价格为0.81元/k Wh计算, 年节约电费75.5万元, 这套就地无功补偿装置的投资费用在35万元左右, 不到1年即可收回投资。
2) 高压电动机通过就地补偿后, 由于功率因数的提高, 从而使工作电流下降, 增加了变压器的有效容量, 计算如下:
式中: S1——就地补偿前变压器容量, k VA;
S2——就地补偿后变压器容量, k VA;
P——有功功率, k W;
cosф1——就地补偿前功率因数;
cosф2——就地补偿后功率因数;
ΔS——变压器容量增量, k VA。
以3600 k W高压电动机为例, 补偿前功率因数为0.80, 补偿后功率因数为0.95, 根据式 (1) 计算其容量增量为 ΔS =3600 × (1/0.8- 1/0.95) =710.5 k VA。因此, 高压电动机经过就地补偿后, 等效于为其供电的变压器进行了增容, 可以提高变压器带负载能力, 为生产装置扩大再生产规模节约了成本;对于新建工程, 可以选择相对较小容量的配电变压器以降低工程造价。
3) 高压电动机安装就地无功补偿装置后, 不仅能起到节电、增容的效果, 而且由于电流的下降, 降低电器设备的温升, 从而延长电器设备的使用寿命, 延缓线路老化, 减少高压断路器及高压接触器火花放电, 降低了电器设备的故障率, 从而节约了维修费用, 为油田安全生产提供了可靠的保障。
4) 高压电动机安装就地无功补偿装置后, 提高了电动机的工作效率, 增大了电动机的有效出力, 提高了生产能力。
4结束语
无功就地补偿是一项成熟的技术, 目前低压就地无功补偿装置应用广泛, 而高压就地无功补偿装置因为存在很多实际困难, 所以目前应用的还相对较少, 但随着高压电力电容器制造技术水平的提高, 提出了供配电系统中高压电感性负荷的无功缺额主要依靠就地无功补偿来解决的新理念。实践证明, 高压无功就地补偿装置是一种故障率低、维护量少、使用寿命长、一次投资长期受益的静止型电力设备, 针对电网无功不足的现状, 建议在各生产装置中容量较大的高压电动机上推广安装就地无功电容补偿装置。电力系统中的高压无功就地补偿技术既有巨大的经济效益又关系到电力系统的可持续性发展, 值得进一步推广和应用。
摘要：在油田生产装置中大量使用高低压电动机 (含高压同步电动机) 及变压器, 这些负荷属于感性负载, 需要吸收大量的无功功率, 输送无功功率的过程中要消耗大量的有功功率, 加大了输配电线路的线损, 为了响应国家的节能环保政策, 降低生产装置的运行成本, 油田公司对高低电动机及变压器等感性负载进行了集中或就地补偿, 经过多年的运行情况分析, 节能效果显著。
关键词：电动机,就地无功补偿装置,感性负载,功率因数线损,节电率
参考文献
[1]纪雯.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1998:220-233.
高压无功补偿改造 篇6
关键词：高压配电网,无功补偿,多节点,最优控制
随着我国社会经济建设的快速发展, 人们日常生活及工业发展对电力的需求日益增加, 同时也提高了电力系统供电的安全可靠性的要求。10kv高压配电网是城市电力系统的重要组成部分, 对促进城市经济发展具有重要的作用。而无功补偿作为改善城市电力环境、提高供电效率的重要举措, 其主要取决于配电网无功潮流分布是否趋于合理, 这不仅关系到电力系统供电质量的优劣, 而且还会影响到配电网运行的安全可靠性。合理的无功补偿点和补偿容量的选择, 能够提高配电网的电压稳定性, 避免大量无功的远距离传输。
1 智能型单节点最优无功补偿的实现
当现场是三相平衡比较好或者是负荷较小不太重要的节点时, 可以采用单片机为核心的控制器, 运用线形规划的控制算法控制投切电容器的容量, 达到最优的控制效果。补偿的数学模型为
式中:Qc为补偿电容所需容量;θ为负载阻抗角;P为负载功率。
最优控制问题可表示为
式中:θ为负载阻抗角;Qˊc, △Qc分别为补偿电容器实际投切容量和在用通断率控制下的最小单位容量;nl为投切电容器组数。
式 (1) 为带等式约束的优化问题, 且约束条件为离散量, 因而不宜直接求解。但由于最优控制目标集不是一个点, 而是一个区域, 故可进行适当变换后求解, 得出最优控制规律为
根据式 (2) 进行量化, 然后按量化后的控制量投切电容。功率因数补偿采用反馈控制。在实际情况下, 可根据具体问题在实现方法上作进一步的改进。
