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电能质量范文1
【关键词】高次谐波；电压波动；闪变抑制
随着电力电子技术的广泛应用与发展，供电系统中增加了大量的非线性负载，特别是静止变流器，从低压小容量家用电器到高压大容量用的工业交直流变换装置，由于静止变流器是以开关方式工作的，会引起电网电流、电压波形发生畸变，引起电网的谐波“污染”。另外，冲击性、波动性负荷，如电弧炉、大型轧钢机、电力机车等运行中不仅会产生大量的高次谐波，而且使得电压波动、闪变、三相不平衡日趋严重，这些对电网的不利影响不仅会导致供用电设备本身的安全性降低，而且会严重削弱和干扰电网的经济运行，造成对电网的“公害”，为此，国家技术监督局相继颁布了涉及电能质量五个方面的国家标准，即：供电电压允许偏差，供电电压允许波动和闪变，供电三相电压不允许平衡度，公用电网谐波，以及供电频率允许偏差等的指标限制。
1.电压允许偏差
用电设备的运行指标和额定寿命是对其额定电压而言的。当其端子上出现电压偏差时，其运行参数和寿命将受到影响，影响程度视偏差的大小、持续的时间和设备状况而异，电压偏差计算式如下：
电压偏差（%）=（实际电压-额定电压）
额定电压×100%……（1）
《电能质量供电电压允许偏差》（GB12325-90）规定电力系统在正常运行条件下，用户受电端供电电压的允许偏差为：
（1）35kV及以上供电和对电压质量有特殊要求的用户为额定电压的+5%～-5%。
（2）10kV及以下高压供电和低压电力用户为额定电压的+7%～-7%。
（3）低压照明用户为额定电压的+5%～-10%。
为了保证用电设备的正常运行，在综合考虑了设备制造和电网建设的经济合理性后，对各类用户设备规定了如上的允许偏差值，此值为工业企业供配电系统设计提供了依据。
在工业企业中，改善电压偏差的主要措施有三：
（1）就地进行无功功率补偿，及时调整无功功率补偿量，无功负荷的变化在电网各级系统中均产生电压偏差，它是产生电压偏差的源，因此，就地进行无功功率补偿，及时调整无功功率补偿量，从源上解决问题，是最有效的措施。
（2）调整同步电动机的励磁电流，在铭牌规定植的范围内适当调整同步电动机的励磁电流，使其超前或滞后运行，就能产生超前或滞后的无功功率，从而达到改善网络负荷的功率因数和调整电压偏差的目的。
（3）采用有载调压变压器。从总体上考虑无功负荷只宜补偿到功率因数为0.90～0.95，仍然有一部分变化无功负荷要电网供给而产生电压偏差，这就需要分区采用一些有效的办法来解决，采用有载调压变压器就是有效而经济的办法之一。
2.公用电网谐波
谐波（Harmonic）即对周期性的变流量进行傅里叶级数分解，得到频率为大于1的整数倍基波频率的分量，它是由电网中非线性负荷而产生的。
电能质量公用电网谐波》（GB/T14529-93）中规定了各电压等级的总谐波畸变率，各单次奇次电压含有率和各单次偶次电压含有率的限制值。
该标准还规定了电网公共连接点的谐波电流（2～25次）注入的允许值；而且同一公共连接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配，以体现供配电的公正性。
3.电压波动和闪变
电压波动（Fluctuation）即电压方均根值一系列的变动或连续的改变，闪变（Flick）即灯光照度不稳定造成的视感，是由波动负荷，如电弧炉、轧机、电弧焊机等引起的。
《电能质量电压波动和闪变》（GB12326-2000）是在原来标准GB12326-90的基础上，参考了国际电工委员会（IEC）电磁兼容（EMC）标准IEC6100-3-7等而修订而成的，适用于由波动负荷引起的公共连接点电压的快速变动及由此可能人对灯闪明显感觉的场合，该标准规定了各级电压下的闪变限制值。
括号内的数值仅适用于公共连接点（PCC）点连接的所有用户为同电压等级的用户场合，Pst为短时间闪变值，即衡量短时间（若干分钟）内闪变强弱的一个统计量值；Plt为长时间闪变值，它由Pst推算出，反映出长时间（若干小时）内闪变强弱的一个统计量值。
4.三相电压不平衡
《电能质量三相电压允许不平衡度》（GB/T15543-1995）适用于交流额定频率为50Hz电力系统正常运行方式下由于负序分量而引起的PCC点连接点的电压不平衡，该标准规定：电力系统公共连接点正常运行方式下不平衡度允许值为2%，短时间不得超过4%。
而且该标准还解释：不平衡度允许值指的是在电力系统正常运行的最小方式下负荷所引起的电压不平衡度为最大的生产（运行）周期中的实测值，例如炼钢电弧炉应在熔化期测量等。在确定三相电压允许不平衡指标时，该标准规定用95%概率值作为衡量值。即正常运行方式下不平衡度允许值，对于波动性较小的场合，应和实际测量的五次接近数值的算术平均值对比；对于波动性较大的场合，应和实际测量的95%概率值对比；以判断是否合格。其短时允许值是指任何时刻均不能超过的限制值，以保证保护和自动装置的正确动作。
