35kV电容器组（精选7篇）
35kV电容器组 篇1
某220k V变电站中的35k V1号并联电容器组母线电压不平衡保护动作, 35k V1号电容器组331断路器电流Ⅰ段保护动作跳闸。过流保护一次电流:16.25×300/5=900A (1号电容器组331断路器CT变比300/5) 。故障录波开始及跳闸短时间内35k VⅠ段母线ABC相均存在谐波, 主要为2次谐波, 170m S后跳闸。现场检查发现35k V 1号电容器组A相13、14、15、16、17、6、8号电容器保险熔断, B相除11、12号电容器外, 其余电容器保险全部熔断, C相3、4、5、6、7、8、9、10、18号电容器保险熔断, 其中, C相3号电容器有喷油现象, B相7、13号、A相17号电容器顶部瓷瓶损毁, B相13号、C相3号电容器有鼓包, B相串联电抗器与电容器连接母排变形, 现场检查无小动物、杂物。试验发现35k V电容器组编号为117、29、15、83、91、128、46、125、71号电容器试验不合格, 放电线圈及电抗器试验合格;故障造成35k V1号电容器组9只电容器试验不合格、34只熔断器熔断、2只电容器瓷瓶炸裂。
1 原因分析
1.1 故障起始定位分析
故障开始阶段, 35k VⅠ段母线A相电流整体被抬第, 直流分量方向由35k V母线侧流向主变, B、C相直流分量由主变流向母线侧。A相直流分量大小约为B、C相直流分量大小之和, 初步可得出:首先B、C相电容器组1只或几只电容器故障, B、C相电容量减小, A相电容器组存储的电量通过变压器低压绕组形成回路向B、C相流动。
1.2 熔断器检查情况
35k V 1号电容器组外熔断器一直运行已有7年。外熔断器长时间户外运行, 日积月累, 外熔断器暴露在外部容易锈蚀。外熔断器数量较多, 本身质量存在分散性较大问题等原因导致外熔断器的性能劣化, 正常运行过程中会出现误动, 尤其在合闸过程中, 即使涌流较小, 外熔断器误动的可能性也会更大。另外, 从有关外熔断器的相关参考文献表明, 外熔断器质量问题是普遍存在的现象。所以在能源局反措中规定:户外运行5年的电容器外熔断器应更换。
查阅该熔断器熔断电流可知1号电容器采用熔断器额定电流为28A。根据GB3983-85《并联电容器》标准规定:熔断器额定电流和电容器额定电流之比为1.5-1.6。1号电容器组额定电流为18.2, 该组电容器熔断器额定电流和电容器额定电流比值1.54满足要求, 排除熔断器熔断电流过小导致。
1.3 结论
35k V电容器组群爆原因:35k V 1号电容器组在投运时, 受110k V供电线路负荷或1号电容器组送电冲击, 导致B、C相1只或几只电容器损坏或熔断器误动, 引起B、C相电容量减少。不平衡保护电压定值较电容器实际保护定值大, 保护不能及时隔离开故障电容器, A相通过变压器低压绕组形成回路对B、C相充电, 抬高了A、B、C三相电流, 引起A相、B相、C相电容器熔断器动作、部分电容器烧损, 故障扩大直到过流保护Ⅰ段动作跳开35k V电容器组。
2 暴露的问题及防范措施
2.1 电容器组运行环境谐波超标
电力电容器的运行应在无谐波或谐波较少的情况下运行, 由于电容器组是以开关方式工作的, 在运行中产生的谐波会使电压波动、闪变、三相不平衡, 不仅降低设备的性能, 而且影响电网经济的运行。根据对设备故障录波分析, 35k V电压谐波总谐波畸变率明显超标, 35k V电容器组长期在高频3次谐波的环境下运行。
防范措施:开展变电站35k V线路电能质量谐波测试分析, 必要时加装电能质量在线监测装置。根据测试结果, 核算电抗率是否能够有效抑制谐波。
2.2 电容器熔断器运行时间长
根据《电力设备检修规程》、《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》要求规定, 110k V及以上变电站应6年开展一次电容器组熔断器检查, 熔断器外观完好无锈蚀、破损或裂纹;弹簧完好无锈蚀、断裂。必要时熔断器更换。在能源局反措中规定:对安装五年以上的户外用外熔断器应及时更换。35k V故障电容器组未开展针对安装五年以上户外用外熔断器进行更换。
防范措施:按照国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》第20.2.3.4条的规定, 对安装五年以上的户外用外熔断器应及时更换。
2.3 电容器组串抗率未能对内部存在的3次谐波有效抑制
根据GB50227-2008《并联电容器装置设计规范》要求当谐波为5次及以上时, 电抗率应取4.5%-5%;当谐波为3次及以上时, 电抗率应采取12%, 或者4.5%-5%与12%两种电抗率混装方式。35k V1号电容器电抗率为12%, 3号为5%;但实际运行中仍存在大量3次谐波。
防范措施:在开展设计图审查时审查串联电抗器电抗率与谐波抑制匹配。
2.4 按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》, 电容器保护定值需要设备厂家提供, 实际查询不到设备厂家的按照不平衡保护定值5V设定
对能查到设备厂家的电容器组保护定值进行检查, 并按设备厂家推荐值设定保护定值。
3 结语
变电站中无功功率补偿电容器装置, 对电力系统具有非常重要的作用。所以在电容器的全生命周期管理过程中, 要从不同环节控制电容器组故障绿, 同时严格认真做好维护工作, 让电容器运行状态得到有效的保证, 这样电网才能够安全稳定运行。综上, 本文对220k V某变电站电容器故障进行了分析, 提出了部分合理的防范措施及建议, 以提高变电站电容器的正常运行和电网供电质量。
参考文献
[1]刘海锋, 邸世辉, 孙鹏.一起220kv变电站电容器跳闸故障分析[J].电力电容器与无功补偿, 2013 (02) :72-75.
[2]尹碧源.无功补偿电容器外壳膨胀及功率因数不达标分析及处理[J].电工技术, 2012 (03) .
