第32卷Vol. 32 No. 1
2001年1月Jun.
2001 文章编号：1000-3673（2004）00-0000-00 中图分类号：TM 文献标识码：A 学科代码：470。0000
昭通±500kV换流站无功补偿优化设计
杨帆1，伍文城1，朱志芳2，陈磊1，丁婧1
（1.西南电力设计院，成都市 610021；2.广东省电力设计研究院，广州市 510660）
Optimization Design of Reactive Power Compensation
at Zhaotong ±500kV Converter Station
YANG Fan1, WU Wen-cheng1, ZHU Zhi-fang1, Chen Lei1
(1. South West Electric Power Design Institute, Chengdu 610021, China;
2. Guangdong Electric Power Design Institute, Guangzhou 510660, China)
ABSTRACT:±500kV Xiluodu right-side hydropower station to Guangdong DC transmission project is China’s first duble bipoles HVDC system which can provide engineering reference value to the similar HVDC projects in plan stage. The principles of determining filter and shunt capacitor bank’s rated capacity are discussed first. Then, the unequal capcity configuration of filter and shunt capacitor banks are presented by researching the practical operaiton mode of Xiluodu right-side hydropower station and its HVDC system. The rated capacity of shunt capacitor bank can be increased while meeting the the steady voltage fluctuation requirements. The research achievement are applied in the project’s construction stages which remarkably save equipment cost and reduce the land occupation.
KEY WORD: HVDC；concert station；reactive power compensation；duble bipoles HVDC system
摘要：正在建设中的溪洛渡右岸电站送电广东直流工程是我国第一条±500kV同塔双回高压直流输电工程，该直流工程的无功补偿配置研究对规划中的同类直流工程具有重要的参考价值。对规划阶段换流站无功分组容量确定的原则进行讨论，结合溪洛渡右岸电站和直流系统实际可能的运行方式，提出了滤波器和电容器小组容量不等配置。在满足稳态电压波动要求的同时，通过适当增大电容器小组单组容量，达到减少无功小组数量、节省设备投资和占地的目的。上述研究成果已经应用于工程实施阶段中。
关键词：高压直流输电；换流站；无功补偿；同塔双回直流1引言
溪洛渡右岸电站送电广东±500kV同塔双回直流输电工程是我国第一条送受两端换流站同址建设、线路同塔双回±500kV高压直流输电工程。直流工程送端位于云南昭通盐津县，受端在广东从化地区，额定输送容量2×3200MW，直流线路长度1240km。计划于2013年汛前第一回直流投产单极，2014年两回直流均双极投产。溪洛渡右岸电站送电广东两回直流既相互独立的，同时也联系紧密，送受端换流站无功补偿配置和无功控制策略较常规±500kV换流站更为复杂。
目前国内常规±500kV和特高压±800kV换流站无功补偿与配置技术日臻成熟[X-X]，而做为国内第一条±500kV同塔双回直流，送端昭通换流站所涉及的诸多技术问题鲜有文献介绍。其中与系统运行密切相关的同塔双回直流无功补偿与无功控制等热点问题，受到系统规划和运行人员的重点关注。
本文首先介绍了溪洛渡±500kV同塔双回直流输电工程的无功配置基本方案，然后对规划阶段换流站无功分组容量确定的原则进行了探讨，最后通过排除不合理的运行方式，提出了滤波器和电容器小组容量不等配置的优化方案。本文采用的无功优化思路和方法对于直流送端换流站具有通用性，相关经验可供国内同类高压直流输电工程参考。
2昭通换流站交流系统
溪洛渡电站位于云南省昭通市永善县和四川省凉山州雷波县交界的金沙江下游河段溪洛渡峡谷，电站装机容量12600MW（18×700MW），分为左岸和右岸两个电站，左、右岸电站分别装机6300MW （9×700MW）。根据溪洛渡右岸电站送电南方电网输电系统规划的研究结果，溪洛渡右岸电站丰期电力主送广东电网，采用±500kV同塔双回直流输电方式，送云南部分采用交流输电方式，就近接入电站所在的昭通500kV电网。
送端昭通换流站审定的接入系统方案为：换流
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站500kV交流出线4回，其中3回至溪洛渡右岸电站，1回至甘顶变。换流站近区交流系统网架见图1。
图1 昭通换流站近区交流系统
Fig. 1 AC system connected to Zhaotong station
3换流站无功配置基础方案
3.1换流变阻抗与换流站最大无功消耗
对于换流站无功消耗计算，影响最大的设备参数是换流变的短路阻抗。为了限制阀臂及直流母线短路时的故障电流以免损坏换流阀的晶闸管元件，换流变压器应有足够大的短路阻抗。但短路阻抗也不能太大，否则会增加运行中的无功损耗，需要相应增加无功补偿设备，并导致换相压降过大。
溪洛渡直流额定电流为3200A，选择5英寸阀片可以满足要求。目前国内制造厂家生产的5英寸阀片最大可承受的阀侧短路冲击电流为36kA，昭通站换流变阻抗取16.5%可以满足运行要求并具有一定的裕度。
考虑换流器的制造公差及测量误差等因素后，昭通换流站四极全压运行最大无功消耗约3640Mvar，占直流额定输送功率的57%。
3.2交流系统无功提供能力
根据高压直流换流站无功补偿与配置技术导则，换流站近区有大电源时应优先考虑利用近区交流系统的无功能力，同时应考虑换流站附近对交流系统无功提供能力最大的线路和发电机的N-2方式及其组合。由于昭通换流站近区（至第一落点）交流线路长度较短，线路充电功率相比溪右电站无功出力较小，因此溪洛渡直流满送时，溪右电站的开机台数决定了换流站近区交流系统的无功提供能力。
如图1所示，溪洛渡右岸电站和昭通换流站与云南主网通过电站～甘顶变，以及换流站～甘顶变2回500kV交流线路相联，按线路N-1热稳考核，昭通换流站最多从主网补充约2800MW电力。相应的直流额定输送2×3200MW时，溪洛渡右岸电站的最小出力为3600MW，对应开机台数为6台。即直流满送时的电站最小开机为6台，以此作为确定交流系统无功提供能力的运行方式。
电站开6台机按功率因数0.95考虑，可发无功约1764Mvar，近区线路充电功率约325Mvar（N-1方式），扣除电站升压变582Mvar和线路1150Mvar 无功损耗后，换流站近区交流系统无功提供能力约360Mvar。
3.3换流站无功大、小组容量
换流站无功大、小组容量的确定与系统的运行条件密切相关，主要受近区电站开机台数（短路电流）影响，同时应综合考虑无功补充总量、无功交换、电压波动控制、滤波性能和场地布置等要求。
近区电站开机数量越多，系统可提供的短路电流越大，投切无功小组引起的电压波动越小，无功小组与大组容量可相应增大。对于昭通换流站，直流10％小方式运行时，溪右电站最小开机按2台考虑，以此作为确定无功大、小组容量的运行方式。
昭通站无功小组容量主要受限于换流站～甘顶线路检修时无功小组投切引起的电压波动；溪右电站～换流站和溪右～甘顶线路检修时的电压波动，略好于换流站～甘顶线路检修时的情况。按换流站交流母线暂态电压波动不超过2％、稳态电压波动不超过1％控制，昭通站无功小组容量不超过160MVar，额定电压525kV。
切除无功大组时，昭通站按换流母线允许的稳态电压波动不超过5%控制，无功大组容量不超过900MVar。
3.4 无功配置基础方案
根据直流系统运行条件，昭通换流站容性无功补偿容量Q total应满足
sb
dc
ac
total
Q
Q
Q
Q+
+
?
