电网电能质量监控系统

电网电能质量监控系统（精选10篇）

电网电能质量监控系统 第1篇

随着现代工业电子化的来临, 我们对电能的质量要求越来越高。在各种电子产品、家用电器提高人们生活水平的同时, 我们的电网受到的污染却越来越重。目前, 改善、控制电能的质量主的要从无功补偿、电能的谐波改善两个方面考虑。

电能的无功补偿原理是能量交换, 把容性功率负荷、感性功率负荷并联在电网中, 能量在这两种负荷之间交换, 以此来达到电能补偿的目的。如何在补偿点确定一个适当的补偿容量?首先它不能太大, 大者造成经济浪费;其次不能太小, 小则不能够满足电网无功补偿的需求, 造成电能质量下降。

电能的谐波这个概念来源于信号处理中对电信号的傅里叶变换分解, 在分解的过程中, 由于电网的污染, 我们除了得到正常的电网基波外, 还会得到一些大于这些基波频率的分量, 我们把这些分量叫做谐波, 这些谐波会干扰电信号, 影响电能质量。如何有效的测量谐波、抑制谐波是电网系统需要考虑的话题。

2 电能质量控制

2.1 电能谐波治理

随着大型电力装置 (采用大容量晶闸管) 被广泛使用, 电网波形发生畸变, 谐波分量增加, 导致功率因素下降。谐波降低了电能的质量与电网的可靠性, 影响大部分电器电子设备的正常使用 (谐波可以导致变压器温度上升、电动机转矩脉动及噪声增加) , 增加了电网传输过程中的电能损耗。通过分析测量谐波、滤除谐波可以有效的控制电网波形中的谐波分量, 从而提升电网电能的质量。

1) 小波变换

电网中的谐波主要由于电压的骤然升降、短时断电、振荡暂态以及其它干扰, 这些信号使电信号成为不规则的畸变波形。傅立叶变换适合处理比较平稳的信号, 电网中的信号是不平稳信号、时变信号, 而小波变换是泛函数分析、调和分析, 它拥有局部时频特性, 能够良好的再现信号的局部特征。

小波变换是指以某些特殊函数为基 (称为小波基函数) , 将数据过程或数据系列变换为级数系列以发现它们的类似频谱的特征, 从而实现数据处理。它是从时间域到频率域的转换。所有的小波都是通过基本小波平移、伸缩变换而来。基本小波函数ψ (t) 应该满足在

如果对函数f (x) , g (x, y) 进行小波变换, 其变换的公式如下:

选择适合的小波函数, 把任意电信号转换到小波频率域, 在此频率域进行分析。通过实验表明, 在电网信号处理中采用Daubechies小波函数、MoreLet小波函数作为基波函数可以在频率域有效的展现电网信号的细节特征。

2) 谐波的特点

谐波是电信号中的干扰信号, 正常的电网的信号是光滑、连续的, 其一阶导数是可导的。由于谐波的存在, 使正常的电网信号的幅值发生剧烈的变化, 影响电能的质量, 这属于信号函数的第一类间断点。还有一种是信号的幅值不发生变化, 但是电网信号的一阶导数不可导, 这属于信号函数的第二类间断点。这两种间断点都是由谐波造成的。经过小波变换过后, 它们都位于小波域的高频段, 通过求模平均可以有效的检测出来。

3) 滤波处理

谐波在电网系统中以尖锐的信号形式存在, 在小波频率域, 主要处于高频段, 在电网信号滤波的过程中, 我们只需要检测到其高频分量, 判断其模平均是否大于某一个特定阀值即可得出其是否为干扰信号, 通过有效的滤波器便可提升电能质量。具体的操作步骤如下:

(1) 信号采集后, 对数据窗内的数据进行小波分解;

(2) 对这一区间内的高频系数求模平均, 记为modAve;

(3) 比较高频系数modMax, 如果modMax大小是modAve的10倍以上, 则它为突变点;

(4) 记下突变点, 并对其进行滤波处理;

(5) 数据窗移动, 继续进行上述步骤。

通过实际应用表明, 选择合适的小波基函数, 把电网信号转换到小波频率域进行滤波处理, 可以有效的抑制电信号中的谐波分量, 增强电能的质量。

2.2 电能的无功补偿

无功功率在电网中消耗电能, 我们不能够用它来做有用功。在电网系统中, 无功功率影响了电网发电机组的出力, 降低电网的传输效率, 增大电能的网络损失, 最终影响了电能的质量。所以在电力系统中, 无功功率应该被及时的补偿, 这样可以增加电网中有功功率的比例常数, 根据不同的电力系统, 应该采用不同的电能补偿方式。目前的补偿方法主要分为变电所集中补偿和分散补偿两种方法。

无论是那一种补偿方法, 我们都应该得到补偿的最佳容量。这个最佳容量应该满足无功补偿、能够减少电网的有功损耗, 并且能够使每年的维护费用最少。以最大经济效益为原则建立如下的电能无功补偿经济模型。

由电能公式:

可以建立年度消耗的费用公式如下:

其中:F为年度计划预支的费用, μ有功的电价, ß年度最大的耗损的时间, P为某个节点中的有功负荷, U为在电网中该节点的电压Q1、Q2分别为实际无功负荷补偿量、无功负荷补偿量、当前电网节点中的补偿总容量, λ为经济回收率。

为了使年度的预计费用最小, 我们对公式2中的Q2求偏导数, 并使其为零:

通过该模型能够可以得到电网中某一个节点最佳无功补偿容量, 这种补偿是站立在经济的角度上得到的, 在实际中, 如果确定了无功补偿容量, 这个容量一般把功率因素提高到0.98就认为是最好补偿。通过实践证明, 利用上面的公式计算出来的补偿容量一般能够把功率因素提高到0.95左右, 并且经济效益比较高。

3 结论

在电网系统中, 对电能进行小波分析、滤波可以有效的检测、去除电信号中的畸变点, 改善电信号的质量。利用本文建立的无功补偿经济模型所求得的电网节点的无功补偿容量比较实用。

摘要：随着电力系统规模的扩大, 非线性畸变信号日益增多, 由于无功功率的内耗, 需要在适当的电网节点进行无功补偿才能够保障电力系统的稳定性, 否则将会影响到电能质量, 直接导致经济财产蒙受损失。利用小波分析可以有效的检测到电网系统中的畸变谐波信号, 通过分析、滤波处理后, 可以去除畸变信号, 从而有效的提升电能的质量。

关键词：电能质量,无功补偿,谐波信号,小波分析

参考文献

[1]余丹.数字信号处理在电能质量检测与分析中的应用研究[D].西南交通大学, 2006.

[2]杨汉生.提升小波在电能质量分析中的应用研究[D].南京理工大学, 2006.

电网电能质量监控系统 第2篇

1．考核方式

广东电网电能质量技术监督考核工作由广东电网公司生产技术部负责组织，在电网内按并结合工作计划对各直属供电局进行评价考核。各直属供电局参照本办法对所辖县级供电企业进行评价考核，考核结果上报公司生产技术部。

2．考核内容

考核内容主要包括以下六个方面：

a)电能质量技术监督机构、项目的建立、健全；

b)电能质量监测点设置及监测方法；

c)电能质量技术指标；

d)电能质量技术资料及设备管理；

e)电能质量技术培训；

f)电能质量技术监督工作。

3.考核标准

依照考核内容建立广东电网电能质量技术监督管理考核评分表，如附表1所示。采用百分制评分，按评分结果划分以下考核等级：

a)90分以上优秀

b)80～89分良好

c)70～79分合格

d)60～69分较差

e)60分以下差

4.考核结果

考核结果由广东电网公司生产技术部予以公布。

b)附表1广东电网电能质量技术监督考核表

电网电能质量监控系统 第3篇

1.目前大规模风电、光伏发电等新能源发电并网存在的主要问题

新能源发电站的接入对于电网电能质量将产生较大影响，有必要研究新能源发电站引起的电能质量问题，以保证并网新能源发电系统的可靠和稳定运行。新能源发电的目的是增加电力系统的电量，减少电力系统对一次能源的消耗。新能源发电具有间歇性、随机性、可调度性差的特点，目前，在电网接纳能力不足的情况下，大规模新能源发电并网会给电力系统带来一些不利影响，电网必须控制接入容量在可控范围内，以最大限度地减小不利影响，存在的主要问题也有很多，主要总结如下几点。

1.1间歇性和波动性发电特点

风力发电是通过风能转变为电能实现发电，因此风力发电与水电、火电等常规电源相比，其发电能力由风的大小、强弱而定，必然具有风的随机性、波动性和不可控性的特点。太阳能发电是将太阳能转变为电能，由于天气及地球运动原因，同样具有上述的特点。

风力发电和光伏发电受天气影响均具有间歇性和波动性特点，并网电量随机波动较大、可调节性差，并网时会产生较大的冲击电流，从而会引起电网频率偏差、电压波动与闪变，引起馈线中的潮流发生变化，进而影响稳态电压分布和无功特性，使电网的不可控性和调峰容量余度增大，如果电网中没有足够的调峰容量，就会使电力系统的安全稳定性受到影响。如果风电机组不具备低电压穿越性能，风电场并网点电压跌落时，极易引发电网瞬时故障，影响电网安全运行。这些问题的严重程度与接入点电网的电压等级、短路容量、联网设备及其控制方法、电源的类型及其并网容量等密切相关。因此，除并网风电和光伏发电系统应具备一定的并网技术性能外，还必须要求电网具备足够的调峰容量和接纳能力。同时要求并网发电系统配置有功功率调整和动态无功功率调整控制功能，还需要配置一定的无功补偿，以补偿场（站）内的无功损耗。

