第一章 概论

第一节 电力系统基本知识

一、电力系统

现代工农业及整个社会生活中所应用的电力，绝大部分是由发电厂发出来的。电力从生产到供给用户应用，通常都要经过发电、输电、变电、配电、用电等5个环节。电力从生产到应用的全过程，客观上就形成了电力系统。严格地说，由发电厂的发电部分、输配电线路、变配电所及用电户的各种用电设备所组成的整体称为电力系统。常简称系统，其示意图分别如图1-1和图1-2所示。

由图1-2可见，若电力系统再加上发电厂的动力部分（包括原动机及原动机的力能部分等），则称为动力系统。在电力系统中，除发电设备和用电设备外，各级电压的电力线路及其所联系的变电所，称为电力网，简称电网。它是电力系统的一个重要组成部分，承担了将电力由发电厂发出来之后供给用户的工作，即担负着输电、变电与配电（统称为供电）的任务。

电力网按其在电力系统中的作用，分为输电网和配电网，如图1-2所示。输电网是以输电为目的，采用高压或超高压将发电厂、变电所或变电所之间连接起来的送电网络，它是电力网中的主网架。直接将电能送到用户去的网络称为配电网或配电系统，它是以配电为目的的。配电网的电压由系统及用户的需要而定，因此配电网中又分：高压配电网（通常指35kV及以上的电压，目前最高为110kV）、中压配电网（通常指10kV、6kV和3kV）及低压配电网（通常指220V、380V）。

电力网按其电压高低和供电范围大小分为区域电网和地方电网，如图1-3所示。区域电网的范围大，电压一般在220kV及以上。地方电网的范围小，电压一般为35～110kV。企业供配电系统属于地方电网的一种。

应当指出，电力网或系统，往往按电压等级来区分，如说10kV电网或10kV系统。这里所说的电网或系统，实际上指的是某一电压级的相互连接的整个电力线路。

在电力系统中，电力是由发电厂生产的，它是将自然界蕴藏的各种一次能源转换为电能（二次能源）的工厂。发电厂按所使用的能源不同，可分为火力发电厂、水力发电厂、核能发电厂以及风力发电厂、地热发电厂、太阳能发电厂等。

1.火力发电厂

火力发电厂简称火电厂，它是利用煤、石油、天然气等燃料的化学能来生产电能的。我国的火电厂主要是燃煤。煤粉在锅炉的炉膛内充分燃烧，将锅炉内的水烧成高温高压的蒸汽，推动汽轮机转动，使与它联轴的发电机旋转发电。其能量转换过程是：。图1-4给出火力发电厂的生产过程示意图。

火力发电厂按其作用可分为单纯发电的和既发电又兼供热的两种类型。前者指一般的火力发电厂，后者指供热式火力发电厂，或称热电厂。一般火力发电厂应尽量建设在燃料基地或矿区附近。将发出的电，用高压或超高压线路送往用电负荷中心。通常把这种火力发电厂称为“矿口电厂”。矿口电厂是当前和今后建设大型火力发电厂的主要发展方向。热电厂的建设是为了提高热能的利用效率。由于它要兼供热，所以必须建设在大城市或工业区的附近。

目前，在世界上的绝大多数国家中，火力发电厂在电力系统中所占的比重都是较大的。

2.水力发电厂

水力发电厂简称水电厂或水电站。它是利用水流的位能来生产电能的。当控制水流的闸门打开时，水流沿进水管进入水轮机蜗壳室，冲动水轮机，带动发电机发电。其能量转换过程是：，图1-5给出水力发电厂生产过程示意图。

水力发电厂的容量大小决定于上下游的水位差（简称水头）和流量的大小。因此，水力发电厂往往需要修建拦河大坝等水工建筑物以形成集中的水位差，并依靠大坝形成具有一定容积的水库以调节河水流量。根据地形、地质、水能资源特点的不同，水力发电厂可分为坝式水电站、引水式水电站、混合式水电站。坝式水电站的水头是由挡水大坝抬高上游水位而形成的。若厂房布置在坝后，称之为坝后式水电站。若厂房起挡水坝的作用，承受上游水的压力，称之为河床式水电站。引水式水电站的水头由引水道形成。这类水电站的特点是具有较长的引水道。混合式水电站的水头由坝和引水道共同形成。这类水电站除坝具有一定高度外，其余与引水式水电站相同。

