电压改善范文

2024-07-27

电压改善范文（精选7篇）

电压改善第1篇

1 电网状况分析

1.1 电网现状

淮滨县供电区处于省、市电网的末端, 供电区内无地方电源, 通过2条110 k V线路与市网连接, 110 kV电压质量偏低。现有110 kV变电站2座, 主变压器3台, 总容量103 MV·A, 110 kV线路3条, 总长度130.8km;35 kV变电站6座, 主变压器10台, 总容量40.75MV·A;35 kV线路10条, 总长度131.27 km;10 kV主干线路42条, 总长度1 281.36 km, 配电变压器1 942台, 总容量187 MV·A。13台主变压器中的10台为有载调压;8座变电站无功补偿均为10 kV电力电容器组, 总容量17 910 kvar, 全部是手动投退整组电力电容器。按2010年统计, 全年网供最大负荷85.6 MW, 最小负荷2.2 MW;日最高供电能量145.4万kW·h, 日最低供电能量45.8万kW·h。

1.2 运行分析

从上述供电数据可以看出, 由于基础负荷较低, 受季节变化的影响较大, 全年峰谷差和供电能量高低比均在3∶1以上, 35 kV及以上网损率最高时段达3.3%, 10 kV配网公用损失率达7.6%, 全网综合损失率达12.8%。由于电压质量原因引起的损失较大, 必须根据各变电站电压和功率因数实时调压, 及时投退变电站主变压器和电力电容器组。

2 采取的措施

针对淮滨电网运行实际和负荷特点, 拟采取以电力调度为核心的技术措施, 实现电网的科学调度和经济运行, 主要做法如下:

(1) 电力调度所重点加强变电站电压和无功管理, 实行专人负责, 分工合作, 全所齐抓共管。调度正值班员实时监控各变电站电压情况, 调度副值班员实时监控系统无功容量, 所领导随时进行抽查指导。根据电压和功率因数适时调压, 及时投退变电站电力电容器组, 保证电压和功率因数达到要求。

(2) 监测110 kV变电站的10 kV母线电压, 若低于10.2 kV, 在无功功率显示数据与10 kV电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组无功补偿容量接近或差额较小时, 先投入10 kV电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组, 再观察10 kV母线电压情况;电压仍偏低不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。中午和晚上负荷较高时, 根据电压、功率因数和无功容量欠补情况, 投入10 kV备用的电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组, 保证电压和功率因数合格、无功补偿容量合适。Ⅰ, Ⅱ组电力电容器全投后, 电压仍偏低不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。

(3) 110 kV变电站的10 kV母线电压调整后, 观察35 kV变电站的10 kV母线电压, 若某变电站10 kV母线电压低于10.2 kV时, 在无功功率显示数据与10kV电力电容器组无功补偿容量接近或差额较小时, 先投入10 kV电力电容器组, 再观察10 kV母线电压情况。电压仍偏低不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。

(4) 110 kV变电站的10 kV母线电压若高于10.7kV时, 先调整变压器分接头位置。在无功功率显示数据出现负数, 与10 kV电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组无功补偿容量接近或差额较小时, 退出10 kV电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组, 再观察10 kV母线电压情况。电压仍偏高不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。平谷或后夜负荷较低时, 根据电压、功率因数和无功容量过补情况, 调整10 kV电力电容器 (Ⅰ或Ⅱ) 组运行, 保证电压和功率因数合格。无功补偿容量合适, 电压仍偏高不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。

(5) 110 kV变电站的10 kV母线电压调整后, 观察35 kV变电站的10 kV母线电压, 若变电站10 kV母线电压高于10.7 kV时, 先调整变压器分接头位置。在无功功率显示数据出现负数, 与10 kV电力电容器组无功补偿容量接近或差额较小时, 退出10 kV电力电容器组, 再观察10 k V母线电压情况。电压仍偏高不能满足要求时, 调整变压器分接头位置, 使10 kV母线电压在合格范围内。

(6) 有载调压开关的操作, 由调度值班人员根据“逆调压为主、调压与降损相结合”的原则和现场规程的规定执行。

(7) 正常运行时, 调压操作应通过电动机构进行, 每按钮一次调整一个分接头挡位。操作时应注意电压和电流的指示, 核对位置指示器和动作计数器的变化。

(8) 有载调压开关下令操作前记录10 kV母线电压, 每次操作一挡完毕后, 值班人员应进行分接位置的复核, 记录10 kV母线调后电压, 并将调压情况填写在有关记录中。

(9) 调度所领导每天上午对前24 h的电压和无功补偿调整情况进行检查, 查阅电压和无功负荷曲线, 发现问题立即整改。

(10) 调度所根据季节特点和负荷变化情况, 随时提出调整变电站的10 kV电力电容器组容量, 增加或减少电力电容器组数量, 以避免出现较大的无功负荷欠补和过补现象。

3 降损分析及结论

电压改善第2篇

一、影响农网电压质量的因素与改善措施

1农网电压质量问题的表现与危害

(1) 电压超出科学值范围

通常, 供电系统电压都有一个允许的偏差值, 一旦超出这一数值范围就意味着存在供电事故, 电压质量受到影响。

例如:发电厂与变电所10k V母线电压偏差值需要确保处于该供电线路中的一切高压用户和低压用户的电压都达到用户受电侧电压允许偏差值中的各个规定, 而且需要根据调度部门的意见来定夺具体偏差范围。

(2) 电压值不符科学规范带来的危害

一旦电压变动范围没有在正常范围内则可能导致电压不稳定、电压频率下降甚至导致大范围断电问题, 不稳定的电压会影响用电设备的使用寿命, 使用电设备电动机遭到损害, 一些用电照明设备, 当电压过低时, 其照明度会明显下降;相反, 如果电压急剧升高, 则会影响其使用寿命, 一些通讯性用电设备, 例如:电视机、电脑等的使用效果也会受到影响。

2影响农网电压质量因素分析

影响电压质量的因素有很多, 例如:供电系统供电不利, 无功功率缺失, 无功补偿容量不足, 用户功率因数较低, 供电距离过长, 超出了科学规定范围, 导致电力系统中电压高低不等, 变化幅度较大, 用电设备无法正常使用。

而且导线截面大小也是一个关键因素, 农村落后地区电力线路导线由于未得到及时有效的更新, 线路截面较小, 导致无法承受巨大规模的电力传输, 容易引发线损问题。以及日常起伏突变性负荷的影响, 导致电力系统电压忽高忽低, 电压质量受到影响。

3改善农村电压质量措施

(1) 配置合适规模的无功补偿装置

通过配置无功补偿装置能够有效平衡供电系统中有功与无功功率, 从而确保电压处于正常数值范围。

对于农村电网来说, 要本着立足整体进行规划、科学布局、分布式补偿、就地平衡的理念, 具体的方法要做到:集合模式与分散模式同步并举, 更加倾向于分散补偿;高低压补偿有效配合, 充分依靠低压补偿;适当地调节电压、并控制线损, 动静补偿有效配合, 重点进行动态补偿等模式。

要科学选择无功补偿容量:

