动态补偿原理

动态补偿原理（共7篇）

动态补偿原理 篇1

0 引言

国内电网中大量使用三相鼠笼型异步电机,电机是感性负载,其效率较低,起动时功率因数只有0.5左右,运行时只有0.86左右,则需用高压电容器的投切以提高功率因数,使其达到0.92~0.99,从而提高电网的使用效率。目前使用的无功功率补偿控制器90%以上是静态投切电容,如以功率因数检测、补偿的JKG×××型;以无功功率补偿的JKW×××型;以无功电流补偿的JKL×××型和以两个物理量以上检测、补偿的JKF×××型,多数为静态型的,基本上均以CPU检测相移、无功功率、无功电流,由CPU输出经控制继电器、继电器触点控制接触器,接触器触点控制电容器的投切,且以三相电容一起投切。

1 无功功率补偿控制器工作原理

1.1 静态无功功率补偿控制器

由于继电器、接触器的吸合过程有毫秒级延迟,因而无法进行电压、电流的过零投切,这种投切称为静态补偿,原理框图如图1所示[1,2]。

1.2 动态无功功率补偿控制器

动态无功功率补偿控制器其电压、电流采样与静态的完全一样,但其输出控制电容投切部分电路有较大的变化,采用可控硅与接触器触点并联后控制电容的投切。利用可控硅的快速导通特性,在电压过零点时投入电容,电流过零时切除电容,最大限度地避免了电容投切时的浪涌和谐波。

如图2所示为动态无功功率补偿控制器的原理框图。利用三相电压零点和电流零点检测电路,输入CPU的输入捕捉(CCP)功能引脚,由于目前CPU输入捕捉功能的时间分辨率较高,已达纳秒级,利用输入捕捉中断快速检测电压和电流零点。可控硅导通速度为微秒级,因而可在电压过零时投入电容,电流过零时切除电容。

电压过零时,可控硅先导通,将电容器投入电网延时20 ms后控制接触器触点闭合,短路可控硅;因可控硅正向压降较大,长期运行有能量损耗,且会发热,需对可控硅进行散热,而接触器触点闭合时接触电阻较小,补偿电容器投切瞬间由可控硅实现,而长期运行由接触器实现。电压过零时投入电容,降低了电容器上的电流浪涌。电流过零时切除电容,降低了电感上的过电压。

电流过零时,先触发可控硅,使可控硅导通,延时20 ms后,将接触器线圈断电,然后当电流过零时可控硅自动关断,将电容从电网上切除。电流过零时切除电容降低了电感上的电压浪涌。

图3为电流放大和电流零点检测电路,为提高电流较小时(如0.1In)测量精度,放大电路采用两路,小信号时放大,大信号时缩小。电流测量范围可达0~6 000 A,采用两级CT,第一级(CT1)的二级输出为5 A的0.2~0.5级电流互感器,变比K1为1~1 200倍。第二级(CT2)为5 A/5 m A的精密测量互感器。

CT1的变比K1可用键盘设定,最大为1 200倍,可测电流最大为6 000 A,其相移要小;CT2用相移小于15'、线性度为0.1%的玻莫合金做的测量互感器,变比K2为5 A/5 m A。电流放大信号与CPU的A/D通道相连,电流零点信号与输入捕捉(CCP)通道相连。图4为电压采样和电压零点检测电路。

