源创水阻柜

    襄阳源创电气有限公司小王告诉我们:三相交流异步电机在工矿企业、生产和生活中的应用十分广泛，它的应用和控制成为社会生产所关注的焦点。电机的启动、停止和运行状况的好坏，对设备系统有直 接影响。交流异步电机直接起动时，起动电流一般为其额定电流的4—7倍，频繁起动的电机，过大的起动电流造成电机长期处于过热状态，影响电机的寿命；同时 电机绕组在电动力作用下会产生变形；线路压降增大，造成电网电压下降。对电网也有不利影响。为此，对一些较大功率电机，一般采用减少从电源侧吸收起动电流 的方式来进行电机起动，即降压起动方式。 一、电机常见降压起动方式 1．笼型电机的几种常见的降压起动方式有：定子串电阻或串电抗的降压起动，自耦补偿起动，星一三角起动，延边三角形起动，变频调速起动等。 2．三相绕线式异步电机的起动方法为：转子串电阻和转子串接频敏变阻器。以上几种起动方式在低压电机中应用较普遍。高压电机的起动以前普遍采用的是在定子回路里串电抗器降压起动方式，目前出于节能等多方面的考虑，其应用已逐渐减少。 二、液体电阻降压启动柜 （一）启动柜的原理 高压交流电动机液态软起动装置正是针对上述不足之处而采用的起动方式，改善了大、中型电动机的起动性能，其特点是在被控电动机的转子或定子回路中串人一液 体电阻器。电阻值随着电动机的起动自动投入变阻，并在设定的时间内自动、无级切除该电阻，从而使电动机在起动电流控制到很低的情况下，均匀升速、平稳起 动。对保护电动机及拖动设备、电网不受冲击等方面效果显著。采用该控制方法，绕线式高压电机的起动电流可控制在其额定电流的1．3倍以内；笼式高压电动机 起动电流可控制在其额定电流的2．5倍以内，起动性能比较理想，因为它是纯电阻性的，不会在分、合闸的瞬间产生高压，影响和损害电机的绝缘，从而在两方面 都较好地解决了电机的起动和绝缘两方面的问题，其应用和发展的前景十分广泛。液阻降压起动装置，是用一台三相电动机作为动力，通过传递皮带带动螺杆上、下 移动，从而达到液阻的动极板位置的改变而改变液阻的大小。将源创电气水阻柜上的开关置于自动状态。起动高压开关的同时，高压开关柜联锁自动起动源创电气水阻柜，高压电动机进入降压起动运行。经10-40秒(据要求可设定此值)源创电气水阻柜自动切除，降压启动完成。电液变阻启动柜原理图如下（图1）：

 

 

 

    （二）启动电阻的计算：液阻的调试，应据估算法，算出所需电阻值。

 

 

 

    在源创电气水阻柜三厢分柜中的A相动、静极板间，接入如图所示的测量回路如下图(图2)，记录下V=6.3V时的电流值，根据欧姆定律，计算出测量结果R0。如 果液体电阻取值过大，起动电流可被限制的较低，但液阻温度就会升的过高，造成液体沸腾，溅出柜外，造成绝缘降低甚至会短路；液体电阻取值过小，液体电阻温 度虽然不高，但是起动电流又相应增大，两者兼顾的情况下，根据调试经验和多组数据计算、比较，对于绕线式电动机，液阻R值取2.6Ω，笼式电动机液阻R取 9Ω。这样液体电阻的温度和电机的起动电流都被控制在比较理想的范围内(绕线式电动机每起动一次，液体温度上升一度，起动电流控制在1.3Ie内，笼型电 机被控制在2.5Ie内)，从而较好的解决了液阻温升和起动电流的问题。其它B相、C相分柜调试方法与A相相同。  两台高压电机的数据如下： 绕线式6KV电动机：1000KW，COSΦ：0.782，定子额定电流131A，转子电流：362A，转子开路电压1696V，空载起动电流为124A； 笼式6KV电动机：1290KW，额定电流：145A，空载起动电流362A； 三、结论 根据液体电阻降压启动柜的现场实际调试和行结果来看，与过去采用的降压起动方式相比而 言，这种电液变阻起动器确有它的独到的优越性，其成本比过去的降压设备成本低，和老一代高压电动机降压的方式相比，具有自动化程度高、起动电流小，性能可 靠、操作方便、液阻和起动时间可按工况随机调整，可连续起动等特点，减小了对电网其他设备的冲击，减小了能量损耗，有一定的经济效益，使用与发展前景较 好。