≥(1) 其中Q ac为交流系统无功提供能力，Q dc为换流站最大无功消耗，Q sb为换流站配置的单组无功小组容量。
对于昭通换流站，直流运行在最大无功消耗方式下Q ac = 360Mvar，Q dc = 3640Mvar，Q sb = 160Mvar。代入式(1)可得Q total≥ 3440Mvar，需要配置22组无功小组，共5大组。昭通换流变站无功配置基础方案如表1所示。
表 1 昭通换流变站无功配置基础方案
Tab. 1 Basic configuration of reactive sub-banks 滤波器、电容器总容量3520Mvar
单组滤波器、电容器容量160Mvar
无功小组数 22组
无功大组数5组
大组分组情况5+5+4+4+4
最大大组容量
4换流站无功配置优化设计
4.1无功优化设计的思路
参考云广±800kV特高压直流输电工程经验，溪洛渡送电广东同塔双回直流可以考虑采用滤波器和电容器小组容量不等配置（电容器小组容量大于滤波器小组容量），以达到减少无功小组数量、节省设备投资和占地的目的。具体考虑如下：
在负荷低谷时段，溪洛渡直流输送容量为10％～15％时，溪洛渡右岸电站开机较少，换流母线短路电流较小，为满足投切滤波器时交流母线电压波动限值，滤波器小组容量不能超过160Mvar。负荷高峰时段，随着直流输送功率的提升，溪右电站开机增加，换流母线短路电流增大，抵御电压波动的能力增强，此时投切大容量的电容器小组可以满足换流母线电压波动要求。
4.2确定无功分组容量的原则
换流站无功分组（包括滤波器和电容器）最大投切容量取决于交流系统的强弱，应满足投切时系统稳态电压变化和暂态电压变化的要求。根据我国直流输电工程实践情况，换流站无功投切引起的暂态电压波动一般按不超过2％控制、稳态电压波动一般按不超过1～1.25％控制，以不引起抽头频繁动作为原则。目前我国投运的换流变抽头每档调压范围一般为1.25%，总档位一般不超过30档。整流侧采取定电流控制时，换流变抽头控制的目标是维持触发角α在指定的范围内，如15°±2.5°。
主回路参数计算结果表明，换流母线稳态电压改变1.25%时，对应的α变化幅值刚好约2.5°。也就是说，假设投切无功小组前α运行在15°，投切一组无功小组后换流母线稳态电压波动如果超过1.25%，那么α将超出15°±2.5°范围。为了将α重新拉回至15°附近，换流变抽头需上调或下调1～2档。电压波动越大，抽头需要调节的档位就越多，为了避免抽头频繁动作，无功分组容量的选择以限制抽头每次动作不超过1档为宜。
考虑到换流母线电压测量存在约0.2%的误差，在规划设计阶段，无功投切引起的稳态电压波动按不超过1％控制，昭通换流站设计参考这一标准执行。
4.3无功小组和换流变抽头频繁动作的原因
如前所述，无功分组容量的确定以不引起换流变抽头频繁动作为原则。抽头是否频繁动作不仅与无功分组容量有关，还与换流站无功交换的控制范围有关。以投入无功小组为例，造成无功小组和换流变抽头频繁动作的原理如下：
当系统注入换流站的无功功率达到一定限值时，换流站将投入一组新的滤波器，投入后母线电压升高，整流器为了维持定电流控制（维持送受端直流电压差），将增加其触发角以增加自身的无功消耗，消弱电压升高的幅度，如触发角增大到一定值时，换流变的抽头将调高1档，调节后换流器的触发角和无功消耗均将减小，并造成母线电压进一步升高，如因电容器投入及母线电压升高等因素造成换流站注入系统的无功功率超过所设置的切除滤波器的无功限值时，换流站将切除一组滤波器。切除滤波器的过程与此相反。如换流站与系统的无功交换范围设置不当，在一定的功率下有可能导致换流变抽头与无功小组的频繁投切。
通过对昭通换流站交流滤波器性能研究，为满足滤波性能需要，昭通站需配置11组×160Mvar滤波器。假设投入第11组滤波器之前，换流母线电压为530kV，投入第11组滤波器之后，换流母线电压升高为530kV×1.25％，则投入前后换流站与交流系统无功交换改变量约为
()
()()
()
var
204
525
160
10
530
525
160
11
%
25
.1
1
530
2
2
2
2
M
=
×
×
?
×
×
+
×
(2)
可见投入一组160Mvar滤波器后，换流站向交流系统注入无功可达204Mvar，约为滤波器小组容量的128%。因此换流站无功交换的控制范围一般应大于单个滤波器或并联电容器分组产生最高无功功率，还应留有20％~30％左右的裕度，以避免振荡性投切无功小组。
基于上述分析，在确定无功分组最大投切容量时，应该辩证的对待“无功投切引起的稳态电压波动不超过1％”的规定。
4.4投切电容器小组时的边界条件
为满足滤波性能需要，昭通站需配置11组×160Mvar滤波器。换流站投入无功小组时，若按照先投完所有的滤波器小组再投电容器小组的顺序操作，那么即便考虑1组滤波器检修退出运行，10组滤波器可提供的容性无功为1600Mvar。为确定投入1600Mvar滤波器时的直流输送功率，对以下6种运行方式进行主回路参数计算：
（1）两回直流双极全压运行
（2）两回直流80％降压运行
（3）两回直流70％降压运行
（4）两回直流单极金属回路全压运行
（5）两回直流单极金属回路80％降压运行
（6）两回直流单极金属回路70％降压运行
计算结果表明，对于方式（3）、（5）和（6），由于直流降压运行无功消耗较高，因此投入
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1600MVar的滤波器时对应的直流输送功率水平也较低，只有2600MW～3000MW。
对于方式（1）、（2）和（4），直流以较高电压运行，无功消耗相对较低，1600MVar的滤波器全部投入运行时对应的直流输送功率水平也较高，可达到3600MW～4000MW。
直流降压运行时，为了减小整流站触发角和无功消耗，换流变抽头一般放置在高档位，整流侧触发角接近30°～45°运行。此时换流变抽头是否动作，不再是为了将触发角控制在15°±2.5°的范围。在这种工况下投切大容量电容器小组，即便换流母线稳态电压波动超过1%，抽头也不会动作。考虑到昭通换流站近区没有重要的用户负荷，距离换流站最近的公共联接点——500kV甘顶变电站的电压波动远小于换流站交流母线电压波动。基于上述考虑，方式（3）、（5）和（6）不做为确定电容器小组容量的运行方式。
因此昭通换流站全部滤波器投入、开始投入电容器前，直流输送功率水平应在3600MW以上，对应的溪洛渡电站开机台数为5～6台。
需要说明的是，对于某些运行方式即便全部滤波器投入，电站开机也可能少于5台，比如直流输送3600MW时，通过主网补充一定的电力，则电站的开机台数可能少于5台，又比如方式（3）、（5）和（6）。对于这些方式，需要制定相应的运行调度方案：在换流站开始投切电容器组时，要求电站开机至少在5台以上。
4.5电容器小组容量的确定
换流站交流系统最弱的运行方式为孤岛方式，溪右电站开机5×700MW，直流输送功率3500MW，该方式系统接线图如图2所示。
图2 孤岛方式
Fig. 2 Island operation
由于换流器可以方便地参与瞬时无功控制而基本不增加一次设备投资，因此暂态电压波动相对于稳态电压波动起次要作用。孤岛运行方式时换流站的电压波动不会对主网的电能质量产生影响，换流站无功投切引起的暂态电压波动可进一步放宽。
投切电容器小组时的电压波动结果列于表2中。根据对180MVar～200MVar不同电容器小组容量计算结果，昭通换流站孤岛运行方式，电容器小组容量190MVar时，小组投切的稳态电压波动在1％左右。因此，优化设计后的昭通站电容器小组容
量为190MVar。
表 2 投切电容器小组稳态电压波动计算结果
Tab. 2 Steady voltage fluctuation caused by
switching a capacitor subbank
小组昭通换流站交流母线稳态电压波动
容量切1小组投1小组运行
