1、发电厂及变电站电气部分发电厂及变电站电气部分第第9章章 电能质量与控制电能质量与控制第第9章章 电能质量与控制电能质量与控制第一节第一节 概述概述电能质量(Power Quality-PQ)是指电能的优劣程度。电能质量控制的核心，是能够对所供应的电力进行控制、变换，为用户或负荷提供满足要求、合乎质量、效能最佳的电能。1、电能质量指标1.1.1 恒定的工作频率50Hz正弦波 正常的频率标准 500.2Hz 系统容量较小时 500.5Hz 供电频率的允许偏差 电网容量3000MW及以上3000MW以下0.2Hz0.5Hz我国各跨省电力系统频率0.1Hz1.1.2 稳定的供电电压1.1.3 标准的正
2、弦波形保持电网各点电压在额定的水平上 供电电压允许偏差 电力系统各处的电压偏离其额定值的百分比 35kV及以上供电和对电压质量有特殊要求的用户10kV及以下高压供电和低压电力用户低压照明用户额定电压的510额定电压的55额定电压的7%7表 9 1电网电压正弦波形畸变极限值用户供电电压(kV)总电压正弦波形畸变率极限()各奇、偶次谐波电压正弦波形畸变率极限()0.385426或1043.21.635或6332.41.211021.60.81.1.4 三相电压平衡平衡的三相系统特点：三相的幅度相同，相位互差120度 不平衡度 常用电压或电流负序分量与正序分量的均方根百分比表示 三相电压不平衡度允许
3、值PCC正常为2短时4 每个用户 1.32 电能质量问题2.1 供电连续性电压中断(interruption outage)：在一相或多相线路中完全失去电压(低于额定值的10%)一段时间。电压中断瞬时中断持续时间0.5个周期至3s暂时中断持续时间3s至60s持续中断持续时间大于60s2.2 电压和频率的偏差频率偏差(frequency deviation)：电网频率的实际值与标称值之差。过电压(overvoltage)：电压为额定值的110%120%，持续时间大于60s。欠电压(undervoltage)：电压为额定值的80%90%，持续时间大于60s 2.3 电压波形问题波形问题U/UN%持
4、续时间原因电压暂降10%90%0.5个周波至60s大型电机启动、系统故障等电压暂升110%以上(110%180%)0.5个周波至60s单相对地故障会引起非故障相的电压短时上升、甩大容量负荷、大容量电容器组投入等电压瞬变一定时间间隔内雷击、系统电流突变电压缺口-小于0.5个周波电力电子装置换相电路瞬时短路电压波动与闪变90%110%(Um/UN%)电弧炉谐波非线性负载图 9 1 与不良电能质量有关的几个最重要的波形畸变2.4 三相不平衡问题三相不平衡是指三相电源电压不对称。原因：由于三相之间负荷不平衡，造成三相电流不平衡；由于变压器内阻的存在，从而造成三相电压不平衡。目前在我国，电气化铁路和交流
5、电弧炉产生的负序电流占电力系统中负序电流的主要部分。表9 2 IEEE电力系统电磁现象的特性与分类3 电能质量问题的影响及危害3.1 频率偏差过大的危害用电负荷 产品质量没有保障 降低劳动生产率 使电子设备不能正常工作，甚至停止运行 电力系统降低发电机组效率，系统频率崩溃或电压崩溃 系统电压水平降低，系统电压困难 不利于系统电压的调整。感应式电能表的计量误差加大 经济损失 电压骤降对电能质量敏感企业(如具备自动化生产线企业，芯片生产厂等)的影响较为严重。3.2 电压中断/跌落/上升的危害3.3 过/欠电压偏差过大的危害危害过电压欠电压绝缘受损铁磁谐振 加大系统附加损耗超高压电网 加大电晕损耗增
6、加供电成本功率极限U静态稳定越容易被破坏电网电压崩溃电力系统事故增大电网的线损(有功功率损耗)提高用电成本用电设备性能、效率降低，减少使用寿命电压波动与闪变引起照明闪烁，使人易视觉疲劳，降低工作效率和生活质量；电动机转速不稳定，影响产品质量和设备安全运行；电视机亮度频繁变化以及水平和垂直幅度摇动，影响检测设备正确测试(光电比色仪)，电子仪器和设备、计算机系统、自动化生产线、办公自动化设备工作不正常使以电压相位角为控制指令的控制系统功能紊乱(换相失败)，产生谐波，带来负序分量，影响三相平衡等。3.4 电压波动与闪变的危害3.5 三相不平衡的危害1)对电力设备的危害发电机变压器引起附加发热和振动，