5.电网频率
《电能质量电力系统频率允许偏差》（GB/T15945-1995）中规定：电力系统频率偏差允许值为0.2Hz，当系统容量较大时，偏差值可放宽到+0.5Hz～-0.5Hz，标准中并没有说明系统容量大小的界限，而在《全国供用电规则》中有规定：“供电局供电频率的允许偏差：电网容量在300万千瓦及以上者为0.2Hz；电网容量在300万千瓦以下者为0.5Hz。
”实际运行中，我国各跨省电力系统频率都保持在+0.1Hz～-0.1Hz的范围内，这点在电网质量中最有保障。
电能质量范文2
一、综述
发电企业的电能质量管理贯穿于基建、生产过程中，发电企业要以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，利用先进的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济的工作状态下运行，从而确保电网的安全稳定运行，提供合格的电能，满足电力用户的用电需求。
二、电能质量管理的指标
衡量电能质量的参数包括电压、频率和波形，对应的电力企业的电能质量管理指标包括电力
系统频率允许偏差、电力系统电压允许偏差、电力系统电压波动和闪变、电力系统三相电压允许不平衡度、电网谐波允许指标、暂时过电压和瞬态过电压等。对于这些电能质量管理指标，发电企业应依照相应的国家标准和规定以及电网企业的要求，进行专业的监测和管理。
三、电能质量管理的组织机构
发电企业的电能质量管理工作隶属于电力工业技术监督工作的管理体系，在该管理体系下，建立进行电能质量管理工作的组织机构。一般发电企业的电能质量管理的组织机构如下：
四、各级组织机构的职责
（一）电力技术监督委员会
作为发电企业电力技术监督工作的领导机构，依照国家法规、行业标准等统筹管理本企业的电力技术监督工作。负责组建本企业的电能质量管理工作网，并保证电能质量管理工作所需的物力和人力资源，确保本企业的电能质量管理工作顺利、高效的开展。
（二）电厂技术管理部门
作为发电企业电力技术监督工作的二级机构，负责本企业的电力技术监督的归口管理。一般工作涵盖以下几个方面：
1.制定电能质量管理程序并监督其执行。
2.设立电能质量管理专责工程师并报上级管理部门备案。
3.审核和汇总电能质量管理的报表和总结并归档。
4.向上级管理部门上报电能质量管理的工作计划、报表和总结。
5.批准电能质量管理相关的技术文件。对保证电能质量的措施进行技术监督。
6.检查、督促和跟踪影响电能质量的问题。建立影响电能质量的相关设备的技术档案。
7.负责电能质量管理相关的外委服务合同的编制，协助和监督外委服务合同的执行。
8.组织电能质量分析例会。
9.定期组织对电能质量管理工作进行监督检查并提出奖励和考核建议。
10.组织参加上级主管部门召开的电能质量管理相关会议，并落实会议要求。
11.协调本企业计量监督组织进行电能质量监测所使用的仪器、仪表的定期校验工作。
12.审查变更改造中影响电能质量的报告并报上级主管部门批准。
13.组织公司运行和检修期间的电能质量事故的调查分析和反事故措施的制定工作。
14.对于电能质量管理工作中出现的重大异常或事故，负责及时向上级主管部门报告。
（三）电能质量管理工作组
作为发电企业电能质量管理的三级机构，依照本企业的管理程序开展电能质量管理的日常工作。一般工作涵盖以下几个方面：
1.设置专职（兼职）电能质量管理工程师。
2.根据本企业的具体情况制定电能质量管理的规程、技术措施和实施细则，做好电能质量管理的日常工作。
3.按时编制和报送电能质量管理的工作计划、报表和总结，确保各项数据真实可靠。
4.配合技术管理部门建立影响电能质量的相关设备的技术档案。
5.参与电能质量管理相关的外委服务合同的编制和执行。
6.参加相关的电能质量管理培训。
7.参加电能质量分析例会，提出和协助解决影响电能质量的问题。
8.参与本企业调试、验收、运行和检修期间的电能质量事故的调查分析和反事故措施的制定工作。
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【关键词】 供电系统 电能质量 无功补偿
