區(qū)域電網(wǎng)諧波分層控制和多諧波源集中治理

1 前言

麗水電業(yè)局地處浙西南山區(qū)，該地區(qū)負荷密度較小，但小水電資源豐富。現(xiàn)有220kV變電所一座，水電廠有上標電廠裝機16000kW，成屏電廠裝機8000kW，兩電廠年發(fā)電量超過7000kW ·ho全區(qū)境內還有400余座并網(wǎng)中小水電站作為電網(wǎng)的補充電源。目前，麗水電網(wǎng)形成了以220kV為樞紐,110kV主網(wǎng)架覆蓋全區(qū)9縣(市)，35kV、10kV及低壓線路為輻射，小水電為補充電源的供電網(wǎng)絡。
隨著經(jīng)濟的發(fā)展，大量非線性負荷如中頻爐、電弧爐等設備投入電網(wǎng)運行，使公用電網(wǎng)的電壓波形發(fā)生畸變，損耗增加，電能質量下降，已多次發(fā)生壓變、流變絕緣擊穿，電壓無功綜合控制器電壓指示不準，低谷時段電容器不能正常投運，保護異常動作，功率因數(shù)表指示失真，小水電機組有時不能并網(wǎng)發(fā)電，有的電廠機組震動強烈、噪聲增大、出力受到嚴重影響，繼電保護調試時由于試驗電源諧波含量大，調試困難等，諧波污染已成為影響麗水地區(qū)電網(wǎng)電能質量和安全經(jīng)濟運行的主要因素之一。另由于諧波電流在電網(wǎng)內流動，產(chǎn)生附加損耗和諧波電壓降，使電壓合格率降低，電網(wǎng)損耗增加。由于浙江民營經(jīng)濟的特點，中小企業(yè)星羅棋布，其運作以市場為導向，隨著小五金等行業(yè)的發(fā)展，大量非線性負荷如中頻爐、電弧爐等設備投人運行。造成變電所的一條lOkV出線就有幾家非線性負荷接人，較遠的則通過35kV線路接人。這類負荷單個規(guī)模小，但累計的規(guī)模很大，靠用戶自己進行諧波治理，費用高，難度大，由于中小企業(yè)的非線性負荷如中頻爐等本身的設備投資不大，如要求配備濾波裝置，其設備投資往往與生產(chǎn)設備相當，企業(yè)主一般均不愿承擔。而一個變電所的lOkV母線往往供許多家非線性負荷企業(yè)，如僅其中一家投入濾波器，將吸收幾家非線性負荷設備產(chǎn)生的諧波電流，有可能會造成濾波器的過載而燒損，這樣，也為諧波治理增加了困難。
2 諧波源及分布情況
麗水地區(qū)進行諧波普測的220kV變電所有1個：麗水變，1lOkV變電所有12個：金溪變、碧湖變、西屏變、縉云變、巖泉變、龍泉變、壺鎮(zhèn)變、古市變、慶元變、溫溪變、云和變、景寧變，35kV變電所4個：城北變、松陽變、大港頭變、東源變，總共17個變電所。所測幾個變電所均有一到幾個諧波指標超標，有超標現(xiàn)象的變電所占所測量變電所的100％，不僅如此，某些變電所還存在嚴重的電壓波動和閃變問題，詳細情況分述如下(注：若無特別說明，本文表格中有的諧波指標數(shù)值均指該值已超過國標限值)。

2．1 220kV電壓等級
麗水地區(qū)只有一座220kV變電所：麗水變，220kV電壓等級中以3次、5次為主導諧波(見表1)，其中3次諧波含有率及總諧波電壓畸變率已超標，其值分別為2．1％和2．4％，超標31_25％和21％ 。
2．2 1lOkV電壓等級
由于麗水地區(qū)35kV及以下電壓等級的諧波情況比較嚴重，所以有些變電所如溫溪變、巖泉變、龍泉變、慶元變和壺鎮(zhèn)變，只測了35kV、lOkV電壓等級的諧波，從目前所測量的1lOkV電壓等級的諧波情況來看(見表2)，3次、5次諧波為主導諧波，其中金溪變1lOkV母線3次諧波電壓含有率及電壓總諧波畸變率均已嚴重超標，其值為4．9％和5.05％ ，超過國標限值達206．2％ 和152．5％ ；麗水變3次諧波電壓含有率及電壓總諧波畸變率也已超標，其值為2．2％和2．5％ ，超過國標限值達37．5％ 和25．3％ ；古市變5次諧波電壓含有率剛達到國標限值，電壓總諧波畸變率接近國標限值。