(1) 补偿电容采用步进控制以提高控制精度。一般可在得出需投切组数nl后一次投入, 但由于存在实际电容值与标称值不一致, 且在运行中电容器可能损坏等因素, 可能产生控制误差, 同时也容易造成对电网的冲击过大。所以, 在实际运行时, 采用步进控制, 即每个时间间隔投切一组电容器, 直到nl组投切完毕为止。
(2) 优化时间控制。在步进投切电容器时, 采用不等距时间控制, 先以较小的时间间隔t1完成前。nl﹣1组电容的投切, 等待一段时间t2后, 观察电网各项参数, 确认可继续投切电容器后, 计算通断率, 再完成最后一组电容器的投切工作。这样, 在保证控制精度的同时, 提高系统动作的快速性, 实现精度约束下的智能型最优时间控制。在实际控制中, 电容容量随电压变化而波动, 电容分级的量化误差△Q'也是变化的, 可由下式确定
式中:△Q是额定电压为时的量化误差;UN为实际电压。控制器根据电压变化自动修正量化误差, 使得每次控制误差小于△Q'/2。当电容己"加满"或"减空"而仍需增减电容时, 控制器将输出最大或最小值, 从而避免了由于执行机构产生误动作而对电网造成的冲击。
2 多节点协同无功补偿最优控制的实现
为实现系统间的协同工作, 要进行必要的数据传输。设计的系统采用无线通讯模式, 通过控制器的串行通信口并结合调制解调器对数据进行可靠的传输。用户可以设置串行口的通信参数, 如通信端口、波特率、奇偶校验、数据位、停止位等, 也可以对网络参数如接收控制器或控制器组列表等进行设置。通信数据均以字符串的形式进行传送, 通信数据格式为:
(1) 传送数据时间共16字符, 数据格式为yyyymmddhh:nn:ss;
(2) 发送数据的控制器名称和地址占用16字符, 不够16字符则用空格填充, 初次运行时字符位全为"1", 表示采取广播的方式;
(3) 发送数据的控制器所在电网的参数, 包括电网电压、电流、频率、功率因数、运行温度、本身的补偿容量等;
(4) 系统的设定参数, 包括电压限值、电流限值、功率因数给定值、投切时间等;
(5) 必要的校验位、标志位、应答位, 采用冗余校验码和发送、确认的方式提高系统传输数据的可靠性。
当系统进入协同工作方式后, 由多系统经过协商确定1台主机由其通过最优算法确定各个单机的负荷分配。其协同工作原理如图1所示。
整个系统的多节点最优控制问题可表述如下:
设己选择个补偿点, 每个点的补偿量为a Qc, α=1, 2, 3, L;Qc为单位电容所提供的无功功率;ai为第i个节点的第a个状态。当寻优到第i个节点时, 称为第a个阶段, 若其电容量aiQc为一可能的最优值, 则记Ciai为第个节点的一个策略, 代价为, 所有可能的i构成节点i的一个子策略︳Ciai︳。k个阶段全过程即寻求一条最优策略路径, 使得电能损耗节约值最大, 即
式中:Ehai, Enai为线路和变压器在节点补偿后的电能损耗减小值Ph, Pn为投入aiQc。后, 属于节点的各线段功率损耗减小值和每台变压器损耗减小值。
电压约束条件为Umin≤U≤Umax, 当节点数目很大时, 上述问题的求解将变得十分复杂。为简化算法, 须将方程做一定转化。工程上可以认为上述问题必定存在解, 并且任一均在一条可能存在的路径下使达到局部最优。因为在1条支路上, 每一级投入的电容主要减少上一级的无功电流, 就其下一级而言没有起到降损作用, 故寻优从电网末端开始。
设第i-1阶段寻优完毕, 已投入无功功率, 近似地用额定电压计算电压增量
式中, 为节点i和j到变电所2条潮流共有路径中各线段的电抗。
电压约束条件可表示为
由此可求出节点的可能状态集。若原网流过第段的无功功率为Q, 当i-1阶段电容器投入后, 流过同一线段的无功功率为Q'n, 则
此时第n段线路的功率损耗为
式中, Rn为第n段电阻。若节点i处于状态, 则
故有
将式 (6) 代人, 得
式中:Rn为节点i和j到变电所2条潮流共有路径中的电阻;N为当节点I补偿时, 补偿电流流经的各线段。
节点i因补偿iQc后, 在变压器铁心中功率损耗的减小值为
忽略高次项后得
所以
状态ai的最优策略为=0, 在工程误差允许范围内解之, 得
结语
通过对10kv高压配电网无功补偿技术的深入分析, 可以得出以下几点结论: (1) 对于单节点, 采用最优控制后, 能够对不同的控制器做出最优决策, 并且系统具有较好稳定性、抗干扰能力和可靠性; (2) 对于多节点, 若全部节点的拓扑关系已知时, 各个控制器只需要零时刻的采样值及相邻控制器的参考值就能够独立寻求最优控制。
参考文献
[1]袁贵中.10kv配电网无功补偿技术分析[J].电源技术应用, 2012 (10) .
