区域电网谐波分层控制和多谐波源集中治理

1 前言

丽水电业局地处浙西南山区，该地区负荷密度较小，但小水电资源丰富。现有220kV变电所一座，水电厂有上标电厂装机16000kW，成屏电厂装机8000kW，两电厂年发电量超过7000kW ·ho全区境内还有400余座并网中小水电站作为电网的补充电源。目前，丽水电网形成了以220kV为枢纽,110kV主网架覆盖全区9县(市)，35kV、10kV及低压线路为辐射，小水电为补充电源的供电网络。

随着经济的发展，大量非线性负荷如中频炉、电弧炉等设备投入电网运行，使公用电网的电压波形发生畸变，损耗增加，电能质量下降，已多次发生压变、流变绝缘击穿，电压无功综合控制器电压指示不准，低谷时段电容器不能正常投运，保护异常动作，功率因数表指示失真，小水电机组有时不能并网发电，有的电厂机组震动强烈、噪声增大、出力受到严重影响，继电保护调试时由于试验电源谐波含量大，调试困难等，谐波污染已成为影响丽水地区电网电能质量和安全经济运行的主要因素之一。另由于谐波电流在电网内流动，产生附加损耗和谐波电压降，使电压合格率降低，电网损耗增加。由于浙江民营经济的特点，中小企业星罗棋布，其运作以市场为导向，随着小五金等行业的发展，大量非线性负荷如中频炉、电弧炉等设备投人运行。造成变电所的一条lOkV出线就有几家非线性负荷接人，较远的则通过35kV线路接人。这类负荷单个规模小，但累计的规模很大，靠用户自己进行谐波治理，费用高，难度大，由于中小企业的非线性负荷如中频炉等本身的设备投资不大，如要求配备滤波装置，其设备投资往往与生产设备相当，企业主一般均不愿承担。而一个变电所的lOkV母线往往供许多家非线性负荷企业，如仅其中一家投入滤波器，将吸收几家非线性负荷设备产生的谐波电流，有可能会造成滤波器的过载而烧损，这样，也为谐波治理增加了困难。

2 谐波源及分布情况

丽水地区进行谐波普测的220kV变电所有1个：丽水变，1lOkV变电所有12个：金溪变、碧湖变、西屏变、缙云变、岩泉变、龙泉变、壶镇变、古市变、庆元变、温溪变、云和变、景宁变，35kV变电所4个：城北变、松阳变、大港头变、东源变，总共17个变电所。所测几个变电所均有一到几个谐波指标超标，有超标现象的变电所占所测量变电所的100％ ，不仅如此，某些变电所还存在严重的电压波动和闪变问题，详细情况分述如下(注：若无特别说明，本文表格中有 的谐波指标数值均指该值已超过国标限值)。

2．1 220kV电压等级

丽水地区只有一座220kV变电所：丽水变，220kV电压等级中以3次、5次为主导谐波(见表1)，其中3次谐波含有率及总谐波电压畸变率已超标，其值分别为2．1％和2．4％ ，超标31_25％和21％ 。

2．2 1lOkV电压等级

由于丽水地区35kV及以下电压等级的谐波情况比较严重，所以有些变电所如温溪变、岩泉变、龙泉变、庆元变和壶镇变，只测了35kV、lOkV电压等级的谐波，从目前所测量的1lOkV电压等级的谐波情况来看(见表2)，3次、5次谐波为主导谐波，其中金溪变1lOkV母线3次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率均已严重超标，其值为4．9％ 和5.05％ ，超过国标限值达206．2％ 和152．5％ ；丽水变3次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率也已超标，其值为2．2％ 和2．5％ ，超过国标限值达37．5％ 和25．3％ ；古市变5次谐波电压含有率刚达到国标限值，电压总谐波畸变率接近国标限值。

2．3 35kV电压等级

35kV母线3次、5次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率有超标现象的变电所占所测量变电所的90％(见表3)，主导谐波为3次、5次和7次，谐波指标超标范围在2．3％ 一145．8％ 之间，其中以壶镇变超标最为严重，其35kV母线5次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率分别为5．9％ 和6．3％ ，超标达145．8％和111．1％ 。
 