对于供电系统而言，其电能质量的好坏直接影响着用电的安全性和稳定性。通常而言，衡量供电系统电能质量的基本指标包括如下两种，即电压与频率，此外，还有其他诸如谐波、三项电压对称与否等相关指标。一旦这些指标出现异常，将直接导致供电系统电容器、电缆线路发生击穿及损坏，保护装置产生误动作、变压器谐振增加等情况。因此，对供电系统运行过程进行研究时，不仅要对负荷的分配情况进行考虑，还要对无功功率及有功功率的优化分布进行考虑，同时，还需兼顾供电系统电能质量的相关指标，针对电能质量指标改变的原因进行认真研究，并针对不同情况采取不同措施进行解决，以真正确保供电系统运行过程的安全性和稳定性，从而保障电能能够得到源源不断的供应。
1 供电系统电能质量产生变化的原因分析
造成供电系统电能质量发生变化的原因有很多，大致可以分为以下几种。
（1）在供电系统中，发电机的转速决定了电力系统的频率，发电机轴的转矩对应发电机功率，而转矩与转速又存在一定的相关性。所以，如果供电系统的发电机中功率不平衡时，会影响系统的频率，使频率发生变化。因此，为了保证供电系统能有稳定的频率，要使有功功率平衡，并且具有一定的容量空间，从而为供电系统提供稳定的电力。
（2）供电系统无功功率的平衡、负荷情况均与系统的电压水平成一定的关系。设备运行时，无功冲击负荷与感性负荷大量的出现，既有有用功率，也有无用功率，但冲击负荷的无功功率要比正常值大几倍。供电系统设备的故障、接线方式的不同以及负荷的变化，会增大系统的无功功率或破坏功率的平衡。当输电电压和系统额定电压固定不变时，整个系统的有功损耗随着功率因素平方的增大而减小，成反比关系。功率因素降低时，无功功率升高，压损也升高，设备的电压偏移加大，从而降低供电系统的电能质量。此外，当功率因素降低、无功功率增大时，供电系统的有功功率降低，限制了供电系统的供电能力，从而使系统出现波动现象，损耗各种电气设备，降低供电效率，甚至危害系统设备等。
（3）当供电系统中的非线性负荷、非线性元件或磁性设备材料的电压或者电流出现畸变时，就会产生谐波，对供电系统造成严重的损耗，降低电能质量。在实际的情况中，发电机、变压器、输电线路等都会产生大量的谐波，谐波会对供电系统造成电力污染，改变供电系统的各项指标，而且还会增加系统的功率损耗。
2 电能无功功率补偿相关内容概述
2.1 电能无功功率补偿的概念
在供电系统中，电力设备一方面会消耗有功功率，另一方面还会消耗无功功率，即设备的电磁元件在建立磁场时消耗的电能。电容器在供电过程中，会吸收一定的电能来建立电场，这种功耗也属于无功功率的范围。电气元件结构性质的不同决定了电流超前还是滞后，当电流对电容元件作功时电流滞后，而当电流对电感元件作功时电流超前，且电容电流与电感电流的方向正好相反。在相同的电路系统中，如果既有电容又有电感元件，那么电路中的无功功率就会相互抵消。所以，可以利用这种抵消特性，让电路的同步补偿器中发出负无功功率，或者可以设计合理的电容电感比例，使整个电路中的无功功率和无功功率产生的电流相互抵消，实现无功补偿，进一步提升供电系统的电能质量。
2.2 电能无功功率补偿的作用
电能的无功功率补偿有降低供电系统电能损耗、降低电压损失和减小输电电流的功能，且保证供电系统的电能源稳定一致。尽可能的降低电能传输中的无功功率，同时增加电网中的有功功率，补偿无功功率，提高电能功率因数。此外，补偿无功功率还可以降低发电成本、节约供电系统的容量。当电能功率因素提高后，电网中的有功功率比例会增加，线损会降低，从而提高供电系统的电能质量。因此，在供电系统中，对无功功率进行补偿，不仅可以提升电能质量，还能提升经济效益。
2.3 电能无功功率补偿应遵循的原则
2.3.1 提高自然功率因数
在发电过程中，当电动机的负载率达到75%时，功率因数最高。除此之外，控制电机的空载运行、同步化异步机的运行、选择变压器的最佳负载率以及降低电机的轻载运行都可以提高自然功率因数。尽管以上方法都可以提升功率因数，但是仍然达不到我们要求的标准，只有进行补偿无功功率，才能提高自然功率因数，从而在真正意义上提高供电系统的质量性能。
2.3.2 无功功率补偿
充分发挥电力设备的功能和特性，使同步机发出无功功率来进行补偿，提高功率因数。根据情况的需要，利用电容补偿器进行集中、分散或者独立的无功功率补偿，达到预期的功率因数。
2.4 电能无功功率补偿的主要方式
电能无功功率补偿的方式大致三类，第一类为集中补偿，分为低压集中补偿和高压集中补偿两种，集中补偿具有成本低廉、养护简易、补偿集中且利用率高等优点，但是补偿效果不佳；第二类和第三类分别为分散补偿和个别补偿，主要针对电气设备进行补偿，而且它们的补偿效果都非常好，利用率高，但是成本高、养护费用贵。鉴于各种补偿方式的优缺点，通常情况下，我们会结合多种补偿方式共同安装，既降低了安装成本，方便了运行、维修和养护等，而且补偿效果也得到了提升，对电力资源进行合理分配和利用。
3 供电系统电能质量无功补偿方式的选择
