低压电容器

低压电容器（共7篇）

低压电容器 篇1

引言

随着我国智能电气化电网的迅速发展,低压电器智能化也应运而生,低压智能电力电容器(以下简称“智能电容器”)就是其中的一个佼佼者。它以功能强大、体积小、重量轻、价格低、质量可靠等优势,迅速赢得了市场,取得了广大用户的信赖与好评。自智能电容器问世以来,庞大的常规型低压无功补偿装置就逐渐被其取代,迅速成为用户低压电网安全与经济运行的“保护神”。

1 智能电容器功能

智能电容器是一套微型化的低压智能无功补偿与调谐滤波装置。它以2台(△型)或1台(Y型)无油化低压电力电容器为主体,采用微型电子元件技术、微型传感技术、微型网络技术和电器制造技术,将智能组件、控制器、滤波器、电抗器、电流互感器、热继电器、熔断器、避雷器等元件微型化,全套装置安装在电容器的上方,用一个约7cm高的盖子覆盖着。由于整机体积很小,突出显示的是电容器,所以称之为低压智能电力电容器。

现场安装时,在低压进线柜的进线上加装3只小型CT,将二次线引入智能电容器,即可实现如下功能:

1)智能网络控制功能。

自动检测及跟踪系统无功功率的变化,自动投切电容器组。投切方法是:容量相同的电容器,按循环投切原则进行投切;容量不同的电容器,按适补原则进行投切;先投先切,先退先投;电容器运行温度低时先投,温度高时先退。补偿工况恒定时,电容器每15min循环投切一次,避免单只电容器长时间投运。

2)快速投切电容器功能。

动作开关选用无触点过零投切开关,配合专用的快速控制器,实现过零投切,动作时间缩短到1s,动态追踪补偿系统所缺少的无功功率,力争使线损降到最好水平。

3)测量功能。

可测量系统电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数;CT相位与变比自动测量和校正;各台电容器的三相电流和体内温度。

4)分相补偿功能。

分相补偿型智能电容器,可对各相上的电容器进行分别投切,提高对系统无功功率的补偿精度,使三相无功功率不平衡的系统得到最佳补偿。

5)保护功能。

电容器有过流速切保护,过压、欠压保护,过温、断相保护,三相电流不平衡保护。当电容器内部温度超过65℃时,电容器会整机退出运行,确保系统安全。

6)信号功能。

电容器具有投切状态,过补、欠补状态,过压、欠压状态,保护动作类型,自诊断故障类型等灯光信号。

7)通信功能。

电容器和控制器之间采用RS-485通信联接,便于大量采取数据,上传及与外设监控终端进行信息交换,构成系统工作。

8)显示功能。

电容器顶盖前方,有液晶显示屏,可以显示电容器投切状态及系统电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电容器内部温度等运行数据。

9)故障自诊断功能。

电容器智能控制元件,能对本体各项运行参数进行自诊断,一旦出现故障,整机快速响应,退出运行。

10)滤波功能。

能够有效抑制高次谐波和涌流。对高次谐波形成一个低阻抗通道,可吸收、泄放高次谐波,消除高次谐波对电容器的影响,防止电容器过热、绝缘介质老化、自愈性能下降等不利因素的发生。

对具有大型谐波源的用户,还要加装专用干式电抗器、温控风扇、人机联系面板等器件,整机装在一个370mm×280mm×280mm的小箱体内。

2 智能电容器实用技术

2.1 用电情况调查

在使用智能电容器之前,首先对用户进行用电情况调查,包括:供、用电电压;高压线路长度与导线型号;变压器台数、容量、负载损耗及运行方式;用电设备名称及用电性质;原有无功补偿装置的补偿容量、投切方式、功能及动作情况;有无调谐滤波措施;运行中经常出现的问题、平均电价等。

2.2 搜集用电系统运行数据

根据用户运行日志记录,取月典型日1～24h正点有功、无功负荷和正点电流,以及日有功、无功电量。如用户没有运行记录,可根据用户提供的代表日,使用便携式记录型电能质量分析仪进行现场测量。取3天数据,计算出对应时间平均值,作为计算典型日数据。日有功、无功电量也用3天的平均值,并计算出功率因数。

2.3 现场测量用电系统高次谐波

为全面了解系统高次谐波的大小,以便选择使用智能电容器的型号,需要现场测量用电系统高次谐波。必要时,还要加装专用干式电抗器。便携式记录型电能质量分析仪同时具有测量高次谐波的功能。

2.4 制定改造方案

根据调查、测量、计算结果,全面考虑改造方案,包括选用智能电容器的型号,计算补偿容量,是否加装专用干式电抗器,是否采用分相补偿等。

2.5 补偿容量计算

计算依据为:

$Q={\rm P}\left(\sqrt{\frac{1}{\cos {}^2\phi {}_1}-1}-\sqrt{\frac{1}{\cos {}^2\phi {}_2}-1}\right)(1)$

式中:Q——补偿容量,kvar;

P——有功负荷(计算典型日中的最大值),kW;

cosφ1 ——补偿前功率因数(由计算典型日中的有功、无功电量计算得出);

cosφ2 ——补偿后功率因数(即功率因数目标值)。

2.6 节电价值计算

节电价值计算大体可分为4个部分,即:线路节电价值;变压器节电价值;免收功率因数调整电费;减收功率因数调整电费。

另外,在执行功率因数调整电费中,还有一些地区执行的是降低一级功率因数标准的管理办法。降低一级功率因数标准的用户,实际功率因数高于降低后功率因数标准时,不减收电费,低于降低后功率因数标准时,增收电费。这类地区的电力用户,只有增收电费,没有减收电费。在计算节电价值时,应根据当地实际情况,灵活掌握。

2.6.1 高压线路节电价值计算

1)补偿前高压线路日线损电量计算。

计算线损电量有:

ΔA=3IjfRt×10-3 (2)

式中:ΔA——线损电量,kWh;

Ijf——均方根电流,A;

R——线路导线电阻,Ω;

t——运行时间,取t=24h。

计算均方根电流有:

${\rm I}{}_{\text{j}\text{f}}=\sqrt{\frac{{\displaystyle \sum _{t-1}^{24}{\rm I}}{}_{\text{t}}^2}{24}}(3)$

式中:It——流过导线的正点负荷电流,A。

计算线路导线电阻有:

R=rL (4)

式中:r——每公里导线电阻(根据导线型号查表得出),Ω;

L——线路长度(从用户购电量计量点到用户变电站的线路),km。

2)补偿前线路线损率计算。

线损率$=\frac{\text{线}\text{损}\text{电}\text{量}}{\text{供}\text{电}\text{量}}\times 100\%(5)$

3)补偿后降低线损率百分数计算。

$\text{Δ}{\rm P}=\left[1-\left(\frac{\cos \phi {}_1}{\cos \phi {}_2}\right){}^2\right]\times 100\%(6)$

式中:ΔP—降低线损率百分数,%;

cosφ1—补偿前功率因数;

cosφ2—补偿后功率因数。

4)补偿后线路线损率计算。

线损率=补偿前线损率×(1-ΔP) (7)

式中:ΔP—降低线损率百分数,%。

5)补偿后线路日线损电量计算。

日线损电量=日供电量×补偿后线损率 (8)

6)补偿后线路年节电价值计算。

年节电价值=(补偿前日线损电量-补偿后日线损电量)×365×平均电价 (9)

2.6.2 变压器节电价值计算

补偿前变压器绕组日损耗电量计算有:

$\text{Δ}A{}_{\text{R}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Κ}}\left(\frac{{\rm I}{}_{\text{j}\text{f}}}{{\rm I}{}_{\text{e}}}\right){}^2\times 24(10)$

式中:ΔAR—补偿前变压器绕组日损耗电量,kWh;

ΔPK—变压器满负载运行损耗功率(见变压器铭牌),kW;

Ijf—均方根电流,计算同式(3),A;

Ie—变压器高压侧额定电流(见变压器铭牌),A。

其他计算同式(5)～(9)。

2.6.3 增收和减收电费的计算

用户功率因数标准值,是根据水利电力部和国家物价局联合颁发的《功率因数调整电费办法》界定的。按照此规定,达不到标准的用户要增收电费,超过标准的用户要减收电费。因为不同用户有着不同的功率因数标准值,加收和减收电费的计算方法也不一样,需要计算时,参看《功率因数调整电费办法》。

2.6.4 年经济效益计算

年经济效益=线路年节电价值+变压器年节电价值+免收功率因数调整电费+减收功率因数调整电费。

3 应用实例

山东神力有限公司是一家制造索具、五金类产品的中型企业,2010年初,该公司因无功补偿容量不足,补偿设备经常出现故障,电费开支大,经济效益低。该公司决定安装低压智能电力电容器,并主动与生产厂家取得联系。供需双方目标一致,一拍即合。

3.1 用电情况调查

山东神力索具有限公司供电电压为10kV,高压线路2.5km,导线型号LGJ-50。 配电室有2500kVA变压器2台,型号S9-2500/10,负载损耗20.7kW,运行方式为1运1备。主要用电设备是中频加热炉(大型谐波源)、锻造机、冲床、行车、空压机等。配电室0.4kV母线上装有无功补偿设备,补偿电容器为普通油浸式,总容量590kvar。投切方式采用交流接触器,无任何调谐滤波措施。调查中用户反映:补偿电容器经常发生断保险、鼓肚、漏油、损坏现象。功率因数因达不到规定标准0.90,供电部门每月都要加收利率调整电费,使企业电费开支大,经济效益低(该用户平均电价为0.70元/ kWh)。

3.2 搜集用电系统运行数据

根据用户运行日志记录,取5月份典型日(5日、15日、25日)1～24h正点电流,日有功电量和无功电量。并对3组数据进行平均计算。1～24h电流为:40,40,41,40,45,60,65,75,75,76,74,60,50,50,65,68,70,70,78,76,73,70,50,42;平均日有功电量为21390kWh,无功电量为13260 kvar·h;功率因数为0.85;最大有功负荷为1160kW。

3.3 现场测量用电系统高次谐波

使用便携式记录型电能质量分析仪,现场测量2500kVA变压器低压侧高次谐波,测量结果如表1所示。

从表1可以看出,该系统5次、7次、11次谐波最大。对照国家标准GB/T 14549-93《电能质量 公用电网谐波》的规定,该系统电压、电流谐波严重超标,这是造成补偿电容器及其元器件损坏的主要原因。

3.4 改造方案制定

该公司用电设备多是高次谐波源,原无功补偿装置没有滤波功能,应更换为智能调谐滤波电容器。安装智能调谐滤波电容器后,功率因数目标值定为0.98。由系统运行数据得知,最大有功负荷为1160kW。使用式(1)计算补偿容量,有:

$Q={\rm P}\left(\sqrt{\frac{1}{\cos \phi {}_1}-1}-\sqrt{\frac{1}{\cos \phi {}_2}-1}\right)=1160(\sqrt{\frac{1}{0.85{}^2}-1}-$

$\sqrt{\frac{1}{0.98{}^2}-1})=483.26$kvar。

新装智能调谐滤波电容器容量为:590kvar(原补偿容量)+483kvar=1073kvar。需选用单组容量为20+20(kvar)的智能调谐滤波电容器,共计27组。

3.5 改造后经济效益计算

3.5.1 高压线路年节电价值计算

1)计算改造前高压线路损失电量。

使用式(3)计算均方根电流有:${\rm I}{}_{\text{j}\text{f}}=\sqrt{\frac{{\displaystyle \sum _{t-1}^{24}{\rm I}}{}_{\text{t}}^2}{24}}=\sqrt{\frac{40{}^2+40{}^2+41{}^2+n{}^2}{24}}=62.06\text{A}$。

已知线路导线型号LGJ-50,线路长度2.5km,查表得r=0.65Ω/km,运行时间t=24h,使用式(4)计算线路导线电阻有:R=rL=0.65×2.5=1.625Ω。

使用式(2)计算改造前高压线路损失电量有:ΔA=I${}_{\text{j}\text{f}}^2$Rt×10-3=3×62.062×1.625×24×10-3=450.62kWh。

2)计算改造前高压线路线损率。

已知日供电量为21390kWh,使用式(5)计算改造前高压线路线损率$=\frac{\text{线}\text{损}\text{电}\text{量}}{\text{供}\text{电}\text{量}}\times 100\%=\frac{450.62}{21390}\times 100\%=2.11\%$。

3)计算改造后高压线路降低线损率百分数。

使用式(6)计算改造后高压线路降低线损率百分数。$\text{Δ}{\rm P}=\left[1-\left(\frac{\cos \phi {}_1}{\cos \phi {}_2}\right){}^2\right]\times 100\%=\left[1-\left(\frac{0.85}{0.98}\right){}^2\right]\times 100\%=24.8\%$。

4)计算改造后高压线路线损率。

使用式(7)计算改造后高压线路线损率=改造前线损率×(1-ΔP)=2.11%×(1-24.8%) =1.59%。

5)计算改造后线路日线损电量。

使用式(8)计算改造后线路日线损电量=日供电量×改造后线损率=21390×1.59%=340.1kWh。

6)计算改造后线路年节电价值。

使用式(9)计算补偿后线路年节电价值=(改造前日线损电量-改造后日线损电量)×365×平均电价=(450.62-340.1)×365×0.70=28238元。

3.5.2 变压器年节电价值计算

1)计算改造前变压器绕组日线损电量。

使用式(10) 计算改造前变压器绕组日线损电量$\text{Δ}A{}_{\text{R}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Κ}}\left(\frac{{\rm I}{}_{\text{j}\text{f}}}{{\rm I}{}_{\text{e}}}\right){}^2\times 24=20.7\times \left(\frac{62.06}{144}\right){}^2\times 24=92.27$kWh。

2)计算改造前变压器绕组线损率。

使用式(5)计算改造前变压器绕组线损率$=\frac{\text{损}\text{失}\text{电}\text{量}}{\text{供}\text{电}\text{量}}\times 100\%=\frac{92.27}{21390}\times 100\%=0.431\%$。

3)计算改造后变压器绕组降低线损率百分数。

使用式(6) 计算改造后变压器绕组降低线损率百分数$\text{Δ}{\rm P}=\left[1-\left(\frac{\cos \phi {}_1}{\cos \phi {}_2}\right){}^2\right]\times 100\%=\left[1-\left(\frac{0.85}{0.98}\right){}^2\right]\times 100\%=24.8\%$。