电压采样采用2 m A/2 m A电压型电流互感器,用玻莫合金制成,其相移小于15',线性度0.1%。

图5为采用电压、电流零点检测的JKG×××型无功功率补偿控制器的波形图。

由电压、电流零点比较器输出方波的上升边作为输入捕捉信号,电压零点中断起动定时器计时,电流零点中断停止计时,通过时差“t”可计算电压与电流之间的相移(φ)。

因电网频率不一定是50 H z,因此在测量电压、电流相移的同时,需测量电压周期(T),然后计算相移角。

式中:T为电压波周期,用输入捕捉功能测量两个电压零点上升边终端之间的时差;t为电压波与电流波零点的时差,即相移时差;X为电压与电流的相移角(°)。

由X查表得cosφ,即功率因数。

2 电压、电流互感器同相同名端自动调整功能

为方便用户使用,一旦用户将电压或电流互感器同相同名端调错时,计算机仍能自动调整;但不同相之间接线错误时,不能自动调整。

1)电压波在前,电流波在后,极性正确,系统为感性,滞后。

当,则t'=t,。

T为电压周期(ms);t为电压零点与电流零点之间的相移时差(ms),相位调整前的时差;t'为调整后的相移时差;φ为电压与电流之间调整后的相移(°),按cosφ设定目标值与实测值之差进行电容投切。

2)电流波在前,电压波在后,极性正确,系统为容性,过补偿,超前。

电流超前电压,电压零点上升边作第一次捕捉中断,开始计时;电流零点上升边作第二次捕捉中断,停止计时,即为t。实际相移时差为t'=T-t。

电流过零时逐只切除电容,达cosφ目标时停止。

因此可得如下结论,以自动调整电压、电流互感器的同相同名端:

(1)感性;,则t'=t,滞后,极性正确。

(2)容性;,超前,电压或电流互感器极性接反。

(3)感性;,滞后,电压或电流互感器极性接反。

(4)容性;,t'=T-t,超前,极性正确,过补偿。

计算机测量时,需将电压波零点上升边作为输入捕捉的第一个中断,起动定时器计时,并使能第二个输入捕捉中断,当第二个输入捕捉中断(电流波零点上升边输入捕捉)时停止计时。

3 应用

动态无功功率自动补偿装置利用双向可控硅的快速导通特性,当计算机检测到电压波过零点时,立即触发可控硅,将补偿电容接入电网,由于电压为零,因而电容上无浪涌冲击电流,不会使电网产生浪涌冲击电流,既减少了冲击电流对电容器的过热,也极大地减少谐波的产生,可控硅导通20 ms后,将相应的接触器通电吸合,可控硅脱离电网;

当电流波过零点时,将电容切除,正常运行时接触器为吸合状态,先在可控硅触发极加入信号,使可控硅处于导通状态,20 ms后使接触器断电,电流波过零时瞬间切断可控硅(将可控硅触发极信号撤消),由于电流过零时切除电容,系统中电感上的过电压会下降。正常运行时由接触器实现,电容投切时由可控硅完成,这将极大地减少电容投切时对电网造成电流、电压浪涌和谐波,延长了电容器的使用寿命,同时接触器闭合,分断时均在可控硅导通状态下进行,分断时触点不会产生电弧,因而接触器的容量可减小,其使用寿命也将大幅度提高。而可控硅只在瞬时接通和断开,其功率也勿选得过大。

笔者2002年参观德国汉诺威展览时,国外几乎全部使用动态无功功率补偿装置,不再用静态补偿,而国内则反之,大量使用静态补偿,而较少使用动态补偿。

一般企业的配电系统不使用无功功率补偿装置时,其功率因数为0.5~0.8,使用无功功率补偿装置后可提高到0.92~0.98。每个配电系统都有一套无功功率补偿柜,目前国内使用的多数是静态的,电容投切对电网容易造成电流、电压浪涌和谐波,因而应大力推广动态无功功率补偿装置。

摘要：分析了目前国内广泛使用的静态无功功率的使用情况和缺点,设计了一种动态无功功率自动补偿装置。利用CPU检测电网的无功功率、功率因数或无功电流,并将可控硅与接触器并联后对补偿电容进行投切,利用可控硅的快速导通特性,实现电压过零投入,电流过零切除的动态补偿。该补偿装置可最大限度地减少电容投切过程中的电压、电流浪涌。

关键词：动态无功补偿装置,电压过零,电流过零

参考文献

[1]GB/T 15576—2008低压无功功率静态补偿装置总技术条件[S].

[2]DL/T 597—1996低压无功功率补偿控制器订货技术条件[S].