7、危及其安全运行；降低出力；处于不对称运行状态，造成变压器的损耗增大(包括空载损耗和负载损耗)。零序电流过大，局部金属件升温增高，甚至会导致变压器烧毁。引起以负序分量为启动元件的继电保护和自动装置发生误动作；2)对用电设备的危害电动机 逆扭矩温度效率能耗发生震动，输出亏耗用电设备使用寿命缩短，加速设备部件更换频率，增加设备维护的成本。3)对线损的影响三相四线制接线方式，无论何种负荷分配情况，电流不平衡度越大，线损增量也越大。3.6 谐波的危害表 9 3电能质量问题的性质、产生原因及解决方法4 传统电能质量控制4.1 电力系统频率调整和控制正常运行方式下，通过改变发电机的输出功率使系统的频率波动保
8、持在允许偏差范围内的过程。在非正常运行方式下，针对频率异常所采取的调频措施频率控制频率调整(1)电力系统频率调整频率调整一次调整二次调整利用发电机组的调速器，对变动幅度小(0.1%0.5%)、变动周期短(10s以内)的频率偏差所做的调整 利用发电机组的调频器，对于变动幅度较大(0.5%1.5%)、变动周期较长(10s30min)的频率偏差所做的调整(2)电力系统频率控制 1)最大负荷的5%10%和10%15%配备系统的负荷备用和事故备用容量。在电力供应不足的系统，必须事先限制一部分用户的负荷，除使发电出力与负荷平衡之外，还需要留有一定的裕度。2)在调度所或变电站装设直接控制用户负荷的装置，并备
9、有事故拉闸序位表。3)在系统内安装按频率降低自动减负荷装置(又称自动低频减载装置)和在可能被解列而导致功率过剩的地区装设按频率升高自动切除发电机装置(又称自动高频切机装置)等。4.2 电力系统电压调整和控制(1)电压偏差的调整1)用发电机调压当以发电机母线作为电压中枢点时，在维持发电机额定输出功率的同时，可以通过调节其自动调节励磁装置使发电机输出电压在(95%105%)额定电压范围内变动。2)改变变压器变比调压改变变压器变比就是改变变压器绕组间匝数的比例关系，从而改变一侧的电压大小。3)通过采用分裂导线、串联电容器等方式改变线路参数调压。配置充足的无功功率电源，电力系统的无功功率电源有同步发电
10、机、同步调相机、电容器、电抗器和静止无功补偿装置(SVC)等。(2)电压水平的控制5 现代电能质量控制5.1 输电系统输电型FACTS 交流输电系统利用大功率电子技术为基础的控制器及其他静止型控制器改善可控性并且增加输送功率的容量。作用 制输电系统中的潮流和提高输电线路的输送能力，以保证输电系统稳定性和电能质量。典型FSCTS设备(1)电压幅值控制装置：通过无功补偿稳定电压。1)静止无功功率补偿器SVC2)静止无功功率发生器SVG(3)电抗控制装置：(2)相位控制装置：1)晶闸管控制串联电容器TCSC2)可控移相器TCPS3)统一潮流控制器UPFC通过控制线路电抗，提高线路输电能力和系统的稳定
11、性。基于GTO的串联同步补偿器SSSC，可以实现对有功功率的控制，减轻互联系统的功率环流。5.2 配电系统1)无功功率补偿2)动态电压恢复3)谐波抑制同步调相机、并联电容器、静止无功补偿装置(SVC)和静止无功发生器(SVG)等目的：稳定电压、抑制电压波动和闪变动态电压恢复器(DVR)统一电能质量调节器目的：补偿短时电压跌落LC无源滤波器、有源电力滤波器目的：解决电压、电流波形畸变问题5.3 用户端1)用户设备改造功率因数校正器、无功功率补偿、UPS等在设备前端增加功率因数校正环节，增加设备整流器的脉动数，或者设备整流环节采用PWM调制等，以降低设备对电能质量问题的敏感度，降低设备对公共电网造
12、成的“污染”。2)各种补偿装置电力用户对电能质量的要求主要落在配电系统，电力系统对电能质量的控制主要在配电网实现。第二节第二节 无功功率补偿无功功率补偿补偿装置 调相机并联电容补偿装置静补装置(SVC)高压并联电抗补偿装置1 并联电容补偿装置1.1 电力电容器1出线瓷套管2出线连接片3连接片4电容元件5出线连接片固定板6组间绝缘7包封件8夹板9紧箍10外壳11封口盖12接线端子图9 2 电力电容器的结构补偿电力系统感性负载的无功功率。脉冲电容器串联电容器耦合电容器、均压电容器补偿线路的感抗，提高线路末端电压水平，提高系统的动、静态稳定性，改善线路的电压质量，增长输电距离和增大电力输送能力 用于
13、高压及超高压输电线路的载波通信系统，同时也可作为测量、控制、保护装置中的部件 并联于断路器的断口上，使各断口间的电压在开断时分布均匀 用于冲击分压、振荡回路、整流滤波等 QFCbL1组n组1.2 并联补偿装置图 9 3并联补偿原理为进一步补偿线路相间及相对地电容加速潜供电弧自灭，实现单相快速重合闸，在电抗器中性点应装设小电抗当电容补偿装置引起的高次谐波含量超过允许值时，在回路中设置串联电抗器，串联电抗器也可兼作限制涌流电抗器，需要限制短路电流时，还可兼作限流电抗器提供可阶梯调节的容性或感性无功功率提供一个阻抗近似为零的通路1.2.1 并联补偿的分组电容器组和电抗器组的分组容量应满足以下要求：1
