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低压无功补偿设备运行管理探析

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低压无功补偿设备运行管理探析

发布日期:2018-07-23 作者: 点击:

无功电力是影响也压质量和电网经济运行的一个重要因素,因此必须加强对电压质量和无功电力的综合管理,切实改善电压质量和搞好无功电力的补偿。文章从实际出发,提出加强低压电网电压质量和无功补偿设备 运行管理的措施,以保证电力设备安全、可靠和经济运行。

1 无功补偿的定义

(1)无功功率补偿(简称无功补偿) ,在电子供电系统中 起到提高电网的功率因数的作用,降低供电变压器及输送线路 的损耗,提高供电效率,改善供电环境。因此,无功补偿装置 在电力供电系统中处在一个非常重要的位置。合理选择补偿装置,可以最大限度地减少网络的损糙,提高电网运行质量。反 之,如果选择或使用不当,可能造成供电系统中电压波动,谐 波增大等诸多影响。

(2) 低压无功补偿设备包括35kV和l0kV 的高压并联电 容器装置、干式电抗器或汹浸式电抗器设备。

(3) 高压并联电容器装置(简称电容器装置)的范围包括: 电容器、串联电抗器、放电线圈、避雷器及接地刀闸等设备。

(4) 干式电抗器的范围包括:按接入电网的方式划分可分 为并联电抗器和串联电抗器;按电抗器有无铁芯划分可分为空芯电抗器和铁芯电抗器。

(5) 油浸式电抗器的范围包括:按电抗器接入电网的方式 划分可分为并联电抗器和串联电抗器。

2 无功补偿的传统方式

2.1 低压个别补偿

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组分散地与用电设备并接,它与用电设备共用一套断路器。通过控制、保护装置与电机同时投切。随机补偿适用于补 偿个别大容量且连续运行(例如大中型异步电动机)的元功消 耗,以补励磁无功为主。低压个别补偿具有投资少、占位小、 安装容易、配置方便灵活 、维护简单、事故率低等优点。用电 设备运行时,无功补偿投入;用电设备停运时,补偿设备也退 出,因此不会造成无功倒送。安装这种补偿设备,要选择负载 比较固定的设备。

2.2 低压集中补偿

低压集中补偿是指将低压电容器通过低压开关接在配电变 压器低压母线侧,以无功补偿投切装置作为控制保护装置,根 据低压母线上的无功负荷直接控制电容器的投切。电容器的投 切是整组进行,做不到平滑调节。低压集中补偿的优点:接线 简单、运行维护工作量小,使无功就地平衡,从而提高配变利用率,降低网损,具有较高的经济性,是目前无功补偿中常用 的手段之一。

2.3 高压集中补偿

将高压电容器组集中装设在工厂变配电所的6-10kV 母 线上,这种补偿方式只能补偿6-10kV 母线前所有线路的无 功功率,而此母线后的厂内线路没有得到无功补偿,因此这种 补偿方式的补偿经济效果较差,但这种补偿方式投资较少,便于集中运行维护,而且能对工厂高压侧的无功功率进行有效的无功补偿以满足工厂功率因数的要求,在一些大中型工厂中的 应用比较普遍。

3 无功补偿原则和方式

(1)电网无功补偿的原则为:全面规划、合理布局、分散 补偿、就地平衡。

(2) 电网无功补偿方式:集中补偿与分散补偿相结合,以 分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合,以低压补偿为 主;调压与降损相结合,以降损为主;静态补偿与动态补偿相 结合,以动态补偿为主。

(3) 功率因数要求:①220kV 及以下电压等级变电所中 主变压器二次侧功率因数应在 0.90 及以上。②每回10 kV 出 线的功率因数应在 0.90 及以上。③1kVA 及以上容量的用 户变压器二次侧功率因数应在 0.9 及以上。④农业用户配电变 压器低压侧功率因数应在 0.85 及以上。

(4) 无功补偿容量的确定:①35kV 及以上变电所原则上 只补偿主变压器无功损耗,并考虑留有一定的补偿裕度,可按主变压器容量的 10% - 30%来补偿。②10 kV 配电变压器容 量在 1∞ kVA 及以上的用户,必须进行元功补偿,并采用自动投切的动态补偿装置,其补偿容量根据负荷性质来确定。

③10 kV 配电线路可以根据无功负荷情况采取分散补偿和动态 补偿的方式进行补偿。④5kW 及以上的交流异步电动机应进 行随机补偿,其补偿容量为电机额定容量的 20%-30%。

4 无功补偿设备的运行管理

4.1 建立健全无功补偿设备现场运行规程

(1) 新建、扩建、改造的无功补偿设备投运前,应根据无功补偿设备使用说明及相关管理制度,编写或修订现场运行规 程,并履行审核、审批手续,形成有效制度。

(2) 无功补偿设备现场运行规程应定期审查、修订并履行审批手续。

(3) 建立并完善无功补偿设备台账及技术档案,技术资料 档案至少应包括如下技术资料:设备制造厂家使用说明书及合 格证;安装交接有关资料:改造、检修记录或竣工报告及启动 方案;历年设备预防性试验报告;设备发生的紧急、重大缺 陆、异动情况记录。