1.2注入电网的谐波

由于并网风力发电和光伏发电系统均配有电力电子装置，会产生一定的谐波和直流分量。谐波电流注入电力系统后，会引起电网电压畸变，影响电能质量，还会造成电力系统继电保护、自动装置误动作，影响电力系统安全运行。所以，需配置滤波装置、静止或动态无功补偿装置等，以抑制注入电网的谐波含量。

1.3孤岛现象

孤岛现象是当电网失压时，并网风力发电和光伏发电系统仍保持对失压电网中的某一部分供电的状态，并与本地负载连接形成独立运行状态。这时，孤岛中的电压和频率不受电网控制，如果电压和频率超出允许的范围，可能会对用户设备造成损坏；如果负载容量大于孤岛中逆变器容量，会使逆变器过载，可能会烧毁逆变器。同时，会对检修人员造成危险；如果对孤岛进行重合闸操作，会导致该线路再次跳闸。由此可见，对孤岛现象的检测和预防是十分重要的，这也是目前并网风力发电和光伏发电系统急需解决的关键技术之一。目前研究的重点技术包括功率预测和储能技术，具备功率预测系统是并网的必备技术。

1.4并网标准

目前，我国还没有统一的关于新能源发电的并网标准，现有的多是关于大中型并网系统的技术规定，相关并网和检测技术标准、系统检测和认证体系等都还在逐渐完善中。事实上，目前关于大中型新能源发电并网对电力系统安全稳定性、电能质量、电网调度和运行等的影响因素，以及电网接纳能力等方面的技术问题尚没有确切定论，对接入系统的有功/无功控制能力、电能质量及低电压穿越能力等的检测手段也不完善，包括对控制器、逆变器、输配电设备、双向计量设备及系统安全性方面的检测。随着大中型新能源并网系统的发展，对电网的接纳能力、电量调度运行、配套政策等方面会提出新的要求。

2.光伏发电系统并网电能质量测试数据分析

太阳能是可再生能源，它资源丰富，既可免费使用，又无需开采和运输，是清洁无污染的能源。太阳能光发电是指不通过热过程直接将太阳的光能转换成电能的太阳能发电方式，可分为光伏发电、光感应发电、光化学发电、光生物发电。其中光伏发电是太阳能光发电的主流， 通常所说的太阳能光发电就指光伏发电。光伏发电是根据光生伏打效应原理，利用太阳能电池（光伏电池）将太阳能直接转化成电能。它的优点是清洁、安全、可靠性高，故障率低，寿命长；缺点是能量分散，间歇性大，地域性强。太阳能光伏发电系统由太阳能电池组件、直流监测配电箱、并网逆变器、计量装置及上网配电系统组成。太阳能通过太阳能电池组件转化为直流电力通过直流监测配电箱汇集至并网型逆变器， 将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，经过升压（隔离）变压器并网。并网测试点应设在光伏电站并网点和公共连接点处。

2.1谐波分析

光伏电站并网后谐波含量是否合格是由并网接入点的短路容量、光伏电站的装机容量以及逆变器注入电网的谐波电流大小决定的。光伏电站的谐波含量应控制在《GB14549-1993电能质量 公用电网谐波》规定的允许值的范围内，35kV母线电压总谐波畸变率不超过3%，各奇次谐波含有率不超过2.4%，各偶次谐波含有率不超过1.2%，否则应配备相应的滤波装置，从而避免对公用电网造成谐波污染。

2.2电压偏差分析

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足《GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压偏差》的要求，35kV及以上公共连接点电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。

2.3闪变分析

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压闪变应满足 《GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变》的要求，长时闪变每次的测量周期取 2h，对于35kV出线，长时间闪变测试值为0.11，满足国标的要求。

2.4电压不平衡度分析

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压不平衡度应不超过《GB/T15543-2008 电能质量 三相电压不平衡》的要求。

2.5功率分析

光伏发电受日夜季候的影响，造成输出功率随机波动性较强，发电稳定性较差。 光伏电站输出功率随着太阳辐射量、太阳能电池组件的倾斜角度及组件效率、温度特性、灰尘损、最大输出功率跟踪（MPPT）、线路损失、控制器及逆变器效率、蓄电池效率等因素的变化而变化。

3.应对措施

区域电网电能质量监测系统的构建 第4篇

电能质量的好坏直接影响着工农业的生产、居民日常生活,甚至关系到电网安全稳定运行和新型电力市场的有效建立[1,2]。为提高供电电能质量,各级电网管理部门已对电能质量的监测课题开展了多项工作,如辽宁省电力系统在部分地市级电网建立电能质量监测网络,浙江省在各地市电网采用FLUKE1760便携谐波监测仪对多个变电站和重要用户采集电能质量数据进行分析。但是人工采集数据费时、费力且不利于及时发现问题,因此为了更加全面地实时监测、评估电能质量,有必要建立一套开放式的区域电能质量监测系统。

本文根据浙江省电网的实际情况,综合嵌入式系统、数据库、Web技术构建出一套区域电能质量监控系统,为浙江省电网电能质量的诊断及改善方案提供了强有力的支持,为用户优化用电提供了重要依据。

1 区域电能质量监测系统的架构设计

省级区域电能质量监控网络主要由多个监控终端节点、地市级监管中心、省级监管中心三级结构组成,各级相关部门可以通过后台人机界面全天候监控电能质量,且在软件的辅助下实现远程操作、系统维护。系统结构图如图1所示。

(1)监控终端节点一般安装在有大谐波源接入变电站的母线、线路及重要用户上,用来采集电压、电流、频率等实时电网运行信息;它可短暂记录和存储电网的电压偏差、电压波动与闪变、频率偏差、谐波、三相电压电流不平衡等稳态数据和电压骤升、骤降、电压短暂中断等暂态数据,并对采集储存的数据进行初步分析和处理,同时接受上一级监管中心的命令[3,4]。

(2)地市级监管中心存储和管理各监控终端节点上传的数据,后台软件具有维护监控终端设备、人机交互、统计分析数据、报表打印、用户管理等功能。

(3)省级监管中心透过地市级监管中心了解全省电网电能质量状况,也可根据实际需求直接管理分散在全省的监控终端节点。

2 监控终端节点软硬件设计

监控终端节点采用ARM+DSP双CPU主从处理系统。DSP子系统负责对电压、电流等电能质量数据的采集、处理;ARM子系统负责数据的网络传输、人机交互。它们充分地发挥了各自的优势,系统运算速度快,满足现场要求。监控终端节点硬件结构如图2所示。

2.1 监控终端节点硬件设计

2.1.1 DSP子系统

由于DSP子系统需要高速采集、处理大量的数据,因此选用美国TI公司生产的低功耗32位定点DSP芯片TMS320F2812作为DSP子系统的微控制器。TMS320F2812基于TMS320C28X内核,采用哈佛结构,主频最高可达150MHz,配备有18KB的SDRAM、128MB的FLASH和16通道的12位A/D转换器。

AD7656是ADI公司生产的一款高性能ADC,它可实现6通道采样,单个通道的采样率最高可达250kS/s,具有低功耗、宽输入带宽的特点。

TMS320F2812与AD7656的接口图如图3所示。

2.1.2 ARM子系统

系统采用ATMEL公司的工业级处理器AT91RM-9200。该处理器集成了ARM920TARM Thumb处理器的32位控制器,在180MHz时的运行速度高达200MIPS,它带有16KB的数据Cache、16KB的指令Cache、外部总线EBI接口、USB2.0主口2个、USB2.0从口1个、16KB的Internal SRAM。

由于ARM子系统需要与DSP子系统和后台监管中心同时通信,因此采用高度集成的全双工以太网控制器10M/100M RTL8201。该控制器主要完成TCP/IP协议中物理层帧的发送和接收。系统通过以太网控制器扩展了一个以太网接口接入Internet[5]。ARM子系统与RTL8201的硬件接口图如图4所示。

2.2 监控终端节点软件设计

监测终端节点软件设计分为DSP子系统软件和ARM子系统软件,这两部分软件同时运行,相互协调。

2.2.1 DSP子系统软件

DPS子系统软件主要完成变电站电能质量数据的采集和计算,实时响应ARM子系统的控制命令,并将采集到数据和各计算结果传给ARM子系统。DSP子系统软件的主程序流程图如图5所示。

2.2.2 ARM子系统软件

ARM子系统软件执行整个监控终端节点系统的管理和控制,ARM子软件不仅需要存储处理DSP传输过来的数据,同时还要与上位机通信,根据系统运行时的实际需求向DSP子系统发出控制命令。ARM子系统软件采用模块化设计,大大缩短了程序运算时间。ARM子系统软件流程图如图6所示。

3 地市、省电能质量监管中心软件

地市、省级电网通过网络数据共享模式将各地市电网监管中心上的所有电能质量数据集中于自己的数据库中。地市、省电能质量监管中心软件系统的结构图如图7所示。

3.1 数据中心系统

数据中心系统采用ORCALE数据库存储和管理各个监测终端实时上传的数据、程序处理后的历史数据、事件数据、系统参数,为客户端查询数据提供数据接口。

3.2 综合分析、评估管理系统

综合分析、评估管理系统具有节点设备维护管理、数据分析处理、用户权限管理等主要功能。

(1)节点设备维护管理模块。

通过该模块,相关权限人员能够灵活地对安装在各处的监控终端节点实施参数修改、删除、添加等操作。

(2)用户权限管理。

对不同的人员设置了不同的权限,相关人员只能通过账号密码进入系统进行相应的管理,不能越限操作。

(3)数据分析处理包含数据查询模块、报警模块、统计分析模块。

①数据查询模块:可以利用时间段、节点名等指标模糊查询节点电能质量数据;②报警模块:根据系统实际运行需求,设置参数的高低阀值,当参数越限时自动声光报警提醒管理人员;③统计分析模块:可以将电能质量指标转化成多种类型的直观方式(如柱状图、趋势图、报表),管理人员则利用统计分析模块综合分析电能质量指标,定出相关策略。