高压无功补偿改造 篇7
关键词：SVC原理,系统组成,配置性能,各项效益
1 概述
随着国民经济的发展和现代化技术的进步, 电力网络负荷急剧增大, 对电网无功功率的补偿指标要求与日俱增。一些大耗能用户的用电设备在不同的生产周期中, 会伴随大量无功快速随机的波动, 如轧机、电弧炉、矿井提升机等。这些大容量非线性冲击负荷的不断增加, 加上电力电子产品的普遍应用, 使得电力网络发生了电压波形畸变、电压波动及闪变、三相不平衡等问题, 导致了电能质量降低、网络损耗增加等不良影响。因此, 解决好电网的无功功率补偿和谐波滤除问题, 对于提高电能质量、安全运行、降低损耗、节能、充分利用电气设备的出力等具有重要的意义。传统的分组投切电容器组对这种快速变化的无功需求已经无法适应, 并且会因为谐波等因素导致寿命缩短甚至毁坏, 高压动态无功自动补偿成套装置 (Static Var Compensator, 以下简称SVC) 能够实时跟踪无功功率的变化, 提供动态且连续的无功补偿容量, 并滤除系统产生的各次谐波, 使系统功率因数始终保持在0.95以上, 为用户使用高质量的电能提供强有力的保障。下面就高压静止无功功率自动补偿装置的工作原理、SVC的组成、性能实现等作一介绍。
2 工作原理
在无功补偿装置并入电网系统进行补充时, 单独的TCR由于只能提供感性的无功功率, 因此往往与并联电容器配合使用。并联电容器后, 使得总的无功功率为TCR与并联电容器无功功率抵消后的净无功功率, 因而可以将补偿器的总体无功电流偏置到可吸收容性无功的范围内。另外, 并联电容器串上小的调谐电抗器还可兼做滤波器, 以吸收TCR产生的谐波电流。通过控制与电抗器串联的反并联晶闸管的导通角, 既可以向系统输送感性无功电流, 又可以向系统输送容性无功电流。由于该补偿装置响应时间快 (小于半个周波) , 灵活性大, 而且可以连续调节无功输出, 所以目前在我国的输电系统和工业企业中应用最为广泛。
TCR+FC型SVC装置一次原理图如图1所示, 单相的TCR由2个反并联的晶闸管与电抗器串联而成, 而三相一般采用三角形接法。图1中, Qs为系统供给的无功功率;QL为负载无功功率, 它是随机变化的;QC为滤波器提供的容性无功功率, 是固定不变的;QR为TCR提供的感性无功, 它是可以调节的。根据电工学原理可以列下式:Qs=QL+QR-QC。
当负荷发生扰动变化时, SVC通过调节晶闸管的触发角从而调节TCR发出的感性无功, 使得QR总能弥补QL的变化。这样的电路并入到电网中相当于△Qs=△QL+△QR=0。这就是TCR+FC型静止无功补偿装置 (SVC) 对无功功率进行动态补偿的原理。
当TCR+FC电路仅需要补偿很小的容性无功功率QL时, 感性支路补偿的感性无功功率QC除吸收QL外, 还应抵消QS实际上在容性支路和感性支路中已流过的很大的电流, 只不过是与所提供的无功功率相互抵消罢了。当TCR+FC电路仅需要补偿很小的容性无功功率QS时, 也存在类似的情况。从上述分析可知, 如果QS为很大的感性无功功率, 那么, 感性支路必须有很强的补偿感性无功功率的能力。以上所述均为TCR+FC型SVC的不足之处。为了克服这些缺点, 可以采用图1所示的并入投切补偿电容器的方式, 每组补偿电容器的容量选得小一些, 根据所需要补偿的容性无功功率QC的大小, 通过开关将并联的补偿电容器分组投切, 控制系统调节感性无功功率QR满足补偿要求。开关可采用机械开关, 也可采用晶闸管电子开关, 采用机械开关的补偿电路称为TCR+MSC型SVC, 而采用晶闸管电子开关的补偿电路称为TCR+TSC型SVC, 它们统称为混合型SVC。