3.核能发电厂

核能发电厂又称为原子能发电厂，简称为核电厂或核电站。它主要是利用原子核的裂变能来生产电能。它的生产过程与火电厂基本相同，主要区别是以核反应堆（俗称原子锅炉）代替了燃煤锅炉，以少量的核燃料代替了大量的煤炭。其能量转换过程是：核裂变能。图1-6给出核能发电厂的生产过程示意图。其中图1-6（a）为沸水堆型反应堆。在这种反应堆内，水被直接变成蒸汽，它的系统构成较为简单，但有可能使汽轮机等设备受到放射性污染，以致使这些设备的运行、维护和检修复杂化。为了避免这个缺点，可采用图1-6（b）所示的压水堆型反应堆。这种类型的反应堆增设了一个蒸汽发生器，从反应堆里引出的高温水在蒸汽发生器内将热量传给另一个独立回路的水，使之加热成高温蒸汽以推动汽轮发电机组旋转。由于在蒸汽发生器内两个回路的水是安全隔离的，所以就不会造成对汽轮机等设备的放射性污染。

核能发电厂的主要优点如下：

（1）节省燃料。例如，一座装机容量为500MW的火力发电厂每年至少要烧掉150万t煤；而同容量的核能发电厂每年只消耗600kg的铀燃料。

（2）燃烧时不需要空气助燃。由于这样，核能发电厂可以建设在地下、山洞里、水下或空气稀薄的高原地区。

目前，世界上有很多国家都很重视核能发电厂的建设，我国已建成浙江秦山核电站和广东大亚湾核电站，并计划建设其他核电站。

由上述可知，电能生产的特点如下。

（1）电能不能大量储存。电能的生产、输送、分配和消费是在同一时间完成的。在任何时刻发电厂所发出的功率必须等于用电设备所需要的功率（包括厂用电及各种功率损耗），始终保持平衡。电能不能大量储存是电能生产的最大特点。为了保证对用户不间断地供电，电力系统各组成部分必须紧密联系、互相协调、可靠工作。系统中无论哪一部分损坏，都将影响整体。规划设计时要求确保电力先行，否则其他工厂将无法建成和投产。

（2）电能生产与国民经济各部门和人民生活有着极密切的关系。由于电能可以方便地转换成其他各种形式的能量，便于大量生产、集中管理、远距离输送和自动控制，使用电能较使用其他能量有显著优点，因此各部门都广泛使用电能。现代化工业、农业、交通运输业等都用电作为动力来进行生产，人民日常生活中还广泛使用着各种电器。因此，电能供应的中断或不足，将影响各个部门的生产，造成人民生活的紊乱。

（3）过渡过程十分迅速。电是以光速传播的，所以运行情况发生变化所引起的电磁方面和机电方面的变化过程是十分迅速的。电力系统中的正常操作，如变压器、输电线路的投入或切除，用户用电设备（如电动机、电热器和照明器等）的投入或切除都是瞬时完成的。电力系统中的故障，如线路发生短路故障和并联的发电机失去稳定等过程也都是十分短暂的。因此，不论正常情况的操作和故障情况的切除，或将故障限制在一定范围内来迅速恢复供电所进行的一系列调整和操作，仅靠人工手动是不能达到满意的效果的，甚至是不可能的，所以必须采用各种自动装置来迅速而准确地进行各项调整和操作。电力系统的这个特点给运行和操作带来许多复杂的课题。

（4）电力系统是不断发展的系统。工农业生产和人民生活的电气化程度日益提高，电力系统的容量势必逐年增大。工业发达国家的电能年平均增长率为6%～7%，即10年左右便翻一番，个别国家的增长率达13%～14%。

（5）电力系统的地区性特点较强。电力系统的能源结构与资源分布情况和特点有关，而负荷结构与工业布局、城市规划、电气化水平等有关，至于输电线路的电压等级、线路配置等则与电源和负荷间的距离、负荷集中程度等因素有关，因此各个电力系统的组成将不尽相同。例如，有的系统是以水力发电厂为主，电源与负荷相距较远，联系弱。有的系统则以火力发电厂为主，电源与负荷距离较近、联系紧密。小水电资源丰富的地县，形成以小水电站为主要能源的地方电力系统等。因此，作为系统规划设计与实施运行管理时，必须针对本系统的特点从实际出发。