4)计算改造后变压器绕组线损率。

使用式(7) 计算改造后变压器绕组线损率=改造前线损率×(1-ΔP)=0.431%×(1-24.8%)=0.324%。

5)计算改造后变压器绕组日线损电量。

使用式(8) 计算改造后变压器绕组日线损电量=日供电量×改造后线损率=21390×0.324%=69.3kWh。

6)计算改造后变压器绕组年节电价值。

使用式(9) 计算改造后变压器绕组年节电价值=(改造前日线损电量-改造后日线损电量)×365×平均电价=(92.27-69.3)×365×0.7=5869元。

3.5.3 功率因数调整电费计算

根据电力部门使用的《功率因数调整电费办法》的规定:功率因数以0.90为标准的用户,每低于标准0.01,则增收应缴电费的0.5%;每高于标准0.01,则减收应缴电费的0.15%。当功率因数达到0.95～1.0时,则减收应缴电费的0.75%。

山东神力索具有限公司在安装智能电容器之前,由于功率因数低于标准规定值0.05,所以每月都要增收应缴电费的2.5%;在安装智能电容器之后,由于功率因数提高到0.98,所以不但不再增收电费,还要减收应缴电费的0.75%。其节电价值计算如下:

年免收电费=21390×365×0.7×2.5%=136628元;

年减收电费=21390×365×0.7×0.75%=40988元;

年节电价值=线路节电价值+变压器节电价值+免收电费+减收电费=28238+5869+136628+40988=211723元。

4 结论

低压智能电力电容器是当前比较理想的微型低压无功补偿和调谐滤波装置,它以功能强大、跟踪补偿灵活可靠、节能和抑制谐波效果明显为优势,赢得了用户的信赖和肯定。同时也是对多年来一直使用交流接触器投切电容器及庞大无功补偿装置的一次大突破。

该公司采用低压智能电力电容器进行无功补偿和调谐滤波后,每年可增加经济收入21.17万元。该项工程自2010年4月投运以来,运行情况良好。电容器没有出现断保险、发热、鼓肚、烧坏等现象,用户反映非常满意。

摘要：介绍低压智能电力电容器的强大功能,并通过在企业中的实际应用,证明其无功跟踪补偿与调谐滤波的效果,可为企业减少电能损耗和电费开支,提高企业的经济效益。

关键词：低压智能,无功补偿,调谐滤波,经济效益,节能

低压并联电容器装置技术性能比较 篇2

低压并联电容器装置安装在低压配电网中, 采用自动投切并联电容器组, 以期改善功率因数, 达到无功就地平衡。它在补偿电网所需无功, 降损节能, 提高电压质量, 增加电网输送能力和电气设备利用率等方面, 取得了明显的技术经济效益。

2 产品技术性能分析

2.1 低压无功补偿控制器的技术性能比较

从功能上看, 各厂家的控制器产品都能根据相应的输入模拟量的变化实现自动循环投切。从技术上看, 这些控制器产品均采用了硬件和软件的密切配合来实现控制功能。其硬件装置的作用是对电压信号、电流信号采样, 把它们转换成适合微机测量的信号。其软件是对采样的模拟量进行分析并作出合理的判断, 发送控制信号去投切电容器组。不同厂家的产品又有其各自的特点。

2.1.1 不同控制物理量的比较

各厂家的控制器产品根据控制物理量的不同, 可分为三类:以无功功率为控制物理量的控制器、以功率因数为控制物理量的控制器以及电压、无功综合控制的控制器。从控制策略来看, 无功功率控制或电压、无功综合控制的控制器控制更加合理;采用功率因数控制如不采取措施会产生投切振荡问题, 但比较直接、明了。而同样都采用功率因数控制的产品也有其不同之处:传统的采用功率因数作为控制物理量的产品存在着低负荷时的投切振荡问题, 这在1997年前送检的产品中较为普遍。而近两年的控制器产品在这点上有了较为显著的改进, 这类控制器都有超低负荷判断、闭锁功能, 防止了振荡。

2.1.2 模拟信号采样方式的比较

各厂家的控制器产品根据采样方式的不同, 可分为两类:取线电压作为电压信号, 相电流作为电流信号或取同一相的电压和电流信号。低压三相交流配电系统, 其三相负载是不平衡的, 故采用线电压、相电流的采样方式相对而言较为合理。

2.1.3 执行标准的比较

在14种规格的控制器产品中, 绝大部分规格的控制器按照1996年颁布的电力行标《低压无功补偿控制器订货技术条件》进行检测, 其余的产品按照机械部颁布的专业标准ZB K44001-89《低压无功功率自动补偿控制器》和各厂的企业标准进行测试。

根据不同的标准, 对产品的试验要求和试验内容有所不同。执行电力行标的控制器具有以下一些优点:

a.测量准确度高。在行标中规定:当输入电压模拟量的值在80%~120%额定值、输入电流模拟量的值在50%~100%额定值范围内变化时, 应保证控制器电压测量准确度为0.5级、电流测量准确度为1.0级;当电压和电流之间的相位角Ψ在0°~+60°及0°~-30°范围内变化时, 应保证控制器无功功率及功率因数测量准确度分别为2.5级和1.5级。执行电力行标的控制器在内部元件的选型上比较严格, 使得测量结果较为准确。

b.控制器的电气性能不受电源电压和频率变化的影响。在行标中规定:按规定的参数 (即电压偏差:-20%~+20%, 波形:正弦波, 总畸变率5%, 频率:50±5%Hz) , 其中每一项按选定极限变化 (其余为额定值) , 控制器电压、电流、功率因数及无功功率测量准确度应分别符合0.5级、1.0级、1.5级和2.5级要求;如控制物理量为功率因数, 动作误差应在-2.0%~+2.0%之间;如控制物理量为无功功率, 动作误差应不大于±20%。而执行机械行业标准的控制器无此要求。对于控制器采用测量电压信号与电流信号过零的时间差来得出两者间的相位差, 这种算法的前提是电网中的交流电压波形周期是固定的, 所以一旦改变了电源频率, 其周期也会相应地变化, 从而影响了测量结果。执行电力行标的控制器在算法上采取了一些措施。所以这类控制器可以不受到频率变化的影响。

c.抗干扰性能好。在电力行标中规定:控制器电压模拟量输入端叠加干扰试验波 (频率为100 k Hz的衰减振荡波, 电压幅值为共模2500V、差模1000 V) , 在干扰条件下动作误差应不大于±20% (控制物理量为无功功率) 或不大于±2.5% (控制物理量为功率因数) 。只有采取了抗干扰措施的控制器才能通过试验考核, 保证安全可靠运行。

2.2 低压并联电容器装置技术性能特点比较

在送检的20种规格产品中, 有12种是1998年以后送检的, 与同类产品相比较, 后期开发的成套装置的性能和质量都有了一定的改进。主要表现为:

a.装置体积小, 内部各电器元件的安装安全合理、电路的布置美观且实用;

b.选用了体积小、重量轻、损耗小的自愈式并联电容器, 更利于杆上安装要求;

c.装置的保护措施齐全。如失压保护、断相保护、用避雷器作过电压保护等;

d.装置中选用了质量比较好的元件, 减少了故障的发生率, 提高了产品的质量和性能。

以下对这些装置的主要性能进行比较。

2.2.1 安装方式的比较

除了GBP380/55和PDJ (F) 两个型号的成套装置是户内屏式外, 其余18套均为户外杆上式。

2.2.2 控制方式的比较

装置主要由控制器来控制电容器组的投切, 故其控制方式是根据所用的控制器控制物理量的不同而决定的, 目前可分为由功率因数控制和由无功功率 (无功电流) 控制两种。关于它们之间的比较, 已作了详细叙述。