 

    1 液态软启动装置的工作原理及特点 1.1 装置结构 装置结构如图1。图中1QF为主电机运行断路器，2QF为短接断路器，Rs代表电液变阻装置。电液变阻装置的三相电阻由相互绝缘的3个绝缘箱体构成，每个 箱体内部分别装有电液以及1组相对应的导电极板，一动一定。动极板通过柜体上部的传动机构及控制系统控制运行，启动开始时，动定极板间距最大，次数1QF 闭合，2QF断开，电机开始启动。随着电机转速的均匀上升，动定极板间的距离逐渐接近，整个启动过程均与升速，实现软启动。当电机达到额定转速时，动定极 板间的电阻值接近于零，此时启动过程完成，2QF闭合，液阻回路被短接，主电机进入运行状态。

 

 

 

    1.2 工作原理 在电机的定子回路中串接液体电阻，电机的启动过程中通过水阻柜中 电极板的移动来均与改变液体电阻值的大小，均匀地提高电机端电压，从而降低电机的启动电流，减少电网的电压降，减小对电网的冲击。电机转速随着电阻值的减 小而平滑升高，借以维持或增加启动转矩，并为短接时不产生电流冲击准备条件。当励磁柜中的检测设备检测到电机的转速达到电机额定转速的85%时，发出投全 压信号，液态软启动设备中的切换柜合闸，将液体电阻切除，同时电机星点短接，电机继续升速，当达到电机亚同步转速时，电机励磁柜投励，拉入同步运行，启动 过程完成。 1.3 技术特点 (1)安全性：设置了过压、失压、缺相、接地不良、启动超时等保护，采取了严格的接地和避雷保护措施，并保证整个液态软启动产品的液阻箱体在启动开始前和结束后与高压电网分离。 (2)液态电阻的可调性。由于液态电阻可以很方便地根据不同的电机参数、负载特征现场调配适当的电阻值，而且采用了PLC控制技术，整个启动过程可跟踪启动电流或启动转矩的变化，达到恒流软启动，因而可以最好地满足电机的软启动要求。 （3）温度闭环控制技术：在电机启动前根据液态电阻箱中液体温度的变化自动调整电极板之间的距离，实现在不同季节、不同环境温度、连续启动情况下，电机启动电流的一致性。 2 电机启动仿真与实测 为了保证10KV、6500KW高压电机的启动成功，我们首先用仿真来模拟电机的实际启动过程。电机的启动仿真曲线如图2。图2所示为启动过程中，电机转速、启动电流、电网电压随启动时间变化的曲线。

 

 

 

    在实际电机启动过程中，实测观察电机启动情况，获得了如下数据：电压10000V，电液阻值5.4Ω，启动电流从1500A平稳上升到1750A（≤3Ie），启动时间42s，母线压降为9%。

 

    大部分用电设备为感性负载，自然功率因数较低，用电设备在消耗有功功率的同时，还需无功功率由电源送往负荷。功率因数是供用电系统的一项重要技术经济指标，通过合理采用无功补偿技术，可以减少无功功率在电网中的流动。

 

 

 

    提高功率因数后可以达到节约电能、降低损耗的目的，同时用户也可以减少电费的支出。我国的电价结构包括基本电费、电能电费和按功率因数调整电费三部分。因此，用户通过合理的无功补偿投资，也能获得较好的经济效益。而目前许多农电用户对提高功率因数的重要性认识不足，造成了电能的损失和浪费。

 

 

 

    1 无功补偿的技术原则

 

 

 

    无功补偿设备的优化配置原则为：“总体平衡与局部平衡相结合；供电部门补偿与用户补偿相结合；集中补偿与分散补偿相结合，以分散为主；降损与调压相结合，以降损为主。”