第一, 100k VA以上容量的配变压器则须采用无功补偿, 而且需配置自动投切的动态补偿设备, 而且要参照负荷大小来定夺补偿容量。

第二, 10k V配电线路应该参照无功负荷对应使用分散与动态补偿的模式。

第三, 5k W的交流异步电动机需要采取随机补偿的模式, 补偿容量一般为电动机额定容量的20%-30%左右。

或者引入有载调压变压器, 在调压过程中, 要确保电压控制在合理偏差范围内, 从而维护电压安全。

(2) 提高用户功率因数

引入最新的节能型设备, 装配无功补偿设备, 科学地优选异步电动机容量, 确保其同机械设备有效配合起来, 从而来防止电动机空载工作时能够有效确保功率因数。同时, 也要科学配置一定数目的电抗器, 从而吸收更多的无功功率, 达到控制电压的目的。

积极控制多种符合负荷类型的投入, 例如:带头冲击力的突变性负荷、不对称负荷以及非线性负荷等等, 同时利用科学的滤波装置。

二、降低线损的有效措施

1影响线损的关键因素

造成电力系统线损的原因有很多, 既有来自于电力系统自身的原因, 也有外界原因, 具体体现在:缺少充足的无功补偿, 导致功率因数低下, 一些线路以配电设备承受的负荷相对较高, 导致电压无法达到合格水平;配电网架设模式不科学, 导致能耗量较大, 配电变电站设置数量少, 以及配电线路或电气设备由于长时间使用未能得到更新换代, 会发生风化老化破损现象, 无法经受突变的电压, 而且如果供电距离很长, 线路截面很小的话, 就会造成很严重的线损问题。

导致线损问题出现, 还有可能是用户不规则用电或者非法窃电等因素造成的, 这些都可能导致线损问题。

2控制线损的科学方法

针对线损出现的原因以及影响因素来对应采取科学有效的措施, 减少电力线损, 从而维护整个供电系统的供电质量与供电安全。

(1) 增加无功补偿容量。注重完善无功设备的管理, 为了确保供电系统的功率因数, 应该注重积极补偿变压器无载荷运行时所耗费的功率, 配变低压一端无功补偿需选择多组补偿、固补等方式, 一旦功率因数得到了提升, 就能够有效控制线损问题, 具体的控制程度如下公式所示:

其中, x1未改革前的功率因数, x2改革调整后的功率因数。

现在假定:x1=0.82, x2=0.95, 初始状态下线损率为8%, 那么将两个数值带入上式, 得出结果为:25.5%, 对应就能够求出提高功率因数后的线损率仅为5.96%, 由此可见线损控制效果相当显著。

(2) 科学调节主配变的电压

经过理论与实践研究证实:供电系统内部线损量同其工作过程中的电压的平方成反比, 因此, 为了控制线损, 可以通过提升供电系统电压, 然而, 此处要注意的是:切勿走进另一个极端, 简单地认为电压越高, 线损控制效果越好, 这是由于当电压无限制升高时, 变压器的空载状态下的电能消耗量也会急剧上升, 而且, 当电压过高时, 也会对电气设备的工作带来不利影响, 甚至会造成用户用电设备的损毁, 无功补偿设备也无法发挥作用, 此时电力线路尾部电压则会大规模下降, 功率因数也会受到不良影响, 因此, 科学的做法就是在将电压提升到一个可控制的科学范围内。

(3) 科学调整运行模式

电力系统的运行模式会影响到电力线损程度, 因此, 可以通过科学调整电力系统, 特别是电气设备运行模式来控制线损。例如:变电站通常都是两个主变电站同步工作、运转。

当负荷降低时, 可以试着取消另一台主变的运行, 这样就降低了电量损耗, 也就是控制了线损。可以凭借科学的计算、运算来得出主变节约工作状态下的临界负荷。可以将这一临界负荷点作为参照, 再根据负荷曲线, 极其发展趋势来决定是否运行一台主变, 通过这种方式来使主变达到良好的最佳节约的运行状态,

例如:为了控制主变的经济运行, 供电企业可以专门绘出主变经济运行图像, 参照所绘制出的这个曲线图像来科学调整主变, 以此来预防主变空载工作, 白白耗费能量的现象, 也就减少了不必要的电能浪费, 从而控制了线损。

(4) 维护配变三相负荷的平衡

要想确保线损量能够得到有效控制, 就要尽全力确保配变三项负荷达到平衡, 因为其不平衡时往往会提升损耗率, 而且还有可能损害配电的正常、安全、高效工作, 所以, 必须积极完善对配变负荷的监督与监测, 一旦看到配变三相负荷之间存在较大差异时, 则必须及时做出调节与调动, 调整至配变压一端电流的不平衡度在10%以下。

科学规划电网构造, 可以适度地增加变电站数量, 而且要尽力使其接近负荷中心, 有效控制供电距离, 防止由于供电距离过长, 或者供电路径曲折等导致的线损问题。

(5) 调整导线截面大小

导线界面大小也会影响电力线损, 通常导线截面越小, 导线越细, 其电阻越大, 相反, 可以通过扩大导线截面, 来有效控制线路的电阻, 因此, 可以换为截面较大的线路, 抛弃高耗能的供电设备, 从而确保配变设备能够经济运行, 同时, 日常工作中也要积极检查与维修电气设备, 从整体上维护电压质量。

结语

农网电压质量改善与线损控制是电力系统改革的重要任务, 必须积极改善电压质量, 采取各种科学的方法和措施, 并做好线损控制工作, 以此来减少供电系统的经济损失, 提高服务水平。

摘要：改善供电系统电压质量, 控制线损是供电企业与用电用户共同的目标和期待, 农网电压质量是供电企业供电水平的体现, 也是提高其供电服务能力的重要关注项目, 电力系统线损水平直接影响到其供电企业的经济效益。因此, 对于农网来说必须注重电压质量改善, 并积极采取措施控制线损。

关键词：农网,电压质量改善,降低线损

参考文献

[1]宋书伟.浅谈降低农网线损几点措施[J].电气世界, 2008 (02) .

[2]刘厚文.配电农网电压质量和无功电力管理年度分析[J].中国电力教育, 2010.

[3]华卫东.加强农网线损管理的措施[J].安徽水利水电职业技术学院学报, 2011, 10 (09) .

[4]刘治新.关于改善农网电压质量与降低线损措施的探讨[J].中国新技术新产品, 2010 (23) .

电压改善第3篇

风电机组输出功率具有波动特性, 大规模风电并网后会引起附近电网电压的波动, 当电压波动频率在0.05~35 Hz之间时, 将引起人眼可察觉的闪变问题[1]。增大风电场接入点的短路容量、选择合适的线路阻抗比、改善风机机组的控制系统以及通过人工干预使风电机组不同时启停等措施, 可以改善风电并网引起的电压波动和闪变[2]。对于闪变问题严重的风电场, 可以考虑采用一些动态无功补偿装置 (如静止同步补偿器) 来有效抑制风电并网引起的电压波动和闪变, 达到改善风电场电能质量的目的[3,4]。

本文详细推导了用于风电动态仿真的风速模型 (含风电电网的数学模型) , 采用间接电流控制, 对STATCOM控制系统进行设计。在MATLAB/Simulink中仿真分析了风速随机波动引起的电网电压波动, 验证了STATCOM在改善风电场电压波动中的有效性。

1 风力发电系统模型

1.1 风速模型

一般风速分解可分为缓慢变化的分量和快速变化的分量, 在一定的时间尺度上 (通常取600 s) , 风速的平均值可认为是不变的, 常用的Weibull分布就是平均风速的一种反映。在现代风力发电系统的动态仿真研究中, 多采用平均风速和湍流分量相叠加的风速模型[5,6]。