3.3 访问服务程序

访问服务程序负责处理客户终端http请求,提供WWW方式的页面浏览服务,通过数据库接口完成相应操作。

4 结束语

基于嵌入式系统及网络架构技术构建的区域电能质量监控系统实现了电能质量数据的自动远程监控,对区域电网电能质量稳态及暂态数据的综合分析大大提高了相关人员对电网实时运行状况的了解,同时也为谐波治理提供数据支持[6]。

本监控系统需进一步完善功能,实现对FLUKE等便携谐波仪采集到的电能质量数据的融合,加强对新增谐波源的监控;对数据做进一步挖掘,实现与负荷管理系统、电力市场决策支持系统的有机结合;在省级电网电能监控系统的基础上构建出大区域电能质能监控网络。

摘要：结合浙江省电网的实际情况构建出一套基于嵌入式Internet和数据库技术的区域电网电能质量监测系统。介绍了监测终端节点和监管中心后台系统的组成结构,以及它们在监测系统中所发挥的作用。

关键词：电能质量监测,嵌入式系统,监测软件

参考文献

[1]吴竞昌.供电系统谐波[M].北京:中国电力出版社,1998

[2]金广厚,李庚银,周明.电能质量市场理论的初步探讨[J].电力系统自动化,2003,28(12):1-6

[3]林海雪.现代电能质量的基本问题[J].电网技术,2001, 25(10):5-12

[4]IEEE Std 5191992.IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems[S]

[5]邹宏亮,周晨,郑远德.基于嵌入式internet技术的变电站监控系统[Z].2008年电力系统保护与控制学术研讨会,烟台,2008

远程电能质量监测系统的研制与应用 第5篇

【摘要】针对大庆油田现场用电计量手段落后，无远程监控设施，研制此远程电能质量监测系统，指导电力运行，确保供电安全可靠。

【关键词】远程电能质量；现场监测；远程监控

前言

目前大庆油田临时用电依靠电网供电，电能计量手段传统落后，只能对电流、电压等常规指标进行现场监测，临时用电计量不准确，在高压供电系统中采用手工抄表，比较危险，时效性差。且仅能完成用电量计量，对临时电网的无功功率、谐波、电压不平衡度等电能质量指标还没有一套有效的系统进行实时监测，临时电能质量监测基本处于空白状态。尤其不能实现远程监测，不能及时发现供电质量问题，不能做到电力故障原因回查，从而严重影响电气设备的使用寿命。所以研究远程电能质量在线监测系统具有重要意义。

一、研制目的

在充分考虑野外临时用电工况的情况下，以当代先进的互联网技术、通信技术和信息技术为手段，建立电能质量指标在线实时数据采集、监测、分析一体化软件平台，形成科学化的临时电能质量监测管理模式，为临时电能质量的事中控制提供决策依据，为临时电能质量的事后分析提供手段。

具体目标是：1）实现临时电能指标在线实时数据采集、监测、分析一体化平台；2）以临时电能质量一体化平台为手段，建立适应临时用电的科学化的电能质量监测管理模式。3）以临时用电突出的的钻井队为试验对象，检验指标运行情况，以完善监测系统。

二、工作原理

一种全局同步分布式电能质量现场记录仪。采用实时多任务操作系统，内部使用大容量的FAT32格式的SD卡记录存储电能质量参数。实现现场多点电能质量参数的记录存储，实时性好，所有电表均在全网同步。

现场电能质量测量仪的工作流程如图：

1、本系统采用简单网络时间协议，服务器通过接收GPS信号定期访问服务器提供的时间服务获得准确的时间信息，达到网络时间同步的目的。

2、采用大容量SD卡，支持最大64GB空间，可存储三相电流、电压，有功、无功、视在功率，电度；扩展电能质量功能包括：电压、电流波形、总谐波、三相不平衡度，等电能质量参数，存储数据默认速率为2s（可调）。

三、技术指标

完成如下电能质量指标监测：

1）主要电能质量指标

三相电流、电压、有功、无功功率、功率因数、电度、电流波形、总谐波、三相不平衡。

2）现场采集仪表（电表）技术标准

（1）电表能够适应野外环境、低温/高温环境（+60℃— -40℃）；

（2）测量精度达到0.5级以上。

3）电能质量监测软件系统要求和指标

（1）以监测点现场为基本采集单元，每个用电现场能够配置多路采集点；

（2）每一路采集點数据能够在现场存储和读取；

（3）局域网用户能够根据需要实时显示任意监测点电流、电压等基本波形图、历史电能质量指标数据，可进行对比分析；

（4）局域网用户能够随时查看任意监测节点的电力维护人员能够在现场通过笔记本计算机读取电表中的数据，并能在现场进行查看、分析；

该系统具以下优点：

（1）实时性：所有记录仪能完成全网同步，所有数据带有唯一时间戳。

（2）掉电续传：如遇意外断电，来电时仍从断电时刻SD卡对应物理地址写数据。

（3）在实时多任务操作系统下自启动看门狗，可防止MCU死机。

（4）PC端有有线、无线、离线三种方式读取电能质量参数数据。

（5）简单网络时间协议与无线网周期完成同步，周期默认为1小时。

四、应用效果

系统研制完成后，现场监测仪表（电表）在钻井二公司15146、15551、15148队进行了不同批次的安装和现场测试，并与CA8335手持测试仪表进行了现场测试对比，对比结果一致。

远程电能质量在线监测系统，进行了无线的数据传输测试和软件系统的集成测试，现场数据与软件系统数据一致。

目前，系统在已15146、15551、15148等7个试点队正常应用。

系统使用后：

（1）电力管理者能够在后台实时查看现场电能质量情况，能够减少管理者现场检测、维护频次，从而降低成本，保证高效、安全用电。

（2）通过实时监测现场的电能质量情况，发现用电异常，及时进行现场整改与控制，避免电力事故发生，保护电气设备，实现事前预测与控制。

（3）电力事故发生后，通过分析能够有效查找问题，提出合理解决方案，提高电力故障检测效率。

（4）能够在后台掌握每一监测点的电力消耗（电度）情况，减少现场抄表工作量，降低成本。

（5）能够根据电能历史数据，进行分点、分区块等电力事件、事故、能耗等全面综合统计分析，提升电能综合管理水平。

结论

通过此项目实现了下创新：

（1）基于软件与互联网技术研究提出了远程现场电能质量管理业务模式，并配套实现了适应野外环境的电能质量管理软件平台；

（2）设计实现了符合野外移动环境下的现场电能质量监测仪表（电表），解决了通过远程控制现场电表的安装配置问题；

（3）研究并提出了基于野外业务特征的无线环境下大数据量电能数据的传输与控制方案；

（4）实现了电能质量参数高精度采集与分析；

（5）提出了大规模电能质量监控网络节点覆盖可扩展结构；

（6）提出并实现了全网现场电表的统一时钟校准方案。

本项目完成后，能够作为独立的系统，在国内、国外移动电力设备的使用单位推广应用。

参考文献

电网电能质量监控系统 第6篇

关键词：电能质量,监测,系统,研究

1 需求分析

随着经济的蓬勃发展, 电网规模逐年扩大, 电力电子技术的广泛应用, 现代用电负荷结构发生了质的变化。各种大容量变频电器设备等的广泛应用, 特别是某些单相大负载设备的增多 (如电气化铁路) 、冲击性非线性负荷 (冶炼企业) 以及大容量直流输电线路的投入, 系统中出现了多种影响电能质量的谐波、不平衡功率源等。大量非线性负荷用户产生的谐波注入电网, 使公用电网的电压波形发生畸变, 电能质量下降, 对电网和广大用户的电气设备造成了直接和潜在的危害。

目前, 宜昌电网电能质量监测主要是利用便携式电能质量分析仪不定期对变电站或直接污染源进行测试, 测试时间短, 发现问题的几率小, 部分安装了电能质量监测设备的变电站, 由于没有建立电能质量在线监测系统, 不能实现数据远传和数据保存, 导致其功效低, 以上监测方式其局限性主要表现在以下几个方面: (1) 实时性不强:由于监测手段落后, 监测点分散, 不能及时获得各监测数据; (2) 工作量大:需要花费大量的人力物力去收集的数据进行大量的统计分析; (3) 效率低:由于缺乏系统的电能质量数据, 从发现电能质量的问题到解决问题, 往往需要进行反复测试, 需要很长的时间, 无法形成一个高效率的电能质量监督管理体系。

为此开展全网电能质量在线监测系统的应用及研究、实现电能质量数据的远程监测及管理是取得一手数据, 为电能质量综合治理提供可靠保障的基础。

2 研究目标

电能质量监测网一般由三部分组成:电能质量监测装置、通信网络、电能质量监测中心。根据电能质量监测点布点范围, 宜昌供电公司电能质量监测与分析系统的建设目标是建立一个覆盖全地区的二级电能质量监测分析网络。第一级是监测终端 (包括电网所有变电站以及大用户等) , 依靠就地安装的在线式电能质量监测仪对监测点电能质量的连续不间断测量;第二级是电能质量监测中心即公司级主站, 由通信服务器、数据库服务器、数据存储设备 (磁盘阵列) 、WEB服务器、管理员工作站和可直接登录主站的客户端组成, 负责对全地区电网电能质量的综合统计、分析、查询。电能质量数据来源于第一级, 通过数据通讯层自动完成采集数据的上传。

