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低壓無功補償設備運行管理探析

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低壓無功補償設備運行管理探析

發布日期:2018-07-23 作者: 點擊:

無功電力是影響也壓質量和電網經濟運行的一個重要因素,因此必須加強對電壓質量和無功電力的綜合管理,切實改善電壓質量和搞好無功電力的補償。文章從實際出發,提出加強低壓電網電壓質量和無功補償設備 運行管理的措施,以保證電力設備安全、可靠和經濟運行。

1 無功補償的定義

(1)無功功率補償(簡稱無功補償) ,在電子供電系統中 起到提高電網的功率因數的作用,降低供電變壓器及輸送線路 的損耗,提高供電效率,改善供電環境。因此,無功補償裝置 在電力供電系統中處在一個非常重要的位置。合理選擇補償裝置,可以Z大限度地減少網絡的損糙,提高電網運行質量。反 之,如果選擇或使用不當,可能造成供電系統中電壓波動,諧 波增大等諸多影響。

(2) 低壓無功補償設備包括35kV和l0kV 的高壓并聯電 容器裝置、干式電抗器或洶浸式電抗器設備。

(3) 高壓并聯電容器裝置(簡稱電容器裝置)的范圍包括: 電容器、串聯電抗器、放電線圈、避雷器及接地刀閘等設備。

(4) 干式電抗器的范圍包括:按接入電網的方式劃分可分 為并聯電抗器和串聯電抗器;按電抗器有無鐵芯劃分可分為空芯電抗器和鐵芯電抗器。

(5) 油浸式電抗器的范圍包括:按電抗器接入電網的方式 劃分可分為并聯電抗器和串聯電抗器。

2 無功補償的傳統方式

2.1 低壓個別補償

根據個別用電設備對無功的需要量,將單臺或多臺低壓電容器組分散地與用電設備并接,它與用電設備共用一套斷路器。通過控制、保護裝置與電機同時投切。隨機補償適用于補 償個別大容量且連續運行(例如大中型異步電動機)的元功消 耗,以補勵磁無功為主。低壓個別補償具有投資少、占位小、 安裝容易、配置方便靈活 、維護簡單、事故率低等優點。用電 設備運行時,無功補償投入;用電設備停運時,補償設備也退 出,因此不會造成無功倒送。安裝這種補償設備,要選擇負載 比較固定的設備。

2.2 低壓集中補償

低壓集中補償是指將低壓電容器通過低壓開關接在配電變 壓器低壓母線側,以無功補償投切裝置作為控制保護裝置,根 據低壓母線上的無功負荷直接控制電容器的投切。電容器的投 切是整組進行,做不到平滑調節。低壓集中補償的優點:接線 簡單、運行維護工作量小,使無功就地平衡,從而提高配變利用率,降低網損,具有較高的經濟性,是目前無功補償中常用 的手段之一。

2.3 高壓集中補償

將高壓電容器組集中裝設在工廠變配電所的6-10kV 母 線上,這種補償方式只能補償6-10kV 母線前所有線路的無 功功率,而此母線后的廠內線路沒有得到無功補償,因此這種 補償方式的補償經濟效果較差,但這種補償方式投資較少,便于集中運行維護,而且能對工廠高壓側的無功功率進行有效的無功補償以滿足工廠功率因數的要求,在一些大中型工廠中的 應用比較普遍。

3 無功補償原則和方式

(1)電網無功補償的原則為:全面規劃、合理布局、分散 補償、就地平衡。

(2) 電網無功補償方式:集中補償與分散補償相結合,以 分散補償為主;高壓補償與低壓補償相結合,以低壓補償為 主;調壓與降損相結合,以降損為主;靜態補償與動態補償相 結合,以動態補償為主。

(3) 功率因數要求:①220kV 及以下電壓等級變電所中 主變壓器二次側功率因數應在 0.90 及以上。②每回10 kV 出 線的功率因數應在 0.90 及以上。③1kVA 及以上容量的用 戶變壓器二次側功率因數應在 0.9 及以上。④農業用戶配電變 壓器低壓側功率因數應在 0.85 及以上。

(4) 無功補償容量的確定:①35kV 及以上變電所原則上 只補償主變壓器無功損耗,并考慮留有一定的補償裕度,可按主變壓器容量的 10% - 30%來補償。②10 kV 配電變壓器容 量在 1∞ kVA 及以上的用戶,必須進行元功補償,并采用自動投切的動態補償裝置,其補償容量根據負荷性質來確定。

③10 kV 配電線路可以根據無功負荷情況采取分散補償和動態 補償的方式進行補償。④5kW 及以上的交流異步電動機應進 行隨機補償,其補償容量為電機額定容量的 20%-30%。

4 無功補償設備的運行管理

4.1 建立健全無功補償設備現場運行規程

(1) 新建、擴建、改造的無功補償設備投運前,應根據無功補償設備使用說明及相關管理制度,編寫或修訂現場運行規 程,并履行審核、審批手續,形成有效制度。

(2) 無功補償設備現場運行規程應定期審查、修訂并履行審批手續。

(3) 建立并完善無功補償設備臺賬及技術檔案,技術資料 檔案至少應包括如下技術資料:設備制造廠家使用說明書及合 格證;安裝交接有關資料:改造、檢修記錄或竣工報告及啟動 方案;歷年設備預防性試驗報告;設備發生的緊急、重大缺 陸、異動情況記錄。