方式
Mvar U0-/kV U0+/kVΔU/% U0-/kV U0+/kVΔU/%
180 536.1 531.6 -0.84 536.1 540.8 0.87
190 536.1 531.4 -0.87 536.1 541.0 0.91 全
接线200 536.1 531.2 -0.91 536.1 541.1 0.94
180 527.6 522.6 -0.95 527.6 532.8 0.98
190 527.6 522.3 -1.00 527.6 533.1 1.04 出线
N-1
200 527.6 521.9 -1.08 527.6 533.5 1.11
4.6 优化后的无功配置方案
优化设计后，昭通换流站滤波器小组容量仍按
160MVar考虑，但是电容器小组容量可扩大至
190MVar。昭通换流站滤波器与电容器采用不等配
置方式，换流站共需装设3470MVar的容性无功，
分4大组布置，共20小组，滤波器小组容量160MVar
共11组、电容器小组容量200MVar共9组，无功
配置方案如表3所示。
表 3 昭通换流变站无功配置优化方案
Tab. 3 Optimized configuration of reactive sub-banks
优化前优化后滤波器、电容器总容量3520Mvar 3470MVar 无功小组总数 22组 20组
滤波器单组容量 11组 11组
电容器单组容量 11组 19组
滤波器单组容量160Mvar 160Mvar 电容器单组容量160Mvar 190Mvar 大组组数5组4组
大组分组情况5＋5＋5＋4＋4 5＋5＋5＋5
最大大组容量800 Mvar 890 Mvar
优化后的昭通换流站无功小组数由22组减少
为20组，无功大组由5组减少为4组，共减少电容
器小组2组、500kV断路器3台。经过变电专业优
化后，换流站总平面布置可减少约2公顷，设备投
资可节约1700万元。
6结论
溪洛渡右岸电站送电广东直流工程作为我国第
一条±500kV同塔双回高压直流输电工程，其无功
补偿与无功控制等热点问题受到系统规划和运行人
员的关注。本文在送端昭通换流站常规无功配置方
案的基础上，将溪洛渡右岸水电站与直流系统的运
行方式结合考虑，研究采用滤波器和电容器小组容
量不等配置。通过合理安排运行方式，可以减少换
流站2组电容器小组和3台500kV断路器的设备投资，并节省了大量宝贵土地。上述研究成果已经应
用于工程实施中，相关经验可供国内同类±500kV
和±800kV高压直流输电工程参考。
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收稿日期：
作者简介：
杨帆（1980-），男，四川成都人，博士/工程师，主要从事电力系统规划设计工作以及交直流输电系统建模仿真研究。
配电网无功补偿方式 合理的无功补偿点的选择以及补偿容量的确定，能够有效地维持系统的电压水平，提高系统的电压稳定性，避免大量无功的远距离传输，从而降低有功网损。而且由于我国配电网长期以来无功缺乏，造成的网损相当大，因此无功功率补偿是降损措施中投资少回收高的有效方案。配电网无功补偿方式常用的有：变电站集中补偿方式、低压集中补偿方式、杆上无功补偿方式和用户终端分散补偿方式。 配电网无功补偿方案 1 变电站集中补偿方式 针对输电网的无功平衡，在变电站进行集中补偿(如图1的方式1)，补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等，主要目的是改善输电网的功率因数、提高终端变电所的电压和补偿主变的无功损耗。这些补偿装置一般连接在变电站的10kV母线上，因此具有管理容易、维护方便等优点。 为了实现变电站的电压控制，通常采用无功补偿装置(一般是并联电容器组)结合变压器有载调压共同调节。通过两者的协调来进行电压/无功控制在国内已经积累了丰富的经验，九区图便是一种变电站电压/无功控制的有效方法。然而操作上还是较为麻烦的，因为由于限值需要随不同运行方式进行相应的调整，甚至在某些区上会产生振荡现象;而且由于实际操作中变压器有载分接头的调节和电容器组的投切次数是有限的，而在九区图没有相应的判断。因此，现行九区图的调节效果还有待进一步改善。 2 低压集中补偿方式 在配电网中，目前国内较普遍采用的无功补偿方式是在配电变压器380V侧进行集中补偿(如图1的方式2)，通常采用微机控制的低压并联电容器柜，容量在几十至几百千乏左右，根据用户负荷水平的波动投入相应数量的电容器进行跟踪补偿。它主要目的是提高专用变用户的功率因数，实现无功补偿的就地平衡，对配电网和配电变的降损有积极作用，同时也有助于保证该用户的电压水平。这种补偿方式的投资及维护均由专用变用户承担。目前国内各厂家生产的自动补偿装置通常是根据功率因数来进行电容器的自动投切。就这种方案而言，虽然有助于保证用户的电能质量，但对电力系统并不可取。虽然线路电压的波动主要由无功量变化引起，但线路的电压水平往往是由系统情况决定的。当线路电压基准值偏高或偏低时，无功的投切量可能与实际需求相去甚远，易出现无功过补偿或欠补偿。 对配电系统来说，除了专用变之外，还有许多公用变。而面向广大家庭用户及其他小型用户的公用变，由于其通常安装在户外的杆架上，实现低压无功集中补偿则是不现实的：难于维护、控制和管理，且容易造成生产安全隐患。这样，配电网的无功补偿受到了很大地限制。 3 杆上补偿方式 由于配电网中大量存在的公用变压器没有进行低压补偿，使得补偿度受到限制。由此造成很大的无功缺口需要由变电站或发电厂来填，大量的无功沿线传输使得配电网网损仍然居高难下。因此可以采用10kV户外并联电容器安装在架空线路的杆塔上(或另行架杆)进行无功补偿(如图1的方式3)，以提高配电网功率因数，达到降损升压的目的。但由于杆上安装的并联电容器远离变电站，容易出现保护不易配置、控制成本高、维护工作量大、受安装环境和空间等客观条件限制等问题。因此，杆上无功优化补偿必须结合以下实际工程要求来进行： (1)补偿点宜少，建议一条配电线路上宜采用单点补偿，不宜采用多点补偿; (2)控制方式从简。建议杆上补偿不设分组投切; (3)建议补偿容量不宜过大。补偿容量太大将会导致配电线路在轻载时出现过电压和过补偿现象;另外杆上空间有限，太多数电容器同杆架设，既不安全，也不利于电容器散热; (4)建议保护方式应简化。主要采用熔断器和氧化锌避雷器作简单保护。 显然，杆上无功补偿主要是针对10kV馈线上的公用变所需无功进行补偿，因其具有投资小，回收快，补偿效率较高，便于管理和维护等优点，适合于功率因数较低且负荷较重的
无功补偿电容器串联电抗器的选用 在高压无功补偿装置中，一般都装有串联电抗器，它的作用主要有两点：1）限制合闸涌流，使其不超过20倍；2）抑制供电系统的高次谐波，用来保护电容器。因此，电抗器在无功补偿装置中的作用非常重要。 然而，串抗与电容器不能随意组合，若不考虑电容装置接入处电网的实际情况，采用“一刀切”的配置方式（如电容器一律配用电抗率为5％～6％的串抗），往往适得其反，招致某次谐波的严重放大甚至发生谐振，危及装置与系统的安全。由于电力谐波存在的普遍性，复杂性和随机性，以及电容装置所在电网结构与特性的差异，使得电容装置的谐波响应及其串抗电抗率的选择成为疑难的问题，也是人们着力研究的课题。电容器组投入串抗后改变了电路的特性，串抗既有其抑制涌流和谐波的优点，又有其额外增加的电能损耗和建设投资与运行费用的缺点。所以对于新扩建的电容装置，或者已经投运的电容装置中的串抗选用方案，进行技术经济比较是很有必要的。虽然现有的成果尚不足为电容装置工程设计中串抗的选用作出量化的规定，但是随着研究工作的深入，实际运行经验的积累，业已提出许多为人共识的见解，或行之有效的措施，或可供借鉴的教训。 下面总结电容器串联电抗器时，电抗率选择的一般规律。 1. 