无功电容补偿及应用（精选8篇）
无功电容补偿及应用 篇1
1 常用电力系统无功电源工作原理及应用
常用无功电源有发电机、同步补偿机和安装静电电容器。所谓“无功”并不是无用的电功, 许多用电设备均是根据电磁感应原理工作的, 如配电变压器、电动机等, 它们都是依靠建立交变磁场和感应磁通而需要电功率称为无功功率。
2 发电机
2.1 当发电机处于过励状态, 向系统发出感性滞后的无功功率, 同时发出有功率, 迟相运行, 属于正常运行, 若励磁电流愈大, 向系统输送的无功和定子电流愈大, COS￠则愈小, 此时最大励磁连续电流不应超过转子的额定电流。应用:电网中的电力负荷, 如电动机、变压器和电弧炉等, 大多属于电感性负荷, 这些电感性的设备, 在运行过程中, 不仅需要向电力系统吸收有功功率, 还同时吸收感性无功功率, 当发电机发出无功功率不能满足电网对无功功率的要求时, 就会导致电网电压降低, 这对用户是不利的。
2.2 发电机处于欠励状态, 向系统吸收感性无功功率, 同时发出有功功率, 属于进相运行, 励磁电流愈小, 从系统吸收无功功率愈多, 定子电流愈大, COS￠则愈小。应用:在节假日, 午夜等低负荷的情况下, 如果不能有效吸收剩余的无功电流, 线路电压会上升。可见发电机是通过改变转子励磁电流来调整无功负荷, 发电机功率因数低于额定值时, 发出无功增大, 励磁电流将会增加, 发电机过热。发电机功率因数高于额定值时, 发出无功降低, 汽轮机出力降低, 随之降低了锅炉出力, 节省了原料和电耗, 发电机损耗降低, 发电机温升降低了, 降低了厂用电率。缺点是发电机运行不稳定。
3 人工改善功率因数的一般方法有, 同步补偿机和安装静电电容器
4 工作原理
4.1 同步补偿机是空载运行的同步电动机, 通过调节直流励磁电流, 同步补偿机从电网取用的无功功率也受到调节。同步补偿机在过励时, 从电网吸取容性无功功率, 也就是向电网供给所需感性无功功率, 即功率因数是超前的, 是就地供给负载所需的感性无功功率, 避免无功功率远程输送, 并减少线路损耗和电压降, 提高电网功率因数, 减轻发电机负担。同步补偿机欠励时除了从电网吸收有功功率外, 还要从电网吸收感性无功功率, 即功率因数滞后的。同步补偿机优缺点:可控制功率因数和网路电压, 大功率用电设备上可采用同步补偿机补偿方法, 同步补偿机价格很贵, 有功损耗大, 运行维护复杂。
4.2 对于于感性负载, 安装静电电容器是为了提高用电设备功率因数, 降低负载电流, 理论上是并入适当电容器C, 使无功电流与负载的无功电流互相抵消补偿一部分, 使电路的总无功功率减小, 从而提高功率因数。
4.3 静电电容器补偿方式分为低压个别补偿、低压集中补偿、高压集中补偿。
低压个别补偿:就是根据个别用电设备对无功的需要量将单台或多台低压电容器分散地与用电设备连接。低压集中补偿:是将低压电容器, 通过低压开关接在配电变压器低压母线侧, 根据低压母线上的无功负荷而直接控制电容器的投切。高压集中补偿:是将并联电容组直接装在变电所的6-10KV高压母线上的补偿方式, 适用于供电线路末端或用户变电所, 补偿装置根据负荷大小自动投切, 从而合理提高了用户的功率因数, 减少线损。
5 电容无功补偿装置设计、安装与调试
我公司分别于2006年11月8日、2007年5月24日对5#厂用变压器和1#厂用变压器安装电容无功补偿装置, 属于低压集中补偿, 2台厂用变压器额定容量为1000KVA、额定电压6300/400V。2台厂用变压器选用的电容无功补偿装置是由智能化控制器, 根据厂用电负荷变化, 实时进行自动补偿。举例说明5#厂用变压器安装电容无功补偿装置设计、安装与调试
5.1 设计:
已知:变压器额定容量S=1000KVA我公司发电机功率因数COS￠=0.8
解:变压器额定功率P=S×COS￠=1000×0.8=800KW
系统功率因数COS￠为0.8, 把功率因数提高到0.97, 计算需要补偿电容器的容量Q为:
Tan￠av1:补偿前功率因数正切值Tan￠av2:补偿到规定的功率因数正切值
选每个电容器的标准容量为20千乏, 其容量个数为:
N=400÷20=20个
通过计算选10组电容器, (2个并接一起为一组) , 自愈式并联电容器型号:BKMJ0.44-20-3额定容量:20Kvar额定电压:0.44KV额定电流:26.2A额定频率:50HZ连接方式:角接
5.2 控制器型号:选用JKL7AE/BE/CE智能无功功率自动补偿控制器。
5.3 安装与调试:
组装后无功补偿器电源接到5#厂用变压器低压母线侧, 送电调试, 首先在智能无功功率自动补偿控制器上设置参数:
COS￠设定值为0.97
延时设定值为16秒
过压设定值为430V
以上三个参数设定后, 按设定键使自动运行指示灯亮, 本机进入自动运行.#5厂用变压器投无功补偿装置前, 负荷电流300A, 功率因数为0.88, 投后负荷电流无变化, 功率因数升到0.97, 不节能, 找原因。通过调整负荷, 用#5厂变带#4、#5厂变负荷, 这时负荷电流升到1200A, 功率因数从0.88升到0.97, 这时#5厂用变压器负荷电流补偿前、后仍无变化.通过分析后把#5厂用变压器低压侧母线A相安装2000/5电流互感器, 互感器二次与无功补偿控制器连接, 没投无功补偿器前#5厂用变压器低压侧负荷电流220A, 投无功补偿装置后, 功率因数从0.83升到0.97, 负荷电流降到180A, 电容器组投2组。无功补偿装置投入运行后, 检查发现负荷三相熔式开关和电容切换接触器过热。运行一周后电容切换接触器CDC9-6311 63A崩坏, 按载流量所选接触器额定电流63A大于电容器组额定电流52.4A, 为合格 (一台接触器控制一组电容器投切) 。拆下接触器检查, 发现触头有烧焊现象。分析原因:为负荷不稳, 电容器组补偿频繁, 接触器频繁动作投入、切除, 电容器组有冲击涌流和操作过电压。接触器容量选小了, 后把负荷三相熔式开关RT18-63N更换成CD-BZ-125D100, 100A断路器, 把CDC9-631163A接触器更换成CDC9-9511 95A, 开关、接触器增容后对#5厂用变压器无功补偿柜测温, 配电室环境温度20℃, 接触器温度为43℃, 断路器温度为40℃, 整改后无功补偿装置运行正常。
5.4 调试经验举例说明:
例如在无功功率自动补偿控制器上设定COS￠设定值为0.99, 延时设定值为16S, 如果#5厂用变压器负荷实际功率因数在0.99 (滞后) 、1、0.99 (超前) 在这个范围内, 此时控制器没有控制信号发出, 这时已投入的电容器组不退出, 没投入的电容器组也不投入, 当负荷增加, 瞬间检测到滞后信号, 这时负荷COS￠下降到0.95 (滞后) , 检测到COS￠不满足设定值要求时, 16S后将一组电容器组投入, 并继续监测COS￠如还不满足要求, 控制器则延时16S, 再投入一组电容器组, 直到满足功率因数设定值0.99为止。当负荷减小时, 瞬间检测到超前信号, 如COS￠为0.95 (超前) 那么控制器延时16秒就逐一切除电容器组, 直到满足功率因数设定值0.99为止。要遵循的原则就是先投入的那组电容器组在切除时就要先切除。如负荷稳定在设定值范围内, 控制器没有控制信号发出, 功率因数无变化。
5.5#5厂用变压器投入电容无功补偿装置参数抽查统计: (见表1)
5.6 经济效益分析:
#5厂用变压器投入无功补偿器后, 通过运行统计平均每小时负荷电流下降85A, 每年节约电能:Ap=P×T=1.732×U×I×COS￠×T=1.732×380×85×0.97×8760=475364KWh
摘要：结合无功电源工作原理及应用与电容无功补偿装置设计、安装与调试展开论述。
关键词：功率因数,无功,应用,效益
无功电容补偿及应用 篇2
关键词：电网谐波；并联无功补偿电容器；谐波电流；电网维护；电气设备 文献标识码：A
中图分类号：TM531 文章编号：1009-2374（2015）19-0152-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.19.075
近些年来，电网谐波电流造成的危害越来越频繁，尤其是对并联无功补偿电容器的危害更为严重，甚至会造成电容器的烧毁，严重时会产生火灾，相关部门对此必须将电网谐波电流的抑制问题进行重视，找到解决此问题的措施并进行大力实施，要对此问题的严重性给予高度重视，以积极的态度面对此问题，以达到抑制电网谐波对并联无功补偿电容器的危害的目的，促使电网的安全运行，为人们的安全用电提供保障。
1 电网谐波电流的产生以及危害
1.1 电网谐波电流的产生
随着社会经济的不断发展，电力行业的发展也极为迅速，电网的分布范围也越来越广，而且在建筑业、工业等行业不断发展中，由于使用的电气设备数量的增加，对电网负载的要求也越来越高。在当今电网运行的过程中，由于出现过多的非线性负载，会产生谐波电流，谐波电流的不断叠加会造成电网中电流过大，对于无法承受大电流的电网以及电气设备会造成一定的
破坏。
1.2 电网谐波电流的危害
电网为人们日常生活、生产以及工作提供了可靠的电能，但是电网在运行中，电网谐波会对并联无功补偿电容器产生一定的危害。例如，在广西电网公司中，发生一起由于电网谐波对无功补偿电容器产生影响，导致电容器发生烧毁的情况，最后发展成整个电网瘫痪，对于广西电网公司造成了非常严重的损失，由此看出，电容器在电网运行过程中是必不可少的组成结构之一，当受到电网谐波电流的影响，就会使电容器产生额外的热量，电容器的温度升高增加了电容器的有功耗损，而且，对并联无功补偿电容器的使用寿命也将产生一定的影响，会加快电容器的老化。另外，电网谐波电流还可能使并联无功补偿电容器出现过负荷的现象，以至于电容器出现烧毁故障，对电网的正常运行造成极大的损失，对周边人群用电的可靠性、安全性也将带来一定的影响。
2 电网谐波方法机理
电网系统在发展的过程中，经过数次的改进和完善，主要是本着电网系统供电的安全性、可靠性为目的来进行完善，其中并联无功补偿电容器就是重要的应用设备之一，对提高电网功率因素的等效电路有着极大的作用（如图1所示）。
图1 等效电路图
图1中的I为电网谐波源所产生的谐波电流，XS为电网系统中的等效基波感抗，RS作为电网系统的等效电阻，IS作为电网系统的谐波电流，IC作为进入到并联无功补偿电容器的谐波电流。作者通过大量的实践证明，如果为了提高电网系统的功率因数而实施电容器无功补偿的话，虽然能够给电网系统带来一定的效益，但是，如果并联无功补偿电容器设置的参数与实际电网运行不符合的话，就会产生大量的谐波电流，甚至电容器的运行会放大谐波电流而产生谐振的现象，长期处在这种情况下运行，不仅会对电容器的使用寿命产生一定的影响，严重时甚至会烧毁电容器，造成电网谐波并联无功补偿电容器出现严重故障。
3 如何有效地抑制谐波电流
3.1 在并联无功补偿电容器中串联电抗器
通过以上的分析得知，谐波电流不仅对电网的损害极大，对电气设备也会造成一定的损伤甚至烧毁，对电网系统运行的安全性、稳定性等都造成极大的影响，因此，抑制谐波电流的工作也成为电网系统的重点工作。为了更好地抑制谐波电流放大对电容器造成的损坏现象，作者通过大量的实验寻找到既经济又实惠的可行方法，该方法主要是将并联无功补偿电容器中串接大小适当的空心电抗器。该方法在实施的过程中，主要是根据注入电网系统中的谐波次数、供电系统条件、补偿电容器参数以及限制指标等方面进行分析，再选择一个适当大小的电抗器串接到电容器中，提高并联无功补偿电容器的电抗率，从而有效地抑制谐波电流对并联无功电容器的影响。就现阶段电抗器的电抗率来说，主要分为12%、6%、4.5%、<0.4%四种，一般情况下并联无功补偿电容器中接入4.5%电抗率的配置，当然，具体的接入配置还需要根据实际情况来定，如果配网的三次谐波较大的话，为了提高并联无功补偿电容器运行的可靠性，应采用12%电抗率进行配置，从而达到抑制电网谐波的作用，避免或降低对并联无功补偿电容器的影响。
3.2 电抗器参数的选择
以上提到的抑制电网谐波对并联无功补偿电容器的影响，主要采取的是串联电抗器的方式，而对串联电抗器参数的选择非常关键，如果选择电抗率不适宜的话，就会造成串联的电抗器虽然花费了一定的资金，但是却无法起到更好地抑制谐波电流的作用，甚至增加电容器的功耗。串联电抗器能让谐波下的电容器回路总阻抗均显示为感性，这样才能从根本上消除电网中所产生的谐波，如果总阻抗为容性的话，就无法对电网谐波起到抑制的作用，要达到这个目的，必须进行电抗率的计算，主要计算如下：
P=MNc/x2
