无功补偿及电能质量标准介绍

无功补偿及电能质量标准介绍第1页/共112页一、电能质量问题与无功功率问题的关系第2页/共112页电能质量问题第3页/共112页以现象发生时，电网的运行方式进行区分：

1、稳态电能质量问题2、暂态电能质量问题狭隘的说，电能质量问题主要表现为电压质量问题及电流波形问题；除频率指标之外，电能质量问题的主要控制手段从无功调控的角度出发。因此从某种意义上来说，电能质量问题主要是一种无功功率问题。稳态电能质量稳态电能质量指标包含下述五个方面：1、电压偏差（基波无功问题）（线径、供电距离、潮流分布、调压手段、无功容量）2、频率偏差（基波有功问题）3、三相不平衡度（基波负荷配置问题）4、谐波（非线性问题）5、电压闪变（非线性无功冲击问题）谐波污染属于稳态电能质量的突出问题第4页/共112页暂态电能质量第5页/共112页暂态电能质量问题的研究起步较晚，国内刚刚有所认识，它属于稳态电能质量问题的延伸，虽然其发生频度较小，但后果却比较严重；暂态电能质量问题其实质就是暂态电压质量问题，或者电网遭受外来干扰侵袭及内部故障、操作所带来的系统冲击问题，其主要性能指标是：电压暂降、暂升及电压短时中断其事件特征描述量一般为事件过程的电压“有效值”及其持续时间（有时考虑其上升下降率等）。目前，在所有暂态电能质量问题中电压暂降的影响最为普遍。电压暂降、暂升、短时中断电压暂降：在电力系统某一点的电压暂时下降，经历半个周期到几秒钟的短暂持续期后恢复正常。电压暂升：在电力系统某节点上出现的一个暂时的电压上升。电压短时中断：供电电压消失一段时间，一般不超过1min。短时中断可以认为是90％～100%幅值的电压暂降。第6页/共112页电压暂降造成的影响设备名称造成的影响当电压低于80％时，控制器切除制冷电机，导致巨大损失制冷电子控制器芯片制造业PLC精密机械工具直流电机当电压低于85％时，芯片被毁，测试仪停止工作，内部电子电路主板故障当电压低于90％持续几个周波，I/O设备切除，低于81％时PLC停止工作机器人控制操作的精密加工过程，当电压低于90％持续2～3周波，其工作过程中断当电压低于80％时，电机保护跳闸调速电机（VSD）交流接触器当电压低于70％，持续时间超过6个周波，VSD被切除；一些精细加工业的电机，当电压低于90％持续时间超过3个周波，电机跳闸退出运行电压低于50％持续时间超过一个周波，接触器就会脱扣，有时电压低于70％接触器就会脱扣计算机电压低于60％持续12个周波，计算机工作将受到影响，数据可能丢失第7页/共112页电压暂降造成的事故事故名主要的敏感工序原因危害Orian

ugs拉丝制系统干电压低于90％时，工厂馈线跳闸，company,USA造、自动纺织扰作业中断Bonlac制奶粉系统故电压低于90％时，吹干电机跳闸，Foods,Australia工序障重新启动需很长时间，导致未处理的鲜奶变质CaledonianPaper,UK造纸工序（调速电机）雷击电压低于90％时，电机跳闸，作业中断，每次生产损失140000英镑华虹NEC，芯片制系统干电压低于87％持续0.12s或低于上海造扰90％持续0.01s，造成芯片毁坏，每次直接损失100万美金第8页/共112页第9页/共112页瞬态电能质量问题脉冲型浪涌：根据IEEE的定义,这种浪涌的电压在几微秒里从几百伏至2万伏之间变化。振荡型浪涌：根据IEEE的定义,这种浪涌的电压值在几微秒至几毫秒内从几百伏至6000伏之间变化。第10页/共112页ITIC曲线第11页/共112页电能质量国家标准动态第12页/共112页GB/T