电网谐波中以3次为主 根据《并联电容器装置设计规范》，当电网谐波以3次及以上为主时，一般为12%；也可根据实际情况采用4.5%~6%与12%两种电抗器：（1）3次谐波含量较小，可选择0.5%~1%的串联电抗器，但应验算电容器投入后3次谐波放大量是否超过或接近限值，并有一定裕度。（2）3次谐波含量较大，已经超过或接近限值，可以选用12%或4.5%~6%串联电抗器混合装设。 2. 电网谐波中以3、5次为主 （1）3次谐波含量较小，5次谐波含量较大，选择4.5%~6%的串联电抗器，尽量不使用0.1%~1%的串联电抗器；（2）3次谐波含量略大，5次谐波含量较小，选择0.1%~1%的串联电抗器，但应验算电容器投入后3次谐波放大是否超过或接近限值，并有一定裕度。 3. 电网谐波以5次及以上为主 （1）5次谐波含量较小，应选择4.5%~6%的串联电抗器；（2）5次谐波含量较大，应选择4.5%的串联电抗器。对于采用0.1%~1%的串两电抗器，要防止对5次、7次谐波的严重放大伙谐振。对于采用4.5%~6%的串联电抗器，要防止怼次谐波的严重放大或谐振。当系统中无谐波源时，为防止电容器组投切时产生的过电压和对电容器组正常运行时的静态过电压、无功过补时电容器端的电压升高的情况分析计算，可选用0.5%~1%的电抗器。 根据以上的选择原则，对无功补偿装置中的串联电抗器有以下建议： （1）新建变电所的电容器装置中串联电抗器的选择必须慎重，不能与电容器任意组合，必须考虑电容器装置接入处的谐波背景。 （2）对于已经投运的电容器装置，其串联电抗器选择是否合理须进一步验算，并组织现场实测，了解电网谐波背景的变化。对于电抗率选择合理的电容器装置不得随意增大或减小电容器组的容量。 （3）电容器组容量变化很大时，可选用于电容器同步调整分接头的电抗器或选择电抗
2006年5月Power System Technology May 2006 文章编号：1000-3673（2006）10-0069-06 中图分类号：TM714.3 文献标识码：A 学科代码：470·4051 贵广第二回直流输电工程换流站无功补偿的研究 杜忠明 （中国电力工程顾问集团公司，北京市西城区100011） Study on Reactive Power Compensation for the Secondary HVDC Project from Guizhou to Guangdong DU Zhong-ming （China Power Engineering Consulting Group Corporation，Xicheng District，Beijing 100011，China） ABSTRACT: The research on reactive power compensation of converter station is an important component in the design of HVDC project. For the secondary ±500 kV/3000 MW Guizhou- Guangdong HVDC transmission project being built in South China power grid, based on HVDC steady-state model and according to corresponding calculation principle the reactive power consumption of converter station under various operating modes is calculated, and total capacity of reactive power compensation devices of converter stations at both terminals and the configuration scheme for these devices which are divided into groups are proposed. The feasibility of the proposed configuration scheme is verified by simulation results of switching grouped compensation devices in converter station. Main results of this research item are applied in the manufacturing of compensation devices for the secondary ±500kV/3000MW HVDC transmission project. KEY WORDS:Guizhou-Guangdong secondary HVDC project；converter station；reactive power compensation；transmission and distribution 摘要：换流站无功补偿的研究是高压直流系统设计的重要组成部分，针对正在建设的南方电网贵广第二回±500kV/ 3000MW直流输电工程，根据高压直流稳态模型，按照相应的计算原则计算了不同运行方式下的换流站无功消耗，提出了两端换流站的无功补偿设备总容量及其分组配置方案。换流站无功分组投切的仿真结果验证了配置方案的技术可行性。主要研究成果已应用于工程的设备制造中。 关键词：贵广第二回直流输电工程；换流站；无功补偿；输配电工程 0引言 高压直流输电系统在运行中需要消耗大量的无功功率[1]。直流换流站装设的无功补偿装置通常由交流滤波器及电容器组成，其中交流滤波器既能提供容性无功功率，还可将直流系统产生的大量交流谐波分量降低到允许范围内。换流站的无功补偿容量及其分组配置研究是直流系统设计的重要组成部分[2-11]。 贵州—广东第二回直流输电工程是我国实现直流工程自主化建设的重要依托项目。本文根据直流系统的稳态模型[3]，对贵广第二回直流输电工程的各种运行方式进行了计算分析，提出了直流系统两端换流站的无功补偿容量、无功分组配置方案，并结合换流站的滤波器设计，验证无功配置方案的技术可行性。 1交流系统条件 根据南方电网的“西电东送”规划，“十一五”期间西电东送的容量将在“十五”期间的基础上新增向广东送电10300MW，其中贵州将向广东新增送电4000MW。为满足规划的输送容量要求，在贵电外送“一直两交”输电通道的基础上，需要新建贵广第二回直流输电工程(直流电压采用±500kV，直流输送容量为3000MW)。目前该工程已进入全面建设阶段，计划2007年建成单极，2008年建成双极投运。 该工程的起点换流站位于贵州省兴仁县，主要汇集黔西南地区的盘南电厂(规划装机容量6×600MW)电力外送，交流侧额定电压选取为525kV；受端换流站位于广东省深圳市，可兼顾深圳和东莞两地区的用电负荷，交流侧额定电压选取为500kV。 2 主要计算原则 2.1 直流运行方式 贵广第二回直流输电工程主要有以下运行方式：
35kV静止无功发生器成套装置 技术协议
