浅谈110kV滨六变谐波治理改造技术

冯春雨

摘  要：随着油田采油生产和油田注水中电机变频器的大量使用，部分变电站存在供电系统谐波污染严重、系统功率因数低和线路损耗偏高等电能质量问题，从而出现断路器误动作、PT烧毁等供电系统事故频发的现象，影响了变电站的运行安全。该文通过对110 kV滨六变的谐波治理改造的分析，浅谈变电站谐波治理改造技术。

关键词：谐波治理;无功补偿;改造技术

中图分类号：TM63                 文献标志码：A

0 引言

电力系统的谐波问题早在20世纪20年代和30年代就引起了人们的注意。从严格的意义来讲，谐波是电流中所含有的频率为基波的整数倍的电量，谐波产生的原因主要是由于正弦电压加压于非线性负载，基波电流发生畸变产生谐波。电网谐波主要是由发电设备、输配电设备以及电力系统非线性负载等3个方面引起的。

1 110 kV滨六变现场情况

1.1 基本情况

胜利油田电网始建于1965年，目前已建成以220 kV为构架、110 kV为主网、35 kV遍布胜利各油区的大型企业电网。110 kV滨六变位于滨州市西外环东侧，主要担负着滨南采油厂

管理二区的生产供电任务。作为西部电网的枢纽站，由110 kV尚六线、滨二六线同时供电，分别来自110 kV滨二变和滨州市220 kV郭集变。该站于1996年2月3日投产。拥有两台容量为31 500 kVA的主变，35 kV的出线4条，高压电机4台，6 kV出线11条。6 kV线路下挂配电变压器435台，油井电机966台。日最高负荷2.5万kW，日平均转供电量24.7万kW·h，年转供电量9 000万kW·h。由于设备长期运行，供电系统存在谐波含量偏高、事故频发、网损偏高、功率因数偏低等问题，严重影响变电站的安全经济运行。

1.2 测试情况

1.2.1 测试点选择

110 kV滨六变电站的I段、II两段母线分列运行，我们对2条6 kV母线分别进行测试。测试点分别选在1#主变和2#主变的6 kV出线。

1.2.2 數据分析

测得电压谐波畸变数据见表1。

由表1得出110 kV滨六变I段母线、II段母线电压总谐波畸变率超出标准要求。

测得I段母线电流谐波畸变数据见表2。

测得II段母线电流谐波畸变数据见表3。

由表2 和表 3得出110 kV滨六变I段母线、II段母线的5次和7次谐波的最大电流不合格。测得功率因数数据见表4。

由表4得出110 kV滨六变I段母线、II段母线的功率因数低于标准要求。综上所述，110 kV滨六变I段母线、II段母线奇次谐波电流过高，检测不合格。功率因数偏低，不达标。

3 110 kV滨六变谐波治理的原因

3.1 谐波含量超标

按照110 kV滨六变主变容量和6 kV母线协议容量以及最小短路容量100 MVA，参考国家标准《电能质量 公用电网谐波》（GB/T 14549—1993）要求的计算方法进行换算，见表5。

由各变电站电能质量测试报告及谐波含量国标要求可以知道2点。1）110 kV滨六变电站6 kV母线电压畸变率偏高，均超过国家标准要求。2）110 kV滨变电站6 kV母线电流5次谐波、7次谐波超过谐波电流允许值，见表6。

3.2 事故频发

造成事故的原因主要有5个。1） 谐波使公用电网中的元件产生了附加的谐波损耗，降低了发电、输电及用电设备的效率，大量的3次谐波流过中性线时会使线路过热甚至发生火灾。2）谐波影响各种电气设备的正常工作。谐波对电机的影响除了引起附加损耗外，还会产生机械振动、噪声和过电压，使变压器局部严重过热。谐波使电容器、电缆等设备过热、绝缘老化、寿命缩短，以至损坏。3）谐波会引起公用电网中局部的并联谐振和串联谐振，从而使谐波放大，这就使危害大大增加，甚至引起严重事故。4）谐波会导致继电保护和自动装置的误动作，并会使电气测量仪表计量不准确。5） 谐波会对邻近的通信系统产生干扰，轻者产生噪声，降低通信质量，甚至造成通信系统无法正常工作。随着采油生产和油田注水中电机变频器的大量使用，110 kV滨六变供电系统谐波污染越来越严重，导致断路器误动作、电力谐振、PT烧毁等供电系统事故频发，已严重影响变电站的运行安全。