式中, v (k) 为输出风速序列;为平均风速;vt (k) 为输出湍流分量序列。

湍流分量可用自回归滑动平均方法 (ARMA) 建立具有von Karman功率谱密度特性的模型[5,6]。

式中, a (k) 为零均值白噪声;αi、βi分别为自回归系数和滑动平均系数;n为自回归阶数;m为滑动平均阶数。通常取n=2, m=1即可得到相当满意的结果。

用ARMA模型来逼近von Karman功率谱密度函数, von Karman功率谱密度函数S (f) 为:

式中, L、Tl分别为湍流尺度和湍流强度;f为频率;σu为风速序列标准差。

根据ARMA序列的特性, 它满足Yule-Walker方程:

式中, 为自相关函数;Ts为采样周期。

由式 (3) 、 (4) 和 (5) 可解出n个自回归系数。下面, 求解滑动平均系数, 由式 (2) 可设:

对于序列y (k) , 其自相关函数Ry (l) 可用表示:

式中, E为期望;*为共轭;α0=-1;β0=1。

根据式 (7) 和式 (8) 可得到m个滑动平均阶数和白噪声的方差σa2。因此, 只需给出一段时间内当地风电场的平均风速、湍流尺度L、湍流强度Tt和采样周期Ts, 即可得到湍流分量。

1.2 风电机组模型

风力机主要由叶片、轮毂、齿轮箱和联轴器等传动装置组成。机械功率与风速之间的关系如下[7]:

式中, Vw为风速;Vin、Vr、Vout分别为风电机组的切入风速、额定风速和切出风速;f (λ, β) 为风电机组叶片的气动特性函数;λ、β、ρ和A分别为风电机组的叶尖速比、桨距角、空气密度和扫风面积;Pw、Pr分别为风电机组的输出功率和额定功率。

轮毂、齿轮箱和联轴器这些传动装置具有较大惯性, 可采用1阶惯性环节来表示:

式中, Tw为惯性时间常数;Pm为异步风电机组转轴上的机械功率。

异步发电机的定子电压方程为:

式中, 、r1分别为发电机定子的电压、电流和电阻;x′、分别为异步发电机暂态电抗和暂态电动势。

异步风力发电机转子运动方程为:

式中, Tj为异步发电机惯性时间常数;Pe为风力发电机电磁功率;s为异步发电机滑差。

异步风力发电机电磁暂态方程为:

式中, T′d0为定子绕组开路时的转子绕组的时间常数;f0为电网频率;x=x1+xm, x1和xm分别为异步发电机的定子电抗和激磁电抗标幺值。

风力发电机的电磁功率方程为:

1.3 电网和负荷模型

风电场经主升压变通过输电线路并入电网, 其稳态电压方程为:

式中, R/X分别为输电线路电阻/电抗与系统等值电阻/电抗之和;分别为风电场高压母线的电压、无穷大系统母线的电压;为输电线路的传输电流。

2 STATCOM模型及其控制策略

STATCOM可快速响应接入点电压的变化, 当接入点电压偏低时发出无功以抬高电压, 接入点电压偏高时吸收无功以降低电压。其工作原理为:电容器通过自换相桥式电路, 经过一升压变与系统相连, 运行时, 通过输入系统的有功功率和无功功率的参数, 改变自换相桥式电路输出电压的幅值和相位, 对系统进行动态的无功补偿。如图1所示A、B、C为电网三相电力线路, T为连接变压器, Lf为平波电抗器, 由可关断电力电子器件T1~T6组成三相VSI变流器, C为电容器。其单相等效电路如图2所示, 变压器的漏抗与电路中其他电抗均折算到L中, STATCOM的所有有功损耗折算到R中。

d-q坐标系下STATCOM的数学模型如下:

式中, ω为d-q坐标系的旋转角频率, 与三相系统电压角频率相同;D为逆变器输出端线电压有效值 (V) 与直流电压值的比值;L、R、X分别为STATCOM的等值电阻、电感和电抗;C、δ分别为STATCOM直流侧电容值、输出电压与系统电压的相角差;Us、udc分别为电压瞬时有效值、直流电压。

送入系统的无功功率为:

从无功电流的稳态表达式可知, 通过调节δ可以改变无功电流的大小。

STATCOM控制器结构如图3所示, 内环通过PI控制器调节输出电流, 外环进行有静差的电压比例控制[8]。

3 仿真分析

风电场由6台1.5 MW的异步风电机组成, 通过25 km的输电线路并入电网, STATCOM补偿容量为±3 Mvar;平均风速9 m/s;湍流尺度300 m;湍流强度0.16;采样周期0.25 s。在MATLAB/Simulink中搭建的含风电电网的仿真模型如图4所示。

将上述等效风速模型接入含风电电网的仿真模型中, 得到母线B25的电压波形, 如图5所示, 风速的随机性会引起电网的电压波动和闪变, 加入STATCOM后, 母线电压的平均值也得到了改善, 母线电压波动的幅值明显下降, 可见STATCOM在改善电压偏差的同时, 也有效抑制了风电引起的电压波动和闪变。

4 结语

本文在MATLAB/Simulink中搭建含风电电网的仿真模型, 分析了风速的随机变化引起的电压波动。为了验证STATCOM在改善风电引起电压波动和闪变中的有效性, 建立STATCOM的数学模型, 仿真分析了加入STATCOM的前后风电场并网点母线电压波动的大小, 得出STATCOM能有效改善风电场电压波动的结论。

参考文献

[1]Larsson A.Flicker emission of wind turbines during continuous operation[J].IEEE Transaction on EnergyConversion, 2002, 17 (1) :114～118

[2]孙涛, 王伟胜, 戴慧珠, 等.风力发电引起的电压波动和闪变[J].电网技术, 2003, 27 (12) :62～66

[3]项真, 解大, 龚锦霞, 等.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

[4]范高锋, 迟永宁, 赵海翔, 等.用STATCOM提高风电场暂态电压稳定性[J].电工技术学报, 2007, 22 (11) :158～162

[5]Cristian N, Dragos L, Brayimad, et al.Large band simulation of the wind speed for real time wind turbine simulators[J].IEEE Transactions on Energy Conversion, 2002, 17 (4) :523～529

[6]李东东, 陈陈.风力发电系统动态仿真的风速模型[J].中国电机工程学报, 2005, 25 (21) :41～44

[7]吴义纯, 丁明.风电引起的电压波动与闪变的仿真研究[J].电网技术, 2009, 33 (20) :125～130

电压改善第4篇

目前, 国际上的能源运用现状是可消耗的能源的可探测的存储量越来越少, 比如石油、天然气、煤炭等, 在不久的将来整个世界将面临进一步的能源的危机等, 现在世界上由于能源危机所引发的各种的利益冲突也是接连不断, 有些国家甚至为了争夺紧缺的石油资源不惜发生战争来掠夺这些资源。所以新能源的开发以及利用就成了当今世界各国科学家所面临的一个比较实际的问题, 并且这个问题已经迫在眉睫。在世界上很多的地区具有丰富的风力的资源, 这些地区长年累月的挂着大风, 风力就成了当前世界所利用一种新型的能源, 科学家利用风能并将其转化成电能, 风能就成了当前一种新型的能源。相对于其他的能源风能具有很多传统资源所不具有的优势, 首先风能是可再生的资源风能会随着世界各地气压的不断的变化而随时的产生风能, 这个过程是循环的源源不断的, 所以我们就可以获得源源不断的风能。风能的利用还不会对环境产生污染以及其他的一些优势。但是风能的利用也存着一些问题, 由于风的存在具有随机性与不确定性, 那么风力在转化成电能并接入电网的过程中就会出现电压不稳的现象, 利用STATCOM系统对风力发电系统进行补偿可以有效的解决这个问题。

