淺談110kV濱六變諧波治理改造技術

馮春雨

摘 ?要：隨著油田采油生產和油田注水中電機變頻器的大量使用，部分變電站存在供電系統諧波污染嚴重、系統功率因數低和線路損耗偏高等電能質量問題，從而出現斷路器誤動作、PT燒毀等供電系統事故頻發的現象，影響了變電站的運行安全。該文通過對110 kV濱六變的諧波治理改造的分析，淺談變電站諧波治理改造技術。

關鍵詞：諧波治理;無功補償;改造技術

中圖分類號：TM63 ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標志碼：A

0 引言

電力系統的諧波問題早在20世紀20年代和30年代就引起了人們的注意。從嚴格的意義來講，諧波是電流中所含有的頻率為基波的整數倍的電量，諧波產生的原因主要是由于正弦電壓加壓于非線性負載，基波電流發生畸變產生諧波。電網諧波主要是由發電設備、輸配電設備以及電力系統非線性負載等3個方面引起的。

1 110 kV濱六變現場情況

1.1 基本情況

勝利油田電網始建于1965年，目前已建成以220 kV為構架、110 kV為主網、35 kV遍布勝利各油區的大型企業電網。110 kV濱六變位于濱州市西外環東側，主要擔負著濱南采油廠

管理二區的生產供電任務。作為西部電網的樞紐站，由110 kV尚六線、濱二六線同時供電，分別來自110 kV濱二變和濱州市220 kV郭集變。該站于1996年2月3日投產。擁有兩臺容量為31 500 kVA的主變，35 kV的出線4條，高壓電機4臺，6 kV出線11條。6 kV線路下掛配電變壓器435臺，油井電機966臺。日最高負荷2.5萬kW，日平均轉供電量24.7萬kW·h，年轉供電量9 000萬kW·h。由于設備長期運行，供電系統存在諧波含量偏高、事故頻發、網損偏高、功率因數偏低等問題，嚴重影響變電站的安全經濟運行。

1.2 測試情況

1.2.1 測試點選擇

110 kV濱六變電站的I段、II兩段母線分列運行，我們對2條6 kV母線分別進行測試。測試點分別選在1#主變和2#主變的6 kV出線。

1.2.2 數據分析

測得電壓諧波畸變數據見表1。

由表1得出110 kV濱六變I段母線、II段母線電壓總諧波畸變率超出標準要求。

測得I段母線電流諧波畸變數據見表2。

測得II段母線電流諧波畸變數據見表3。

由表2 和表 3得出110 kV濱六變I段母線、II段母線的5次和7次諧波的最大電流不合格。測得功率因數數據見表4。

由表4得出110 kV濱六變I段母線、II段母線的功率因數低于標準要求。綜上所述，110 kV濱六變I段母線、II段母線奇次諧波電流過高，檢測不合格。功率因數偏低，不達標。

3 110 kV濱六變諧波治理的原因

3.1 諧波含量超標

按照110 kV濱六變主變容量和6 kV母線協議容量以及最小短路容量100 MVA，參考國家標準《電能質量 公用電網諧波》（GB/T 14549—1993）要求的計算方法進行換算，見表5。

由各變電站電能質量測試報告及諧波含量國標要求可以知道2點。1）110 kV濱六變電站6 kV母線電壓畸變率偏高，均超過國家標準要求。2）110 kV濱變電站6 kV母線電流5次諧波、7次諧波超過諧波電流允許值，見表6。

3.2 事故頻發

造成事故的原因主要有5個。1） 諧波使公用電網中的元件產生了附加的諧波損耗，降低了發電、輸電及用電設備的效率，大量的3次諧波流過中性線時會使線路過熱甚至發生火災。2）諧波影響各種電氣設備的正常工作。諧波對電機的影響除了引起附加損耗外，還會產生機械振動、噪聲和過電壓，使變壓器局部嚴重過熱。諧波使電容器、電纜等設備過熱、絕緣老化、壽命縮短，以至損壞。3）諧波會引起公用電網中局部的并聯諧振和串聯諧振，從而使諧波放大，這就使危害大大增加，甚至引起嚴重事故。4）諧波會導致繼電保護和自動裝置的誤動作，并會使電氣測量儀表計量不準確。5） 諧波會對鄰近的通信系統產生干擾，輕者產生噪聲，降低通信質量，甚至造成通信系統無法正常工作。隨著采油生產和油田注水中電機變頻器的大量使用，110 kV濱六變供電系統諧波污染越來越嚴重，導致斷路器誤動作、電力諧振、PT燒毀等供電系統事故頻發，已嚴重影響變電站的運行安全。