二、对电力系统的基本要求

由于电力系统与国民经济各部门及人民生活间的关系非常密切，所以对其运行要求很高，基本要求如下。

（一）保证运行安全可靠

供电的中断将使生产停顿、混乱，甚至危及人身和设备的安全，造成十分严重的后果。停电给国民经济造成的损失远超过电力系统本身的损失，因此电力系统运行首先要满足安全发供电的要求。

运行经验表明，电力系统中大的事故。往往是由小事故引起的。整体性事故往往是由局部性事故发展扩大而造成的。据统计，事故原因由于设备质量差引起的占32%；自然灾害引起的占16.6%；继电保护误动作引起的占13.2%；人员过失引起的占17%；运行管理水平低引起的占21.2%。所以，为保证供电可靠性，首先，要保证系统各元件的工作可靠性，加强对设备运行的监控，搞好设备的正常运行维护和定期检修，逐步向状态维修过渡；其次，要保证一定的备用容量；再次，要提高运行水平，防止误操作的发生，在事故发生后应尽量采取措施以防止事故扩大等。

各种用户对供电可靠性的要求是不一样的。供电中断后，有的会造成恶劣的政治影响，有的会影响人身和设备的安全，有的则影响较小。因此，必须根据实际情况区别对待这些不同类型的用户。通常根据负荷对可靠性的要求及中断供电在政治、经济上所造成的损失或影响的程度，将负荷分为三级：

（1）一级负荷。一级负荷为中断供电将造成人身伤亡者；或在政治、经济上将造成重大损失者，如重大设备损坏、重大产品报废、用重要原料生产的产品大量报废、国民经济中重点企业的连续生产过程被打乱需要长时间才能恢复等。

在一级负荷中有特别重要的负荷，它中断供电将发生爆炸、火灾、中毒、混乱等，如正常电源中断时处理安全停产所必需的事故照明、通信系统、火灾报警设备，保证安全停产的自动控制装置、执行机构和配套装置等。

（2）二级负荷。二级负荷为中断供电将在政治、经济上造成较大损失者，如主要设备损坏、大量产品报废、连续生产过程被打乱需较长时间才能恢复、重点企业大量减产等。

（3）三级负荷。三级负荷为一般的电力负荷，所有不属于上述一、二级负荷者。

当系统发生事故，出现供电不足的情况时，应首先切除三级负荷，以保证对一级和二级负荷的供电。通常对一级负荷都设置两个或两个以上的电源，以保证其供电的可靠性。

（二）保证良好的电能质量

衡量电能质量的基本指标是电压和频率。

电压是电能的主要质量指标之一。衡量电压质量的指标是电压偏差、电压波动、电压波形是否畸变即是否含有高次谐波和电压不平衡度等。

1.电压偏差

（1）基本定义与规定。当供配电系统改变运行方式和负荷缓慢地变化时，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额定电压之差ΔU称为电压偏差。电压偏差ΔU也常用与系统额定电压的比值，以百分数表示，即

式中 ΔU——电压偏差；

U——用电设备的实际电压；

U_N——用电设备的额定电压。

根据国家标准GB 50052《供配电系统设计规范》，在正常运行情况下，用电设备端子处电压偏差允许值如下：

1）电动机为±5%。

2）照明：在一般工作场所为±5%；对于远离变电所的小面积一般工作场所，难以满足上述要求时，可为+5%、-10%；应急照明、道路照明和警卫照明等为+5%、-10%。

3）其他用电设备，当无特殊规定时为±5%。

（2）危害。如果用电设备的端电压与其额定电压有偏差，则用电设备的工作性能和使用寿命将受到影响，总的经济效果将会下降。电压偏差对不同用电设备的影响如下。

1）对感应电动机的影响 由于电动机转矩与其端电压的平方成正比，因此当电动机的端电压比其额定电压低10%时，其实际转矩将只有额定转矩的81%，而负荷电流将增大5%～10%以上，温升将提高10%～15%以上，绝缘老化程度将比规定增加1倍以上，从而明显地缩短电机的使用寿命。而且由于转矩减小，转速下降，不仅会降低生产效率，减少产量，而且还会影响产品质量，增加废次品。当其端电压偏高时，负荷电流和温升一般也要增加，绝缘也要受损，对电机也是不利的，但不像电压偏低时那么严重。