2.2.3 投切方式的比较

根据投切方式的不同, 装置可以分为两大类, 即采用机械式接触器投切电容器的装置和采用可控硅投切电容器的装置。

2.2.3. 1 用机械式接触器投切电容器的装置

早期产品多采用接触器来投切电容器组。这类产品经不断改进, 产品的质量和性能都有了很大的改进。主要表现为:

a.有效地抑制了涌流。控制电容器投切的交流接触器触头烧毁或粘结的弊病往往是影响补偿装置使用寿命的关键问题。为此, 各厂家采用了电容器投切专用接触器, 有效地限制了合闸涌流。被检产品均符合标准JB7113-93中要求:装置的最后一组电容器投入运行瞬间产生的涌流应限制在电容器组额定电流的20倍以下 (通常为10倍左右) 。

b.温升小。装置采用分组分相的保护, 给每组电容器的每一相都安装了熔断器, 且有效地抑制了熔断器上的发热。此外, 由于装置内部的元件及导线的布置合理, 也降低了温升。

2.2.3. 2 用可控硅投切电容器的装置

送检的产品中采用可控硅投切电容器的方式得到了广泛的应用, 这将是今后无功成套产品的趋势。同样都是采用了无触点开关, 但各产品在技术上都有其各自的特点:

a.控制环节的比较

这类装置中, 控制投切的控制器均采用了单片机控制的型式。根据控制器测试环节的工作原理, 可分为三类:一类是采用电压和电流波形过零点时的波形相“异或”, 形成功率因数方波信号, 再将此方波信号的脉冲宽度转化为相应的功率因数值;第二类是在采样电压波形由正趋负过零点时, 测量电流的瞬时值, 得到无功电流;第三类是采用电压、电流真有效值采样技术。这三类控制器相比较, 第一类控制器容易受到电压频率变化的影响。

b.用以投切电容器的元件的比较

投切电容器的元件可分为三类:双向可控硅投切电容器、固态继电器投切电容器以及用可控硅和交流接触器配合投切电容器。从录制的电流波形图可以清楚地看到, 其中有二套装置采用了独到的控制技术。在电容器投入时采用可控硅过零触发导通, 然后再采用交流接触器吸合的方式, 同时避免了可控硅大功耗和结压降带来的一些不利因素, 有效地防止了电流波形的畸变。

摘要：通过对近几年来无功补偿成套装置质量检验中心所检测的低压并联电容补偿装置及控制器产品的技术性能和测试结果的比较, 剖析了各类产品各自的特点及存在的问题;并对低压并联电容补偿装置及控制器产品的发展趋势提出一些看法。

低压电容器 篇3

1 现有低压无功自动补偿装置存在的问题

目前,现代电力电子和微电子技术在低压无功自动补偿装置中的应用,使投切低压电力电容器的开关性能得到很大改善,并且可以实现测量、统计等方面的更多功能。但是,由于低压无功自动补偿装置的结构模式并没有改变,装置采用屏柜式或箱式结构,在屏柜内或箱内由控制器和多个低压电力电容器、开关电器、保护电器、监测仪表等组装而成,因此存在以下主要问题。

1) 难以实现电容器过温保护、三相不平衡保护、断相保护以及故障自诊断等方面的进一步智能化。

2) 控制器成为整个装置可靠性的瓶颈,一旦发生故障,整台补偿装置将停止工作。

3) 容量的可扩性差,产品一旦形成,容量的扩展十分困难。

4) 维护操作的空间狭窄,使设备的可维护性差,故障的现场快速诊断和处理比较困难。

5) 产品结构复杂,不易标准化、规范化,生产成本较高,不易形成规模化生产,产品质量难以提高。

6) 体积宽大,难以安装于用电设备附近。

2 智能式低压电力电容器的功能

智能式低压电力电容器可由低压电力电容器、智能组件、开关器件、保护组件和人机联系组件等组成。低压电力电容器智能比技术方案见图1。

智能式低压电力电容器可实现如下功能。

1) 控制。

根据无功功率缺额分相投切,开关电器零电压导通与零电流断开,自动/手动切换;

2) 测量。

电流互感器TA相位与变比自动校正,配电电压与电流、无功功率与功率因数、电容器三相电流与温度测量;

3) 信号。

实现投运、退运与自诊断故障信号提示;

4) 保护。

具有雷击、过压、欠压、涌流保护,电容器过电流、三相不平衡、断相和过温保护(过温能反映过电压、过谐波、电容器泄漏严重和环境温度过高等情况)。

5) 积木式组合。

多台使用时通过联机自动产生一个主机,其余则为从机,构成系统工作。个别从机故障自动退出,不影响其余工作;主机故障自动退出后在其余从机中自动产生一个新的主机,组成一个新的系统工作。根据无功功率缺额进行投切,容量相同的电容器按循环投切原则,容量不同的电容器按值投切。

3 智能式低压电力电容器在无功就地分散补偿中的应用

智能式低压电力电容器使用方便,其接线端子设计简洁,如图2所示。

智能式低压电力电容器便于就地、分散安装:① 可装于功率因数较低的用电设备旁;② 可装于配电箱、开关柜、计量柜中空余位置,以及简易屏、柜、箱内;③ 可装于旧无功补偿设备箱柜中(拆除原设备中的总开关以下器件)。

对于已有无功自动补偿设备,再加装智能式低压电力电容器,与原设备同时运行,从而使功率因数达标。智能式低压电力电容器应用时的接线图见图3。智能式低压电力电容器接入用电设备电气回路的工作原理图见图4。

图3中CA为智能式低压电力电容器;Q为开关,电容器台数较少时可不用;F为避雷器,如原来附近装有,则可不再装。

图4中其接线规则是将智能式低压电力电容器的相同端子并联。为了使用的安全与方便,采用二次电流取样互感器TA2(二次侧输出毫安级电流)。

4 智能式低压电力电容器应用实例

某服装厂一车间距厂配电间126 m,配电线为Φ35铜芯导线。在厂配电间测得母线电压392 V,功率因数为0.56。在车间侧测得线电压369 V,经计算厂配电间到一车间之间的线损功率为5.873 kW。后来在一车间安装三相智能式低压电力电容器3台,进行无功就地补偿,将一车间侧功率因数提高到0.96,在同样工况条件下,车间侧测得线电压为377.3 V,线损功率降低了3.759 kW,仅数月内即可收回投资。

5 结语

关于低压电容补偿柜的设计研究 篇4

1 低压电容补偿柜的功率因数

1.1 功率因数概念

功率因数指的是在交流电路中, 电压和电流的相位差余弦值, 即有功功率和视在功率的比值, cosΦ。功率因数因其电路的负载不同而数值大小有区别, 电阻性负荷的功率因数为1, 电感性负荷的功率因数则比1小。

1.2 功率因数的作用

在电力系统中, 功率因数的大小能够衡量电气设备的效率。若是功率因数过低, 会使供电线路的损耗过大, 想要减少消耗, 就必须增大导线截面, 企业投资也要加大;线路上的损耗过大也会加大电压损失, 电压质量也会降低;供电设备的有效利用率同时减低, 企业需要花费更多的电费, 生产成本增加, 企业效益降低。功率因数过低会造成各种类型的危害, 工厂引进的先进设备也难以发挥其应有的作用, 所以, 企业必须采取有效措施提高功率因数。

1.3 提高功率因数方法

想要提高电容补偿柜的功率因数可以分成两种方式:提高自然功率和人工无功补偿。

提高自然功率的方法可以采用下列手段:为电动机选择合适的容量, 减少无功消耗;对于轻载电动机, 可以改变线圈接法, 改成三角形的方式或是自动转换接法;尽量避免空载, 让电机或是其他设备没有任务时尽量停止运行;配置合适的变压器并调节合适的容量;生产中安排合适的班次, 均衡用电;电线合理布局, 尽量避免密集排布。