目前，谐波的处理越来越受到人们的关注，因为谐波的入侵会严重影响供电系统电能的质量。对谐波进行合理的处理，可以大大提升电能质量，处理谐波的方式主要有两种，有源滤波技术和无源滤波技术。无源滤波技术的主要功能为限制谐波的次数，运用电容、电感调谐原理，将谐波陷落到无源滤波装置中，降低谐波对电气设备的损害。无源滤波装置具有制造成本低廉、安装简单等优点。有源滤波技术具有有效提高电能质量、消除谐波的功能，功能远远强于无源滤波技术。有源滤波技术具有动态补偿功能，可以对各种无功功率进行补偿，包括频率、大小一直变化的无功功率，而且补偿的响应速度特别快。有源滤波装置中配备有高抗阻电流源，它不会对系统阻抗造成影响，当供电系统的结构发生变化时，高抗阻电流源的变化不大，也不会与系统阻抗发生谐振，并且还有抑制串并联谐振的功能。有源滤波装置在补偿谐波时对储能元件的要求不高，在补偿无功功率时甚至不需要储能元件。使用相同设备可以同时对非整倍次谐波电流和多次谐波电流进行补偿，结合集中补偿和单独补偿等多种方式对电能进行无功补偿。
当供电系统中谐波电流增大时，安装在供电系统中的有源滤波装置会发挥出它的功能，它不仅不会因为电流的改变而发生过载现象，还可以在正常状态下进行工作，产生高次谐波电流进行补偿，且不需要断开系统，避免基波无功功率的输出，降低滤波器的总容量，防止轻负荷时无功倒送的发生。无功补偿的意义在于提升供电系统的容量利用率、调整功率因数对系统的电压幅值进行控制、减小系统产生的损耗，使整个供电系统的电压处在一个平稳的状态，并有效的抑制谐波电流，保护供电系统的安全。
对于无功补偿技术而言，其发展过程共经历了三代，一是机械投切式的无源无功补偿装置，其属于慢速式的无功补偿装置，二是晶闸管投切式的静止无功补偿装置，其属快速无源动态补偿装置，三是以电压源换流器为基础的静止同步补偿器，其属于快速有源动态补偿装置。由于静止无功补偿装置所使用电力电子器件均为可控硅，因此，该系统响应的时间比静止同步补偿装置更长，不仅响应速度较慢，而且投入时会有大量谐波产生。而静止同步补偿装置所采用的是IGBT，因此能够迅速响应并无谐波产生，因而是无功补偿装置的未来发展方向。
4 无功补偿对供电系统电能质量的改善分析
通过无功补偿后，供电系统的电能质量会得到有效的改善，不仅改善了谐波电压，还有效消弱了谐波电流，同时，对于高次谐波也具有一定程度的削弱作用。根据电量统计情况来看，对于负荷基本处于稳定的条件下，供电系统中的无功电量得到了显著程度的降低，这表明，对供电系统进行无功补偿还起到节能的效果。
5 结语
在供电系统中，使用无功功率补偿等装置对供电系统电能质量进行无功补偿，降低系统的电能损耗、节约供电的运营成本、延长电气设备的寿命、减少谐波对系统造成的危害，使供电系统在良好的状态下运行，保证电力系统的安全。
参考文献：
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电能质量范文4
【关键词】风电场；电能质量；影响因素
风力发电能够顺利并入一个国家或地区电网的电量，主要取决于电力系统对供电波动反应的能力。因为风的随机性，在运行时对无功的需要和无功只能就地平衡等原因导致电网电压造成一定量的影响；风电机组在连续运行或者是在进行切换操作的工程中可能引起的电压波动和闪变问题，因为采用了大功率的电力电子装置，变速风电机组在运行的过程中还将产生更高次的谐波并注入电网。以风力发电作为电源，并具有间歇性和难以调节的特性，是风电场电能质量不稳定的根本原因。
电能质量的定义是：导致用电设备故障或不能正常工作的电压、电流或频率的偏差，其内容包括频率偏差、电压偏差、电压波动与闪变、三相不平衡、暂时或瞬态过电压、波形畸变、电压暂降与短时间中断以及供电连续性等。理想状态的公用电网应该以恒定的频率、正弦波形和标准的电压对用户供电，与此同时，在三相交流系统中，各项电压与电流的幅值应该是大小相等、相位对称并且互差120度。但是由于系统中的发电机、变压器和线路等设备非线性或者不对称，负荷性质多变，加之调控手段不完善及运行操作、外来干扰和各种故障等原因，这种理想状态并不存在，因此产生了电网运行、电力设备和供用电环节中的各种问题。
1.电压偏差
电压偏差问题是普遍关系到全国工业和生活用电利益的问题，并非仅关系某一地域或某一部门。从政策角度来看，则是贯彻节能方针和逐步实现现代化的重要问题。
大型风电场和风电场周围的地区，经常会存在电压变动较大的情况。定速风力发电机组启动的时候，都会产生比较大的冲击电流。一台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对比较小，但是在并网过程中至少能持续一段时间以后（约为几十秒）才消失，如果多台风力发电机组同时直接并网，将会导致电网电压暂降，所以，多台风力发电机组的并网要分组才能进行，并且一定要有一定的时间间隔才可以。当风速超过切出风速或者发生故障时，风力发电机则会从额定出力状态下自动的退出并网状态，大面积风力发电机的脱网将会导致电网电压的突然下降，机组较多的电容补偿会因为抬高了脱网前风电场的运行电压，很可能因袭电网电压的急剧下降。