在网络通道方面, 第一级与第二级之间主要采用电力通信专网连接。整个系统是一个树型结构, 其网络分布如图1。

3 系统建设

宜昌电网电能质量监测与分析系统建设采用总体规划、分步实施的方式, 通过三期建设完成。

3.1 一期建设目标

建设宜昌电网电能质量监测与分析过渡系统, 通信服务器、数据库服务器、数据存储设备 (磁盘阵列) 、WEB服务器合用一台服务器, 做好电能质量在线监测系统的应用研究的准备工作。整个系统结构如图2。

将已安装在变电站的电能质量监测装置组网, 开展对监测点的电能质量的实时、不间断监测, 利用现有信息网络将监测数据通过网络上传到电能质量监测与分析过渡系统。

3.2 二期建设目标

完成电能质量监测与分析系统的建设, 建设规范的宜昌电能质量监测与分析主站。在一期建设取得成功后, 选择在220k V变电站及部分110k V (电能质量较差) 变电站安装电能质量监测装置, 对非线性用户重点监测, 在电网电能质量监测系统初步建立的基础上开展电能质量监测与分析系统的应用研究。

3.3 三期建设目标

完善电能质量监测点。在二期建设取得良好效果后, 逐步在全网各变电站铺开, 通过对宜昌电网电能质量的状况进行调研, 确定监测点的布置, 完成监测设备的安装, 开展对监测点的电能质量的监测, 对主站监测系统的稳定性、可靠性、功能、性能指标、后台监控管理分析软件、图形界面等进行进一步的完善, 进一步做好电能质量监测与分析系统的应用研究, 同时做好接入省级网络的准备。通过三期的建设, 实现在宜昌范围内统一电能质量数据标准、信息共享、统一分析, 对加强电能质量统一管理具有重大意义。

3.4 监测点的设置原则

本着合理规划, 有序实施的原则进行电能质量监测点设置。二、三期建设主要做好全网220k V变电站, 以及部分直供非线性负荷 (冶炼、牵引负荷) 110k V变电站的监测布点。

3.4.1 变电站监测点设置

目前, 典型的220k V变电站接线如图3所示。

针对这样的典型接线, 一般选择4台单元进行监测。原因如下:

3.4.1. 1 低压侧 (35kV或10kV) 母线设置2个电能质量监测点

由于该等级母线一般分列运行, 所供负荷属于完全直供, 其电能质量指标的严格监测对于治理措施资金的落实、责任的划分尤为重要, 所以除要求对各段母线电压进行监测之外, 还需对无法等效相等的电流支路进行监测。因此, 各段母线电能质量指标均应单独监测;

3.4.1. 2 110kV、220kV侧母线各设置1个电能质量监测点

由于该等级母线一般为单母或并列运行, 其电能指标 (电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、闪变、谐波电压可) 共用一个单元;其次虽然谐波电流取自i1, 在电器参数认为对称情况下, i1=i2, 因此可在限值整定中考虑系数以判断其谐波电流是否超标;同理, 对于220k V母线, 在节省投资的前提下, 也只配备一台监测装置。

3.4.1. 3 220kV侧母线进行监测的原因

由于该电压等级属于输网的主要组成部分, 对其进行监测可分析电网本身的电能质量情况。同理, 可对两台双绕组110k V变电站变压器的进行监测点设置。

3.4.2 非线性负荷用户电能监测点设置

二期建设应首先侧重于对大型污染源接入点的监测, 主要监测对象是:

A、电能质量较差110k V变电站各电压等级;

B、大容量非线性负荷:主要是指接入110k V及以上电压等级的非线性用户;

C、一般非线性负荷:主要是指接入35k V电压等级的非线性负荷

监测点为负荷的系统接入点, 如图4所示。

在用户有特殊供电协议要求下, 可以对一般性非线性负荷接入点、精密负载接入点以及需要连续跟踪的供电点 (监测过程中发现持续存在电能质量指标异常的, 或因电能质量问题频繁造成设备异常或故障的) 接入点, 可以设置电能质量在线监测装置。

A、交、直流电弧炉, 中频炉, 轧钢、冶炼等钢铁企业的系统接入点;

B、电气化铁路的系统接入点;

C、地铁的系统接入点;

D、大型整流设备的用户接入点:水厂、电化厂、注塑厂、电信大楼、电视发射中心、大型商贸中心等;

E、大量点焊机、弧焊机的用户接入点:车辆制造厂、机械加工厂等;

F、大量采用变频设备或拥有大容量变频电机的用户;

G、对高新技术企业 (微电子制造业、数控设备等) 供电的变电所;

H、分布式能源系统接入;

“非线性负荷”是指:电弧炉、中频炉、轧钢、电气化铁路、地铁、电化学等负荷, 负荷性质为整流型、变频型、应用电弧工作或有冲击性, 不对称负荷等。

4 监测系统

4.1 监测系统简述

宜昌电网电能质量监测系统将实现电能质量指标的全面监测和统一管理, 应具有良好的可靠性、实用性、可扩展性和兼容性, 其规模可根据需要任意扩展。

监测系统由监测中心主站和变电站子系统两大部分组成, 监测主站与当地监测单元相连, 实现分散监测, 分级集中管理功能, 其结构见图1。

4.2 监测中心主站结构

监测中心负责对监测单元的监测数据进行集中处理, 并对监测单元进行远程维护和操作;可以通过接口应用与其它厂家的电能质量监测系统实现对接。主要由以下设备组成:

4.2.1 数据服务器

整个系统中存储监测点监测数据和配置信息的数据中心, 为主站系统中其它部分功能的实现提供数据交互支持, 是电能质量监测系统的核心, 要求特别高时可配置成主备用系统。监测主机的配置原则:考虑监测中心的海量数据以及告诉处理, 配置双2×160G冗余硬盘和双通道2×512M内存, 保证了数据的可靠性、高效性;配置高性能服务器, 而非简单的商用机, 保证监测系统的长期运行。

4.2.2 通信服务器

为系统中主站和监测装置进行数据交互提供通信支持, 处理所有监测装置上送的数据后存入数据服务器, 同时处理并下发主站下行设置信息给监测装置。

4.2.3 维护工作站

实现系统主站维护管理的平台, 运行管理分析软件。维护工作站的数目可以扩充且物理位置随意。

4.2.4 Web服务器

为用户提供数据查询、分析等web服务的平台, 为不同身份的用户设置不同的访问权限和提供不同的数据浏览支持。

4.2.5 接口应用

与其它厂商的监测系统进行对接, 实现信息即资源共享。

4.3 变电站子系统结构

每个变电站子系统主要包括一定数量及型号的监测装置和一台通讯协议转换器。转换器型号根据变电站实际的通讯线路来决定。监测装置之间通过485总线或以太网连接, 监测装置到通讯转换器的最大通讯距离为1200米。每个变电站子系统只需要占用一条通讯线路或资源 (如IP地址) 。

4.4 电能质量在线监测装置

4.4.1 监测装置应满足GB/T 19682-2005《电能质量监测设备通用要求》。由于监测装置运行在恶劣的环境当中, 装置应通过严格的电磁兼容试验, 方可保证装置长期运行的稳定性。

4.4.2 根据国标要求, 监测装置可对稳态电能质量 (包括电网电压偏差、频率偏差、谐波、三项不平衡度、电压波动和闪变) 、暂态电能质量 (包括电压骤升骤降、电压短时中断) 等各项参数实时在线监测。

4.4.3 在线监测装置作为电能质量监测系统数据的提供源, 采样精度、采样速度要求十分重要。具有512点/周波的采样速度, 暂态捕捉可达到最小20us的子周波瞬变;同时采用双CPU和DPS高效处理器, 保证测量精度。

4.4.4 监测装置应具有多通讯口, 且能并行工作, 一是保证当前系统的可靠性, 二也能为其它系统的数据交互提供可能。应采用工业级的Modem以及工业级的以太网口, 尽量少的采用外置Modem以及用RS-485/RS-232转成的虚拟以太口, 这样可以大大降低由于通讯链路环节的增多及数据通讯的瓶颈所带来的性能上的损失。

4.4.5 监测装置内置FLASH, 可本地保存监测数据, 稳态数据能够保存2～6个月的记录, 暂态数据能够保存总时长20～120分钟的录波数据, 并预留容量升级接口。

4.5 电能质量监测与分析系统软件

4.5.1 监测和管理软件的设计原则

考虑及时高效的处理电能质量监测系统的海量数据, 软件应采用模块化分布式组态化设计架构, 多线程、多进程调度通讯, 便于系统组网、系统功能的升级及系统运行的高效。

4.5.2 系统软件特点

4.5.2. 1 可靠性:

本系统软件在数据的存储上采用分级多点存储机制, 并实现了断点续传;软件具有良好的安全保密级制度, 用户操作时, 需根据权限 (不同的权限具有不同密码) 执行。

4.5.2. 2 开放性:

本系统软件具有良好的开放性, 可方便地与其它系统互联交换数据, 也可通过接入电力MIS系统实现局域网的数据共享。

4.5.2. 3 支持标准化及可扩展性:

本系统软件采用标准化、模块化的设计理念, 适应多种网络通信 (接口) 模式, 使系统具有良好的通用性和可扩充性, 可很好地解决不同厂家、不同型号的电能质量监测产品不同通信规约、数据格式、接口方式以及分析工具的兼容性问题。