第一节技术协议 一. 总则 1. 本技术协议书仅适用于中铝能源太阳山风电厂五期110kV升压站主变扩建工程动态无功补偿装置(SVG)的加工制造和供货。技术协议中提出了对设备本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 2. 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规的条文，供方应提供符合本技术规引用标准的最新版本标准和本技术协议技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本技术协议所使用的标准如与供方所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。 3. 本技术协议将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本技术协议未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。 4. 供方保证提供的产品符合安全、健康、环保标准的要求。供方对成套设备(含辅助系统与设备)负有全部技术及质量责任，包括分包(或采购)的设备和零部件。 5. 本技术协议提出了对SVG技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。 6. 若供方所提供的技术资料协议前后有不一致的地方，以有利于设备安装运行、工程质量为原则，由需方确定。 二. 标准和规 1. 合同设备包括供方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备应符合相应
的标准规或法规的最新版本或其修正本的要求。 2. 除非合同另有规定，均须遵守最新的国家标准（GB）和国际电工委员会(IEC)标准以及国际单位制(SI)标准，尚没有国际性标准的，可采用相应的生产国所采用的标准，但其技术等方面标准不得低于国家、电力行业对此的各种标准、法规、规定所提出的要求,当上述标准不一致时按高标准执行。 3. 供方提供的设备和配套件要符合以下最新版本的标准，但不局限于以下标准，所有设备都符合相应的标准、规或法规的最新版本或其修正本的要求，除非另有特别说明外，合同期有效的任何修正和补充都应包括在。 DL/T672-1999 《变电所电压无功调节控制装置订货技术条件》 DL/T597-1996 《低压无功补偿控制器订货技术条件》 GB/T 11920-2008《电站电气部分集中控制设备及系统通用技术条件》 GB 1207-2006 《电磁式电压互感器》 SD 325-89 《电力系统电压和无功电力技术导则》 DL/T 840-2003 《高压并联电容器使用技术条件》 GB 50227-2008 《并联电容器装置设计规》 GB 311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 311.2-2002 《绝缘配合第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》GB 311.3-2007 《绝缘配合第3部分：高压直流换流站绝缘配合程序》 GB/T 311.6-2005 《高电压测量标准空气间隙》 GB/T 11024.2-2001《标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器第2部分：耐久性 试验》 JB/T 8170-1995 《并联电容器用部熔丝和部过压力隔离器》 GB 50227-2008 《并联电容器装置设计规》
1-1试述电力系统的组成及各部分的作用？ 各级电压的电力线路将发电厂、变配电所和电力用户联系起来的一个发电、输电、变电、配电及用电的整体即为电力系统。电力系统由以下几部分组成： （1）发电将一次能源转换成电能的过程即为“发电”。根据一次能源的不同，有火力发电、水力发电和核能发电，还有风力、地热、潮汐和太阳能等发电方式。 （2）变电与配电 变电所的功能是接受电能、转换电压和分配电能。 仅用于接收和分配电能，而没有变压器的场所称为配电所 （3）电力线路电力线路将发电厂、变电所和电能用户连接起来，完成输送电能和分配电能的任务。 （4）电能用户包括工业、企业在内的所有用户（用电单位），使用（消耗）电能 1-4 电力系统中性点运行方式有哪几种？各自的特点是什么？ 答：电力系统中性点运行方式有中性点有效接地系统（包括中性点直接接地系统）和中性点非有效接地系统（包括中性点不接地和中性点经消弧线圈或电阻接地）。 1）中性点不接地系统 特点：发生单相接地故障时，线电压不变，非故障相对地电压升高到原来相电压的√3倍，故障相电容电流增大到原来的3倍。 2）中性点经消弧线圈接地系统 特点：发生单相接地故障时，与中性点不接地系统一样，非故障相电压升高√3倍，三相导线之间的线电压仍然平衡。 3）中性点直接接地系统 特点：当发生一相对地绝缘破坏时，即构成单相接地故障，供电中断，可靠性降低。但由于中性点接地的钳位作用，非故障相对地电压不变。电气设备绝缘水平可按相电压考虑。在380/220V低压供电系统中，采用中性点直接接地可以减少中性点的电压偏差，同时防止一相接地时出现超过250V的危险电压。 2--2在供电系统设计中，考虑上述因素后就需要确定一个最大的、恒定不变的等效负荷来代替实际变化的真实负荷，作为工程设计的依据。该最大的、恒定不变的等效负荷（假想负荷）在供电系统工程设计中称为计算负荷。 实际负荷：真实存在、随机变化的； 计算负荷：假想最大的、恒定不变的等效负荷； 假想负荷于实际负荷之间的关系（等效含义）： 根据计算负荷所选择的配电设备，在实际负荷长期作用下，其温升不超过配电设备在规定使用年限内所允许的最高温升。 即：用电设备在实际运行中对配电设备所产生的最大热效应与计算负荷（等效负荷）产生的热效应相同。 计算负荷是供电系统结构设计、导线及变压器等配电设备参数选择的依据。 从发热的角度分析，计算负荷在数值上等于用户典型日负荷曲线中的30min最大平均负荷P30。 变压器台数选择应考虑哪些因素？什么是明备用？什么是暗备用？ 答：台数选择考虑因素：（1）供电可靠性要求（2）负荷变化与经济运行（3）集中负荷容量大小 明备用：一台变压器工作，另一台变压器停止运行作为备用，此时两台变压器均按最大负荷
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摘要：分析了工矿企业采用无功补偿技术的必要性，介绍了无功补偿方式的确定及补偿容量的计算方法，并论述了加强无功补偿装置管理、提高运行效率应注意的问题。 关键词：无功补偿；技术管理；工矿企业 1 前言 供电部门在向用电单位（以下简称用户）输送的三相交流功率中，包括有功功率和无功功率两部分。将电能转换成机械能、热能、光能等那一部分功率叫有功功率，用户应按期向供电部门交纳所用有功电度的电费；无功功率为建立磁场而存在并未做功，所以供电部门不能向用户收取无功电度电费，但无功功率在输变电过程中要造成大量线路损耗和电压损失，占用输变电设备的容量，降低了设备利用率。因此，供电部门对输送给用户的无功功率实行限制，制订了功率因数标准，采用经济手段———功率因数调整电费对用户进行考核。用户功率因数低于考核标准，调整电费是正值，用户除了交纳正常电费之外，还要增加支付调整电费（功率因数罚款）；用户功率因数高于考核标准，调整电费是负值，用户可以从正常电费中减去调整电费（功率因数奖励）。 用电设备如变压器、交流电动机、荧光灯电感式镇流器等均是电感性负荷，绝大多数用户的自然功率因数低于考核标准，都要采取一些措施进行无功补偿来提高功率因数。安装移相电力电容器是广大用户无功补偿的首选方案。 2 无功补偿的经济意义 2．1 提高输变电设备的利用率 有功功率
高压电抗器|CKSC-72/6-6%|补偿柜专用电抗器CKSC系列电抗器是用于高压无功补偿柜里面的重要元件之一 我们共同认识一下高压电抗器的作用 高压用于3.3KV,6KV 10KV 可以说高压10000V 都称为意义上的高压里面通过的是交流，与补偿电容器串联，对稳态性谐波（5、7、11、13次）构成串联谐振。通常有5~6%电抗器，属于高感值电抗器。 高压电抗器用途是什么该产品与并联电容器组相串联，具有补偿电网无功功率、提高功率因数、抑制谐波电流、限制合闸涌流等功能，适用于电力系统、电力化铁道、冶金、石化等较高防火要求、电磁干扰要求和安装空间有限的城网变电站、地下变电站和微机控制变电站等场所 CKSC-72/6-6% 全称是6KV三相高压环氧浇注电抗器 电抗器容量是 72KVAR 高压指的是6KV系统 电容柜补偿的容量是1200KVAR CKSC中的S代表的是三相电抗器如果是D 代表单相电抗器 6指的是电抗率，常用的电抗率有 1% 6% 7% 12% 14%等 壹，以下是我公司CKSC-72/6-6%规格参数