2．3 35kV電壓等級
35kV母線3次、5次諧波電壓含有率及電壓總諧波畸變率有超標現(xiàn)象的變電所占所測量變電所的90％(見表3)，主導諧波為3次、5次和7次，諧波指標超標范圍在2．3％一145．8％ 之間，其中以壺鎮(zhèn)變超標最為嚴重，其35kV母線5次諧波電壓含有率及電壓總諧波畸變率分別為5．9％ 和6．3％，超標達145．8％和111．1％ 。
 

2．4 lOkV電壓等級
lOkV母線3次、5次諧波電壓含有率及電壓總諧波畸變率有超標現(xiàn)象的變電所占所測量變電所的9o％(見表4)，主導諧波為3次、5次和7次，諧波指標超標范圍在3．12％一600％之間，其中以大港頭變超標最為嚴重，當電容器組不投運時，lOkV母線3次、5次諧波電壓含有率及總諧波電壓畸變率分別為：3．3％、12．3％ 和12．7％ ，超標百分比分別達3．12％ 、284．4％ 和218％，當電容器組投運時，造成7次、5次諧波放大，超標更為嚴重，總諧波電壓畸變率超標百分比竟然高達600％ 。

從以上數(shù)據(jù)可知，220kV電壓等級以3次、5次為主導諧波，其中3次諧波含有率及總諧波電壓畸變率已超標，麗水變220kV母線3次諧波電壓含有率超標與別的地區(qū)有所不同，變壓器深度飽和引起

3次諧波電壓增大只是其中一個因素，而低電壓等級的諧波滲透較為嚴重，這一現(xiàn)象應引起有關方面的重視。110 kV及以上電壓等級以3次、5次為主導諧波，個別變電所由于諧波源的影響2次諧波含有率也較大。35kV及以下電壓等級諧波污染相當嚴重(包括電壓波動和閃變)。

麗水地區(qū)電網(wǎng)較弱，諧波污染顯得尤為嚴重。大批中、小容量的諧波源，如中頻爐、電弧爐等已

影響到220kV主網(wǎng)，部分變電所因諧波引起保護裝置異常發(fā)信及誤動，表計指示異常，繼電保護調

試困難，主變發(fā)出異常聲音，電容器不能正常投入運行，流變、壓變、電纜等因過熱而絕緣擊穿等等，嚴重威脅電網(wǎng)及用電設備的安全經(jīng)濟運行。
3 全網(wǎng)諧波水平的抑制和多諧波源的集中治理
為了麗水電網(wǎng)及用電設備的的安全經(jīng)濟運行，為電力用戶提供合格的電能質量，必須對麗水電網(wǎng)的諧波等電能質量作全面的治理，通過大量的測試和總結已基本查清了麗水電網(wǎng)的電能質量現(xiàn)狀。為此，必須合理制訂麗水電網(wǎng)電能質量治理的方案。
3．1 無源濾波器
低成本的無源濾波器是目前普遍采用的抑制諧波和無功補償主要方法，該方法投資少、效率高、結構簡單、運行可靠、維護方便。其濾波特性是由系統(tǒng)和濾波器的阻抗比所決定，為了減少線損和提高諧波源發(fā)生地的治理效率，其治理地點一般要求在諧波源發(fā)生地。這種方法用于容量較大且數(shù)量單一的諧波源是合適的。對于小容量、多布點、密集分布的諧波源，用戶安裝濾波器難度