无功补偿控制原理探究 篇2

1 动态无功补偿基本方式

动态无功补偿装置是由感性元件和电容器组来实现无功的实时调节的, 其中感性元件提供的是变化的感性无功 (系统内部提供或根据应用场合的特点由无功补偿系统添加) , 而电容器组提供的是固定容量的容性无功。感性元件与几组电容器共同并联, 电容器组与基本等容量, 各自一个开关。既可控制容量输出, 也可控制投切, 而电容器的容量是固定投切的, 是不可调的。各组电容固定投入容性无功, 相对系统的感性无功产生一定剩余的容性无功, 而这部分剩余的无功则用来动态补偿。主控制器根据系统电压电流算出实时无功, 并根据‘小范围无功调节角度, 大范围无功投切电容’的原则来实现对系统无功的补偿。

2 动态无功补偿控制原理与实现策略

动态无功补偿装置是根据系统的实时无功和系统运行状态来实现的。根据系统无功, 控制系统可以控制和各个电容组, 实现以恒定无功为基本目标的控制策略。控制系统可根据面板上旋钮开关分别处于不同的状态。系统可独立运行的状态有两种, 分别是手动运行状态和自动运行状态。

手动运行状态是一种比较保守的半自动状态。在此状态下, 控制器根据系统的无功功率自行调整所发出的无功功率, 但不动态投切各个电容器组, 用户可根据系统无功来自行投切电容。Θmax和Θmin代表了运行过程中可控硅所能导通的最大角度和最小角度, 也代表了所能发出的最小感性无功和最大感性无功。在母线过压和欠压状态时, 视为故障并封锁脉冲。

自动运行状态是完全自动的运行状态。在此状态下, 控制器不但自动调整的发出感性无功, 而且在满足以下两种条件时, 会投切电容组以实现更大范围的无功调节。

(1) 如果且Nc≥1且, 且连续维持时间, 则切下一组电容器, 。

(2) 如果Θ=Θmax且Nc≤Nmax且, 且连续维持时间, 则投入一组电容器, 。

在自动运行状态下, 如果母线过压和欠压状态, 即仍视为故障并封锁脉冲。

其中, Θ为可控硅的导通角度, Qs为系统实时无功, Nc为运行过程中投入的电容组数, 其他涉及到的各个参数都是可设置的, 其含义如下。

Θmax为最大相角给定, 运行过程中可控硅允许的最大导通角度;

Θmin为最小相角给定, 运行过程中可控硅允许的最小导通角度;

Ugy为过压门限值。

Uqy为欠压门限值。

Qt为系统目标无功值, 由设定的最大无功和最小无功决定, 或由目标无功直接设定;

A为投切弹性系数;

Qc为电容器组容量;

Tc为投切去抖时间;

Nmax为最大电容器组数。

如果现场开关是各自独立的, 即和各组电容器各自对应一开关, 此时的电容器组投切是循环投切的。这样使得各组电容器均匀使用, 有利于延长电容器及其开关的寿命。投切去抖时间可根据电容充放电时间等现场情况灵活设置, 这样可以避免电容开关频繁动作。

3 结语

无功补偿能够优化电网系统, 提高电压质量, 提高电能的利用率。因此在配电网中进行无功补偿、提高功率因数和做好无功优化, 是一项建设性的节能措施。对于不同的无功功率, 要具体问题具体分析, 需要根据其无功功率的原理, 选择不同的无功补偿方法和装置, 能够有效提高无功功率因数, 降低线路损耗和配电变压器以及用户端的损耗, 使无功补偿应用获得最大的效益。因此, 无功补偿对于社会发展具有重要意义。

参考文献

[1]王正风.无功功率与电力系统运行[M].北京:中国电力出版社, 2009.