4.5.2. 4 系统的可维护性:

系统的硬件、软件便于维护, 各部件都具有自检和联机诊断校验的能力。软件有备份, 便于工程师安装启动, 应用程序易于扩充, 数据库存取为用户程序留有接口并提供二次开发的数据库资料, 便于用户自行编制的程序加入系统中运行。

4.5.2. 5 系统的容错能力:

具有良好的容错能力, 当各硬件与数据采集处理系统的通讯出错, 以及当运行人员或工程师在操作过程中发生一般性错误时, 均不影响系统的正常运行。对意外情况引起的故障, 系统具备恢复能力。

4.5.3 主要功能:

包括读取电能质量监测装置的电能质量数据, 并可对监测装置进行远程维护和操作;将获取的电能质量数据存放到数据库中统一管理, 查询、分析和评估数据库中的电能质量数据;能够与其它厂商的电能质量监测系统实现对接。

4.5.4 软件组成:

包含数据库服务软件、通讯服务软件、WEB服务软件、管理分析软件、接口软件5个部分。5个部分独立运行, 既可运行于同一电脑上也可分别运行于不同电脑, 彼此之间以网络方式通讯。

鉴于目前宜昌电网拥有电能质量监测装置数量较少, 且在短期内数量不会超过100台, 因此主站使用MS SQL Server数据库, 操作系统为Windows 2000/2003 Server。

分析软件对除闪变外的所有稳态指标进行实时监控, 实时模式每3秒钟刷新一次;可实时显示各次谐波的波形、频谱图、谐波功率频谱图, 并可任意放大缩小图形;可同时对多个变电站及多条线路进行监控, 并即时对超限数据给出报警提示。

WEB服务器主要向用户提供数据查询、分析等服务, 可使用户方便的对供电线路的谐波、三相不平衡、电压偏差、波动闪变、频率、功率、暂态事件等监控数据进行查询、分析和统计;查询及分析结果可保存为Word、Excel等格式文件。可根据客户的实际需要订制报表。报表包括以下功能:报表分析、图形分析、记录查询、暂态事件分析。

报告记录及相关事件记录:

电能质量超标记录、超标时间记录、超标同时启动电网其它参数记录;

电压上冲下陷、短时电压中断以及其它电能质量超标的波形记录;

V、I、P、Q、CosΦ、f、谐波等的上上限、上限、下限、下下限等几个限值, 测量值越限时发出报警 (声、光) 或控制信号;

事件报警、启动波形记录、启动包络线记录;

分类记录报警事件的日期和时间;

控制操作记录、系统设置记录、通信故障记录;

谐波监视结果带时标自动存入数据库长期保存, 并可随时打印输出所选择的谐波分析数据;

统计曲线:

形成任意时段的下列图形, 并可局部放大:

基波电压、基波电流 (日) 变化曲线;

电压、电流总畸变率日变化曲线;

电压、电流各次谐波 (2～50次) 日变化曲线;

电压电流各次谐波实时波形、频谱图;

电压波动及闪变值Pst、Plt日变化曲线;

电压、电流三相不平衡度日变化曲线;

功率 (包括谐波) 日变化曲线;

电网频率日变化曲线;

电流等效负序分量日变化曲线;

各种参数任意时段的变化趋势。

曲线可自动或手动进行刷新。自动刷新不需要人工干预。

统计分析、报表、打印等。

根据监测需要, 设定屏幕输出或打印输出各种电能质量监测数据的长期趋势曲线或棒图, 时间间隔可设定为秒、分钟、小时、日。趋势曲线或棒图包含全电量、各次谐波、谐波畸变率、闪变 (Pst、Plt) ;

报表的输出能够按照日、周、月、季度、年及任意时段统计的数据结果来输出, 所有的报表都应能够以WORD、EXCEL、TXT、HTML、JPG等格式存储、编辑;

基波及谐波电压、电流报表;

基波及谐波功率报表:包括有功功率、无功功率、视在功率、谐波功率、功率方向;

基波及谐波阻抗报表;

电压、电流等效正序、负序、零序报表;

电压三相不平衡度报表;

电压波动及闪变值 (Pst及Plt) 报表;

系统频率报表;

电压偏差、电压合格率报表;

谐波电压、电流, 等效负序电压、电流, 系统频率、电压偏差、电压合格率统计报表, 包括95%概率值, 最大值、最小值、平均值、超标次数;

电能质量综合报表;

综合非谐波电能质量指标统计报表。

95%概率大值统计报表;

所有可靠性和SARFI指数统计值报表以及趋势图;

RMS波动事件综合列表;

相对于设备耐压曲线或标准耐受曲线的RMS波动分布图 (ITIC曲线或CBERA) ;

自动和手动刷新两种模式;

定时打印和召唤打打印;

实时数据库和历史数据库保留三年以上记录。

5 预期技术成果

通过宜昌供电公司电能质量监测系统的运行, 对监测对象进行全局分析, 及时分析和反映电网的电能质量水平, 找出电网中影响电能质量的原因, 对电能质量可能造成的危害及其影响范围和程度, 提出相应策略, 采取相应的措施, 对电网的安全、稳定、经济运行具有重要意义。

5.1 提供评估电力系统性能所需的信息, 并可与其它电力系统相比较

依据国标对监测点、宜昌电网的电能质量状况进行综合分析与评估, 同时测量并统计国际电能质量行业标准基准指数 (如评估电压下陷的SARFI指数、设备耐压曲线CBERA等) , 以帮助与国内电力系统企业进行电能质量性能的比照, 也可以向用户提供电网电能质量资讯。

5.2 对干扰源客户进行监控, 维护电力系统设备的正常运行

由干扰源客户产生的谐波和电压波动等干扰, 不但会影响自身和其它用电客户, 还会对电力系统的运行设备产生影响。长期的超标谐波会对变压器、电容器等电力设备造成损害。对干扰源客户进行监控, 并使其进行必要的治理对电力系统的正常运行具有重要意义。

5.3 帮助电能质量敏感性客户建立和维护100%可靠性供电

一些用电客户如半导体芯片生产厂对电能质量非常敏感。通过电能质量监测系统对供电系统进行实时监测, 在干扰发生前或发生中捕捉特征信息, 并利用这些监测信息对故障现象及时进行分析、查找并寻求预防或排除故障因素的措施, 从而达到对客户优质服务的目的。理解电能质量干扰 (如电压下陷) 的原因和特征还会有助于电力系统的规划和解决方案的设计并使所有用电客户受益。

5.4 为电能质量问题治理措施提供技术支持

从技术及经济的角度研究不同的滤波技术措施及其在电网中的应用, 对电能质量治理的各种技术措施方案进行技术、经济分析比较, 以求达到最佳的治理效果。

5.5 利用电能质量在线监测系统平台, 我们可以利用开展如下的应用研究工作:

A、在设计方面的应用

B、在事故分析方面的应用

C、在保护配置及定值整定方面的应用

D、在电网经济运行方面的应用

E、在责任区分方面的应用

F、在负荷模型分析方面的应用

G、在用户咨询方面的应用

H、在电能质量抑制措施方面的应用

参考文献

[1]江辉.基于概率统计的电能质量归一量化与评价

[2]林海雪.现代电能质量基本问题

[3]王善祥.新型保护测控及电能质量一体化装置

电网电能质量监控系统 第7篇

关键词：电能质量,检测,STM32,无功补偿

0 引言

电网中存在巨大的感性负荷原件, 它们不仅要消耗有功功率, 也需要吸收大量的无功功率, 实现能量的转换。无功功率的出现不仅增加了电网电源的负担, 降低了供电设备的效率, 而且还增大了网损, 严重影响了供电质量。为了解决这一问题, 目前最有效的措施就是增加电网中的无功功率[1]。

国内外已有多种自动补偿无功功率的方法, 但是基于传统的8、16位的单片机对系统的检测与运算存在速度慢且硬件结构不完善等缺点, 而当下比较流行的DSP处理器虽然速度快, 精度高, 但是成本高, 功耗大, 不利于大规模推广[2]。本文提出一种以STM32为核心的高精度数据采集系统, 通过最优策略补偿无功功率, 从而将电能质量检测与动态无功补偿有机地结合在一起。

1 快速数据处理方法

电网数据有实时性强和多变的特点, 需要兼顾无功补偿和数据传输的快速性。所以常常采用快速傅里叶算法对数据进行处理, 该算法将实数的电压电流合成一个复序列进行运算, 通过3次FFT运算就可以计算三相电压及电流的各次谐波, 减少了一半的运算量。通过汇编语言编写FFT程序, 会提高程序的运行效率。复序列FFT算法的基本原理如下[3]。

将同时采样测到的N点电压电流序列{u (n) }、{i (n) }构成一个复序列:

对{x (n) }进行离散傅里叶变换:

计算可得到电压电流的频谱分别为:

式中, x× (N-k) 为x (N-k) ]的共轭复数。

由此得出各次 (0≤n≤N-1) 的谐波电压和电流的有效值、有功功率和无功功率为:

式中, xr、xl为x的实部和虚部。

2 系统硬件设计

2.1 系统组成

系统由数据采集模块、信号调理及滤波模块、无功补偿模块, 显示模块和通信模块等组成, 系统结构框图如图1所示。STM32通过中断或查询方式进行数据读取, 然后对数据进行分析处理后, 输出驱动信号控制电容投切, 并实时显示补偿前后的各种电参量。为了方便远程监控, 通过RS485与上位机进行通信。