2）对同步电动机的影响 当同步电动机的端电压偏高或偏低时，转矩也要按电压平方成正比变化。因此同步电动机的端电压偏差，除了不会影响其转速外，其他如对转矩、电流和温升等的影响，是与感应电动机时相同的。

3）对照明的影响 电压偏差对白炽灯的影响最为显著。当白炽灯的端电压较其额定电压降低10%时，灯泡的使用寿命将延长2～3倍，但其发光效率将下降30%以上，灯光明显变暗，照度降低，严重影响人的视力健康，降低工作效率，还可能增加事故发生率。当其端电压较其额定电压升高10%时，发光效率将提高1/3左右，但其使用寿命将大大缩短，只有正常寿命的1/3。电压偏差对荧光灯等气体放电灯的影响不像对白炽灯那么明显，但也有一定的影响。当其端电压偏低时，灯管不易起燃。如果多次反复起燃，则灯管寿命将大受影响。而且电压降低时，照度下降，影响视力工作。当其电压偏高时，灯管寿命又要缩短。

（3）减小电压偏差的措施。由上述可知，电压偏差对用电设备的影响很大，因此应采取措施减小电压偏差。在企业供配电系统中常用的方法是调整电压，主要有：

1）正确选择无载调压型变压器的电压分接头。电力变压器调压分为无载调压和有载调压两种。目前我国企业供配电系统中应用的6～10kV电力变压器，一般为无载调压型，其高压绕组（即一次绕组）有U_N±5%的电压分接头，并装设有无载调压分接开关，如图1-7所示。如果设备端电压偏高，则应将分接开关换接到+5%的分接头，以降低设备端电压。如设备端电压偏低，则应将分接开关换接到-5%的分接头，以升高设备端电压。但这只是改变了用电设备端的电压水平，使之更接近于设备的额定电压，从而缩小电压偏差的范围。如果用电负荷中有的设备对电压要求严格，采用无载调压型变压器满足不了要求而这些设备单独装设调压装置在技术经济上又不合理时，可采用下述的有载调压型变压器。

2）采用有载调压变压器。变电所中的变压器在下列情况之一时，应采用有载调压变压器：①35kV以上电压的变电所中的降压变压器，直接向35kV或10（6）kV电网送电时，应采用有载调压变压器；②35kV降压变电所的主变压器，在电压偏差不能满足要求时，应采用有载调压变压器；③10（6）kV配电变压器一般不宜采用有载调压变压器，但在当地10（6）kV电源电压偏差不能满足要求，且用电单位有对电压要求严格的设备，单独设置调压装置技术经济不合理时，亦可采用10（6）kV有载调压变压器。

3）合理地减少系统的阻抗。供配电系统中电压损耗是与其中各元件（包括变压器和线路）的阻抗成正比的。因此，适当减少系统的变压级数，增大导线或电缆的截面，或以电缆取代架空线供电等来减小系统的阻抗，从而降低电压损耗，缩小电压偏差的范围，达到电压调整的目的。但是增大导线或电缆截面以及采用电缆供电，要增加线路投资，所以应作技术经济的分析比较，合理时才宜于采用。

4）尽量使系统的三相负荷均衡。在有中性线的低压供配电系统中，如三相负荷分布不均衡，则将使负荷端中性点电位偏移，造成有的相电压升高，从而增大了线路电压偏移。为此，应使三相负荷分布尽可能地均衡，以降低电压偏移。

5）适当调整系统的运行方式。在生产为一班制或两班制的企业或车间，工作班的时间内，负荷重，往往电压偏低，因而需要将变压器高压绕组的分接头调在-5%的位置上。但这样一来，到夜间负荷轻时，电压就会偏高。这时如能切除变压器，改用低压联络线供电，既可减少这台变压器的电能损耗，又可由于投入低压联络线而增加线路的电压损耗，从而降低所出现的电压偏高。对于两台变压器并列运行的变电所，在负荷轻时切除一台变压器，同样可起到降低电压偏高的作用。