12325-2008《电能质量 供电电压偏差》GB/T

15945

-2008《电能质量 电力系统频率偏差》GB/T

15543

-2008《电能质量 三相电压不平衡》GB/T

15945

-2008《电能质量 电压波动和闪变》GB/T14549

-1993

《电能质量 公用电网谐波》GB/T24337－2009《电能质量 公用电网间谐波》GB/T19862-2005 《电能质量监测设备通用要求》GB/T20298-2006《静止无功补偿装置（SVC）功能特性》GB/T20297-2006《静止无功补偿装置（SVC）现场试验》电特性标准化（Standardisingthe

characteristics

of

electricity）11）电压暂降工作组敏感负荷工作组电能质量监测评估工作组传统的无功功率问题按照传统的电工理论，视在功率、有功功率、无功功率及功率因数表达如下：视在功率：有功功率：无功功率：功率因数：上式中，U、I为电压、电流，Φ为U、I的夹角。第13页/共112页第14页/共112页畸变波形下的功率及其功率因第15页/共112页实际上，传统的功率及其功率因数概念是建立在电压电流为纯正玄波形基础上的。而在畸变波形下，电压电流波形形状已经发生了畸变，通过FFT分析可以得到基波及一系列谐波分量，因此，应该重新分析与定义功率及功率因数概念，更好的指导电力生产。畸变波形下的电压、电流、功率第16页/共112页畸变波形下的瞬时功率第17页/共112页畸变波形下的有功功率有功功率：与传统理论相似。同次谐波有功功率的代数和。应注意：含有谐波源的用户，根据该式计算出的有功功率P可能小于它的基波有功功率P1，即它将吸收的一部分有功功率转化为谐波功率反馈给电网并危机损坏其他用户。第18页/共112页畸变波形下的无功功率Budeanu定义Fryze定义Budeanu定义是Budeanu于30年代提出，并为ANSI/IEEE

Std.100－1977采纳，该公式是根据频率分析而定义的，是由同频率的电压电流产生的，实际上没有明确的物理意义。在正玄波情况下，感性负载的无功功率为正，容性负载的为负，若将该概念引入非正玄电路，将会引起不合理现象。同一谐波源有可能某次谐波无功功率为正，某次为负，从而出现相互抵消的现象，而事实上，不同谐波次数的无功功率是不能互相补偿的，因此，这时的无功功率已没有度量电源与负载之间能量交换的幅度的物理意义了。但是尽管如此，该定义被看成是正玄情况下无功功率定义的自然延伸，而且能够解决许多工程实际问题，同时，被广泛应用于测量方面，具有广泛的实际应用价值。Fryze定义是Fryze提出的，并为IEC

NO.25技术委员会的1979年TC-25/WG7报告采用。反映了能量的流动与交换，在这点上，与正玄电路中无功功率定义的物理意义是一致的，因此这一定义也被广泛接受。但这一定义对无功功率的描述是粗造的，它没有区别基波无功功率、同次谐波的无功功率及不同次谐波间产生的无功功率，因此，无助于谐波源与无功功率的辨识，对于理解谐波和无功功率的流动都缺乏明确的指导意义，也无助于谐波和无功功率的监测、管理和收费。也就是说，该定义获不到实际的应用或无实际应用价值。第19页/共112页畸变波形下的畸变功率当采用Budeanu定义时，由于 ,因此，Budeanu又提出畸变功率概念。该畸变功率实际上是由不同频率的电压电流形成，可以用来研究能量的交换过程。第20页/共112页功率因数相移功率因数：视在功率因数：功率因数是从经济角度提出的，是关系到电网经济运行及经济管理、用户合理电费计量的重要因素。在正

玄电路中，功率因数是由于储能性元件（电感、电容）造成的电压电流相位偏移产生的。但是在非正玄电路

中，功率因数不仅由电压电流的移相引起，也由于波

形的畸变引起，因此难以仅仅用电压电流间的相位移

动来表述功率因数。相移功率因数：仅仅考虑基波因素。视在功率因数：考虑相移及波形畸变两种因素。第21页/共112页二、清洁能源发电引起的电能质量问题第22页/共112页第23页/共112页清洁能源发电引起的电能质量问题第24页/共112页产生谐波：励磁回路或主回路的整流、逆变设备的引入；功率波动：风速、日光的波动引起；电压冲击：风力发电感应电机的启动产生；电压偏差。同步机风力发电通过逆变器实现并网第25页/共112页PWM技术第26页/共112页SPWM调制第27页/共112页第28页/共112页SPWM电路谐波频谱第29页/共112页第30页/共112页PWM整流电路第31页/共112页双馈风力发电机组的并网第32页/共112页太阳能发电工频变压器方式高频连接方式第33页/共112页无变压器方式第34页/共112页三、主要电能质量国家标准介绍第35页/共112页1、电压偏差电压偏差（％）＝供电电压偏差的限值1