較大，又不能保證各諧波源均設濾波器并同時投入運行。在對電網(wǎng)、對用戶的安全、經(jīng)濟運行已經(jīng)造成嚴重威脅的情況下，應考慮在變電所對多諧波源采取集中治理的方法。
3．2 多諧波源的集中治理時諧波潮流的計算和濾波器容量確定
3．2．1 諧波注入量
針對多諧波源的諧波治理，在供電母線設濾波器時，其諧波注入量應計及兩部分：
(1)供電區(qū)內的諧波性質和發(fā)生量；
(2)當投入濾波器后，與之相連的各變電所通過各電壓等級線路和變壓器傳遞的諧波量。
3．2．2 諧波潮流計算和濾波容量確定
在諧波潮流計算前應對區(qū)域電網(wǎng)的諧波進行一個全面詳盡的測試，確定該地區(qū)的最大諧波發(fā)生量及相應的性質和分布。收集建立該地區(qū)的諧波潮流計算網(wǎng)絡數(shù)據(jù)。
確定裝設濾波器的變電所需要的無功補償量。并根據(jù)諧波總注入量與性質確定濾波器的容量和支路分配得到初始參數(shù)。進行諧波潮流計算，得出各點的諧波水平和濾波器承載的電流和電壓。
多次修正濾波器參數(shù)，重復進行諧波計算，優(yōu)化濾波效益和減少設備投資。最后確定工程實施參數(shù)。在濾波器容量確定和調諧點設置等方面，與單個諧波源的治理不同，濾波器容量確定應考慮各種電網(wǎng)方式下不過載，合理的調諧點設置能防止過度吸收供電區(qū)外的諧波。
3．3 全地區(qū)電網(wǎng)諧波治理思路
由于整個地區(qū)電網(wǎng)的諧波水平很高，要進行治理時必須分析電網(wǎng)的網(wǎng)絡阻抗特性和該地區(qū)的諧波源的分布及特性。對處于電網(wǎng)末端的1lOkV變電所首先治理，防止諧波電流滲透至高一級電網(wǎng)。對最先投入的濾波器不僅要考慮本變電所供電區(qū)域內的諧波源，還要計及與其相聯(lián)的其余電網(wǎng)諧波的注入。對220kV變電所，合理選擇并聯(lián)電容器的串聯(lián)電抗率，以抑制3次和5次諧波放大為主。對1lOkV及以下變電所lOkV公用線供電成片諧波源負荷區(qū)進行集中治理，裝設濾波器，對35kV專線用電的電弧爐、中頻爐等大用戶必須設濾波裝置。
4 電壓、諧波和無功綜合控制策略
4．1 變電所電壓、無功控制策略
變電所的電壓和無功按所謂的“九域圖”控制，是將變電所內受控母線的電壓和受控口子的無功功率(功率因數(shù))的工作范圍劃為九個工作區(qū)域，控制器根據(jù)當前受控母線的電壓和受控口子的無功功率(功率因數(shù))決定如何對并聯(lián)補償設備和變壓器分接頭進行控制。當變電所的工作狀態(tài)為受控母線的電壓低于下限，且受控口子的無功功率(功率因數(shù))低于下限，此時需要優(yōu)先投入并聯(lián)電容器，再視情況決定是否需要調節(jié)變壓器分接頭將受控母線電壓升高；當受控母線電壓高于上限，但受控口子功率(功率因數(shù))在合格范圍內，此時首先調節(jié)變壓器分接頭將受控母線的電壓降低到合格范圍內。
4．2 與濾波器配合使用的電壓、諧波及無功綜合控制策略
為了能夠滿足在變電所低壓出線上接容量不等的小水電，同時又有大量的非線性負荷的應用情況，在電壓、無功控制策略的基礎上，提出了與濾波器配合使用的電壓、諧波及無功綜合控制策略。在“九域圖”的基礎上提出了“三十五域圖”控制策略。其控制區(qū)域示意圖如圖1及圖2所示：