6）合理进行无功功率补偿。由于产生电压偏差的主要因素是系统中滞后的无功负荷所引起的电压损耗，因此采用适当的无功补偿措施就能有效地减小系统的电压偏差。通常采用并联电容器进行补偿。

2.电压波动

（1）基本定义与规定。供配电系统的电压波动主要是由于系统中的冲击负荷引起的。冲击负荷引起的电压波动对工频来说是调幅波（即交流电压波的包络线）性质的。为了表征电压波动的大小，用电压调幅波中相邻两个极值（极大和极小）电压均方根值之差（U_max-U_min）对额定电压U_N的百分数来表示，即

为了区别电压波动（电压的快变化）和电压偏差（电压的慢变化），国家标准GB 12326《电能质量 电压波动和闪变》中规定，电压波动的变化速度应不低于每秒0.2%。

电压闪变反映了电压波动引起的灯光闪烁对人视觉产生影响的效应。引起照度闪变的电压波动现象称为电压闪变。因灯光照度急剧变化使人眼感到不适的电压，称为闪变电压。

国家标准GB 12326中规定了电力系统公共供电点由冲击性功率负荷产生的电压波动和闪变的允许值，见表1-1和表1-2。

（2）电压波动和闪变的危害。

1）引起照明灯光闪烁，使人的视觉容易疲劳和不适，从而降低工作效率。

2）电视机画面亮度发生变化，垂直和水平幅度摇动。

3）影响电动机正常启动，甚至无法启动；导致电动机转速不均匀，危及本身的安全运行，同时影响产品质量。例如使造纸、制丝不均匀，降低精加工机床制品的光洁度，严重时产生废品等。

4）使电子仪器设备（例如示波器、X光机）、计算机、自动控制设备工作不正常。

5）使硅整流器的出力波动，导致换流失败等。

6）影响对电压波动较敏感的工艺或试验结果。例如，使光电比色仪工作不正常，使化验结果出差错。

（3）减小电压波动和闪变的措施。

1）采用专用线或专用变压器供电。对负荷变动剧烈的大型电力设备，采用专用线或专用变压器单独供电，这是最简便有效的办法。

2）降低配电线路阻抗。当引起电压波动的冲击性负荷与其他负荷共用配电线路时，应设法降低配电线路的阻抗，例如适当增大导线截面，或将架空线路改为电缆线路，从而减小负荷变动时引起的电压波动。

3）增大供电电网容量。对大功率电弧炉的炉用变压器，宜由短路容量较大的电网供电，一般是选用更高电压等级的电网供电。

4）采用静止型无功补偿装置。对大型冲击性负荷，如采取上述措施仍达不到要求时，可装设能“吸收”冲击无功功率的静止型无功补偿装置（SVC）。SVC是一种能吸收随机变化的冲击无功功率和动态谐波电流的无功补偿装置，其类型有多种，其中，图1-8所示的可控硅控制空芯电抗型（TCR型）具有反映时间快（10～20ms）、无级补偿、运行可靠、分相调节、平衡有功、适用范围广、价格较便宜等优点，实际应用最广，在控制电弧炉负荷产生的闪烁时，几乎都采用这种型式。

3.谐波

（1）基本定义与规定。国际上公认的谐波含义为：“谐波是一个周期电气量的正弦波分量，其频率为基波频率的整倍数”。由于谐波的频率是基波频率的整数倍数，也常称它为高次谐波。

谐波将引起供配电系统正弦波形畸变，为了表示畸变波形偏离正弦波形的程度，最常用的特征量有谐波总含量、总畸变率和h次谐波的含有率。

1）谐波总含量。所谓谐波总含量，就是各次谐波的平方和开方。谐波电压总含量为

2）电压总谐波畸变率。电压总谐波畸变率THD_u按式（1-4）计算为

式中 U₁——基波电压均方根值；

U_H——谐波电压总含量。

3）谐波含有率。第h次谐波电压含有率HRU_h，按式（1-5）计算为

式中 U_h——第h次谐波电压均方根值。

同理可以写出谐波电流的相应表达式I_H、THD₁、HRI_h。

国家标准GB/T 14549《电能质量 公用电网谐波》的规定如下。

1）公用电网谐波电压（相电压）限值见表1-3。

2）公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（均方根值）不应超过的允许值，如表1-4所示。

需要指出的是：

1）当电网公共连接点的最小短路容量S′_k不同于表1-4基准短路容量S_k时，则应按式（1-6）修正表1-4中的谐波电流允许值，即

式中 I_al（h）——第h次谐波电流允许值，A；

I′_al（h）——短路容量S′_k时的第h次谐波电流允许值，A。

2）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，按各用户在该点的协议容量与该点的供电总容量之比进行分配。