贰，CKSC-72/6-6%电抗器外形示意图 参，CKSC-72/6-6% 全称是10KV三相高压环氧浇注电抗器使用场合 补偿电网无功功率、提高功率因数、抑制谐波电流、限制合闸涌流等功能，适用于电力系统、电力化铁道、冶金、石化等较高防火要求、电磁干扰要求和安装空间有限的城网变电站、地下变电站和微机控制变电站等场所肆，CKSC-72/6-6%型号意义
伍，CKSC-72/6-6% 全称是10KV三相高压环氧浇注电抗器使用环境特点 1.眀拔高度不超过2000米。 2.运行环境温度-25℃～＋45℃，相对湿度不超过90％。 3.栀围无有害气体，无易燃易爆物品。 4.栀围环境应有良好的通风条件。 陆，CKSC-72/6-6%性能及技术参数 1.可用于系统电压为：6kV、10kV、10.5kV、11kV。 2.电抗率为：1%、4.5%、5%、6%、7%、12%、14% 3.绝缘等级：F级，电抗器噪声：≤45dB 4.过载能力：≤1.35倍下连续运行
无功补偿装置几种常见类型比较 常见的动态无功补偿装置有四种：调压式动态无功补偿装置、磁控式动态无功补偿装置、相控式（TCR型）动态无功补偿装置、SVG 动态无功发生器。 ① 调压式动态无功补偿装置 调压式动态补偿装置原理是：在普通的电容器组前面增加一台电压调节器，利用电压调节器来改变电容器端部输出电压。根据 Q=2πfCU2改变电容器端电压来调节无功输出，从而改变无功输出容量来调节系统功率因数，目前生产的装置大多可分九级输出。该装置为分级补偿方式，容易产生过补、欠补。由于调压变压器的分接头开关为机械动作过程，响应时间慢（约3~4s），虽能及时跟踪系统无功变化和电压闪变，但跟踪和补偿效果稍差。但比常规的电容器组的补偿效果要好的多；在调压过程中，电容器频繁充、放电，极大影响电容器的使用寿命。由于有载调压变压器的阻抗，使得滤波效果差。虽然价格便宜， 占地面积小，维护方便，一般年损耗在0.2%以下。 ② 磁控式(MCR型)动态无功补偿装置 磁控式动态无功补偿装置原理是：在普通的电容器组上并联一套磁控电抗器。磁控电抗器采用直流助磁原理，利用附加直流励磁磁化铁心，改变铁心磁导率，实现电抗值的连续可调，从而调节电抗器的输出容量，利用电抗器的容量和电容器的容量相互抵消，可实现无功功率的柔性补偿。 能够实现快速平滑调节，响应时间为100-300ms，补偿效果满足风场工况要求。
磁控电抗器采用低压晶闸管控制，其端电压仅为系统电压的1％～2％，无需串、并联，不容易被击穿，安全可靠。设备自身谐波含量少，不会对系统产生二次污染。占地面积小，安装布置方便。装置投运后功率因数可达0.95以上，可消除电压波动及闪变，三相平衡符合国际标准。免维护，损耗较小，年损耗一般在0.8%左右。 ③相控式动态无功补偿装置（TCR） 相控式动态无功补偿装置（TCR）原理是：在普通的电容器组上并联一套相控电抗器（相控电抗器一般由可控硅、平衡电抗器、控制设备及相应的辅助设备组成）。相控式原理的可控电抗器的调节原理见下图 所示。 通过对可控硅导通时间进行控制，控制角（相位角）为α，电流基波分量随控制角α的增大而减小，控制角α可在0°~90°范围内变化。控制角α的变化，会导致流过相控电抗器的电流发生变化，从而改变电抗器输出的感性无功的容量。 普通的电容器组提供固定的容性无功，感性无功和容性无功相抵消，从而实现总的输出无功的连续可调。 i 相控式原理图 优点： 响应速度快，≤40ms。适合于冶金行业。 一般年损耗在0.5%以下。缺点：晶闸管要长期运行在高电压和大电流工况下，容易被
电工技能竞赛试题 单位：姓名：得分： 一、填空题（每空2分，共30分） 1. 电流产生磁场，其方向用（右手螺旋定则）来确定，其强弱决定于通过导体电流和周围介质的状况。 2.可控硅原件一般采用哪两种保护措施（过流保护）和（过电压保护）。 3.三相交流电与三相负载按一定的接线方式连接，所组成的电路称为（三相交流电路）。 4. 变压器调压方式有（无激磁调压）和（有载调压）两种。 5. 异步电动机在空载时的功率因数通常小于（0.2）。 6. 短路是指供电线路中不同相的导体不经过负载而直接发生（金属性端接）或者（一相导体对地短接）。 7. 变压器并列运行的条件（变压器的接线组别相同）、（变压器的变比相同）和变压器的短路电压相等。 8.设备事故按停机时间长短、影响产量的多少或损失大小、性质严重程度，分为（一般设备事故）、（重大设备事故）和（特大设备事故）三类。 9. 设备事故造成经济损失在20万元级以上的是（特大设备事故）事故。 二、选择题（每题2分，共24分） 1. 市场经济条件下，不符合爱岗敬业要求的是( D )的观念。 A、树立职业理想 B、强化职业责任 C、干一行爱一行 D、多转行多受锻炼 2. 职业道德通过( A )，起着增强企业凝聚力的作用。 A、协调员工之间的关系 B、增加职工福利 C、为员工创造发展空间 D、调节企业与社会的关系 3．变频器与电动机之间一般（B）接入接触器。 （A）允许（B）不允许（C）需要（D）不需要 4. 人体( B )是最危险的触电形式。A、单相触电 B、两相触电 C、接触电压触电 D、跨步电压触电 5. 一般规定正电荷移动的方向为( B )的方向。 A、电动势 B、电流 C、电压 D、电位 6．串联电路中, 电压的分配与电阻成( A )。 A. 正比 B. 反比 C. 1:1 D. 2:1 7. 油浸变压器在正常情况下为使绝缘油不致过速氧化, 上层油温不宜超过( B )℃。 A. 75 B. 85 C. 95 D. 105 8．并联电路中, 电流的分配与电阻成( B )。 A. 正比 B. 反比 C. 1:1 D. 2:1 9. 维修电工以( A ),安装接线图和平面布置最为重要. A、电气原理图 B、电气设备图 C、电气安装图 D、电气组装图 10. 线路的设备停电检修时，临时性接地线应使用( B )。 A.截面不小于16平方毫米的多股裸软铜线 B.截面不小于25平方毫米多股裸软铜线 C.截面不小于25平方毫米的铜芯绝缘导线 D.截面不小于25平方毫米的铝芯导线 11. 定子绕组串电阻的降压启动是指电动机启动时，把电阻串接在电动机定子绕组与电源之间，通过电阻的分压作用来( D )定子绕组上的启动电压。 A、提高 B、减少 C、加强 D、降低 12. 钻夹头的松紧必须用专用( D )，不准用锤子或其它物品敲打。 A、工具 B、扳子 C、钳子 D、钥匙 三、判断题（每题2分，共12分） 1．纯电阻单相正弦交流电路中的电压与电流，其瞬时值遵循欧姆定律。（√）2．触电者没有其他致命外伤，呼吸停止，心脏停止跳动，则认为触电者已经死亡，可停止施救。（×） 3．在厂房内敷设电缆时，应采用裸铠装或非易燃性外护层的电缆。电缆线路如
无功补偿几种补偿方式的优缺点 无功功率补偿，简称无功补偿，在电力供电系统中起提高电网的功率因数的作用，降低供电变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境。所以无功功率补偿装置在电力供电系统中处在一个不可缺少的非常重要的位置。 合理的选择补偿装置，可以做到最大限度的减少网络的损耗，使电网质量提高。反之，如选择或使用不当，可能造成供电系统，电压波动，谐波增大等诸多因素。今天就带大家了解13种无功补偿方式，各自有什么优点和缺点。 （1）同步调相机 基本原理：同步电动机无负荷运行，在过励时发出感性无功；在欠励时吸收感性无功； 主要优点：既能发出感性无功，又能吸收感性无功； 主要缺点：损耗大，噪音大响应速度慢，结构维护复杂； 适用场合：在发电厂尚有少量应用。 （3）就地补偿 基本原理：一般将电容器直接与电动机变压器并联，二者共用1台开关柜；
