1、江蘇電網(wǎng)電能質(zhì)量分析與改進對策劉成民摘 要： 本文總結(jié)了近年來江蘇電網(wǎng)及系統(tǒng)中大容量非線性用戶的諧波等電能質(zhì)量問題的現(xiàn)狀，就包括頻率在內(nèi)的的各電能質(zhì)量問題進行了分析，并對新形勢下的電能質(zhì)量問題，提出防止對策。為江蘇電網(wǎng)進一步提高電能質(zhì)量提供了技術(shù)支撐。關(guān)鍵詞: 電網(wǎng), 電能質(zhì)量, 對策Power Quality Analysis And Improved Strategy for Jiangsu Power NetworkAbstract The present condition of power quality problems such as harmonic of nonlinear

2、customer of large capacity in Jiangsu power network and system is concluded. Different power quality problems in Jiangsu Power Network are analyzed. According to new positions of power quality problems, some protection and strategy are presented, which provide technique support for increasing power

3、quality in Jiangsu power network.Keywords power network，power quality，strategy 1 現(xiàn)代電能質(zhì)量概念我國現(xiàn)有的電能質(zhì)量方面的標準包括以下五個方面：（1）電力系統(tǒng)頻率允許偏差；（2）供電電壓允許偏差；（3）電壓允許波動和閃變；（4）三相電壓允許不平衡度；（5）公用電網(wǎng)諧波。目前國內(nèi)電能質(zhì)量方面的工作主要集中在電壓(幅值)、頻率和諧波方面，而隨著國民經(jīng)濟的發(fā)展和技術(shù)的進步，一方面電網(wǎng)中各種非線性負荷及用戶不斷增長，增加了影響電能質(zhì)量的不利來源；另一方面各種復(fù)雜的、精密的、對電能質(zhì)量敏感的用電設(shè)備使用也越來越多，對電能質(zhì)量

4、的要求更高，這兩個方面的矛盾日益突出。為了確保有效控制電能質(zhì)量，現(xiàn)實中不僅包括以上五個方面，更增添了新的內(nèi)容：如電壓凹陷、電壓中斷、電壓瞬變、過電壓、欠電壓、間諧波等。從蘇州、南京等地一批IT高新技術(shù)企業(yè)向供電公司提出供電電能質(zhì)量和供電可靠性的要求，就鮮明的反映了電能質(zhì)量的現(xiàn)實發(fā)展趨勢。122 江蘇電網(wǎng)電能質(zhì)量現(xiàn)狀2.1 頻率指標2001年華東電網(wǎng)全網(wǎng)頻率質(zhì)量有所下降，江蘇電網(wǎng)分攤的頻率超出50±0.2HZ不合格時間為567.59秒，比2000年的267.7秒多299.89秒，合格率由2000年的99.999%下降到99.998%。不合格時間主要出現(xiàn)在6、7兩個月，占全年不合格時間的

5、68.2%。頻率超出50±0.1HZ不合格時間為123337.05秒，比2000年的99203.06秒多24133.99秒，合格率由2000年的99.686%下降到99.608%。2.2 電壓偏差指標2001年江蘇220千伏主網(wǎng)電壓監(jiān)控點2:00和9:00平均電壓分別為230千伏和228千伏, 比2000年2:00和9:00平均電壓230.8千伏和227.4千伏分別下降了0.8千伏和上升了0.6千伏。2001年全省220千伏電壓監(jiān)控點電壓合格率為99.49%, 比2000年的99.4%上升0.09個百分點。2.3 電網(wǎng)諧波情況（1）江蘇500kV系統(tǒng)諧波數(shù)據(jù)為三峽第一回直流輸電工程設(shè)

6、計提供華東500kV系統(tǒng)諧波背景，對斗山和江都兩個變電所進行了諧波測試，測試結(jié)果如表1所示（95概率值，以下表格同）。測試結(jié)果表明，斗山站三次諧波偏高，接近1.4%，而江都除3次外，5次諧波電壓呈現(xiàn)了更高的數(shù)值，達1.6%。諧波電壓畸變率與基波運行電壓幅值高低有關(guān)，基波運行電壓越高，諧波電壓畸變率越大。表1 500kV諧波測試情況變電所名稱相別3次5次THD備注斗山A1.1560.811.535B1.3890.8151.689C1.320.5221.518江都A0.8331.6161.861B1.5951.6032.383C1.2971.2821.91（3）陽城電廠并入華東電網(wǎng)后的諧波情況20