14、)分组装置在不同组合方式中投切时，不会引起高次谐波谐振和放大有害谐波；2)投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的线电压变化值不超过额定电压的2.5%；3)与断路器投切电容器的能力相适应；4)不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量。分组容量 550kV变电站 3060MVar 330kV变电站 1025MVar 单台电容器的容量选择应按电容器组单相容量和每相电容器的串、并联台数确定，并宜选用大容量的产品 1.2.2 并联电容器组的相间接线 接线形式星形(Y)三角形()双星形接线(双Y）双三角形接线(双）1.2.3 联电容器组每相内部接线 图 9 3 并联电容器组内部接线RDCbmRDCbR
15、DCbnma先并后串b先串后并接线方式 先并后串先串后并2 并联电抗补偿装置LCLCl/2l/2母线母线中间变电站或开关站末端变电站GT330500kVl线路长度；C串补装置；L超高压并联电抗器图9 5 串补和超高压并联电抗器与系统的连接图u超高压并联电抗器并联在330kV及以上超高压线路上削弱空载或轻负载线路中的电容效应，改善电压分布，降低工频暂态过电压水平，限制操作过电压的幅值，并兼有减少潜供电流，便于系统并网，提高送电可靠性等功能。它一般并接在需要控制工频过电压幅值的线路中间或末端，常与串补装置同时安装在线路中间开关站或变电站中。QFCbL1组n组u超高压以下电压等级的并联电抗器主要用来
16、对电网的容性或感性无功功率进行调节，保证电压稳定在允许范围内，降低电压波动和波形畸变率，全面提高电压质量，并兼有减少有功损耗、提高系统稳定性和降低工频过电压的功能。3 静止无功补偿器(SVC)对电压波动和闪变起到很好的抑制作用 指使用晶闸管的无功补偿设备。是基于电力电子及其控制技术，将电抗器与电容器结合起来使用，实现无功补偿的双向、双向、动态调节。动态调节。双向、动态调节 u当系统电压较低、重负荷时能输出容性无功u当系统电压较高、轻负荷时能输出感性无功目标是将供电电压补偿到一个合理水平可调电抗器 电容器晶闸管控制的电抗器(TCR)晶闸管投切的电抗器(TSR)固定的电容器(FC)机械投切的电容器
17、(MSC)晶闸管投切的电容器(TSC)静止无功补偿器是一个有效的无功功率管理的手段，它可快速改变发出的无功，可为电力系统提供动态无功电源、通过调节无功出力动态调节系统电压，抑制波动冲击负荷运行时引起的母线电压变化。3.1 饱和电抗器(SR)饱和电抗器可分为自饱和电抗器和可控饱和电抗器两种 XL负荷XsLsRCsCU0U感性容性C为固定电容器组；Ls为自饱和电抗器；Cs为斜率校正电容图9 6带斜率校正的自饱和电抗器及其工作特性曲线饱和电抗器是带有直流激磁绕组的交流电抗器，利用直流激磁改变铁芯的导磁率，达到改变电抗器对交流的阻抗值，也就是说，其具有可变、或可调的感抗值。不需要调节器而依靠电抗器自身
18、固有的能力来稳定电压。它利用铁芯的饱和特性，使感性无功功率随端电压的升降而增减。当母线电压升高U时 则按特性曲线感性电流I会增加，电流在Xs上产生压降U 从而维持系统电压不变；当母线电压下降U时，容性电流增加I 电流在Xs产生压升U 维持系统电压不变由于这种装置的电抗器是在高度磁饱和状态下运行的，电抗器呈现的动态电抗基本上是绕组的漏抗，因此时间常数很小，响应很快。实测表明，这种装置在冲击发生后的610ms即起作用，当振荡阻尼回路参数选择合适时，调节过程在几个周期内即达到稳定。3.2 晶闸管控制的电抗器(TCR)XL负荷XsLFCU0U滞后超前图 9 7 TCR电路原理及其工作特性曲线T1T2T
19、CR中晶闸管的负荷是电感，由于电感电流不会突变，在电源周期的任一时刻通过晶闸管开关将电感投入而不至于引起涌流，因而能够实现对电感量的连续调节。当开关的负荷为电容器时，对电容器的投入/切除只能进行阶梯式调节，而不可能实现连续调节。由于电容的电压不能突变，为了尽可能的减小电容器接入瞬间引起的电流冲击，必须选择电容器投入的时间。当通过晶闸管的电流瞬时值为零(或最小)时投入，冲击电流最小。所示的晶闸管投切电容的电路及其电压电流波形可以看到，作为开关的晶闸管的负荷为电容，所以正向连接的晶闸管T1中流过的电流超前系统电压90，即正常运行时，T1应在电源电压的负峰值时被触发导通，而在电源电压正峰值时电流过零