）35kV及以上供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10％。注:如供电电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％。220V单相供电电压偏差为标称电压的+7％，-10％。对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。第36页/共112页电压偏差的监测第37页/共112页1、测量条件：供电电压偏差的测量应在电力系统正常运行条件下进行。2、测量仪器性能的分类：A、B级3、供电电压偏差的测量方法：获得电压有效值的基本的测量时间窗口应为10周波，并且每个测量时间窗口应该与紧邻的测量时间窗口接近而不重叠，连续测量并计算电压有效值的平均值，最终计算获得供电电压偏差值。对A级性能电压监测仪，可以根据具体情况选择4个不同类型的时间长度计算供电电压偏差：3s、1min、

10min、2h。对B级性能电压监测仪制造商应该标明

测量时间窗口、计算供电电压偏差的时间长度。时间长度推荐采用1min或10min。4、合格率的概念2、频率偏差系统频率的实际值和标称值之差。1、电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz。当系统容量较小时，偏差限值可以放宽到±0.5Hz。2、频率偏差的测量方法测量电网基波频率，每次取1s、3s或10s间隔内计到的整数周期与整数周期累计时间之比（和1s、3s或

10s时钟重叠的单个周期应丢弃）。测量时间间隔不能重叠，每1s、3s或10s间隔应在1s、3s或10s时钟开始时计。3、合格率的概念第38页/共112页3、三相电压允许不平衡度本标准适用于标称频率为50Hz的交流电力系统正常运行方式下由于负序基波分量引起的公共连接点的电压不平衡及低压系统由于零序基波分量而引起的公共连接点的电压不平衡。电气设备额定工况的电压允许不平衡度和负序电流允许值仍由各自标准规定，例如旋转电机按GB755《旋转电机定额和性能》要求规定。瞬时(0.5~30周波）和暂时（30周波～3秒）的不平衡问题不适用于本标准。第39页/共112页限值第40页/共112页电压不平衡度限值电力系统公共连接点电压不平衡度限值为：电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%；低压系统零序电压限值暂不作规定，但各相电压必须满足GB/T12325《电能质量供电电压偏差》的要求。注1：本标准中不平衡度为在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）下、最大的生产(运行)周期中负荷所引起的电压不平衡度的实测值。注2：低压系统是指标称电压不大于1kV的供电系统。接于公共连接点的每个用户引起该点负序电压不平衡度允许值一般为1.3%，短时不超过2.6%。根据连接点的负荷状况以及邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行要求，该允许值可作适当变动，但必须满足4.1条的规定。测量取值第41页/共112页测量条件“测量应在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）下，不平衡负荷处于正常、连续工作状态下进行，并保证不平衡负荷的最大工作周期包含在内。测量时间间隔对于电力系统的公共连接点，测量持续时间取一周(168小时)，每个不平衡度的测量间隔可为1min的整数倍；对于波动负荷，，可取正常工作日24小时持续测量，每个不平衡度的测量间隔为1min。”测量取值对于电力系统的公共连接点，供电电压负序不平衡度测量值的10min方均根值的95%概率大值应不大于2%，所有测量值中的最大值不大于4%。对日波动不平衡负荷，供电电压负序不平衡度测量值的1min方均根值的95%概率大值应不大于2%，所有测量值中的最大值不大于4%。对于日波动不平衡负荷也可以时间取值：日累计大于２％的时间不超过72min，且每30min中大于２％的时间不超过5min。6.4不平衡度测量仪器应满足本标准的测量要求，仪器记录周期为3s，按方均根取值。电压输入信号基波分量的每次测量取10个周波的间隔。对于离散采样的测量仪器推荐按下式计算：式中 ——