2．4 lOkV电压等级

lOkV母线3次、5次谐波电压含有率及电压总谐波畸变率有超标现象的变电所占所测量变电所的9o％(见表4)，主导谐波为3次、5次和7次，谐波指标超标范围在3．12％ 一600％之间，其中以大港头变超标最为严重，当电容器组不投运时，lOkV母线3次、5次谐波电压含有率及总谐波电压畸变率分别为：3．3％ 、12．3％ 和12．7％ ，超标百分比分别达3．12％ 、284．4％ 和218％ ，当电容器组投运时，造成7次、5次谐波放大，超标更为严重，总谐波电压畸变率超标百分比竟然高达600％ 。

从以上数据可知，220kV电压等级以3次、5次为主导谐波，其中3次谐波含有率及总谐波电压畸变率已超标，丽水变220kV母线3次谐波电压含有率超标与别的地区有所不同，变压器深度饱和引起

3次谐波电压增大只是其中一个因素，而低电压等级的谐波渗透较为严重，这一现象应引起有关方面的重视。110 kV及以上电压等级以3次、5次为主导谐波，个别变电所由于谐波源的影响2次谐波含有率也较大。35kV及以下电压等级谐波污染相当严重(包括电压波动和闪变)。

丽水地区电网较弱，谐波污染显得尤为严重。大批中、小容量的谐波源，如中频炉、电弧炉等已

影响到220kV主网，部分变电所因谐波引起保护装置异常发信及误动，表计指示异常，继电保护调

试困难，主变发出异常声音，电容器不能正常投入运行，流变、压变、电缆等因过热而绝缘击穿等等，严重威胁电网及用电设备的安全经济运行。

3 全网谐波水平的抑制和多谐波源的集中治理

为了丽水电网及用电设备的的安全经济运行，为电力用户提供合格的电能质量，必须对丽水电网的谐波等电能质量作全面的治理，通过大量的测试和总结已基本查清了丽水电网的电能质量现状。为此，必须合理制订丽水电网电能质量治理的方案。

3．1 无源滤波器

低成本的无源滤波器是目前普遍采用的抑制谐波和无功补偿主要方法，该方法投资少、效率高、结构简单、运行可靠、维护方便。其滤波特性是由系统和滤波器的阻抗比所决定，为了减少线损和提高谐波源发生地的治理效率，其治理地点一般要求在谐波源发生地。这种方法用于容量较大且数量单一的谐波源是合适的。对于小容量、多布点、密集分布的谐波源，用户安装滤波器难度

较大，又不能保证各谐波源均设滤波器并同时投入运行。在对电网、对用户的安全、经济运行已经造成严重威胁的情况下，应考虑在变电所对多谐波源采取集中治理的方法。

3．2 多谐波源的集中治理时谐波潮流的计算和滤波器容量确定

3．2．1 谐波注入量

针对多谐波源的谐波治理，在供电母线设滤波器时，其谐波注入量应计及两部分：

(1)供电区内的谐波性质和发生量；

(2)当投入滤波器后，与之相连的各变电所通过各电压等级线路和变压器传递的谐波量。

3．2．2 谐波潮流计算和滤波容量确定

在谐波潮流计算前应对区域电网的谐波进行一个全面详尽的测试，确定该地区的最大谐波发生量及相应的性质和分布。收集建立该地区的谐波潮流计算网络数据。

确定装设滤波器的变电所需要的无功补偿量。并根据谐波总注入量与性质确定滤波器的容量和支路分配得到初始参数。进行谐波潮流计算，得出各点的谐波水平和滤波器承载的电流和电压。

多次修正滤波器参数，重复进行谐波计算，优化滤波效益和减少设备投资。最后确定工程实施参数。在滤波器容量确定和调谐点设置等方面，与单个谐波源的治理不同，滤波器容量确定应考虑各种电网方式下不过载，合理的调谐点设置能防止过度吸收供电区外的谐波。

3．3 全地区电网谐波治理思路

由于整个地区电网的谐波水平很高，要进行治理时必须分析电网的网络阻抗特性和该地区的谐波源的分布及特性。对处于电网末端的1lOkV变电所首先治理，防止谐波电流渗透至高一级电网。对最先投入的滤波器不仅要考虑本变电所供电区域内的谐波源，还要计及与其相联的其余电网谐波的注入。对220kV变电所，合理选择并联电容器的串联电抗率，以抑制3次和5次谐波放大为主。对1lOkV及以下变电所lOkV公用线供电成片谐波源负荷区进行集中治理，装设滤波器，对35kV专线用电的电弧炉、中频炉等大用户必须设滤波装置。