人工无功补偿装置主要包括同步补偿机, 并联电容器。并联电容器安装简单、维护方便、损耗率低、扩容方便, 所以大多数厂家选用并联电容器。并联电容器补偿法可以采用高压集中模式和低压集中模式以及低压分散模式。集中模式的利用率比起分散式要更高一些, 所以大多数工厂选用低压集中补偿方式, 同时还能减少无功负荷。

2 低压电容补偿柜的设计

2.1 电容器的选择

选择电容器时要考虑多方面因素, 首先电容器需要能够承受工厂要求的最高电压电流, 保证电容在同等条件下选用寿命更长的种类。基本性能保证完毕后, 还要对节能环保进行有效考虑。电容器可采用自愈式技术和分段薄膜技术, 设置预充电电阻, 将灾难性的损坏排除掉, 改进为自愈性的损坏。一定要记住不能选用油浸式的电容器, 从而有效防治火灾。

2.2 电容器的保护

2.2.1 检查用电质量

供电侧的用电质量要求V-THD<3%, I-THD<10%, 一旦超过了这个范围, 应采用解谐性补偿柜防止产生共振现象, 并抑制谐波的产生, 从而有效延长电容器的使用寿命。

2.2.2 摒弃传统开关

传统的空气开关被熔断器开关代替, 电容投切则可以改用复合型的开关, 从而降低涌流和电容断开时的拉弧。

2.2.3 控制电路设计

控制器要采用单片机型的控制器, 分析计算有功和无功的取样值, 从而自动区分出工作用和备用的电容器, 按要求自动选择, 使每个电容都能运行相同的时间。另外, 控制器还有保护功能。

2.3 补偿柜柜体设计

柜体设计要做好安全保护, 电容一旦出现问题很容易引起爆炸或火灾, 所以, 必须设计出科学合理的电容装配方式。

首先, 电容器和电抗器必须分离开来, 同时这两个器件还要同时和接触器、熔断器、电缆和母排等器件隔离开, 柜与柜之间同样要分开, 一旦发生故障, 要保证事故仅发生在故障产生的柜内。其次, 为了给工作中的电容器有效降温, 需要采用强制通风系统, 安装好抽风扇并设计出进风口, 另外, 还要设计出报警装置, 若是出现风口的故障, 能够及时报警。再有, 电容器在装配的时候不能安装在水平方向被封闭的底板上, 要设计好通风孔。最后, 柜子的设计还要考虑到操作人员不能和裸露的母排接触到, 加设贴有标识的阻燃隔板。柜子顶部还要设置防护板, 防止房屋返潮而引起的水汽进入配电盘, 也能有效散热。

3 结语

采用新型设计的低压电容补偿柜后, 能够有效提升功率因数, 提高了工厂的工业生产效率, 从而获得更高的经济效益。同时, 电容器和柜体的设计也要克服现有的各种问题, 改进低压电容补偿柜设计, 综合考虑全面控制安全保护, 通风状况良好, 正确安装隔离各个元器件, 科学合理的进行养护维修的设计方式。

摘要：目前, 很多工厂的低压电容补偿柜都存在着一些问题, 严重影响了工厂的正常施工和供电系统的正常供电, 严重时还会给企业带来较大的损失。为了有效降低电容补偿柜的故障率, 企业需要开发出高功率、低故障率的电容补偿柜, 提高工厂的工作效率, 增加企业的经济效益。

关键词：电容补偿柜,无功补偿,功率因数

参考文献

[1]童佐平.直流操作低压电容补偿柜的应用[J].新疆有色金属, 2013.

[2]李蓉娟, 吴新伟.某化工厂低压电容补偿柜的设计[J].内蒙古石油化工, 2012.

低压电容器 篇5

低压无功电容补偿柜的日常维护与管理存在着不少问题和不足, 需要进行改正和完善, 否则会严重影响低压无功电容补偿柜的补偿效果, 并导致投切异常与电容频繁损坏等现象。

1 低压无功电容补偿柜日常维护与管理存在的问题

影响低压无功电容补偿柜日常维护与管理效用的因素比较多, 综合归纳起来, 主要有以下几个方面:

(1) 没有能够为低压无功电容补偿柜选择类型合适的投切装置。现在市场上适合低压无功电容补偿柜使用的投切装置的品种较多、类型不一, 因此, 在对投切装置进行选择的时候, 必须要保证选择类型合适的投切装置, 保证投切装置的工作环境参数、适用范围以及性能参数等均符合低压无功电容补偿柜的要求, 唯有如此才能够有效降低投切装置的故障发生率, 保证投切效果。

(2) 较差的工作运行环境缩短了低压无功电容补偿柜中电容器使用周期。低压无功电容补偿柜内部的电容器对于工作运行环境有着比较严格的要求, 它的最佳工作运行环境要求是电压和电流稳定、环境静电较少、环境灰尘较少。如果低压无功电容补偿柜中电容器的实际工作运行环境不能够满足以上要求, 则会非常损害电容器的自身性能, 并且容易提前老化, 较差的工作运行环境会严重缩短它的使用周期。

(3) 没有能够选取合适的取样检测信号倍率。对于应用于取样的电流互感器而言, 选择合适的CT倍率非常重要, 但是在实践中则屡次出现取样检测信号倍率选取不合适的问题。如果取样检测信号倍率选择的过小, 则会大幅度提升控制器的取样二次电流数值;如果控制器的取样检测信号电流数值超过了5 A, 便极容易烧毁控制器内部的重要元件;如果取样检测信号倍率选择的过大, 则会显著降低控制器的取样二次电流数值, 出现“欠流”的警示。

(4) 低压无功电容补偿柜的电源安装接线存在问题。不同的低压无功电容补偿柜生产厂家, 低压无功电容补偿柜电源接线的安装方法也存在着较大的差异。导致该差异产生的主要原因就是:不同的低压无功电容补偿柜生产厂家在配置无功功率自动补偿控制器的样检测信号电源的时候, 所选择的类型存在着不同。某些低压无功电容补偿柜的要求取样电流和取样电压相同, 但是某些低压无功电容补偿柜不要求两者相同。除此之外, 电源安装接线的截面积相对比较小, 并且电源线的两端没有进行压接处理也直接影响了低压无功电容补偿柜的实际运行效果。

(5) 低压无功电容补偿柜没有配置无功计量设备。当前, 不少的低压无功电容补偿柜生产厂家没有在低压无功电容补偿柜上配置无功计量表等无功计量设备, 工作人员在对实时低压功率因数的数值进行读取的时候, 无法直接获得精确的月平均功率因数值和年平均功率因数值, 因此, 在重新调整计算电容器时具有很大的难度。

(6) 低压无功电容补偿柜没有严格依照规定进行接地处理。在每一个低压无功电容补偿柜的内部, 均预装了三个避雷器, 主要用来进行过压保护。只是在接地方式上, 不同的厂家采用了不同的接地方式, 例如, 某些低压无功电容补偿柜内部的避雷器直接连接到柜体外壳, 而某些低压无功电容补偿柜内部的避雷器则是单独引线接地。一旦在雷暴天气遭受雷击, 有过电流或者过电压入侵到低压无功电容补偿柜, 避雷器的接地便能够很好地发挥保护功能。但是某些工作人员没有注意到这些细节问题或者没有严格依照规定进行接地处理, 一旦低压无功电容补偿柜遭受雷击, 就会导致低压无功电容补偿柜外壳带电, 甚至会因为避雷器泄放电流不畅进而导致烧毁、爆炸等事故。