将此电路并联到电网上, 就相当于交流调压器电路接入电感性负载, 此电路的有效相移范围为90°～180°。当触发角α=90°时, 晶闸管全导通, 导通角δ=180°, 此时电抗器吸收的无功电流最大。根据导通角与补偿器等效导纳之间的关系式:
BL=BLmax (δ-sinδ) /π
其中BLmax=1/XL。可知, 增大导通角即可增大补偿器的等效导纳, 这样就会减小补偿电流中的基波分量, 所以通过调整触发角的大小就可以改变补偿器所吸收的无功分量, 达到调整无功功率的目的。
3 静止型高压动态无功补偿 (S VC) 装置的性能
静止型高压动态无功补偿装置 (SVC) 是一种能够为电力系统快速连续地提供容性和感性无功功率的电力电子装置。高压动态无功补偿装置 (SVC) 采用成熟、可靠、先进、实用的晶闸管控制电抗器和固定电容器组, 即TCR+FC的典型结构, 能准确迅速地自动跟踪电网或负荷的动态波动, 对变化的无功功率进行动态补偿。静止型高压动态无功补偿装置 (SVC) 控制响应时间小于10 ms, 实现功率因数补偿至0.95以上。静止型高压动态无功补偿装置 (SVC) 具有灵活的控制方式, 能进行连续、分相和近似线性的无功功率调节, 同时, 将固定电容器组FC做成多回路滤波器, 能够滤除电网中存在的谐波。
静止型高压动态无功补偿装置 (SVC) 可提供高质量、高可靠性的无功补偿及滤波的解决方案。静止型动态无功补偿装置 (SVC) 具体完成如下功能: (1) 滤除谐波; (2) 抑制负荷变化造成的电压波动与闪变; (3) 补偿负荷所需的无功, 提高功率因数, 优化电网的能量流动; (4) 平衡因负荷变化引起的三相电压不平衡; (5) 补偿有功、无功负荷的不平衡, 提高用户的经济效率。
4 静止型高压动态无功补偿 (S VC) 装置的配置级特点
4.1 全数字控制系统
屏式结构, 通过测量系统变量, 经过运算处理, 调节控制器的控制角, 产生相应的触发脉冲, 调节主电抗器的无功功率, 使功率因数维持在需要的水平, 使三相有功负载平衡, 使电网电压保持稳定。
4.2 晶闸管阀组
晶闸管阀组由串联的若干只晶闸管元件组成, 有足够的可靠性和裕度。晶闸管阀组采用相位触发控制方式, 用于控制主电抗器的电流, 实现动态无功功率的调节和补偿的目的。晶闸管阀组采用光电触发的方式。
每臂串联的晶闸管有2～3只冗余, 当冗余晶闸管损坏时, 设备可正常运行, 控制器发出报警信号, 可在设备检修期间查明原因, 进行更换。如果晶闸管损坏数量超过冗余数时, 发出报警信号的同时, 立即跳闸, 查明原因进行更换。
晶闸管每臂阀组都有相应的阻容吸收回路、均压回路、晶闸管换向过电压保护电路及晶闸管击穿保护。晶闸管触发角度:102°～165°, 触发角误差小于1电角度。
晶闸管的过载能力:1.3倍电流:300 s;1.5倍电流:60 s;2倍电流:10 s。
4.3 并联 (相控) 电抗器
并联电抗器为空芯结构, 自然冷却。为了避免晶闸管承受过高的短路应力, 将每相电抗器分为两部分, 当某一部分电抗器发生短路后, 晶闸管最大承受2倍的额定电流。通过调节器对反并联连接的晶闸管阀进行相应控制, 改变流过补偿电抗器的电流大小, 从而达到动态无功补偿的目的。
4.4 FC滤波回路
FC滤波器组是由电容器、电抗器和电阻等组成的滤波支路, 除了起滤波作用外, 还兼做无功补偿的作用。滤波电容器选用了金属全膜介质的滤波电容器, 具有较高的场强和稳定性, 并装有内放电电阻。滤波电抗器为空芯干式, 自然冷却。
在谐振频率下, XCn=XLn, 可对相应频次谐波表现为低阻抗, 从而有效地抑制了流向电网系统或其他负荷的谐波电流, 改善了系统的电能质量。
4.5 冷却系统