（2）谐波产生的原因。在电能的生产、传输、转换和使用的各个环节中都会产生谐波。

在供配电系统中，谐波产生的主要原因是系统中存在具有非线性特性的电气设备，主要有：

1）具有铁磁饱和特性的铁芯设备，如变压器、电抗器等。

2）以具有强烈非线性特性的电弧为工作介质的设备，如气体放电灯、交流弧焊机、炼钢电弧炉等。

3）以电力电子元件为基础的开关电源设备或装置，如各种电力变流设备（整流器、逆变器、变频器）、相控调速和调压装置、大容量的电力晶闸管可控开关设备等。它们大量的用于化工、电气铁道、冶金、矿山等工矿企业以及各式各样的家用电器中。

上述非线性电气设备的显著特点是从供配电系统中取用非正弦电流，也就是说，即使电源电压是正弦波形，但由于负荷具有其电流不随着电压同步变化的非线性的电压—电流特性，使得流过负荷的电流是非正弦波形，它由基波及其整数倍的谐波组成。产生的谐波使供电系统电压严重失真。这些向供配电系统注入谐波电流的非线性电气设备通称为谐波源。在电力电子装置普及以前，变压器是主要谐波源，目前各种电力电子装置已成为主要谐波源。

（3）谐波的危害。目前，国际上公认谐波“污染”是供配电系统的公害，其具体危害如下：

1）谐波会大大增加供配电系统发生谐振的可能，从而造成很高的过电流或过电压而引发事故的危险性。

2）谐波电压可使变压器的磁滞及涡流损耗增加，使绝缘材料承受的电气应力加大，而谐波电流使变压器的铜耗增加，从而使铁芯过热，加速绝缘老化，缩短变压器使用寿命。

3）谐波电流可能使电容器过负荷和出现不允许的温升，可使线路电能损耗增加，还可能使供配电系统发生电压谐振，损坏设备绝缘。

4）谐波电流流过供配电线路时，可使其电能损耗增加，导致电缆过热损坏。

5）谐波电流可使电动机铁损明显增加，并使电动机转子出现振动现象，严重影响机械加工的产品质量。

6）谐波可使计费的感应式、电子式电能表的计度不准。

7）谐波影响设备正常工作，可使继电保护和自动装置发生误动和拒动，可使计算机失控，或使电子设备误触发，或使电子元件的测试无法进行。

8）谐波可干扰通信系统，降低信号的传输质量，破坏信号的正常传递，甚至损坏通信设备。

（4）谐波的抑制措施。抑制供配电系统中谐波的措施如下：

1）加强谐波管理，执行有关国家标准。

2）三相整流变压器采用Yd或Dy接线。由于3次及3的整数倍次的谐波电流在三角形接线的绕组内形成环流，而星形接线的绕组内不可能出现3次及3的整数倍次的谐波电流，因此采用Yd接线或Dy接线的三相整流变压器，能使注入供电系统的谐波电流消除3次及3的整数倍次的谐波电流。又由于供电系统中的非正弦交流电压或电流，通常是正、负两半波对时间轴是对称的，不含直流分量和偶次谐波分量，因此采用Yd或Dy接线的整流变压器以后，注入供配电系统的谐波电流只有5、7、11等次谐振了。这是供配电系统中抑制谐波的最基本的一种方法。

3）增加整流变压器二次侧的相数和增加整流器的整流脉冲数。整流变压器二次侧的相数越多，整流波形的脉波数越多，其次数低的谐波被消去的也越多。例如整流相数为6相时，出现的5次谐波电流为基波电流的18.5%，7次谐波电流为基波电流的12%。如果整流增加到12相时，则出现的5次谐波电流降为基波电流的4.5%，7次谐波电流降为基波电流的3%，都差不多减少3倍。由此可见，增加整流相数对高次谐波抑制的效果是相当显著的。