电压偏差是衡量电力系统正常运行与否的一项主要指标。因为风力发电机组自身的无功电压的特性，不管是定速机组还是变速机组都对其接入的电网特别是接入点的电压有较大的影响。根据我国《风电场接入电力系统技术划定》，当风电场的并网电压为ll0kv及其以下时，风电场并网点电压的正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的l0%。当风电场的并网电压为220kv及其以上时，正常运行时风电场并网点电压的允许偏差为额定电压的—3%—7%。
风电场参与电压调节的方式主要包括调节风电场的无功功率和调节整个风电场电压变电站主要变压器的变化。风电场在无功率是应当能够在它容量的范围内进行自动的调节，使风电场变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值的和不超过额定的10%，一般应该控制在额定电压的—3%—7%。风电场变电站的主要变压器适宜采用有载调压变压器。分接头切换则可以手动控制或者自动控制，根据电力调节部分的指令进行相应的调制。
风电场的无功电源主要包括风力发电机组以及风电场的无功补偿装置。首先应该合理利用风力发电机组的武功容量和它的调节能力，因为如果仅仅依靠风力发电机组的无功容量是不能满足系统电压调节的需要的，那么就需要考虑到在风电场加装无功补偿装置。风电场无功补偿装置可以采用分组投切的电容器或者是电抗器租，必要是则采用连续调节的静止无功补偿器或者是其他的更为先进的无功补偿装置。
当风电场工作在不同的输出功率时，风电机组的可控制功率的变化范围是—0.95—0.95。风电场无功功率的调节范围以及它的相应速度应当满足风电场并网点电压调节的需要。在某些原则上，风电场升压变电站高压侧功率因数按1.0配置，在运行过程中可以按—0.98—0.98控制。
2.频率偏差
在电力系统内，发电机发出的功率和用电设备以及送电宿舍呗消耗的功率时不平衡的，这将引起电力系统频率的变化。系统有功但是功率并不平衡是产生频率偏差的根本原因。当系统负荷超过或者低于发电厂的出力时，系统频率就要降低或者升高，发电厂出力的变化就会同样引起系统频率的变化。在系统有旋转备用容量时，发电厂出力就能通过调节器较快的适应负荷的变化，所以负荷变化引起的频率偏差值较小。如果没有旋转备用的容量，负荷增大引起的频率下降将较大。电力系统的负荷始终随着时间在不断地变化，要随时保证发电厂的有功功率和用户的有功功率的平衡，维持系统的频率恒定，所以，电力系统应该具有一定的旋转备用容量，一般运行的备用容量要求达到1%—3%。
我国发电机发出的正弦交流电每秒钟的交变次数为50Hz，此频率即为我国规定的工业频率，通称为“工频”。电力系统中所有的电气设备都是在50Hz的频率下工作的。在电力系统正常运行情况下，电网装机容量小于3000Mw时，系统频率偏差允许值为土0.5Ks。当电网装机容量达3000MW及以上时，频率偏差则不得超过土0.2Hz。在电力系统非正常工作状况下。供电颇率允许偏差不应超过土1.0Hz。正常运行情况下影响电网频率的主要因素是发电机的转速.其频率的调整要靠发电厂调节发电机转速来实现。
频率变动是指频率变化过程中相邻极值频率之差。根据国标规定，用户冲击负荷引起的系统额变动一般不得超过士0.2Hz，根据冲击负荷性质和大小以及系统的条件也可适当变动限值，但应当保证近区电力网、发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。
冲击负荷即在生产或运行过程中周期性或非周期性地从电网中取用快速变动功率的负荷。工作中要注意的是，用于频率偏差指标评定的测量，须用具有统计功能的数字式自动记录仪表，其绝对误差不大于0.01Hz。
风力发电机组的最大功率变化率包括一分钟的功率变化率和十分钟的功率变化率，也可以根据风电场所接入的系统的电网状况和风力发电机组运行的特性以及技术性能指标等等，由电网运营企业和风电场开放商共同确定。在风电场并网和风速增长的过程中，风电场的功率变化率应当满足这个要求，也适用于风电成的正常停机，可以接受因风速降低而引起的长处最大变化功率的情况。