7、00年5月，在山西陽城電廠1號機組首次并入華東電網(wǎng)前后，在三堡開關(guān)站進行了諧波測試，測試結(jié)果見表2，由測試結(jié)果可以看出，不同的運行方式下諧波電壓畸變變化較大，以B相為例，三堡站在空載投入東三線時，電壓總畸變率達到2.2，空載投入東三線和陽東二線后，電壓總畸變率降為0.89，陽城電廠井網(wǎng)后，線路帶6萬負荷時，電壓總畸變率為1.28，帶10萬負荷時，電壓總畸變率為133，且三相間存在較大的差異。表2. 2000年陽城機組首次并網(wǎng)時東明、三堡諧波電壓狀況（）變電所名稱相別3次5次THD備注東明A0.40.10.6東三II線空載B0.70.51.0C0.90.41.0東明A0.50.10.6東三II線

8、、陽東二線空載B0.80.61.1C1.00.51.1三堡A1.320.171.36東三II線空載B2.170.242.20C2.360.152.38三堡A0.080.760.86東三II線、陽東二線空載B0.090.790.89C0.120.490.74三堡A0.140.820.926萬負荷B0.860.981.28C0.610.591.03三堡A0.170.610.810萬負荷B1.070.731.33C0.70.471.01220kV電網(wǎng)的諧波問題，主要集中在向大型煉鋼企業(yè)供電的變電所，以及500kV變電所得220kV母線，其他220kv電壓總諧波畸變率基本都小于l。2.4 大型電弧爐負

9、荷用戶的電能質(zhì)量情況江蘇電網(wǎng)中接于220kV系統(tǒng)的鋼鐵企業(yè)有十幾家，主要采用交流電弧爐和直流電弧爐，其中部分企業(yè)安裝了SVC裝置(TCR+FC)，其它企業(yè)只采取了無功補償措施或無功補償兼濾波。如張家港沙鋼集團、江陰興澄鋼鐵公司等。2.5 配電網(wǎng)電能質(zhì)量情況城市配網(wǎng)中部分地區(qū)，如寫字樓、辦公樓、大型商場集中的商業(yè)區(qū)和金融區(qū)，以及居民小區(qū)，由于大量的電力電子設(shè)備(調(diào)速電機、開關(guān)電源、計算機、微波爐、彩電、打印機、電子式和鐵磁式鎮(zhèn)流器、空調(diào)、節(jié)能燈、UPS系統(tǒng)等)的使用，用戶負載電流中的諧波含量可占有很大的比重，由于多用戶諧波注入電流的疊加，造成電壓總諧波畸變率偏高；而且這類負荷產(chǎn)生大量的3次諧波電

10、流，由于三次諧波的零序性，將在變壓器中線中疊加造成變壓器中性線過流；而目前低壓系統(tǒng)采用的無功補償裝置通常沒有考慮諧波的影響，常由于電容器對諧波的放大造成電容器的損壞。此外，以前配電網(wǎng)中采用的Y/YO接線的變壓器也是造成YO集郵冊側(cè)(低壓側(cè))諧波電壓畸變率偏高的原因。如某大型購物中心的節(jié)能燈負荷，造成280kV母線電壓畸變率14%，造成配變嚴重過熱，使變電所10kV母線電壓畸變率達3.5%，而且隨著負荷的變化，有上升趨勢。農(nóng)村電網(wǎng)由于相對比較薄弱，小型的非線性用戶如小電爐、小軋鋼、中頻爐，分布廣，且在再考慮無功補償時，較小考慮了諧波問題，因此，他們所帶來的電能質(zhì)量問題，就可能在局部對電網(wǎng)和其它用

11、戶造成比較嚴重的影響。3 電能質(zhì)量現(xiàn)狀分析3.1 頻率超出50±0.2Hz的不合格時間增加的主要原因（1）葛滬直流跳閘造成華東電網(wǎng)低頻，江蘇分攤74.08秒。（2）夏季高峰負荷時江泰揚穩(wěn)定控制裝置動作切揚二廠60萬千瓦機組造成華東電網(wǎng)低頻,江蘇分攤95.76秒。（3）天荒坪抽水蓄能機組低谷不能按時抽水或抽水時突然跳閘造成華東電網(wǎng)高頻,江蘇分攤161.97秒。（4）節(jié)假日低谷負荷較輕時鋼廠沖擊負荷突降來不及調(diào)整造成華東電網(wǎng)高頻,江蘇分攤55.32秒。以上四種原因共分攤387.13秒。3.2 頻率超出50±0.1Hz的不合格時間增加的主要原因 下半年由于新安江來水較少，新安江電