散热是电力电子设备安全、稳定运行所必不可缺少的因素, 只有电气元器件的散热条件好才能保证设备能正常、长期的运行, 因此, 电气元器件的散热十分重要。目前有热管自冷和水冷2种冷却方式。
4.6 实时监控系统
监控系统提供人机界面, 实时显示系统工作状态。监控仪可采用196KC多功能CPU板, 196KC具有丰富的指令系统, 不但运算速度快, 而且编程效率高, 尤其具有不受CPU干扰的高速输入和高速输出接口, 大大提高了检测速度。由于采用了当前流行的工业控制总线STD标准, 和以往数字电路的监控柜相比, 具有体积小、显示直观、操作简单、安装方便、抗干扰能力强等优点, 且具有标准的通讯接口, 可以和主控室的后台机通讯, 实行远方监控。
4.6.1 监控范围
(1) 六相高压阀上的晶闸管阻断能力; (2) 六相高压阀上高电位电子设备运行情况; (3) 六相高压阀上紧急触发BOD动作数; (4) 监控装置和触发装置直流电源的运行情况; (5) 六相高压阀上的晶闸管、高电位电子单元和触发监控柜光接收电子单元损坏位置; (6) 监控系统及光传输系统的自我检测。
4.7 后台监控系统及保护
4.7.1 后台监控系统主要功能
(1) 通过计算机终端画面显示SVC装置的工作状况, 显示的内容主要包括:主接线图、潮流图、继电保护配置图、设备参数;每个回路的开关状态/电压/电流/功率, 并对各监视量进行越限监视与告警;事故、报警监视、随机打印并自动显示事故画面;系统事件记录, 主要有开关状态变位、事故追忆、事故顺序、各种日报、月报记录等;
(2) 画面具体形式可由用户提出定制;
(3) 监控系统可以通过通讯接口与其他系统进行通讯。
4.7.2 保护功能
TCR过电压保护采用国际上先进的BOD器件, 它与其他电子器件一起构成晶闸管二次触发回路, 使晶闸管免受过电压冲击而损坏。当晶闸管的端电压超过某一指定值时, BOD立即触发晶闸管, 将高电压泄放到电抗器等设备上, 以避免对晶闸管产生破坏作用。动态均压采用RC电路, 可避免各阀端电压的不平衡。SVC除装有电流速断和过流保护外, 还设有以下保护:过电压保护、低电压保护、开口三角电压保护、不平衡电流保护等。
每相晶闸管阀组中任一只晶闸管击穿时, 即发出就地和远方报警信号。当任一晶闸管阀组中有2只以上的晶闸管击穿时, 即瞬时关闭晶闸管阀组, 同时联跳高压开关。
控制电源、直流电源和控制系统等出现异常时均能发出报警信号和联跳高压开关。控制系统具备自诊断功能及各种故障信号。
5 经济效益和社会效益
因功率因数稳定在较高的水平, 且电压也非常稳定, 谐波量大大减少, 所以设备的运行效率得到保证, 产品质量稳定。
由于不再有谐波的影响, 也不再有电压剧烈变动的干扰, 电网中其他设备的工作寿命也会比原先相应地延长。
由于功率因数的提高, 可以减少电网向负荷输送的无功功率。这样, 线路的损耗也会相应减少, 意味着由线路向空气中排放的热量减少, 这对保护环境是非常有利的。
由于对谐波、电压闪变的滤除和限制, 挂于电网上的设备谐波损耗会大大降低, 而闪变也不再存在。
6 结语
目前在工农业等方面电网系统无功补偿装置选型各有不同, 选型能否满足电网系统的无功补偿需求, 有无过投现象, 对电网有无引起震荡, 补偿效果是否满足要求等, 电力等管理部门一定要认真对待。随着社会的快速发展, 靠先前的人工投切, 已不能满足现代电网的无功补偿需求。掌握无功补偿现行发展的技术及发展水平, 是电网安全运行发展的迫切需要。
参考文献
[1]GB50052—1995 中华人民共和国供电系统设计规范第五章无功补偿
[2]GB50227—95 并联电容器装置设计规范
[3]DL5014—92 高压静止无功补偿装置
高压无功补偿改造 篇8
关键词：无线通信,GPRS,高压无功补偿装置,远程监控