在3s内第k次测得的不平衡度；m——

在3s内均匀间隔取值次数(m>=6)。对于特殊情况由供用电双方另行商定。注：6.3中10min或1min方均根值系由所有记录周期的方均根值的算术平均求取。第42页/共112页44、电电压压波波动闪变电压变动：不同于电压偏差，是电压有效值曲线上两个相邻极值的差相对于额定值的变化幅度电压波动电压波动属于连续的电压变动在时间轴上的延伸，属于一系列电压变动的集合，因此，电压波动的分析实际上是在分析一个集合的特征第43页/共112页电压闪变的几个概念问题电压闪变电压闪变是从另外一个角度对电压波动的定量描述，是将一种看不见摸不着的物理现象转化为人体视觉能感觉到的物理现象。应该明白，只有0.5～35HZ的电压波动对电压闪变有直接贡献。在各国包括国内电压波动闪变的标准中，该参数的描述是最详细的，IEC有该参数测量的详细步骤要求，国内标准基本等同进行了采纳。可见，电压波动的最后衡量指标在于电压闪变，尽管两个参数的定义及其物理意义有异。视感度加权在闪变分析中经常提到的视感度加权实际上是通过实验数据获取经验系数形成的一个数学窗口，仅让能通过该窗口的信号通过，相当于模拟电路中的滤波技术，从而体现不同频度的电压波动对电压闪变的贡献程度。长、短时间闪变这是电压闪变的最后结果参数，是衡量电压波动闪变严重程度的具体量化指标。是在瞬时视感度的基础上通过一定的取值方法及计算公式获取的一个数值。因为瞬时视感度与电压波动之间呈非线性关系，而通过这种处理后获取的短时闪变水平与电压波动呈线性关系，能更好地将闪变与波动进行挂钩第44页/共112页闪变量化的基本思路第45页/共112页电压波动限值任何一个波动负荷用户

在电力系统公共连接点产

生的电压变动，其限值和电压变动频度、电压等级有关。对于电压变动频度较低（例如r≤1000次/h）或规则的周期

性电压波动，

可通过测量电

压方均根值曲

线U(t)确定其

电压变动频度

和电压变动值。r，次/hd，%LV、MVHVr≤1431＜r≤103*2.5*10＜r≤10021.5100＜r≤10001.251注1：很少的变动频度（每日少于1次），电压变动限值d还可以放宽，但不在本标准中规定。注2：对于随机性不规则的电压波动，如电弧炉负荷引起的电压波动，表中标有“*”的值为其限值。注3：参照GB/T156-2007，本标准中系统标称电压等级按以下划分：低压（LV）

≤1

kV中压（MV）

1

kV

＜≤35

kV高压（HV）

35

kV

＜≤220

kV对于220kV以上超高压（EHV）系统的电压波动限值可参照高压（HV）系统执行。≤110kV>110kV10.8电压波动限值第46页/共112页电力系统公共连接点，在系统正常运行的较小方式下，以一周（168小时）为测量周期，所有长时间闪变值都应满足表2闪变限值

的要求。闪变限值及其监测判断1、单独设备引起的闪变任何一个波动负荷用户在电力系统公共连接点单独引起的闪变值一般应满足：电力系统正常运行的较小方式下，波动负荷处于正常、连续工作状态，以一天（24小时）为测量周期，并保证波动负荷的最大工作周期包含在内，测量获得的最大长时间闪变值和波动负荷退出时的背景闪变值，通过下列计算获得波动负荷单独引起的长时间闪变值：波动负荷单独引起的闪变值根据用户负荷大小、其协议用电容量占总供电容量的比例以及电力系统公共连接点的状况，分别按三级作不同的规定和处理。第47页/共112页第48页/共112页5、公用电网谐波标准介绍（GB/T14549-93）第49页/共112页考核方法：我国电能质量标准以系统公共连接点作为考核点，偏重于从系统角度进行考虑的。空间上要求100％、时间上要求95％满足要求。考核指标对供电局：考核谐波电压总畸变率、各次谐波含有率；对用户：考核谐波电流注入水平(以实际值表示)谐波的合成规律：第50页/共112页谐波电压指标第51页/共112页谐波电流指标第52页/共112页短路容量、供电设备容量、用户协议容量第53页/共112页监测第54页/共112页6、公用电网间谐波标准4.3 限值限值的取舍原则电压等级的划分及其限值关于间谐波限值的分配频率Hz）限值＜100100～80010电00压V及等以级下0.20.51000V以上0.160.4等级＜100100～800限值1000V及以下0.160.41000V以上0.130.32注：频率800Hz以上的间谐波电压限值还处于研究中。单一用户间谐波电压含有率限值（%）频率（Hz）第55页/共112页间谐波电压含有率限值（%）4.4

