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电力系统应用非线性设备的谐波评估更新时间: 2006-12-28华北电力科学研究院 许 遐 摘自杂志1 概述供电公司有责任向用户提供电压质量合格的电能。而电网和用户使用设备中的非线性装置产生的谐波都可以引起供电电压发生畸变；直接与电力系统连接的非线性设备产生的谐波可以引起供电电压畸变；供电系统参数在某些条件下可能形成系统谐振，也可以引起供电电压发生畸变。为使整个电网电压畸变保持在合适的限值范围内，供电公司和用户必须相互协作，各自承担相应的责任和义务，国家标准GB/T 14549-1993电能质量 公用电网谐波提供了供电公司和用户双方必须共同遵守的法规。谐波畸变是电力系统中描述电能质量的众多参数中重要的一种，它直接影响到供电公司提供的电能质量。执行GB/T 14549-1993电能质量 公用电网谐波规定的谐波畸变限值是供电公司能够提供并使所有用户都能得到质量合格的电能的惟一措施。通过对每个用户控制其注入谐波电流限值和控制整个电力系统的谐振条件，供电公司才能将全网电压畸变率保持在所有用户都可以接受的水平。1.1 谐波电压的监控GB/T 14549-1993电能质量 公用电网谐波中规定了各个不同电压等级的电压畸变率限值。其作用在于：一方面用作考核供电公司提供用户电能质量的一种质量指标；另一方面可用作电网公司和电力用户评估新建输供电工程的设计规划指标。供电系统谐波电压畸变率是电力系统阻抗和非线性负载注入系统谐波电流的函数，工程实际中很容易被测量，在工程实施中配套设计谐波补偿装置时也方便评估。如果电压畸变率超过国家标准规定的限值，供电公司和用户就可能要一起研究系统中设备运行的问题。供电公司需要仔细研究电力系统具体结构参数及所要采取的补偿措施。而用户在装设配电设备和谐波滤波及无功补偿装置时，也必须考虑投用该装置引起的供电系统电压畸变率。谐波滤波及无功补偿器与配电设备必须在规定的供电系统电压畸变率限值下安全运行。1.2 谐波电流的监控供电系统谐波电压是注入系统的谐波电流和系统阻抗的乘积。任何供电系统，在谐波电压畸变率超过规定的限值之前，只能容许承受注入有限的谐波电流。谐波电流畸变限值主要是用在供电系统向多个用户供电的公共连接点处，公平地分配有限的注入供电系统谐波电流允许值的一种措施。GB/T 14549-1993中规定的注入谐波电流允许值考虑了用户之间用电协议容量的相对大小以及用户与所连供电系统的最小方式下三相短路容量。在已有的系统中，电流畸变率受系统阻抗影响不显著，主要由负载设备的特性所确定，在公共连接点处用有效的商用监测装置可方便地检测到。在用户设备中存在多个产生谐波的负载时，用户注入的谐波电流之和通常要考虑各个谐波负载之间存在一定程度的抵消作用。因此，在公共连接点处检测到的谐波电流远小于用户各单个谐波负载的谐波电流代数和。在设计新的项目或扩建已有的工程时，采用GB/T 14549-1993规定的注入谐波电流允许值指标，对于化解供电公司和用户之间特殊的矛盾是非常有用的。通过了解用户设备中产生谐波的负载类型，可以预估谐波电流畸变的水平，并在设计阶段就能决定是否需要采用谐波控制措施。对于新报装用户内部产生的谐波问题，在设计阶段也可以用类似的方法加以评估。在GB/T 14549-1993中注入谐波电流允许值是由谐波电压畸变率的限值导出的，以保证每个用户的非线性设备向系统注入的谐波电流不会导致系统形成不可接受的谐波电压畸变率，所以采用注入谐波电流允许值给供电公司和广大用户提供了共同的可操作性。通过共同努力，供电公司才有可能实现向所有用户提供质量合格的电能。当然有时候，即使所有用户负载注入的谐波电流都维持在规定的允许值范围内，系统的电压谐波畸变率仍可能超过规定的限值。因为用于补偿功率因数和调整电压而安装的电容器组可能会放大某次谐波电流分量，而造成不可接受的电压谐波畸变率。当这类问题发生时，可以采用测量仪器进行测量，帮助分析。测量谐波电流有助于确定重要的谐波发生源；在不同系统结构中测量电压谐波畸变率有助于确定重要的系统谐振条件而加以克服。