 

 

 

    《电力系统电压无功技术导则》中规定：“3.2电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。

 

 

 

    5.7220 kV及以下电压等级的变电所中，应根据需要配置无功补偿设备，其容量可按主变压器容量的0.10～0.30 确定。在主变压器最大负荷时，其二次侧的功率因数不小于表1中所列数值，或者由电网供给的无功功率与有功功率比值不大于规定数值。

 

 

 

    《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》：

 

 

 

    “第五章无功电源建设与无功配置第二十条变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置，并根据计算确定无功补偿装置的容量。35～220 kV变电站在主变压器最大负荷时，其一次侧功率因数应不低于0.95；在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。”

 

 

 

    《国家电网公司农网“十一五”科技发展规划纲要》：“节能降损目标是积极推广应用节能、降损、环保技术、淘汰高耗能变压器。中压综合线损率降到9％以下，低压线损率降到11％及以下。10千伏母线功率因数达到0.95以上的目标。”

 

 

 

    《电力系统电压和无功电力管理条例》：“第十二条用户在当地供电局规定的电网高峰负荷时的功率因数，应达到下列规定：

 

 

 

    高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的电力用户功率因数为0.90及以上，其它100 kVA（kW）及以上电力用户和大、中型电力排灌站功率因数为0.85及以上，趸售和农业用电功率因数为0.80及以上。凡功率因数未达到上述规定的新用户，供电局可拒绝接电。”

 

 

 

    配电系统中无功补偿的方式如图2所示，方式1为变电所的集中补偿，方式2为配电台区的集中补偿，方式3为线路上的无功补偿，方式4为分散补偿。

 

 

 

    220 kV及以下电网的容性无功补偿设备总容量，可按下式计算

 

 

 

    QC =1.15QD－QG－QR－QL

 

 

 

    式中 QC——容性无功补偿设备总容量；

 

 

 

    QD——最大自然无功负荷；

 

 

 

    QG——本网发电机的无功功率；

 

 

 

    QR——主网和邻网输入的无功功率；

 

 

 

    QL——线路和电缆的充电功率。

 

 

 

    10(6)kV 配电线路上宜配置高压并联电容器，或者在配电变压器低压侧配置低压并联电容器。电容器的安装容量不宜过大，一般约为线路配电变压器总容量的 0.05～0.10，并且在线路最小负荷时，不应向变电所倒送无功。如配置容量过大，则必须装设自动投切装置。变压器的无功消耗可按下式计算

 

 

 

    ΔQT = [I0％/100＋VK％/100×β2]S e

 

 

 

    式中 I0%——变压器空载电流的百分数；

 

 

 

    VK％——变压器短路电压的百分数；

 

 

 

    S e——变压器的额定容量，kVA；

 

 

 

    β——变压器的负载率。

 

 

 

    通常补偿容量为变压器无功消耗的1.2~1.4倍。

 

 

    2 功率因数调整电费的计算方法

 

 

 

    供电部门在为用户确定供电方案时，除了核准供电容量、确定供电电源点、供电电压等级、计量装置的设置、计费方式、用户注入电网的谐波分量，以及方案有效期外，还对功率因数给定了一个最低限值，分别为0.9、0.85、0.8。

 

 

 

    根据国家现行电价的规定，用户功率因数分别以0.9、0.85、0.8为基础，当功率因数高过这些值时，可按比例减少电费；当用户用电的功率因数低于这些值时，要按比例增加当月电费，具体计算方法是W = (1＋a%)(F1＋F2)

 

 

 

    式中 W——当月电费，元；

 

 

 

    F1——基本电费，元/kVA；

 

 

 

    F2——电量电费，元/kWh；

 

 

 

    a%——功率因数调整电费系数。

 

 

 

    当用户cosφ > 0.9，0.85，0.80标准时，a%为负值，当用户cosjφ < 0.9，0.85，0.80标准时，a%为正值，当用户cosφ = 0.9，0.85，0.80标准时，a% = 0。

 

 

 

    3 应用实例

 

 

 