测量取值和测量条件间谐波测量的频率分辨率为5Hz，测量采样窗口宽度为10个工频周期。这些内容，均采纳了IEC61000-4-7/30的相关规定取值方法主要基于下述考虑：1)谐波、间谐波的热效应；2)为了区别暂态现象和谐波、间谐波（暂态现象中电压、电流也包含丰富的谐波成分，但是其频谱不是与电网的基波相关的，因此，不认为是谐波现象，例如短路瞬间的电压、电流等）第56页/共112页4.4.2间谐波测量数据的简约方法间谐波的测量可以在3s测量结果的基础上，综合出3min、10min或2h的测量值。综合方法为取所选时间间隔内（例如3min）所有3s测量结果的平方算术和平均取平方根当系统条件不符合要求时（大于正常最小方式），可按短路容量折算结果（即将5.4的结果乘以实际短路容量和最小短路容量之比）第57页/共112页四、无功功率补偿（电能质量控制）对策第58页/共112页无源方式（电容器、电抗器组合）有源方式（有储能元件），vsI1.1电容器补偿避免并联谐波谐振第59页/共112页组架式、集合式电容补偿装置并联电容补偿装置单线示意图第60页/共112页无功补偿装置的容量与分组第61页/共112页无功补偿装置的容量与分组应根据无功平衡与电压调整的原则，考虑技术经济因素综合考虑。一般35～220kV变电站在主变最大负荷时，功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。用户应根据其负荷性质选择适当的无功补偿方式和容量，在任何情况下，不应向电网反送无功功率，并保证在电网负荷高峰时不从电网吸收无功电力。500（330）kV电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%～20%配置；500（330）kV电压等级高压并联电抗器的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率，高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率，其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置（当220kV变电站无功补偿装置

所接入母线有直配负荷时，容性无功补偿容量可按上限配置；当无功补偿装置所接入母线无直配负荷或变压器各侧出线以电缆为主时，容性无功补偿容量可按下限配置。），并满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95；220kV变电站无功补偿装置的分组容量选择，应根据计算确定，最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接于66kV电压等级时不宜大于20Mvar，接于35kV电压等级时不宜大于12Mvar，接于

10kV电压等级时不宜大于8Mvar。35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置，并满

足35kV～110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95；110kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器应配置不少于两组的容性无功补

偿装置；110kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于6Mvar，35kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于3Mvar，单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75％，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的20％～40％进行配置。电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，并达到以下要求：100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95；其他电力用户，功率因数不宜低于0.90。第62页/共112页电容器运行约束条件-过负荷能力第63页/共112页GB/T

11024.1－2001《标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器第1部

分：总则性能、试验和定额、安全要求、安装和运行导则》：将稳态过电压、操作过电压和过电流、稳态过电流、最大允许容量以及工频加谐波过电压等项要求归纳为最高允许电压和最大允许电流两项电容器的工频过电压，谐波加工频过电压工频电压有效值（UN）1．01．11．151．21．3允许时间长期每24h中8h30min/24h5min1min谐波加工频电压不超过电容器过电流规定操作过电压：投入运行之前电容器上的剩余电压应不超过额定电压的

10%。用不重击穿断路器（习惯上也称不重燃开关）来切合电容器组通常会产生第一个峰值不超过2√2倍UN的施

加电压(方均根值）、持续时间不大于1/2周波的过渡过电压。第64页/共112页电容器过电流约束规定：电容器在额定频率、额定正玄波电压下，其有效值电流不大于1.3倍额定电流。即：时，

。由于实际电容最大可达1.15

CN，故最大电流可达1.5

IN（因自愈式低压并联电容器的最大允许容量偏差是+10%，故最大电流可达1.43

IN）。此过电流因数是考虑到谐波和1.10UN及以下的过电压共同作用的结果。电容器的过电流受过热条件的限值。检验其过热能力的试验是温升试验，该试验是在工频正玄波条件下进行的第65页/共112页电容器的过载容量:电容器的过载容量规定为：在不超出过电流规定的条件下，最大容量不大于谐波过电压:谐波过电压的规定为：工频加谐波电压不大于第66页/共112页1.2静止无功补偿装置（SVC）第67页/共112页针对：产生电压闪变的波动负荷无功电压波动补偿设备第68页/共112页1、TCR(可控硅控制电抗器）2、TSC（可控硅控制电容器）3、TCR+TSC4、SR（自保和电抗器）TCR型SVC参考电压、VI曲线斜率、响应时间ISVCVV1V3V2V4