无功补偿原理及应用效果 篇3

关键词：无功补偿,线路损耗

1 交流电在通过纯电阻的时候, 电能都转成了热能, 而在通过纯容性或者纯感性负载的时候, 并不做功。也就是说没有消耗电能, 即为无功功率。实际负载一般都是混合性负载。这样电流在通过它们的时候, 就有部分电能不做功, 这就是无功功率, 此时的功率因数小于1, 为了提高电能的利用率, 就要进行无功补偿。

电网中的电力负荷如电动机、变压器等, 大部分属于感性电抗, 在运行过程中需要向这些设备提供相应的无功功率。在电网中安装并联电容器、同步调相机等容性设备以后, 可以供给感性电抗消耗的部分无功功率, 也即减少无功功率在电网中的流动。因此可以降低输电线路因输送无功功率造成的电能损耗, 改善电网的运行条件。这种做法称为无功补偿。

无功补偿可以改善电压质量, 提高功率因数, 是电网采用的节能措施之一。配电网中常用的无功补偿方式为:在系统的部分变、配电所中, 在各个用户中安装无功补偿装置;在高低压配电线路中分散安装并联电容机组;在配电变压器低压侧和车间配电屏间安装并联电容器以及在单台电动机附近安装并联电容器, 进行集中或分散的就地补偿。

对供电企业来说, 线损率是供电企业的一个重要考核指标, 它的高低直接关系到企业的经济效益。电网的损耗分为管理线损和技术线损。管理线损通过管理和组织上的措施来降低;技术线损通过各种技术措施来降低。无功补偿是利用技术措施降低线损的重要措施之一, 在有功功率合理分配的同时, 做到无功功率的合理分布。按照就近的原则安排减少无功远距离输送。对各种方式进行线损计算制定合理的运行方式;合理调整和利用补偿设备提高功率因数。但在实际使用中, 对于采取就地无功补偿方式降低线损并没有得到科学的理解。有的电工嫌投入补偿电容后总电表转慢了, 就停掉了配电柜内的补偿电容器;有的嫌晚上电压高, 切掉线路补偿电容不再投入使用, 使得电网无功补偿现状“雪上加霜”。的确, 电容自身并不节电, 但是根据电工原理我们知道, 补偿电容在工作中电容电流可以抵消电感电流, 从而减少输配电线路中流动的电流, 进而减少电流引起的损耗及电压降。电表走慢了, 是因为减少了低压线路损耗, 晚上线路电压高, 可以通过调整变压器分接头调节输出电压来实现。

2 就补偿装置来说, 较高压补偿装置而言, 低压无功补偿装置具备以下几个优点:一是安装灵活方便, 对环境要求不高, 配套设备少, 维护维修方便, 安全要求较低;二是投资少, 由于电压等级低, 设备在市场上即可购买到, 投资仅是同容量高压补偿装置的30%~50%;三是投切灵活, 这也是它最大的优点, 可以根据线路无功电流的变化, 自动投入或切除电容, 达到无功的平衡。相对于高压补偿装置动辄几百千乏的投切来说, 使用低压自动补偿装置可以达到“无极变速”。因此, 在配电网中, 为减少线路损耗达到最佳经济效益, 应尽量减少无功功率的流动。并且无功补偿应以就地补偿为主, 高压线路中的补偿、变电站补偿为辅。

为说明采取低压自动无功补偿装置节能降损的效果, 现举例说明。

例1:某供电企业给甲厂加装470 kvar低压自动补偿电容柜, 设定补偿限值cosφ为0.95, 小于限值则自动顺序投入电容器组。如功率因数超前, 向线路反送无功功率, 则开始顺序切除电容器, 使功率因数在一个相对稳定的区域保持动态平衡。试机时一次电流1050 A, cosφ=0.7, 装置自动投入400 kvar后, 功率因数达到1, 一次电流变为750 A, 电流是补偿前的电流的70%, 即减少线路电流30%左右。

表1列出了补偿前后参数的变化。

注:按现场控制盘仪表指示。

例2:某供电企业给乙厂加装500 kvar低压自动补偿柜, 补偿前功率因数小于0.75, 线路电流1300 A, 自动补偿到功率因数为0.96后一次电流是1000 A, 减少线路电流25%左右。

