无功补偿与电网分析（精选12篇）
无功补偿与电网分析 第1篇
一些大的城市已经看到了用电需求量的迅猛之势与日益壮大的结果, 因此对配电网的设备已经完成了更新。但与此同时, 绝大多数城市配电网依旧采用辐射型单端供电, 这种陈旧的设施并非不可使用, 而是在使用的过程中一旦线路遭遇到某些因素影响, 便极有可能发生大面积用户断电, 或是其它严重性后果, 造成一些不必要的损失与不便。而某些经济发展匮乏的地区, 甚至还不能保证基本的用电质量, 再老化线路的饱和状态下, 更是存有用电安全隐患问题。就更谈不上自动化设备的应用。老化线路的结果就是故障一旦发生, 唯一的处理方式就是断闸, 或是配电的熔断器断电。从小的方面来讲, 它影响了人们的安居乐业, 从大的方面来讲, 它影响了社会的经济发展与现代化进程。
二、电网无功补偿与提高供电可靠性
作为一个配电部门在实施配电网自动化之前都需考虑国情与电网现状, 而不是盲目的投入, 目的就在于更好、更高效的服务, 避免浪费。可以说, 电网无功补偿与提高供电可靠性是紧密的因果关系, 那么它的影响点具体在哪里呢?我们具体来看一下:
(一) 采用故障定位系统提高供电可靠性。
故障点定位的准确性不仅节省了大量的时间, 还节省了人力。在传统用电处理故障过程中, 往往都需要做大面积的停电处理, 然后通过多条线路的试分合来进行逐次排查。这不仅干扰了人们的正常生活, 并且通过长时间的排查检测对于工作人员来讲, 既危险又辛苦。而故障点快速定位系统却解决了这一难题, 让故障可以在短时间内被消灭掉。
(二) 采用馈线自动化系统提高供电可靠性。
馈线自动化系统的应用解决了故障定位难的问题, 更能通过远程设备操控解决了大区域面积“受害”的问题, 让电力系统能够及时有效的正常运转, 保障人们的正常用电。
(三) 先进的电力电子设备提升用电的可靠性。
在固态断路器对双回路供电线路进行控制, 可以完成主供电线路与备用供电线路之间的切换, 增加了维护的功能, 保障了用户的持续性用电。另外, 固态断路器通过与静态电容器的配合运用使用电质量大幅度提升。
三、电网无功补偿的主要功能系统
电网无功补偿的功能系统中主要有四大方面来体现, 第一, 故障定位系统。它保证了故障发生后的迅速定位, 并通过传输系统反馈到工作人员那里。第二, 就地馈线自动化系统。它保证了故障发生后的自动判定与隔离, 从而减小了受害面积。第三, 集中馈线自动化系统。它更像是网络的工程化, 通过计算机技术与通讯技术, 让故障点信息及时的进行反馈, 并能对所处故障点设备进行远程操控。第四, 调配一体化的自动化平台系统。它就象是一个综合办, 将所有有关配电信息数据进行分析、整合, 并进行自动化调整。从而选择一条最优的配电方案来进行配电运行。利用这一优势, 不仅实现了配电的合理化, 更实现了配电的安全化与高效化。
四、电网无功补偿的运行维护难点分析
电网无功补偿系统由于其复杂性的存在, 更需要我们充分来了解它的特点。首先, 配电网自动化系统监控对象较多, 不仅包含进线变电站, 还有小区变电站、配电变电站等, 信息多, 工作处理繁琐, 终端设备线路更是复杂, 对于全面的维护与检测来说, 都将是一个大的工作量。此外, 电网无功补偿由于建立在户外比较多, 那么对于它日常的环境勘察与维护管理都是很关键性的战略部署。
结语
总之, 电网无功补偿系统是建立在科学与技术的双重作用下的, 数字化、网络化, 更是将配电网自动化的运行状态提到最优化。它为用电的可靠性、安全性、经济性都提供了不可取代的保障, 毫不夸张来讲, 它是在社会的经济腾飞保驾护航。
参考文献
[1]罗安.电网谐波治理和无功补偿技术及装备[Ml.北京:中国电力出版社, 2006.
[2]王乙伊.低压配电冈无功补偿方式的研究[J].广东电力, 2007 (2) :33-36.
[3]许楫.城市电网无功补偿优化方案研究[D].上海交通大学, 2011.
论农村电网无功补偿技术的应用 第2篇
摘要：近几年，我局对农村电网进行了全面改造，新建110KV变电站2座，35KV变电站2座，整改10KV线路900公里，配变798台，3.94万KVA，新增高压电容器8台，16200Kvar；低压电容器360台，12300Kvar。在农村电网整改的同时，我们注意到了技术上的降损措施，即在改造电网同时，大力推广应用电容补偿装置，并进行合理配置，全面规 划，分级补偿，就地平衡，提高了农村电网的功率因数，降低了农村电网线损和提高电压水平，改善了农村电网的电能质量，取得了良好的经济效益。
主题：电网 无功补偿技术 应用
一、无功补偿的基本概念
在电力网运行和用户方面都希望能够满足这样的要求，第一、供电可靠性高，停电少，安全供用电。第二，电能质量好，电压和频率合格。第三，运行经济性高，线路损耗少。近年来，由于电网容量的扩大和电压等级的增多，用电负荷的增长，无功电源不足和电网电压质量低劣的问题就相应的比较突出，低功率因数的运行和电压降低会使电气设备容量得不到充分的发挥，电能损耗增加，效率降低，限制了线路的送电能力；严重时甚至会损坏用电设备，造成电压崩溃，使系统瓦解而造成大面积停电。因此，解决电网无功电源容量不足，提高功率因数和保证电压质量，是保证电力网安全经济运行的重要措施。
电力网中的无功电源主要包括：①、同期发电机，为电网的最主要的无功电源；②、同期调相机：相当于空运转的同期电动机，既可发出无功功率，也可消耗无功功率。③、移相电容器，用其作为无功电源时，其优点是损耗小，只占其无功功率的0.3～0.5％；④、用户同期电动机，在功率因数超前的方式下运行，可向电网输送无功功率；⑤、高压输电线路的电容：高压线路在运行时由于其本身的电感电抗XL要消耗一部分无功功率，但其对地电容会产生一部分无功功率；⑥、静止无功补偿装置。
二、农村电网进行无功补偿的作用
（1）补充电力系统所需的无功功率。电力系统中的电动机、变压器、电焊机、日光灯等设备大都是既有电阻又有电感的感性负载，在它们运行时既要消耗由系统供给的有功功率，还要吸取交换无功功率。据统计在农村电网中，电动机为建立并维持三相旋转磁场所消耗的无功功率约占60％，变压器为建立并维持三相交变磁场所消耗的无功功率约占30％，其余10％是线路所要消耗的。因此，为使电力系统多带或多发多送有功功率，少发少送无功功率，或在系统无功功率供给不足时，就要在电感性负载点或附近加装无功补偿设备，进行无功功率就地补偿。
（2）进行无功补偿可降低电网中的功率损耗或是电能损耗。电网不仅在给用电设备输送有功功率时造成（更多精彩文章来自“秘书不求人”）有功损耗，同时在给用电设备送无功功率时也造成有功损耗。即：
△P∑=△Pp+△PQ
=(P/U)×10-3＋（Q/U）2R×10-3
＝
从上式显见，当电网结构固定，即R一定，输送的有功功率P一定时，有功功率损耗△P∑的大小取决于无功功率Q的输送量，而且与其平方成正比。因此，很有必要在电网的用电负荷点进行无功补偿，减少电网的无功功率输送量，降低电能损耗。
（3）进行无功补偿可减少电网中的电压损失，提高电压质量。电网中无功功率Q的输送量还将造成电压损失，使线路首未端有一个电压差，使用电设备发生电压波动，用电电压质量难以确保。即：
△U=（PR+QX）/ Ue ＝PR/ Ue +QX/Ue
从上式显见，电网中电压损失的第二部分和输送上的无功功率Q成正比。在架空线路中，当导线载面积较大时，电抗X要比电阻R大2～4倍，而变压器绕组的电抗比电阻大5～10倍。在此种情况下，QX/ue》PR/ue，成为电网电压损失的主要组成部分，即△U≈QX/Ue。因此，为了减少或抑制电网中的电压损失，提高电压质量，就必须在各用电设备处进行无功补偿，以减少电网中无功功率Ｑ的输送量。
（4）节约设备容量，提高电网输送功率的能力
从所周知，无功补偿可以提高负荷的功率因数，因此在输送相同的有功功率下，就可以使设备容量减少，从而节省其投资。从另一方面讲，在设备容量一定的情况下，由于无功补偿而使功率因数提高，也使电网或设备输送有功功率容量增大，减少变配电设备投资。
综上所述，电网进行无功补偿的作用是多方面；益处是较多的，效益是显著的，应大力推广应用。
三、农村电网进行无功补偿的要求
（1）无功补偿的原则。为了使电网补偿能取得最佳的综合效益，应遵循这样的原则：全面布局，分级补偿，就地平衡，（2）无功补偿的侧重点：①、集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；②、降损与调压相结合，以降损为主； ③、输电网补偿与配电网补偿相结合，以配电网补偿为主；④、供电部门进行补偿与用户补偿相结合，以就地平衡为主。
（3）无功补偿的标准：遵照电力部《电力系统电压和无功电力管理条例》，无功补偿对功率因数做了如下规定：①、高压供电的工业及装有带负荷调整电压设备的用户，功率因数为0.95以上；②、其他工业用户功率因数为0.90以上；③、趸售和农业用户功率因数为0.80以上。
四、农村配电网络电容补偿方式
1、单一地在变电站进行集中补偿。
（1）负荷集中的工业35KV变电站的无功补偿。对以工业负荷为主的35KV变电站；一般具有线路较短，负荷集中、负载率较高的特点。因此，所需无功要求做到就地平衡，即变电站的无功补偿容量按满足主变压器的励磁无功功率和漏抗无功损耗的要求确定，以减少35KV输电线路输送无功功率引起的有功损耗。
因变电站主变的无功损耗为：
△Qb＝I0%Se/100+Uk%ß Se/100
对农网35KV变电站，上述可简化为：
△Qb=（0.10～0.15）Se
所以，变电站集中补偿容量确定为：
QC=△Qb=(0.10~0.15)Se
当10KV母线电压较高、超过额定电压110％时，为了避免电容器的长时间过电压运行，可采用电压等级较高的电容器，如13/√3或12√3系列的电容器。
（2）负荷分散的农村35KV变电站的无功补偿。对以农业负荷为主的35KV变电站虽年均载率较低，但负荷起伏变化较大，功率输送距离较远。因此，所需无功除补偿主变的无功损耗外，还要满足供电区的高峰无功负荷的需要。困此，对于这种类型35KV农网变电站的集中补偿容量确定如下：
QC=(0.2～0.3)Se
考虑到变电站初建时负荷较轻，补偿工作可分期进行，待负荷上去后，再将补偿容量逐渐增到主变容量的（20％～30％），同时，宜将集中补偿的电容器分为两组，在负荷高峰时，全部拨入运行，在负荷低谷时，切除一组或全部切除。