3.3 电容器损坏严重

经现场调研，110 kV滨六变电站存在6 kV电容补偿器，因为存在大部分电容损坏问题，导致目前站内电容补偿器无法投入运行。电容器损坏存在2个方面的原因。1）目前电容器已运行20年以上，设备老化及自然损坏。2）因谐波污染严重，高次谐波造成电容器因过电流而损坏或者无功补偿电容与感性负载形成并联或串联谐振，进一步放大谐波电压和电流，造成电容器损坏。

3.4 功率因数不达标

110 kV滨六变电站均存在母线功率因数偏低的问题，主要有2个方面原因。1） 用电设备和电网之间存在的大量往复交换的无功功率，占用了电网的许多容量，使电网的利用率降低。2）电网中谐波含量较高，导致基波电流减少，就使基波因子降低，功率因数下降。

通过无功补偿，可使电网的视在功率接近于有功功率，提高电网的供配电能力（也相当于增容），降低供电网络中的线路损耗。在谐波污染严重的情况下，仅考虑传统的纯电容无功补偿方案存在2个方面的隐患。1） 高次谐波造成电容器因过电流而损坏。2）无功补偿电容与感性负载形成并联或串联谐振，进一步放大谐波电压和电流，造成电容器损坏。因此，需要首先治理供电系统谐波含量偏高问题。

4 110 kV滨六变谐波治理的技术措施

4.1 无源滤波补偿装置安装容量的分析计算

从110 kV滨六变电站6 kV母线负荷统计记录表分析可知，110 kV濱六变电站6 kV I段和II段母线负荷相近，我们以6 kV I段母线为例进行源滤波补偿装置安装容量的分析计算。

4.1.1 补偿容量的分析计算

需要补偿的无功功率计算公式如下。

QC=P（tan arccosφ1-tan arccosφ2）

其中：P为有功功率，cosφ1为补偿前的功率因数，cosφ2为补偿后的功率因数。

110 kV滨六变电站6 kV I段母线电能质量实测数据显示：有功功率最大值为4 409.148kW，最小值为3 035.514 kW，平均值4 269.289 kW，无功功率最大值为3 396.296 kvar最小值为2 133.380 kvar，平均值为3 057.628 kvar，6 kV电容补偿器处于停运状态，母线功率因数比较低，功率因数稳定在0.813，如果将功率因数补偿到0.95以上，需要补偿无功功率为1 690 kvar，如果需要将将功率因数补偿到0.99，则需补偿无功功率为2 480 kvar。从110 kV滨六变6 kV母线负荷统计记录表分析可知，1#母线监测到平均有功功率为5 250 kW;因此我们分析6 kV母线最大负荷有功功率为6 000 kW，按照补偿前平均功率因数0.81来计算，如果将功率因数补偿到0.95以上，需要补偿最大无功功率为2 370 kvar，如果需要将将功率因数补偿到0.99，则需补偿最大无功功率为3 490 kvar。

考虑到滨六变电站两段6 kV母线上负载可能的变化调整以及原有每段母线配置的电容器组安装容量达到3 600 kvar，综合分析确定对每段6 kV母线设计无功补偿容量为3 600 kvar， 不仅可以现有轻载运行时补偿无功的需求，也能满足负载增大后的无功补偿需求。分为三组补偿单元，补偿容量分别为

600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar，通过组合投切可以实现600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar/2 400 kvar/3 000 kvar/3 600 kvar这六档补偿容量，其对应的补偿效果与负荷范围分析计算见表7。

根据上述补偿容量推算结果设计了3组无功补偿容量：600 kvar/1 200 kvar/1 800 kvar，可以实现6 kV母线负荷有功功率在1 032 kW～9 100 kW有功功率范围内，将功率因数从0.81补偿到0.91～0.99，实现月平均功率因数≧0.95的补偿目标。

4.1.2 安装容量的分析计算

无源滤波补偿装置不仅要补偿系统缺少的无功功率，同时要能有足够的滤波容量来分流系统内的谐波电流，因此无源滤波补偿装置实际的安装容量需要根据下列公式计算。

计算确定每套无源滤波补偿装置无功补偿容量为3 600 kvar，安装容量为6 300 kvar。

4.2 改造技术主要内容

根据110 kV滨六变电站实际情况以及测试数据的分析计算，滨六变6 kV I、II段母线需各安装高压无源滤波补偿成套装置1套，每套无源滤波补偿成套装置由7面柜体组成，包括三面电抗器柜、三面电容器柜和一面控制保护柜。安装后高压无源滤波补偿成套装置接入6 kV母线系统示意图如图1所示，3条滤波补偿回路由智能无功控制器根据母线系统负载变化需要的无功功率，按编制顺序自动控制开关投入或切除，同时投切相应电抗器，滤除电网中5次和7次谐波，达到消除谐波同时兼顾无功补偿的目的。