35kV电容器组 篇2
并联电容器是目前国内采用最普遍的无功补偿设施,它是为了减少线路上因大量无功传输而引起的电能损失,解决地区无功电源容量不足,提高功率因素,保证电力系统安全经济运行的重要措施。因此保障并联电容器装置的正常运行在电网安全性和降损节能方面有着重要的意义。
由于电容器是储能设备,内部的工作场强很高,对冲击过电压和高频过电压冲击波都非常敏感。正常工作电压下电容器元件绝缘老化是一个长期的过程,任何元件发生故障都将其余元件上的电压分布改变。如果保护未能及时动作,就会造成一些电容器元件运行电压过高而加速绝缘劣化,导致多个内部元件连续性击穿,从而引起整组电容器群爆事故的发生。近些年来广东省500 k V变电站接连发生35 k V并联电容器群爆事故,本文以500 k V横沥变电站发生的35 k V并联电容器群爆事故为例,从分析电容器内部电压的分布入手,研究内部元件故障引起的电压分布变化情况,并对目前用于反映电容器内部故障的零序差流法保护参数整定提出了准确的整定方法。
1 电容器现场故障情况分析
500 k V横沥站的35 k V无功补偿系统由于过电压引起了电容器组群爆起火事故,整个事故燃烧约1个小时,321并联电容器组B相电容严重烧毁。这次事故不仅造成了设备损坏,变电站部分停电,事故现场的着火、浓烟、爆裂碎片还给运行人员的安全带来极大的威胁。
1.1 事故过程和保护动作情况
横沥站值班人员在接到总调投电容器组的命令后,合上35 k V II母线#1电容器组321开关,四秒中后35 k V II母线#1电容器组ISA-359F保护零序差流保护动作,跳开321开关三相,现场35 k VⅡ母线#1电容器组着火,多个电容器爆裂、漏液,并伴有浓烈的刺激性气味,多个支持绝缘子、放电PT、不平衡CT等附件损坏,保护显示“零序差流保护动作IP=11.38 A”。
1.2 电容器组的参数配置及结构
故障电容器安装在变电站的主变35 k V侧,共有180台,总容量为60 120 kvar。
电容器组型号:TBB35-60120/334-BLW
单台电容器型号:EX-7Li 12 000 V 334 kvarBIL:125 k V
电容器组接线方式为双星形接线,中性点不接地。每相电容器组先并后串,每臂7+8并2串。电容器组采用中性点零序差流保护,单台电容器采用内熔丝保护,8并5串组成一台电容器。
1.3 故障录波电流分析
由现场故障录波图及电能监测装置记录的谐波和电压数据,可以分析此次电容器组故障的发生并不是瞬时谐波过大或系统零序电压引起。同时通过分析现场录波图可以将故障电流分为四个阶段,第一阶段电流约840 A,属于正常运行电流;第二阶段电流约1 500 A,为故障时电流,由于整定不当,保护整定值过大,保护未能启动;第三阶段电流约2 400 A,故障进一步扩大,保护启动;第四阶段约10 000 A,属于三相故障电流,已发展为严重故障。
事故是在电容器正常投入4 s内发生的,我们可以认为电容器组在合闸过程中的过电压造成了电容器的击穿。根据内熔丝电容器的特点,我们可以分析知道当单台电容器内部故障元件数目超过最多允许的数目,其余元件承受的过电压将超过最大允许值。从以上电流的变化过程分析看,当个别电容器元件发生故障时,由于内部故障保护零序差流保护的定值设置偏大,从而不能及时有效地起到保护作用,导致先有一台电容器单体完全被短路,电容器组两串结构变为一串结构,电流增大一倍,约1 500 A。剩余一串在过电压下运行,有连续击穿故障,然后发生短路,电流继续增到2 400 A,并迅速发展为三相短路故障,电流达10 000 A。
2 电容器内部元件故障引起的电压分布变化
电容器上的过电压既与运行时的母线电压水平及串联电抗器的电抗率有关,又与电容器发生内部故障时的不均匀电压分布有关。由于无功补偿电容器装置一般由数只电容器串、并联组成,而每台电容器内部一般又由多个电容器元件按需要串联、并联构成。因此电容器中的任何一个元件出现故障都将引起电压在各电容元件上的重新分布,给电容器的正常运行带来潜在的危险。
带内部熔丝的35 k V无功补偿电容器组接线如图1所示,单台电容器由M个带内熔丝的元件并列而成,每臂再由N台电容器串联而成,分析由于电容器内部元件故障引起的电压分布变化情况。图中,Ua、Ub和Uc分别为电容器组的三相支路电压,Uo为中性点电位。接线方式为双Y形中性点不接地方式,如对于A相,A1和A2各为其中一个Y臂。
当35 k V系统三相对称且电容器组三相完全平衡时,35 k V补偿电容器组的中性点电位Uo为零,流过双Y中性点连线的电流Io也为零。如有电容器发生故障,Uo及Io均不再为零。内部熔丝是用来断开故障的电容器元件,从而使该电容器单元的其余部分以及接有该电容器单元的电容器组继续运行。设电容器组母线相电压为1.0(标么值),每元件容量为c,假设A相一单元内部有F个元件故障被熔丝断开,故障单元电压值、故障单元过电压值倍数分别由算式(1)、(2)可以求得。
无故障时单相单臂电容器组总容抗:
故障后其它完好单元的总容抗:
故障单元电压
故障单元过电压倍数:
由分析可知,Kv>1,即带内部熔丝的电容器组内部某些元件故障后被熔丝断开退出运行,故障元件所在单元剩余完好的电容元件将承受过电压。随着F的增多,剩余完好电容元件承受的过电压也越大。根据电容器内部元件可以承受的过电压倍数,利用公式(2)可以计算出电容器组正常运行最多允许故障元件的个数。
3 双星零差电流保护的整定计算
单台电容器内部元件击穿的最有效保护手段是电容器的零序差流保护,该保护也是整台电容器组故障最有效的保护手段。双星接线电容器中性线零差电流保护的正确整定,对电容器故障的可靠切除起着决定作用。
以500 k V横沥站35 k V电容器组321为例,实际结构如图2所示,保护方式是双星零差电流保护(内熔丝),正确的整定方法如下:
电容器组额定相电压UEX:24 k V
电容器组额定容量QN:60 120 kvar
单台额定电压Un:12 k V
单台额定容量Qn:334 kvar
单台额定电流In:27.8 A
元件允许过电压倍数Kv:1.5
单台串联数N:2单台并联数M:7+8
元件串联数n:5元件并联数m:8
电流互感器变比nl:20/5
电流互感器精度σ(%):0.5
臂间电容偏差ΔZdz*(%):0.5
允许内熔丝动作根数最大值:
零差电流保护整定值(二次):
初始不平衡值(二次):
由于电容器组实际上三相不可能完全平衡,因此需要考虑初始不平衡值,若按照以上计算结果,不平衡电流应取0.2515+0.2624=0.5139 A(二次),取0.5 A,一次值为2 A。虽然原来整定的二次零差电流保护定值为0.27A,但原来使用的电流互感器变比为30/1,所以实际上零差电流保护一次整定值为8.1 A,远远高于内部元件发生故障发生时可以承受的零差电流。当个别电容器元件发生故障时,内部故障保护整定值太高,不能及时地起到保护作用,使得故障进一步扩大。
4 结论
电容器组零序差流保护是反映电容器组一个或几个电容元件损坏后,引起电容器组三相不平衡,从而在中性点产生较大的不平衡电流量,以此不平衡量作为保护动作量构成的一种保护。该保护是反映电容器内部故障的一种经济而有效的方法,但由于目前很多供电局对带内熔丝双星接线的电容器组缺乏现场运行经验,没能根据现场实际的情况对保护参数进行正确整定,保护不能及时起到保护作用,导致在群爆事故接连发生时,造成重大经济损失。为此本文对该类型的电容器组进行了深入的分析研究,并对目前使用的零序差流保护提出了正确的整定方法。
参考文献
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[4]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,2001.