从上可见，单一地在变电站进行集中电容补偿其综合效益的提高是有限有的，因为①补偿电容器集中装于变电站，在变电站以下用户的无功功率仍需经过长距离线路的输送，无功功率及有功功率均产生损耗，所以，这种方式对10KV配电网线路的降损作用效果不明显。②电容器集中装于变电站，一方面大容量的电容器全部投入运行，在负荷轻时变电站线电压值往往升得过高，以至要对电容器撤出运行，待负荷升高后再投入运行，这不仅给运行管理带来了不方便，同时，也减少了电容器的利用小时，增加了电容器的损坏率，因此，集中补偿的电容器容量不宜过大。另一方面从调压效果来看，集中补偿对变电站线电压的提高是有限的，母线电压的提高，势必对变电压附近的用户产生较大影响，而对要解决配网未端电压偏低的问题侧作用不大，当未端电压超过10％时，母线电压提高5％仍不能使未电压达到要求。
2、分散补偿，主要指10KV配电线路的补偿，0.4低压配电网及随机被偿。
（1）10KV配电线路的无功补偿：
①补偿容量的计算确定。从配电网线损理论计算得知，线路上配电变压器的空载损耗（即铁损或无功励磁损耗约占配电网总损耗的70％左右；这说明配电变压器的无功损耗在配电网无功总损耗中是极其重要的组成部分。因此10KV配电线路的无功补偿总容量可按被偿线路上配电变压器总励磁无功功率的原则，同时考虑10KV配电线路分散补偿比35KV变电站集中补偿较为薄弱的实际情况，进行计算确定即：
QC= ΔQbo=
因农网10KV配电网线路负荷分散，负荷轻、变化大，为了避免配在配电变压器空载进造成过补偿，或在线路非全相运行进易产生铁磁谐振的情况，也可按下式计算确定10KV配电线路的分散被偿容量。
QC=(0.95～0.98)
其中配电变压器空载电流百分I0％取线路上配电变压器空载电流百分数的加权平均值：
②10KV补偿电容器安装点的确定。为了最大限度地减少配电线路的电能损耗，使其补偿获得最佳效果，分散补偿的电容器在线路上的安装点应尽量合理。同时还应考虑维护方便，便于巡视检查，其安装地点宜靠近村庄或农村配电房。
经计算，电容器安装地点具体如下：当线路上只装设一组时，宜安装在距首端2/3处，当装设两组时，第一组为2/5处，第二组为4/5处，各组补偿容量约为线路总补偿容量的1/2；当装设三组时，第一组为2/7处，第二组为4/7处，第三组为6/7处，各组补偿约为线路总补偿的1/3。
（2）0.4KV低压配电网及随机补偿
①、大宗工业用户和乡镇企业的无功补偿。大宗用户和乡镇企业的用电设备无功补偿可采取低压母线就地集中补偿方式，补偿容量可按在用电高峰月份有功功率的平均值，将负荷功率因数提高到所需数值的方法，进行计算确定即：
QC=
或
为了避免COS值发生较大的起伏波动，可将电容器分作2-3组，分别并联到0.4KV母线上。在负荷高峰时，投入电容器２～3组；在负荷低谷时，退出电容器１-2组。这样处理可防止低负荷时因变压器铁芯饱和形成过流，损坏电容器。
②单台电机的随机补偿
单台电机的无功补偿，一般是将电动机空载时的功率因数补偿到1（即COSΦ2=1）。因为电机空载时的无功负荷小，补偿后在满载时电动机的功率因数仍为滞后。否则，如果将满载时的功率因数补偿到1，在电机空载或轻载时就会使功率因数超前，这将导致过补偿，对电机和电容器都有危害。
根据上述补偿原则，电机的补偿容量可按下式计算确定。对于惯性较小的电动机（如风机等）：
QC=(0.95～0.98)√3UeI0
对于惯性较大的电动机（如水泵等）：
QC=（0.9～0.95）√3UeI0
电动同的空载电流I0，可按下式计算确定：
I0≈2Ie(1-cosФe)
功率因数可根据月末有功和无功电量，计算月平均功率因数。
宿州电网无功优化现状分析 第3篇
【摘要】阐述了电力系统无功优化的意义，介绍了目前宿州电网无功优化的原则和主要措施，并提出了今后需要注意的问题和研究方向。
【关键词】无功优化；原则；措施；研究方向
Abstract：The paper expound the Significance for reactive power optimization，introduced the principles and measures of Suzhou Reactive Power Optimization， and put forward some problems that need attention in the future research directions.
Key words： Reactive power optimization； principles； measures； research directions
1、电力系统无功优化的意义
随着国民经济的迅速发展，用电量的增加，电网的经济运行日益受到重视。节能降损，提高电力系统经济运行是电力系统面临的重大课题，更是电力系统研究的主要方向之一[1]。电力系统无功功率优化和无功功率补偿是保证电力系统安全、经济运行的一项有效手段，是提高电压质量的重要措施，也是指导调度人员安排运行方式和生技部门进行电网无功规划、研究节能降损不可缺少的工具。
2、无功优化与控制的基本原则
目前宿州电网无功优化的基本原则主要是依据《安徽电网无功配置原则》来进行分析：
（1）无功就地平衡、分散补偿原则。无功功率不适宜远距离输送，系统中应尽量无功流动。对无功功率的分配，应该先按照就地平衡分散补偿的原则进行；（2）电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统高峰和低谷运行方式下，分层和分区的无功平衡；（3）保持各节点电压合格，并有适当的事故备用容量。特别是能够快速补偿的无功余量，从而有利于系统快速跟踪负荷的变化，应对突发事件，进一步提高电压质量，保证电压的合格性。
3、无功优化与节能降损的主要措施
3.1通过无功补偿来实现节能降损
合理地配置无功补偿装置，可以降低线路与变压器的有功功率损耗，提高负荷的功率因数，改善电压质量，提高线路和变压器的输送能力。
3.1.1提高功率因数降损
按照无功就地平衡的原则来配置补偿装置，可提高负荷的功率因数，减少无功远距离输送。将功率因数由cos1提高到cos2时，线路中的降损率为[2]：
从表中可以看出，在原有功率因素cos1不变的情况下，提高后的功率因素cos2越大，损失降低率就越大。
宿州电网地处皖北地区，属安徽省调管辖，负荷相对较小，而发电机较多，所以系统整体电压偏高。正常方式下，各个变电站的电压合格或个别点偏高，只有在非正常方式下系统电压才出现局部时间段偏低。根据宿州电网自身的特点，设宿州全区功率因数的上、下限值分别为cos上、cos下，原则如下：
（1）当任一220kV母线电压越上限（236kV）时，设定cos上为0.93（宿州供电公司低谷功率因数基准值），cos下设定为低于0.90；
（2）当任一220kV母线电压越下限（214kV）时，设定cos上为0.99，设定cos下为0.95（宿州供电公司高峰功率因数基准值）；
（3）当全区220kV母线电压都正常时（214—236kV），cos按第（2）项原则设定，以保证电压在合格的范围内。
3.1.2降低线路运行时的电压损耗
3.2无功补偿的配置
3.2.1配置原则
宿州地区现有10座220kV变电站，29座110kV变电站和1座35kV变电站，根据《安徽电网无功配置原则》中“统一规划，合理布局，分级补偿，就地平衡”的原则，现在最常用的无功补偿装置有以下三种：
（1）调节发电机的机端电压
在各种调节方法中，调节发电机机端电压应放在首位，因为调节发电机机端电压不需要任何经济手段并且是最直接有效的调压方法，合理的调节发电机机端电压可减轻其他调压措施的负担。
（2）调节变压器的变比
使用变压器的变比调压，只允许电力系统无功功率水平比较高，局部电压较低时进行，故调节变压器变比有调节次数的限制，不宜调节过频繁。
（3）投切无功补偿装置
对于无功功率不足的系统，首先要增加无功功率的电源，如采用并联电容器、调相机或静止无功补偿器等。因投入无功补偿装置可使母线电压升高，故无功补偿装置也有切投次数的限制，不宜投切过频繁。
考虑到调节变压器变比和投切无功补偿装置对变电站高压母线电压的影响，为使宿州电网保持良好的稳定性和较高的电能质量，现制定“九区图”进行优化并控制，如下：
其中U上为电压合格范围内的上限，U下为电压合格范围内的下限，cos上为功率因数的上限值，cos下为功率因数的下限值。
根据电压U和功率因数cos的值對应在“九区图”中的区，就能通过无功补偿装置很好的进行电压调节及无功优化，“九区图”对宿州地区电网合理的利用无功装置来优化无功及节能降损起到了很好的指导作用。
4、结论
电力系统无功优化是在有功负荷、有功电源及有功潮流分布已给定的情况下，通过调节发电机的机端电压、调节变压器的变比及切投无功补偿装置等方法来满足电力系统无功负荷的需求，通过无功优化，可以给电网的运行带来以下好处：（1）使电网各点电压在允许的范围内，从而保证电网供电的电能质量；（2）减少电网的运行损耗，节约电能，提高电网运行的经济性；（3）使电网的无功潮流减少并合理分布，减轻线路、变压器及用电设备的负荷；（4）改善电网的安全性，减少事故发生率。
但在实际操作中，发现在进行无功补偿的同时，如补偿过度，则会引起变压器二次侧电压升高，导致电力线路及电容器自身的损耗增加，甚至引起无功倒送，增加变压器损耗和电容器的有功损耗，
所以，从地区电网全网的层面出发研究电压无功优化控制的重要性日益凸显。如何使系统运行的安全性和经济性完美的结合在一起，是电力工作者需要面对的严峻课题。
参考文献
[1]孙红梅，吴婷婷.浅谈电力系统的无功优化和无功补偿[J].科技博览，2010（27）：75
[2]时丕军.浅谈电网无功优化与节能降损[J].中国产业，2010（6）：65-66
作者简介
朱晓露（1986-），女，湖北宜昌人，宿州供电公司调控中心二次专责，主要从事电力系统保护整定、无功优化和潮流分析工作。
电网无功、电压调整分析与策略 第4篇
1 无功、电压调整原则
明确电网无功、电压调整原则是进行无功、电压调整工作的前提, 其主要原则有:
1.1 无功调整分层、分区和就地平衡原则。
电网应尽量保持各电压层间的无功功率平衡, 并随负荷或电压适时进行调整。电网由于输电线路和变压器阻抗的存在, 远距离传输无功功率不但要产生无功损耗, 而且还会带来有功损耗和电压损耗, 所以无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则, 保证电网无功功率的供需平衡, 且不得因过补偿而造成无功功率倒送。无功功率平衡直接关系到电网的运行电压水平, 电网的无功功率平衡是维持电网电压水平的必要条件。
1.2 电压调整分层平衡和就地平衡调压原则。
当需要提高电网电压时, 先将电压最低地区的电厂及无功补偿设备调至最大, 从低到高电压等级顺序投入电容器, 从电网受端向主电网的方向逐步提高电压;当需要降低电网电压时, 先降低主电网电厂及中枢点的电压, 然后再减少地区电厂的无功功率, 从高到低电压等级的顺序切除电容器, 从供端向受端方向逐步降低电压。