1 风电转化装置模型的建立

风电转化装置包含几个重要的方面包括风速、风力机、发电机等。这些装置完成了风能到电能转化的全部的步骤。在这过程中输入的是风, 风包括很多的参数。输出的是发电机所输出的电压, 这个电压将被接入到用户的电网中以实现用户对于电能的需求。但是在这过程中, 也就是电压产生的过程中与电压产生所有的有关的电路部分所产生的电压是不稳定的那么就会使得接入电网的电压具有不稳定性。如果要解决这个问题就要建立该系统所有模块的数学模型然后对相关的电路以及装置进行分析然后采取相应的办法对电压的稳定性进行改善。该系统的模型主要包括三个模块, 三个模块之间具有输入与输出参数的关系。对于风速模块来说风速模块是由风的类型不同而决定的, 基本的风速类型包括基本的风、渐变风、随机的风以及阵风等等。风力机的模型由下面的公式所确定。

在上述的公式中风力机叶片的转矩为MW, 空气的密度是ρ, 叶片的半径为R, 风速为VW, 叶尖速度比为λ, 机械角速度为ΩN, 额定功率为PN, 风能转化系数为CP。最后一个模块是发电机的数学模型, 该模型如下式所示。

上式为异步发电机的数学模型表达式, 在表达式中Tj与s分别为转子的惯性系数与异步发电机的滑差, ME为电子转矩, MT为输入机械转矩等, 其他的都为发电机的一般的参数。

2 搭建STATCOM的数学模型和动态模型

STATCOM是一种电网中的无功补偿原件, 该系统不消耗所接入电网的有功功率, 只是针对所调整电网的无功功率进行调整, 以达到稳定电压的目的。由于STATCOM系统具有先进的电力电子器件所以该系统能够快速的平滑的调节电网中相关的参数, STATCOM系统所接入电网系统一般都是由三相电系统组成那么假设STATCOM所接入用户电网的模型如图1所示。

根据上述所建立的STATCOM系统接入用户电网的示意图, 利用基尔霍夫电压定律以及相应的数学转化可以建立STATCOM系统的数学模型, 该模型如下式所示。该模型反应的是STATCOM系统与接入电网之间的相关电流电压的参数关系。

3 仿真验证

假设本文所采用的实例为所接入的单机无穷大系统, 并且该系统的组成结构以及相关参数如图2所示。

上图中可以清楚的看到风力发电系统所组成的各个模块以及各个模块的输入输出参数以及其他一些关键的电子元器件等。实验分成两种情况分别对系统输出的电压进行实时的监测, 首先是该系统没有STATCOM系统对该系统所输出的电压进行调节, 然后将模型中的各个参数输入到系统的模型中得到电压监测的一条曲线。所得到系统发生故障时的仿真结果如图3所示。其次是将STATCOM系统接入到该系统当中, 然后将组成的新系统的各个的物理参数输入到IEEE14标准电力系统模型当中得到电压跟踪的另外一条曲线。然后分别记录, 电压再次稳定后的所耗费的时间。经过对比可以发现在某些情况没有接入STATCOM系统可以在短时间内恢复, 但是在风速连续的达不到相应的指标的时候, 系统将不会恢复。利用STATCOM系统就不会出现类似的情况, 在无风的情况下该系统能够对电能转化系统给予无功的支持使得系统在有风的时候得以恢复而能够继续工作, 所得到的仿真的结果如图4所示。

4 结束

由于利用风力发电的特殊性也就是风力的不确定以及不连续性等因素, 使得风力发电系统所发出的电能在接入用户电网的时候会造成电压不稳定的现象。本文通过建立风力发电系统的数学模型对发电机发电的各个环节进行了研究, 并通过在风力发电系统中接入STATCOM系统对接入电网出现的电压不稳定现象进行调节, 并通过实例对接入STATCOM系统与不接入STATCOM系统的情况进行了仿真对比, 通过对比STATCOM系统可以有效的提高该系统的电压的稳定性。

摘要：由于风能的随机性和不确定使得风力发电设备所发的电能在接入用户电网的时候会对电网的稳定运行产生比较大的影响, 本文通过建立风力模型, 发电机机组模型等对风力发电机接入电网时的电压的不稳定性进行了研究, 利用静止同步补偿器对风力发电机接入用户电网时产生的电压不稳的情况进行了改善, 并通过实际的风力发电数学模型对补偿的效果进行了仿真验证。经过实验仿真验证STATCOM系统的确能够改善风力发电系统接入用户电网时的电压的稳定性。

关键词：风力发电,电压,稳定性,STATCOM

参考文献

[1]周双喜, 朱凌志, 郭锡玖.电力系统稳定性及其控制[M].北京:中国电力出版社, 2004.

电压改善第5篇

变压器的过电压主要分为操作过电压和大气过电压, 变压器运行时, 输电线路遭受雷击或雷云放电时, 电磁场的剧烈变化所引起的过电压称为大气过电压。操作过电压一般为额定电压的3~5倍, 而大气过电压, 可达额定过电压的8~12倍, 且在绕组中分布极不均匀, 进出线端部的部分线匝承受的电压很高。过电压在变压器中对绝缘的破坏主要有两种情况, 一个是绕组和其他部件间的绝缘;一个是绕组内匝间和段间的绝缘击穿。

如何加强和改善变压器线圈在冲击电压作用下的绝缘强度是考核变压器性能的重要指标。

1 雷电冲击电压下的电路模型

变压器线圈中雷电冲击电压下的波过程, 主要是由于线圈内过电压的自由震荡过程和线圈之间的静电电磁感应过程所引起的[1,3]。由于雷电冲击试验电压波头部分的电压上升速度极快, 其傅立叶分解为一系列频率很高的正弦波, 因此, 雷电冲击电压下线圈中的起始电位分布主要是由杂散电容决定的。为建立合适的波过程分析的电路模型, 将变压器绕组细分成若干段。每一段用集中参数的电容来表示。其中:CS为纵向等值电容, 是由匝间电容等值计算的;CP是层间电容的等值电容;C0为对地电容。在忽略电感, 电阻的情况下, 图1给出了一个4线段、单线筒、每线段5层线圈的等值电路图, 见图1雷电冲击电压下电位分布计算的等值电路。

为了直观的理解理论分析的结果, 也可以简化成类似于绝缘子链的等值电路来表示线圈, 其中:Ck是图1中CS和CP的等值电容;C0为对地电容, 见图2[2]。

2 雷电冲击电压下的起始电位分布

对应雷电冲击电压下的起始电位分布, 根据数学推导, 雷电冲击电压下线圈中的起始电位分布可以近似用下式来表达:

式 (1) 中:U0——入射波电压幅值;x——绕组上任意一点到入波端的长度

由公式 (1) 可见, α值越大, 表示Co的分流作用越大, 起始电位分布越不均匀;不同的α值对应的起始电位分布曲线见图3, 其中, 曲线1为稳态分布亦即理想的起始电位分布曲线, 曲线2和曲线3为模拟实际分布的曲线。