    某一用户的变压器容量为6.3MVA，月用电量为35×105 kWh，平均功率因数为0.8。若该用户的功率因数标准为0.8，计算该用户补偿到0.92时的经济效益。基本电费按每kVA每年180元、电量电费按 0.4元/kWh计算。补偿装置每kVA的投资按60元，资产折旧率为10％，无功补偿设备的有功损耗为其额定容量的3%。计算过程如下。

 

 

 

    3.1 计算补偿容量

 

 

    补偿前cosφ 1= 0.8，tanφ 1 = 0.75，平均有功功率为P1=350×10000/30/24 = 4861（kW），无功功率为Q1 = P1×tanφ 1 = 3645.75（kvar）。

 

 

 

    假设补偿电容器容量为xkvar，经补偿后，功率因数为 cosφ 2 = 0.92，tanφ 2 = 0.426，无功功率为Q2 = Q1-x，而用户的有功功率P2 = P1   0.03x，于是tanφ 2 = Q2/P2=0.426，解得x = 1569 ≈ 1600（kvar）。

 

 

 

    3.2 补偿前用户的年支出费用

 

 

 

    基本电费为6.3×1000×180/10000 =113.4（万元）；

 

 

 

    电量电费为350×12×0.4 = 1680（万元）；

 

 

 

    用户总支出电费为113.4   1680 = 1793.4（万元）。

 

 

 

    3.3 补偿后用户年支出费用

 

 

 

    电容器年运行时间按8000小时估算，则电量电费为0.4×1600×0.03×8000/10000   1680 = 1695（万元），总电费为113.4   1695 = 1808.4（万元）。

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    按功率因数调整后电费为1808.4×(1-0.013) =1784.9（万元）；

 

 

 

    无功补偿设备投资为1600×60/10000 =9.6（万元），则资产折旧费为0.96万元；

 

 

 

    用户年总支付费用为1784.9   0.96 = 1785.9（万元）；

 

 

 

    补偿后每年经济效益为1793.4-1785.9= 7.5（万元）。每年节约电费为1793.4-1784.9 = 8.5（万元），投资可在1.1年左右回收。

 

 

 

    若该用户的平均功率因数为0.85，功率因数标准也为0.85，其它计算条件不变，计算该用户补偿到0.94时的经济效益，计算过程如下：

 

 

 

    计算补偿量：补偿前cosφ1 = 0.85，tanφ 1 = 0.62，平均有功功率为P1 =350×10000/30/24 = 4861（kW），无功功率为Q1 = P1×tanφ 1 = 3013.82（kvar）。

 

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    假设补偿电容器容量为x kvar，经补偿后，功率因数为cosφ 2 = 0.94，tanφ 2 = 0.363，无功功率为Q2= Q1-x，而用户的有功功率P2 = P1   0.03，于是tanφ 2 = Q2/P2 =0.363，解得x = 1235≈1200（kvar）补偿前用户年支出费用如上述计算，仍为1793.4万元。

 

 

 

    补偿后用户年支出费用。电容器年运行时间按8000h估算，则电量电费为0.4×1200×0.03×8000/10000  1680 = 1691.5（万元），总电费为113.4   1691.5 =1804.9（万元）。

 

 

    按功率因数调整后电费为1804.9×(1-0.011） = 1785（万元）；

 

 

 

    无功补偿设备投资为1200×60/10000 =7.2（万元），则资产折旧费为0.72万元；

 

 

 

    用户年总支付费用为1785   0.72 = 1785.7（万元）；

 

 

 

    补偿后每年经济效益为1793.4-1785.7= 7.7（万元）。每年节约电费为1793.4-1785 = 8.4（万元），投资可在0.86年左右回收。

 

 

 

    由以上的计算可以看出，无功补偿的效益非常明显，无论从0.8补到0.92还是从0.85补到0.94，用户投资可在一年左右回收，而且上述计算还没有包括因补偿减少视在功率对用户的收益。用户补偿后也使电网降低了损耗，提高了电压质量。因此，提高功率因数不但为国家节约了电力资源，而且给用户节约了资金，为企业创造了可观的经济效益，是一件利国利民的好事。