1.3 电压调整逆调压原则。
220kV及以下电网一般采取逆调压, 在负荷大时为了抵消线路上增大的电压损耗而提高中枢点电压, 在负荷小时为了防止负荷点的电压过高而降低中枢点电压。
2 无功、电压实际运行情况分析
电网中的无功功率大小与电压高低两者密不可分、相辅相成。在额定电压附近, 电网中发电机供应的无功随电压升高而降低, 随电压的降低而升高;电容器供应的无功与电压的平方成正比, 随电压的升高而升高, 随电压的降低而降低;电网中的无功负荷消耗需求随电压的升高而升高, 随电压的降低而降低。当电网中无功供需平衡时对应的电压即母线电压。当无功需求增加而无功供应不足时, 母线电压降低;反之, 当无功供应多于无功需求时则母线电压升高。
通过改变发电机转子回路的励磁电流的方法调整发电机无功出力、通过投切电容器来改变用电负荷的功率因数的方法调整负荷对无功的需求等都可以调整无功功率。通过无功功率的改变从而调节母线电压。另外还可以通过调节有载调压开关的分接头, 通过改变主变变比的方法来调节母线电压。
以某供电小区为例, 220kV A变电站通过110k V线路B供110kV B变电站, B站通过110kV线路C供110kV C变电站, A、B、C站低压侧电压等级均为10kV。该供电小区接线图, 见图1。当需要进行无功、电压调整时, 其分析和策略如下:
2.1 无功、电压调整的时机。
调控员应根据电网日负荷曲线、监控告警及日常调压经验等来综合判断武功、电压调整的时机。电网典型日负荷曲线图, 见图2。
从图中可以看出每日06:00左右, 负荷开始登峰并且速度较快, 在3小时内增幅达15%左右, 根据变压器电压变化率可知随着主变负荷的增加, 电压将持续降低至下限, 甚至更低, 如果不及时进行调压将造成电压异常或电网一类障碍。根据电压调整提前补偿和逆调压原则, 一般在05:00左右即可采用投入电容器的方式来提高母线电压。
在实际调压工作中, 以该电网3月21日采用的是随着负荷的增长陆续调压的方式进行, 3月22日采用的时在负荷登峰前1小时左右开始调压, 从当日操作电容器的总数量来看, 21日投停电容器操作共计120次, 22日投停电容器操作共计95次, 可见提前进行无功补偿更为有效。
在高峰负荷来临之前提前投入电容器进行无功补偿, 使电网电压提高至上限运行, 这样可以防止高峰负荷时电压的过分下降。如果在电网电压已经下降后在采取调压措施, 由于电容器和线路的充电功率与电压的平方成正比, 在电压低时其实际无功补偿能力大大降低, 往往使电压调不上去。
2.2 整体分析、调整供电小区无功、电压。
查看并分析该供电小区无功、电压数值。以图1中区域ABC为例, 需要查看A站、B站、C站的主变功率因数和各级母线电压情况。根据不同的情况, 采取不同的调整策略。
(1) 当A站、B站、C站的功率因数均偏低, 10k V、110kV电压普遍偏低时, 则根据分层、分区和就地平衡原则需要从受端向供端 (即从区域C到区域BC, 再到区域ABC) 逐步投入C站、B站、A站的10kV电容器进行无功补偿和升压调整。在投入每一台电容器前要根据该电容器的容量进行预判, 判断投入该电容器后是否会引起无功倒送和电压越上限, 如果有可能发生无功倒送则停止投入该电容器, 选择其它容量的电容器;如果有可能使电压越上限, 则下调有载调压主变分接头减少供端经主变流入受端的无功后, 再投入电容器。
如果投入C站、B站、A站全部电容器之后, 无功平衡, 但电压仍低, 则在保证220kV电网无功充足的前提下, 采取上调主变分接头的方法进行调压。
如果投入C站、B站、A站全部电容器之后, 电压合格, 各主变功率因数较低, 仍有无功缺额, 则应采取调整运行方式或限电的方法进行调整, 最终将功率因数和电压值调至正常范围。
(2) 当A站、B站、C站的功率因数均偏高, 10k V、110 kV电压普遍偏高时, 则应从供端向受端 (即从区域ABC到区域BC, 再到区域C) 逐步切除A站、B站、C站的电容器, 在切除电容器时要对功率因数进行预判断, 防止切除电容器后功率因数越下限, 如果有可能越下限则选择其它切除容量的电容器;还要进行电压预判, 如果切除后电压可能越下限, 则上调档位后再切除该电容器。
如果切除A站、B站、C站全部电容器之后, 无功平衡, 但电压仍高, 则采取下调主变分接头的方法进行调压。
如果切除A站、B站、C站全部电容器之后, 电压合格, 各主变功率因数较高, 仍然无功过剩, 则应采取调整运行方式方法进行调整, 最终将功率因数和电压值调至正常范围。
2.3 局部分析、调整某变电站站无功、电压。
查看并分析某站无功、电压参数。以图1中区域C为例, 查看C站的主变功率因数和各级母线电压情况。根据不同的情况, 采取不同的调整策略。
如果功率因数正常, 无功平衡, 电压越限, 则可优先通过调节主变分接头来调整, 然后再投切电容器。
如果电压正常, 无功越限, 则可优先投切电容器, 然后再调节主变分接头。
当电压越下限, 是优先投电容器还是优先上调主变分接头, 应根据功率因数来判断, 功率因数低则优先投电容器;功率因数高, 则优先上调主变分接头。
当电压越上限, 是优先切电容器还是优先下调主变分接头, 也应根据功率因数来判断, 功率因数低则优先投电容器;功率因数高, 则优先下调主变分接头。
此外, 应注意只有在电网无功富裕和相对平衡的变电站才能用调高主变分接头的方式来提高中低压侧电压, 在无功不足的电网应避免采用。
3 结论
无功、电压调整是一项比较复杂的工作, 需要结合各种因素统筹考虑, 只有坚持无功、电压调整原则, 并结合现场实际情况, 才能做好无功平衡和电压调整工作, 才能保证电网安全、稳定、经济运行。
参考文献
[1]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2004.
无功补偿与电网分析 第5篇
1.1电压是电能质量的主要指标之一，电力系统的无功补偿和调节手段，是保证电压质量的基本条件。改善、提高电压质量必须认真做好无功平衡和无功补偿工作。
1.2在电网建设和改造过程中应配备足够数量的无功补偿，满足电网运行需要。
1.3在电网运行上要充分利用现有的无功补偿设备，进行合理的无功功率调度，做到无功功率分区、分层控制，降低网损，提高电网的经济效益。
1.4电压和无功管理实行在生产副经理领导下的分级责任制。
1.5本标准适用于**电网。
1.6本标准如与上级有关管理制度相抵触之处，则以上级有关管理制度之规定为依据执行。2 规范性引用文件
SD325-89 《电力系统电压无功电力技术导则(试行)》
能源电11988)18号《电力系统电压和无功电力管理条例》
能源电［1993］218号《电力系统电压质量和无功电力管理规定(试行)》 3 术语和定义
6.1.4分析正常和特殊运行方式下，调压工作存在的问题，并提出改进意见，做到月有分析、季有小结、年有总结。
6.1.5建立台帐，它包括无功补偿容量(包括用户各分片容量和全网总容量)及其投运率；各用户的力率和各分片力率和全网的力率，按月上报主管领导及有关部门。
6.1.6调度中心建立《电压无功相关设备运行记录簿》。
6.1.7半年进行一次无功优化潮流计算。
6.1.8值班调度员应经常监督系统电压控制点和监视点的母线电压，使其保持在电压曲线允许的偏差范围内，当母线电压超出允许的偏差范围时，值班调度员应采取措施，使中枢点的电压恢复正常。
6.2供电所、变电站日常应做好如下工作
6.2.1各变电站要建立电容器技术档案，记录设备技术参数及定期试验、检修、故障等情况(包括投停时间、保护动作情况、故障原因、数量及编号等)。并将电容器损坏情况及时上报主管部门(生技部、调度中心)。
6.2.2各变电站负责本站管辖的调压装置、无功补偿设备及电压监测装置的运行维护，出现问题及时报告有关部门，不断提高设备投入率及运行水平，按期填报《变电站电压及无功补偿设备运行月报表》。
6.2.3负责本单位供电及用户电压监测点的电压监测和无功“界面”功率因数的考核工作，按期填报《各所电压合格率月报表》(见附表六)及《变电站无功“界面”考核月报表》。
6.2.4各变电站值班人员应按规定的电压允许偏差范围监视母线电压。当母线电压超过允许的偏差范围时。可不待值班调度员的命令，自动调整电压及投切电容器。对同时装有有载调压变及无功补偿并联电容器装置的变电站，应优先投入并联电容器装置。电压的调整以有载调压变压器分接变换为主要调压手段，只有在母线电压超过规定值，同时分接位置已位于端部位置，再切除并联电容器装置。经调整后母线电压仍超过允许偏差范围时，应报告值班调度员进行处理。
6.2.5市场营销部按照供用电规则考核用户力率，对用户的无功补偿设备的安全运行、投入(退出)时间、电压和力率等情况进行监督和指导，并按期填报《用户功率因数考核统计月报表》。
6.3市场营销部日常应做好如下工作
6.3.1根据所、站上报情况，及时提出整改措施，对无功补尝不足的用户要求定期补装，如仍不增加补偿设备又不申明理由的用户，可根据情况限制供电。
6.3.2要求新增用户应在办理接电手续前，配套安装必要的无功补偿设备，并配置自动投切装置。对新装用户在电网高峰负荷时的功率因数应达到下列规定：高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的电力用户功率因数为0.90及以上，其他100kVA(KW)及以上电力用户和大、中型电力排灌站功率因数为0.85及以上。趸售和农业用电功率因数为0.85及以上。对功率因数未达到上述规定的新用户，应拒绝接电。
6.3.3按无功功率“界面”计量装置要求，根据调度中心及供电所的情况报告，及时组织有关部门更换、修复故障表计，保证表计的准确性。
6.3.4根据供电所对用户无功补偿设备运行状况调查，及时组织有关部门处理用户相关设备的故障。
6.4生产技术部日常应做好如下工作
6.4.1根据调度中心及变电站运行情况报告，对电压调节、监测装置，无功补偿设备出现的问题，及时组织有关部门处理，保证调压装置、电压监测装置及无功补偿设备随时保持完好状态，并经常具备额定出力运行的能力。
6.4.2根据供电所上报电容器损坏情况，在大修或更改计划中立项，购置必要的备品备件。
6.5计量所及试验所日常应做好如下工作
6.5.1根据电压监测、无功调整及负荷管理需要，严格按规定周期校验所有下列相关表计，发现问题及时处理主变高压侧一电流表、无功电力表主变中、低压侧一电流表、有功、无功电力表及有功、无功电能表35kV线路：电流表、有功、无功电力表，县区间分界点还应有指示送、受电量的有功及无功电能表10kV线路：电流表、有功电能表