4.2 无功补偿设备的运行管理

(1)电容器装置:电容器装置的投切应根据电压曲线或控 制范围及时投入或切除,并逐步实现自动控制方式。电容器装 置新装投运前,除各项试验合格并按一般巡视项目检查外,还 应检查放电回路、保护回路、通风装置应完好。构架式电容器 装置的每只电容器应编号。在额定电压下合闸冲击 3 次,每次 合闸间隔时间为 5 min ,应将电容器残留电压放完后方可进行 下次合闸。分组电容器投切时,不得发生谐振(尽量在轻载荷 时切出) ;对采用混装电抗器的电容器组应先投电抗值大的,后投电抗值小的,切时与之相反。电容器装置允许在不超过额 定电流的 30%的运况下长期运行。三相不平衡电流不应超过+-5%。

(2) 干式电抗器:每组并联电抗器为一个设备单元。串联电抗器则划归并联电容器组设备单元管理。对于干式电抗器及 其电气连接部分每季度应进行带电红外线测温和不定期重点测 温。户外于式电抗器表面应定期清洗,5 年内应重新喷涂憎水 绝缘材料。

(3) 油浸式电抗器:电抗器上层油温不宜经常超过 85 ""C, 最高不得超过 95 ""C;制造厂有规定的可参照制造厂的规定。 当电抗器存在较严重的缺陆(例如冷却设备运行不正常,严重 漏泊,有局部过热现象,泊中溶解气体分析结果异常等) 或绝 缘有弱点时,不宜超额定电流运行。对长期存放的电抗器,如果有效期超过半年,应注油保存,且定期检查密封情况和对油 进行循环试验。

(4) 绝缘油:新油特别是补充添加泊在订货时应确定油源 和牌号,经验收合格后方可使用。严禁将不同种类或不同用处 的油混合使用。需用添加油时,尽量使用同汹源、同牌号的合 格泊,必要时先做混泊试验经确认可行后方可添加。绝缘汹介 质损耗因数超标的应进行滤油或换油处理。换汹处理前宣先将 原绝缘汹处理至较低介质损起因数值,充分滴汹后再注入新 泊。如果汹介质损耗因数超标且本体介质损耗因数也超标或接 近超标值、绝缘电阻明显下降的,除进行汹处理外,还应对电 抗器器身进行干燥处理。

(5) 套管:套管固定时,压脚用力必须均匀,提套外表面 应无损伤、爬电痕迹、闪络等现象;电抗器绕组与套管必须可 靠连接,防止局部过热;电抗器在注油后,套管的放气孔需充 分放气。

(6) 温度计(测温装置) :电抗器应装有测量顶层油温的温度计,如果有指示曾经到过最高温度的指针,安装时,必须将该指针放在与显示实时温度重叠的位置。电抗器必须定期检 查并记录电抗器油温。确保现场温度计指示的温度、控制室温 度显示装置、监控系统的温度三者基本保持一致,误差一般不 超过 5 ""C。温度计座内应注有适量的电抗器泊。

(7) 储油柜:隔膜式储油柜的隔膜被压在上、下储油柜之 间,容易出现渗漏油现象,当出现负压时,储油柜内易进入空 气和水,运行时必须加强监视。铁磁汹位计是显示隔膜式和胶 囊式储汹柜汹位的主要方法,铁磁油位计靠机械转换和传动来 实现ìt量,应定期检查实际油位,防止出现假泊位现象。玻璃 管式汹位计应将小胶囊和玻璃管的气体充分排出,防止出现假 油位现象。运行中应确保隔膜和胶囊与大气相连的管道畅通。

(8) 吸湿器:吸湿器内的硅胶宜采用同一种变色硅胶。当 较多硅胶受潮变色时,需要更换硅胶。对单一颜色硅胶,受潮 硅胶应不超过 2/3。运行中应监视吸湿器的密封是否良好,当发现吸湿器内的上层硅胶先变色时,可以判定其密封不好。注 入吸湿器油杯的汹量要适中,过少会影响净化效果,过多会造 成呼吸时冒泊。

(9)阀门:阀门必须根据实际需要,处在关闭和开启位 置。通常是逆时针旋转手轮,间门开启;顺时针方向则关闭间 门。如果阔门一侧与大气相通(例如放汹阀、备用阀) ,则在 阀门靠大气侧用封板和密封垫封好。安装闽门时,应注意阀体 上箭头方向与出油方向保持一致。铸铁球阀在运行中出现阀芯等位置渗漏油时,必须及时处理或结合检修更换阀门。蝶阀在 进行间门的开启和关闭操作时,应做好阀芯位置的固定措施。

5 结语

随着社会经济的飞速发展,电力企业在更好地满足客户不断提高的电力服务需求的同时,还要对用户电网进行更全面的管理、监控,在此过程中,会不断地有新技术、新设备被研发 和应用,未来的无功补偿技术将会更加经济有效。


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