35kV电容器组 篇3
2009年5月,某变电站基建工程竣工,投运主变、主变三侧设备及35kV母线设备,当合上312开关给35kV母线设备送电时,监控报“35kV系统接地故障”。
2 故障设备查找
发生“35kV系统接地”故障后进行故障原因排查,最终把问题锁定在曾更换过电磁单元绝缘板的母线A相CVT上,该CVT铭牌参数见表1。
高压试验人员对母线CVT进行了相关试验,在进行变比测试时,发现A相二次线圈输出电压不正确,二次线圈电压测试数据见表2。这说明A相线圈变比存在问题。
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3 解体分析
解体检查A相CVT电磁单元,发现其一次绕组AX的X尾头在油箱中绝缘板上所接的接线柱与引出到CVT二次端子盒的接地引线的接线柱不是同一接线柱,即CVT电磁单元一次绕组AX的X尾头在TV油箱内部的绝缘板上处于悬空状态。
该CVT由高压电容C1和中压电容C2组成,C1、C2实测电容量分别为40 287PF、40 800PF。由此可计算中间变压器一次绕组AX对二次绕组an的实际变比K:
如果一次绕组AX的X尾头在油中悬浮,那么施加电压时,悬浮端子对地存在电压差,绝缘油作为绝缘介质,悬浮端子与接地端子间将形成一个泄漏电容Cx。
当CVT首端加压10kV时,中压电容C2电压,即中间变压器一次绕组电压为:
由A相CVT二次绕组a-n输出电压Ua-n为8.82V,可算出中间变压器首端电压为:
则加在电容Cx两端的电压即一次绕组AX的X尾头电压为:
悬浮的X尾头端子虽与旁边两侧端子距离约为1.5cm,但由于浸在绝缘油中,因此投运时没有达到放电条件。
综上分析可知,一次绕线AX的X尾头悬浮造成中间变压器一次电压仅为正常值的31%,于是其二次电压失常;又因CVT的A、B、C相二次接线为开口三角方式,故开口电压不为0造成“35kV系统接地故障”报警。
4 深层原因分析
A相CVT投运前,高压试验发现中压电容C2尾头δ和中间变压器一次绕组尾头X绝缘电阻不满足规程要求,经现场解体检查发现是由CVT油箱内部二次接线端子绝缘板(CVT内部二次线引出至二次端子盒的转接板)绝缘下降所致,于是进行了更换。恢复绝缘板端子时,厂家技术人员将CVT二次端子盒的接地引线接到空端子上,导致CVT中间变压器一次绕组AX的X尾头在TV油箱内部的绝缘板上处于悬空状态。造成此次事故的深层次原因分析如下。
(1)厂家技术人员责任心差,且没有更换绝缘板的标准化作业流程(如拆端子做好标记,恢复后逐一核对),导致端子恢复错误。
(2)检修人员盲目相信厂家,没做好更换过程的监督和更换后的核查。
(3)高压试验人员对CVT更换绝缘板后的试验项目缺少整体考虑,认为更换绝缘板后,绝缘电阻测试合格即可,没进行变比、极性试验。
(4)CVT解体更换绝缘板缺少全面的组织协调和安全技术组织措施,在管理上存在不足。
5 防范措施
防范措施如下。
(1)对于设备解体、更换等特殊工作,必须有具体、详细的安全技术组织措施,强化现场组织协调,严把质量关。
(2)对于厂家进行的设备解体、更换等工作,要求厂家提供详细的标准化作业指导书并认真审核,确保工作质量。
(3)检修人员针对解体更换作业,必须编写标准化作业指导书,对更换流程中每一步骤的安全、质量注意事项予以明确,对竣工验收的检查事项一一列出,同时要把好验收关。
(4)设备解体更换后的试验必须严格执行规程和现场作业标准,不漏项,确保对设备状态做出正确的评价。
摘要：介绍35kV电容式电压互感器的故障经过，剖析了引起设备故障的深层次原因，并提出防范措施。
关键词：电容式电压互感器,二次接线,误接,防范
参考文献
[1]谢达，陈春鹰，张卫东．运行中CVT绝缘缺陷分析[J]．高电压技术，2002(3)：57
35kV电容器组 篇4
关键词：110kV变电站,电容器组,优化配置,研究
1 概述
1.1 背景
目前, 电力系统中110k V变电站普遍采用在10k V低压侧加装并联电容器组以满足电网对无功功率的需求, 一方面是出于节约无功补偿装置的造价考虑, 另一方面是认为35k V侧负荷的无功应按照分层分区平衡的原则, 由下一级变电站来补偿。但随着负荷的增长, 仅在低压侧加装无功补偿装置的做法已经不能满足变压器高压侧对功率因数的要求。在当前国家节能降耗的大政方针下, 如何节省主变的无功损耗也是亟待解决的问题。经过理论研究, 发现无功补偿装置在中压侧可使主变节省约1/3的无功损耗, 并能使电网更加安全、稳定、经济的运行。本项目的研究工作就是在此背景下展开的。
1.2 国内外相关技术现状
国外很多国家如美日等一直将高压并联电容器装置装设在变压器的主要负荷侧, 甚至有些在220k V站的中压侧也普遍装设了无功补偿装置。从国内情况看, 东北地区的220k V变电站已陆续将电容器安装在变压器的主要负荷66k V侧, 取消变压器的第三绕组, 改为Y/△双绕组变压器, 不但降低了变压器的损耗和造价, 还简化了变电站的接线。华北网公司近几年已有很多无功补偿装置开始装设在110k V站的中压侧, 并开始进行220k V站装设110k V电容器的研究工作。
2 主要研究内容