主要优点：末端补偿，能最大限度的降低线损； 主要缺点：台数较多，投资量大； 适用场合：水厂、水泥厂应用较多； （3）集中补偿 基本原理：集中装设在系统母线上，一般设置单独的开关柜；主要优点：可对整个变电所进行补偿，投资相对较小； 主要缺点：一般为固定补偿，在负载低时可能出现过补偿； 适用场合：适用于负载波动小的系统 （4）自动补偿（机械开关投切电容器） 基本原理：采用机械开关（接触器、断路器）等根据功率因数控制器的指令投切电容器； 主要优点：能自动调节无功出力，使系统无功保持平衡，技术成熟，占地小、造价低； 主要缺点：响应时间较慢，受电容器放电时间限制； 适用场合：目前主流补偿方式，满足大多数行业用户需求；（5）晶闸管投切电容器
串联电抗器进行无功补偿的必然性 单一使用电容器进行无功补偿的危害 1． 建筑领域的谐波源是必然存在的（整流设备，各种办公设备的 整流电源；电梯系统的变频设备；空调系统的变频器；水泵系统的变频器；不同容量的UPS 电源等）。 2． 单一使用电容器进行无功补偿，谐波电流会大量流入电容器。 谐波电流都是高频电流。感抗会随着频率的升高而变大，容抗会随着频率的升高而变小。这样电流会向阻抗小的地方流。电容器工作时都是满负荷工作的，一旦谐波电流流入电容器，量小会造成过电流，影响电容器寿命；量大会直接造成电容器鼓肚甚至爆 炸。后果不堪设想。 3． 当配电系统中存在了感性设备（变压器），容性设备（电容器） 就会形成谐振电路。当发生串并、联谐振时，谐波电流、电压会被放大20倍或以上倍数，这里不用考虑谐波的量，只要存在谐波，谐波电流就有被放大的可能。谐振点会随着电容投切量的改变而不断改变，放大的谐波电流次数也会改变，随时随刻都可能发生谐振。 根据以上几点说明，我们不难看出，串联可以改变谐振点的电抗器进行无功补偿的方案是必要的和必然的，工程师们如此的无功补偿设计方案是合理的，是对用户端配电系统的安全负责的。 L f X n n TR ???=)()(2πC f X n n C ???=)()(21π
4．安装与输出容量计算公式如下： 1 22 2-??=n n ）电容器电压系统电压（安装容量输出容量（1） 注：1.n=谐振点（如串6%的电抗器，即X L =6%X C ，可根据此公式计算谐振点。08.46 100===L C x x n 2.因串接6%的电抗器，所以电容器的装设耐压应根据下 面公式进行计算： H L S C V V V V ++= （2） 电容器耐压=系统电压+电抗电压+谐波电压 V S =400V ;V L =6% V S 根据IEEE519规定(低压)：谐波电压至少考虑 V 3=0.5%V S ,V 5=5%V S ,V 7=5%V S 由此计算，得到电容器的耐压至少使用480V 。 输出/安装容量关系计算事例如下： )08.4(1 480400var)50(var)36(22 2=?-??=n n n V V k k ）电容器电压系统电压（安装容量输出容量 06391.169444.0501 08.408.44804005022 2??=-??=）（V V =36.941（kvar ） 2. 因此项目使用了一定量的变频器、UPS 、调光照明等非线性负荷约300KW ，计算器基波电流约为480A （)92.0(cos cos 3=←=θθUI P , 根据n I I n 1=： 117115%147;%205I I I I I I ====
第一章 1-4 电力系统中性点运行方式有哪几种？各自的特点是什么？ 答：电力系统中性点运行方式有中性点有效接地系统（包括中性点直接接地系统）和中性点非有效接地系统（包括中性点不接地和中性点经消弧线圈或电阻接地）。 1）中性点不接地系统 特点：发生单相接地故障时，线电压不变，非故障相对地电压升高到原来相电压的√3倍，故障相电容电流增大到原来的3倍。 2）中性点经消弧线圈接地系统 特点：发生单相接地故障时，与中性点不接地系统一样，非故障相电压升高√3倍，三相导线之间的线电压仍然平衡。 3）中性点直接接地系统 特点：当发生一相对地绝缘破坏时，即构成单相接地故障，供电中断，可靠性降低。但由于中性点接地的钳位作用，非故障相对地电压不变。电气设备绝缘水平可按相电压考虑。在380/220V低压供电系统中，采用中性点直接接地可以减少中性点的电压偏差，同时防止一相接地时出现超过250V的危险电压。 1-5简述用户供电系统供电质量的主要指标及其对用户的影响 答： 决定用户供电质量的主要指标为电压、频率和可靠性。 影响：①当电压出现偏差时会对用电设备的良好运行产生影响；电压波动和闪变会使电动机转速脉动、电子仪器工作失常；出现高次谐波会干扰自动化装置和通信设备的正常工作；产生三相不对称电压会影响人身和设备安全。②频率偏差不仅影响用电设备的工作状态、产品的产量和质量，而且影响电力系统的稳定运行。③根据负荷等级来保证供电系统的可靠性。 1-6试分析中性点不接地系统发生单相接地后，系统的电压会发生什么变化？此时流经故障点的电流如何确定？ 答：中性点不接地系统发生单相接地故障时，线间电压不变，而非故障相对地电压升高到原来相电压的√3倍，故障相电容电流增大到原来的3倍。 1-7中性点经消弧线圈接地系统中，消弧线圈对容性电流的补偿方式有哪几种？一般采用哪一种？为什么？ 答：全补偿方式、欠补偿方式、过补偿方式 一般采用过补偿方式，在过补偿方式下，即使系统运行方式改变而切除部分线路时，也不会发展成为全补偿方式，至使系统发生谐振。 第二章 2-1.什么是计算负荷？确定计算负荷的目的是什么？ 计算负荷是用电设备的等效负荷，对于已运行的电力用户而言，计算负荷Pc就是该用户典型负荷曲线的半小时最大平均负荷P30.计算负荷是用户供电系统结构设计，供电线路截面选择，变压器数量和容量选择，电气设备额定参数选择等的依据。 2-2.计算负荷与实际负荷有何关系？有何区别？ 电力用户的实际负荷并不等于用户中所有用电设备额定功率之和，用电设备在实际运行中对配电设备所产生的最大热效应与等效负荷产生的热效应相等，将等效负荷称为计算负荷。 2-3. 什么是负荷曲线？负荷曲线在求计算负荷时有何作用？ 电力负荷随时间变化的曲线称为负荷曲线。求计算负荷的日负荷曲线时间间隔△t取30min。
动态无功补偿技术的应用现状及发展刘宪栩 发表时间：2018-05-31T10:36:53.397Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：刘宪栩王云昊刘楠 [导读] 摘要：在电力系统输送电能的过程中,无功功率不足,将使系统中输送的总电流增加、使变压器的输出力减少、供电线路及系统设备有功功率损耗增大、线路末端电压下降。 （国网天津市电力公司城西供电分公司天津市 300190） 摘要：在电力系统输送电能的过程中,无功功率不足,将使系统中输送的总电流增加、使变压器的输出力减少、供电线路及系统设备有功功率损耗增大、线路末端电压下降。对于电力用户来说,过多地从电网中吸取无功,不仅使电网损耗增加,也影响自身的用电和生产。可见无功功率对供电系统和负荷的运行都十分重要。但是,近些年来,随着我国工业的迅速发展,一些大功率非线性负荷的不断增多,对电网的冲击和谐波污染也呈不断上升趋势,缺乏无功调节手段造成了母线电压随运行方式的变动很大,引发了多种电能质量问题。主要包括:功率因数低、谐波含量高、三相不平衡、功率冲击、电压闪变和电压波动。 关键词：动态无功补偿技术；应用现状；发展 引言 在电力系统的运行中，系统运行的安全性、可靠性和经济性、输送电能的质量是其最根本的问题。一些大功率负荷的投入、退出，或者系统局部故障等，都会造成系统中有功功率和无功功率的大幅扰动，从而对电网的稳定性和经济性产生影响。特别是如电弧炉等冲击负荷、非线性负荷容量的不断增加，使得电力网发生电压波形畸变，电压波动闪变和三相不平衡等，产生电能质量降低，电网功率因数降低，网络损耗增加等不良影响。另外，现在的直流输电工程日益发展，大功率换流装置（无论整流或逆变）都需要系统提供大量无功功率。