(7) 没有能够科学合理地搭配电容器组数与容量。为了实现产品的规范性和统一性, 不少低压无功电容补偿柜的生产企业对低压无功电容补偿柜内部安装的电容器的容量进行了统一化处理。例如, 14 k VA R×6组、12 k VA R×10组等。然而在实际的运行当中, 控制器预设的功率因数投的入门限值便是0.95, 并且能够依照用电负荷的实际变化对电容器组数进行自动投切。我们以12 k VA R×10组为例进行说明:如果用电负荷的功率因数的数值已经小于0.90, 控制器便会自动进行电容器投入;但是投入6组电容器之后, 用电负荷的功率因数的数值便又会超过0.95, 此时控制器会自动退出2组电容器;但是退出2组电容器之后用电负荷的功率因数又达不到要求, 控制器需要重新进行电容器自动投入的处理。由此会导致控制器的投切频繁, 进而损坏电气设备。

2 低压无功电容补偿柜日常维护与管理的相关建议

针对上述影响低压无功电容补偿柜日常维护与管理效用的因素, 提出以下相关建议:

(1) 为低压无功电容补偿柜选择类型合适的投切装置。在为低压无功电容补偿柜选择类型合适的投切装置的时候, 需要对所选择的投切装置的实际性能进行认真地对比, 依据自己的实际需要来合理确定投切装置的类型。选择的相关原则是:提高设备运行效率、降低设备故障发生率、具有良好的技术经济性能。在实际选择时, 建议根据实际的用电负荷情况来增强投切装置选择的针对性。具体而言, 需要重点做好以下几点:1) 如果用户所在地区没有频繁的电容器投切操作需求, 并且无功变化相对比较平稳, 则建议选择带限流电阻的接触器投切电容装置。该投切电容装置的典型优点便是寿命较长、价格低廉、运行经济。2) 如果用户所在地区需要频繁的电容器投切操作, 例如电梯、电焊等设备, 则建议选择无触点可控硅投切电容装置。该装置虽然采购成相对比较大, 但是具有很好的补偿效果。

(2) 选择合适类型电容器。应针对环境、电压、电流等特定的运行环境条件, 购买相应的专用电力电容器。针对灰尘多、静电多的场合, 选择电力电容器时应考虑使用抗灰尘、抗静电的专用电力电容器;对一些有如行车、起吊设备或启动频繁设备的企业, 建议最好使用抗冲击的专用电力电容器;而针对电压不稳定, 过高或过低的场合, 选择电力电容器时, 应将电压等级提高, 如原先用0.4 k V电压等级的可提升至0.45 k V, 这样可延长电容器的使用寿命。

(3) 选择合适互感器。安装接线之前一定要先看清楚电容补偿装置柜上配置的控制器安装接线图, 即控制器的工作电源有220 V、380 V, 分清检测信号是取同相还是不同相;取样用的电流互感器一般都是采用LM7.J1—0.5/5系列的, 要穿在低压负荷的总电流侧;电流互感器的一次电流的容量选择, 要根据该配变低压侧总负荷的120%~150%来确定, 否则该控制器是不能正确动作的。

(4) 选择适当的电源线。电源线首先要根据电容补偿装置柜配置的全部电容器的容量来选择电源导线的截面积, 其最小截面积不得小于50 m塑铜线, 电源线两端连接一定要用铜鼻压接, 保证接触面连接可靠。电容补偿柜每季进行一次全面的停电检查, 重点是检查各螺丝接点松紧及接触情况、馈线和断路器有无烧焦、触点有无接触不良等异常现象。

(5) 安装无功计量表。要求生产厂家在低压无功补偿装置柜上安装可以计量无功的表计, 或在日常检修维护过程中, 在该台区安装无功表或多功能计量表计, 这样才能对该台区的无功情况进行掌控和考核, 及时制定补偿容量调整方案。

(6) 做好接地。新安装投运的补偿装置柜一定要将柜体外壳与大地作可靠连接, 最好是将避雷器的接地端用不小于10 m的塑铜线或16 m塑铝线直接和大地相连, 并符合接地电阻要求。

(7) 调整电容组数及容量。对原装的低压无功补偿装置柜配置的电容容量和组数要进行适当的调整, 即总电容器组数未变, 将单台大容量改为多台小容量, 让控制器能灵活、机动的合理选择投入的容量和组数, 确保该台区的低压功率因数在设定值范围之内, 延长电器控制部分的机械寿命。同时, 应注重在调整电容器的容量之后, 要及时对相应控制和保护部分的电器设备进行更换, 如单台电容器短路保护的熔断器熔蕊要根据电容器的容量来调整。

3 结语

总之, 想要做好低压无功电容补偿柜的日常维护与管理工作, 需要在日常的工作当中善于发现问题、解决问题, 通过采取有针对性的解决措施来提高设备运行稳定性。

摘要：为有效解决感性负载问题, 进行功率因数补偿一般均采取并联低压无功电容的方式。但由于日常的维护和管理存在着许多不恰当、不合理的地方, 致使常常出现投切异常与电容频繁损坏的问题, 降低了补偿效果。现主要针对低压无功电容补偿柜日常维护与管理中存在的问题, 给出了相关的解决建议。

关键词：低压无功电容补偿柜,日常维护与管理,问题,对策

参考文献

[1]吴崇荣.无功电容补偿装置运行管理存在的问题探讨[J].广东科技, 2010 (2) :158～159

[2]范先永.无功功率补偿在企业中的经济效果[J].科技信息, 2010 (15) :122～124

低压电容器 篇6

1 对低压配电网三相不平衡情况的调查

公共低压配电网的一个突出问题是三相不平衡[1,2,3,4]。

根据对某电业局城区供电所的623台配电变压器监测仪采集的数据显示,具体的三相不平衡度分布情况如表1所示,据统计有近63.83%的公用配电变压器不平衡度超过了20%。这不仅造成低压配电网功率因数低下,而且带来了损耗的增大。

鉴于实际的调研情况,对调节三相不平衡的研究显得非常具有实际的意义。传统的低压无功补偿装置采用三相共同补偿(下称共补)、单相分别补偿(下称分补)、共补分补的3种电容补偿方法,虽然补偿了无功,但它对调节三相不平衡无能为力。为了达到既调节三相不平衡,又补偿无功的双重目的,采用调节补偿方法(下称调补)。本文提出了基于全电容的调补模型,并进行优化,达到了很好的调补效果。

2 传统低压无功补偿装置的补偿方法

传统低压无功补偿装置采用共补分补的补偿方法。共补是指三相同时投入三角形接法等容量的补偿电容;分补是指各相分别投入星形接法的补偿电容。其原理是在三相功率因数偏低时,投入等容量的共补电容,共补电容投入后,若某相功率因数还偏低,各相再投入分补的电容进行补偿,当然前提是不过补偿[5,6]。

这种补偿方法虽然补偿了无功,但其不足之处在于接在相与相间的共补电容是等量的,不能达到转移有功电流的目的,从而达不到调节三相不平衡度的目的。

3 三相不对称调补方法及模型

3.1 三相不对称调补的基本原理

三相不对称调补的基本原理是利用负荷中的电感,通过恰当地在相与相之间及各相与零线之间接入不等容量的电容,从而实现在补偿功率因数的同时调整不平衡有功电流的目的。它与共补分补方法的差异在于接在相与相间的电容是不等量的。