大型电网具有充足的备用容量和调节能力，风电接入，一般不会考虑到频率稳定性的问题。但是对于孤立运行的小型电网，风电带来的频率偏移和稳定性的问题是不能够忽视的。为了保证电网的安全与稳定，在正常的情况下，电网应该留有2%-3%的机组旋转备用容量。因为风电具有随机的波动性，它的发电出力随风能大小的变化而变化，为了保证正常供电，电网需要根据并网的风电容量增加相应的旋转备用容量，风电上网越多，选装备用容量也就越多。为了满足风电机组并网的运行，必须来降低网内其他电厂和整个电网运行的经济型来作为代价。
为了防止系统低（高）频率的运行，主要应当采取提高日负荷曲线预测精度的对策，使计划开机的发电出力和实际的负荷偏差较少；为了充分发挥ACC的功能，需要严格要求在正常运行方式下系统频率偏差不大于规定值。在发生故障的情况下，系统频率下降时，动用系统旋转备用容量，进行低频率减负荷的方式，自动切除部分次要负荷；当频率升高时，快速减少发电机出力，绅士进行高频率切机，来使系统频率尽可能快的恢复在额定值附近。
日前，多数电力系统高峰容量的不足，很可能出现低频率的运行。在这种情况下，可以选用适当的峰谷电价差，鼓励用户避开高峰用电或者减少用电；对用电大户应当实行计划用电，尽量不超标用电。保证系统频率质量，只有电力部门和用户共同努力才能得以实现。
3.电压波动
电压波动是指电网电压的幅值（或有效值）的快速变动或电压包络线的周期性变动，是由于负荷急剧变动的冲击性负荷及短时重复制工作负荷所引起的。电压波动值D、指电压调幅波中两个极值电压的均方根值之差，以额定电压的百分数表示。
电压波动为一系列电压变动或工频电压包络线的周期性变化。判断电压波动值是否被接受的依据是其对白炽灯工况的影响程度，即引起白炽灯闪变的大小。电压闪变的主要影响因素是电压波动的幅值和频率，并和照明装置特性及人对闪变的主观视感有关。电压的波动值为电压方均根值的两个极值Umax和Umin之差?U之差，常以其额定电压UN的百分数表示其对百分值，即
?U=[（Umax-Umin）/UN]×100%
电压波动的波形是以电压均方根值或峰值电压的包络线作为时间函数的波形。在分析时抽象地将工额电压U看做载波，将波动电压U’看做调幅波。在单一频率的正弦调幅波U’加在工频载波电压U的稳态情况下，Um’为调幅波的峰值，?U’为调幅波的峰值，?U’为调幅波U’的峰峰值，即?U’=2U’，如图1所示。
大容量设备启动或停止会引起母线电源电压的波动，产生瞬态的低电压或高电压。国标GB/T12326-1990规定了我国电力系统公告并网点允许的电压波动：10kv及以下为2.5%；35-110kv为2%；220kv及以上为1.6%。
4.电压闪变
电压波动造成灯光照度不稳定的人眼视感反应称为闪变，严格地讲，闪变是电压波动引起的有害结果，是指人对照度波动的主观视觉反应，不属于电磁现象。电压波动和闪变会引起许多电气设备不能正常工作，闪变的主要影响因素是电压波动的幅值和频率，和照明装置特性及人对闪变的主观视感有关。通过对闪变实验的研究发现，闪变的最大觉察频率范围是0.05—35Hz，闪变敏感的频率范围为6—12Hz，正弦调幅被在8.8Hz的照度波动最为敏感。
4.1影响风力发电机组闪变的因素
风况对风电机组引起的电压波动和闪变具有直接的影响，风速变化、塔影效应、风剪切、偏航误差等因素均会引起风电机组输出功率的波动，尤其是平均风速和湍流强度。由于风率的增加与风速的三次方成正比，在额定风速以上的区域，风速波动引起的功率波动也比较大。
由于塔影效应和风剪切偏以及航误差等因素所引起的功率波动频率和风力机的转速有关，对于现代三叶片的风电机组来说，它的功率波动的频率为三倍的风力机叶片旋转频率，也就是人们常说的3p频率。3p频率范围一般情况下为1.2Hz，该频率下的风电机组所输出的功率波动幅度有的时候或许可以达到瞬时平均功率的20%。
抛开风状况的影响和风电机组的特性外，风电机组抛开风状况的影响还有风电机组的特性外，风电机组接入系统的电网结构后，也对电压波动和闪变有较大的影响。代表电网强度的参数主要有：带公共连接点的电源阻抗、电网线路的阻抗和感抗之比、传统发电系统的容量和风电机组容量的比等等。影响风电机组引起电压波动和闪变的主要因素是风电场公共连接点的短路比和电网线路的风力，公共连接点处节点短路的容量越大，风电机组引起的电压波动和闪变就越小，适当的风力可以有效的使有功功率引起电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉，进而使总的平均闪变值有所降低。
4.2风力发电机组闪变的测量计算
依据并网风电机组电能质量的国际电工标准规定，并网型风力发电机组的电压波动测量分为连续运行过程和切换运行过程；分开测量能反映出在连续运行过程中风力发电机组的闪变具有随机噪声的特征，在切换运行状态下的闪变和电压变化则有许多时间上的限制。
5.结论