如果供电公司和广大用户都使用调谐的电容器组，那么通常就可以避免系统谐振。2 电力系统应用非线性设备的谐波评估为了改进现代电力系统的性能，人们不断地设计和使用新的设备。这类新设备大多数是具有产生谐波的共同特性的电力电子设备，其中包括静态无功补偿器（SVC），高压直流（HVDC）换流器，可控串联补偿装置（TCSC），静止同步发生器（SSG），静止同步补偿器（STATCOM）、统一潮流控制器（UPFC）等柔性交流输电系统（FACTS）及用于配电系统的用户侧电力电子设备等。在核定这些设备的设计参数时，电网公司一般可采用电压谐波畸变率限值和谐波电流允许值。作为通用的法规，这些电力电子设备的运行所引起电压和电流的畸变率值不能超过GB/T 14549-1993规定的限值。通常将可能产生谐波的设备应用在电力系统时，供电公司会要求设备供应商一起进行深入的谐波研究，共同来评价各种设备和系统的参数、可能对电网引起的畸变水平及产生的影响。这些例行工作一般包括建立较为详细的设备和系统的结构模型及使用谐波仿真计算工具等。谐波仿真计算包括对非线性设备运行时注入谐波的系统响应频率特性进行扫描。仿真计算的结果是给出各个观测点的系统阻抗与频率的特性曲线图，如图1所示，负荷具有阻尼谐振的作用。在图中可方便地查验将会放大谐波分量而导致电压畸变率升高的谐振点，包括由系统电感和线路（或电缆）的电容及电容器组的综合作用而形成的各个串联谐振点（低阻抗）和并联谐振点（高阻抗）。为了避免系统发生谐振，需要对许多不同的系统运行条件进行评估分析，如电容器组不同的配置结构、不同的负荷条件、不同的供电方式以及不同的环境温度等。 谐波仿真计算也用来评估分析系统谐波电压的分布和各条线路流入的谐波电流。通过频谱扫描能够检测最值得关心的系统运行条件，同时可以预测一个或多个产生谐波的设备对所连系统造成的电压和电流畸变的程度；通过不断调整新接入的各个环节的参数，保证整个系统不会超过可以接受的电压畸变率限值以及谐波电流注入值不会引起设备的过负荷或通信干扰问题。3 静止无功补偿器（SVC）的应用为了在系统正常和最小方式条件下改进电压控制和系统稳定性，在输电系统中应用静止无功补偿器（SVC）；在电弧炉供电中也可用静止无功补偿器来控制电压闪变和调整功率因数。基于相似的作用，静止无功补偿器也可应用在配电系统。大多数静止无功补偿器（SVC）是采用晶闸管控制电抗器来连续控制无功补偿水平。图2是一个典型的静止无功补偿器单线图，它可用于控制输电系统和电弧炉或其它变动负载的无功波动及三相电压不平衡。静止无功补偿器运行时，由于晶闸管对电抗器的控制作用不允许全周期导通，所以晶闸管控制电抗器（TCR）要产生谐波电流。对单独的TCR，产生的谐波成分包括所有奇次谐波（假设在上下两个半周波中对称点燃导通）。在一个平衡的三相结构中，3的整数倍次谐波（3，9，15等）可被消除。谐波电流幅值的大小随着晶闸管导通角的变化而变化，如图3中所示。 谐波评估主要包括对晶闸管触发角全范围的可能产生的谐波及各种可能的系统条件的分析。一般地，应采用由调谐式电容器组构成的谐波滤波器并联于TCR来消除TCR所产生的谐波。对于输电系统的应用，滤波器可以包括5次和7次谐波的调谐滤波器以及高通滤波器。对于电弧炉供电的应用，滤波器可以包含一个带有阻尼电阻的3次谐波滤波器，用来防止电弧炉运行时可能产生的非特征谐波的放大。最重要的是，应将SVC设计成这样：当TCR运行时这些滤波器都一直能稳定投用；同时，要进行系统谐波特性的审查，在连接点处电压谐波畸变率确定没有超过国家标准规定的限值。审查还必须包括谐波电流的评估，除了SVC产生的以外，还有整个系统中其它谐波源装置（用户负荷）产生的谐波电流。2000年10月，神朔电气化铁路开通。电气化铁路运行经济，控制灵活，运力大，污染低。电铁牵引负荷是单相非线性冲击负荷，它对电网电能质量污染严重，其大功率整流装置的非线性，会产生很大的高次谐波，使电网电压波形产生严重畸变。单相供电牵引产生巨大的负序电流，引起三相供电的不平衡；供电大功率和冲击性，引起供电电压的波动和闪变；机车运行需大量的无功补偿及其不稳定性，造成无功补偿困难，电压偏移加大，运行经济性差。