本项目从建模理论计算和实地测量两个方面, 验证该结论的正确性, 并在此基础上找出110k V三绕组变压器中、低压侧不同负荷情况下无功补偿的最优配置方案, 并制定省公司系统110k V变电站无功补偿装置配置原则和方案。项目的主要内容有:1) 对目前河北南网110k V变电站电容器组配置情况进行调研, 对110k V变电站35k V侧加装电容器组对变压器损耗及电网经济效益的影响进行研究, 提出适合河北南网电力系统110k V变电站电容器组配置的建议。2) 理论计算110k V变电站35k V侧加装电容器组时电网运行的效果, 分析3、5、7次谐波及电容电流对变压器损耗的影响, 探讨电容器组合理配置方案。3) 编制110k V变电站电容器组配置优化程序。4) 编制《河北省电力公司110k V变电站无功补偿配置原则》。
3 技术方案及实施
3.1 电容器容量的选择
3.1.1 概述
一般来说, 目前新建110k V变电站在初建时都会依据110k V变电站典型设计和GB50227-2008《并联电容器装置设计规范》的要求, 按照主变压器容量的10%~30%确定电容器的安装容量。
但是, 对已投运的变电站, 由于所带负荷性质清楚, 谐波电压、潜供电流、暂时过电压等因素都已明确, 电网电压、系统短路容量、有功、无功情况十分清楚, 此时如果存在无功缺额就应根据变电站的实际情况考虑增加无功补偿装置。
3.1.2 并联补偿电容器容量的计算
变电站电容器配置容量应按照所供的电力负荷情况确定, 特别是最大负荷时, 应满足《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》相关规定。按照能源电[1993]218号文《电力系统电压质量和无功电力管理规定 (试行) 》 (简称《条例》) 4.4条规定:变电站应配置足够容量的无功补偿设备及必要的调压手段, 在最大负荷时, 一次侧功率因数不低于0.95;在最小负荷时, 一次侧功率因数不宜高于0.95 (110k V以下变电站, 不宜高于0.98) 。
现以沧州辛店110k V变电站为例进行分析计算如下。
主变压器参数为:型号SFSZ10-50000/110、额定容量50000/50000/50000、阻抗电压百分比高、中、低分别为11.09、0.69、7.01;空载电流百分比0.11%、变压器空载损耗34.7k W、变压器额定负载损耗 (中-低) 181.7k W、 (高-低) 216.8k W、 (高-中) 209.8k W。变压器不能自动调压, 现已经在10k V侧配置了容量分别为3000kvar和4800kvar的两组电容器组, 电抗率选择为4.5%。
负荷情况为:低压侧最大负荷功率19.1+j7.9MVA、最小负荷功率1.6+j0.5MVA;中压侧最大负荷功率23.4+j13.5MVA、最小负荷功率3.5+j2.3MVA;高压侧最大负荷功率40+j18MVA。
补偿电容量的计算:Qc=P (tgφ1-tgφ2) =4.852Mvar
其中:φ1为补偿前功率因数角, φ2为补偿后功率因数角, 取cosφ2=0.95。所以, 要使高压侧功率因数提高到0.95, 还需再补偿4.852Mvar的无功。
3.1.3 并联补偿电容器电压等级的确定
1) 不同负荷对比:35k V侧负荷为11.3+j9.2;10k V侧负荷为12.3+j7.6。此时, 已在10k V侧加装7.8Mvar的补偿容量, 仍不满足功率因数的要求, 当4.8Mvar补偿容量加装至10k V侧时, 经程序计算损耗为426.748k W;当4.8Mvar补偿容量加装至35k V侧时, 损耗为423.2245k W;所以, 加装至35k V侧。2) 取负荷水平为:35k V侧负荷为11.3+j7.6, 10k V侧负荷为12.3+j7.6, 此时负荷比为:η=Q2/Q3=1经计算:当4Mvar补偿容量加至10k V侧时, 损耗为419.527k W;当4Mvar补偿容量加至35k V侧时, 损耗为417.581Kw, 所以, 应加装至35k V侧。3) 取负荷水平为:35k V侧负荷为11.3+j6.08, 10k V侧负荷为12.3+j7.6。此时负荷比为:η=Q2/Q3=0.8。经计算:当3.2Mvar补偿容量加至10k V侧时, 损耗为411.5185k W;当3.2Mvar补偿容量加至35k V侧时, 损耗为410.594k W, 所以, 应加装至35k V侧。由上述计算可知, 随着负荷比的降低, 补偿电容器组加至中压侧与低压侧所引起的损耗也在降低, 当负荷比降至0.8以下时, 所引起的损耗差别可忽略不计, 而从经济性上考虑, 低压侧造价较中压侧的低, 所以, 当损耗相同时, 首先选择加至低压侧。辛店站中压侧与低压侧的负荷比 (无功功率之比) 大于80%, 故选择在中压侧加装补偿电容器组, 补偿容量为4800Mvar。
3.2 谐波影响分析
3.2.1 并联电容器和谐波的相互影响
电力谐波是一种电网环境污染, 它不仅会使电力设备产生谐波损耗、引起设备过热、产生系统过电压、引起继电保护和自动装置误动, 而且会使无功补偿装置的运行工况进一步恶化。电容器对谐波电流有放大作用, 不仅危害电容器本身, 而且还会危害电网及其他设备的安全运行。为了限制合闸涌流及防止谐波放大, 往往需要在电容器组中串联一定电抗率的电抗器, 若其参数选择不当, 电容器组会对系统的某次谐波电流起放大作用, 从而造成运行环境污染。同时, 谐波电流又会造成电容器过热、局部放电增加以致最终损坏。因此, 合理配置电容器容量、正确选择电抗器、避免电路参数匹配发生串联、并联谐振, 才能保证电容器、电抗器和整个电网的安全运行。
3.2.2 避免谐振分析
计算电抗率选择4.5%。
1) 35k V侧
其中, Sd为电容器安装处的短路容量。
35k V侧母线最大运行方式标幺电抗为0.15, 短路容量为:
3次谐波时:QCN2=3361.3M var>4800k var
5次谐波时:QCN2=-26666.7M var