20、自然关断，承担在电流正半周时保证电路连通的任务。而与其反向并联的晶闸管T2则在电源电压的正峰值时被触发导通，负责在电流负半周时将电路接通。晶闸管控制的电抗器是将电抗器和两个反向并联的晶闸管串联，在电压的每个正负半周的后1/4周中，即从电压峰值到电压过零点的间隔内，触发晶闸管，此时承受正向电压的晶闸管将导通，使电抗器进入导通状态。一般用触发延迟角 来表示晶闸管的触发瞬间，它是从电压过零点到触发时刻的角度，决定了电抗器中电流i的有效值大小。TCR类似一个连续可调的电感，它只能吸收无功，通常利用加入固定的并联电容器组FC为其提供偏置的方法，使其可以通过调节晶闸管的触发延迟角，实现从容性到感性无功功率
21、的平滑调节。0900180晶闸管开始导通，电抗器吸收的感性无功最大(额定功率)晶闸管关断，电抗器退出运行，吸收的感性无功最小(空载功率)改变 的大小，相当于改变电抗器的等效电抗值。由于电抗器几乎是纯感性负荷，因此电感中的电流滞后于施加于电感两端的电压约90，为纯无功电流。选择在090之间时，会产生含直流分量的不对称电流因此，一般在90180范围内调节。3.3 晶闸管投切的电容器(TSC)XL负荷XsLC60Uc图 9 8晶闸管投切电容器及其电流电压波形T1T27080IT1IT21t/ms利用晶闸管阀体通过相控对投入系统的电容的电流值进行控制。u负荷是电感由于电感电流不会突变，在电源周期的任一
22、时刻通过晶闸管开关将电感投入而不至于引起涌流，因而能够实现对电感量的连续调节。u负荷为电容器对电容器的投入/切除只能进行阶梯式调节而不可能实现连续调节。由于电容的电压不能突变，为了尽可能的减小电容器接入瞬间引起的电流冲击，必须选择电容器投入的时间。当通过晶闸管的电流瞬时值为零(或最小)时投入，冲击电流最小。晶闸管投切电容的电路及其电压电流波形可以看到，作为开关的晶闸管的负荷为电容，所以正向连接的晶闸管T1中流过的电流超前系统电压90，即正常运行时，T1应在电源电压的负峰值时被触发导通，而在电源电压正峰值时电流过零自然关断，承担在电流正半周时保证电路连通的任务。而与其反向并联的晶闸管T2则在电源
23、电压的正峰值时被触发导通，负责在电流负半周时将电路接通。3.4 具有TCR和TSC的混合型静止无功补偿器TCRTSC5次滤波7次滤波图9 9 TCR和TSC混合型SVCTCR+TSC混合型SVC装置一般使用n组电容器、滤波器及一组晶闸管相控电抗器其基本运行原理是：u当系统电压低于设定的运行电压时根据需要补偿的容性无功量，由TSC投入适当组数的电容器组，并略有一点正偏差(即过补偿)，此时再用晶闸管相控电抗器的感性无功功率来抵消这部分过补偿的容性无功。u当系统电压高于设定的运行电压时则切除所有的电容器组，TCR+TSC混合型SVC装置此时只有TCR运行。因此，在设计这种无功补偿装置时，如何在设定的
24、运行电压附近协调TCR和TSC的运行，抑制临界点处可能出现的振荡是需要特别注意的问题。4 并联补偿装置与系统的连接并联补偿(或静补)110kV220kVQF1QF2TQF3QF4L10(6)kV并联补偿(或静补)110kV220kVQF1QF2TQF3QF410(6)kV并联补偿(或静补)220kV110kVQF1QF2T635kV并联补偿(或静补)220kV500kVQF1QF2TQF3 35(60)kV并联补偿(或静补)10(6)kVQF4QF5QF6QF7a接主变和电抗器间 b 接6(10)kV母线 c 接自耦变第三绕组 d 分接不同电压母线图 9 10 并联电容或电抗器补偿装置、静止补
25、偿装置与系统连接方式示意图并联补偿装置都是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变(配)电站、换流站的母线上。此外，在发电厂有时将发电机改作调相机，在变电站中或可将并补装置连接在110kV母线上。并联补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定，应满足安全可靠、运行维护方便、节约投资等要求。补偿装置应根据无功负荷增长和电网结构变化分期装设无功补偿装置，应采用单母线接线或按总断路器性能要求采用多段母线5 补偿装置的容量选择 5.1 确定并联电容补偿的“最大容性无功量”的原则(1)直接供电的末端变(配)电站 cf0fm2212fm21fmcf.mQP)1cos11cos1(P)