式中：P为串联到并联无功补偿电容器中电抗器的工频感抗；M为可靠系数，一般情况下可靠系数取1.1～1.4之间；N为并联补偿电容器的工频容抗；x代表可能注入电容器的最低次谐波次数。通过上式来计算出电抗器的电抗率，再结合《并联电容器装置设计规范（GB 50227-2008）》，可以确定不同的并联无功补偿电容器该需要多少电抗率的电抗器。
另外，还应注意串联的电抗器与补偿电容器额定电压存在的匹配问题，如果并联无功补偿电容器中串联电抗器的话，并联补偿电容器的端电肯定会升高，而在这个过程中，必须要考虑到《并联电容器装置设计规范》中对电容器运行电压的标准，同时，要严格按照《电力系统电压和无功电力技术导则》中对变电站母线电压的要求，必须保证串接电抗器后的电容器符合规范要求，同时还要确保变电站的母线电压在规范范围内运行，这样才能真正发挥出并联无功补偿电容器的作用，否则将会引发电网故障，造成更大的经济损失。
4 结语
综上所述，电网在正常运行的过程中可能会出现电网谐波，这种情况不仅影响了电网的正常运行，也对并联无功补偿电容器产生一定的破坏。通过本文对电网谐波对并联无功补偿电容器危害的分析，作者结合自身多年工作经验，以及自身对电网谐波危害的认识，主要从电网谐波电流的产生、电网谐波电流的危害、电网谐波方法机理以及如何有效地抑制谐波电流等方面进行分析，希望通过本文的分析，对提高电网的运行效率，确保并联无功补偿电容器的正常运行给予一定的帮助和
启发。
参考文献
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作者简介：梁珂（1973-），男，广西电网有限责任公司玉林供电局工程师，研究方向：变电检修及管理。
无功电容补偿及应用 篇3
为提高电能效率, 一般在工程设计中都会采用静态电容器组补偿装置。不论何时, 一旦准备在系统母线上连接补偿电容器组, 只要在电网或用户设备中有谐波电流或谐波电压存在的同时, 就有出现补偿电容器组产生并联谐振或串联谐振现象的可能, 并最终将会导致各种故障, 例如:电容器故障 (变形、膨胀、起火、爆炸……) 、设备电压或运行电流总畸变率变大、运行设备状态不正常、电气设备发生故障等等。在这种情况下, 配备使用无功功率补偿系统装置时须综合考虑各方面因素。这样, 在使用补偿电容器组的系统中, 应提前预测到各种可能存在的谐波电流, 要充分考虑到产生并联谐振或串联谐振的可能性。为了系统的运行安全, 应考虑采用调谐式电抗电容器组或调谐滤波器设备。当使用了调谐式电抗电容器组时, 其在改善功率因数的同时, 也可以有效地避免谐振现象的出现;在保护补偿电容器的同时, 降低了谐波电流对电器设备可能造成的各种危害。当使用调谐滤波器设备时, 也可以有效地吸收谐波电流, 降低谐波电压, 大大降低谐波对电器设备的危害, 从而净化电源。
随着时间的推移、社会的发展、技术的进步、工业现代化进程的增速, 我们将不得不考虑电源的质量问题以及对应的解决措施。该文将着重分析补偿电容器组的电容和用户电网、供电电网的电感相互之间形成的并联谐振或串联谐振回路同谐波电流之间的因果关系。当并联谐振或串联谐振回路中产生的谐振频率与电网中存在的谐振频率非常接近时, 产生的谐振电流随之发生畸变并最终导致电压波形畸变, 作者在此简要叙述了抑制谐波的方法。
1 谐波对功率因数补偿电容器的影响
众所周知, 由于补偿电容器的容性特点, 在电网系统发生共振情况下可明显地改变系统的阻抗特性。电容器组的特性是它的容抗是随系统的频率升高而降低的, 因此在系统中使用电容器组可以达到吸收高次谐波电流的作用, 但反方面, 这种作用的同时会造成温度升高, 使得电器设备的绝缘材料的介质应力增加。在实际供电系统中, 若非线电磁组件因为工作需要频繁地切换, 这时候就会在电源侧 (如变压器) 会产生相应的谐波电流, 这样在工作的同时这些谐波电流也增加了补偿电容器的负担。这意味着补偿电容器的寿命将会由于谐波现象引起的发热和电压增加等问题导致不同程度的缩短。
在电力系统中设计使用补偿电容器组的时候, 必须充分考虑到系统中可能产生谐波、谐振的各方面因素, 因为系统谐振将会导致系统中出现的谐波电压和谐波电流会明显地高于在系统无谐振发生的情况下出现的谐波电压和谐波电流。
1.1 谐波与相应的并联谐振
变频调速设备容易产生谐波电流, 这是大家已经达成的共识, 原理是电容器组的容性特性和电网中的感性特性形成了并联谐振回路, 而且可被会被放大至10~15倍。图1为并联谐振的典型电路图, 其中的谐波电流被放大, 图中的电容器组的内部组件会造成温度升高和相应的各方面故障。
1.2 谐波与相应的串联谐振
在电压波形畸变发生在上一级供电网络的系统电压中的情况下, 串联谐振回路会在经由补偿电容器组的电容和供电变压器的短路电感之间形成, 同时高次谐波电流会由于串联谐振回路会的形成被吸引流入补偿电容器组。
图2为串联谐振发生的典型电路图, 串联谐振一般会导致在变压器的低压侧出现较高的电压波形畸变。
2 调谐式电容器组和谐波滤波器应用分析
在谈论提高电力系统的电能效率时, 最关心的是采用何种形式可以取得最大效果, 并同时能够确保电网及电力系统的电能质量。如果设计中仅仅考虑采用无功功率补偿系统来提高电力系统的电能效率, 而不知道如何避免电容器组与系统产生的并联或串联谐振, 就不会得到任何有用的效果, 并有可能会造成很大的损失, 这是一个值得加倍小心的问题。
按照“GB/T 14549—93、IEEE 519—1992”标准, 在电力部门对谐波量有限制的地方, 安装滤波电容器组是必须的。图3是在实际应用中设置5次、7次、11次3个不同分支路滤波电容器组的典型示意, 在实际应用中, 根据需要吸收的谐波量和需要补偿的无功功率容量来考虑设置滤波分支路的数量。在有些比较简单的工况情况下, 仅设置一个滤波分支路就可满足电压波形畸变限制和无功功率补偿需要的要求。
根据“IEEE 519—1992”标准, 基波电压的3%为单次谐波电压畸变率允许范围。例如, 某些情况下, 补偿电容器在电力系统母线上没有配置, 并且实际上非线性负载在电气设备占的比重较小, 经实际现场测量, 单次谐波电压畸变的值也低于要求的3%, 这种情况下将负荷接至母线上就较为简单。但同时也需注意, 在任何情况下, 只要把不带电抗器的电容器组件连接在相应的电力母线上, 就不可避免地会出现或多或少的并联或串联谐振频率。如果出现的谐振频率正好与某些谐振频率重合, 那么谐波电压和谐波电流就可能会被明显放大。在此种情况下, 如果没有谐波限制措施, 谐波的主要成分都将会被注入到上级电网。