7次谐波时:QCN2=-3872.8M var
所以, 4800kvar电容器组电抗率为4.5%的串联电抗器不会发生3、5、7次谐波的并联谐振或接近于谐振。串联谐振点:
2) 10k V侧
10k V侧母线最大方式标么电抗为0.29, 所以, 短路容量为:
3次谐波时:QCN3=1738.6M var>7800k var
5次谐波时:QCN3=-13793.1M var
7次谐波时:QCN3=-2003.15M var
所以, 7800kvar电容器组电抗率为4.5%的串联电抗器不会发生3、5、7次谐波的并联谐振或接近于谐振。串联谐振点:
3.2.3 谐波损耗计算
变压器谐波阻抗可表示为:
其中:RT1为变压器绕组对应于基波的电阻;
XT1为变压器绕组对应于基波的电抗;
三相对称情况下, 第h次谐波在变压器上产生的损耗为:
三相不对称时, 谐波损耗为各相损耗相加。
所以, 变压器的总的谐波损耗为:
基波下, 变压器绕组电阻为
1) 3次谐波损耗:△P3=5.1789k W
2) 5次谐波损耗:△P5=17589.4W
3) 7次谐波损耗:△P7=9135.52W
谐波总损耗为:△P=△P3+△P5+△P7=26.73k W
4 变压器损耗及其计算
变压器在传输功率过程中其自身要产生的有功功率损耗, 包括空载损耗和负载损耗。
4.1 有功功率损耗计算
变压器有功功率损耗可用下式计算:
1) 无功补偿前的有功功率损耗
变压器中压侧和低压侧负荷分别为:
得高压侧最大可能负荷为:S1=S2+S3=42.5+j21.4
所以:△P=187.22k W
2) 考虑10kV侧已补偿7800kvar的情况下, 变压器有功损耗为:△P=171.5kW
3) 如果将新投入的4800kvar电容器组继续加装在10k V侧, 变压器损耗为:△P=167.063k W
4) 如果将新投入4800kvar电容器组加装在35k V中压侧时, 变压器损耗为:△P=162.5k W
4.2 无功功率损耗计算
由上表可计算出三相绕组的电抗为:
变压器空载无功功率为:Q0=0.043M var
1) 无功补偿前的变压器无功损耗:△Q=5.664 M var。2) 当10k V侧补偿容量为7800kvar电容器组时, 变压器无功损耗为:△Q=5.002M var。3) 将4800kvar电容器组也加至10k V侧时, 变压器无功损耗:△Q=4.785M var。4) 将4800kvar电容器组加至35k V侧时, 变压器无功损耗:△Q=4.753M var
本项目在对目前河北南网110k V变电站电容器组配置情况进行调研的基础上, 提出了在35k V中压侧加装补偿电容器组来提高变压器高压侧功率因数的设想, 并从理论上分析了在35k V中压侧加装补偿电容器组的可行性, 以及加装电容器组后, 对变压器损耗以及电网的经济效益进行了研究, 从而提出了适合于河北南网电力系统110k V变电站电容器组优化配置的建议。
5 关键技术及创新点
1) 110k V变电站三绕组变压器中压侧加装电容器组进行无功补偿的方法。2) 不同负荷情况下110k V三绕组变压器无功补偿装置在中压侧和低压侧的优化配置方案。3) 110k V变电站三绕组变压器中压侧进行无功补偿后的变压器损耗以及谐波影响分析。
上述查新点的内容在检索出的国内公开发表的文献中未见报道。
6 研究结论
35kV电容器组 篇5
近年来,并联电容器组在日常运行中常出现电容器损坏的现象,故障率偏高,并多次发生群爆、群伤故障,导致电网电压明显波动,有功、无功损耗增加,电容器使用寿命降低·影响电网的安全运行。电容器组在线监测系统能对电容器组的运行状况进行实时监测和分析,实现对故障的预警,因此,研制电容器组的在线监测系统对无功补偿系统的止常运行具有十分重要的意义,同时,监测数据也为电容器组故障的分析判断提供重要的依据。
1 10kV并联电容器组故障监测参数及方法研究
以大溪沟变电站10kV并联电容器组为研究对象,通过分析SCADA调度自动化系统中的历史数据,尤其是电容器组在故障发生前的遥测数据,发现故障前后电容器组的电容值有较明显变化。
并联电容器组由许多电容器串并联组成,当个别电容元件因容量减小、故障击穿或内部连接线、内熔丝断开后,串并联结构发生变化,从而使电容值发生显著变化。根据元件的串并联数量,可以估算出内部损坏情况。10kV电容器跳闸原因主要有相保险熔断、电容量不平衡、低电压保护动作跳闸。通过分析跳闸故障历史数据,发现在跳闸前几个小时内,电容值较之前稳定运行的值有一定的变化。因此通过对并联电容器组等效电容值的测定来判断个体电容器有无缺陷或故障是可行的。
电容偏差是评估并联电容器组运行状况的重要指标,它是指三相电容器任意两相间的电容比值及每相各串联段之间的电容比值。电力行业标准DL/T 604—1996《高压并联电容器装置订货技术条件》规定:电容器任意两段电容值之比不大于1.005;三相电容器(或由3个单相电容器组成的三相电容器组)任意两相间的电容值之比对于35kV电压等级不大于1.01,对于10kV电压等级不大于1.02;电容器组允许的电容偏差为装置额定电容的0～+5%。
综上所述,为实现对电容器组的运行监测,选取电容器组挂靠母线电压、电容器组各相电流、电容器组的有功和无功等遥测量,电容器组的运行状态遥信量作为系统的入口信息参数,并由SCADA调度自动化系统转发给电容器组运行监测与预警系统进行运算处理。系统软件通过电容器组的实际物理图形及参数进行等效电路分析并计算出各电容器组的电容值和电容偏差,在电容值相对变化或者电容偏差显著的状况下实现预警。