由公式 (1) 也可以导出, 起始电位分布的电位梯度在首端最大, 这就使首端不仅主绝缘上, 尤其是纵绝缘上承受了较高的电压, 因此, 高电压等级的高压绕组中首端绝缘必须加强。

图4是用计算软件模拟的某产品冲击全波试验0.5~2.5 s的电位梯度曲线。

对雷电冲击电压下的起始电位分布计算结果进行分析:

(1) 从计算结果看, 高压绕组的首端 (进波端) 承受了最大电压并靠近首端的几匝间出现最大的电压梯度;

(2) 一般来说, 提高绕组的冲击强度, 就是尽量使起始电位分布与最终电位分布接近。为此, 必须降低绕组的冲击系数α, 即减小绕组的对地电容和增大绕组的纵向电容。

3 应对措施

为了防止变压器线圈绝缘在过电压, 主要是雷电过电压时被击穿, 必须针对过电压的特点, 采取相应的保护措施, 目前主要采用的措施如下。

(1) 合理布局

变压器线圈内的绝缘主要包括匝间绝缘、层间绝缘和段间绝缘, 设计时应重点考虑各种电压及其梯度在绝缘上的分布, 对应高压线圈, 采取合理的布置方式, 改善电场的分布, 避免局部场强过高。对应低压线圈, 首尾匝采用平行绕制, 减少螺旋角引起的安匝不平衡, 提高变压器的抗冲击能力。

(2) 加强绝缘

针对雷电冲击过电压的特点, 起始电压不均匀且会出现较高的匝间电压。除了加强干式变压器高压线圈对地绝缘外, 对于线圈内部, 还要加强首端和末端部分线匝的绝缘。具体来说, 对于电压等级≥15 k V的干式变压器高压绕组, 首端 (进波端) 引出线所在的线段的最后一层减少相应的匝数 (相对于上一层减少的匝数视具体情况而定) , 且最后几匝, 用Nomex纸410半绕或2/3叠包绕, 以加强其匝间及层间绝缘。

(3) 增大匝间电容

加强匝间及层间绝缘的做法, 在增大了匝间电压梯度的同时, 也减少了匝间电容。而匝间电容相对于对地电容越大, 则电压的起始分布越均匀, 电压也梯度越小, 所以对于35 k V电压等级的干式变压器多线筒高压绕组, 可以合理的加大最外面一个线筒的端绝缘尺寸。

最外面一个线筒中, 首层匝数多的线段优先布置于靠近端部, 也可以选择两段串联以后在与里面的线段联结, 以增大风道间电容。

(4) 其他措施

在干式变压器的高压侧加装金属氧化物避雷器, 也是目前变压器等设备应对雷击影响, 保护变压器安全运行的常见的有效措施。当雷击发生时, 浸入的操作过电压会使得避雷器动作, 过电压波对地导通, 不会浸入变压器内部, 从而有效保护了变压器。

对一些电力设备还可以采取安装避雷针、架设避雷线的措施

4 结束语

干式变压器在正常运行时要承受各种过电压的作用。这些过电压对变压器的绝缘具有很大的危害, 甚至会使得绝缘击穿。实践表明, 在导致变压器损坏的各种过电压中, 雷击所占的比重很大。所以研究雷击冲击波过电压对变压器绕组的破坏作用, 计算出可能出现的过电压的幅值和发生的位置, 寻找合理的绕组内部保护措施, 将有利于我们对变压器的绕组结构进行更加合理的设计, 从而设计出更加经济、安全的变压器, 以确保变压器的安全运行。

摘要：变压器运行时的冲击过电压会对变压器的绝缘造成很大危害。因此在变压器的设计阶段就计算并分析冲击电压下变压器线圈中出现的过电压, 以便合理布局, 改善变压器线圈的绝缘结构, 保证变压器的安全运行。分析了干式变压器线圈中雷电冲击电压下的波过程, 并列举了相关等值电路、起始电位分布, 最后提出了相关改善建议。

关键词：干式变压器,线圈,过电压,绝缘

参考文献

[1]崔立君.特种变压器理论与原理[M].北京:科学技术文献出版社, 1994.

[2]尹克宁.变压器设计原理[M].北京:中国电力出版社, 2003.

电压改善第6篇

可再生和绿色分布式发电系统渗透率的不断提高,将促进发电方式、输配电方式和电能使用方式出现新的变革。作为实现智能电网中主动配电网的有效方式,微电网有利于引入大量可再生能源发电,减少太阳能、风能等强波动性/ 间歇性能源的接入对大电网造成冲击,在中低压层面上有效解决分布式电源高渗透率运行时的问题,同时降低电网脆弱性,使电力系统更可靠、安全、清洁和经济［1-4］。当微电网由于外部电网故障或应用于偏远地区和海岛供电时,需孤岛运行。孤立微电网是由分布式电源DG(Distributed Generation)、储能装置、能量转换装置、相关负荷,联合协调控制保护装置和智能调度系统组成的小型发配电系统,是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统［5-7］。

与定速异步风电机组相比,双馈异步风力发电机组DFIG(Doubly-Fed Induction Generator)能通过转子绕组的交流励磁控制来实现有功、无功功率的解耦控制,改善风电机组的功率因数［8］。在孤立微电网中引入DFIG,能够提高微电网的电压和频率稳定性［9-10］。与传统电网不同,微电网系统惯性较小,而DFIG受风速影响输出功率具有强间歇性、随机性和弱支撑性的特点,其动态特性给微电网的稳定运行带来较大影响,风电高渗透率将带来微电网中稳定性、可靠性和电能质量问题［11］。在扰动下,高渗透率微电网表现出包含连续和离散事件驱动的更为频繁与复杂的混合动态特性［12］。 DFIG对微电网稳定性的影响和改善措施成为微电网研究面临的重要课题。

文献[9]研究通过引入DFIG改善微电网的动态特性,建立微电网中DFIG的动态模型,并提出增加额外的电压控制环和频率控制环,以提高并网和计划/ 非计划孤岛切换稳定性;然而,该研究忽略考虑风速扰动下系统的动态表现。文献[13-15]较早考虑了风速波动对微电网稳定性的影响;文献[13]在DFIG中通过引入旋转质量块和超级电容的方式实现虚拟惯量,以提高风速波动情况下微电网的静态稳定性;文献[14-15]分别引入超级电容和蓄电池储能控制策略以减缓由于风功率波动引起的微电网频率与电压波动。然而,在风速、负荷以及储能系统荷电状态SOC(State Of Charge)变化时,实际上微电网运行方式安排和电源投运安排将发生改变,目前这些文献提出的用于改善风速波动情况下微电网稳定性的控制策略均没有考虑微电网运行方式约束。因此,考虑微电网运行方式约束的静态电压稳定机理还需进一步探讨。

与此同时,微电网作为弱电网,容量较小,负荷特性对系统的稳定有不可忽视的影响,负荷形式对微电网稳定性具有重要影响。目前研究微电网稳定性的论文中,微电网中所有负荷都用恒定阻抗或恒定功率负荷仿真模拟[16,17,18],但在配电网负荷中,大体上60%的负荷由直接连接感应电动机组成[19,20],因此使用恒定阻抗或恒定功率负荷进行仿真会导致仿真结果不具备可信性。