12、廠發(fā)電受限，特別是低谷時段失去調(diào)頻能力。2001年天荒坪抽水蓄能機組參加華東電網(wǎng)峰谷差調(diào)節(jié)的臺次較去年有大幅增加，非正常開停機的次數(shù)達78次，華東電網(wǎng)頻率超出50±0.1Hz的不合格時間有很大的增加，江蘇分攤的時間也相應(yīng)增加。原A1、A2考核標準的本身缺陷，使得各省市為了追求ACE過零，在控制ACE時有過調(diào)行為，造成系統(tǒng)頻率大幅波動。按照華東電網(wǎng)省（市）聯(lián)絡(luò)線電力、電量管理和考核辦法，2001年10月1日起試行CPS考核標準，實施初期由于AGC調(diào)節(jié)策略受系統(tǒng)軟件限制，無法適應(yīng)新的考核標準，全網(wǎng)頻率質(zhì)量有所下降。3.3 2001年的電壓情況主要特點（1）全省220千伏電網(wǎng)電壓監(jiān)控點合格

13、率雖然達到了一流調(diào)度機構(gòu)考核指標要求的99%, 但各監(jiān)控點母線電壓未能達到逆電壓要求。（2）蘇州地區(qū)負荷增長較快, 特別是蘇州南部負荷較重,部分線路潮流較大, 導(dǎo)致用電高峰時莊田、獅山、金山等變電所電壓偏低。（3）近年來蘇北地區(qū)電網(wǎng)新機組較多, 但負荷發(fā)展較慢,遠遠低于當時的設(shè)計水平, 2001年夏季高峰期間蘇北8市最大負荷僅占全省36%左右, 而該地區(qū)裝機容量約占全省50%左右。其中徐州、連云港地區(qū)直接接入220千伏電網(wǎng)的發(fā)電廠容量就達247萬千瓦左右, 220千伏供網(wǎng)最大負荷僅為150萬千瓦左右, 南通地區(qū)裝機容量達195萬千瓦, 220千伏網(wǎng)供最大負荷約為120萬千瓦左右。另外, 徐州地

14、區(qū)接入110千伏系統(tǒng)的小機組較多, 部分220千伏變電所存在無功倒送的情況, 無功過剩矛盾突出。（4）根據(jù)無功平衡情況, 2001年江蘇電網(wǎng)500千伏無功補償度(不含陽城東明三堡)為0.928, 按新頒電力系統(tǒng)穩(wěn)定導(dǎo)則1.0的要求計算，江蘇境內(nèi)500千伏部分(不含陽城東明三堡)缺16萬千乏的感性無功補償。陽城東明三堡段無功補償度為0.863, 按新頒電力系統(tǒng)穩(wěn)定導(dǎo)則1.0的要求, 仍缺19萬千乏的感性無功補償。節(jié)假日輕負荷時且陽城電廠雙機運行時, 相應(yīng)的500千伏線路又必須投運, 無功過剩的矛盾更加突出。目前，蘇北500千伏變電所的低壓電抗器全年都處于投運狀態(tài)，仍不足以吸收500千伏電網(wǎng)無功，

15、連檢修都難以安排。3.4 諧波原因分析500kV電網(wǎng)諧波主要是和運行方式、500kV輸電線路的長短、換位、輸送潮流有關(guān)；22kV主要由于和大用量非線性用戶的諧波有關(guān)，同時與500kV系統(tǒng)的諧波滲透密切相關(guān)；配網(wǎng)中諧波源主要來自變頻設(shè)備、節(jié)能器具、照明、娛樂設(shè)施及計算機設(shè)備等，這些用電設(shè)備面廣量大，另外配網(wǎng)中補償電容器的設(shè)計大多為考慮諧波問題，使諧波處于難以控制的狀態(tài)，使造成配網(wǎng)中諧波滋長的主要原因，若不是當加以控制，這種趨勢處于增無減的狀態(tài)。4 提高電能質(zhì)量主要對策4.1 一次調(diào)頻隨著液調(diào)機組的減少，汽輪機組固有的一次調(diào)頻功能逐漸失去，而新建大容量機組或經(jīng)過控制系統(tǒng)技術(shù)改造機組的汽輪機控制系統(tǒng)