1.1 无功功率补偿装置并联电容器组的等效电路模型
根据大溪沟变电站10kV电容器组的实际电路,建立如图1所示的等效电路模型。
由于电容器组的三相阻抗并不完全相等,因此按三相不平衡负载进行计算,并设中性点相对于母线中性点电压为UOO,则:
式中,USA、USB、USC分别为10kV母线A、B、C三相的相电压;ZA、ZB、ZC分别为电容器组的三相阻抗。
由此可得电容器组的三相电流为:
联解式(1)～(4),可得电容器组的三相阻抗值ZA、ZB、ZC。又因为:
则将R、L代入式(5),即可得电容器组的三相电容值CA、CB、CC。
1.2 历史数据分析
SCADA系统的历史数据库对所有的遥测和遥信量每隔5分钟存储1次。电容器组的遥测量为10kV母线电压值、电容器组一相电流值、电容器组的有功和无功;遥信量为各电容器组小车开关状态量。
以1号电容器组A相熔断器熔断故障为例,分析故障前电容器组电容值变化情况。图2为故障前1号电容器组A相熔断器的实测电容值与铭牌电容值对比曲线。
由图2可知,A相电容的实测值较正常情况下的铭牌值有明显增大。通过在线监测预警系统可判断这是由于A相电容器单元中个别串联元件被击穿而导致的A相电容增大。当电容值满足预警判据时,系统发出预警信号。
2 10kV电容器组运行监测与预警系统实现
在线监测预警系统利用成熟的SCADA系统进行二次数据开发,实现对并联电容器组运行状况的实时监测与分析。整个系统仅由软件系统部分构成,不需要复杂的硬件采集系统,成本低;采用CDT规约,稳定可靠;拥有强大的数据库功能,便于历史数据查询和故障分析;集成了GSM短信通知模块,使预警功能更加强大完善。系统软件流程如图3所示。
实现本系统的关键技术有:SCADA系统与本系统间的通信联接;本系统端的报文解码;解码所得数据的分析处理;预警阈值的设定。
2.1 SCADA系统与本系统间的通信联接
SCADA调度自动化系统与本系统主机的物理通信接口均为9针RS-232串口,物理距离约为30m。
为了建立SCADA系统与本系统主机间的串口通信,在SCADA系统端先将RS-232信号转换为RS-485信号,再在本系统主机端将RS-485信号还原为RS-232信号,由此来增加RS-232信号的传输距离,建立串口通信物理通道。目前,电网内的发电厂、变电站RTU多以部颁CDT规约与地调、中调的数据监控采集系统(SCADA系统)进行数据通信,因此,系统采用CDT通信规约作为SCADA系统与本系统间的通信协议。
试验证明,该通信连接方式能正确接收SCADA系统转发的实时数据,并根据CDT通信规约正确解码遥测量和遥信量。
2.2 本系统端的报文解码
物理通道建立后,由SCADA系统转发给电容器组运行监测与预警系统的实时数据按照CDT规约以报文的形式发送,通过接收端程序按该帧结构解码即可得到所传数据。转发数据分为两个数据帧,即一帧为遥测量数据,另一帧为遥信状态量数据。
2.3 解码所得数据的分析处理
转发报文经程序按CDT规约解码后,即得到了电容器组电压、电流、有功、无功以及电容器组运行状态(投入/退出)量等参数。在主界面上显示这些参数的同时还与对应参数所设阈值进行比较,若超出所设阈值范围,则转入预警子程序。本系统含有数据库模块,所有数据均可通过数据库查询或导出,便于分析处理。数据分析处理功能模块如图4所示。
2.3.1 数据显示模块
软件系统主界面中,参数显示分为:三相电压、三相电流、三相电容值的曲线和数值显示;各电容器组的运行状态显示。电容器组运行状态显示分别用绿色、红色和黑色来表示电容器组的运行、报警和退出。主界面上方窗口只显示一组电容器的电压、电流和电容值等,通过双击主界面下方的电容器组图标切换需要显示的电容器组,右键单击电容器组图标即显示对应电容器组的警报信息。
2.3.2 预警判断模块
系统将接收到的报文数据解码后.与预设的各参数阈值进行比较,做出是否预警的判断,各参数阈值的设定如图5所示。若参数超过设定阈值范围,则系统对应电容器组图标置为红色,并发出警报,同时通过GSM短信通知模块将预警信息发送到相关人员的手机上,起到及时提示的作用。
2.3.3 数据查询模块
数据查询模块分为历史数据查询和警报信息查询,如图6和图7所示。通过MySQL Server建立的数据库与监测系统联接,将历史数据、预警信息存入数据库中,可进行查找、导出和删除等操作。历史数据包括各电容器在一段时间内的三相电压、三相电流、三相电容值、有功和无功;警报数据包括每段时间内的电容器组故障内容和故障时间。
3 结束语
在线监测预警系统利用现场数据可实时监测电容器组的运行状况,并对故障进行预警。实践证明,本系统能正确监测电容器组的各相关遥测量和投切状态遥信量,具有可靠性和稳定性高、设计先进、结构合理、安全性好、性能完善可靠且使用方便等特点。由于系统的主要参数均来自SCADA系统,因此SCADA系统的性能决定了系统监测的实时性和准确性。若能进一步提高SCADA系统的性能(互感器和转发速率),则可提高系统故障预警的准确性。
摘要：通过10kV并联电容器运行监测与预警平台软件实现对并联电容器组总电容值和电容偏差等参数的在线监测,并在参数越限状况下实现预警。
35kV电容器组 篇6
原有35kv控制运行电路存有一定的缺陷, 主要是因为内部穿过的磁通量较多, 造成电路极易出现谐振现象。并且设备元器件在高频状态下, 容易造成同频干扰。但通过现有模式的整改, 使其减少了原有的缺陷。不但降低了设备的故障率, 而且还提高了运行效率。
1 电容式电压互感器及熔断器运行工作原理
1.1 电容式电压互感器运行工作原理