3.3 電容器損壞嚴重

經現場調研，110 kV濱六變電站存在6 kV電容補償器，因為存在大部分電容損壞問題，導致目前站內電容補償器無法投入運行。電容器損壞存在2個方面的原因。1）目前電容器已運行20年以上，設備老化及自然損壞。2）因諧波污染嚴重，高次諧波造成電容器因過電流而損壞或者無功補償電容與感性負載形成并聯或串聯諧振，進一步放大諧波電壓和電流，造成電容器損壞。

3.4 功率因數不達標

110 kV濱六變電站均存在母線功率因數偏低的問題，主要有2個方面原因。1） 用電設備和電網之間存在的大量往復交換的無功功率，占用了電網的許多容量，使電網的利用率降低。2）電網中諧波含量較高，導致基波電流減少，就使基波因子降低，功率因數下降。

通過無功補償，可使電網的視在功率接近于有功功率，提高電網的供配電能力（也相當于增容），降低供電網絡中的線路損耗。在諧波污染嚴重的情況下，僅考慮傳統的純電容無功補償方案存在2個方面的隱患。1） 高次諧波造成電容器因過電流而損壞。2）無功補償電容與感性負載形成并聯或串聯諧振，進一步放大諧波電壓和電流，造成電容器損壞。因此，需要首先治理供電系統諧波含量偏高問題。

4 110 kV濱六變諧波治理的技術措施

4.1 無源濾波補償裝置安裝容量的分析計算

從110 kV濱六變電站6 kV母線負荷統計記錄表分析可知，110 kV濱六變電站6 kV I段和II段母線負荷相近，我們以6 kV I段母線為例進行源濾波補償裝置安裝容量的分析計算。

4.1.1 補償容量的分析計算

需要補償的無功功率計算公式如下。

QC=P（tan arccosφ1-tan arccosφ2）

其中：P為有功功率，cosφ1為補償前的功率因數，cosφ2為補償后的功率因數。

110 kV濱六變電站6 kV I段母線電能質量實測數據顯示：有功功率最大值為4 409.148kW，最小值為3 035.514 kW，平均值4 269.289 kW，無功功率最大值為3 396.296 kvar最小值為2 133.380 kvar，平均值為3 057.628 kvar，6 kV電容補償器處于停運狀態，母線功率因數比較低，功率因數穩定在0.813，如果將功率因數補償到0.95以上，需要補償無功功率為1 690 kvar，如果需要將將功率因數補償到0.99，則需補償無功功率為2 480 kvar。從110 kV濱六變6 kV母線負荷統計記錄表分析可知，1#母線監測到平均有功功率為5 250 kW;因此我們分析6 kV母線最大負荷有功功率為6 000 kW，按照補償前平均功率因數0.81來計算，如果將功率因數補償到0.95以上，需要補償最大無功功率為2 370 kvar，如果需要將將功率因數補償到0.99，則需補償最大無功功率為3 490 kvar。

考慮到濱六變電站兩段6 kV母線上負載可能的變化調整以及原有每段母線配置的電容器組安裝容量達到3 600 kvar，綜合分析確定對每段6 kV母線設計無功補償容量為3 600 kvar， 不僅可以現有輕載運行時補償無功的需求，也能滿足負載增大后的無功補償需求。分為三組補償單元，補償容量分別為

600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar，通過組合投切可以實現600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar/2 400 kvar/3 000 kvar/3 600 kvar這六檔補償容量，其對應的補償效果與負荷范圍分析計算見表7。

根據上述補償容量推算結果設計了3組無功補償容量：600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar，可以實現6 kV母線負荷有功功率在1 032 kW～9 100 kW有功功率范圍內，將功率因數從0.81補償到0.91～0.99，實現月平均功率因數≧0.95的補償目標。

4.1.2 安裝容量的分析計算

無源濾波補償裝置不僅要補償系統缺少的無功功率，同時要能有足夠的濾波容量來分流系統內的諧波電流，因此無源濾波補償裝置實際的安裝容量需要根據下列公式計算。

計算確定每套無源濾波補償裝置無功補償容量為3 600 kvar，安裝容量為6 300 kvar。

4.2 改造技術主要內容

根據110 kV濱六變電站實際情況以及測試數據的分析計算，濱六變6 kV I、II段母線需各安裝高壓無源濾波補償成套裝置1套，每套無源濾波補償成套裝置由7面柜體組成，包括三面電抗器柜、三面電容器柜和一面控制保護柜。安裝后高壓無源濾波補償成套裝置接入6 kV母線系統示意圖如圖1所示，3條濾波補償回路由智能無功控制器根據母線系統負載變化需要的無功功率，按編制順序自動控制開關投入或切除，同時投切相應電抗器，濾除電網中5次和7次諧波，達到消除諧波同時兼顧無功補償的目的。