V6

V5β6=0β5

β4β3

β2

β1=π/2图3－5系统电压变化时SVC的等值阻抗随β变化的示意图BCA图3－6

SVC的伏安特性ISVCVβ6=0β1=π/2VrefXSVGmin＝－1/ωCSVGmaxX

＝第69页/共112页SVC主要技术参数－VI特性曲线及其斜率第70页/共112页SVC的主要作用第71页/共112页输电用SVC:1、增大传输功率及其功率极限，提高系统稳定（同步稳定）2、抑制低频振荡（远距离、大功率传输中负阻尼现象的发生）3、稳定中枢变电站电压，提高稳态电压水平工业用SVC：提高电能质量抑制电压波动、改善闪变水平，提高三相平衡度。SVC对提高稳定性的作用1、暂态失稳的根本原因：电磁功率与原动机机械功率的不平衡。提高暂不态稳定的主要措施在于迅速提高电磁功率输出2、静态失稳的主要原因：小的稳定余度。提高静态稳定的主要措施在于提高功率传输极限第72页/共112页抑制次同步振荡1、低频振荡是在负阻尼的情况下才发生的，其振荡频率很低（0.2~2.5Hz），长距离大功率输电时容易发生。2、静态稳定的措施在于提高功率极限，增大极限功角。3、为了追求大的功角极限，就要求减小励磁回路电压负反馈放大倍数；为了追求电压质量，就要求电压负反馈放大倍数最大（为无穷大时发电机端电压恒定）。若这对矛盾解决不好时，将出现系统周期失稳的情况，相当于负阻尼情况，产生低频振荡。实际上，负阻尼的发生是由于超重负载、快速励磁（时间常数与电压负反馈放大倍数正比）、大的励磁绕组惯性、及高的电压负反馈放大倍数等因素造成的。PSS正是基于这点引入一个附加阻尼力矩使总阻尼力矩为正阻尼来抑制次同步振荡的。4、SVC也可以实现上述PSS的作用，其改善的效果可能超过PSS。(引入频率偏差、有功功率振荡）。当然这种情况下将压抑制部分电压调整作用。第73页/共112页SVC的分相调节－C.P斯坦米兹（C.P.Steinmetz）提出的理论第74页/共112页2.有源补偿—SVG（动态无功发生器）第75页/共112页第76页/共112页五、SVC标准介绍第77页/共112页标准包含的主要内容第78页/共112页范围规范性引用文件术语定义及缩写SVC安装场所的环境条件SVC与系统连接点的电气参数SVC主系统特性要求SVC主设备功能及其特性要求工程分析试验附录第79页/共112页附录A(规范性附录)SVC电压/电流特性曲线示图附录B(规范性附录)SVC系统的响应特性示图附录C(规范性附录)计算晶闸管阀损耗的方法附录D(资料性附录)SVC工程描述及供货范围附录E(资料性附录)SVC的可用率及可靠性

附录F(资料性附录)备件附录G(资料性附录)SVC厂房及其设备布置附录H(资料性附录)技术文件及培训附录I(资料性附录)闪变改善率1、范围第80页/共112页标准适用于采用晶闸管技术，应用在中压（MV）及以上输配电系统及工业环境中的SVC。2、术语定义第81页/共112页静止式无功补偿装置（Static

var

compensator）晶闸管控制电抗器（Thyristor-controlled

reactor）晶闸管控制变压器（Thyristor-controlled

transformer）晶闸管投切电容器（Thyristor-switched

capacitor）晶闸管投切电抗器（Thyristor-switched

reactor）

机械投切电容器（Mechanicallyswitchedcapacitor）机械投切电抗器（Mechanically

switched

reactor）参考电压(Reference

voltage)V/I特性曲线(Voltage/current

characteristic)斜率(Slope)3、SVC与系统连接点的电气环境参数第82页/共112页a） 系统标称线电压（kV）；

b） 最高持续运行线电压（kV）；c） 最低持续运行线电压（kV）；d）系统短时最高运行线电压（kV）及其最大持续时间（s）；e）系统短时最低运行线电压（kV）及其最大持续时间（s）；f）负序电压含量（％）；g） 零序电压含量（％）；h） 系统标称频率（Hz）；i） 系统供电最大频率偏差（Hz）；j） 雷电过电压（kV峰值）；k） 操作过电压（kV峰值）；m） 系统正常运行方式下，最大、最小短路电流（kA）；q） 系统谐波阻抗；R) 背景谐波电压（或电流）4、SVC主系统特性要求－SVC额定电气参数及其指标要求第83页/共112页SVC接入点母线标称电压（kV）；SVC参考电压（kV）；SVC连续可调的无功范围或母线电压变化范围（标么值，参见GB/T