3.2 三相不对称调补的模型

针对三相四线制网络,应用矢量分析法推导出三相四线调补模型。

现假设变压器低压出线端的三相电压幅值相等,相位相差120°,令为加在AB相上的电容器容量。

对于A相,AB相上的电容器产生的电流为,可分解为与A相平行的纯有功电流和与A相垂直的纯无功电流,如图1所示。

即

由图1可知,与A相有功电流的方向相反,从而转移了A相的有功功率,转移的有功功率量为

超前A相90°,从而补偿了A相的无功功率,补偿的无功功率量为

对于B相、C相,同理可得。

对于加在BC、CA相间的电容量CBC、CCA,它们对所对应相所补偿的无功功率和转移的有功功率量也可以同样推导得到,因此可以得到:

式中:Pa、Pb、Pc,Qa、Qb、Qc为调补前的各相的有功功率、无功功率;PA、PB、PC、QA、QB、QC为调补后的各相的有功功率、无功功率。

将加在A、B、C各相的电容量CAY、CBY、CCY分别补偿了各相的无功功率,代入(4)式得到调补模型为

4 优化函数的建立

在对调补模型进行优化之前,利用在三相四线制中,中线电流可以表示为各相电流的矢量和,以及配电变压器运行时的总损耗,可以确定以配电变压器损耗最小为目标函数。该目标函数可表示为

式中:Rr为绕组电阻;R0为零序电阻。

由于加在各相中和各相间的电容量是有限的,因此可以得到调补模型的约束条件为

式中:const表示常数。

要使各相投入的电容量不过补偿,还必需满足:

由于该目标函数是非线性的,该函数可以转化成有约束非线性最优化问题。

5 算例优化与仿真验证结果

5.1 算例优化

利用MATLAB软件中的fmincon函数求多变量有约束非线性函数的最小值,该函数已被有效地基于K-T(Kuhn-Tucker)方程解的方法所取代。K-T方程的解形成了许多非线性规划算法的基础,这些算法直接计算拉格朗日乘子,用拟牛顿法更新过程,给K-T方程积累二阶信息,可以保证有约束拟牛顿法的超线性收敛[7]。

针对一台315 kVA的配电变压器,其零序电阻R0=0.122Ω,绕组电阻Rf=0.008 49Ω。设调补前三相的有功、无功功率分别为:Pa=63.36kW,Qa=-47.52 kvar,Pb=52.80 kW,Qb=—39.60 kvar,Pc=42.24 kW,Qc=—31.68 kvar。

假定加在相间的三角形电容量为39 kvar,星形电容量为25 kvar,即

为了不过补偿还需满足:

把这些输入fmincon函数得优化的结果为

由于实际中的电容器组为整数,因此可取为

5.2仿真验证

为了验证以上优化结果的正确性,利用MATLAB的SIMULINK工具箱进行仿真,仿真的结果如图2和图3所示。仿真的结果验证了理论推导和优化结果的正确性。

6 与传统低压无功补偿装置共补分补方法的比较

根据以上算例的数据,结合共补分补方法的原理,算出共补分补的电容量:

对补偿电容量前、共补分补和调补后的各参数进行比较,如表2所示。在表2中,εI为三相不平衡度。

从表2可以看出,采取共补分补和调补后,功率因数都得到很大提高。但对于共补分补,三相不平衡度基本没得到调整,而采取调补后,三相不平衡度从补偿前的20%显著下降到2.17%;对于配电变压器损耗,调补比共补分补减少了572 W;因此调补的效果十分明显。

7 结语

1)本文针对低压配电网三相不平衡并根据配电网中大都呈感性负荷的实际情况,首先从矢量分析法入手,分析得出全电容调补模型;根据全电容调补模型,以线损最小为优化目标得出调补的电容量,通过仿真验证其正确性;最后通过补偿前、共补分补、调补几种情况下各参数的数据比较,可以清楚地看出全电容调补不仅补偿了无功,三相不平衡度也显著下降,线损达到最小,充分体现了其优越性。

2)在工程实际中,传统的低压共补分补装置普遍存在。随着控制技术的发展,并在传统的低压共补分补的硬件基础上,实现低压全电容调补装置的研制切实可行,在今后的工程实践当中,有很好的实际应用价值。

参考文献

[1] 蔡树锦.三相负荷不平衡对线损的影响[J].农村电气化,2002(4) :23-24．

[2] 张广科,魏晓蔚,赵日刚.配电变压器三相负荷电流不平衡的危害与防范[J].供用电2006． 10(5) :73-76．

[3] 陈复忠.三相负荷不平衡对低压线损的影响[J].农村电工,2005,13(5) .

[4] 范斌,孟文博,徐正光.三相非对称系统对称化补偿的研究[J].微计算机信息,2007,23(19) :294-295．

[5] 杨云龙,王凤清.配电变压器三相不平衡运行带来的附加损耗、电压偏差及补偿方法[J].电网技术,2004,28(8) :73-76．

[6] 王 焕,王永强.低压无功补偿装置的探讨[J].电气制造.2008(12) :60-62．

低压电容器 篇7

1 主变试验过程及试验数据

2013年10月, 对某变电所110 k V主变进行例行性试验。型号SFSZ8-50000/110, 额定电压110±3×2.5%/38.5±5%/10.5 k V, 额定电流264.2/749.8/2749A, 连接组别YN, yn0, d11。试验时环境温度23℃, 环境湿度70%, 主变上层油温35℃, 有载调压开关在第一档位, 中压无载调压开关在第三档位, 拆除主变各侧连接导线后, 按照频响法测绕组变形、直流电阻、低电压短路阻抗、绝缘电阻、介损及电容量测试的项目顺序进行试验, 异常数据如表1所示。

表1中, ΔC%为2013年10月与1993年9月电容量相比的偏差百分数。低—高中绕组及地电容量为17 160 p F与原始数据偏差为-5.77%, 低—高中绕组及地介质损耗为5.04%, 根据江苏省电力公司《输变电设备交接与状态检修试验规程》等标准的要求, 低—高中地绕组介损和电容量数据不合格 (规程值电容量与初始值偏差警示值为±5%, 介损警示值为0.8%) 。

2 试验现场故障查找过程

现场更换试验电桥, 重新测量, “低—高中绕组及地”介损和电容量测试值无明显变化, 由此可排除仪器影响因素。由于该主变“低—高中绕组及地”电容量与原始数据对比减小明显, 因此可知测试回路中有额外的电容串入。本试验“高—中低地”、“中—高低地”的试验数据正常, 因此重点怀疑低压与铁心间的绝缘存在问题。

变压器中影响低压线圈介损及电容量的部位和部件, 主要是低压线圈与中压线圈及铁心间的绝缘结构, 由此在现场增加了“铁心—地”、“低压—中压绕组”、“低压绕组—铁心”的电容量与介质损耗测量, 其测试结果如表2所示。

由表2可见“低压绕组—中压绕组”数据正常;“铁心—地”介质损耗数据偏大;“低压绕组—铁心”介质损耗数据异常, 这2个数据均与铁心有关。所以重点对铁心回路进行排查, 并最终发现了数据异常原因。试验人员分别使用万用表、2500 V兆欧表对接地引下线与变压器外壳间进行测量, 发现万用表测试数据为600kΩ, 而用2500 V兆欧表测量其对外壳的绝缘电阻是0.3 MΩ, 由于变压器外壳接地良好, 由此可知变压器铁心接地引下线接地不良。通过现场开挖, 发现该变压器接地引下线埋在鹅卵石下的部分已经锈断。