4．3 電壓、諧波及無功綜合控制策略的設計需考慮的原則和技術要求
在電壓、諧波及無功綜合控制策略的設計時，重點考慮以下原則和技術要求：
(1)為了保證電網(wǎng)和設備的安全運行，結合麗水電網(wǎng)實際，采用電壓合格優(yōu)先，諧波合格次之，無功功率平衡最后的控制策略。
(2)在諧波定值的整定上，除了考慮啟動值外，還考慮10kV母線并列運行時，一組濾波裝置過載時自動投入第二組濾波裝置，以免過載運行。同時合理設置濾波裝置的返回值，確保在濾波裝置退出運行后諧波指標仍能滿足國家標準要求。
(3)濾波裝置治理多次諧波，在投切順序上應滿足先投低次濾波器支路再投高次濾波器支路。切支路的時候相反，應先切高次濾波器支路再切低次濾波器支路，防止高次諧波對低次諧波的放大。

(4)為了防止綜控器的投切振蕩，綜控器不僅具有電壓、諧波、無功檢測和分析功能外，還引入了濾波器支路的諧波電流檢測分析，用于母線電壓諧波控制的返回值控制等等。

5 景寧變諧波治理
5．1 運行現(xiàn)狀與負荷特性
景寧縣境內分布著大量的中頻爐負荷，目前配變容量有13300kVA，近年來由于諧波的影響，曾造成以下這些情況：
(1)10kV流變、壓變絕緣多次擊穿(共發(fā)生1O多次)

(2)電容器不能正常投運

(3)表計指示不準，指示異常

(4)充電機發(fā)出告警信號，直流系統(tǒng)震蕩。

(5)無功電壓綜合控制器電壓指示不準。

(6)常發(fā)35kV交流斷線信號。

(7)主變常發(fā)出異常聲音。
為了實施多諧波源的集中治理及變電所電壓、諧波和無功綜合控制策略，選擇了景寧變電所作為第一個試點，該變電所現(xiàn)有兩臺主變，1 主變：SFSZ8—31500／110，變比110-4-8×1．25％／

38．5-4-2×2．5％／10．5；2 主變：SSZ9—31500／110，變比110土6×2．5％／37-4-2×2．5％／10．5。所供的負荷主要特點為：豐水期，白天有功負荷輸出，無功負荷輸入，晚上22：0o至次13 8：00非線性負荷投入，主要為中頻爐負荷，有功輸入，無功因小水電原因向系統(tǒng)倒送，這一段時間系統(tǒng)諧波嚴重超標，經(jīng)諧波測試發(fā)現(xiàn)，主要為5次、7次諧波。某13的測試數(shù)據(jù)匯總如下：當受電功率為17MW時，l 主變10kV側諧波電流為5次48A，7次25A，11次3．7A，13次3A。35kV母線的電壓畸變率為4％，超過國家標準限值3％要求33％ ，10kV母線電壓畸變率9．17％ ，超過國家標準限值4％要求127％，供電質量極差。同時，該變電所的中低壓側均有大量的小水電接人，其潮流變化較大，電壓調節(jié)、諧波水平的抑制及無功功率的優(yōu)化的控制策略變得相當復雜，為此，運用了結合麗水地區(qū)電力系統(tǒng)而研制和開發(fā)的結合電壓、諧波、無功于一體的“三十五域圖”的綜合控制策略于該變電所。
5．2 無功和濾波裝置方案
5．2．1 濾波裝置設計采用的系統(tǒng)條件
景寧變諧波測試數(shù)據(jù)。
景寧變正常小方式下，1 10kV正序短路阻抗為0．4364。
景寧變110kV母線系統(tǒng)阻抗角取88度。
景寧變主變參數(shù)：
諧波響應計算考慮主變分列運行，10kV母線包括合分兩種方式。