16、普遍采用電液控制系統(tǒng)，其中的一次調(diào)頻功能基本上都沒有投入，從而電網(wǎng)缺乏快速調(diào)頻的有效手段；同時，隨著機組單機容量的增加，對電網(wǎng)頻率的擾動也越來越強，周波的波動范圍也越來越大，促使電網(wǎng)電能質(zhì)量下降；另外，在用戶方面，隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，如計算機芯片制造業(yè)、高轉(zhuǎn)速電動機等等大量使用，對電能質(zhì)量的要求越來越高，電能周波的大幅度波動直接影響到其正常生產(chǎn)；而電網(wǎng)周波的大幅度波動，也使發(fā)電機組本身增加了不安全因素，尤其是對于已經(jīng)參加了電網(wǎng)一次調(diào)頻功能的機組，機組出力會生產(chǎn)大幅度的波動。綜上所述，僅靠功率調(diào)度實現(xiàn)二次調(diào)頻，已經(jīng)無法克服電網(wǎng)頻率的波動，要滿足對電網(wǎng)快速響應(yīng)的要求，只有機組本身對電網(wǎng)實現(xiàn)一次調(diào)頻

17、功能。以江蘇為例，根據(jù)華東電力調(diào)度通信中心統(tǒng)計，江蘇電網(wǎng)2001年頻率50±0.1Hz的合格率由2000年99.686%下降為99.608%。為了改善頻率品質(zhì)，對全省125MW及以上40多臺機組的AGC及一次調(diào)頻功能進行了控制邏輯、調(diào)頻功能試驗及參數(shù)整定試驗。通過一次調(diào)頻聯(lián)調(diào)試驗，這些機組在一次調(diào)頻投入后，電網(wǎng)的頻率變化、考核指標CPS1、CPS2等大為改觀，效果非常明顯。根據(jù)華東電力調(diào)度通信中心統(tǒng)計，一次調(diào)頻試驗前，華東電網(wǎng)頻率50正負0.1赫茲的合格率分別為：安徽：99.914%浙江：99.870%上海：99.790%江蘇：99.686%可見，江蘇電網(wǎng)的考核指標結(jié)果最差，月罰款高

18、達600萬元，不僅降低了電能質(zhì)量，經(jīng)濟損失也很慘重。而進行了全網(wǎng)一次調(diào)頻功能大聯(lián)調(diào)試驗試驗后，根據(jù)江蘇電力調(diào)度通信中心2002年第1期江蘇電網(wǎng)調(diào)度生產(chǎn)信息的生產(chǎn)運行情況表統(tǒng)計：表3省份江蘇上海浙江安徽全網(wǎng)電網(wǎng)頻率月合格率99.989499.966899.975199.974899.8786CPS考核費用(萬元)-175.10261.41125.23380.26江蘇的合格率電網(wǎng)頻率月合格率大大提高，改善了電能質(zhì)量，該月的CPS考核費用為負值，即獎勵175萬元，降低了發(fā)電成本。4.2 發(fā)電機進相運行同步發(fā)電機進相運行是一種同步低勵磁持續(xù)運行方式。利用發(fā)電機吸收無功功率，同時發(fā)出有功功率，是解決電網(wǎng)

19、低谷運行期間無功功率過剩、電網(wǎng)電壓過高的一種技術(shù)上簡便可行、經(jīng)濟性較高的有效措施。江蘇電網(wǎng)的電壓在夜間和節(jié)假日偏高，為調(diào)節(jié)該值，同時也為電網(wǎng)提供簡便有效的調(diào)壓手段，開展發(fā)電機進相運行既經(jīng)濟又有效，不失為一種可行的調(diào)節(jié)手段。目前采用發(fā)電機進相運行的方式來吸收電網(wǎng)中過剩的無功，具有以下的優(yōu)點：1、手段簡潔有效：當電網(wǎng)電壓過高、無功過剩時，只要調(diào)整一下發(fā)電機的勵磁電流，將發(fā)電機由原來的發(fā)出無功負荷改為消耗無功負荷，讓其無功進相運行，正負之差大幅度的減少了系統(tǒng)的無功功率，降低系統(tǒng)電壓的效果較為明顯。2、響應(yīng)準確靈活：在發(fā)電機自動勵磁調(diào)節(jié)器投入的情況下，當電網(wǎng)負荷峰谷變化時，根據(jù)系統(tǒng)電壓的變化趨勢，發(fā)電