4 电压、谐波和无功综合控制策略

4．1 变电所电压、无功控制策略

变电所的电压和无功按所谓的"九域图"控制，是将变电所内受控母线的电压和受控口子的无功功率(功率因数)的工作范围划为九个工作区域，控制器根据当前受控母线的电压和受控口子的无功功率(功率因数)决定如何对并联补偿设备和变压器分接头进行控制。当变电所的工作状态为受控母线的电压低于下限，且受控口子的无功功率(功率因数)低于下限，此时需要优先投入并联电容器，再视情况决定是否需要调节变压器分接头将受控母线电压升高；当受控母线电压高于上限，但受控口子功率(功率因数)在合格范围内，此时首先调节变压器分接头将受控母线的电压降低到合格范围内。

4．2 与滤波器配合使用的电压、谐波及无功综合控制策略

为了能够满足在变电所低压出线上接容量不等的小水电，同时又有大量的非线性负荷的应用情况，在电压、无功控制策略的基础上，提出了与滤波器配合使用的电压、谐波及无功综合控制策略。在"九域图"的基础上提出了"三十五域图"控制策略。其控制区域示意图如图1及图2所示：

4．3 电压、谐波及无功综合控制策略的设计需考虑的原则和技术要求

在电压、谐波及无功综合控制策略的设计时，重点考虑以下原则和技术要求：

(1)为了保证电网和设备的安全运行，结合丽水电网实际，采用电压合格优先，谐波合格次之，无功功率平衡最后的控制策略。

(2)在谐波定值的整定上，除了考虑启动值外，还考虑10kV母线并列运行时，一组滤波装置过载时自动投入第二组滤波装置，以免过载运行。同时合理设置滤波装置的返回值，确保在滤波装置退出运行后谐波指标仍能满足国家标准要求。

(3)滤波装置治理多次谐波，在投切顺序上应满足先投低次滤波器支路再投高次滤波器支路。切支路的时候相反，应先切高次滤波器支路再切低次滤波器支路，防止高次谐波对低次谐波的放大。

(4)为了防止综控器的投切振荡，综控器不仅具有电压、谐波、无功检测和分析功能外，还引入了滤波器支路的谐波电流检测分析，用于母线电压谐波控制的返回值控制等等。

5 景宁变谐波治理

5．1 运行现状与负荷特性

景宁县境内分布着大量的中频炉负荷，目前配变容量有13300kVA，近年来由于谐波的影响，曾造成以下这些情况：

(1)10kV流变、压变绝缘多次击穿(共发生1O多次)

(2)电容器不能正常投运

(3)表计指示不准，指示异常

(4)充电机发出告警信号，直流系统震荡。

(5)无功电压综合控制器电压指示不准。

(6)常发35kV交流断线信号。

(7)主变常发出异常声音。

为了实施多谐波源的集中治理及变电所电压、谐波和无功综合控制策略，选择了景宁变电所作为第一个试点，该变电所现有两台主变，1 主变：SFSZ8—31500／110，变比110-4-8×1．25％／

38．5-4-2×2．5％／10．5；2 主变：SSZ9—31500／110，变比110土6×2．5％／37-4-2×2．5％／10．5。所供的负荷主要特点为：丰水期，白天有功负荷输出，无功负荷输入，晚上22：0o至次13 8：00非线性负荷投入，主要为中频炉负荷，有功输入，无功因小水电原因向系统倒送，这一段时间系统谐波严重超标，经谐波测试发现，主要为5次、7次谐波。某13的测试数据汇总如下：当受电功率为17MW时，l 主变10kV侧谐波电流为5次48A，7次25A，11次3．7A，13次3A。35kV母线的电压畸变率为4％ ，超过国家标准限值3％要求33％ ，10kV母线电压畸变率9．17％ ，超过国家标准限值4％要求127％ ，供电质量极差。同时，该变电所的中低压侧均有大量的小水电接人，其潮流变化较大，电压调节、谐波水平的抑制及无功功率的优化的控制策略变得相当复杂，为此，运用了结合丽水地区电力系统而研制和开发的结合电压、谐波、无功于一体的"三十五域图"的综合控制策略于该变电所。