無源濾波補償裝置投運后系統電能質量能夠達到4種技術指標。1） 電壓總諧波畸變率：THDU≤2%。2）6 kV母線功率因數cosФ≥0.95，且不會產生過補。3）母線系統中的5次特征諧波電流含量下降50%以上，滿足《電能質量公用電網諧波》GB/T 14549—1993的要求。4）無源濾波補償裝置投運后，在正常運行及缺相運行等工況下，系統不會發生電流放大和并聯諧振現象。

4.3 無源濾波補償裝置各通道參數設計

4.3.1 濾波器各通道電抗器參數設計

根據對兩段母線電能質量實測數據，系統內諧波含量較高，但諧波成分中主要是以5次諧波和7次諧波為主導，占到總諧波含量的80%以上。而高壓無源濾波器是由高壓濾波電容器、高壓濾波電抗器和高壓電流互感器等元器件組成的一條或幾條濾波補償回路構成的，其每條濾波補償回路是針對某一頻率（如5次為250 Hz）的諧波電流構成低阻抗分流通路，讓電網中該頻率的諧波電流受阻抗低的吸引而分流進入濾波器予以振蕩消除，從而使電網中的該頻率諧波電流得到抑制消減，電網中高于該頻率的諧波電流（如7次350 Hz、11次550 Hz、13次650 Hz）的阻抗也均高于5次濾波補償回路的阻抗值，因此也都有被分流消減的作用，頻率越接近250 Hz的諧波電流被分流消減的作用越明顯，效果越好。頻率越高于250 Hz的諧波電流被分流消減的作用越低，因此7次諧波電流可以明顯被5次濾波補償回路分流消減。因此將3組濾波補償回路均設計為5次，不僅可以避免不同次數的濾波補償回路因投切順序的限制而影響補償效果，還可以重點消減5次和7次諧波電流，抑制7次以上諧波電流的放大，能明顯降低母線中的諧波含量，從而全面提升母線系統的電能質量水平。

4.3.2 濾波器各回路電容器參數設計

為了保證110 kV濱六變電站6 kVⅠ、Ⅱ段母線所需的無功補償效果，補償容量3 600 kvar設計為3條濾波補償回路，每組補償容量分別為600 kvar、1 200 kvar和1 800 kvar，對應安裝容量為1 050 kvar、2 100 kvar和3 150 kvar，如此可以實現600 kvar、1 200 kvar、1 800 kvar、2 400 kvar、3 000 kvar和3 600 kvar 6檔不同補償容量，同時滿足系統能有足夠的濾波容量來分流系統內的諧波電流。通過智能無功控制器實現分組自動組合補償，來滿足6 kV母線負載所需無功補償容量的變化，達到高功率因素優化運行的效果。

5 結語

通過對110 kV濱六變諧波治理，大大降低了諧波電流，提高了功率因數，取得了良好的經濟效益，主要從以下方面體現。

5.1 電網質量提高

高壓無源濾波補償成套裝置投運后，可以消除電網的無功損耗，抑制諧波污染，降低系統三相不平衡度，從而降低電網的線損，提升電壓、電流合格率，提高供電質量和經濟性，延長變壓器、開關器件、導線及電纜的使用壽命。

5.2 諧波損耗降低

由于系統中的諧波的趨膚效應，同樣大小的諧波電流（諧波電流的頻率會比基波電流高得多）流過同樣的導體，其損耗比工頻的電流損耗大的多，因此系統中諧波產生的損耗非常大。高壓無源濾波補償成套裝置投運后，可以降低諧波損耗。

5.3 增加設備容量

系統功率因數低時，需要大量的無功，這部分無功的損耗較高，在安裝高壓無源濾波補償成套裝置后，系統功率因數在0.95以上，這就大大降低了系統無功的損耗。同時需要的無功減少也在一定程度上減輕了變壓器容量的壓力，增強了電網的擴展能力。

5.4 更長的使用壽命

高壓無源濾波補償成套裝置運行安全可靠，操作簡單，半導體材料元器件使用壽命超過10年。半導體為硅材料，使用壽命行業標準為20年，完全不同于傳統的電容器，不存在電容類產品反復充放電，有效使用壽命2～3年的問題，長期經濟效益優勢顯著。

參考文獻

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