某地区风电场发生过大面积非正常跳机事件。对该风电场的电能质量进行了全面测试，结论是：风电机组机端电压升高；谐波电压和间谐波电压值在跳机前逐渐增大，到跳机时达到最大，跳闸结束后很快恢复到风电场正常运行的值。另外，风电场公共连接点的短路容量偏小，是风电场频繁发生跳机的原因之一，增大短路容量会对风电场的非正常跳机事件有所改善。这次实际跳机事故的研究表明，风电场电能质量问题关系到风电场自身及电网的安全稳定运行，有必要研究风电场的电能质量问题。
（1）风电场并网后可能引起电网电能质量问题。风电场并网技术规定按照国内已经颁布的有关标准而制定。风电机组和风电场电能质量测试与评估方面按照IEC61400-21标准执行。
（2）风电场在公共连接点处引起的电压变动d（%）应当满足表1的要求。
电能质量范文5
电能质量包括：供电可靠性、电源的波形、电源电压。
供电可靠性直接影响到用户的日常生活。 电源频率影响到用户用电设备的稳定性。 电源电压过高会缩短用电设备的寿命。电压过低会影响设备的正常运行。
电能质量是指电力系统中电能的质量。理想的电能应该是完美对称的正弦波。一些因素会使波形偏离对称正弦，由此便产生了电能质量问题。一方面我们研究存在哪些影响因素会导致电能质量问题，一方面我们研究这些因素会导致哪些方面的问题，最后，我们要研究如何消除这些因素，从而最大程度上使电能接近正弦波。
（来源：文章屋网 ）
电能质量范文6
关键词：变电站 电能质量 监测分析控制技术
中图分类号：R363.1+24 文献标识码：A 文章编号：
0引言
随着国民经济的发展，科学技术的进步和生产过程的高度自动化，电网中各种非线性负荷及用户不断增长；各种复杂的、精密的，对电能质量敏感的用电设备越来越多。上述两方面的矛盾越来越突出，用户对电能质量的要求也更高，在这样的环境下，探讨电能质量领域的相关理论及其控制技术，分析我国电能质量管理和控制的发展趋势，具有很强的观实意义。
1衡量电能质量的主要指标
由于所处立场不同，关注或表征电能质量的角度不同，人们对电能质量的定义还未能达成完全的共识，但是对其主要技术指标都有较为一致的认识。
(1) 电压偏差（voltage deviation）：是电压下跌(电压跌落)和电压上升(电压隆起）的总称。
(2) 频率偏差（friquency deviation）：对频率质量的要求全网相同，不因用户而异，各国对于该项偏差标准都有相关规定。
(3) 电压三相不平衡（unbalance）：表现为电压的最大偏移与三相电压的平均值超过规定的标准。
2电能质量问题的产生
2.1电能质量问题的定义和分类
电能质量问题是众多单一类型电力系统干扰问题的总称，其实质是电压质量问题。电能质量问题按产生和持续时间可分为稳态电能质量问题和动态电能质量问题。
2.2电能质量问题产生原因分析
随着电力系统规模的不断扩大，电力系统电能质量问题的产生主要有以下几个原因。
2.2.1电力系统元件存在的非线性问题
电力系统元件的非线性问题主要包括：发电机产生的谐波；变压器产生的谐波；直流输电产生的谐波；输电线路（特别是超高压输电线路）对谐波的放大作用。此外，还有变电站并联电容器补偿装置等因素对谐波的影响。其中，直流输电是目前电力系统最大的谐波源。
2.2.2非线性负荷
在工业和生活用电负载中，非线性负载占很大比例，这是电力系统谐波问题的主要来源。电弧炉（包括交流电弧炉和直流电弧炉）是主要的非线性负载，它的谐波主要是由起弧的时延和电弧的严重非线性引起的。居民生活负荷中，荧光灯的伏安特性是严重非线性的，也会引起严重的谐波电流，其中3次谐波的含量最高。大功率整流或变频装置也会产生严重的谐波电流，对电网造成严重污染，同时也使功率因数降低。
2.2.3电力系统故障
电力系统运行的内外故障也会造成电能质量问题，如各种短路故障、自然现象灾害、人为误操作、电网故障时发电机及励磁系统的工作状态的改变、故障保护装置中的电力电子设备的启动等都将造成各种电能质量问题。
3电能质量分析方法
3.1时域仿真法
时域仿真方法在电能质量分析中的应用最为广泛，其最主要的用途是利用各种时域仿真程序对电能质量问题中的各种暂态现象进行研究。目前较通用的时域仿真程序有EMTP、EMTDC、NETOMAC等系统暂态仿真程序和SPICE、PSPICE、SABER等电力电子仿真程序。
采用时域仿真计算的缺点是仿真步长的选取决定了可模仿的最大频率范围，因此必须事先知道暂态过程的频率覆盖范围。此外，在模仿开关的开合过程时，还会引起数值振荡。
3.2频域分析法
频域分析方法主要包括频率扫描、谐波潮流计算和混合谐波潮流计算等，该方法多用于电能质量中谐波问题的分析。
频率扫描和谐波潮流计算在反映非线性负载动态特性方面有一定局限性，因此混合谐波潮流计算法在近些年中发展起来。其优点是可详细考虑非线性负载控制系统的作用，因此可精确描述其动态特性。缺点是计算量大，求解过程复杂。