5．2 无功和滤波装置方案

5．2．1 滤波装置设计采用的系统条件

景宁变谐波测试数据。

景宁变正常小方式下，1 10kV正序短路阻抗为0．4364。

景宁变110kV母线系统阻抗角取88度。

景宁变主变参数：

谐波响应计算考虑主变分列运行，10kV母线包括合分两种方式。

非线性负荷的增长极限为10kV侧主变容量满载且均为中频炉负荷。

5．2．2 滤波装置方案

在10kV的I、Ⅱ段母线各设立一组滤波器，每组由两支路组成，分别为5次支路和7次支路。5次支路的滤波电容器容量为3300kvar。7次支路的滤波电容器容量为1800kvar。滤波器组的保护设过电压、低电压、过流、过负荷和开口三角电压保护。另应有5次支路跳闸时联跳同组滤波器7次支路的功能。采用的滤波成套装置每支路包括隔离刀闸、放电 、外熔丝、成套柜、避雷器和电压指示等。

5．2．3 基波无功

滤波器的投切顺序是先投低次滤波器支路再投高次支路。切支路的时候相反，应先切高次支路再切低次支路。根据负荷的情况，利用开关的投切配合，在额定电压下可以有以下基波无功的输出量。

5．3 三种运行方式及运行注意事项

(1)水电大发。有功、无功倒送，这时如果非线性负荷不投，则滤波装置切除。非线性负荷投入，滤波装置投。小水电无功少发或者个别水电厂进网运行。

(2)水电停，非线性负荷全投。则按10kV侧，有功12．72MW，无功5．50Mvar推算，P+ (Q— Qe)=12．72+j2．4，功率因数可以满足要求。

(3)最大谐波量，10kV侧满载，中频炉负荷的无功一般为0．85—0．88，按中频炉cosq~=0．85计，当P=15．75MW 时，Q为9．76Mvar，扣减3130kvar，10kV 侧主变潮流：P +JQ =15．75+． 63，cosq~=o．925．4 工程实效在2002年4月，滤波器投运后进行了实测，1 10kV景宁变10kV母线电压谐波在滤波器各工况下的测试数据见表8。

同时测试了滤波器支路的谐波电流，5次支路和7次支路的谐波电流均达到设计值的70％左右。2002年6月7日主变各侧电压谐波情况如表9至表20所示。

5．4．1 (滤波器投运前)电压谐波情况

在完成滤波器投切后，进行了控制器性能试验，在投运试验时，设置不同的10kV电压初值及滤波器投入状态，分别在控制器的试验状态和投入状态下观察动作是否正确。通过试验表明，该装置符合设计要求。

从2002年6月8日至2002年7月8日运行数据进行了统计分析。主要技术指标结果为：5次谐波畸变率由原5．7％ (国标3．2％)下降到0．25％ ；7次谐波畸变率由原6．1％(国标3．2％)下降到0．13％ ；电压合格率达到99％。

滤波装置日平均投切约3次。其中：主要因滤波需要日平均投2次，主要因无功补偿需要日平均投1次。切除电容器主要因电压原因1次，切除电容器主要因无功原因2次。主变分接头日平均动作1．5次。无功就地平衡较原来大大提高，线损明显下降，电能质量显著提高。

6 结论

随着丽水地区非线性负荷的增长，谐波污染的问题也日益突出，已严重威胁着电力系统的安全、经济运行，根据丽水地区负荷轻，小水电多，潮流变化大，中频炉点多、面广，分散治理难度大的情况下，采用在变电所集中治理的方式，取得了良好的效果。而且在运用原有电压、无功控制器的基础上，开发设计了电压、谐波和无功综合控制器，使电压、无功控制和谐波治理有机地结合在一起，提高了综合治理的自动化水平，使各项电能指标达到了国家标准。本文通过景宁变电所工程实践进行了方法介绍，并在浙江宁波不绣钢熔炼企业较多的地区也进行了两个试点，均取得类似效果。该方法在丽水电网已全面推广应用取得了较好的电网效益，在云和、缙云等几个谐波危害严重地区的治理工程完工后，因谐波影响电网安全运行的事件已大大减少。随着电网谐波电压水平的降低，又为单个谐波源用户的分散治理创造了条件，新上谐波用户可以做到配置的滤波装置同步投入运行。