电容式电压互感器在高压电力系统中, 能够完成对电流数据的侦测、传输以及保护等, 使之保证电路系统的稳定性。该互感器与电磁式相比, 其造成成本低, 安全系统稳定性能高, 主要因为该互感器不会与电压系统发生磁铁谐振等现象。电容式互感器分为五部分, 包括:分压电容、补偿电抗器、中间变压器、阻尼器以及运行附属装置。当分压电容逐渐降低电路电压时, 其互感器的绝缘性会有一定程度的降低。补偿电感根据补偿系数的要求进行电压补偿, 一般输出的补偿电压为100, 输出值与分压电容器的电压值具有一致性, 保证两种电容器在运行控制电路中发生工频串联谐振。当运行控制电路恢复至正常状态时, 电压便会升高。此时的运行的电路电压值会超过整个运行控制保护电路中的临界值, 会对阻尼器等设备造成一定的伤害, 并且此时电容器的铅芯出现铁磁谐振现象。所以需要对调谐电抗器以及电感进行二次负荷的计算, 保证运行控制电路的稳定性。
1.2 电容式熔断器运行工作原理
熔断器在结构上由5部分组成, 分别为:熔体管、瓷套、棒式支柱绝缘子、紧固法兰以及接线端帽, 熔体管内含有等值较高的灭弧介质, 当电路中通过较大的电流或电压时, 便会击穿熔体管内的金属丝, 电弧效应产生的蒸气便会在管内, 经过石英砂流出其装置。熔断器开断时产生的电压分为2种类型, 一种是爆炸电压, 一种是燃弧电压;现如今主要产生的是爆炸电压, 爆炸电压是熔断器瞬间断开, 形成脉冲波形的电压。溶液内温度达到一定数值时, 便会受到电磁收缩力的影响, 产生“液珠”现象。此时电流密度大, 并且产生的蒸气对电介质具有一定的冲击力, 造成在短时间内造成内部压力的爆炸。熔断器熔断过程不但与电流大小、熔体沸点以及内部压力的大小, 并且与石英彼此之间的撞击程度也有一定的关联。例如:当内部运行控制电路中, 电流不断上升, 内部压力凝聚, 并且内部控制温度已达到熔丝的沸点, 此时熔断器便会处于断开状态。内部石英由初始的静止状态, 便会转变为开始位移, 然后在容器内被压缩, 最终流出容器装置。该装置主要起到的作用, 便是防止过大电流对电路的击穿, 切断最大短路电流的界限。
2 电容式电压互感器高压熔断器熔断因素
电容式电压互感器高压熔断器熔断是由于短时间内承载的电荷量较多, 无法在有效时间内将过多的电荷分散至大地, 造成内部电路的击穿。例如:在遭遇雷雨天气时, 由于避雷针将大量的点电荷传输至大地。但残余的电压部分便会施加于电容式电压互感器及熔断器两侧, 导致内部线路的击穿。出现这种现象的主要因素是因为35kv架设的线路离地面较长, 线路部分产生的电容对仪器造成一定的威胁, 所以这种现象对互感器或熔断器出现熔断的几率很大。其次造成这种熔断现象的另一种原因便是磁铁协调振荡造成的高压电流击穿内部电路, 使其发生熔断现象。当电路发生故障时, 激磁电感L数会随着电流的突变而减小, 造成电容式电压互感器高压熔断器内部的非线性磁通量饱和, 使其在短时间内不能达到正常的工作运行状态, 发生铁磁协调振动的现象, 致使电压互感器及熔断器出现熔断现象。
3 电容式电压互感器高压熔断器熔断原因分析
电容式电压互感器高压熔断器熔断原因可从两方面进行分析, 一方面是由于电容器磁通量过大, 另一方面高频干扰的影响。由于内部磁通量分布不均匀, 造成电压互感器一次电压数值达到峰值。随着运行控制电路内部温度的不断升高, 电容两端的电荷量也会随之增加, 增加至一定范围时, 便会出现电路击穿的现象。其次当电容器及熔断器之间的电容采用并联连接的方式时, 由于励磁电抗与附属设备产生电抗的数值较大, 便会造成谐波振荡现象。中压互感器两端施加的电压因协调振动较高的频率, 也会有较大的变化, 并且运行电流长期高于额定电流, 造成互感器及熔断器出现熔断的现象。
4 电容式电压互感器高压熔断器熔断解决措施
为了解决电容式电压互感器高压熔断器熔断现象, 在解决措施上可改变磁通量的大小可实现对电路电流的控制。在电路中将绕组进行并联, 实现电路无阻尼振动。此时互感器伏安特性二次曲线的拐点要明显高于电压过载环境下的运行状态, 这种措施的实现可以使电容分压器的电容相对较低, 有利于一次性减弱高压强电流的现象。其次在解决措施上可采用线性电感及电容器件, 线性电感及电容器件在高频干扰情况下, 可以防止其他高次谐波的侵袭, 原有高频率谐波无规律振荡, 使电路电流产生阻尼谐波振动, 当波动值超出额定范围时, 便会造成电路部分的击穿, 但是通过改变谐波振动的条件, 可有效降低互感器以及熔断器的熔断条件。
5 结语
通过对电容式电压互感器高压熔断器的分析研究, 使得笔者对此该结构有了更为深刻的认知。改变控制运行电路中的磁通量可减少谐波振动的几率, 使其保证电路运行的稳定性。这种措施现逐步在供电站进行实施, 并取得了较好的业绩成果, 以此带动国内产业经济的发展。
摘要：为了解决35kv电容式电压互感器高压熔断器熔断问题, 笔者在此进行了探究分析。其中包括:运行控制工作原理、熔断因素以及解决措施, 在原因分析中由于电容两端承载过多的点电荷, 造成电路部分中互感器及熔断器的击穿。笔者通过详细的分析研究, 以便于提供可参考性的依据。
关键词：35kv,电压互感器,高压熔断器,工作原理
参考文献
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[2]彭开盛.35kv高压保险丝熔断故障原因分析及预防措施[J].电网技术, 2013, 75 (36) :13-14.
[3]陆建.保险丝熔断时间测试系统的研制[J].价值工程, 2011, 30 (18) :49-50.