26、tantan(PQ2)主变压器所需补偿的最大容性无功量计算 1)负荷所需补偿的最大容性无功量计算 ebmdmCBSIIIUQ)100(%)100(%)(022.(2)对于枢纽变电站和地区变电站 统计法 1)统计出电网中无功电源总容量2)统计出电网中无功负荷总量(3)若缺乏资料时对于35、110 kV变电站，可按主变压器额定容量的10%30%作为所需补偿的最大容性无功量。地区无功缺额较少或距离电源点较近的变电站，取较低值地区无功缺额较多或距离电源点较远的变电站，取较高值5.2 确定并联电抗补偿的“最大感性无功量”的原则100(%)1.USQdML1min2.tgPQML(1)对于调相机，若电网的
27、无功变化范围能在调相机输出的无功范围(标么值为1-0.5)内得到满足，则不需另外安装并联电抗补偿装置。(2)利用并联电容器组或交流滤波器的投切，可以满足电网无功变化的要求时，则不需另外安装并联电抗补偿装置。(3)在无任何并联补偿装置的条件下(或当已设置的并联电容补偿装置，处于完全切除的状态时)母线运行电压超过规定的最大值，或某点的功率因数角由负值变为正值，需单独(或另行)安装并联电抗补偿装置，其安装的最大感性无功量.(4)超高压并联电抗器的容量经过优选，最后以补偿度tk来表示电抗器的容量CLtQQk%80%40tk%100%80一般取，因为的补偿度是一相开断或两相开断的谐振区，应尽量不用。电抗
28、器选择时应考虑对操作过电压及高频谐振和工频传递谐振过电压。5.3 确定静补装置的最大容性无功量和最大感性无功量的原则静补装置安装的最大感性无功量(QL)，按下述情况考虑:1)在一般情况下，安装的最大感性无功量(QL)应等于电网无功变化量的最大幅值(工程中可按每月平均日无功负荷曲线最大值与最小值之差值选取)。2)如果电网无功变化量中的一部分，可以用具有阶梯调节能力的并联电容补偿装置补偿时，则静补装置安装的容量QLM，可按调节能力适当减少。3)如果电网只需单独安装感性无功容量时，一般不采用静补装置的感性无功设备，因为它为一谐波源，且价格比线性并联电抗器贵。5.4 并联电容补偿后发生谐振现象的判据及
29、消谐措施ASQSXSXQSnCdCLCd(1)凡并接电容器组的母线上无其它负载，并且认定谐波源为谐波电压源时，应按下式校验是否有发生基波及谐波串联谐振的可能性：(2)当认定谐波源为谐波电流源时，应校验在可能出现的各种运行工况下，能否发生谐波放大现象。若可发生，则应改变判断式中XC及XL的数值，避免发生谐波放大现象。(3)当电容器与电动机直接连接作单台补偿时，为了防止电动机自激产生过电压，应使电容器的电流小于电动机的空载电流(约90%)。第三节第三节 串联电容补偿串联电容补偿1.1 串联补偿电容的作用1.1.1 220kV及以上电网中的串联电容补偿(1)对提高静态稳定的作用sin21LXUUP
30、sin21CLXXUUP(2)对提高动态稳定的作用一般情况下，输送容量往往由动态稳定极限决定。线路三相短路时，串联补偿装置常因保护间隙动作而被短接，失去作用。这就要求在故降切除后，尽快投入串联电容器。若故障为不对称短路，非故障相串联电容器的保护间隙有可能不击穿，尚能使串联补偿装置起到一定作用，如果再采用强行补偿，便会进一步提高补偿效果。1.1.2 10kV及以下电网中的串联电容补偿(1)对改善电压质量的作用LLLCXRctgXXU/1/(%)CLCKXX/(2)对改善电网功率分布的作用在以不同电压等级和导线截面组成的闭合电网中，功率分布按元件参数自然分布，而不能做经济功率分布。在闭合电网中的某
31、些线路上串联一些电容器，部分地改变线路电抗，可以使电流按指定的路线流动，达到功率经济分布的目的。(3)串联补偿与并联补偿的比较由于在中低压电网中，并联补偿作为无功电源，也具有改善电压的作用。因此在选择调压方式时，应对两者进行技术经济比较。u串联电容器提高电压，主要依靠补偿线路电抗，并与负荷的功率因数有关；u并联电容器提高电压，主要依靠提高功率因数，并与线路电抗有关。如果在同一线路上同时应用并联补偿和串联补偿，两者的作用将部分地被抵消掉。若仅为调压，串联电容器所需容量一般比并联电容器的容量小一半左右，电容器也不经常承受额定电压，电压又能够自动连续调整，比并联电容器调压需要频繁操作要优越。因此，在