图4是关于调谐式电容器组的典型例子。在此种情况下, 我们要根据负载功率因数和目标功率因数的实际情况计算所需段数, 通常我们都要根据规定的电压畸变限制值来进行设计。比如:低压母线的电压畸变限制值要求为:U3RD=0.5%;U5TH=5%;U7TH=5%。一般情况下, 典型调谐频率通常为204 Hz和189Hz, 对应的分别是6%的电抗器和7%的电抗器。两者对比, 7%的电抗器比使用6%电抗器允许连接更多的非线性负载相。另一方面, 电抗器铁芯的线性度也是设计时必须要考虑的问题, 以保证其在涌流发生时和在系统额定电压发生畸变的情况下不能出现饱和状态。
当我们设计无功功率补偿系统时, 假如是一个全新的项目, 设计的时候不能确切知道有什么样的负荷, 我们只能按照通常较合理的方法来进行设计, 一般是采用高于系统电压的额定电压 (例如400V系统采用525V电容器) 来选择补偿电容器组。如果我们采用较高额定电压的补偿电容器组, 这样在将来如有负载会产生较严重谐波的情况, 我们不需更换补偿电容器组, 仅需增加相应的电抗器即可, 这样就提高了项目的灵活性和拓展性。
不论任何项目, 只要有可能造成补偿电容器组周围温度太高, 并可能超出其温度上限值的最高允许值时, 则需要针对补偿电容器组装置增加专用的冷却风系统。特别是在采用调谐式或滤波电抗器的柜体内, 因为与纯粹的补偿电容器组相比, 电抗器本体运行时会产生更大的热量。
3 解决电力低压系统中谐波谐振危害的应用实例
例1:不间断电源UPS电容补偿引起谐波放大的解决方案:
在一个商业大楼内, 发现诸多补偿电容器组因过热而损坏, 并发现损坏的是连接在供给计算机不间断电源UPS变压器的补偿电容器组上的, 补偿是由自动功率因数控制进行的。通过专用仪器现场对谐波进行监测, 图5表示测得实际供电变压器基波和谐波电流以及供电电压波形的总谐波畸变率 (THD) 。从图5中可知, 两段50kvar的电容器在投入后, 实际出现非常严重的并联谐振现象, 监控发现将30A的由UPS产生的11次谐波电流放大到了10倍, 峰值最高竟然达到了283A, 对应的电压波形的总谐波畸变率 (THD) 也增大了19%。
图6为在电容器组侧通过仪器检测的电流结果。从图6中可知, 当两段50KVAR的电容器组投入, 电容器上通过的监测电流的有效值 (RMS) 是364A, 等于额定电流2.5倍的电流通过了电容器, 这就从一方面解释了为什么电容器容易损坏 (电容器过流能力一般是额定电流的1.3倍左右) 。从以上两个实测的例子看, 可确认谐振现象在供电系统中是普遍存在的, 因此在设计工作中, 当采用无功补偿系统时, 应当优先选用7%电抗器的调谐式电容器组。
图7为带7%电抗的新电容器组投入运行后, 相同工况针对供电系统电流以及电压波形的总谐波畸变率 (THD) 的再次测量结果。从图7中可以发现, 在安装了调谐电容器组后, 通过在最大非线性负载下对调谐电容器组进行测试, 几段电容器经过不同方式的投入工作, 皆没有产生较大的谐振, 也没有较大谐波电流现象的发生。
图8是在对调谐电容器组侧进行电流测试的结果, 几段电容器无论采用何种方式投入, 其谐波电流均没有超过限制值。
例2:提高功率因数的补偿电容器引起谐波电流放大的解决方案:
在一个企业配电系统中装置的补偿电容器总容量小, 不能达到提高功率因数的目的。经设计进一步计算需增容安装400kvar的补偿电容器组方能满足上级规定的功率因数要求。通过现场对谐波进行测量, 如图9所示, 企业500kVA变压器供电稍有过载, 5次谐波电流为62A, 是基波电流的9%。当电容器组投入时, 由于无功得到了补偿, 基波电流降到492A, 可是5次谐波电流却放大到456A, 是基波电流的93%, 电压的总谐波畸变率 (THD) 增加到16.2%, 这种供电质量是企业用电设备不能接受的。最后决定切除原有的电容器组调谐式电容器组, 改为使用调谐式电容器组, 以确保所有用电设备有良好的供电质量。
例3:原有电容补偿引起谐波电流放大的解决方案:
在一个企业配电系统中发现150kvar的补偿电容器组经常故障, 为了彻底消除频繁的故障, 通过现场对谐波进行测量, 如图10所示。测得补偿电容器上电流的有效值 (RMS) 是371A, 主要谐波分量为11次。
测得补偿电容器有效电流相当于额定电流的1.71倍, 这就说明了补偿电容器损坏的原因。由于电压的总谐波畸变率 (THD) 即使不投入电容器也高达8.1%, 该企业决定使用滤波电容器组进行无功补偿, 以确保所有用电设备有良好的供电质量。
例4:利用谐波滤波器改善功率因数和谐波的解决方案:
在一个企业配电系统中采用什么样的无功补偿才能达到改善功率因数满足上级规定的要求。通过现场对谐波进行测量, 电压的总谐波畸变率 (THD) 是12%, 如图11所示, 不带电抗器的补偿电容器组是不能使用的。应采用滤波电容器组进行无功功率补偿, 从图中可以看出, 当所有滤波器都投入使用, 电压的总谐波畸变率 (THD) 从12%降到2%。这种供电质量是低压供电系统所希望的。同时, 由于无功功率得到补偿, 大量谐波电流被吸收, 企业用电设备的基波供电电流也得到了大幅度下降, 供电质量达到了规定的限定值。
因此, 在设计和实际中应用谐波滤波器是改善功率因数和谐波的最明智选择。
4 结语
通过大部分例子我们可以发现, 在公共电网中的谐波水平达到或超过临界规定值以前, 在工业应用及商用建筑大楼的用户电网系统中各种谐波问题已经广泛存在了。在用户电网系统中, 若使用了大量不带电抗器的电容器组, 在运行过程中就会引起不同的谐振现象, 并在装有补偿电容器组的母线上引起并放大了相应的电压畸变, 最终会造成用户设备的损坏或者发生事故。因此, 对电力用户而言, 深入了解运行过程中可能发生的谐波问题, 并将谐波畸变控制在限定值内非常重要。
通过以上几个不同情况的例子分析可以得到, 我们必须将谐波观念铭记在心并落实到日常的设计工作中来。只要妥善设计, 提前综合考虑, 我们是可以在工作中将谐波和谐振情况提前解决和避免的, 并最终保持一个绿色健康的公共电网。
摘要：该文主要介绍了调谐式电容器组和谐波滤波器及其补偿系统对提高电能效率和保证电能质量等方面存在的优势, 提出了抑制工业和商业建筑设计中谐波恶化系统电能质量的措施, 从而降低不良电源质量对电气系统的影响。