4）装设分流滤波器。分流滤波器又称调谐滤波器，是由R—L—C等元件组成的串联谐振电路，一般采取三相星形接线。在大容量“谐波源”（如大容量的晶闸管整流器等）与供配电系统的连接处并联装设分流滤波器，如图1-9所示，使滤波器的各组R—L—C电路分别对需要消除的5、7、11等次的高次谐波进行调谐，使之发生串联谐振。由于串联谐振时阻抗很小，因而可使有关次数的谐波电流被滤波器分流（吸收）而不致注入供配电系统中去。这种方法结构简单、投资少、运行可靠性较高、运行费用较低，是抑制谐波的主要手段。

5）多台相数相同的整流装置，使整流变压器二次侧有适当的相角差。这与增加整流变压器二次侧的相数有类似的效果。例如，有两台Ydy整流变压器，若将其中一台加移相线圈，使两台变压器的一次侧主绕组有15°相角差，两台的综合效应在理论上可大大改善，向供配电系统注入谐波。

6）选用Dyn11接线组别的三相配电变压器。由于Dyn11接线组别的三相配电变压器高压绕组为三角形接线，3次及3的整数倍次的谐波电流可在其中形成环流而不致注入高压供电系统中去，从而有利于抑制谐波。

7）有源电力滤波器。减小谐波影响供配电系统根本措施是在谐波源附近防止或减小谐波电流，从而降低谐波电压。目前，抑制谐波的一个重要趋势是采用有源电力滤波器。它是一种电力电子装置，其基本原理是从补偿对象中检出谐波电流，由补偿装置产生一个与该谐波电流大小相等而极性相反的补偿电流，从而使电网电流只含基波分量。这种滤波器能对频率和幅值都变化的谐波进行跟踪补偿，且补偿特性不受电网阻抗的影响，因而受到广泛的重视。

有源电力滤波器的变流电路可分为电压型和电流型，目前实际应用的装置中，90%以上是电压型。从与补偿对象的连接方式来看，又可分为并联型和串联型，目前运行的装置几乎都是并联型。上述类型都可以单独使用，也可以和LC滤波器混合使用。

8）开发新型变流器。对于作为主要谐波源的电力电子装置来说，除了采用补偿装置对其谐波进行补偿外，还有一条抑制谐波的途径，就是开发新型变流器，使其不产生谐波，且功率因数为1。这种变流器被称为单位功率因数变流器。高功率因数变流器可近似看成是单位功率因数变流器。

9）其他。各类大功率非线性用电设备变压器由短路容量较大的供配电系统供电，或将谐波源与不能受干扰的负荷电路从供配电系统的接线上分开，均能有助于谐波的抑制或消除。

应当指出，虽然谐波电流在供配电系统内以及电力设备内都会产生不良的影响，但其影响和抑制措施大不相同，因此要具体情况、具体分析，有区别地采取处理措施。

4.三相电压不平衡度

（1）基本定义与规定。电压不平衡度εU，是衡量多相系统负荷平衡状态的指标，用电压负序分量的均方根值U₂与电压正序分量的均方根值U₁的百分比来表示，即

国家标准GB/T 15543《电能质量 三相电压不平衡度》规定：

1）电力系统公共连接点，正常时三相电压不平衡度允许值为2%，短时不超过4%。

2）接于系统公共连接点的每个用户，三相电压不平衡度一般不得超过1.3%。

（2）危害。三相电压不平衡度偏高，说明电压的负序分量偏大。电压负序分量的存在，将对电力设备的运行产生不良影响。例如，电压负序分量可使感应电动机出现一个反向转矩，削弱电动机的输出转矩，降低电动机的效率，同时使电动机绕组电流增大，温升增高，加速绝缘老化，缩短使用寿命。三相电压不平衡，还会影响多相整流设备触发脉冲的对称性，出现更多的高次谐波，进一步影响电能质量。

（3）降低不平衡度的措施。由于造成三相电压不平衡的主要原因是单相负荷在三相系统中的容量分配和接入位置不合理、不均衡。因此在供电系统的设计和运行中，应采取如下措施：