32、一般情况下，若以调压为目的，串联补偿装置的技术经济指标较好，若以减少线损为目的，则应该选用并联补偿装置。1.2 串联补偿电容的选择和安装位置1.21 串联补偿电容的选择(1)220kV及以上线路串联补偿装置的选择以补偿度来表示sin1sin1cjk线路受送两端电压相量间的极限相角 3025%45%35cjk补偿度不能超过一定极限值。如负荷变化时，电容器两侧电压跃升不能超过工频过电压允许水平；短路时，线路电抗不能呈容性，以保证继电保护动作的选择性；Kc不能接近于1，全补偿将会使静稳定度变坏，且易发生自振荡。因此，极限补偿度不宜超过%60%50cjk(2)110kV及以线路上串联补偿装置的容量对于
33、负荷全部集中于线路末端的简单情况，可按式确定需要装设的串联电容器的无功功率容量：PQCPQC需要装设的串联电容器的容量kVar；线路的最大有功功率(kW)；系数，根据给定的条件查相关曲线得出。(2)110kV及以线路上串联补偿装置的容量对于负荷全部集中于线路末端的简单情况，可按下式确定需要装设的串联电容器的无功功率容量：PQCPQC需要装设的串联电容器的容量kVar；线路的最大有功功率(kW)；系数，根据给定的条件查相关曲线得出。1.22 安装位置串联补偿装置一般集中设置，且不设置在线路的始端。因为若在电容器后短路，短路电抗的大部分被容抗抵消，会有很大的短路电流通过电容器，并增加断路器的开断负
34、担，且对继电保护也带来不利影响。在选择串联补偿装置的安装位置时，应尽可能做到：补偿效果好、建设费用少、运行管理方便，并考虑对过电压的影响、对无功分布的影响、对继电保护的影响以及电网的远期发展等。在工程设计中，应拟定若干设置方案，经过技术经济比较确定。当110kV及以下线路沿线接有多个负荷时，串联补偿装置的安装位置应使沿线电压分布尽量均匀，各负荷点的电压变化均在允许范围之内。如果不希望沿线各点电压大于始端电压，可将串联电容器设在线路总的电压降落为一半的地方；如果允许各点电压可比始端电压高，则将补偿装置装在电压降落为全线路电压降落的1/3处，电容补偿装置的容量按补偿全线路电压降落的2/3选择，这样
35、可使各点电压与始端电压间的偏移最小。当220kV及以上具有分布参数的线路采用集中电容补偿时，其补偿效果将要降低。当电容器集中一处安装时，以安装在线路中点或距始末端1/3处为宜；当在两处安装时，以安装在1/2，和2/3处有最优补偿度。串联补偿装置如果全部或部分设置在线路的末端，需注意校验工频过电压是否超过允许值。这种布置方式，有时可以减少末端电网的无功并联补偿装置容量，给重负荷时的末端电网带来益处。1.2.3 串联补偿电容的内部接线1)电容器的串、并联数串联补偿装置电容器的并联数目按正常最大负荷电流来选择电容器的串联数则由所要求的补偿度来决定。对于长度超过300km的输电线路，当串联补偿的有效补
36、偿度小于按铭牌计算的补偿度时，则应乘以修正系数。2)串联电容器组的内部接线2)串联电容器组的内部接线a横向无连接b横向全连接c横向部分连接图 9 11 串联电容器组的内部接线c方式中横向连接的数量与电容器所放置的辅助平台数目相同。a方式电容器中间无横向连接，当一支路中任一只电容器故障开断时，将使相邻各支路过电流，电容器相应承受过电压。b方式横向连接太多，当某一电容器短路时，其余电容器向故障电容器的放电能量太大，可能引起电容器爆破。3)强行补偿的接线在远距离输电线路中，当线路发生故障被部分切除时(例如双回路被切除一回、单回路单相接地切除一相等)，系统等效电抗急剧增加，为保证必要的稳定性，常采用强
37、行补偿的方式。即短时强行改变电容器串、并联数量，临时增加容抗Xc和补偿度Kc。轻重合闸时电容器上产生的过电压。110kV及以下线路串补调压时不必设置强行补偿及其相应的强补断路器、释能元件等设备。u不必设置强行补偿u强行补偿的方式通常采用的强行补偿接线如图9 12示。在正常运行时，强补断路器B处于合闸位置，使电容器组C1及C2都投入系统运行；当系统发生故障，需要实行强行补偿时，借助于线路继电保护使B跳闸，C1退出运行，总的电容器并联数m减少，从而使XC增加。待线路重合闸动作使线路断路器重合前，B再次合闸，使C1投入运行。这样设计动作程序，可以减轻重合闸时电容器上产生的过电压。图9 12 强行补偿