3.3神经网络法
神经网络理论是巨量信息并行处理和大规模平行计算的基础，它既是高度非线性动力学系统，又是自适应组织系统，可用来描述认知、决策及控制的智能行为。
神经网络法的优点是：（1）可处理多输入－多输出系统，具有自学习、自适应等特点。（2）不必建立精确数学模型，只考虑输入输出关系即可。缺点是：（1)存在局部极小问题，会出现局部收敛，影响系统的控制精度；（2)理想的训练样本提取困难，影响网络的训练速度和训练质量；（3)网络结构不易优化。
3.4二次变换法
二次变换是一种基于能量角度来考虑的新的时域变换方法。该方法的基本原理是用时间和频率的双线性函数来表示信号的能量函数。
二次变换的优点是：可以准确地检测到信号发生尖锐变化的时刻；精确测量基波和谐波分量的幅值。缺点是：无法准确地估计原始信号的谐波分量幅值；不具有时域分析功能。
3.5小波分析法
小波变换是新的多尺度分析数字技术，它通过对时间序列过程从低分辨率到高分辨率的分析，显示过程变化的整体特征和局部变化行为。常用的小波基函数有：Daubechies小波、B小波、Morlet小波Meyer小波等。
小波变换的优点是：（1）具有时－频局部化的特点，特别适合突变信号和不平稳信号分析。（2）可以对信号进行去噪、识别和数据压缩、还原等。缺点是：（1）在实时系统中运算量较大，需要如DSP等高价格的高速芯片。（2）小波分析有“边缘效应”，边界数据处理会占用较多时间，并带来一定误差。
3.6Prony分析法
Prony分析衰减的思想类似于小波。在该方法中，信号总是被认为可以由一系列的衰减的正弦波构成，这些衰减正弦波类似于小波函数。所以Prony分析方法和小波一样，可以做多尺度的信号分析。Prony分析的主要缺点是计算时间过长。
4电能质量的控制策略与技术
4.1几种电能质量控制策略
（1）PID控制：这是应用最为广泛的调节器控制规律，其结构简单、稳定性好、工作可靠、调整方便，易于在工程中实现。当被控对象的结构和参数不能完全掌握，或得不到精确的数学模型时，应用PID控制技术最为方便。其缺点是：响应有超调，对系统参数摄动和抗负载扰动能力较差。
（2）空间矢量控制：空间矢量控制也是一种较为常规的控制方法。其原理是：将基于三相静止坐标系(abc)的交流量经过派克变换得到基于旋转坐标系(dq)的直流量从而实现解耦控制。常规的矢量控制方法一般采用DSP进行处理，具有良好的稳态性能与暂态性能。也可采用简化算法以缩短实时运算时间。
4.2用户电力（Custom Power）技术
用户电力技术就是将电力电子技术、微处理机技术、自动控制技术等运用于中低压配电系统和用电系统中，其目的是加强配电系统的供电可靠性，并减小谐波畸变，改善电能质量。该技术的核心器件IGBT比GTO具有更快的开关频率，并且关断容量已达MVA级，因此DFACTS装置具有更快的响应特性。
5电能质量控制的发展方向
5.1研究电能质量分析控制领域的基础性工作
一方面要深入探索电能质量领域的基础性研究工作，包括电能质量的定义、评价标准与体系，电能质量问题的表现形式、影响因素、防治方法等。同时，积极研究电能质量控制的新方法、新技术和新策略，将更为先进、科学的控制理念和控制思想借鉴到电能质量管理领域。
5.2推广使用数字化电能质量控制技术
以DSP为基础的实时数字信号处理技术在控制领域得到广泛应用，其优点为：①可提高系统稳定性、可靠性和灵活性；②由程序控制，改变控制方法或算法时不必改变控制电路；③可重复性好，易调试和批量生产；④易实现并联运行和智能化控制。随着DSP性能的不断改善和价格的下降，电能质量控制装置将用DSP来实现实时信号处理从而取代模拟量控制。
5.3对电能质量检测技术的新要求
传统的检测仪器一般局限于持续性和稳定性指标的检测，而且仅测有效值已不能精确描述实际的电能质量问题，因此需要发展新的监测技术。具体要求包括：①能捕捉快速(ms级甚至ns级)瞬时干扰的波形；②需要测量各次谐波以及间谐波的幅值、相位；③需要有足够高的采样速率，以便能和得相当高次谐波的信息。④建立有效的分析和自动辩识系统，反映各种电能质量指标的特征及其随时间的变化规律。
5.4大力发展应用新技术
电力电子技术的应用可以大大提高电网的电能质量，FACTS、CusPow等新技术更是为解决电能质量问题开拓了广阔的前景，同时一些非电力电子技术的发展也很迅猛，将这些技术融合发展，并合理使用、大力推广，必然会逐步满足电力负荷对电能质量日益提高的要求。
参考文献
[1]Dugan R C， Megranghan M F，Benty H W．E1ectrical power systems quality [M]．New York：McGrawHill, 1996.