20、機的勵磁系統(tǒng)將會自動增減勵磁電流，從而增減發(fā)電機的無功輸出甚至進入進相運行狀態(tài)，使電網(wǎng)電壓基本保持不變。4、節(jié)約設(shè)備投資：用發(fā)電機進相運行的方式來消耗系統(tǒng)的無功，可部分替代了電抗器的作用。一臺600MW機組進相運行可以節(jié)省上千萬元的電抗器及其附屬設(shè)備的一次性投資，每年還可以節(jié)省幾十萬元的電抗器運行及維護費用。5、減少有功損耗：發(fā)電機進相運行后，可減少了電抗器的投運容量，同時也就降低了電力系統(tǒng)中的電抗器有功損耗。一臺600MW機組在低谷時進相運行，每年可以減少電抗器有功損耗高達800萬度電左右。6、降低廠用電率：發(fā)電機進相運行后，隨著勵磁電流的減少，勵磁變的負荷也隨之下降，一臺600MW機組在低

21、谷時進相運行，每年可以節(jié)約廠用電300萬度電左右。綜上所述，發(fā)電機進相運行既解決了電網(wǎng)無功過剩問題，又提高了系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性和電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性，對改善電網(wǎng)電能質(zhì)量具有重要作用。以揚州第二發(fā)電廠600MW發(fā)電機進相運行試驗數(shù)據(jù)為例（見下表）： 表4有功MW定子電壓kV定子電流kA功率因數(shù)無功Mvar發(fā)電機功角 °220kV母線電壓kV6kV母線電壓kV60220.2817.950.96616037523.710.4360218.7618.88-0.984-121.8605109.7660218.4219.96-0.953-201.16850710.1445120.0713.310.98

22、490.332.5520.510.3445518.8414.69-0.951-147.954.5514.09.845418.4915.63-0.909-2086251110.3430820.19.000.974712452010.4131118.9710.35-0.914-13844.5513.79.7930818.4612.4-0.786-24262509.410.35在發(fā)電機有功為602 MW，定子電壓20 .28kV，功率因數(shù)0.966，發(fā)電機測量功角37°，500 kV母線電壓為523.7kV，10kV廠用母線電壓10.43kV條件下進行進相試驗，當進相達到功率因數(shù)為-0.9

23、80時，發(fā)電機定子電壓降至其額定電壓的94%，10kV廠用母線電壓降至9.76kV，發(fā)電機無功為-121 .8Mvar，500 kV母線電壓為510 kV。試驗最終工況為發(fā)電機有功為602MW，定子電壓18 .42kV，功率因數(shù)-0.953，無功為-201 .1Mvar，發(fā)電機測量功角68°，500 kV母線電壓為507kV。1、對于廠用電壓，隨著進相深度的增加，其電壓隨之下降。600MW負荷時，進相達到功率因數(shù)-0.984，發(fā)電機定子電壓降至其額定電壓的94%，10kV廠用母線電壓降至9.76kV，發(fā)電機無功 -121 .8Mvar；450MW負荷時，進相達到功率因數(shù)-0.951，

24、發(fā)電機定子電壓降至其額定電壓的94%，10kV廠用母線電壓降至9.8kV，發(fā)電機無功-147 .9Mvar；300 MW負荷時，進相達到功率因數(shù)-0.914時，發(fā)電機定子電壓降至其額定電壓的94.9%，10kV廠用母線電壓降至9.79kV，發(fā)電機無功-138Mvar。2、對500kV電網(wǎng)的調(diào)壓作用明顯。在發(fā)電機有功為600MW負荷試驗中，無功從160Mvar變到-201.1 Mvar ，500 kV母線電壓從試驗開始時的523.7kV降到試驗結(jié)束時的507kV；在發(fā)電機有功為450MW負荷試驗中，無功從90.3Mvar變到-208 Mvar ，500 kV母線電壓從試驗開始時的520.5kV降到試驗結(jié)束時的511kV；在發(fā)電機有功為300MW負荷試驗中，無功從71Mvar變到-242 Mvar ，500 kV母線電壓從試驗開始時的520kV降到試驗結(jié)束時的509.4kV，且電廠對側(cè)江都變測得在試驗的最后穩(wěn)定階段，江都變向揚州第二發(fā)電廠送無功120 Mvar，其500 kV母線電壓為510kV。以上試驗表明，發(fā)電機進