38、1.2.4串联补偿电容的过电压保护对上述过电压采取的保护措施是在串联电容器的两端并接保护间隙。该间隙的击穿电压整定值，下限必须大于短路、强补、重合时在非故障相电容器上所出现的最大过电压，避免在上述情况下，非故障相电容器因间隙击穿而被短接；上限必须低于电容器所能耐受的过电压倍数，一般可取电容器额定电压的3.54倍，并考虑12%15%的分散性。系统短路时，短路电流在串联电容器上造成的电压差，其最大值往往可达电容器额定电压的十几倍甚至几十倍，大大超过了电容器耐受瞬时过电压不超过7倍额定电压的能力。另外，强行补偿时，未参加强补的电容器因为过载和容抗突变，亦会出现强补过电压；重合闸时，因为系统摇摆角在重
39、合前可能增大，重合冲击亦会造成类似短路时的过电压。也可采用氧化锌避雷器作为过电压保护的措施。采用无串联间隙的氧化锌避雷器与串联电容器组并联，代替保护间隙进行保护。此时，避雷器的额定电压应按电容器组两端的正常最大工作电压选择，残压应与串联电容器组的耐受电压配合，通流容量应按通过最大短路电流时串联电容器组的电压降和继电保护后备动作时间进行校验。第四节第四节 动态电压恢复动态电压恢复主要设备包括：静止无功发生器SVG、动态电压调节器DVR、统一电能质量调节器UPQC等。1 变流器动态电压恢复的核心部分为变流器，通过变流器对直流侧电源的逆变产生一个与系统电压同步的受控的三相交流电压。图 9 13 a
40、三相电压源型PWM变流器 b 三相电流源型PWM变流器主电路的工作情况由主电路中6个开关器件的通断组合决定，图中的电力电子器件为IGBT，实际中可在GTO、IGBT、IGCT等器件中选择。电压源型变流器的原理:三相桥臂接于一个公共的直流侧，PWM变流器的直流侧接有大电容，在正常工作时，其电压基本保持不变，可看作电压源，通过桥臂上电力电子器件按照一定的模式进行开关动作便可获得三相交流输出。开关模式可以采用简单的方波控制或脉宽调制波控制。采用脉宽调制波时，VSC产生的谐波较小但损耗较大，采用方波控制时，其输出基波线电压均方根值1lU与直流电源电压DCU的关系为：DCDClUUU7797.0)3si
41、n22(1DCDClaUUaU6124.0)223(1采用正弦波调制的PWM控制方式时采用正弦波调制的PWM控制方式,得到的基波均方根值电压，比采用方波控制时要小许多，这称为电压损失，可通过加入三次谐波等方法提高电压利用率。u采用方波控制时，产生的谐波分布在低频段且幅度大，因而给后续的滤波器设计带来了困难。u采用正弦波调制的PWM控制方式，则产生的谐波幅度小，且分布在开关频率以上，使得滤波器易于设计，系统运行稳定。因此，正弦波调制的PWM控制方式在电压源型变流器中获得广泛应用。电压源型变流器构成的有源电力滤波器优点：用电容器储存能量，其损耗较小，效率高因此，电压源型变流器占有较大的市场，成为绝
42、大多数FACTS设备变流器的基本组成部分。但它不能直接控制输出补偿电流，而是通过控制电压间接控制电流。这种变流器能够产生所需的任意频率、幅度及相位的补偿电压。在电压暂降补偿中，它可以起到暂时替代供电电源或补偿电压跌落的作用。电流源型变流器，如图 9 13 b所示。电流型PWM变流器的直流侧接有大电感，在正常工作时，其电流基本保持不变，可看作电流源。优点：能够直接输出补偿电流，不仅可以补偿正常的谐波，还可以补偿分数次谐波和超高次谐波，并且不会由于主电路开关器件的直通而发生短路故障。2 DFACTS的原理DFACTS的拓扑结构可分为串联、并联和串并联三种形式。2.1 串联型补偿器串联型补偿器能以可
43、控串联电压源(基于电压型变流器)的形式接入线路，只要该串联电压与流过它的线路电流正交，串联控制器就能提供或吸收可变的无功功率，这种补偿器称为静止同步串联补偿器(SSSC)。其输出电压与线路电流相量正交，且输出电压的控制与线路电流无关，能实现增加或减小整条线路阻抗上的电抗性电压降，从而达到控制传输功率的目的；当串联电压与流过它的线路电流非正交时，则此串联电压都会涉及到有功功率的交换，这种串联型补偿器又称为动态电压恢复器DVR(Dynamic voltage restorer)。VSCUsagUDVRUl能量存储中间变压器UsagVSCUl敏感负荷变电站UsagUlVSCVSC串接变压器并接变压器
44、a 串联型DVR b并联型SVG c串并联型UPQC图 9 14 DFACTS装置的基本拓扑结构动态电压恢复器DVRa 串联型DVR串联型补偿器的主功率回路是一种带储能装置的串联型补偿装置，除补偿无功功率之外，还有补偿有功功率的能力。由能量存储单元直流电压稳定与滤波单元CVSC型变流器滤波器及串接变压器保护与控制等单元组成DVR的核心部分为同步电压源型变流器，直流侧共用中间直流电容，交流侧采用三个独立的单相逆变器，经过三个单相串联变压器将其生成的电压注入系统，以根据需要向各相提供各自所需的补偿电压。其输出的注入电压和线路电压的相位相同，或夹同一个角，因此合成电压是两者的相量和，所以注入系统的既