6.5.2根据调度中心通知完成无载调压变主变分接头的调整。考核办法
7.1考核对象：调度中心、供电所、高压试验班、计量所、生技部、市场营销部。
7.2考核内容
7.2.1电调中心：总分100分
a).综合电压合格率(20分)：实际综合电压合格率未达到96％，需有分析报告及改进措施，对于确属系统运方要求，硬件配置仍不完善等客观原因造成电压合格率达不到要求，可暂不考核，非上述原因，每降低l％扣2分。
b).按期填送报表(40分)：典型日实测潮流图、电压水平图按要求在每月的月末日前报送主管领导及有关部门；每月10日前将《电压综合合格率报表》报至生产技术部
c).定期开展无功潮流优化理论计算(20分)：每年的二次理论计算应分别在五、十一月份完成，并将计算结果上报主管领导及有关部门，每超过一个月扣10分。
d).调度运行及时调整系统运行方式及无功出力(20分)：根据调度值班人员是否时掌握系统运行方式变化，调整无功出力，并对控制系统电压有一定效果进行评分。
7.2.2供电所：总分100分
a).按时报送报表(10分)：每月5日前将上月各所辖电压监测点母线电压统计结果《各所电压合格率月报表》、《用户功率因数考核统计月报表》、《电容器安装及运行情况月报表》、《变电站无功界面考核表》报送调度中心，每月16日晚班各变电站将典型日(15日)本站110kV出线输送潮流和各侧母线电压按7时、10时、16时、20时四个时段报至调度中心，未按时报扣3分。
b).报表的准确性(10分)：要求按规定填报，正确无误，不得弄虚作假。每发生一次差错扣2分，虚作假一次扣5—10分。
c).报表的完整性(10分)：要求报表条理清晰完整，对各类电压合格率低于96％者、电容器的可调率低于96％、无功界面的平均力率低于0．9以及电容器的投入率低者，要有分析报告。否则扣10分，分析报告的质量占5分。
d).运行值班人员及时投退无功补偿设备和调整主变分接头(20分)：电压无功管理领导小组对各变电站的无功界面力率和电容器的投切情况进行定期或不定期抽查，发现电压在允许范围，无功界面力率满足要求，需投电容器而未投者，或发现电压在允许范围，需切电容器而未切者，每发现1次扣5分，3次以上者此项不得分。
e).调压、监测、计量装置及无功补偿设备的运行维护(20分)：运行值班人员发现上述设备出现异常情况，应立即向有关部门及调度中心汇报，变电站和调度中心应做好记录以备待查。电压无功管理领导小组连续抽查2次发现相同问题未及时上报者，扣该变电站5—10分。对各所所辖设备，各所应接到调度指令后组织人员在72小时内修复，若无法修复应向调度说明情况，并抓紧修复，否则扣5－10分。
f).所辖用户的电压无功管理(20分)：利用每月结算电费机会，调查用户无功补偿设备运行情况及存在问题。对用户的无功补偿设备出现故障，应及时向用户发出整改通知，并督促及时修复。对功率因数连续两个月达不到要求的用户，在报表中备注原因分析或整改措施，没有分析报告者扣5分。若是用户本身无功补偿容量不足造成功率因数不能达到要求，限期二个月内进行整改，第三个月如仍是因为上述原因达不到要求，扣5分。
g).变电站运行值班人员应会使用电压监测装置(10分)：变电站应保证每1值至少有1人会使用该装置。对各站电压监测装置的使用情况抽查2次，若发现当值无1人会使用该装置，扣10分；对不定期抽查发现1次扣5分。
7.2.3市场营销部：总分100分
a).改善已投运用户功率因数(30分)：根据供电所报表反映情况进行监督。对督促不利，在用户提出整改措施后第三个月仍是因为无功补偿不足造成功率因数达不到，扣3分。在接到供电所报告后，2天之内通知有关部门进行处理，每推迟1天扣2分。
b).新装用户功率因数把关(40分)：对新装100kVA及以上容量的用户的无功补偿容量按照调度中心提供数据进行配置。未按要求督促用户装设足够无功补偿即同意投运，扣10分。c).及时更换修复故障表计(30分)：在接到供电所或调度中心报告后，2天之内组织关部门进行处理，每推迟1天扣2分。
7.2.4生产技术部：总分100分
及时修复补充更换无功电压相关设备，在接到供电所或调度中心报告后，72小时之内组织有关部门进行处理，每推迟1天扣3分，在10日内处理好，未修复者需有原因报告，否则，未经主管领导同意，按《电业事故调查规程》的规定进行安全考核，并扣15—20分。
关于低压电网无功补偿问题的讨论 第6篇
【关键词】低压电网；无功补偿；效益
在经济条件、区位等因素限制下，有些地方对无功补偿还没有正确的判断与认识，也不清楚在低压电网运行条件下（如380/220V），应对各类公用变压器等采取必要的功率补偿措施，从而导致各地很多低压电网线都受到不同程度的损害。基于这点，探讨和研究针对低压电网的补偿方法，有着极大的现实意义。
1.低压电网无功补偿的概述
1.1 无功补偿的概念
无功补偿，简单来说，是对低压电网无功功率提供补偿，使其功率因数不断增加，从而不断提高供电变压器的运行效率，营造出稳定、靠谱的供电环境。低压电网无功补偿，通过选择相应的补偿方法及装置，能有效降低低压电网所造成的损耗，逐步减少电压波动及谐波，确保电压能保持稳定。针对小系统而言，可通过无功补偿方法来调整三相不平衡电流，相与相间的电容、电感等能实现有功电流向相间转移。现实中，只需在各相间连接各个容量的电容器，便可使各相的有功电流保持平衡，将各相功率因数增加到1。而在大系统中，无功补偿还具有逐步提升电网的稳定性，对电网电压进行调整等用途。
1.2 低压电网中的无功补偿的作用
低压电网无功补偿，可有效提升电网内部电压的稳定性，逐步改善电压质量，并通过降低电力传输及电能损耗，使供配电设备能拥有更强的供电能力。实际中，工矿企业中所配备的供配电系统，通常都离不开无功补偿装置的存在。利用无功补偿，可使配电设备的利用率及电网电压质量得到有效提升，从而帮助企业实现低碳节能目标。对企业而言，其功率因素的大小直接与电价挂钩，如企业要减少电力成本，就应在电力设备节能与用电设备的功率因数这两方面下功夫。而无功补偿则是帮助企业增加其电网功率因数，实现节能低碳目标的重要举措。
与此同时，无功补偿还能帮助企业降低其内部电力系统的耗能。《全国供用电规则》中明确表示：针对高压供电用户而言，功率因数应高于0.9，而对于其他电力用户而言，其功率因数也应高于0.85，如果功率因数小于0.7，则不应进行供电。假如实际低压电网不符合上述要求，我们就必须安装相应的无功补偿装置。通常上述分析，我们可看出，不管是对低压电网、供电还是用电企业来说，无功补偿都有非常关键的作用。
2.低压电网无功补偿原理及方法
2.1 低压电网无功补偿原理
在配电网中，有不少用电设备都属于感性负荷，如感应电动机，与电压相位相比，感应电动机的电流相位要滞后的多；与感性负荷相对应的是容性无功功率，其电流相位相对于电压相位，要更为超前。因此，我们通常可用容性无功功率对感性无功功率进行补偿，从而降低电网内部的无功负荷，因超前与滞后电流间存在一定互补，即电容性负荷中的无功功率会对电感性负荷进行补偿。当电网容量保持平衡时，无功功率也会相应减少，此时的功率因数也就得到了提升。
2.2 无功补偿的方法
2.2.1 随机补偿
随机补偿，即通过熔断器后，把低压电容器组和用电设备连接在一起，并将其同用电设备展开投切。这种补偿方法主要有下列优点：使用过程中无需投入无功补偿，关闭补偿设备后，用电设备也会停止运转，这就不需要我们对补偿容量做出调整；该种补偿方法投资和占位相对较少、且配置、安装起来较为简便，不容易出现事故等等。概括来说，随机补偿多以补偿励磁无功为主，其通常是对用电设备内部的无功消耗提供补偿，且能对电网的无功峰荷予以限制。
2.2.2 随器补偿
随器补偿，和随机补偿相似，它也需要通过低压熔断器，将低压电容器和配电变压器连接起来，对空载状态下的配电变压器提供功率补偿。值得一提的是，在空载或轻载的状态下，配电变压器的大部分无功负荷为空载励磁无功，尤其对于轻负载配电变压器而言，它的损耗在供电能量中的占比极高。该种补偿方式大体包含下列几个优势：接线较为简便，维护检修难度较小，能对电网无功的基荷予以限制，并最终实现对高配电变压器的无功降损功效。随器补偿的经济性价比相对较高，因此其在现实中得到了广泛应用。
2.2.3 中间同步或静止补偿
上述补偿方法，即在无距离低压电网线路中，通过安装部长装置，如一台同步调相机或者是静止补偿装置，从而对其进行无功补偿。在线路传输过程中，该种方法可有效提高电压的稳定性，并能降低多条输电线路的损害，其调节功效较为显著。此外，还有网损微增率补偿法、跟踪补偿以及低压集中等众多补偿方法，其通过对低压电网实行补偿，对电压的稳定性及电能利用效率的提高，也有一定的效果。
3.低压无功补偿装置的接线及安装技术
3.1 低压无功补偿装置的接线
在实际中，装置监测点的接线，实质上指的是补偿装置中的电流引入点，我们通常比较容易发现。电流引入点，即被补偿系统中对补偿装置电流互感器所设立的安装点。而电容器组引入点，是设立在被补偿系统中的总进线接点。应提出的一点是，掌握接线方法非常重要：应将负荷的供电电源作为接线依据，在电容器组总进线的节点电源处设立电流感器安装点，从而使无功补偿装置对有功和无功功率等数值进行实时检测，为判断无功补偿装置的投切效果提供数据支撑。
3.2 技术要点
现实中，在对低压无功补偿装置进行安装时，有下列几个问题要引起重视：接入控制器中的电流方向、电压相位不能出错，为逐步提升其安全系数，在装置安装后的第一次运行前，要对智能控制器上显示的电流、电压相序等做全面的检测和了解。其次，分补电容器应与应补单相负荷相适应，即要把功率因素偏低的该项投入到与之相应的分补电容器中。第三，要对总电流进行监测（一般可通过电流传感器予以实现）以便掌握电容器中电流相位的动态及变化。
3.3 效益评价
国家电网公司曾明确表示，功率因数值不符合标准的，应切实催促供电企业等进行补偿装置的安装，以减少电网损耗。补偿装置的安装，是基于长远利益而采取的一种有效措施，有着非常重要的现实意义。伴随着该项措施的逐步落实，用户将变成最大和最直接的获益者，供电系统也可获得更好的完善与发展。低压无功补偿装置不仅能带来可观的经济、环境及社会效益，其对全面小康社会的构建等都有很大的促进作用。由此，虽然不少地方面临着资金不足等问题，不过为长远发展，也应予以克服。
4.结论
低压电网无功补偿可对电网系统进行优化，从而逐步改善电压质量。无功功率不同，我们应酌情选择相应的无功补偿方法及补偿装置，通过无功功率因数的增加，以实现线路与配电变压器等降损之目标，推动社会稳步向前发展。
参考文献
[1]刘建强.配电系统无功补偿技术方案比较[J].广东电力，2011（1）.