神木330 kV变电站投运前，向神朔电气化铁路供电的神木变电站110 kV侧的负序电流、电压偏移及高次谐波都严重超标。2000年11-12月神木发电公司2台发电机组被迫停运，损失发电量超过1亿kWh。2001年330 kV神木变投运后，供电质量得到了一定的改善。根据实测，330 kV神木变2台主变并列运行时，神木发电公司单机组运行，发电机中负序电流可达其额定电流的15%（规定值8%）， 2台机组同时运行时发电机中负序电流也可达到8%临界值。为保证发电公司能正常发电，330 kV主变只能采用分列运行方式，1台供神木发电公司发电进网，1台供电铁牵引站送电，电铁谐波等污染大部分进入电网。但在这种方式下，单机组发电时，发电机中的负序电流仍有时超过8%。由于电铁的影响，神木发电公司在运行中还经常出现发电变差动保护误动、循环水泵电机过负荷等故障。神木变2台330 kV主变要分列运行，发电厂要2台机并列运行才能正常发电，不仅限制了电网的运行调度，而且也使电铁供电和神木公司发电机组的运行可靠性大大下降。因此，神华集团公司在神朔电铁供电线路上加装静止型动态无功补偿装置（SVC）治理电铁牵引站对电网所产生的污染，包括抑制谐波、提高功率因数、快速连续无功调节、抑制电压波动和闪变、解决三相不对称等问题。方案实施后取得预期的效果。其具体的系统单线图如图4所示。SVC成套装置的主要参数如下：晶闸管触发方式选用光电触发；冷却方式选用热管自冷；控制系统为双CPU全数字控制系统；调节范围为100% +100%；响应时间：10 ms；TCR额定容量为76.5 MVA；FC额定容量为66.36 Mvar。 4 可控串补装置（TCSC）的应用在超高压远距离输电系统中采用串联电容补偿（简称串补）装置是提高输电线路传输能力和改善线路运行情况的一种经济有效的方法。串补可以提高远距离输电系统的传输容量和系统的稳定性，降低电压偏差，改善传输功率的分配。可控串补是近年来从固定串补装置发展起来的新设备。可控串补相对于常规的固定串补（FSC）而言，既保持了固定串补的所有优点又弥补了固定串补的不足，是目前FACTS技术中实用性强、经济性好的一类装置，有较好的应用前景。目前世界上已有10个可控串补装置分别在美国、瑞典、巴西和中国投入实际运行。我国已经有两个可控串补装置，包括2003年6月投运的天广线500 kV平果可控串补装置及2004年12月投运的第一个国产化可控串补装置甘肃碧口至成县220 kV可控串补装置。在远距离输电系统中安装TCSC，由于其电抗值可在一定范围内快速连续变化，所以它不但能补偿线路电抗，提高传输能力，还能抑制低频振荡和次同步谐振，提高系统的静态和暂态稳定性。TCSC装置可在系统短路故障期间通过迅速调整串补等效容抗值来提供强行补偿功能，使线路的输送功率增加，减小发电机间的相对摇摆角，从而可少切甚至不切机而保持系统稳定。TCSC与FSC相比不仅具有FSC所有的功能，而且还有下列特殊功能。a.潮流控制。由于TCSC可以连续改变等效串联电容的容性值，即可以连续改变线路的电抗，因此这种装置可以用来进行潮流控制，改善电网中的潮流分布。b.提高电力系统暂态稳定性。由于晶闸管的快速控制作用，在系统受到大的冲击时，可通过调整晶闸管的触发角改变串补装置的补偿度，提高电力系统的暂态稳定性，增加输电线路的送电能力。 c.阻尼线路功率的振荡。TCSC可以阻尼由于系统阻尼不足或由于系统大扰动引起的低频功率振荡。采用串联补偿后, 一个突出的问题是过高的串联补偿度有可能引起次同步谐振，从而导致发电机组轴系损坏。采用固定串联补偿时，串联补偿度一般不应超过50%。而采用可控串联补偿时，因不会引起次同步谐振，串联补偿度可接近100%。因此在实际的电力系统中，通常是将固定串补和可控串补相结合，如图5所示，既可以实现可控串补的控制功能，又能降低成本。TCSC装置的一次主回路主要由4种元件组成：电容器组C、电感L、双向晶闸管SCR以及氧化锌避雷器MOV。此外还有旁路断路器、触发间隙等保护装置。 