1. 无线通信技术之GPRS介绍:
GPRS (General Packet Radio Service) 是通用分组无线业务的简称, 是在GSM基础上发展起来的一种分组交换的资料承载和传输方式, 目的是给移动用户提供高速无线IP或X.25服务。GPRS采用分组交换技术, 每个用户可同时占用多个无线信道, 同一无线信道又可以由多个用户共享, 资源被有效的利用。GPRS理论带宽可达171.2Kbit/s, 实际应用带宽大约在40~100Kbit/s, 在此信道上提供TCP/IP连接, 可以用于INTERNET连接、数据传输等应用。GPRS允许用户在端到端分组转移模式下发送和接收数据, 而不需要利用电路交换模式的网络资源。GPRS永远在线, 按流量计费, 从而提供了一种高效、低成本的无线分组数据业务。特别适用于间断的、突发性的和频繁的、点多分散、中小流量的数据传输, 也适用于偶尔的大数据量传输。
2. GPRS远程监控的实现
2.1 GPRS远程监控系统的组成
GPRS远程监控系统结构如图1所示。具体的数据传输过程程为:
高压无功补偿现场数据经过加密、压缩处理后, 通过串行方式接到GPRS通讯模块上, 与SGSN基站进行数据传输, SGSN基站再与网关支持节点GGSN进行通信, GGSN对分组数据进行相应的处理。通过GPRS网络把数据发送到CMNET内部网, 再由GPRS服务节点 (GSN) , 把资料发送到Internet上, 系统同时可以实现指令的反向传输, 以达到远程控制的目的。
2.2 GPRS的远程终端
GPRS远程终端主要由TCR控制器和GPRS模块构成。首先, 高压无功补偿控制器将现场数据, 发送给GPRS模块, 经过加密和容错处理后, 将资料发送给数据服务器。数据服务器端通过基于TCP/IP协议进行与GPRS终端的数据交换, 装置与GPRS模块之间的通信协议是串口协议, 在此之前要对GPRS模块进行设置, 设置指令包括:AT+CGDCONT=1, "IP", "CMNET" (初始化网络会话) ;AT*E2IPA=1, (进行IP连接) AT*E2IPO=1, "218.79.163.201", 5000;返回:CONNECT表明建立连接成功。建立连接后, GPRS模块进入运行状态, 高压无功补偿装置即可发送和接收数据了。
2.3 GPRS监控系统的通讯
首先, 要完成GPRS模块的硬件连接包括天线以及RS232串行线缆, 将GPRS模块与计算机串口连接。上电并且注册GSM网络。GSM网络注册成功后, 进行GPRS设备上电自检。对GPRS模块进行设置可以通过通过超级终端进行, 发送AT指令AT+CGDCONT=1, "IP", "CMNET", 若有数据显示回车后返回OK。说明硬件连接正确。
启动应用服务器SOCKET, 假设服务器IP地址为219.71.154.9, 端口为5000。
利用AT*E2IPO=1, "219.71.154.9", 5000, 设置数据服务器IP地址和端口号。回车后返回CONNECT后表示成功建立连接。服务器端利用WINSOCK编写的软件发送接收数据, 上位软件程序将GPRS传送来的数据存入Microsoft ACCESS数据库。
3. 服务器端监控软件
本系统监控软件采用NI公司的labVIEW软件编写, 利用labVIEW提供的VISA串口通信模块与GPRS终端进行数据的传输, 设置好与GPRS DTU进行通讯的接口后, 用户只要在编程时处理好上传与下设的数据操作, 即可以通过GPRS与远程监控实时连接。