2.2 信号采样调理及滤波电路

通常电信号通过电压电流互感器采样后, 为了使信号具有更好的精度以及匹配与MCU的A/D转换器的采样范围, 所以采样电路要经过信号调理电路以及滤波电路做前期的处理。信号调理电路完成对信号放大、滤波及数字化, 将接收的模拟量转换成无谐波、平滑稳定的, STM32可接受的0~3.3V的信号。信号调理电路如图2所示。

滤波电路主要将待测信号中的干扰信号滤除。滤波电路采用的是四阶Butterworth带通滤波器, 该滤波器具有低功耗、低噪声等优点。Butterworth带通滤波器首先由两个二阶高通滤波器构成一个四阶高通滤波器, 然后串联由两个二阶低通滤波器构成的四阶低通滤波器组成。二阶高通滤波器、二阶低通滤波器如图3-4所示。

2.3 通信和显示模块设计

为了更直观地监控电网电压波动和无功功率, 系统需要把采集到的数据上传到控制中心的PC, 同时也方便了计算机联网共享数据。系统采用MODBUS协议, 采用RS485通信方式进行电力采集数据的远距离、高速传输。本系统选用了最高传输速率可达500kbps的隔离型RS485通信芯片ADM2483。该芯片采用限摆率驱动器, 较低摆率降低了不恰当的终端匹配和接头产生的误码。

系统同时采用2.8英寸的TFT彩色液晶显示器实现本地实时监控, 其屏幕分辨率高、体积小、功耗低、寿命长, 能够清晰显示所需要的数据, 并提供良好的人机交互功能。

2.4 TSC型无功补偿及控制电路

晶闸管投切电容器 (TSC) 由两个晶闸管反并联再与电容器串联组成, 两个反并联晶闸管将电容器并入电网或从电网断开, 而串联的小电感用来抑制电容器投入电网时可能造成冲击电流。TSC型无功补偿装置有以下特点:晶闸管开关无触点, 设备寿命大大提高;电容器是无过度的投切过程, 不产生谐波, 对电网干扰小;根据电网无功需求适当补偿电容器, 节省电能, 提高电能质量。为了提高晶闸管投切电容器的寿命, 通常采用复合开关投切方式。其基本原理图如图5所示[4], 导通过程:首先上半回路先导通, 延时一会后继电器闭合, 再切断上半回路, 电容器并入。关闭过程:将上半回路接通, 然后关断继电器, 最后触发晶闸管关断上半回路, 使电容器切除。

为了保证补偿装置安全稳定地运行, 在电容器投入电网时要保证电源电压过零, 同时由于控制电路输出的PWM控制信号驱动能力有限, 所以采用过零触发芯片MOC3061。该芯片是一种内置过零检测电路的新型光耦合器件。MOC3061输出端的额定电压是600V, 最大重复涌流电流是1A。MOC3061为双列直插6引脚封装。它由输入和输出两部分组成, 1、2脚由砷化镓红外发光二极管组成, 为输入端, 以触发输出部分;3、5脚悬空;4、6脚为一个具有过零检测功能的硅光敏双向开关, 为输出端。光敏双向开关必须在感受到红外光并且其两端 (4, 6脚) 电压为零时才能触发导通。其内部结构如图6所示。

3 系统软件设计

(1) 主程序设计

系统上电初始化后进入主程序循环状态, 主程序主要完成三相电压电流的检测以及电压与无功功率等各种电参量的运算处理, 并实时显示电网的电压与无功功率。其流程图如图7所示。

(2) 补偿子程序设计

补偿的方法依据电压无功的控制区域图进行电网的无功补偿, 控制区域图如图8所示[5]。

其中, Umax、Umin、Qmax、Qmin是电压和无功功率的上、下限值, △u是考虑电容器投切对电压影响的控制确定值。为了达到保证电压合格, 无功基本平衡, 尽量减少控制次数的目的, 通过控制策略使系统尽量运行在0区域, 补偿子程序如图9所示。

4 实验结果分析

本实验利用MATLAB/Simulink对系统进行仿真, 用来验证系统的可靠性。系统由三相交流电模块、负载模块、TSC模块、控制器模块以及PQ检测模块组成。控制器模块主要用来分析电压电流信号, 进行运算处理后得出需要补偿的无功功率, 然后触发TSC进行投切。PQ模块用来转换有功和无功功率以及电压参数, 并通过示波器显示波形。系统结构如图10所示。

由图11-13可知, 当系统有波动时, 投入补偿装置后, 电压、无功功率、有功功率都逐渐趋于稳定, 且无功功率趋近于0, 说明补偿装置补偿效果明显, 能够达到理想的补偿效果。同时说明系统设计合理, 运行可靠。

5 结束语

有功平衡和无功平衡是电力系统稳定的重要条件。本文介绍的电能质量检测和无功补偿系统, 在功能上要求做到实时平衡电网无功电源发出的无功功率之和与负载和电力传输中消耗的无功功率之和。在经济效益和性能方面, 系统应用低功耗, 性能稳定的嵌入式STM32微处理器, 同时各个硬件模块的作用清晰直观, 很好地协调系统的平衡。同时对电压、电流、功率因数等参数进行实时监测, 有助于分析电网质量。鉴于本系统的诸多特点, 将会有十分广阔的应用和发展前景。

参考文献

[1]杨翠茹.直接电压型SVC静态性能分析和动态仿真研究[D].太原:太原理工大学, 2006:4-5.

[2]季力.基于STM32芯片的电参数测量与数据传输[J].自动化与仪器仪表, 2010, 3:137-139.

[3]于海生, 潘松峰, 吴贺容.基于复序列FIT和锁相原理的电参量检测[J].电网技术, 2000, 24 (3) :59-61.

[4]任琳.基于DSP的无功补偿装置的研究与设计[D].四川:电子科技大学, 2010:29-40.

电网电能质量分析和控制 第8篇

1 频率允许偏差

我国的电力系统的运行频率为50Hz, 理想的频率标称值应当是50Hz。但是, 由于发电机运行、电网负荷等因素的影响达不到理想频率。频率偏差即系统频率的实际值和标称值之差。国家规定:a.电网容量在300万千瓦及以上, 频率允许偏差为±0.2Hz。b.电网容量在300万千瓦以下, 频率允许偏差为±0.5Hz。

电网频率不符合上述标准, 频率低或频率高都将给用户和电力生产造成严重危害。当电网频率过低时, 会损坏发电设备, 降低发电厂出力, 容易使电网发生瓦解事故, 造成大面积停电。同时会损坏用电设备, 使产品质量下降, 容易使用户的自动装置误动。

当电网频率过高时, 线损会成倍增长, 导体的表面电流密度随频率增加而愈加严重, 用户载流负载能力明显下降。

2 供电电压允许偏差

2.1 电压质量。

一般以电压变动幅度来衡量是否符合标准。国家标准规定, 允许的偏差如下:a.35kv及以上供电电压允许偏差为额定电压的±10%。b.10kv及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。c.220v单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%~-10%。

标准中, 供电电压为供电部门与用户产权分界处的电压或由供用电协议所规定的电能计量点的电压。

2.2 影响电压偏差的原因。

a.用户原因。用户的有功功率、无功功率和功率因数是随时间变化的, 这必然引起负荷电流的变化, 从而使高、低压配电网中各点的电压损耗发生变化, 造成用户受电端电压的波动。b.配电系统运行方面的原因。配电系统个别元件或单元故障或检修退出运行, 或运行方式改变, 则势必造成配电网功率分布和阻抗的改变, 从而使电压损耗发生变化, 造成用户受电端电压的波动。c.配电系统规划设计方面的原因。由于设计不完善, 造成配电线路供电半径超过允许范围或设备过负荷, 均会引起电压损耗或电压率超出允许范围。d.上级系统的原因。上级高压送电系统、发电厂、变电所等上级系统的电压原因运行方式的改变等, 变电站以及低压变电所的母线电压可能变动, 从而造成用户受电端电压的波动。

2.3 电压偏差造成的危害。

电压是电能质量的主要指标之一, 电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、工农业安全生产、产品质量、用电单耗和人民生活用电都有直接的影响。

在电力系统中, 电压偏移超过允许范围时, 对客户用电设备的运行具有很大的影响。由于各种用电设备都是按额定电压来设计的, 所以用电设备都是在额定电压下运行才能取得最佳技术经济效果。偏离额定电压运行, 会导致效率下降, 经济性较差, 当电压偏离过大时, 必然会影响工农业生产、甚至会损坏用电设备。

当电力系统电压过低时, 用户异步电动机的转差率将增大同时电动机机组中的电流将增大, 引起绕组温升, 使电动机的寿命减少。另外, 电压过低对照明负荷也有影响, 将使白炽灯发力效率大大降低, 日光灯反应迟钝。

电压质量的好坏对电力系统本身的安全也有重要的影响。传统运行电压偏离要求过大时会对各电气设备的绝缘产生不利的影响, 将有可能危及电力系统的安全稳定运行, 影响系统持续可靠地向客户供电, 还将可能影响发电厂机组的正常发电, 另外对传统的线损也会产生不利的影响。严重时还将造成电压崩溃, 使电网瓦解而引起大面积停电。

3 公用电网谐波

电力系统中的谐波主要是冶金、化工、电气化铁路等换流设备及其他非线性用电设备产生的。随着硅整流及可控硅整流设备的广泛使用和各种非线性负荷的增加, 大量的谐波电流注入电网, 造成电压正弦波形畸变, 使电能质量下降, 给发供电设备用户用电设备带来严重危害。为保证向各类用户提供质量合格电能, 必须对各种非线性用电设备注入电网的谐波电流加以限制和管理, 以保证电网和用户用电设备的安全经济运行。