45、有有功功率，也有无功功率。这样当线路侧电压发生突变时，DVR将通过对直流侧电源的逆变产生一个与系统电压同步的受控的三相交流电压，通过串联变压器注入系统，来补偿故障电压和正常电压之差，从而维持负荷两端电压不变。动态电压恢复器DVR串联在系统与敏感负荷之间，u当系统电压发生凹陷时，DVR装置迅速输出补偿电压，保证敏感负荷感受不到系统电压凹陷；u当系统发生电压暂降时，能在几毫秒时间内将用户侧电压恢复到正常值；u当系统侧电压Vsag发生瞬时跌落时，DVR可迅速(半个周波内)注入补偿电压Vc。补偿电压的幅值、相角均可控、可调，控制系统将负荷电压作为反馈信号与参考电压相比较，输出所需的补偿电压，从而使负荷
46、电压维持在允许的范围内。使敏感负荷感受不到系统电压发生的任何变化，确保对敏感负荷的供电质量。这种补偿方式直接补偿电压的差值，因而具有补偿容量小(只需提供补偿电压部分相应的功率)、补偿效果与系统阻抗及负荷功率因数无关等特点。且由于补偿功率由储能单元提供，若该功率单元足够大，这类补偿器即便是在供电完全中断时，也可给负载提供所需的功率，保证供电的连续。2.2 并联型补偿器并联型补偿器通过并联方式接入系统，在并联连接点处给系统注入一个电流，只要该注入电流与母线电压之间的相角差为90，则并联控制器就能提供或吸收可变无功功率，任何其它的相位关系均涉及有功功率的交换。这类补偿器并不是直接补偿负荷电压，而是通
47、过对无功电流的控制来实现电压调整，通常被称为静态无功发生器(SVG)或静态补偿器(STATCOM)，它可以通过发出或吸收无功电流来补偿有限的电压跌落。u电容为储能元件，控制系统的结构与串联式DVR的结构非常接近，变流器通过中间变压器与电力系统连接u通过调节VSC输出电压Ui的大小可控制加在中间变压器上的电压的大小与方向，进而可以实现无功吸收与补偿u即变流器和系统之间所交换的能量是纯无功并联型SVG 并联型补偿器的主功率回路系统SVG通过可控电压源方式实现无功功率的动态补偿。(5)SVG具有有源滤波器的特性，可以用于需要有源滤波的场合。(1)SVG具有更好的出力特性。(2)SVG采用PWM控制，
48、具有更快的响应特性。(3)SVG中无功调节不是通过控制容抗或感抗的大小实现的，直流侧电容仅起电压支撑作用，大大减小了设备的体积。(4)SVG三可以用于三相不平衡负荷的动态补偿。优点：2.3 串并联型补偿器c 串并联型UPQC将串联补偿电路与并联补偿电路结合起来的一种拓扑结构，通常被称为统一电能质量控制器(UPQC)。并联部分给系统注入一个电流；用串联部分在线路上补偿一个电压。u串联单元u并联单元u直流储能单元对电力系统和负载之间的谐波起隔离作用，并在电压波动时为电容器提供直流电源，同时它可以防止电力系统的内阻抗和无源滤波器之间发生谐振。谐波和无功功率的补偿，它同时还用于调节并联型和串联型有源电
49、力滤波器所共用的直流侧电容的电压。UPQC结合了电压型电能质量调节器和电流型电能质量调节器两者的功能，具有：在供电电压出现暂态或是稳态故障时，可维持负载侧的电压为标称值；可提供非线性负载需要的谐波电流，以保证系统电流的质量；可提供负载所需要的无功，使系统电流和电压同相，提高负载的功率因数，不需要额外的功率因数校正装置；并联单元可为串联单元直流侧提供能量，因此不会对系统电流产生额外的干扰。UPQC不仅可以抑制电压暂降与暂升，还可通过串联支路控制三相电压不平衡与电压谐波。并联部分采用全控整流电路时，可实现无功补偿及电流谐波的抑制。交流滤波器实质是兼补偿容性无功和滤去电网谐波两种功能的并联电容装置。
50、第五节第五节 谐波抑制谐波抑制电力谐波的抑制或减缓措施通常可分为预防性和补偿性两种。预防性措施包括：供电设备(如电容器、变压器、发电机等)在设计、制造、配置等方面采取减少谐波的措施；通过增加整流器的脉动数或采用可控整流来限制电力谐波的主要来源整流器的谐波。补偿性措施包括：改变馈线参数；采用滤波器。1 无源滤波器1.1 无源滤波器的类型a单调谐滤波器;b双调谐滤波器;c高通滤波器图 9 15 典型无源滤波器的拓扑结构CLR1C2C1L2LsRLRCRCRLRC1C2CR电容元件与电感元件按照一定的参数配置、一定的拓扑结构连接，可形成无源滤波器。抑制某次或某些次的谐波。根据R、L、C串联谐振原理构