非線性負荷的增長極限為10kV側主變容量滿載且均為中頻爐負荷。

5．2．2 濾波裝置方案
在10kV的I、Ⅱ段母線各設立一組濾波器，每組由兩支路組成，分別為5次支路和7次支路。5次支路的濾波電容器容量為3300kvar。7次支路的濾波電容器容量為1800kvar。濾波器組的保護設過電壓、低電壓、過流、過負荷和開口三角電壓保護。另應有5次支路跳閘時聯(lián)跳同組濾波器7次支路的功能。采用的濾波成套裝置每支路包括隔離刀閘、放電、外熔絲、成套柜、避雷器和電壓指示等。
5．2．3 基波無功
濾波器的投切順序是先投低次濾波器支路再投高次支路。切支路的時候相反，應先切高次支路再切低次支路。根據(jù)負荷的情況，利用開關的投切配合，在額定電壓下可以有以下基波無功的輸出量。

5．3 三種運行方式及運行注意事項

(1)水電大發(fā)。有功、無功倒送，這時如果非線性負荷不投，則濾波裝置切除。非線性負荷投入，濾波裝置投。小水電無功少發(fā)或者個別水電廠進網(wǎng)運行。

(2)水電停，非線性負荷全投。則按10kV側，有功12．72MW，無功5．50Mvar推算，P+ (Q— Qe)=12．72+j2．4，功率因數(shù)可以滿足要求。

(3)最大諧波量，10kV側滿載，中頻爐負荷的無功一般為0．85—0．88，按中頻爐cosq~=0．85計，當P=15．75MW 時，Q為9．76Mvar，扣減3130kvar，10kV 側主變潮流：P +JQ =15．75+． 63，cosq~=o．925．4 工程實效在2002年4月，濾波器投運后進行了實測，1 10kV景寧變10kV母線電壓諧波在濾波器各工況下的測試數(shù)據(jù)見表8。

同時測試了濾波器支路的諧波電流，5次支路和7次支路的諧波電流均達到設計值的70％左右。2002年6月7日主變各側電壓諧波情況如表9至表20所示。

5．4．1 (濾波器投運前)電壓諧波情況

在完成濾波器投切后，進行了控制器性能試驗，在投運試驗時，設置不同的10kV電壓初值及濾波器投入狀態(tài)，分別在控制器的試驗狀態(tài)和投入狀態(tài)下觀察動作是否正確。通過試驗表明，該裝置符合設計要求。
從2002年6月8日至2002年7月8日運行數(shù)據(jù)進行了統(tǒng)計分析。主要技術指標結果為：5次諧波畸變率由原5．7％ (國標3．2％)下降到0．25％ ；7次諧波畸變率由原6．1％(國標3．2％)下降到0．13％ ；電壓合格率達到99％。
濾波裝置日平均投切約3次。其中：主要因濾波需要日平均投2次，主要因無功補償需要日平均投1次。切除電容器主要因電壓原因1次，切除電容器主要因無功原因2次。主變分接頭日平均動作1．5次。無功就地平衡較原來大大提高，線損明顯下降，電能質量顯著提高。
6 結論
隨著麗水地區(qū)非線性負荷的增長，諧波污染的問題也日益突出，已嚴重威脅著電力系統(tǒng)的安全、經(jīng)濟運行，根據(jù)麗水地區(qū)負荷輕，小水電多，潮流變化大，中頻爐點多、面廣，分散治理難度大的情況下，采用在變電所集中治理的方式，取得了良好的效果。而且在運用原有電壓、無功控制器的基礎上，開發(fā)設計了電壓、諧波和無功綜合控制器，使電壓、無功控制和諧波治理有機地結合在一起，提高了綜合治理的自動化水平，使各項電能指標達到了國家標準。本文通過景寧變電所工程實踐進行了方法介紹，并在浙江寧波不繡鋼熔煉企業(yè)較多的地區(qū)也進行了兩個試點，均取得類似效果。該方法在麗水電網(wǎng)已全面推廣應用取得了較好的電網(wǎng)效益，在云和、縉云等幾個諧波危害嚴重地區(qū)的治理工程完工后，因諧波影響電網(wǎng)安全運行的事件已大大減少。隨著電網(wǎng)諧波電壓水平的降低，又為單個諧波源用戶的分散治理創(chuàng)造了條件，新上諧波用戶可以做到配置的濾波裝置同步投入運行。