无源滤波补偿装置投运后系统电能质量能够达到4种技术指标。1） 电压总谐波畸变率：THDU≤2%。2）6 kV母线功率因数cosФ≥0.95，且不会产生过补。3）母线系统中的5次特征谐波电流含量下降50%以上，满足《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549—1993的要求。4）无源滤波补偿装置投运后，在正常运行及缺相运行等工况下，系统不会发生电流放大和并联谐振现象。

4.3 无源滤波补偿装置各通道参数设计

4.3.1 滤波器各通道电抗器参数设计

根据对两段母线电能质量实测数据，系统内谐波含量较高，但谐波成分中主要是以5次谐波和7次谐波为主导，占到总谐波含量的80%以上。而高压无源滤波器是由高压滤波电容器、高压滤波电抗器和高压电流互感器等元器件组成的一条或几条滤波补偿回路构成的，其每条滤波补偿回路是针对某一频率（如5次为250 Hz）的谐波电流构成低阻抗分流通路，让电网中该频率的谐波电流受阻抗低的吸引而分流进入滤波器予以振荡消除，从而使电网中的该频率谐波电流得到抑制消减，电网中高于该频率的谐波电流（如7次350 Hz、11次550 Hz、13次650 Hz）的阻抗也均高于5次滤波补偿回路的阻抗值，因此也都有被分流消减的作用，频率越接近250 Hz的谐波电流被分流消减的作用越明显，效果越好。频率越高于250 Hz的谐波电流被分流消减的作用越低，因此7次谐波电流可以明显被5次滤波补偿回路分流消减。因此将3组滤波补偿回路均设计为5次，不仅可以避免不同次数的滤波补偿回路因投切顺序的限制而影响补偿效果，还可以重点消减5次和7次谐波电流，抑制7次以上谐波电流的放大，能明显降低母线中的谐波含量，从而全面提升母线系统的电能质量水平。

4.3.2 滤波器各回路电容器参数设计

为了保证110 kV滨六变电站6 kVⅠ、Ⅱ段母线所需的无功补偿效果，补偿容量3 600 kvar设计为3条滤波补偿回路，每组补偿容量分别为600 kvar、1 200 kvar和1 800 kvar，对应安装容量为1 050 kvar、2 100 kvar和3 150 kvar，如此可以实现600 kvar、1 200 kvar、1 800 kvar、2 400 kvar、3 000 kvar和3 600 kvar 6档不同补偿容量，同时满足系统能有足够的滤波容量来分流系统内的谐波电流。通过智能无功控制器实现分组自动组合补偿，来满足6 kV母线负载所需无功补偿容量的变化，达到高功率因素优化运行的效果。

5 结语

通过对110 kV滨六变谐波治理，大大降低了谐波电流，提高了功率因数，取得了良好的经济效益，主要从以下方面体现。

5.1 电网质量提高

高压无源滤波补偿成套装置投运后，可以消除电网的无功损耗，抑制谐波污染，降低系统三相不平衡度，从而降低电网的线损，提升电压、电流合格率，提高供电质量和经济性，延长变压器、开关器件、导线及电缆的使用寿命。

5.2 谐波损耗降低

由于系统中的谐波的趋肤效应，同样大小的谐波电流（谐波电流的频率会比基波电流高得多）流过同样的导体，其损耗比工频的电流损耗大的多，因此系统中谐波产生的损耗非常大。高压无源滤波补偿成套装置投运后，可以降低谐波损耗。

5.3 增加设备容量

系统功率因数低时，需要大量的无功，这部分无功的损耗较高，在安装高压无源滤波补偿成套装置后，系统功率因数在0.95以上，这就大大降低了系统无功的损耗。同时需要的无功减少也在一定程度上减轻了变压器容量的压力，增强了电网的扩展能力。

5.4 更长的使用寿命

高压无源滤波补偿成套装置运行安全可靠，操作简单，半导体材料元器件使用寿命超过10年。半导体为硅材料，使用寿命行业标准为20年，完全不同于传统的电容器，不存在电容类产品反复充放电，有效使用寿命2～3年的问题，长期经济效益优势显著。

参考文献

[1]张丕灶.全固态中波发送系统调整与维护[M].厦门：厦门大学出版社，2007.

[2]陈晓卫.全固态中波广播发射机使用与维护[M].北京：中国广播电视出版社， 2002.

[3]王红星，黄曙，马凯，等.智能变电站间隔层设备在线式自我状态监测系统设计[J].广东电力，2013（10）：70-73.