[2]吴耀文.三级电网体系结构智能规划的若干关键问题研究[J].武汉大学，2012（3）.
[3]李文辉，罗海浅.谈低压无功补偿装置的几种接线方式[J].科技风，2012.
无功补偿与电网分析 第7篇
关键词：消弧线圈,自动补偿,TMS320F2812,波形,分析仿真,Matlab
以某660 V电网为例,利用Matlab的Simulink软件包,对电压和电流的波形进行了仿真。结果表明调容式自动补偿装置可以广泛用于电力系统。
1 调容式消弧装置补偿原理
成套系统由消弧线圈、电容调节柜、PT、Z型接地变压器和调节控制柜等多部分组成,其一次接线图如图1所示。消弧线圈一次侧等值电感量的改变是通过在二次绕组上并联不同容量的电容器。通过控制串联双向可控硅开关的通断来实现电容器的投切。根据测量到的电网对地电容电流值,来选择不同容量的电容器组合,调节消弧线圈电感值,实现系统的动态调谐,为确保系统在正常运行时中性点位移电压<15%的相电压,可对系统脱谐度进行调节,而且为避免投切时的过电压和合闸涌流问题,可使可控硅选择在电压过零时投入电容器,同时减小了系统功耗。通过串联相应大小的电抗器,可遏制消弧线圈开关动作时所产生的谐波干扰问题[1]。
2 电容电流的测量
电网的电容电流是选择消弧线圈的主要参数。测量电容电流的方法有直接法和间接法两种。
2.1 电容电流的直接测量
电容电流的直接测量,主要为单相金属接地法。该方法在消弧线圈退出运行条件下,可直接测出电网的电容电流、有功泄漏电流和作为二者向量和的全电流;在消弧线圈投入运行条件下,可直接测得消弧线圈的补偿电流、有功损耗电流和作为二者向量和的全电流,还可直接测出残余电流及其无功、有功分量,从而得出电容电流。该方法在实际测量中较少采用。
2.2 电容电流的间接测量
电容电流的间接测量方式主要包括:中性点外加电容法、外加电压法、调谐法和变频法等。除前者外,其他均是根据串联谐振原理导出[2]。间接测量法的共同特点是简便,虽无法分出有功分量和无功分量,但也可满足工程实用要求,故应用较广。
基于DSP控制的调容式电容式消弧线圈,使用的是一种间接测量接地电容电流法,即调节投切电容的档位来改变中性点的电压和消弧线圈中的电流,从消弧线圈的低压侧采集数据并计算出系统对地电容电流。由图2可得出消弧线圈接的两端电压
解式(1)有
在忽略系统阻尼的情况下,即gL+3g0、以A相为参考时,式(1)可变为
将IC=Uφω(CA+CB+CC)和IL=U0/ωL代入式(1)有
式中,L为消弧线圈的等效电感;CA、CB和CC为系统三相对地电容;∂为相因子
由式(4)可知,在同一运行方式下,通过改变消弧线圈二次侧可控硅投切状态进而调节整个消弧线圈的等值电抗,获得两组节点方程,进而可计算出三相全电容电流为
式中,U01、IL1、U02、IL2分别是两种投切档位下中性点偏移电压值和消弧线圈中流过的电流有效值。
3 消弧线圈控制系统设计
装置选用TMS320F2812的DSP作为主控芯片,其抗干扰能力强,在恶劣环境下可较好地工作。当系统谐振接地时,控制系统不断采集流过消弧线圈的电流IL和消弧线圈两端电压UN的值,在信号的每个周波内均匀地采集12点,对这12点的数据进行全波傅里叶算法后得出其有效值,并算出电容电流IC且在LCD 240×128显示模块中显示;当系统发生单相短路接地故障时,中性点电压将大幅上升,若值大于额定相电压的50%时,判断系统发生单相短路接地故障,此时装置发出接地故障信号,在消弧线圈二次侧的电压过零情况下,立即发出触发脉冲来触发双向可控硅开关,使电容器投入工作,补偿故障电流,减小残流,从而使电弧熄灭。系统恢复正常运行时,在电流过零的情况下控制系统会自动关闭双向可控硅开关,即可将该开关的投切状态恢复到初始状态。同时工作过程中的相关数据也会在LCD 240×128模块显示[3,4]。
3.1 控制系统硬件设计
控制系统的硬件结构框图如图3所示,调容式消弧线圈控制模块为整个消弧装置的核心部分,由DSP2812和控制软件组成。其采集模块经过采集和滤波等环节实时采集电网各电量来判断电网状态并计算电容电流。消弧线圈二次侧的电压过零信号与DSPI/O双口闭锁输出经过光耦隔离处理来控制双向可控硅开关,对消弧线圈二次侧电容器进行投切控制,触发速度快,可靠性高。同时控制器还为工作人员提供良好的LCD 240×128液晶显示、输入键盘、可断电保存故障记录、历史工作信息等人机界面和掉电存储模块。
3.2 控制系统软件设计
在CCS开放环境下编译程序,首先在主程序中完成系统A/D转换、故障判断,LCD显示及数据通讯初始化,消弧线圈二次测同步信号的采集与处理[5]。当系统处于正常状态时,装置不断计算电网脱谐度和电容电流并将其显示,使电网处于过补偿状态且远离谐振点。当电网处于故障状态时,在10 ms内判断系统处于永久故障或瞬时故障,若是瞬时故障,则标志位依然为0,保持系统原本测量状态。若是永久故障,则故障标志位flag置1,在消弧线圈二次侧电压过零时双向可控硅投切,对故障电流进行补偿,此时电网运行在谐振点附近且保证过补偿状态,当灭弧成功时,消弧成功标志位flag1置1,系统显示脱谐度并依然保持过补偿状态且远离谐振点。系统程序流程如图4所示。
4 实验与仿真
以某660 V电网为对象,仿真模型采用Matlab的SimPowerSystem建立,各段线路、变压器和负载等元件的参数全部按上述660 V系统实际值设定,建立了接近实际的电网单相接地模型。仿真时假设0.02 s时线路A发生单相接地,线路参数为r1=0.17 Ω/km,r0=0.23 Ω/km,L1=1.21 mH/km,L0=5.48 mH/km,C1=9.7 nF/km,C0=6 nF/km,l1=20 km。
图5为0.02 s发生单相接地故障前后A,B,C三相电压的波形及整个电网中电容电流IC和消弧线圈补偿的电感电流IL的波形。
当电网发生单相接地故障时,故障相电压为零,非故障相电压变为线电压,消弧线圈两端电压UN从零变为相电压。故障点电容电流IC变为之前的3倍,有可能在故障点形成电弧,而消弧线圈所产生的感性电流IL恰好可抵消电网中的容性电流,从而消除电弧,保证电网安全。从图5中可看出故障后电网的容性电流和感性电流相位相反,从图6可看出在系统未出现故障时,系统内存在较小的IC和IL,两者相互抵消基本为零。在故障时,故障点产生一个波动,随后逐渐为零,所以IC与IL相抵消后的残留Icl基本为零。由图7可看出,当电网故障时,UN逐渐变大,单位升至相电压这一理论值,是由于三相电网不平衡和消弧线圈的铁磁干扰所致,通常认为UN>50 %Uφ(Uφ为相电压)时判断电网为故障[7,8]。
5 结束语
文中分析了调容试消弧补偿装置在电网中的作用,利用改进的两点法算出电网的电容电流,并对其进行补偿,调容式消弧线圈控制系统,调节范围宽于通常调感式系统,采用大功率晶闸管开关无机械触点,系统可靠性高。理论分析和仿真结果表明:在系统发生单相接地时,动态快速跟踪,自动补偿接地点电容电流,可起到消弧的目的。
参考文献
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澳门电网无功补偿容量分析 第8篇
关键词：澳门电网,无功补偿容量,中长期电网规划
澳门“十二五”期间澳门用电需求年均增长率将保持在10%以上。在未来几年里,随着一批新建输变电工程的投产,澳门电网的网损逐渐增大,系统无功和电压控制不合理会导致网损进一步增大。
2009年12月,中国电力科学研究院研究了2010年和2011年澳门电网各种典型运行方式,提出了《澳门电网无功平衡研究》报告。
本文结合南方电网向澳门中长期输电的规划,研究了《澳门电网无功平衡研究》报告的欠妥之处,计算了澳门220 kV莲花变电站需要的感性无功补偿容量。
1 对《澳门电网无功平衡研究》报告结论分析
《澳门电网无功平衡研究》通过澳门电网无功平衡分析,得出以下主要结论和建议[1]。
1)在高峰负荷方式下,现有容性补偿装置不足。某些容性无功补偿装置不足的变电站的主变压器功率因数相对较低。
2)在高峰负荷方式下,线路损耗和主变压器铜耗占系统网损的主要部分,通过改善系统电压将有效降低网损。
3)在低谷负荷方式下,为了达到全网无功平衡而让所有无功补偿装置都退出运行的方案是不合理的,这将导致长距离、大容量输送无功,使网损增加。
4)在低谷负荷方式下,主变压器铁耗占系统网损的主要部分,主变压器负载率极其低。
5)澳门电网没有安装相应的感性无功补偿装置去平衡电缆线路的充电无功功率。在低谷负荷时刻,当投运的容性无功补偿装置使无功负荷平衡后,电缆线路的充电无功功率很容易导致系统电压过高。