根据电路原理, 线路的损耗与负荷电流的平方成正比。线路电流越大则损耗越大, 线路电流减小则线损相应减少。在例1中, 补偿前电流为I, 补偿后电流大约为0.7I。根据ΔP=3I?R, 补偿后的线路损耗为ΔP L=3 (0.7I) 2R=0.49×3I2R。即补偿后线路损耗仅为补偿前线路损耗值的49%, 线路损耗降低了大约51%左右。

例2中线路补偿后电流大约是补偿前电流的0.77, 所以补偿后的线路损耗大概是补偿前线路损耗的59%。

根据以上数据推算出补偿前后功率因数的变化与线路损耗变化的关系, 见表2。

按表2所示:例1功率因数从0.7提高到1, 补偿后的线路损耗为补偿前线路损耗的49%;线路功率因数从0.75提高到0.95后, 线路损耗为补偿前的63%, 降低线损效果明显。

用户低压端无功补偿装置一般按照用户无功负荷的变化自动投切补偿电容器, 达到动态控制的目的, 可以做到不向高压线路反送无功电能。在配电网中, 若各用户低压侧配置了足够的无功补偿装置, 则可使配电线路中的无功电流最小, 也使配电线路的有功功率损耗最小, 这是最理想的效果。另外, 线路中的无功电流小, 也使线路压降减少, 电压波动减少。

3 由此得出, 配电网中的用户端实现无功就地补偿是合理的无功补偿方式, 大力推广应用自动控制装置提高线路功率因数, 达到动态的管理, 这是理想的节能降损办法。否则, 即使在线路关口处的功率因数很高, 也不能有效地降低线路的有功功率损耗。

根据上述理论与实际应用情况, 供电企业可采用工业微电脑自动控制器控制电容的投切。控制器内设过电压保护, 可预防因系统过电压损坏电容器, 可自行设定投切限值、投切时间等。该补偿装置容量可根据现场需要进行配置。在实际使用中, 可根据仪表测量或通过理论计算方式确定应补偿的容量, 应用灵活方便, 尤其适合低压客户随机补偿使用, 可有效提高电机效率。亦可在农网中普及应用, 可大幅降低线损。

参考文献

[1]《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008.

动态补偿原理 篇4

《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5

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)

热补偿封隔器的原理及应用 篇6

关键词：注汽质量,封隔器,热补偿,密封,注汽

1、前言

孤岛稠油油藏为馆陶组稠油油藏,油层埋藏深度一般在1050-1450米,油层厚度一般在3-15米,油层岩石胶结疏松、易出粉细砂,渗透率一般在0.2-2.0um2,泥质含量4-35%,蒙脱石含量47-63%。原油分布平面上顶稀边稠、纵向上上稀下稠、50℃地面粘度一般在2000-20000MPa.s,部分井由于反相乳化,生产粘度达到100000MPa.s以上。

稠油注汽的好坏直接影响了稠油区块的生产。2009年12月-2010年,共对19口注汽井进行了参数测试,18口井油层干度为0,平均在717m处干度为0,注汽质量差。

造成目前注汽质量差的原因主要为:

(1)热敏封隔器问题。

孤岛采油厂热采井使用的热敏封隔器均为K331型,全部为供应处方圆公司生产,因没有修复手段,所有封隔器使用一次后就报废,由于缺乏相应的验证手段,加上隔热管的隔热效果难以得到保证,因而封隔器的密封效果无从得知。

(2)补偿器伸缩管无法隔热、热损失较大。

针对热采封隔器密封效果差且补偿器伸缩管不隔热的问题,引进了热补偿注汽封隔器,实现了注汽封隔器与补偿器一体化,该封隔器密封效果好,在注汽过程中减少了热损失,提高了注汽井底干度。