与电网连接并输入两倍于50Hz及以上频率电流的设备, 统称谐波源。

谐波电流与电压正弦波形畸变率, 用式1进行计算

式中DFVn—第n次谐波电压正弦波形畸变率 (相电压有效值) 的百分数;UH—电网的额定线电压, k V;Sk—电网连接点的三相短路容量, MVA;n—谐波次数 (n=2, 3, 4, 5, …) ;In—第n次谐波电流有效值, A。

实际运用中, 如110kv电网电压正弦波形畸变率已接近或超过1.5%, 但经过测量和计算, 下一级电网的电压正弦形畸变率未超过规定的极限值时, 110kv电网电压正弦波形畸变率可限制在2%以内。

4 三相电压不平衡度

三相电压不平衡度指三相电力系统中三相不平衡的程度, 用电压或电流负序分量与正序分量的均方根值百分比表示。不平衡度表达式为:

式中, U1—三相电压的正序分量方均根值, V;U2—三相电压的负序分量方均根值, V。

如将式 (1) 中的U1、U2换位I1、I2则为相应的电流不平衡度εI的表达式。电力系统公共连接点正常电压不平衡度允许值为2%, 短时不得超过4%。

接于公共接点的每个用户, 引起该点正常电压不平衡度允许值一般为1.3%, 根据连接点的负荷状况, 邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行要求, 可作适当变动, 但必须满足旋转电机基本技术要求。

由于电网中较严重的不平衡往往是由于单相或三相不平衡负荷所引起的, 因此不平衡度的测量标准衡量点选在电网的公共接点, 以便在保证其他用户正常用电的基础上, 给干扰源用户最大的限值。

5 波动和闪变

电压波动是指由电力系统中具有冲击性功率的负荷 (生产运行过程中周期性从电网中取用快速变动功率的负荷, 例如:炼钢电弧炉、轧机、电弧焊机等) , 引起公共供电点电压的快速变动。

闪变是指人对灯光照度不稳定造成的视感。

摘要：随着国民经济和科学技术的蓬勃发展, 冶金、化学等现代化大工业和电气化铁路的发展, 电网负荷加大, 电力系统中的非线性负荷 (硅整流设备、电解设备、电力机车) 及冲击性、波动性负荷 (电弧炉、轧钢机、电力机车运行) 使得电网发生波形畸变 (谐波) 、电压波动、闪变、三相不平衡, 非对称性 (负序) 和负荷波动性日趋严重。电能质量的下降严重地影响了供用电设备的安全、经济运行, 降低了人民的生活质量。所以在世界各国都十分重视电能质量的管理。

关键词：电网,电能质量,分析,控制

参考文献

[1]杨汉生.提升小波在电能质量分析中的应用研究[D].南京:南京理工大学2, 006.

浅析智能电网与电能质量 第9篇

1.1智能电网应具备的特征分析:一是高效:输送电的走廊有更好的单位输电水平、有更加高的能源利用效率、可以减少输配电耗;二是智能:要具备自我分析方法、自我感知的能力和控制自动化, 构成利用广域通信网络相联的巨大的智能化机器;三是自愈:能够靠自己检测到故障, 然后自己判断并做出相应的控制行动, 在客户发现问题之前自行解决问题;四是可靠:电网承受扰动与冲击的能力更强、运行更加安全;五是经济:非常高的电网资产利用效率、可以让电力工业和公众的利益达到一种平衡;六是绿色:这种可再生能源发电的方式, 电力传输的损耗相当的小, 发电的比率相当高、并且实现了电力工作环保化。

1.2以下因素成为智能电网发展的几方面的动力: (1) 社会对电力的需求量日益增大; (2) 可再生能源发电大力并网的主要形势, 分布型与集中型的共存发展, 可再生能源的区域散布不是很平均; (3) 相对较高的可靠性、相对高电能质量的供电需求在不断增长; (4) 潜在的市场推动力; (5) 与智能电网相关的高新技术产业将快速发展, 以此来带动经济发展。

1.3智能电网, 基于新能源技术、分布式发电技术、大规模储能技术、信息网络水平、远程极大规模输电水平和智能控制水平的飞速发展, 智能电网的发展是推动能源变革和第三次工业革命的必由之路。

2 智能电网建设的必要性

以微电子技术为核心的大量新技术、新产业的发展以及用电智能化对供电可靠性和电能质量提出很高的要求。要“加强智能电网建设”。国家电网公司提出建设“坚强智能电网”的理念。当前, 我国新能源发展面临着四个方面的问题:一是中国目前对于整个新能源发展缺乏详细的规划;二是有关新能源的关键技术掌握不够, 自主创新太少;三是新能源成本普遍较高;四是发展新能源缺乏冷静地思考, 过分炒作。而发展智能电网能够很好的解决这些问题。十二五期间, 国家将会加大对电网基础设施建设和改造的力度, 加快电网系统的发展, 电力系统扩张与联网逐步形成, 系统运行的安全稳定性和可靠性要求不断提高。研制一套完善的电能质量监测系统, 提高整个电力系统及设备安全、稳定、可靠运行的关键保证, 对其所进行的探索和研究可以显著提高电网的智能水平, 配合我国统一坚强智能电网建设的总体部署, 能有效地为电网的检测、分析、事故排查提供有力的技术支持, 进而起到改善电气环境, 减少事故频率的作用。

3 新能源发电的电能质量难题

什么是电能质量?它是指电力系统里面电能的质量。最完美的电能的波形是理想的对称正弦波形。但是由于其他因素的干扰会导致波形发生偏离, 所以就带来了电能质量难题。在智能电网建设中, 不能再有“先污染, 后治理”的观念, 我们必须要充分考虑电能的质量问题, 同时, 应当把保障电能质量作为智能电网建设中的重要组成部分。

3.1谐波的问题:当前, 在我国电力系统中, 电压暂降、暂升和短时中断, 谐波产生的电压波形畸变, 已经成为影响电能质量的最重要的问题。用新能源进行发电的程序里, 谐波出现的最关键的原因是:线路电抗和发电机并联补偿电容器产生的谐波电流和发电机自己的设施, 谐波电流很大程度决定了电能的质量好坏, 严重的会导致电能事故的发生。谐波是随着用电环境变化的, 不是固定不变的, 再者, 配电网系统相当复杂, 非常容易把谐波电流放大从而发生谐振, 这会对电力系统产生极大的损害。

3.2闪变的问题。如今我们了解的我国的风力发电设备里, 很多都是用的软并网方式的发电机组, 在运行的时候会产生很多的冲击电流, 因此产生闪变问题。在真正风速大于最高限定的风速的时候, 发电机就会自己启动, 当所有的风力发电机一起运行时, 就会对配电网产生较大的冲击, 从而使电网产生闪变问题。

4 新能源发电电能质量问题的控制方法

4.1对谐波的抑制策略。产生谐波的最关键的原因是负载的非线性。在电流经过负载的时候, 和负载上的电压不是线性关系, 这样就会有非正弦电流产生, 因此谐波也随之产生。谐波污染对电力系统的危害是非常严重的。在工厂用电力电子转换器大电机组的时候, 一定要做好对应的系统谐波电流控制布置, 谐波加入的电流要符合公共电网谐波的规定。在工厂把谐波电流加入配电网里的时候, 要以供电公共连接点的谐波源发电和发电厂装机的容量为参考, 并且考虑供电设施的总的容量比值, 再对谐波电流进行分配, 只有做到这些, 才可以更好的抑制发电产生的谐波问题。另外, 在用新能源发电时, 尽量不要用单一的发电机, 由于它会导致部分谐波电压变高, 这会对系统产生损害。所以, 运用各种不同类型的发电机相互配合, 控制谐波电流, 保证新能源发电的运行过程更加的安全、可靠。

4.2解决闪变问题的措施:风力发电时, 对电网产生损害最大的因素就是闪变问题。接入风力发电厂的连接点的闪变干扰值一定要符合电能质量、电压规定的波动以及闪变的规定, 并且, 风力发电厂因为发电过程中产生的长、短时间的闪变值, 一定要要以供电公共连接点的谐波源发电和发电厂装机的容量为参考, 并且考虑供电设施的总的容量比值, 再对谐波电流进行分配, 只有做到这些, 才可以更好的抑制发电产生的闪变问题。

5 电能质量的6个显著特点对监测的要求

电能质量指标的动态性:概率统计方法 (通常取95%概率大值) 。电能质量扰动的潜在性和传播性:监测记录时间长短、监测设点等。电能质量影响的相关性:设立同步监测点, 综合评估。电能质量责任的特殊性:功率方向、谐波潮流等, 对特定用户及发生源等的重点监测记录。电能质量评估的复杂性:质量评估方法、兼容性评价、CBEMA曲线与智能化分析。电能质量控制的整体性:事故诊断、监测预警、指导缓和抑制补偿措施, 监测→监控。

结语

在利用新能源发电的过程中, 改善电能质量是智能电网建设的重要工作之一, 对电力系统运行状态的管理和分析起到关键作用。在改善电能质量问题上, 对电力系统的不间断分析与监测方式已经越来越受到人们的重视。

参考文献

电网电能质量监控系统 第10篇

近年来,随着《可再生能源法》的颁布实施,可再生能源发电在江苏得到了较快发展,风力发电的发展规模和速度居于首位。江苏省沿海风电建设随国家风电场特许权招标项目于2005年正式启动,经过多年建设,南通地区已投运的风电情况如表1所示。