TCSC通过控制晶闸管的触发角改变流经电抗器的电流值，从而改变TCSC的电抗，故在线路中电流会产生不同程度的畸变。TCSC采用不同触发角控制时，可以在4种模式下工作。a.晶闸管闭锁模式：此时的触发角等于180 ，TCSC的运行特性如同FSC，此时对应的容抗值称为基本容抗值。b.容性调节模式：此时触发角大于临界角度，且低于180 ，TCSC的容抗值在其容性最小值和容性最大值之间可调，而容性最大值通常是最小值的1.73.0倍。c.旁路模式：此时的触发角等于90，TCSC呈现一小感抗。d.感抗调节模式：此时触发角大于90，且小于临界角度，TCSC呈现为一感性可调电抗。特别要注意的是，在感抗调节模式下可控串补将产生较大的谐波分量，对系统安全和经济运行不利，实际工程中一般不要采用。在实际运行中，由于受到很多条件的限制，可控串补装置只能在一定的范围内运行，这些限制条件包括：电容和电感的内部谐振区、电容器过载能力、MOV电压保护、谐波电流等，应注意加强对产生较大高次谐波电流的运行模式的监控。我国500 kV平果可控串补装置系南方电网第一个串联补偿装置，2002年12月11日开工建设，2003年6月28日正式投运。该串补装置加装在500 kV天平一、二回线平果侧，每回线额定补偿度为40%，额定补偿容量为400 Mvar。可控与固定部分装在同一个平台上，其中固定部分补偿度为35%，补偿容量为350 Mvar，可控部分补偿度为5%，补偿容量为55 Mvar。2套独立运行的TCSC 分别装在2条并行的线路上，每组都有固定和可控补偿两部分。其设计的新颖之处是采用了光直接触发的大功率晶闸管（LTT）和晶闸管旁路保护，可应付严重故障。平果站的可控串补的设计是在每个平台上都装有可控部分和固定串补部分。对固定串补部分的保护，用MOV和放电间隙是最经济的保护方案，可以解决所有交流系统故障情况；而对于可控部分的保护，在内部故障时通过晶闸管保护方式来实现。平果TCSC对提高南方电网暂态稳定水平的能力主要表现在：串补缩短线路电气距离，拉近线路两侧系统；在故障后，TCSC可迅速调节串补度，进一步提高暂态稳定水平。平果TCSC可显著阻尼南方电网区域间弱阻尼低频功率振荡，系统故障后振荡的衰减加快，对系统的安全稳定运行有利。5 高压直流（HVDC）输电换流器的应用 直流输电可以提供电力的异步传输，高压及特高压直流输电已常用于大功率长距离输电及非同步系统联网。高压直流输电换流站的主要设备有换流阀、换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、交流滤波器、直流避雷器、交流避雷器、无功补偿设备、控制保护装置、远动通信设备等。特高压直流输电换流站主要是直流侧电压高、容量大，对换流阀、换流变压器平波电抗器、直流滤波器、直流避雷器等设备则提出更高的要求。已有的高压直流输电换流站多数采用他激式变换器，随着大容量半导体元件的迅速发展，大容量的自激式变换器已经投入实际运行。高压直流输电换流站应用单线图如图6所示。高压直流输电换流站也常用于背靠背直流输电工程，该项装置适用于区域电网之间的非同步（同频率或非同频率）联网。由于没有直流线路，直流系统可以选用较低的额定电压，连接方式可采用单极12脉动，也可采用双极12脉动；换流器可采用1组，也可采用2组或2组以上换流器并联，以增大输送容量，整个直流系统的绝缘水平和费用也可以降低。换流技术可采用传统的直流输电换流技术，也可采用电容换相式换流技术（Capacitor Commutated Convertors）和轻型直流换流技术。国内外已经投入运行的背靠背直流输电工程有十几个，分布在世界各地，大部分采用传统的换流技术，其中巴西的Garabi和美国Rapid City 背靠背直流工程采用电容换相式换流技术，美国Eagle Pass背靠背换流站采用轻型直流换流技术。我国河南省境内国产化的灵宝背靠背换流站也是采用传统的换流技术，2005年7月投入商业运行。高压直流输电换流站也常用于轻型高压直流(HVDC Light)输电工程。轻型高压直流输电技术是以绝缘栅双极晶体管（IGBT）