关键词：谐波,谐振,电能质量,调谐式电容器组
参考文献
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无功电容补偿及应用 篇4
随着电力电子设备的广泛应用, 低压电网大量谐波严重影响供电质量, 谐波治理以及在谐波环境下进行无功补偿就显得越来越重要。金属制品厂钢绞线车间主要用电设备有中频炉、直流调速装置、变频器、逆变电焊机等, 这种生产车间的谐波治理和无功补偿比较有代表性。本文将分析诺企电容NCSF和NCSD在某钢绞线车间谐波治理和无功补偿中的应用。
1金属制品厂供电负荷特点与谐波分析
某金属制品厂主要生产预应力钢绞线。在钢绞线的生产工艺中, 有加热中频炉、拉丝机直流调速系统、辅助设备的变频调速系统。目前, 中频炉主回路电路结构为三相桥式六脉动可控硅整流、两相桥式四脉动逆变, 工作频率为300~1 000Hz。直流调速装置主回路电路结构为三相桥式六脉动可控硅整流。交-直-交变频器主回路电路结构为三相桥式六脉动可控硅整流、三相桥式六脉动逆变。由于中频炉、直流调速装置、变频器存在整流、逆变电路, 因此从这些负载流入电网的电流已崎变, 不再是规则的正弦波。即使如此, 负载电流仍是周期函数。周期函数可分解为傅里叶级数。三相桥式六脉动整流电路交流侧各相电流接近于方波。对于一个50Hz的周期电流信号f (t) , 傅里叶级数展开式为:
式中, 负号表示与基波电流方向相反。ω=2πf=314t, Id为整流器直流侧负载电流, ;In为整流器交流侧的n次谐波电流。由式 (1) 可知, 在三相桥式六脉动整流电路的交流侧仅含有6k±1次谐波 (k为正整数) , 即注入电网的谐波电流为5次以上。
2滤波器电容器电容量选择
1 600kVA电力变压器额定电流为2 310A。无源滤波主要针对某低次谐波, 在该车间主要针对5次谐波。5次谐波电流占总电流的23%, 即5次谐波电流为2 310A×23%=531A。 文献[1]中无源滤波器电容器最小计算式为:
式中, n为谐波次数, 滤除5次谐波时n=5;U1为基波相电压, 230V;ICn为n次谐波电流, 5 次谐波电流为531A;kU为电容器过电压倍数, 一般取1.1。
实际上, 诺企电容在该车间谐波滤波柜 (NCSF柜) , 滤波电容器总容量QC为300kvar。式 (2) 计算结果与诺企电容在NCSF柜配置的容量相差不大。
3滤波器电抗器电感量选择
谐波滤波器主回路是LC串联接入低压电网。n次谐波电流从谐波源出发, 流入电网系统和谐波滤波LC串联回路。设电网系统的基波电抗为XS, LC串联回路的基波电抗为XL-XC, 电抗XL与XC的比为K (即K=XL/XC) , 则XL-XC可表达为XC (K-1) 。
电网系统谐波电抗为nXS, LC串联回路谐波电抗为XC (nK-1/n) 。设谐波源流出的n次谐波电流为In, 流入电网系统的n次谐波电流为InS, 流入谐波滤波LC串联回路电容器的电流为InC, 则有:
根据定压原理与分流原理, 有:
若LC串联回路发生n次谐波谐振, 则n次谐波电流全部流入滤波器。 发生n次谐波LC串联谐振时, 电抗nXL等于容抗XC/n, 即XC (nK-1/n) =0, K=1/n2。
在LC串联回路发生5次以上 (含5次) 谐振时, 电抗值占容抗值的比例, 5 次为4%, 7 次为2%, 9 次为1.2%, 11次为0.8%, 13 次为0.6% ……。 如果发生串联谐振, 谐波电流被放大, 有可能烧断熔断器, 严重时引起电气火灾。所以, n次谐波滤波LC串联回路的电抗值需接近谐振临界值, 但又要与谐振临界值保持一定距离。GB50227—2008《并联电容器装置设计规范》推荐5次谐波无源滤波的感抗值占容抗值的比例为6%。
某金属制品厂某车间的诺企电容NCSF柜电容器容量QC为300kvar, 其电容量为:
电容器容抗为:
电抗器电抗为:
电抗器电感量为:
4无功补偿串电抗器电感量选择
电容器通电时两端电压不能突变, 有一个过渡过程。设电容器容量为C, 线路电阻为R, 母线电压某时刻瞬时有效值为U, 电容器电压为uC, 线路电阻电压为uR, 根据基尔霍夫定!有:
因, 代入式 (4) 得:
解微分方程得:
充电电流为:
由式 (6) 可知, 电容器合闸瞬间 (t=0) , 电流从零跃变到U/R, 这是合闸涌流。当某相电压过零时, 涌流最小;当某相电压为最大值时, 涌流最大。一些资料介绍, 合闸涌流为电容器额定电流的5~15倍。串联电抗器可以降低电容器合闸涌流, 还能抑制谐波电流, 用于限制涌流的电抗器的感抗值占容抗值的百分比为0.1%~1%。诺企电容无功补偿柜 (NCSD柜) 共有12 路补偿电容, 每路电容容量Q1为40kvar (电压U为0.48kV) 。按0.6%电抗率可计算出抑制涌流电器的电感量。
电容器容抗为:
电抗器感抗为:
电抗器电感量为:
5无功补偿容量分析
电容器串联电抗后, 母线电压有所提升。由于母线电压偏高会使车间电耗增加, 因此母线电压应保持在400V左右。鉴于此, 通过变压器高压侧调档来保证母线电压维持在400V左右, 而可以不考虑无功补偿对母线电压提升增加的补偿量。由于电抗器要消耗部分无功补偿量, 因此无论是NCSF柜还是NCSD柜的补偿量均因串电抗器而减少。
NCSF柜电抗器消耗的无功量为:
NCSF柜综合补偿容量为:
NCSD柜共有12路电容量Q1为40kvar的补偿电容, 每路都串联抑制涌流的电抗器。-路电抗器消耗的容性无功量为:
12路电抗器消耗的容性无功量为:
NCSD柜总补偿量为:
补偿柜 (NCSD柜) 的电容器额定工作电压U2为600V, 而实际母线电压U1在410V左右, 因此电容器的补偿量要根据电压不同进行调整。调整后补偿柜的电容器总补偿容量为:
滤波柜 (NCSF柜) 的电容器额定电U22为750V, 而实际母线电压U1在410V左右, 因此电容器的补偿量调整为:
NCSF柜与NCSD柜总补偿量为:
因变压器实际负荷在70%的额定负荷范围内, 故此时实际视在功率S1=1 600kVA×70%=1 120kVA。直流调速装置和变频器的功率因数都较高, 在钢绞线车间需要进行补偿的设备主要有中频炉、行车、水泵、焊机等。假设该车间基波功率因数cosφ1=0.8, φ1=36.9°, 则有功消耗为:
感性无功功率为:
补偿308kvar容性无功容量后, 还有QL1-QΣ1=364kvar没有补偿。此时功率因数为:
通过计算可知, 诺企电容1个300kvar谐波冶理柜和1个480kvar补偿柜就能够保证钢绞线车间1 600kVA变压器70%负荷内功率因数在0.93以上。若变压器负荷达到80% (视在功率为1 280kVA, 有功功率为1 024kW) , 则感性无功为:
补偿308kvar容性无功容量后, 还有QL2-QΣ1=460kvar没有补偿。此时功率因数为:
由计算可知, 通过补偿, 使变压器负荷达到80%, 功率因数只接近0.90。诺企电容谐波治理与无功补偿总量占变压器额定容量的比例为 (300+480) /1 600=0.49, 即综合无功补偿容量占变压器额度容量的50%左右, 谐波治理容量占19%, 无功补偿容量占81%。 这一比值对招标选型、设计计算、自制成套柜具有参考意义。
6电流互感器和NCSF、NCSD动作顺序分析
NCSF柜和NCSD柜各由1个NC-12控制器控制, 这2柜子的动作顺序基于先治理谐波再进行无功补偿的工作原理, 即NCSF工作后NCSD再工作。为了保证NCSF先于NCSD工作, 可在NCSD控制接触器总电源线上串1个NCSF总接触器常开辅助接点。
7结束语
通过分析诺企电容NCSF柜和NCSD柜在钢绞线车间应用实例, 总结出可供借鉴的设计选型参数:谐波治理和无功补偿的综合无功补偿容量按变压器额定容量的50%配置, 其中谐波治理容量占19%, 无功补偿容量占81%;谐波治理电容器和无功补偿电容器的额定电压分别为750V和600V;5次谐波下, 谐波治理电抗器和无功补偿电抗器的电感量占电容器容抗的比例分别为6%和0.6%。3次谐波治理可按选择原理重新计算。
参考文献
无功电容补偿及应用 篇5
1 前言
随着国家现代工业的快速发展,大功率电动机在柴油机发电机组独立供电系统中的应用越来越多,功率容量随之逐渐增大。在不增大柴油机发电机组功率的条件下,尽管采用各种降压启动方式,启动大功率电动机仍然显得非常困难。而本文提出的电容无功补偿方法在柴油机发电机组容量有限、独立供电电源启动大功率电动机的应用,可以解决这一难题,减少设备装机容量,节约大量资金。
某变压器厂扩建35k V变压器试验站,设计了1500k VA高压变频机组。变频机组由同步电动机、同步发电机(组成。同步电动机与同步发电机通过联轴器连接,并安装于同一底盘上。
同步电动机采用ABB PSTB1050软启动器启动,励磁系统采用TDL数字智能同步电动机励磁装置。
由于工厂条件有限,用一台500k W 400V柴油机发电组提供变频机组的电源。
同步电动机额定电流Ie=802A,显然无法采用直接启动,必须采用降压启动的方法。经过比较论证,电动机降压启动采用软启动方式启动。启动过程中电动机所加的电压不是一个固定值,软启动器输出电压按要求上升,电动机电压由零按指定斜率上升到全压,转速相应地由零加速到亚同步转速,然后投入励磁,将电动机牵入同步运行。
为了尽量降低电动机启动电流,ABB PSTB1050软启动器的初始电压设置为最小值(30%UN)、启动时间设置为最大值(30s)。尽管如此,电动机启动过程中最大电流达到2500A以上。由于柴油机发电机组容量相对电动机容量太小,二者都是500k W,电动机启动过程还未结束时,柴油发电机组已不堪重负而停机了,影响了用户变频机组的正常使用。
针对上述问题,为了保证电动机的正常启动,必须采取措施予以解决。
一是加大柴油机发电组容量,再增加一台500k W 400V柴油机发电组,两台机组并联。但成本太高、技术复杂、供货周期长,且因变频机组短时工作而显得得不偿失。
二是在现有条件下,对启动回路电源进行无功补偿,简单、经济、实用。
经过仔细论证,权衡利弊,决定采用第二种方法。
2 控制原理
如图1所示为控制原理,在发电机输出开关下端与电动机定子绕组之间传入电抗器L,电抗器L的输出端接入补偿电容器C。
电动机启动操作过程如下:
启动柴油发电机组,合发电机输出断路器QF。(此时不能接入补偿电容器组,否则软启动器输入端电压太高,影响软启动器正常工作,甚至引起过电压保护动作)。按软启动器启动按钮,启动同步电动机,当同步电动机启动电流达到500A左右时,按下合闸按钮SB2,合接触器KM,投入补偿电容器组,同步电动机继续启动,待软启动器启动时间到时,此时电动机启动电流已逐渐降至空载电流,只有几十安培。同步电动机加全压启动,此时按下分闸按钮SB1,切除补偿电容器组(此时已无需补偿),否则会造成软启动器输入端电压太高,影响软启动器正常工作,甚至引起过电压保护动作),同步电动机启动至亚同步转速,由励磁装置牵入同步运行,启动结束。
电动机启动过程中,软启动器电源输入侧电流表PA4-PA6指示的最大电流仍然达到2500A,但是电抗器输入侧电流表PA1-PA3指示的最大电流只有1300A左右,柴油发电机组完全能够承受,电容器无功补偿效果非常明显。
无功补偿工作原理如图2所示。电动机启动时,功率因数很低,大约为0.1左右,有功功率很小,主要是无功功率。这样只需在电动机启动过程中加入补偿电容器来补偿电动机所需的无功功率,从而大大减轻柴油发电机组的负担,确保电动机的正常启动。
电动机容量S=500 / 0.9=555k VA
电动机启动时
有功
无功
如果需要将电动机功率因数补偿到,则补偿的无功功率为550k VAR。
选用BCMJ0.4-30-3,额定容量为30k VAR ,额定电压为400V,额定电容为596μF的电容19只(19×30=570k VAR)即可满足要求。
如需将电动机功率因数补偿到,则补偿的无功功率为550k VAR-242k VAR=308k VAR,选用11只BCMJ10.4-30-3电容器即可满足要求。
3 补偿效果
经过现场运行,变频机组多次启动中,柴油发电机组从未发生过负荷而停机的故障,证明补偿方案可行,参数计算正确,满足了用户要求。
无功电容补偿及应用 篇6
在低压配电系统的配电屏里有一个与低压配电母线并联的无功补偿电容柜。它可提高用电设备的功率因数,使变压器的容量得到充分利用并大大减少电能损耗。
1 电容器外壳膨胀及功率因数不达标分析