针对上述问题,本文以主从控制模式微电网为研究对象,在研究微电网中双馈风电机组的功率电压特性的基础上,考虑微电网运行方式约束,提出基于就地层储能稳定控制、DFIG快速变桨控制的静态电压稳定增强控制策略,以改善风速扰动下微电网的电压稳定性。在PSCAD / EMTDC中建立了中压海岛微电网系统及微电网稳定控制策略模型,微电网系统包含柴油发电机、双馈风电机组、储能系统以及由静态负荷和动态负荷组成的综合负荷模型,研究结果验证了所提静态电压稳定增强控制策略的有效性。

1研究系统描述

研究系统为珠海万山海岛新能源微电网示范项目东澳岛智能微电网。东澳岛微电网为10 k V中压海岛微电网,系统规划单线图如图1所示。系统由10 k V等级的3条辐射状配电馈线组成,并通过静态开关SS(Static Switch)、变压器后经35 k V海底电缆连接至桂山海上升压站、大万山岛微电网以及桂山岛微电网。馈线2与馈线3接有感应电动机动态负荷、静态负荷1与静态负荷2。系统包括3个分布式发电单元:馈线1上的柴油发电机组(1.275 MV·A)、馈线3上的DFIG(0.9 MV·A)和储能系统(0.8 MV·A)。其中,柴油发电机组装备有固态电子调速器和数字式自动励磁调整装置。储能系统配置2台500 k W变流器,直流侧分别接一组2000 A·h阀控式铅酸蓄电池组(电池组出口电压600 V),交流侧经1台380 V / 10 k V升压变压器接入10 k V母线。东澳岛微电网中远期主要考虑以海岛联网为主的孤岛运行方式, 为海岛用户供电。

2微电网中双馈风电机组运行特性分析

DFIG接入微电网的等效电路如图2所示,所有转子侧分量已折算到定子侧,其中Rs为定子电阻,Rr为转子电阻,Xls为定子漏抗,Xlr为转子漏抗,Xm为定转子之间互抗,Zeq为转子侧变流器的等效阻抗,s为发电机转差率,E与U分别对应微电网10 k V母线1以及风机并网点的电压。 DFIG通过等值线路(阻抗Zgrid= Rgrid+ j Xgrid)连接到微电网母线1。

风速扰动下,DFIG注入微电网系统功率变化时,会使线路上的电流产生 ΔI的变化,在风机并网点的电压变化值为［21-22］:

其中,ΔSn为DFIG的注入功率变化;Sk为并网点短路容量;φ 为从DFIG接入点看入的电网阻抗角;θ 为DFIG的功率因数角。

将 ΔU分解为纵分量 ΔUR和横分量 ΔUX,并进行归一化:

一般地,电压变化量的横分量 ΔUX产生电压相角差,在实际分析中,往往可以忽略;而电压变化量的幅值主要由纵分量 ΔUR决定。 ΔP与 ΔQ之间的关系取决于DFIG运行功率因数。

传统低压微电网中线路参数Rgrid>>Xgrid,因此可忽略由于无功功率 ΔQ产生的电压降落变化,认为系统节点电压主要取决于有功潮流。而10 k V中压微电网中线路参数Rgrid≈Xgrid,呈阻感混合特性,中压微电网将出现强耦合情况,因此系统节点电压同时受有功潮流与无功潮流影响。由式(2)可见,DFIG在风速扰动下的电压稳定性与接入点的短路容量的大小、DFIG与微电网系统联络线的阻抗参数以及DFIG的功率因数大小有密切的关系。

3微电网静态电压稳定增强控制策略

3.1小扰动电压稳定增强控制策略

由于微电网中高压柴油发电机电压稳定时间为4 s,电压调节速度相对较慢;同时东澳岛微电网柴油发电机与DFIG地理位置相距4.34 km,DFIG并网点远端的柴油发电机无法对并网点电压进行快速调整。因此DFIG在风速扰动下导致输出功率的快速波动将降低微电网小扰动电压稳定性,严重时将引起微电网电压失稳。

由式(2)可知,对于单位功率因数运行的DFIG, ΔQ = 0;若令 ΔP = 0,可使 ΔU≈0;因此,风速扰动过程中,通过控制储能系统输出或DFIG桨距角减小 ΔP,可有效抑制节点电压波动 ΔU,增强微电网小扰动电压稳定性。

针对微电网不同运行方式约束,设计小扰动电压稳定增强控制策略。根据东澳岛实测风速数据,双馈风力发电机组典型日出力特性曲线如图3所示; 统计数据表明,风电出力大于70% 的情况多集中于20 : 00至次日08 : 00。考虑东澳岛微电网电源构成及出力特性,采用的运行方式安排与小扰动电压稳定增强控制策略如表1所示。

大方式一与小方式一下,储能系统分别处于放电、充电状态平滑风电功率波动,储能有功功率给定值为设定的有功参考值与DFIG输出的有功功率之差(ΔP = 0)。小方式二(通常出现在夜晚)下通过快速变桨降低 ΔP,可减小风电功率波动;同时由于微电网负荷较小,柴油发电机组在风速扰动下容易偏离正常运行区间,因此该策略可避免风机频繁启停以及柴油发电机组长期低载运行。

3.2就地层储能稳定控制

储能系统配置在DFIG并网点附近,与DFIG联合运行。图4所示为储能系统的结构及对应的控制策略,蓄电池组通过三相并网逆变器和LC滤波器并入DFIG附近母线4,储能采用有功电压(PV)控制策略,有功功率控制器参与平抑DFIG由于风速变化而产生的功率波动;电压控制器作用是在微电网电压波动过程中通过控制储能系统提供快速无功支撑,参与微电网系统静态电压稳定控制,以改善微电网系统小干扰电压稳定性。如图4所示,PDFIG为母线4风机出口功率,Urms为母线4的瞬时电压有效值;Cu、Cp、Cq、Ci d和Ci q为相应的比例积分控制器,控制器参数见表2。

有功功率控制器以设定的有功参考值与DFIG输出的有功功率之差Pref- PDFIG作为控制器的输入参考信号,从微电网系统侧看,风速波动时储能系统与DFIG共同向微电网注入功率Pref保持恒定。给定额定电压参考值Uref与Urms之差反馈到电压控制器,生成储能系统响应的无功参考值Qref。 Pref和Qref经过内环电流控制器生成储能变流器PWM驱动信号,从而调整储能系统输出有功和无功给定的参考值。通过平滑DFIG的有功功率波动和参与扰动过程中的电压调整,从而保持微电网系统电压稳定性。

3.3就地层DFIG快速变桨控制

由3.1节可知,在风速扰动过程中,小方式二下DFIG快速变桨控制可有效提高微电网静态电压稳定性,其控制策略如图5所示。

微电网中央控制器(MGCC)根据风速、负荷以及储能系统荷电状态安排运行方式。在大方式一与小方式一下,当风速小于额定风速时,机械功率PM小于额定机械功率PMref,DFIG运行在最大风能追踪状态,桨距角参考值βref=0°;当风速大于额定风速时,DFIG桨距角控制将功率保持在额定值。在小方式二下,机械功率PM大于额定机械功率PMref,DFIG响应MGCC有功调度信号Pref,βref>0°。为反映真实的变桨控制系统伺服机构的动态响应特性,桨距角控制系统模型中采用伺服时间常数TSERVO,桨距角调节的限值βMAX、βMIN及桨距角变化速率限值描述。考虑实际变桨伺服控制系统的限制,快速变桨调节器的最大执行速度设为±10°/s,桨距角的变化范围为0°~25°。