特别是一端为弱系统或临近的交流系统发生故障时，如果不能迅速补偿大幅度波动的无功功率，就会导致系统失控或瓦解。快速有效地调节电网的无功功率，使整个电网负荷的潮流分配更趋合理，这对电网的稳定、调相、调压、限制过电压等等方面都是十分重要的。 1动态无功补偿技术的现状 性能优良的SVC（静止无功补偿器）和技术更为先进的STATCOM（静止同步补偿器）已大规模应用于电力系统及工矿企业。 1.1同步调相机 早期的动态无功功率补偿装置主要为同步调相机,是传统的动态无功补偿设备,多为高压侧集中补偿,一般装于电力系统的枢纽变电站中,以减少因传输无功功率引起能量的损耗和电压降落。由于它是旋转电机,运行中的损耗和噪声都比较大,维护复杂费用高,且响应速度慢,所以难以满足快速动态补偿的要求。目前已逐渐退出动态无功补偿领域,在现场中仅有少量使用。 1.2静止无功补偿器（SVC） 静止无功补偿器（SVC）于20上世纪70年代兴起，现在是已经发展的很成熟的FACTS（柔性交流输电系统）装置，其被广泛应用于现代电力系统的负荷补偿和输电线路补偿（无功和电压补偿）。SVC装置的典型代表有：晶闸管控制电抗器（TCR）、晶闸管投切电容器（TSC）和滤波器组（FC）。随着电力电子技术的不断发展和控制技术的不断提高，SVC向高压大容量多套并联的方向发展，以满足电力系统对无功补偿和电压控制的要求。南瑞继保在SVC的技术发展中做出了很大贡献，为国内外电网提供了多套大容量SVC系统。安装于新疆-西北联网工程第二通道750kV沙州变电站的SVC系统容量为-360Mvar（感性）～360Mvar（容性），由两套配置相同的SVC组成，直接接入变电站同一条66kV母线，每套SVC包含TCR(-360Mvar)×1，滤波器组(+180Mvar)×1。本工程SVC系统TCR单体容量达到360Mvar，直接接入电压等级高达66kV，开启了我国输电系统大容量、高电压动态无功补偿器的新篇章。 1.3静止同步补偿器（STATCOM） STATCOM系统基于电压源型变流器，采用目前最为先进的无功补偿技术，将IGBT构成的桥式电路经过变压器或电抗器接到电网上，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，就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态调整控制目标侧电压或者无功的目的。同时如果需要STATCOM在补偿无功的基础上对负载谐波进行抑制，只要令STATCOM输出与谐波电流相反的电流即可。因此，STATCOM能够同时实现补偿无功功率和谐波电流的双重目标。 南瑞继保研制的百兆乏直流换流站动STATCOM在南方电网±500kV/3000MW永富直流富宁换流站顺利投运，该项目是大容量STATCOM装置应用于高压直流输电领域中的首个成功案例。此STATCOM系统包含协调控制系统和两套35kV/±100MVArSTATCOM成套设备。换流阀采用多电平电压源型换流器结构，成套设备占地面积小、功率密度高，具备快速暂态无功补偿、目标电压控制、交流系统故障穿越、协调控制等功能，是缓解直流换相失败、无功电压调节等的最佳解决方案，代表着柔性交流输电和用户电能质量领域的前沿方向。 2动态无功补偿技术的发展 2.1电力有源滤波器 电力有源滤波器的基本原理如图1所示。 图1 电力有源滤波器的基本原理 电力有源滤波器的交流电路分为电压型和电流型,目前实用的装置90%以上为电压型。从与补偿对象的连接方式来看,电力有源滤波器可分为并联型和串联型。并联型中有单独使用、LC滤波器混合使用及注入电路方式,目前并联型占实用装置的大多数。但电力有源滤波器现仍存在一些问题,如电流中有高次谐波,单台容量低,成本较高等。随着电力半导体器件向大容量、高频化方向发展,这类既能补偿谐波又能补
《节能技术》 一、单项选择 1、目前我国工业锅炉的燃料以（煤炭）为主。 2、燃煤锅炉烟气残留的可燃气体，主要是（一氧化碳）。 3、蓄热式高温燃烧（HTAC）技术将（回收烟气余热）与高效燃烧、降低NOx排放等技术有机地结合起来的一种全新的燃烧技术。 4、按成分不同保温材料可分为有机材料和无机材料两大类，无机保温材料具有不易腐烂、不燃烧、（耐高温）等特点。 5、（绑扎法保温）是将多孔材料或矿纤材料等制成的保温板、管壳、管筒或弧形块直接包覆在设备和管道上的保温施工工艺。 6、在燃煤中加入少量化学助燃剂可以（提高燃烧效率）。 7、富氧燃烧技术是以（氧含量高于21%的富氧空气或纯氧代替空气）作为助燃气体的一种高效强化燃烧技术。 8、换热器的设计计算过程内容中，（流动阻力计算）计算可为泵或风机的选择提供依据。 9、关于间壁式换热器正确的是（间壁式换热器也称表面式换热器）。 10、印染工艺过程中常采用将蒸汽直接加入物料中进行加热的方式，其废水温度一般为60℃左右，其余热利用方法可采用（热泵）。 11、目前应用较多的蓄热介质为水、油和陶瓷等，都属于（显热蓄热）。 12.两台相同规格和特性的变压器并联运行，实际负荷为460kVA,临界负荷为480kV A，下列说法正确的是（运行一台经济）。 13.对电网进行无功补偿，下列说法错误的是（减少输电线路的电阻） 14.关于减少线路损耗的措施，下列说法错误的是（增加变压级数） 15．属于淘汰变压器的是（S7-630/10 ） 16.关于实现空压机节能，下列说法错误的是（提高排气压力） 17. .关于实现制冷机节能，下列说法错误的是（减少冷凝器冷却水量） 18.关于同步电动机运行，下列说法错误的是（降低变压器的输出能力） 19.产生谐波的主要装置有（变频器） 20.下列（电焊）不属于电化学加工 21.电加热与燃料加热相比，下列叙述错误的是（.炉内气氛不易控制） 22.电光源特性中的光视效能是指（电光源发出的光通量与输入的电功率之比） 23、1900年至今人类利用太阳能可分为（ 7 ）个阶段。
电力系统的无功优化、补偿及无功补偿技术对低压电网功率因数的影响 电气与信息工程学院 自动化13-2 马春野 20131802
电力系统的无功优化、补偿及 无功补偿技术对低压电网功率因数的影响 一前言 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。降低网损，提高电力系统输电效率和电力系统运行的经济性是电力系统运行部门面临的实际问题，也是电力系统研究的主要方向之一。特别是随着电力市场的实行，输电公司（电网公司）通过有效的手段，降低网损，提高系统运行的经济性，可给输电公司带来更高的效益和利润。电力系统无功功率优化和无功功率补偿是电力系统安全经济运行研究的一个重要组成部分。通过对电力系统无功电源的合理配置和对无功负荷的最佳补偿,不仅可以维持电压水平和提高电力系统运行的稳定性, 而且可以降低有功网损和无功网损,使电力系统能够安全经济运行。 无功补偿，就其概念而言早为人所知，它就是借助于无功补偿设备提供必要的无功功率，以提高系统的功率因数，降低能耗，改善电网电压质量。 二无功优化和补偿的原则和类型 1、无功优化和补偿的原则 在无功优化和无功补偿中，首先要确定合适的补偿点。无功负荷补偿点一般按以下原则进行确定： 1)根据网络结构的特点，选择几个中枢点以实现对其他节点电压的控制； 2)根据无功就地平衡原则，选择无功负荷较大的节点。 3)无功分层平衡，即避免不同电压等级的无功相互流动，以提高系统运行的经济性。 4)网络中无功补偿度不应低于部颁标准0.7的规定。 2、无功优化和补偿的类型 电力系统的无功补偿不仅包括容性无功功率的补偿而且包括感性无功功率的补偿。在超高压输电线路中(500kV及以上)，由于线路的容性充电功率很大，据统计在500kV 每公里的容性充电功率达1.2Mvar／km。这样就必须对系统进行感性无功功率补偿以抵消线路的容性功率。如实际上，电网在500kV的变电所都进行了感性无功补偿，并联了高压电抗和低压电抗，使无功在500kV电网平衡。