某厂由630kVA专用变压器供电。在未进行电容无功补偿前,负荷的自然功率因数约为0.6;进行电容无功补偿后1年内,月平均功率因数接近0.9;但之后,随着电容器外壳的膨胀,容量的大幅下降,月平均功率因数只能达到0.8左右。补偿柜电容器共有8组,每组2只,共16只,每只容量为15kvar,其无功补偿主电路如图1所示,1～16F为16只电容器。
1.1 补偿电容器总容量不足
该厂最大负荷月的平均有功功率为380kW,补偿前功率因数约为0.6,因此要使补偿后的功率因数达到0.9,则需装设的电容器总容量为:
再根据该厂变压器视在功率(630kVA)的50%来计算,所需装设的无功补偿电容器总容量为315kvar,而实际装设的电容器总容量只有240kvar,所以月平均功率因数不达标,电容器长期满载投运而易损坏。
1.2 供电专用变压器输出电压不合适
补偿电容器的电压等级为400V,而专用变压器的输出线电压却为420V,且极不稳定,有时甚至达到440V,超出了电容器额定电压,从而会损坏耐压等级不高的补偿电容器。运行中的补偿电容器的有功损耗主要是介质损失,占电容器总有功损耗的98%以上,而由Ps=Qtanδ×103=2πfCU2 tanδ×10-6知,电容器损耗与电压的平方成正比,相应地电容器温度随着损耗的增加而升高。因此,电源电压偏高、环境温度过高、散热困难,会使电容器内部绝缘温度偏高、绝缘老化加速、电容器外壳膨胀、电容量明显减少、功率因数无法提高、电容器使用寿命缩短。通常,电容器实际电压每超过额定电压10%,电容器的寿命就缩短1/2左右,因此电容器的供电电压要以电容器的额定电压为准,正常运行时应保持在电容器额定电压的95%～105%,绝不能超过电容器额定电压值的110%。
1.3 切换电容器的交流接触器质量不高
电容器的投切是通过切换电容器的交流接触器(以下简称接触器)主触点来实现的,因此接触器吸合线圈及其主触点的状态关系到电容器的正常投切。电容器无功补偿控制电路如图2所示,1～16C是接触器的线圈,吸合电压为220V;图1中的1～16C是对应接触器的常开主触点,每个接触器对应控制一个电容器。电容器正常投用时主触点出现的吸合不稳及拉弧现象,除了由线圈铁芯积尘、接点螺丝松动及吸合电压不正常引起外,多由接触器本身质量问题引起,如主触点承受不了合闸涌流的冲击,触点压力不够、材质不合格。因电容器投切时伴有很高的电流峰值,所以易导致接触器不良主触点烧损,无法正常接通和断开电容器,使电容器充、放电不稳定;接触器线圈吸合不正常(瞬时吸合又瞬时释放),牵引其主触点也瞬时接通瞬时断开,使电容器瞬时充电又瞬时放电,从而损坏电容器。
1.4 参数调整不当
无功功率自动补偿控制器是低压配电设备中用于平衡无功功率的专用仪器,与低压并联电容柜配套使用。当功率因数低于0.9时,无功功率自动补偿控制器自动投入补偿电容器;当功率因数达到0.9及以上时会自动切除补偿电容器。它具有欠流保护(0.01～0.5连续可调)、功率因数设定(0.9～1.0连续可调)、过压保护(400～460V连续可调)等功能。
(1)欠流保护投入门限过高。在用电负荷低于取样电流互感器原边值的6%时,为防止无功补偿电容器投入后过补偿引起振荡,“欠流”指示灯亮,不投入电容。如该厂取样电流互感器变比为800/5,投入门限电流则应为800×6%=48A,当用电负荷超过48A时,电容器就要投入。现用电负荷已在100A左右,但“欠流”指示灯还亮,电容器还未投入,造成月平均功率因数不达标。经检查知,欠流保护投入门槛设置过高。
(2)过压保护定值调得过高。正常情况下,供电电压高于电容器额定电压的10%时,为避免电容器受到过电压的冲击,“过压”指示灯亮,电容器组不投入,全部电容在1分钟内逐级切除。该厂专用变压器输出的线电压超过了电容器的额定电压,所以即使在正常情况下需要投入无功补偿电容器时,无功功率自动补偿控制器也会因过电压而不投入电容器,“过压”指示灯亮。由此可知,没有考虑到供电电压过高或电容器电压等级过低,仅为了投运无功补偿电容器,而把过电压保护定值调得过高,会造成电容器组外壳膨胀及功率因数不达标。
2 处理方案
分析造成无功补偿电容器外壳膨胀及功率因数不达标的原因后,提出相应处理方案。
(1)按照该厂最大负荷月的平均有功功率和变压器视在功率计算,无功补偿总电容量需增至320kvar左右,因此将原电容器更换为每只容量为20kvar的电容器。
(2)把电容器额定电压由原400V提至450V,可选BSMJ-450-20-3型电容器。调整变压器分接开关档位,把专用变压器的输出电压由原420V降至400V(不会影响负载的供电电压)。
(3)根据每只电容器的额定电压和容量,利用公式计算出电容器的额定电流,再据此选配切换电容器交流接触器。通常,接触器的额定电流是其对应控制的电容器额定电流的2倍,且接触器材质、线圈吸力、触点过流及防涌流冲击能力和压力等指标合格。
(4)调整无功功率自动补偿控制器参数需根据用电负荷、供电电压、电容器额定电压及容量、功率因数要求等来决定。通常,在电压正常情况下,欠流保护投入门限不低于取样电流互感器原边值的6%,即设为0.06。过电压保护以电容器额定电压400V为基准,当供电电压高于电容器额定电压的10%时,电容器组不投入,全部电容在1分钟内逐级切除。功率因数以调至0.9为准。
3 结束语
造成该厂无功补偿电容器外壳膨胀及功率因数不达标的原因还有很多,但主要原因是电容器额定电压与供电电网额定电压不符,所以新增电容器组投运前一定要进行检查,并保证各项指标都合格。
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无功电容补偿及应用 篇7
1 运行中存在的问题
该站自2000年投运以来, 因10k V母线并联电容器的补偿容量不合理致使电容器不能正常投入运行, 因此, 10k V母线输送的无功负荷不能实现就地补偿, 从而不利于电网运行的经济性和稳定性。
1.1 并联电容器投入时补偿容量过剩
图例分析如下:
上图数据为该站10k V母线2011年有功、无功负荷平均值, 从图中可以看出, 10k V母线年输送无功负荷最大值为1500Kvar, 最小值为500Kvar, 平均值为1000Kvar。若投入一组容量为的电容器时除补偿了10kV母线输送的无功负荷外, 还向系统倒送无功容量800Kvar。按照规定, 电力系统无功补偿应以分级补偿, 就地平衡的原则进行, 向系统倒送无功时将会引起过电压, 系统稳定性受到破坏。因此, 向系统倒送无功是不允许的。