1）均衡负荷。对单相负荷应将其均衡地分配在三相系统中，同时要考虑用电设备的功率因数不同，尽量使有功功率和无功功率在三相系统中均衡分配。在低压供电系统中，各相之间的容量之差不宜超过15%。

2）正确接入照明负荷。由地区公共低压供配电系统供电的220V照明负荷，线路电流小于或等于30A时，可采用220V单相供电；大于30A时，宜以220/380V三相四线制供电。

（三）保证电力系统的经济性

要求电能在生产、输送和分配的过程中效率高、损耗小；充分利用能源，尽可能降低电能成本。要求实现发电厂和电力网的经济运行，最大限度地降低煤耗、厂用电率以及电力网线损率等。

（四）最大限度地满足用户的需要

作好电力系统发展的规划设计，充分发挥现有设备的潜力，进行技术革新和技术革命，提高设备出力，保证向用户提供充足的电力。

为了向用户提供可靠、优质、经济和充足的电能，首先应做到安全生产和安全用电。安全、可靠、优质、经济及充足地发供电是电力系统的基本任务。

三、电力系统的优点

各孤立运行的发电厂通过电力网连接起来形成并联运行的电力系统后，在技术经济上带来很多好处，归纳起来有以下几个方面。

（一）提高可靠性和电能质量

通常孤立运行的发电厂必须装设一定的备用容量（一般为系统总容量的10%～15%，且不小于一台最大机组的容量），以防止机组检修或事故时对用户供电的中断。如果形成电力系统，则备用机组台数较多，几台同时发生故障的机会很少；而且系统的容量增大后，个别机组故障时对系统的影响也较小，因此提高了供电的可靠性；形成电力系统后容量增大，则个别机组和负荷的变动不会引起电压和频率的显著变化，因而电能的质量也有所改善。

（二）合理利用能源，提高运行的经济性

各种能源的发电厂，如水力发电厂、火力发电厂、潮汐发电厂、热能站、核能发电厂等联合成电力系统并列运行，可以合理利用能源。例如，水利资源决定于河流的水文情况，而河流的天然流量与年降水量有关，受气候条件的影响。一般夏季为丰水期，冬季为枯水期。若水电站孤立运行，则形成冬季出力不足而夏季却要弃水，使水能资源不能得到充分利用。当水力发电厂并入电力系统后，夏季丰水期可以让水力发电厂尽量多发电来减少火力发电厂所承担的负荷，从而节约燃料；而枯水季节则让水力发电厂担负尖峰负荷，火力发电厂担负基本负荷。火力发电厂之间，经常让高效率和运行指标低的机组多带负荷，而让低效率或烧优质燃料的机组少带负荷。这样，既充分利用了水利资源，又降低了火力发电厂的煤耗；既降低了电能成本，又提高了运行的经济性。

核能发电厂的特点是基建投资大而运行费用低。核能发电厂既不受气候的影响，也不受燃料运输条件的限制，但其允许负荷波动小。因此，只有在联合电力系统中才有可能担负基本负荷。

（三）减少系统的总装机容量

由于不同地区间东西方向有时差，南北方向有季差以及负荷性质的不同，电力系统中高峰负荷出现的时间就不同。因此，系统的综合最大负荷常小于各个发电厂单独供电时各最大负荷的总和。各孤立发电厂所供负荷的特征愈不同，则系统综合最大负荷的降低将愈显著。由于系统综合最大负荷的降低，相应地可以减少系统中的总装机容量。

（四）便于安装大型机组

系统中发电机组的经济装机容量与电力系统总容量及负荷增长速度等因素有关。一般认为，100万kW以上的电力系统中最经济的机组单机容量为系统容量的6%～10%；1000万kW以上的电力系统中最经济的机组单机容量为系统容量的6%～10%；对于容量较小的电力系统，负荷增长较快时，最经济的机组单机容量为系统容量的20%左右。机组单机容量小于这个比例时则不经济，大于这个比例时会造成系统的运行和检修的困难。因此，电力系统的容量增大，按比例可以装设大容量的机组。大型机组每一千瓦设备的投资和生产每一度电能的燃料消耗及维护费用都比装设小机组便宜，因而可以节约基建投资，加快建设速度，降低成本和提高劳动生产率。