6)应在220 kV莲花变电站安装120 Mvar低压感性无功补偿装置。
在很长一段时间里,澳门电网线路的充电功率的平衡问题并未引起重视。随着澳门电网的发展,新建电缆线路越来越多,这个问题日显突出。澳门220 kV鸭涌河变电站未安装感性无功补偿装置,其与广东电网联络线上的充电功率主要被广东电网吸收,但这增加了对澳门输电线路上的损耗,导致澳门电网的电压控制对外的依赖性更大。澳门220 kV莲花变电站预计于2011年投产,是南方电网向澳门输电通道的第二落点。从澳门电网未来的发展角度看,澳门220 kV莲花变电站装设低压感性无功补偿装置是必要的,但仅安装120 Mvar低压感性无功补偿装置还是不够的。
2 南方电网向澳门中长期输电的规划
澳门电网的负荷分布在澳门半岛和离岛。根据《2010～2020年南方电网向澳门输电规划研究》(审定版,2009.12)[2],对澳门负荷的预测结果如表1所示。
MW
目前,珠海电网对澳门220 kV输电通道为3回220 kV线路。
1) 220 kV拱北变电站至鸭涌河变电站(澳门半岛)的单回220 kV电缆线路,长度为2.7km,电缆截面为2 500 mm2。
2) 220 kV珠海变电站至鸭涌河变电站(澳门半岛)的双回220 kV电缆线路,每回长度为6.9 km,电缆截面为2 500 mm2。
根据澳门电力公司提供的资料,2011年澳门离岛新建220 kV莲花变电站,首期主变压器规模为3×180 MV·A,主变压器阻抗电压为20%。新建220 kV珠海琴韵变电站至澳门莲花变电站双回220 kV电缆线路,每回长度约为10 km,电缆截面为2 500 mm2。新建220 kV澳门鸭涌河变电站至澳门莲花变电站双回220 kV电缆线路,每回长度约为13.13 km,其中截面2 000mm2电缆(长为8.57 km)电容为0.261μF/km,截面1 200 mm2电缆(长为4.56 km)电容为0.219μF/km。
根据《2010～2020年南方电网向澳门输电规划研究》(审定版,2009.12),在澳门电网2013年高峰负荷前,考虑500 kV加林输变电工程及其220 kV配套工程建成投产,对澳门供电北通道上珠海变电站至拱北变电站单回线与拱北变电站至鸭涌河变电站单回线跳通,形成珠海变电站至鸭涌河变电站的第三回电缆通道,对澳门供电南通道上新建琴韵变电站至莲花变电站第三回电缆线路;澳门220 kV莲花变电站扩建一台180 MV·A主变压器,主变压器规模达到4×180 MV·A。2014年、2015年澳门220 kV及以上电网无新增220 kV输变电工程,与2013年网架结构一致。“十三五”期间,澳门220 kV莲花变电站再扩建一台180 MV·A主变压器,主变压器规模达到5×180 MV·A。
3 对《澳门电网无功平衡研究》的计算条件分析
《澳门电网无功平衡研究》选择2010年和2011年澳门电网4种典型运行方式进行研究:夏季高峰负荷方式(简称夏大运行方式)、夏季低谷负荷方式(简称夏小运行方式)、冬季高峰负荷方式(简称冬大运行方式)、冬季低谷负荷方式(简称冬小运行方式)。其中夏季高峰负荷方式负荷最大,冬季低谷负荷方式负荷最小。《澳门电网无功平衡研究》对2011年澳门4种运行方式的负荷预测如表2所示。
《澳门电网无功平衡研究》对与澳门电网相联的广东电网220 kV变电站被简化为等值发电机(即PV节点)。在夏季和冬季的高峰负荷方式下,珠海220 kV琴韵变电站电压标幺值设定为1.01;夏季和冬季的低谷负荷方式下,珠海220kV琴韵变电站电压标幺值设定为1.05。
根据澳门电网负荷特性,澳门冬小运行方式约为夏大运行方式的32%。《澳门电网无功平衡研究》采用的2011年澳门4种运行方式的负荷预测值基本与澳门电网负荷特性一致,但是在冬小运行方式下,珠海电网各电压中枢点电压水平偏高,要采用有载变压器抽头调整、退出电容器组、电厂高功率因数运行等措施以调节电压。南方电网向澳门输电通道的接入点(220 kV珠海变电站、220 kV拱北变电站、220 kV琴韵变电站)供电片区的输、配电线路基本为电缆,供电区域无功富余。2009年珠海电网冬小运行方式时,珠海站220 kV电压标幺值达到1.07。根据《珠海横琴新区电网专项规划》(审定稿,2010.9)[3],琴韵变电站9回220 kV出线均采用电缆型式,预计珠海电网冬小运行方式时琴韵变电站电压水平较高,所以《澳门电网无功平衡研究》将低谷负荷方式下珠海220 kV琴韵变电站电压标幺值设定为1.05,是偏低的。
另外,《澳门电网无功平衡研究》的水平年选择为2010年和2011年,研究年限过短,由此未能考虑到2013年规划新建琴韵变电站至莲花变电站第三回电缆线路,澳门220 kV莲花变电站供电片区的无功电源将进一步增大的情况。综合以上因素考虑,《澳门电网无功平衡研究》所指出的澳门220 kV莲花变电站安装120 Mvar低压感性无功补偿装置的容量是不够的。
4 澳门220 kV莲花变电站无功补偿容量分析及计算
结合澳门电力需求预测和电网规划,对澳门220 kV莲花变电站进行夏大运行方式和冬小运行方式下的无功平衡,测算2011～2020年莲花变电站需配置的无功补偿容量。
4.1 无功平衡的主要原则
1)根据SD 325—1989《电力系统电压和无功电力技术导则(试行)》,电力系统的无功电源与无功负荷,在高峰或低谷时都应采用分(电压)层和分(供电)区基本平衡的原则进行配置和运行,并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。本文暂定澳门110 kV电网无功是平衡的,对莲花站供电区220 kV电网进行无功平衡。
2)澳门220 kV莲花变电站220 kV侧、110kV侧功率因数取0.98,10 kV侧无直供负荷,仅安装无功补偿装置。
3)琴韵变电站至莲花变电站的220 kV电缆线路在夏大、冬小运行方式下的充电无功功率分别取3.37 Mvar/km、3.68 Mvar/km。莲花变电站至鸭涌河变电站220 kV的电缆线路在夏大、冬小运行方式下的充电无功功率按澳门电力公司提供的220 kV电缆线路的电容值计算。
4)莲花变电站至鸭涌河变电站双回220 kV电缆线路充电无功功率,按完全由莲花变电站补偿考虑,莲花变电站至琴韵变电站220 kV电缆线路充电无功功率由琴韵变电站和莲花变电站各补偿一半。
4.2澳门220 kV莲花变电站无功补偿
1)夏大运行方式。各水平年夏大运行方式下莲花变电站每台主变压器负载率分别按60%、65%、86%、76%考虑,根据各水平年莲花变电站220 kV出线情况,计算线路充电功率;莲花变电站夏大运行方式下无功平衡结果见表3。
2)冬小运行方式。各水平年冬小运行方式下莲花变电站每台主变压器负载率分别按30%、32%、43%、38%考虑,根据各水平年莲花变电站220 kV出线情况,计算线路充电功率;莲花变电站冬小运行方式下无功平衡结果见表4。
由无功平衡结果可知,莲花变电站在夏大运行方式和冬小运行方式下均有大量容性无功盈余,2013年冬小运行方式下莲花变电站需要补偿的感性无功容量达到最大。因此,莲花变电站无功补偿宜以电抗器为主,建议莲花变电站加装低压并联电抗器组不少于135 Mvar。
需要指出,以上无功平衡计算中各水平年冬小运行方式下莲花变电站主变压器负载率按夏大运行方式下50%考虑。如果根据澳门电网负荷特性,澳门冬季低谷负荷约为夏季高峰负荷的32%考虑,那么莲花变电站近区的容性无功将达到更大,所需要的感性无功补偿容量也更大。
5 结语
随着澳门电网及珠海城市电网的发展,新建220 kV电缆线路敷设量逐渐增加,而且电缆线路距离长、截面大,由此产生的大量充电无功功率不容忽视。正在兴建的珠海横琴新区220 kV琴韵变电站和澳门220 kV莲花变电站分别是南方电网向澳门输电南通道的起落点。横琴新区作为国家级新区,规划中线路全部采用电缆线路。因此琴韵变电站和莲花变电站所需要的感性无功补偿容量都很大。澳门220 kV莲花变电站加装足够的感性无功补偿装置有利于降低负荷低谷时刻珠海琴韵变电站、澳门鸭涌河变电站、澳门莲花变电站的电压,减少珠海电网向澳门电网输电通道上的无功潮流,降低对广东电网电压控制的依赖性。
参考文献
[1]中国电力科学研究院.澳门电网无功平衡研究[R].北京,2009.
[2]广东省电力设计研究院.2010～2020年南方电网向澳门输电规划研究[R].广州,2009.