南通位于江苏省东部沿海地区,风能资源相对比较丰富,有效风功率密度大于或等于200 W/m2的等值线与海岸线平行,周围环境空旷平坦,并且有向外延伸的滩涂和浅海区,是建设沿海风电场的理想场地。

2 风电场对电能质量的影响及原因分析

由于风电场输出功率具有随机性和波动性,沿海风电场并网运行后,可能会对系统的安全运行以及电能质量产生一定的负面影响,如引起电压偏移与暂降、电压波动和闪变、谐波超标、频率波动等问题[1]。

2.1 电压偏移与暂降

电压偏移与暂降属于风电接入系统后引起的电网稳态和暂态问题。

大幅度波动的风速引起风电功率的波动,与弱系统并网运行时,可能会导致电网内某些节点电压偏差超出国家标准规定的限值,从而产生电压偏移问题。

电压暂降通常是由风电机组的突然启动引起的:风机正常运行的风速范围一般在3~25 m/s,当风速脱离这个范围时,风力发电机则进入起停切换状态。异步发电机在直接并网时,产生的瞬时冲击电流约为发电机额定电流的7倍。当大群风力发电机在短暂的时间相继投入时,在电容器投入并完全响应无功补偿要求之前,会引起电压发生较大变化,导致电压暂降事件(U<0.9Ue)[2]。

在影响电能质量的诸多因素中,由电压暂降事件引起的用户投诉占整个电能质量问题的80%以上。

2.2 电压波动和闪变

风电机组并网运行引起的电压波动及闪变,源于波动的功率输出。风电机组输出功率的波动主要由风速快变、塔影效应、风剪切、偏航误差等因素引起,其波动频率与风力机的转速有关。对于三叶风电机组而言,其功率波动的频率为三倍的风力机叶片旋转频率,范围通常为1~2 Hz。虽然该频率下的功率波动占总平均功率的比例较小,但1~2 Hz的电压波动恰好位于人眼对灯光照度变动最敏感的频率范围内,由此即可引起闪变[3]。

当多台风电机组同时运行时,将对输出功率的波动产生平滑作用;此外,采用变速风电机组后,闪变强度大为降低,只相当于固定转速风电机组的1/4。

国家标准GB/T 12326—2008《电能质量电压波动和闪变》规定:110 k V电压等级系统在正常运行的小方式下,短时间电压闪变测量周期取10 min,每天不得超标7次(70 min),即95%概率大值不超过允许值;以一周(168 h)为测量周期,长时间电压闪变值Plt的限值为1,每次均不得超标。95%概率大值是指将实测值按从大到小排列,舍弃前5%大值,取剩余实测值中的最大值。

根据电能质量在线监测系统的结果分析,洋口变110 k V正母线三相短时间电压闪变(95%概率大值)分别为0.8、0.7、1.1,三相长时间电压闪变的最大值分别为3.6、3.6、3.7;五义变110 k V副母线三相短时间电压闪变(95%概率大值)分别为0.5、0.5、0.5,三相长时间电压闪变的最大值分别为1.4、1.4、1.5;志良变110 k V正母线三相短时间电压闪变(95%概率大值)分别为0.8、0.7、1.1,三相长时间电压闪变的最大值分别为3.6、3.6、3.7。

由统计结果可以发现,部分短时间闪变值已经超标,所有的长时间闪变值均超标。由于导致母线闪变超标的原因较多,如相邻线路的故障、接入同一母线的线路上大功率电机启动等,为了进一步确认闪变的起因,对一段时间内启东东元风电电流情况和对应系统母线闪变情况进行了对比分析。结果显示,并非所有的闪变值超标均由风电引起,但是确认由风电造成的电网电压闪变超标的次数在统计周期内日均发生率超过10%,可见目前风电场的电压波动和闪变问题十分突出,是风力发电对系统电能质量影响的主要部分。

2.3 谐波

沿海风电场的风机多采用变速恒频机组,在运行过程中,变流器中的电力电子器件始终处于频率不定的开关状态,若滤波系统的参数设计不当,极易产生大量的谐波和间谐波。根据国家标准GB/T 14549—93《电能质量公用电网谐波》规定,谐波电压不得超过表2所设定的允许限值;接入公共连接点(PCC点)的用户向该点注入的谐波电流允许值需根据PCC点母线短路容量、供电容量、用户协议用电容量计算。

根据GB/Z 19963—2005《风电场接入电网技术规定》,风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。

谐波电压的测试结果显示,志良变110 k V正母线A、B、C三相谐波电压总畸变率(95%概率大值)分别为0.77%、0.91%、0.86%;五义变110 k V副母线A、B、C三相谐波电压总畸变率(95%概率大值)分别为0.62%、0.65%、0.57%;洋口变110 k V正母线A、B、C三相谐波电压总畸变率(95%概率大值)分别为0.60%、0.64%、0.61%;洋口变110 k V副母线A、B、C三相谐波电压总畸变率的(95%概率大值)分别为1.71%、1.86%、1.80%,均低于2.0%的国家标准允许值,各次谐波电压含有率均低于标准要求,风电接入系统对电压畸变影响较为有限。

谐波电流的测试结果显示,志良变727志元线、五义变754义北线、洋口变731洋环线的各次谐波电流均未超过国标允许值;洋口变738洋垦线A、B相的11次、13次谐波电流超过国标允许值,其余各次谐波电流均未超过国标允许值。经过调查,738洋垦线的谐波电流超标是由同一母线上的733洋钢线所带钢厂负荷注入的谐波扩散所致,与东凌风电关系不大,今后需加强对钢厂的谐波治理工作。

2.4 频率波动

当电网中风电装机容量较高、风力发电出力变动大时,有可能对电源和负荷的供需控制及系统频率带来影响。间歇波动的风电功率使风电场所接入系统的潮流经常处于一种重新分配的过程,除影响电压外,也在一定程度上影响系统的频率。其中,最严重的情况是整个风电场突然切出,引起系统频率的瞬时降低。但是随着新一代风机低电压穿越能力的增强,大群机组同时脱网的事故概率正在逐步下降。

为了限制频率的大幅波动,根据国家电网公司企业标准Q/GDW 630—2011《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》,在风电场并网以及风速增长、风电场正常停机过程中,风电场有功功率变化率应当满足表3中的最大限值要求。

在2012年5月中旬对东凌风电场出线——洋垦738线的测试过程中,10min有功功率变化最大值轻微越限,这是由于风机群削弱单台风机引起的功率波动的能力较弱所导致的,对电网的影响较为有限;各变电站的频率最大偏差均约为0.05Hz,小于标准允许值。

3 为提高电能质量所需采取的相应措施

预计到2020年,江苏全省沿海风电的装机规模将达到3×106k W,形成大规模风电基地。为了保证电网的安全、稳定、经济运行,通过对沿海风电场的测试和监测数据的分析,建议采取若干措施,以降低风电接入系统后对电能质量的影响。

1)风电对电压质量的影响主要体现为闪变和电压暂降,需要加强电能质量指标的跟踪监测,在风电接入点安装具有暂态记录功能的电能质量监测终端;风电场要采取动态电压补偿措施,如静止无功补偿器(SVC)、静止同步补偿器(STATCOM)或静止无功发生器(SVG)等[4],抑制其对系统造成的闪变和暂降影响。

2)沿海风电场出力有明显的波动性和不可控性,需要加强风电功率预测、风电-火电联合调度、备用容量校核等相关课题的研究,以实现经济调度。

3)目前,风电场均采用控制机端功率因数的调节方式,限制了双馈机组的无功调节能力,风电场出力较小时,向系统倒送无功现象明显;风电场出力接近满发时,又需要系统吸收较多的无功。在风机控制技术允许的条件下,建议采用风电场并网处电压调节的方式进行控制,以优化并网点的无功流动和电压。

4)对于短期内污染程度无法得到控制的风电场,必须对其供电运行方式进行确认,保证不与敏感负荷在同一供电点上;在充分核算的前提下,可以采用主变并列的运行方式来降低风电场在PCC点造成的影响[5,6]。

4 结语

风电场出力的随机性和波动性给电网的运行控制带来了不确定性,也造成了电压偏移与暂降、电压波动和闪变、谐波超标、频率波动等诸多电能质量问题。本文分析了相关电能质量问题的产生机理,并通过现场测试数据对南通沿海风电场进行了实际考核,结果显示,部分电能质量指标存在超标现象。为了保证沿海风电大规模接入后电网的安全、稳定、经济运行,提出了若干建议措施,以降低风电接入系统后对电能质量的影响。

摘要：以南通沿海风电场对电网的影响为例,分析了因风电导致电能质量问题的产生机理,并利用现场测试数据进行了考核。结果显示,风电出力的随机性和波动性给电网的运行控制带来了不确定性,且造成各种电能质量问题。提出了若干应时措施,以期降低风电接入系统后对电能质量的影响,保证沿海风电大规模接入后电网的安全、稳定、经济运行。

关键词：沿海风电,电能质量,影响

参考文献

[1]孙荣富,张涛,梁吉.电网接纳风电能力的评估及应用[J].电力系统自动化,2011,35(4):70-76.

[2]曹娜,赵海翔,戴慧珠.常用风电机组并网运行时的无功与电压分析[J].电网技术,2006,30(22):91-94.

[3]陈宁,朱凌志,王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报,2009,29(10):102-108.

[4]项真,解大,龚锦霞,张延迟.用于风电场无功补偿的STATCOM动态特性分析[J].电力系统自动化,2008,32(9):92-95.

[5]高宗和,滕贤亮,张小白.适应大规模风电接入的互联电网有功调度与控制方案[J].电力系统自动化,2010,34(17):37-41.