将该变压器铁心正确接地后, 重新进行变压器常规试验, 其全部试验数据合格, 其中整体电容量与介质损耗数据如表3所示。

表3中ΔC%为2013年10月与1993年9月电容量相比的偏差百分数。对比表1和表3可知, “低—高中绕组及地”的数据合格, “高—中低绕组及地”的数据无显著变化, “中—高低绕组及地”只有电容量小了40p F, 即说明在本例中, 在进行介损及电容量试验时铁心是否接地对低压线圈的影响是巨大的, 而对高中压线圈影响微小。

3 应用等效图分析数据异常原因

根据该主变结构, 进行绝缘试验时主变各主要部件间绝缘的等效电容图如图1所示[1]。

图1中, CHE为高压绕组对箱体电容;CHT为高压绕组对铁心电容;CHM为高压绕组对低压绕电容;CHD为高压绕组对铁轭及夹件或接地地屏D电容;中、低压绕组相关部位电容量命名原则与此一致;CTE为铁心对箱体电容;CTD为铁心对铁轭等接地部件电容;K为铁心接地引下线示意虚拟开关 (K“合位”则铁心接地良好, K“分位”则铁心接地不良) 。

图1中地屏D是某些变压器为了屏蔽铁心的棱角, 在其外用金属带将其包裹, 以达到均匀电场的目的, 该金属带应与铁心或夹件连接接地[2]。本文中该110 k V变压器虽然没有地屏, 只有铁心引出接地, 说明夹件与铁轭都是在变压器内接地, 因此三侧线圈和铁心对接地部件间均存在电容回路。当铁心接地时 (开关K合位) , CTD被短接;当铁心失去接地时 (开关K分开) , 铁心处于悬浮电位, 同时CTD有可能参与到测试回路中。根据图1将表1、表2、表3的有关数据进行整理, 如表4所示。

表4中序号1, 3, 5为铁心未接地时 (即开关K断开) 的测试数据, 序号2, 4, 6为铁心接地时 (即开关K合上) 的测试数据。在K分、合2种情况下, 由表4中序号7的数据可知铁心对地电容量有24 720 p F。将序号1和序号2对应的电容量及等效电容组合分别相减, 可得CHT-[CHT串 (CTD+CTE) ]=0, 即铁心对地电容量, (CTD+CTE) 和CHT串联后的电容量与CHT本身的电容量接近, 所以CHT的电容值很小, 可推算出甚至接近于0;同理CMT的电容量也很小;所以CHT, CMT对各自线圈的总电容量测试值影响较小可忽略。依据介质串、并联介损公式, 由表4序号5至8联列介损和电容量关系方程组, 可解得:

上述数据与序号9一起构成矛盾的结果, 经过分析可由以下几个因素导致:

(1) 铁心接地状况对三侧线圈电容的影响不同。其中CHT, CMT很小而CLT较大, 这是因为铁心由低压线圈包围, 铁心与低压线圈之间距离较近, 其电容量较大;当铁心不接地时该支路串入铁心对地的电容, 致使总电容减小;而高中压线圈在低压线圈外侧, 辐向与铁心没有直接的电容联系, 因此其与铁心之间的联系主要在端部, 等效极板面积较小, 且距离较远, 其电容量较小, 铁心与地之间电容对该支路的影响可以忽略。

(2) 铁心接地状况对介损测量的影响。铁心接地不良时, 铁心会产生悬浮放电带来测量的不确定性;铁心硅钢片间的绝缘漆附加电阻, 使测试电流经过铁心后含有大量阻性分量, 导致介损增大[3];当铁心不接地时, 接地部件的存在对低压线圈和铁心间测量回路带来的复杂影响, 即采用集中参数是无法准确模拟分布参数形成的网络, 例如T型网络可能会对正接线测量造成负介损的结果所以在不同的接线方式下测得的介损分散性很大。同样由于低压线圈与铁心联系较紧密, 故其所受影响较大。在不同的接线方式下这几个因素的影响是不一样的。例如在测量低压线圈对铁心的介损时, 分布网络和铁心损耗会起作用。因此在铁心不接地的情况下, 测得的这些数据是无效的。

(3) 当铁心接地后 (开关K合上) , 铁心与地屏等电位, 则它们间的分布影响及悬浮放电就不存在了, 此时的数据才能反映绝缘的实际情况。

从以上几个试验项目可见当铁心不接地时, 铁心与接地部件间电容及铁心悬浮放电将会影响到部分试验项目的准确性。

4 铁心接地状况对试验数据的影响

为保证试验结果的正确性, 在变压器铁心接地良好后, 对先前完成的频响、直流电阻、低电压短路阻抗和绝缘电阻试验按照顺序重做一遍, 发现频响和绝缘电阻与先前的结果有差异, 而直流电阻和低电压短路阻抗由于与主绝缘电容量关系不大, 因此没有变化。

4.1 频率响应曲线测试

铁心接地前后的频率响应图如图2—10所示。

根据频响理论, 在低频段主要反映感抗, 在高频段主要反映容抗, 而在中频段反映2者的综合作用, 从3张对比图可清晰的在200 k Hz以后当容抗作用逐渐增大时, 铁心接地前后的频响曲线开始发生较大的分歧, 即说明铁心接地是否可靠将通过电容效应的形式反映在频响曲线上。铁心接地状况对频率响应曲线的影响明显, 通过本文的对比, 可以给出如下启示:若同一台主变三相频响曲线一致, 而同历史数据相比有较大差别 (排除试验仪器的影响) , 则可查找铁心的接地状况。

4.2 绝缘电阻

与介损及电容量试验类似, 铁心接地情况主要是对“低—高中地”的绝缘电阻测试数据有影响, 其原因为铁心不接地时低压线圈与铁心间的电容又串联了铁心对地的电容, 使该支路的绝缘电阻增大, 又由于铁心对接地部件支路较多, 某些支路电容较小, 导致吸收比减小[4]。如表5所示。

5 结束语

从以上4个试验项目可见与电容量关系密切的所受影响较大, 与电容量关系不大的则几乎不受影响。因此当铁心不接地时, 铁心与接地部件间电容及铁心悬浮放电将会影响到部分试验项目的准确性。变压器电容量与介质损耗超标原因较为复杂, 需要综合分析判断才能找出故障原因。通过变压器绝缘等效电容图模拟, 并经过电容量与介质损耗理论计算, 结合现场测试, 查明某110 k V变压器“低—高中绕组及地”电容量与介质损耗数据超标原因为变压器铁心接地不良。

(1) 变压器等效电路理论计算法并结合现场测试, 可以较准确地查找各种变压器电容量、介质损耗超标原因、缺陷部位, 为电气试验提供理论依据;

(2) 测量了该变压器铁心接地良好与接地不良条件下频率响应曲线, 曲线差异明显, 该试验结果对判别变压器电容、介质损耗超标有一定的启发意义;

(3) 铁心接地不良影响电容量与介质损耗测试、频率响应测试、绝缘电阻, 但对短路阻抗、直流电阻几乎无影响。

参考文献

[1]丁伟, 丁天祺.变压器绕组电容量异常变化实例分析[J].变压器, 2012, 49 (2) :71-74.

[2]杨星, 朱建新.变压器的等电位屏结构工艺特点及其故障特征分析[J].变压器, 2007, 44 (1) :63-67.

[3]赵坚.变压器绕组介损及电容异常分析[J].变压器, 2010, 33 (1) :14-17.