35kV电容器组 篇7
电容补偿器的基本原理是把具有容性负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路, 当容姓负荷释放能量时, 感性负荷吸收能量;而感性负荷释放能量时, 容性负荷却在吸收能量, 能量在两种负荷之间互相交换, 这样, 感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿。
一、加强电网无功补偿的意义
在电力系统中有着很多无功功率负荷, 这会造成电力系统在有功功率传输的同时传播着大量的无功功率。还有就是无功补偿装置配置不足, 往往会造成农网配电网线损增大、电压降低及输送容量不足等问题。对于农村电网来说, 其供电距离较远、电网线路过长。变电所中的配电变压器和系统供电变压器容量之间有较大的悬殊。还有就是农业用电有着昼夜负荷变化大及季节性较强的特点, 因此, 农村供电系统的功率因数一般偏低。通过相关资料表明, 农村电力系统功率因数通常在0.6左右, 山区的则要更低点, 这就导致农村供电系统网络出现较高的损耗。对于输电线路而言它既是无功负荷同时又是无功电源, 它的线路中的无功损耗是系统中无功负荷一个重要的组成部分, 而线路充电功率则是系统无功的一个重要的来源。这些电网中的特点对供电系统的供电质量及稳定运行性都有着严重的影响。但对无无功补偿以及改造却来说是不尽合理的, 特别是近几年国家出台了一些政策来对农村进行扶持, 使到农村经济发展具有良好的稳定的发展态势, 农村电力负荷和非线性负荷用户呈现了快速增长, 对原本无功配置不足的配电网同时也加重了负担。正是如此, 保持无功平衡以及加强中低压配网的无功补偿优化配置, 这是可以降低电网损耗, 提高电网的输送能力, 保证电能质量以及提高设备的利用率, 因此这有着重要的作用与意义, 这也是与国家的“十一五”农网无功的发展规划纲相一致的。
二、电容补偿器的选择原则
对于35kV以下变电所, 电容补偿器的选择必须要结合电网自身的特点进行选择。对无功补偿应首先必须要全面规划, 要按照合理布局, 就地平衡以及分级补偿的原则来确定最优的分布方式和补偿容量, 具体内容有:
1分散补偿与集中补偿相结合。以分散补偿为主, 对此就要求在负荷集中的点下补偿, 在对变电站进行大容量集中补偿的同时, 又要在配电变压器、配电线路以及用电设备处进行分散补偿, 达到无功就地平衡, 从而把变压器及线路的损耗降到最低。
2使到局部的无功平衡和总体的无功平衡相结合。在满足供电网的总无功需求的同时, 也使到分线、分站的变电站和各用户间的无功平衡。
3调压和降损相结合。做到降损为主, 并兼顾调压。这是适用于供电分支较多, 半径较长, 自然功率因数低以及负荷比较分散的线路。这类线路负荷率相对较低, 供电变压器多数是空载或轻载的工况下进行工作, 造成了线路损失大, 因此对此线路补偿, 便可提高线路的供电能力。
4采用低压补偿和高压补偿相结合。做到以低压补偿为主, 对于高压无功补偿装置要在变压器的主要负荷侧装置, 如果条件不充许, 也可在变压器的第三绕组侧装设, 对于高压侧无负荷的, 则不能在高压侧装设补偿装置。
(1) 静态补偿器的应用
静态补偿器它是由电力电容器和可调电抗并联组成的。通过让电容器以发出无功功率由电抗器吸收, 同时可, 根据调压需要进行调电抗器的无功功率, 来对静止补偿其输出的无功功率的方向及大小进行调节。静态补偿器是一种技术先进的动态无功功率补偿装置, 它具有使用方便、调节性能及性能良好的优点。使用静态补偿器可以平稳快速地对无功功率进行调整, 从而达到无功补偿装置的要求。用静止补偿器与同步调相机相比, 其运行维护更简单, 功率损耗更小, 它可以使分相补偿来满足负载不平衡的变化, 也有很强的适应能力对于冲击负荷, 因此使到静止补偿器在电力系统中的应用越来越广泛。
(2) 电力电容器的应用
电力电容器在使用时在变电所母线上按三角形及星形接法进行连接。它提供的无功功率值是与所节点的电压关系成正比的。对电力电容器的装设容量是可大可小的, 既可集中对其进行安装, 也可以分散来装设来对接地无功率进行供应。此外, 因为它是没有旋转部件的, 因此维护也比较方便。在运行中为了调节电容器的功率, 可以将电容器连接成几组, 再根据负荷的变化, 进行分组投入及切除。
三、补偿容量的测定
配电网的无功补偿以配电变压器低压的集中补偿为主, 以高压补偿为辅, 配电变压器无功补偿装置的容量如果无法了解负荷的工作情况及系统参数, 可按变压器最大负荷率为75%, 负荷功率因数为0.70来进行考虑, 当补偿到变压器最大负荷时, 其高压侧的功率因数不可以低于0.95, 或按变压器容量的20%~40%来进行配置。
通常用户对功率因数有什么特殊要求时, 可以通过选择合适的补偿容量来使功率因数满足用户的要求值。
1 电动机定补
电动机的定补容量根据电动机的空载电流来确定, 电动机的空载电流在额定电流中约占25%~40%。为了防止电机退出运行时产生自激过电压, 电补偿的容量通常不应该大于电动机的空载无功, 通常取QC= (0.95~0.98) UeI0
对于排灌电动机等所带机械负荷轴惯性较大的电机, 可适当加大补偿容量, 大于电机空载无功负荷, 但要求小于额定无功负荷。相对于排灌用普通电机, 可按下式确定补偿容量:
QC= (0.5~0.6) Pe (kvar)
2 随器补偿
变压器在轻载及空载时的无功负荷主要是变压器的空载励磁无功。
Q0=I0%Se×10-2 (kvar)
随器补偿只能补偿配变的空载无功Q0。如果当补偿容量比变压器的空载无功大时, 则在配变接近空载时会造成过补偿, 很容易产生铁磁谐振。因此推荐选用的补偿容量为QC= (0.95~0.98) 。
想要得到理想的补偿效果, 要先制定合理的补偿方案以及计算出准确的需要补偿容量。现阶段比较常见的补偿方法有固定式电容器组非自动的插拔熔断器控制补偿容量法、随机单装置的就地电容补偿法以及集中电容器自动补偿法。这几种补偿方法中, 传统的补偿方法相对较简单, 但补偿精度不高、对手动依赖程度大、风险大及受人为因素影响过多。
单个设备的就地补偿方法是为了弥补单台设备的缺点在当地过行补偿的, 它的优点是从设备需求点进行补偿, 深入到需求补偿位置, 补偿的范围广, 不足之处是难以确定补偿容量。因为随着电动机自身运行状态的变化, 其各种参数也在不停地发生变化, 同时又由于动态变量变化因素过多, 因此要确定准确的无功补偿需求量极其不容易。不同的生产设备对于选配电动机时的启动容量是有区别的, 因此, 在设备运行中电动机的饱和程度也是各不相同的;其次电动机的实际工作状态也是经常变化的。在确定单台设备就地补偿法的补偿容量后, 是通过固定的补偿容量, 去对平衡随时变化的动态工况, 因此, 要得到满意的、精度较高的补偿效果是很难的。
如果采用的是成组设备集中自动补偿法, 则可根据当时整体运行工况需要, 对补偿容量进行自动投入所需容量, 从而使到补偿精度达到较为理想的程度高。当补偿设备的步长越小而补偿精度则越高。而且无论任一台电机工作运行时, 补偿电容器都是可以根据线路中的总体需要而投入运行, 这样可使到各组中的补偿电容器得到充分的利用。
结语
对35kV以下的变电所加强无功管理, 有着重大的意义, 对配备无功补偿容量及无功补偿装置的设置进行合理优化, 对我国配电网而言是节能降损与改善电压状况的有效途径, 同时在“新农村、新电力、新服务”的发展战略上应重视无功补偿规划与实施, 想方设法使电力损耗降到最低, 着力提高配电网经济运行。
参考文献
[1]刘娅.变电站无功补偿分析[J].电力电容器与无功补偿, 2009.
[2]靖文革, 英铁志.6kV供电系统无功补偿自动控制系统[J].包钢科技, 2003.