农村电网无功补偿与无功优化 第9篇
鉴于传统的配电网无功优化调节手段过于离散化, 并且还难以做到对电压进行连续调节, 同时为了进一步提供农村电力系统电压质量和无功电力的管理, 提高电压无功专业管理水平, 下面本文就对农村电网无功补偿与无功优化进行探讨。
1 农村电网无功补偿
无功补偿电源简称无功补偿, 为了与电力网经济运行和荷端电压水平要求相符合, 需在电网负荷端设置调相机、电容器等无功电源。通常情况下依据方便调整电压、分级补偿和就地平衡的原则进行无功补偿配置[1]。将设备集中安装于变电站内, 操作控制极为便捷, 利于对电压进行调整;进行负荷端的近处分散补偿, 能有效降低无功功率输送, 减少损耗, 经济效果良好。通常在变电站安装无功补偿设备的主要目的是为了在高峰负荷时, 能够达到一定的因数功率数值[2], 比如110kv变电站需要在高峰负荷时达到0.9的功率因数。通过纯电阻时无功补偿的交流电, 电能均转化成了热能, 通过一些纯感性负载时也并不做功, 即为无功功率。利用无功补偿设备将系统功率因数提升, 降低耗能, 进而实现电网电压质量改善目的。
通常情况下采用低压无功补偿技术提升功率因素[4]。主要采用以下三种方式: (1) 随器补偿。随器补偿是目前最有效的一种无功补偿措施。利用低压保险在配电变压器二次侧接入低压电容器, 对配电变压器进行补偿, 进而实现无功补偿。在空载、轻载时配变的无功负荷通常为用电单位无功负荷主要部分空载励磁无功。相对于轻负载的配变, 空载励磁无功损耗会占据较大的电量比例, 造成电费单价升高。 (2) 随机补偿。把低压电容器组和电动机进行并接, 利用电动机与其控制、保护装置, 实现同步投切的补偿方式即为随机补偿。通常情况下补偿电动机的无功消耗会应用此种补偿方式, 主要以补励磁无功为主。 (3) 跟踪补偿。控制保护装置采用无功补偿投切装置, 在大用户0.4kv母线上实现低压电容器组的补偿方式称为跟踪补偿。采用补偿方式对100kv以上的专用配变用户较为适用, 可取代随器补偿和随机补偿, 效果较好。采用跟踪补偿具有较小的运行维护工作量, 运行方式也相对较为灵活, 相比随器、随机补偿方式, 运行更加可靠且寿命较长。不过因控制装置相对较复杂, 首期投资成本较大。如果随器、随机和跟踪补偿方式的经济性较为接近时, 首选补偿方式应为跟踪补偿。
2 农村电网的无功补偿的优化措施
从最大负荷方式、一般负荷方式以及最小负荷方式三种模型来对配电网无功补偿规划问题进行详细分析, 同时为了使得问题得到简化, 仅仅在最大化补偿后节省下来的资金来考虑最佳的配电网无功优化补偿。
2.1 最大负荷方式下的配电网无功优化补偿。
首先, 考虑在最大负荷方式下对无功补偿设备投资费用的计算, 其投资费用用Z来表示, 则Z可以表示为;
式中:Qi代表的是无功补偿设备各个节点的容量;Ci代表的是无功补偿设备单位容量投资所需的费用系数;n表示的是所补偿节点的数量[3]。
其次, 分析最大负荷方式先全年无功补偿后可以节省的网损费用, 该费用用F1来表示, 其表达式为:
式中:PLmax代表的是最大负荷方式下补偿前的网损;P'Lmax代表的是最大负荷方式下补偿后的网损;tmax代表的是在最大方式下系统运行的时间;KD代表的是电价。
最后, 对配电网电压稳定性指标进行分析, 得出, 整个配电网电压稳定指标取得是各个支路中的最大值, 即:L=max{L1, L2, , LN}<1, 式中通常情况下, L所对应的是系统中最为薄弱的一条支路, 所以在判断系统电压稳定的程度时, 可以根据L的值与临界值1.0之间的距离来进行。
2.2 一般和最小负荷方式下的配电网无功优化补偿。
因为在最大负荷方式下已经将无功补偿设备的投资考虑在内, 因而将处在一般负荷方式或者最小负荷方式的系统运行过程中的现有补偿, 用最大负荷方式下的补偿设备来实现, 所以无需再将投资问题考虑在内, 此时的目标函数只需对电能的损失进行分析考虑[4]。
在一般符合方式之下全年采取配电网无功优化补偿后可节省的电能损失费用用F2来表示, 其表达式为:
式中:PLnor代表的是一般负荷方式下无功优化补偿前的网损;P'Lnor代表的是一般负荷方式下无功优化补偿后的网损;tnor代表的是一般负荷方式下系统运行的时间。
在最小负荷方式下全年采取配电网无功优化补偿后可节省的电能损失费用F3来表示, 其表达式为:
式中:PLmin代表的是最小负荷方式下无功优化补偿前的网损;P'Lmin代表的是最小负荷方式无功优化补偿后的网损;tmin代表的是最小负荷方式下系统运行的时间。
2.3 计算无功补偿后节省的资金。
在经济评价电力系统无功补偿优化规划时, 选择的主要内容是新增无功补偿设备的投资费用及电能损失费用。又因为无功补偿设备的投资费用通常都是一次性并长时间运行, 而电能损失费用却每年都需进行计算, 所以必须将两者用一定的关系加以协调。若将无功补偿设备的总投资费用折算成年均值, 那么其无功补偿费用的现值和平均值的转换可以利用转换系数A来是实现。用Z1表示平均值, 则其可表示为:
式中:a表示贴现率;n表示补偿设备的使用年限。那么每年无功补偿可节省的资金总数S可表示为:S=F1+F2+F3-Z1
3 结束语
本文对农村电网无功优化最大负荷方式下的无功补偿、一般负荷方式下的无功补偿以及最小负荷方式下的无功补偿在最大化补偿后节省下来的资金来考虑最佳的配电网无功优化补偿。同时, 还建立了三种方式下的优化模型, 对损失费及投资费之间的关系进行综合考虑, 利用平均值法将总补偿费用折算成年平均值, 并将其与电能损失协调统一, 实现最较合理的经济评价方式。以能够为农村电网的无功补偿优化措施, 提供一定的参考资料。
摘要：电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、工农业安全生产、产品质量、人民生活用电都有直接影响;而无功平衡, 是保证电压质量的基本条件, 是关系到电力系统运行经济性和电能质量的重大课题, 对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用, 其重要性不言而喻, 国家电网公司对电压质量和无功管理有明确的考核要求。为进一步规范农村电力系统电压质量和无功电力的管理, 提高电压无功专业管理水平, 必须对其无功补偿实施优化。文章就对农村电网无功补偿与无功优化进行探讨。
关键词：农村,电网,无功补偿,无功优化
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无功补偿与电网分析 第10篇
电压质量是反映电能质量优劣的一个重要指标,电网的无功功率水平及其调节能力直接影响整个电网的电压水平。合理的无功补偿和有效的电压控制不仅能够保证电压质量,还能够提高电力系统运行的安全性和经济性[1]。
电网中各节点的无功功率首先应该满足就地平衡的原则,避免大量无功传输造成功率损耗和电压损耗。较大的电压降落会导致系统低电压运行,影响电网的安全稳定运行[2]。
1 十堰电网和负荷基本情况
十堰市位于鄂西,境内蕴藏着丰富的水能资源,分布在堵河等13个流域2 000多条支流上,年平均径流量达1 00108 m3,年过境水量达280108 m3,水资源可开发量约为340104 kW,占湖北省水能资源理论蕴藏量的1/4。截止2007年底,十堰境内装机已达211104 kW(含丹江区域),预计到2015年,十堰水电资源基本开发完毕,届时水电总装机容量将达到410.85104 kW[3,4]。
十堰电网形成了十堰主电网(市区、郧西及南三县)、东汽公司自备以及丹江自供区电网的格局,主网是以220 kV龙虎沟、武当山、柏林、悬鼓洲以及守金店变电站为支撑,以110 kV电网为主骨架的网络结构,网架结构如图1所示。
2008年十堰市(不含丹江区域)丰水期负荷高峰时段电力盈余约68.3104 kW;到2010年,丰水期外送电力进一步增大,丰水期峰段送出电力将超过187104 kW。
2 十堰电网无功补偿和运行现状
110 kV以上主网整体无功电容补偿容量较为充裕,110 kV电网仍存在无功功率缺额,电容补偿单组容量配置不尽合理,水电比重大,使得十堰电网电压越限情况时有发生,电压调整比较困难。南三县水资源丰富,有大量水电站通过220 kV悬鼓洲、守金店变电站向省网输送电量,水电站发出的无功和大量线路充电功率汇集于守金店变电站和悬鼓洲变电站,使得南三县电网220 kV线路电压长期偏高运行[4]。
北三县在小方式下无功有余,十堰电网仅有容性补偿装置,可通过减少热电厂和黄龙新厂发电机无功出力达到无功平衡。负荷较重的情况下,北三县无功存在缺额,可通过现有的补偿设备投运达到无功平衡。在无功基本平衡或略有盈余的情况下,通过调节变压器变比使得110 kV线路电压满足要求[5]。
3 无功优化的数学模型
最优潮流(Optimal Power Flow,OPF)广泛应用于电力系统规划、运行中。最优潮流问题的实质是在满足一定的安全约束条件下,使某个目标函数达到最优的非线性规划问题,具体说就是调整控制变量,并且满足各种控制变量、状态变量及变量函数的物理和运行限制,使目标函数优化。
中国电科院PSASP软件中最优潮流计算是在满足电力系统各节点正常的功率平衡及各种安全约束的条件下,求以网损、煤耗或发电费用、无功补偿经济效益为目标函数的最优潮流分配。
最优潮流计算问题的数学模型,在数学上可以归结为有约束的非线性规划问题,其数学模型如下:
式中:G=(G1,G2,,Gm)T;f(X)为目标函数;H=(H1,H2,,Hn)T为节点电压、变压器变比和功率等;X=(x1,x2,,xn)T为待求的节点电压及可调变压器变比。
PSASP程序中关于最优潮流的计算提供了3种算法[6]:内点法、牛顿法和梯度法。程序提供了5种常用的控制变量:发电机的有功功率、发电机的无功功率、发电机机端电压、负荷的无功补偿、可调变压器的变比[5]。本文以网损最小为目标函数,选择负荷无功补偿和可调变压器变比为控制变量,并以母线电压和可调变压器变比作为安全约束条件,采取内点法,在可行域内部寻优[6]。由于内点法的解始终为约束条件的内点,所以没有明显的不等式约束处理过程,从而避免了牛顿法中对起作用的不等式约束集的确定,收敛性好,收敛速度快,比较适合大规模电网的优化计算[7]。
4 典型运行方式下的潮流计算分析
利用PSASP软件对十堰电网2009年丰水期大方式、丰水期小方式、枯水期大方式、枯水期小方式几种典型的运行方式下的无功优化问题进行了仿真计算。根据《十堰电网“十一五”滚动修编规划报告》设定了几种典型运行方式下的全网总负荷以及电厂的有功及无功出力。丰水期大方式下全网电源出力为1 210.03+j347.31MW,枯水期大方式下全网电源出力为522.2+j175.1MW。
2009年十堰电网(不含丹江供区,以下同)丰大方式下,北三县(不含郧西110 kV以下小水电抵消的负荷)统调有功负荷约为651.7 MW,无功负荷为215.8 Mvar,负荷功率因数约为0.95;南二县统调负荷为176 MW,考虑部分110 kV以下小水电抵消的负荷后,南三县电网有功负荷为104 MW,无功负荷约为52 Mvar,负荷功率因数约为0.9。在丰大方式下,全网火电机组有功出力为95 MW,无功出力为46Mvar,平均发电功率因数为0.9;北三县水电机组有功出力约为589 MW,无功出力约为130.5 Mvar,平均发电功率因数约为0.97;南三县水电机组有功出力约为526 MW,无功出力约为170.8 Mvar,平均发电功率因数约为0.95。
其中,潘口、黄龙新厂等年调节及多年调节的水电站出力按丰水期满发、枯水期发装机容量的50%进行考虑;季调节及月调节水电站按丰水期发装机容量的80%、枯水期发装机容量的30%进行考虑;径流式水电站出力按丰水期发装机容量的90%、枯水期发装机容量的15%进行考虑;市热电厂丰水期与枯水期均按15 MW出力进行考虑,东汽热电厂丰水期按80 MW出力、枯水期按150 MW出力进行考虑。