远程的高压无功补偿装置与GPRS模块已经用串口连接好, 并作好相应的设置。本地服务器向GPRS模块发送数据召唤命令, GPRS模块收到命令并进行校验后向服务器传输数据, 包括现场的系统电压、系统电流、有功功率、无功功率、功率因数, 系统运行的可控硅状态量和报警信息等等。用户通过监控软件可以根据实际情况调整高压无功补偿装置的一些参数, 通过GPRS模块将修改后的参数值传递给高压无功补偿装置或对FC滤波支路进行投切控制, 对TCR支路的分合闸和发送/封锁触发脉冲等, 大幅提高了系统运行的可靠性, 同时也减少了维护费用。
3.1 上位机监控程序
监控程序主要完成上位机监控软件与GPRS数据的接收与控制指令的下设, 程序包括VISA功能控件, 读写命令与I/O数据缓冲控件, 以此来接收和发送通信数据;监控程序由串口通信主程序, 上传数据处理子程序, 下设数据处理子程序, 绘图子程序, 界面显示子程序组成。
3.2 上位机监控界面
主画面中有一个报警描述状态栏, 用于报警信息、主画面显示整个系统的主回路的开闭状态以及三相电压电流的实时曲线。所有这些显示的数据都是通过GPRS DTU上传的。
主画面的右侧有进入各个子界面的操作按钮, 当按下其他按钮后, 即进入到相应的画面中。各子界面的功能如下:
(1) 系统操作
系统操作界面进行装置的运行操作和GPRS通信参数的设置。在上位机对无功补偿装置进行操作, 可将远控/就地摇杆开关打到远控位置, 然后选择手动或自动操作, 在本监控系统中, 滤波支路和固定补偿支路通过手动操作完成, 而TCR支路可选择手动或自动。通信参数是设置GPRS中端串口通信的波特率、数据位、奇偶校验和停止位。
(2) 系统操作
实时数据子界面显示当前电网的三相有功功率、无功功率、功率因数、三相电压电流有效值, 基波幅值, 直流分量等系统电能质量情况以及TCR阀组的温度。
(3) 谐波监测
谐波监测画面将显示系统的谐波状况及谐波的频谱。点击选项卡可选择要查看的电网三相谐波的实时状况。点击谐波分量选择的增减按钮 (也可在输入框中直接输入) 可选择制定谐波的次数进行观察, 如选择3次、5次、7次谐波等幅值和THD (谐波失真度) 。
(4) 功率因数统计
功率因数统计画面可观察到电网功率因数在最近一段时间内的变化趋势, 包括三相总的功率因数变化显示和A、B、C三相的功率因数变化, 由此可判断负载的整体运行情况, 三相是否平衡等。
(5) 硅状态监视
当阀组故障或BOD产生动作而报警时, 单击硅状态监视按钮可直观地查看到, 具体是哪个可控硅或BOD产生报警。BOD的作用是对阀组进行过压保护;可单击复位按钮进行复位操作, 如果报警量依然存在, 则需要进入系统操作界面, 封锁TCR的触发脉冲, 并立即通知现场人员对TCR阀组进行检测
(6) 故障记录
故障记录子界面显示的是高压无功补偿装置运行的所有报警记录, 包括阀组欠压、BOD保护动作、阀组超温、滤波支路故障跳闸等, 以ACCESS数据库的方式存储。可根据需要输入起始时间和结束时间, 进行查询或删除相应时间段内的所有报警记录;点击输出报表按钮, 可从ACCESS数据库中生成查询的报警记录报表。用户也可以在软件中编译打印程序, 完成对查询结果的打印、保存!
4. 结束语
本文介绍应用GPRS技术实现的高压无功补偿装置远程监控系统。远程高压无功补偿装置现场的数据经由GPRS可以传输到本地服务器上显示、处理、存储, 也可以进行远程故障诊断, 在必要时本地技术人员也可以对远程高压无功补偿装置进行操作。该系统已经投入实际运行, 取得了很好效果。
参考文献
[1]朱洪波.通用分组无线业务 (GPRS) 技术与应用.人民邮电出版社.2004年
[2]李华.现代移动通信新技术GPRS系统.华南理工大学出版社2004年
[3]王向臣.电网无功补偿实用技术.中国水利水电出版社2011年