1.2 并联电容器投入时对母线电压影响较大
若正常运行时投入一台20000k VA的有载调压变压器时, 从图A中可知10k V母线年输送有功功率最大值为6000k W, 最小值为3000k W, 平均值为4500k W。正常运行时, 在110k V母线确保电压合格率的情况下, 35k V及10k V母线通过有载调压完全可以满足各级母线电压合格率的要求。当电容器投入时, 除补偿了10k V母线输送的无功功率外, 还向系统倒送了大量无功。此时, 变压器输出的无功功率减少, 导致高压侧母线向系统输送的无功减少而电压升高。变压器中、低压侧母线电压随之相应升高, 尤其低压侧母线电压升高较大, 而并联电容器运行时向系统补偿的无功容量与其端电压的平方成正比, 电压升高浮度越大, 向系统输送的无功容量越大, 如此恶性循环, 可能导致电容器过电压保护动作跳闸, 系统其它设备超过额定电压运行时, 其绝缘受到威胁。此时, 用有载调压来降低电压运行已不能满足电压合格率的要求。
1.3 并联电容器退出运行时对系统经济运行的影响
变电站并联电容器投入电网的目的是为了补偿系统无功的不足, 减少电源向系统输送的无功功率, 从而提高有功输送容量。因电源向系统远距离输送无功负荷时, 在线路及变压器等感性、容性元件及阻性元件上消耗一定的有功功率, 因此, 电源远距离大容量输送无功不经济。变电站采用并联电容器通过就地无功补偿, 可以降低电源向系统及用户输送的无功负荷, 从而提高了有功输送容量。相对于电源输送无功时, 变电站并联电容器的单位容量费用最低, 有功功率损耗最小 (约为额定容量的0.3%~0.5%) , 一次性投资, 运行维护简便。因此用系统减少输送的无功功率来相应的提高有功容量的输送能力, 从经济性方面比较, 并联电容器投资成本小, 最多1~2年可收回成本。因此, 获得了最好的经济效益。
从以上分析可以看出, 当该站并联电容器退出运行时, 据查10k V母线年输送无功电能约760万度。因此, 在当前负荷情况下, 并联电容器退出运行最不经济。
2 应采取的措施
针对以上分析, 该站10k V母线并联电容器在电压调整、无功补偿过剩及运行经济性方面存在着相互制约的矛盾, 如何解决这一问题, 本人提出采取以下措施:
2.1 改变10kV母线并联电容器的接线方式, 改造图如下:
图2为原接线, 改造前当一组电容器投入运行时向系统输送的总无功补偿容量为Q1=U2ωC, 式中:U为母线端电压, 当f为工频时, ω为一常数, C1=C2, 因C1和C2并联, 所以C=C1+C2, 即Q1=2U2ωC1。图C为改造后的接线图, 总无功补偿容量为Q2=U2ωC, 式中:U为母线端电压, 当f为工频时, ω为一常数, C1=C2, 因C1和C2串联, 所以C=C1/2, 即Q2=U2ωC1/2。所以Q1/Q2=2U2ωC1/U2ωC1/2=4, 即Q2=Q1/4=3600/4=900 (Kvar) 。
通过计算可知, 改造后两组电容器串联后再三相并联接于电网时的总无功功率900Kvar。
考虑到后期无功负荷的增长给补偿带来新的问题, 上述改造中在实际设备上可通过如图C所示加装一组隔离开关来实现, 即通过操作拉开G2隔离开关, 合上G1隔离开关来实现投入无功容量900Kvar。后期无功负荷增长较大时, 可通过操作拉开G1隔离开关, 合上G2隔离开关来实现投入无功容量1800Kvar。
2.2 改变并联电容器的接线方式后对系统及各元件的影响
2.2.1 对系统的无功补偿情况
图A中, 按目前年平均输送无功负荷曲线可以看出, 年平均无功输送容量为1000Kvar, 改造后并联电容器投入电网运行时补偿的无功容量为900Kvar, 因此, 可以实现就地补偿无功的能力。对于后期无功负荷增长带来的无功补偿不足时, 可通过操作G1、G2隔离开关来实现电容器无功容量在900Kvar与1800Kvar之间转换。
2.2.2 对电压质量的影响
改造后并联电容器输送的总无功容量为改造前的一半, 因此电容器投入运行时对电压的影响相对较小, 当各级母线电压变化时可通过变压器有载调压装置调整电压, 以及无功补偿情况投退并联电容器来调整电压。
2.2.3 改造后的并联电容器运行时的经济性
通过无功就地平衡补偿, 据查可实现年累计补偿无功负荷约760万度, 相对电源系统输送无功来说, 可减少网损, 提高电源输送能力, 最终达到经济效益最大化。
2.2.4 改造后对成套并联电容器装置各元件的影响
2.2.4. 1 对电容器各参数的影响
电容器额定电压为11/k V, 改造后C1和C2串联, 当接在10k V母线上时, C1和C2串联时分压, 即C1与C2各承受电压为改造前端电压的一半, 电容器通过的电流为I=Q2/2U=900/2×10=45 (A) 。因此, 改造后的各电容器承受的电压和通过的电流均在额定参数内。
2.2.4. 2 对电抗器的影响
因电抗器额定电压为10k V, 额定电流为189A, 改造后均在额定值范围内。
2.2.4. 3 对继电保护的影响
当并联电容器主接线改变后, 其输送的电流和各电容器承受的电压相应的发生变化, 因此, 原保护定值不能满足需要, 应重新计算并整定, 即可通过现有微机保护整定两套定值, 当电容器的无功容量在900Kvar与1800Kvar之间转换时, 切换相应的定值实现保护功能。
笔者认为通过上述改造后, 可解决该站目前10k V母线无功负荷的补偿问题, 从而实现了该站并联电容器长时间不能投入电网运行的难题, 同时, 提高了10k V系统的功率因数, 优化了电网运行方案, 提高了系统运行的经济性。
摘要：变电站并联电容器可以对电网的无功功率进行集中补偿。通过对无功功率的合理补偿, 从而达到调节电压、使系统经济和稳定运行。但在实际运行中, 往往由于设计原因, 无功负荷的分布不可预见性等因素导致变电站母线并联电容器不能合理的补偿无功和调节电压。下面就某站10kV母线并联电容器运行中存在的问题加以分析和探讨。
关键词：并联电容器,无功补偿,电压调节
参考文献
[1]韩祯祥, 吴国炎.电力系统分析.浙江大学出版社, 2002年版, 227页
无功电容补偿及应用 篇8
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