无功优化策略包括改变电容器投切组数和主变分接头档位,500 kV十堰变电站选为系统的平衡节点。
对北三县枯水期大方式以及南三县丰水期大方式进行电力平衡计算,计算结果见表1。其中,南丰大表示南三县丰水期大方式,南三县包括竹溪县、竹山县及房县,北枯大表示北三县枯水期大方式,北三县包括市区、郧西及丹江。
丰水期和枯水期大方式下无功优化前后,电容器与电抗器投切情况对比分析见表2(“+”表示投入电抗器,“-”表示投入电容器,单位Mvar)。其中,丰水期大方式:常规潮流投入电容器86 Mvar,电抗器45 Mvar,最优潮流投入电容器54 Mvar,电抗器35Mvar;常规潮流网损为38.009 Mvar,最优潮流网损为36.542 Mvar,网损降低3.86%。枯水期大方式:常规潮流投入电容器75 Mvar,电抗器35 Mvar,最优潮流投入电容器55 Mvar,电抗器25 Mvar;常规潮流网损为9.502 Mvar,最优潮流网损为9.126 MW,网损降低3.96%。几种典型运行方式无功优化前后网损对比如图2所示。
从表3及表4中可以看出,优化前,悬鼓洲及竹溪变电站电压越限严重;优化后,220 kV变电站母线电压明显改善,有利于电网安全运行。
《电力系统电压和无功电力技术导则》中规定:发电厂和500 kV变电所的220 kV母线,正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的0%～+9%;发电厂和220 (330)kV变电所的110 kV～35 kV母线,正常运行方式时,电压允许偏差为相应系统额定电压的-3%～+7%,10 kV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%。由计算结果可以看出,丰大方式下,优化前悬鼓洲和守金店220 kV母线电压分别为239.42 kV和239.56 kV,电压偏高;优化后电压分别为236.08 kV和236.25 kV,有效地降低了母线电压,并且110 kV侧电压以及10 kV用户侧电压均符合导则规定[8,9]
5 结论
(1)本文利用PSASP软件,对4种典型运行方式考虑不同的电源出力以及负荷需求,计算出2009年的电网无功补偿的容量以及补偿地点,改善了十堰电网电压质量,有效地降低了网损。
(2)针对南三县的特殊情况,需加强对小水电的管理,严格控制小水电发电的功率因数,对能够进相运行的小水电优先运行。
(3)北三县在大方式下,无功功率存在缺额,电压偏低,需投入容性无功补偿设备,随着北三县负荷逐年增长需考虑增加新的补偿设备。南三县目前没有感性补偿装置,根据最优计算结果,推荐措施为:1)在守金店变电站投入40 Mvar的电抗,房县变电站投入15 Mvar电抗,悬鼓洲变电站投入10 Mvar电抗;2)未来新建的地理位置偏远、小水电集中的变电站需考虑装设低压电抗器;3)负荷集中的北三县,规划建设的变电站需装设电容器组,已建变电站根据负荷增长需要,考虑加装电容器组进行补偿,使无功就地平衡,以改善十堰电网的电压质量,降低网损,提高运行经济性[10,11]。
摘要：具体分析了目前十堰地区电网的基本特点和无功配置情况,针对电网电压越限以及电压调整困难的现状,以节点电压为约束,电网有功损耗最小为目标,利用PSASP(电力系统综合分析程序)计算了几种典型运行方式下的电网潮流,求得节点最优无功补偿容量以及补偿地点,对比了优化前后的无功潮流、电压、网损情况。结论说明,充分利用电力系统现有的电压调节、无功补偿装置,通过合理配置无功补偿地点及容量,从全网优化的角度进行电压无功控制对于十堰电网安全、经济运行具有重要的意义。
关键词：最优潮流,地区电网,无功优化,网损
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无功补偿与电网分析 第11篇
【关键词】电力系统；配电网；无功补偿；措施
0.前言
随着国民经济的高速增长，配电网的负荷不断增加。尤其是感性负荷的比例不断提高，加大了峰谷电压的波动和电网的线路损耗。同时，随着工农业的发展，配电网的规模也越来越庞大，越来越复杂，仍然凭借过去简单电网的经验来控制补偿设备的配置，已经不能使配电网的电压和有功损耗得到有效控制。一方面，无功不足将导致系统电压降低，用电设备不能充分利用，甚至会引发电压 崩溃等一系列事故，如1970年美国纽约大停电和1987年东京大停电都是由于高峰负荷 时无功不足而造成电压崩溃，进而导致系统瓦解。无功过剩也会恶化系统电压，危害系统和设备的安全，而且过多的无功备用又会浪费不必要的投资。另外，假如系统仅以发电机无功出力来平衡无功，将会有大量无功在系统中流动，使线路电压降增大、线路损耗增加、供电的经济性下降。总之，合理的无功电源配置能有效的降低网损，保证电压质量、预防事故发生或防止事故的扩大，从而提高电力系统运行的经济性、安全性和稳定性。
1.无功补偿的原理
电网输出的功率包括两部分；一是有功功率；二是无功功率.直接消耗电能，把电能转变为机械能，热能，化学能或声能，利用这些能作功，这部分功率称为有功功率；不消耗电能；只是把电能转换为另一种形式的能，这种能作为电气设备能够作功的必备条件，并且这种能是在电网中与电能进行周期性转换，这部分功率称为无功功率，如电磁元件建立磁场占用的电能，电容器建立电场所占的电能.而大部分的工厂企业的设备都为感性负载，如：变压器、电动机，电流在电感元件中作功时，电流超前于电压90℃.而电流在电容元件中作功时，电流滞后电压90℃.在同一电路中，电感电流与电容电流方向相反，互差180℃.如果在电磁元件电路中有比例地安装电容元件，使两者的电流相互抵消，使电流的矢量与电压矢量之间的夹角缩小，从而提高电能作功的能力，这就是无功补偿的道理。
2.实施无功补偿的意义
2.1对电压的影响
2.2对线损的影响
3.电力电容器无功补偿的实施措施
3.1 补偿原理
所谓电容器补偿，就是在变电所母线或用电设备上并联电力电容器，从而提高供电系统的功率因数和电压质量。
现实中绝大多数电器设备均为感性电抗，从而导致电流I（R+L）置后于电压一个相位角φI， 并联电容器以后，即我们引入一个超前电流IC，使得φ1接近于零值，从而达到不使供电设备传输过多无功的目的。
3.2 补偿方式
从电力网无功功率的损耗来看，各级电网和输配电设备均消耗一定无功，为了更好的提高电压质量降低线损应采用“整体补偿”和“分散补偿”相结合的补偿原则。
所谓整体补偿，就是将一定容量的电容器装于变电所的10kV母线上，用以大体平衡整体变电所的无功功率，以保证上一级供电线路的功率因数，减少了高压线路的无功损耗。
所谓分散补偿，就是指将一定容量的电容器装设于无功损耗较大（或者说是功率因数较低）的低压用户端，从而平衡过多无功，不向线路反送，降低了配电线路中的无功电流，使配电线路的有功损耗变小。
3.3 最优补偿
实际补偿过程中，电容器容量的选择是一个十分重要的问题，如果我们选择的容量过小，则起不到很好的补偿作用；如果容量选择过大，使供电回路电流í的相位超前于电压ù，就会产生过补偿，将会引起变压器二次电压升高，导致电力线路及电容器自我的损耗增加。
在变电所补偿电容的选择时应结合网内无功潮流的分布及配电线路用户的无功补偿水平来考虑，由于变电所一般均设两台变压器、二次侧接线又可分两段接线，为了适应变压器分台运行和二次侧分段运行及检修方便，补偿电容器组以分装两组为易，其容量一般均能适应轻载无功负荷（接近主变空载运行）及平均无功负荷（接近主变正常无功负荷）一般按主变容量的10%-20%确定。
4.小结
地区电网无功优化的分析 第12篇
1 电力系统无功优化的研究现状
上世纪60年代初, J.carpentier率先提出电力系统最优潮流的概念, 使得电力系统潮流优化问题取得重大的突破。
1.1 线性规划法
无功优化虽然是一个非线性问题, 但可以采取局部线性化, 线形规划法就是在此基础上发展起来。该方法是通过局部地建立线性化能较准确地描述无功优化问题的数学模型, 利用线性化的方法求解该数学模型得到可行解。
1.2 非线性规划法
无功优化问题通过理论研究发现是典型的非线性问题, 要较好地解决非线性问题只能采用非线性规划的方法。该方法有多个分支方法, 梯度法是其中一个重要分支, 此外还有牛顿法及二次规划法等。
1.3 动态规划法
20世纪50年代贝尔曼提出动态规划法, 主要用来解决多阶段决策过程问题。动态规划法的思想是将问题按阶段分割, 分别求解。
2 地区无功电压的现状及规定
本文研究分析的对象为杭州地区某县级市。
2.1 职责
提出地区电网AVC系统的建设、改造要求, 制定地区电网AVC系统的控制策略和功能要求, 审核县调AVC子站、发电厂AVC子站建设、改造相关技术方案、建设方案。
2.2 运行管理
系统电压超出正常区域时, AVC系统应自动退出运行, 未自动退出要手动退出。
各级AVC系统无功电压优化控制范围原则上应与调度管辖范围相一致。各级AVC系统除了保证本级系统的无功电压优化控制外, 上级AVC系统应兼顾下级AVC系统的调控要求, 下级AVC系统应在可调范围内严格执行上级AVC系统给出的控制指令, 做到上下级AVC系统良好的协调控制。
2.3 考核
各AVC子站、发电厂AVC子站的运行管理、设备消缺及时性进行考核。
在春节等节假日、电网特殊运行方式下, 地调、县调AVC系统应按省调下发的特殊电压控制要求进行控制。
2.4 无功现状
统计至2012年底, 系统的电业电容器为528.4MVar, 用户及配网电容器为855.9MVar。
统计至2012年底, 220k V及以下变电所共装设并联电抗器532MVar。
截至2012年底, 电网中220k V电缆2段, 长度为7.1km, 充电功率约26.8MVar;110k V电缆18段, 长度为40.6km, 充电功率约27.2MVar;10k V电缆总长约为547km, 充电功率约为7.1MVar。110k V电缆主要集中在市中心。
3 提高无功电压水平的分析
3.1 制定规程和手段
无功电压控制目标为在保证参与考核的低压侧母线电压合格率前提下, 实现高压侧功率因数合格率满足考核要求。
无功设备投切应保证220k V主变高压侧不向系统倒送无功。
主变轻载时, 如果利用站内无功设备补偿仍不能满足指标要求, 调度部门宜适当调整运行方式来改善功率因数, 必要时调度应通知营销部门切除用户无功补偿设备。
3.2 AVQC控制策略
功率因数越上限或无功倒送时, 按以下策略调节, 直至功率因数满足考核要求:切除本站电容器切除下级变电站电容器投入本站电抗器。
功率因数在合格范围内时不调节。
功率因数越下限时, 按以下策略调节, 直至功率因数满足考核要求:切除本站电抗器投入本站电容器投入下级变电站电容器。
3.3 现场控制方式
1) 对于低压侧为10k V带出线的变电所, 无功电压调节应采取电压优先的方式。
2) 对于低压侧为35k V出线的变电所, 无功电压调节应采取功率因数优先的方式。
3) 对于低压侧无出线的变电所, 无功电压调节应采取功率因数优先的方式。
3.4 投资回收测算
该县全网无功优化配置投资52.1万元, 其中变电站集中补偿装置投资18.1万元, 配电网投资34.8万元。
10KV线路与24个低压台台区年降损效益合计为5.2+4.5=9.7万元。全电网无功优化总投资为52.1万元, 5.4年可收回投资。
3.5 存在的问题
1) 全网无功优化计算, 还处于比较粗略的计算阶段, 特别是低压配变台区的参数收集存在一定的难度, 无功优化管理软件支撑不够到位;2) 无功补偿还停留在传统的方式上, 很少有连续平滑调节功能、具有谐波治理、调整不平衡负荷等功能的先进设备和技术, 无功优化还不能实现综合补偿、治理的目标。
4 结语
随着调度无功电压控制的精益化不断加强, 对于人员的专业素养提出了更高的要求, 另外随着电网规模的不断加强, 电缆线路的大量应用, 如何合理分布无功设备, 配置无功策略提出了更高的要求。
参考文献
[1]八仙筒供电区电网无功优化分析总结.奈曼旗农电局, 2009.