12325）；SVC抑制电压波动、闪变、谐波、三相不平衡度的指标（工业及配电用SVC，参见GB

12326、GB/T14549、GB/T

15543）；SVC提高功率因数的指标（工业及配电用SVC）。4、SVC主系统特性要求－性能要求第84页/共112页4、SVC主系统特性要求－基本控制目标第85页/共112页a） 系统稳态运行或故障后情况下，控制三相平均电压或基波正序电压在一定的范围内，应明确其V/I特性曲线斜率的变化范围（％）；

b）

分相调节，实现电压的分相控制，改善电网三相电压不平衡度；

c）

通过无功功率控制，实现母线电压的控制；d） 通过电压控制，抑制系统振荡，提高功率传输能力；e） 通过无功功率调节，实现功率因数的控制；抑制电压波动和闪变水平；抑制电网谐波电压畸变和注入电网的谐波电流水平。4、SVC主系统特性要求－响应特性要求系统响应特性：一般来说，SVC系统响应时间为30～50ms。控制器响应特性：一般来说，SVC系统响应时间为30～50ms。第86页/共112页闪变改善率工业应用范围SVC的一个主要用途在于改善电压波动与闪变。影响SVC抑制闪变效果的一个重要因素之一在于其响应特性。SVC响应特性不仅受其自身硬件设备、控制策略的影响，同时还与其与电网连接点的短路容量有很大关系。SVC抑制闪变的效果要求一般依据GB

12326国家标准进行。工程上经常应用的、用以评价SVC抑制闪变效果的另外一种约定为依据闪变改善率（或称作闪变抑制比）进行。闪变改善率闪变改善率定义如下。闪变改善率；SVC投入运行后短时闪变的95％概率大值；SVC投入运行前短时闪变的95％概率大值。一般地，闪变改善率应不低于50％。第87页/共112页抑制电压波动、闪变响应特性分析ijk合成闪变Pst5．56．575．110．27合成闪变Pst5．058．540．4810．2第88页/共112页日本热工委员会的实测曲如下第89页/共112页4、SVC主系统特性要求－谐波特性第90页/共112页滤波器元件额定参数的选择应遵守下述原则：承受电网背景谐波电压引起的谐波电流；滤除SVC自身产生的谐波电流；

滤除用户设备运行过程中产生的谐波电流（输电用SVC可以不具备此功能）；除非有特别的要求，对于单次谐波电流而言，由电网背景谐波电压引起的和由SVC自身产生的以及由用户设备运行过程引起的一般

应按平方算术和开方的原则叠加；e）滤波电容器的额定电压不小于其持续运行电压与各次谐波电压最大值的算术和。4、SVC主系统特性要求－损耗评估第91页/共112页明确计算损耗的假定条件，虽然SVC并不一定运行在该假设条件下，但该条件下的损耗数值能够反映SVC运行的基本损耗水平a） 环境温度（℃）；