2、热补偿封隔器的构造及原理

热补偿注汽封隔器是在热敏金属扩张式封隔器的基础上改进而成的,同时结合了井下补偿器的工作原理,使其在注汽过程中既能密封油套环形空间又能起到补偿的作用。具有坐封时间短,解封迅速可靠和密封效果好的特点。

(1)热补偿封隔器的构造

热补偿注汽封隔器,包括丢手机构及与其依次连接的密封机构、座封解封机构。丢手机构包括旁通短节、剪切销钉、连接丝环、内箍、球座、外套、打捞头、锁块;密封机构包括连接环、密封环、铅球、中心管、销钉、锁环、锁环套;座封解封机构包括锁紧套、钢套、止退锁块、下活塞、上、下锥体、卡瓦托、卡瓦、卡瓦箍、挡环、锁块环、解封锁块、连接套、连接套锁块、连接销钉;连接于座封解封机构上的补偿机构,包括由连接销钉与连接套相连接的外筒,外筒中安设的内筒和连接于外筒下端的堵头。隔热伸缩管穿过密封机构、热敏封隔器,隔热伸缩管下部与热敏封隔器上的下接头联接,隔热伸缩管由外管和内管组成,外管和内管之间有密封的环空。隔热伸缩管上的外管和内管之间密封的环空内充满隔热物质。

(2)热补偿封隔器工作原理:

当井内注入蒸汽时:

①蒸汽从密封器内壁与伸缩管外壁之间进入总成储气仓并产生压力,该压力推进锥体位移,强迫密封器之密封件扩张,实现油套环空密封。

②隔热管在热力作用下膨胀伸长,迫使伸缩管在密封器内腔滑动,从而实现补偿。

③总成之伸缩管为二级结构,内管外壁有硅酸铝、铝铂和玻璃棉包裹,外管与内管之间夹层充满惰性气体,实现了隔热。

热补偿注汽封隔器规格:Φ89

适应温度:-30—360℃

工作压力:≤25MPa

应用范围:内径157.1—161.7mm套管

图1热补偿注汽封隔器结构示意图

3、现场应用分析

2010年现场应用热补偿注汽封隔器提高注汽质量2口井GD2-26-604、GD2-25P532,措施有效率100%,注汽质量有了明显改善,措施前2口井平均在井下515m处干度为0,措施后GD2-26-604井在井下990m处干度为0,而GD2-25P532测试工具下到1300m后,仍有干度,测得干度8.12%。下图是热补偿注汽封隔器现场实施示意图:

具体应用情况如下表:

从现场应用情况来看,注汽质量有了明显改善,其中R5-16测试工具下到1300m,测得干度8.12%,效果显著。

2口井开井后,平均日油7.1吨,累计产油1590.7吨,2口井上周期平均日油4.3吨,措施后单井平均日增油2.8吨,累计增油727.4吨,效果显著。且应用热补偿注汽封隔器平均单井减少应用热补偿1套,减少了作业投入,节约了作业成本。

通过应用热补偿注汽封隔器,有效减少了注汽过程中的热量损失,提高了蒸汽的热效率,从而提高了注汽效果及油井产量,且节约了作业成本,具有良好的经济效益和社会效益。

4、结论

(1)热补偿注汽封隔器在注汽过程中既能密封油套环形空间又能起到补偿的作用,节约了作业成本,具有隔热效果好,坐封时间短,解封迅速可靠和密封效果好的特点。

(2)热补偿注汽封隔器结构简单,现场使用方便,便于进一步扩大推广应用范围。

(3)现场应用证明,热补偿注汽封隔器减少了注汽过程中的热量损失,提高了蒸汽的热效率,从提高了注汽效果及油井产量,推广应用前景广阔。

参考文献

[1]李卫忠.K331RT-150高温热采封隔器的研制与应用[J].钻采工艺,2004, (03).

[2]佘庆东.封隔器模拟检验装置研究[J].国外油田工程,2004,(03).

[3]届艳飞,李承森,孙雨.新型压裂防卡封隔器的应用[J].钻采工艺,2004, (06).

静止动态无功补偿装置的应用 篇7

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