4系统仿真及算例分析

4.1研究系统建模

在PSCAD / EMTDC中建立了图1所示东澳岛微电网系统和稳定控制策略仿真模型,以验证微电网电压协同控制策略对于改善电压稳定性的有效性。其中,高压柴油发电机组模型由调速器、励磁调节器及原动机模型组成,同步发电机采用6阶模型;储能系统由蓄电池模型与双向变流器组成,蓄电池模型采用考虑动态电容和时变内阻的戴维南一阶模型等效,可模拟充放电动态过程;DFIG包含直流Crowbar模块。每条馈线用三相架空线或电缆表示,等效为RL集总参数模型。仿真系统中采用的负荷模型为静态负荷并联感应电动机动态负荷的综合负荷模型, 综合负荷模型含40 % 静态负荷和60 % 动态负荷。微电网系统具体参数如下。

柴油发电机组技术参数为:额定功率为1020 k W/ 1 275 k V·A,备用功率为1 100 k W / 1 375 k V·A,额定电压为10.5 kV,2.0倍额定功率过载运行时间为3 min,稳态电压调整率为 ± 1 %,瞬态电压调整率为-15 % ~ 20 %,电压稳定时间为4 s,直轴同步电抗Xd= 1.758 p.u.,直轴暂态电抗Xd′= 0.213 p.u.,直轴次暂态电抗Xd″= 0.139 p.u.,负序电抗X2= 0.15 p.u.,零序电抗X0= 0.051 p.u.。

DFIG技术参数如下:额定功率为800 k W / 900 k V·A,定子线电压额定值为0.69 k V,定子绕组电阻Rs= 0.005 4 p.u.,定子漏感Lls= 0.1 p.u.,转子绕组电阻Rr= 0.006 07 p.u.,转子漏感Llr= 0.11 p.u.,励磁电感Lm= 4.5 p.u.。

综合负荷技术参数如下:静态负荷1为0.2 MW; 静态负荷2为0.36 MW;动态负荷(等值感应电动机)的额定功率为600 hp(447.4 k V·A),电压等级为6 k V,数量为2台。

4.2风速扰动仿真分析

(1)算例1:大方式一下储能系统平滑风电功率波动改善小扰动电压稳定性。设定稳态风速为12 m / s,从1.5 s开始发生连续阵风扰动,风速下降至6.5 m / s与5.5 m / s。图6描述了储能系统参与控制/ 无储能2种情况下微电源有功响应与母线4电压特性(均为标幺值)。

由图6可知,阵风扰动过程中,无储能补偿时柴油发电机组调节速度较慢,响应滞后风速波动约500 ms,微电网母线4电压出现较大波动,波动幅值达8.9 %,不满足IEC61000-3-7国际标准对中压电网电压波动幅值技术要求。当储能参与控制时,储能系统毫秒级响应速度能够快速平滑DFIG功率波动,并网点电压波动得到良好的抑制,电压波动幅值降低至1.6%,扰动后电压稳定时间从大于5 s减小为0.85 s。从仿真结果可见,在大方式一下储能系统有效地改善了微电网小扰动电压稳定性。

由于大方式一与小方式一下储能均用于平滑风电功率波动,放电与充电外特性相似,故仅选择大方式一分析。

(2)算例2:小方式二下快速变桨控制改善小扰动电压稳定性。设定初始风速为9.5 m / s,从3 s开始受渐变风扰动,风速上升为12 m / s。图7描述了DFIG桨距角参与控制/ 无桨距角控制2种情况下微电源有功响应与母线4电压特性(均为标幺值)。

由图7可知,DFIG快速变桨控制有效地抑制了母线4电压波动,使电压波动从5.25% 降低至1.8%, 扰动后电压稳定时间从6.2 s减至2.5 s。此外由表1知,小方式二下微电网负荷较小,储能系统由于蓄电池充满处于停运状态。 DFIG快速变桨控制增强小扰动电压稳定性的同时,可减少柴油发电机长期低载运行以及风机频繁启停对微电源运行寿命的影响。

5结论

a. 本文首先分析了中压孤岛微电网中DFIG的功率电压特性,分析表明中压微电网系统节点电压同时受有功潮流与无功潮流影响;利用DFIG可单位功率因数运行的优势,通过控制储能系统输出或DFIG桨距角平抑风电功率波动,可有效抑制并网点电压波动。

b. 针对微电网不同运行方式约束,为改善含DFIG微电网静态电压稳定性,提出了基于就地层储能稳定控制、DFIG快速变桨控制的静态电压稳定增强控制策略。在PSCAD / EMTDC中建立了东澳岛微电网系统和稳定控制策略仿真模型,仿真验证了稳定控制策略对于改善电压稳定性的有效性。研究结果表明,小扰动电压稳定增强控制策略能有效抑制阵风以及渐变风扰动下微电网母线和风机并网点电压波动,补偿远端柴油发电机慢动态电压调节能力;小方式二下DFIG快速变桨控制同时可减少柴油发电机长期低载运行以及风机频繁启停。本文提出的电压稳定控制策略有利于微电网的安全稳定运行。

电压改善第7篇

电能质量主要指标包括电压偏差、电压波动和闪变、频率偏差、谐波 ( 电压谐波畸变率和谐波电流含有率) 和三相电压不平衡度等。电压是电能质量的重要指标, 电压不合格会对电网造成严重的危害, 电压偏移过大会影响工农业生产的质量和产量, 损坏电力设备, 甚至引起系统性“电压崩溃”, 造成大面积停电[1]。

电压偏差又称电压偏移, 指供配电系统改变运行方式和负荷缓慢地变化使供配电系统各点的电压也随之变化, 各点的实际电压与系统的额定电压之差称为电压偏差。

电压偏差公式: ΔU = U-UN

以额定电压的百分数表示, 则公式为:

式中, ΔU为电压偏差值, % ; U为实际电压, V; UN为额定电压, V。

1 低压用电设备端电压偏差的允许值

为了限制供电线路中的电压损失, 保证供电质量, 国家对低压供电线路允许电压损失的大小做了明确规定。目前出版发行的有关书籍、手册及文献虽对允许电压损失的数值表述不一, 但基本一致, 现以《工业与民用配电设计手册》为依据进行分析计算, 可知用电设备端子电压实际值与额定值存在偏差时, 其性能将直接受到影响, 影响的程度视电压偏差的大小而定, 参见表1。根据设备制造和网络建设的综合考虑, 制定用电设备端子电压偏差允许值还应考虑到设备的某些具体运行状况。如对于不常使用的用电设备、使用时间短暂且使用次数很少的用电设备以及少数远离变电所的用电设备等, 其电压偏差允许范围可以适当放宽, 以免过多地增加线路投资。某些用电设备 ( 如信息技术设备) 若电压超过产品规定的允许值将影响其工作的精确度, 因此这些设备往往有专用稳压电源装置, 这时对网络电压偏差的要求可适当放宽[2]。

表1 中电动机数据根据《电动机基本技术要求》 ( GB7 55-2000) 得出, 照明数据根据《建筑照明设计标准》 ( GB 50034-2013) 以及《城市道路照明设计标准》 ( CJJ 45-1991) 得出。