b） 母线电压（标么值）；c） V/I曲线斜率（％）。需考虑下述设备损耗（不考虑谐波损耗）1)晶闸管阀体变压器损耗电抗器损耗电容器损耗电阻损耗辅助系统功率一般地，总损耗水平不超过SVC额定容量的0.5～0．8％5、SVC主设备功能及其特性要求－晶闸管阀第92页/共112页阀的耐受性设计晶闸管阀应能承受系统故障和开关操作过程中的过电压、过电流冲击。TCR、TSR阀应做到在系统最高持续运行线电压（kV）范围内可控；TSC阀应能够在系统短时最高运行线电压（kV）下可靠关断。考虑到分布电容和元件参数的分散性，晶闸管阀的设计应考虑合适的裕度，以经受阀体各电压级由于电压分布不均而发生损坏。（一般为2～2.2倍额定容量）SVC的设计应考虑防止、承受误触发事件的发生。也就是说，阀体任一元件在某一错误时刻误触发、或没有触发命令而被误触发。一般至少当一个元件发生损坏后，阀体其它各元件应运行在其额定值该数目的确定需考虑SVC的可用率指标要求。阀的保护TCR、TSR阀应配置强制触发系统进行过电压保护；在过电压发生时TSC阀不应被触发，并应采取闭锁及互锁措施避免误触发。试验（供应商应提交晶闸管阀的试验大纲以及按相关标准提供试验报告。）5、SVC主设备功能及其特性要求－晶闸管阀的冷却系统第93页/共112页液体冷却1、容量的选择均应满足SVC系统各种方式散热的要求，互为备用2、冷却液电阻率的监测3、去离子材料检查、更换的时间周期及其方法4、系统的维护及循环冷却液损耗的补充每年不得超过一次5、SVC主设备功能及其特性要求－晶闸管阀的冷却系统第94页/共112页空气冷却1、容量选择及备用2、空气滤清器5、SVC主设备功能及其特性要求－晶闸管阀的冷却系统热管冷却（热管冗余设计，当有一只散热器存在缺陷时，仍不影响晶闸管阀组的正常运行）第95页/共112页5、SVC主设备功能及其特性要求－冷却系统保护第96页/共112页冷却系统应对其自身的运行状态进行监控，同时，应对冷却介质进行监测。5、SVC主设备功能及其特性要求－液体冷却系统保护第97页/共112页至少包括下述报警信号去离子剂消耗到临界值冷却液电阻率降低到临界值冷却液液位降低到临界值主泵停运主风机停运冷却液温度偏高泵循环系统故障1)2)3)4)5)6)7)至少在下列情况下，应发出故障信号并停机，故障信号发出时其参数的监测值大于相应的报警信号数值液温超限；冷却液液位过低；1)2)3） 主备泵同时停运或液流阻塞5、SVC主设备功能及其特性要求－风冷却系统保护第98页/共112页至少应包括下述报警信号排气温度偏高空气滤清器压差偏高风量偏低风机故障1)2)3)4)保护系统至少包括下述故障停机信号1）排气温度超限2）风量过低5、SVC主设备功能及其特性要求－风冷却系统保护第99页/共112页至少应包括环境温度偏高报警信号：至少应包括环境温度超限停机信号5、SVC主设备功能及其特性要求－控制设备第100页/共112页控制系统应实现其要求的控制目标；阀及其控制系统的设计应避免在一对反并联晶闸管上出现 串扰现象；若包括对TSC进行投切控制时，为了获取SVC输出变化的 平滑调节，供应商应详细阐明TCR与TSC投入、切除之间 的控制方式。5、SVC主设备功能及其特性要求－控制设备操作界面第101页/共112页a)根据需要，控制接口可提供远方和就地操作两种方式。在任何时候仅一种方式是有效可用的；在这两种操作方式下应能够观察设备状况、控制参数设定运行参数；

当有远方和就地两种操作方式时，仅要求在设备维护或调试运行情况下，在就地执行下述控制功能：按顺序启动、停止改变参考电压及V/I特性曲线斜率报警复位c) 就地及远方控制室可提供下述显示内容（可选）：1） 启停操作顺序；参考电压及V/I特性曲线斜率的设定值；控制点的选择；其它参量设定值，例如辅助稳定信号；SVC“运行”标识；SVC“停运”标识；主变压器原边三相线电流；补偿装置发出的总无功或吸收的总无功以及各相电流；原边相电压；付边相电压；SVC支路的运行或退出其它报警及状态信息（可列表说明）d）通讯规约按照用户指定执行。5、SVC主设备功能及其特性要求－监视系统第102页/共112页至少应对下述报警信息进行监视辅助设施供电电源故障，备用电源投入运行；冷却系统风机或水泵故障，备用水泵或风机投入运行；冷却系统报警（上述）；电容器故障报警；晶闸管故障报警；各支路的运行情况；被控母线电压监测信号消失（如果该电压信号不是同步电压信号的话）。至少应对下述跳闸信息进行监视：1）

所有控制电源消失；冷却系统失效；同步电压信号消失；电容器组元件损坏数目过多；晶闸管阀严重过流；晶闸管元件损坏，超过冗余数。5、SVC主设备功能及其特性要求－系统保护第103页/共112页SVC正常运行期间所有保护设备和供电系统应做到充分配合，以避免出现拒动或误动。保护设备信号取自普通保护级的VT、CT即可。5、SVC主设备功能及其特性要求－元件保护第104页/共112页变压器电抗器电容器（滤波器）母线晶闸管阀过电流过电压3）超温保护控制器1) 控制电源失电2）同步信号消失6、工程分析－动态性能分析第105页/共112页动态性能的分析主要用以考核在