4.2 無功補償設備的運行管理

(1)電容器裝置:電容器裝置的投切應根據電壓曲線或控 制范圍及時投入或切除,并逐步實現自動控制方式。電容器裝 置新裝投運前,除各項試驗合格并按一般巡視項目檢查外,還 應檢查放電回路、保護回路、通風裝置應完好。構架式電容器 裝置的每只電容器應編號。在額定電壓下合閘沖擊 3 次,每次 合閘間隔時間為 5 min ,應將電容器殘留電壓放完后方可進行 下次合閘。分組電容器投切時,不得發生諧振(盡量在輕載荷 時切出) ;對采用混裝電抗器的電容器組應先投電抗值大的,后投電抗值小的,切時與之相反。電容器裝置允許在不超過額 定電流的 30%的運況下長期運行。三相不平衡電流不應超過+-5%。

(2) 干式電抗器:每組并聯電抗器為一個設備單元。串聯電抗器則劃歸并聯電容器組設備單元管理。對于干式電抗器及 其電氣連接部分每季度應進行帶電紅外線測溫和不定期重點測 溫。戶外于式電抗器表面應定期清洗,5 年內應重新噴涂憎水 絕緣材料。

(3) 油浸式電抗器:電抗器上層油溫不宜經常超過 85 ""C, Z高不得超過 95 ""C;制造廠有規定的可參照制造廠的規定。 當電抗器存在較嚴重的缺陸(例如冷卻設備運行不正常,嚴重 漏泊,有局部過熱現象,泊中溶解氣體分析結果異常等) 或絕 緣有弱點時,不宜超額定電流運行。對長期存放的電抗器,如果有效期超過半年,應注油保存,且定期檢查密封情況和對油 進行循環試驗。

(4) 絕緣油:新油特別是補充添加泊在訂貨時應確定油源 和牌號,經驗收合格后方可使用。嚴禁將不同種類或不同用處 的油混合使用。需用添加油時,盡量使用同洶源、同牌號的合 格泊,必要時先做混泊試驗經確認可行后方可添加。絕緣洶介 質損耗因數超標的應進行濾油或換油處理。換洶處理前宣先將 原絕緣洶處理至較低介質損起因數值,充分滴洶后再注入新 泊。如果洶介質損耗因數超標且本體介質損耗因數也超標或接 近超標值、絕緣電阻明顯下降的,除進行洶處理外,還應對電 抗器器身進行干燥處理。

(5) 套管:套管固定時,壓腳用力必須均勻,提套外表面 應無損傷、爬電痕跡、閃絡等現象;電抗器繞組與套管必須可 靠連接,防止局部過熱;電抗器在注油后,套管的放氣孔需充 分放氣。

(6) 溫度計(測溫裝置) :電抗器應裝有測量頂層油溫的溫度計,如果有指示曾經到過Z高溫度的指針,安裝時,必須將該指針放在與顯示實時溫度重疊的位置。電抗器必須定期檢 查并記錄電抗器油溫。確?,F場溫度計指示的溫度、控制室溫 度顯示裝置、監控系統的溫度三者基本保持一致,誤差一般不 超過 5 ""C。溫度計座內應注有適量的電抗器泊。

(7) 儲油柜:隔膜式儲油柜的隔膜被壓在上、下儲油柜之 間,容易出現滲漏油現象,當出現負壓時,儲油柜內易進入空 氣和水,運行時必須加強監視。鐵磁洶位計是顯示隔膜式和膠 囊式儲洶柜洶位的主要方法,鐵磁油位計靠機械轉換和傳動來 實現ìt量,應定期檢查實際油位,防止出現假泊位現象。玻璃 管式洶位計應將小膠囊和玻璃管的氣體充分排出,防止出現假 油位現象。運行中應確保隔膜和膠囊與大氣相連的管道暢通。

(8) 吸濕器:吸濕器內的硅膠宜采用同一種變色硅膠。當 較多硅膠受潮變色時,需要更換硅膠。對單一顏色硅膠,受潮 硅膠應不超過 2/3。運行中應監視吸濕器的密封是否良好,當發現吸濕器內的上層硅膠先變色時,可以判定其密封不好。注 入吸濕器油杯的洶量要適中,過少會影響凈化效果,過多會造 成呼吸時冒泊。

(9)閥門:閥門必須根據實際需要,處在關閉和開啟位 置。通常是逆時針旋轉手輪,間門開啟;順時針方向則關閉間 門。如果闊門一側與大氣相通(例如放洶閥、備用閥) ,則在 閥門靠大氣側用封板和密封墊封好。安裝閩門時,應注意閥體 上箭頭方向與出油方向保持一致。鑄鐵球閥在運行中出現閥芯等位置滲漏油時,必須及時處理或結合檢修更換閥門。蝶閥在 進行間門的開啟和關閉操作時,應做好閥芯位置的固定措施。

5 結語

隨著社會經濟的飛速發展,電力企業在更好地滿足客戶不斷提高的電力服務需求的同時,還要對用戶電網進行更全面的管理、監控,在此過程中,會不斷地有新技術、新設備被研發 和應用,未來的無功補償技術將會更加經濟有效。


相關標簽:無功補償柜

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