2 电压偏差的原因及计算

在线路中产生电压损失的直接原因是电能在传递的过程中, 导体阻抗消耗电能, 从而产生电压损失, 引起电压损失的主要原因有以下几方面。

1) 供电导线截面选择不当, 供电线路超出合理的供电半径, 电压损失过大。

2) 用电的功率因数低, 无功电流大, 加大了电压损失。

设计人员在进行设备选型时, 为避免容量不够, 人为地将设备容量放大会造成设备在实际运行中的功率因数普遍偏低, 达不到最优运行状态;配电变压器在长期运行过程中, 由于住宅小区用电比较集中, 例如白天和晚上、夏季和冬季用电量不同, 使得电负荷也相应发生变化, 造成配电变压器有时处于轻负载率状态运行, 有时处于重负载率状态运行, 形成运行状态不均衡, 同时变压器低压侧端电压也随着运行状态的变化而变化, 给居民用电带来负面效应。

3) 冲击性负荷、三相不平衡负荷的影响。

首先, 在民用建筑中照明负荷占据着重要的地位, 三相不平衡现象在所难免, 其次, 现在居民生活水平不断提高, 电磁炉、空调等大批家用电器日益增多, 且这些单相大功率用电负荷沿220V线路以不同容量、不同地点频繁接入, 启/ 停随意性大, 是造成三相不平衡负荷的另一主要原因。

4) 线路过负荷运行。

5) 变压器没有调压措施或调压措施使用不当。

6) 电容补偿器的容量不匹配且没有自动调节功能。

下面以某小区为例计算线路电压损失, 假定小区最远的1 栋住宅楼为1#楼, 最近的1 栋住宅楼为2#楼, 两栋楼均为地上30 层, 地下2 层, 每栋楼均为1 个单元, 为了便于操作、维护及抄表, 电表集中放置在地下一层电表间内, 至户内箱的线路采用放射式配电方式, 配电线路示意图见图1, 两栋楼的电压损失及详细计算过程见表2、3。

以上计算仅是线路损失, 没有考虑变压器损耗, 通过表2、3 可以看出, 民用建筑低压线路电压损失为4% ~ 7% , 若加上变压器等设备的损耗, 总的电压损失接近5% ~ 10% , 通过表2、3 可知, 大部分住宅小区实际运行中的电压偏差都超过手册规定值, 此电压偏差将对低压用电设备的负载功率、使用寿命以及工作性能产生极大的影响。

3 电压偏差对用电设备的影响

用电设备电压实际值偏离额定值, 将直接影响其性能, 并可能造成某些损失。影响程度因偏差大小及其持续时间长短而异, 下面将分别就电压偏差对主要的民用电气设备的影响进行分析。

3. 1 风机、水泵、空调压缩机等异步电动机

从表4 可见, 当异步电动机端子电压为负偏差时, 负荷电流的增大以及启动转矩、最大转矩和最大过负荷能力的减小都很显著, 严重时甚至不能启动或造成堵转; 而当电压为正偏差时, 转矩增加, 严重情况下可能导致联轴器剪断或设备损坏。

当电压偏差为△u时, 电动机的绝缘寿命估算公式为:

式中, TN为额定电压和额定负载下电动机的绝缘寿命; KT为绝缘寿命系数。

当-0.2≤Δu≤0时, KT= (47Δu2-7.55Δu+1) m2。

当0 ≤ Δu ≤ 0. 2 时, KT= m2。

式中, Δu为电压偏差值, 以小数表示; m为电动机的负载率。

根据上式, 当电动机长期持续以- 10% 的电压偏差运转时, 其绝缘寿命将缩短一半。

3. 2 热水器、制热空调等电热设备

电热设备热能输出与外施电压平方成正比变化, 端电压降低10% , 热能输出降低19% ; 端电压升高10% , 热能输出升高21% 。当电压降低时生产率也降低, 当端电压长期偏高时, 将使电热元件寿命缩短[3]。

3. 3 白炽灯

电压偏差对白炽灯的功率、光通量、发光效率以及使用寿命有极大的影响。白炽灯的实际电压与额定电压之间的偏差为- 5% 时, 白炽灯的功率、光通量、发光效率、使用寿命分别为+ 8 % 、+ 22 % 、 + 12 % 和- 50 % ; 当电压偏差为+ 5 % 时, 其功率、光通量、发光效率和使用寿命分别为- 7% 、 - 18% 、 - 12% 和+ 100% 。由此可看出, 白炽灯的使用寿命受电压偏差的影响极大, 倘若电压偏差过大, 那么白炽灯便会迅速烧毁[4]。

3. 4 荧光灯等气体放电灯

荧光灯的光通量大约与其端电压的平方成正比, 端电压降低10% 时光通量降低20% ; 端电压升高10% 时光通量升高22% ; 当电压偏差为- 10% 及以下时, 启动将非常困难; 当电压偏差超过+10% 时, 镇流器将过热而缩短寿命。对于灯管本身, 电压升高10% 时使用寿命降低20% ; 电压降低10% 时使用寿命降低35% 。灯管的使用寿命是指其在光效下降到初始值的70% 时的使用时间[3]。

3. 5 家用电气设备

电气设备的功率随电压的降低而降低。电压每升高5% , 其寿命相应缩短一半, 这是由于电压提高后, 电子元件寿命减少的缘故。某些电子元件不论电压偏高或偏低都将缩短寿命, 所以保持电气设备电压接近额定电压值的稳定水平很重要。

计算机的电压若超过所规定的允许值将影响运算的精确度, 对其使用寿命及稳定性都有影响。

4 改善电压偏差的主要措施

针对以上问题, 本文就改善电压偏差的主要措施列举如下。

4. 1 就地进行无功功率补偿, 及时调整并联补偿电容器组的接入容量

接入电容器后线路及变压器电压损失减少的数据。一般负荷大、电压低时, 无功负荷大, 需要投入电容器进行补偿; 反之, 在负荷轻、电压高时, 无功负荷小, 需要切除电容器, 这样就可以在调节无功的同时, 改善电压质量。有条件时宜采用调节低压电容器的方式, 以使调压效果更显著, 还应尽量采用按电压或功率因数进行调整的低压自动补偿装置。

4. 2 正确选择变压器的电压分接头和容量

经现场调查发现, 现实中大部分变压器的容量都偏大, 从而使得变压器的功率因数偏低, 变压器没有得到合理而有效地利用; 应根据系统中各点电压的不同, 合理设置变压器的分接头, 对变压器出口端的电压进行调整, 将系统中各点电压的偏差限制在一定范围内。

4. 3 降低系统阻抗

电压偏差与电压损失是息息相关的, 电压损失越大, 电压偏差的控制就越困难, 系统的电压损失与阻抗大小成正比, 因此, 采用下列措施可以减少系统中的电压损失。

1) 减少变压级数, 可降低变压器产生的电压损失。

2) 尽量采用铜电缆, 采用经济电流密度法选择导线截面, 减少线路的阻抗。

3) 因为电缆线路的电抗值比相同截面的架空线路和普通绝缘导线小得多, 用电缆线路替代架空线路或普通绝缘导线, 可有效减少电压损失[5]。

4. 4 三相负荷平衡

如果三相负荷分配不平衡, 将产生零序低压, 抬高地电位, 增大两相电压之间的偏差, 所以, 在进行单相负荷分配时应尽量做到三相平衡。

4. 5 合理选择变压器容量

选择适当且恰当的变压器容量及结线组D, yn11 变压器, 提高变压器的功率因数, 使变压器得到充分、合理地利用, 降低变压器的自身损耗, 保证变压器端电压在合理的范围内。

5 结束语