自耦变压器调节无功容量的补偿装置制造方法及图纸

本实用新型专利技术涉及一种电网中就地无功补偿技术，特别是一种自耦变压器调节无功容量的补偿装置，包括有转换选择开关K和有载分接开关Tf，自耦变压器包括有主绕组和调压绕组，匝数为NT的可调节的调压绕组独立于匝数为NG的不可调节的主绕组，利用两个绕组的相互关系，通过转换选择开关K实现调压绕组的同极性方向接入和反极性方向接入，使自耦变压器的额定电压UBe能很好地与国标、行标规定的电容器额定电压UCe相匹配，调节无功容量的能力能够达到所要求的6～7以上，同时即便在相同的自耦变压器容量SBe和容量调节能力M情况下，本实用新型专利技术的自耦变压器电磁容量只有现有技术方案的一半，相应的投资费用也可以下降将近一半，使得经济性能更为接近固定分组方法，却比固定分组方法的技术性能更优，使用寿命更长，整体性能大大提高。

【技术实现步骤摘要】
自耦变压器调节无功容量的补偿装置
本技术涉及一种电网中就地无功补偿技术，特别是一种自耦变压器调节无功容量的补偿装置。
技术介绍
随着电网容量的增加，对电网无功补偿容量的需求也与日俱增。无功电源如同有功电源一样，是保证电力系统电能质量、电压质量、降低网络损耗以及安全运行所不可缺少的部分。在电力系统中，无功要保持平衡，当容性无功不足时，将会使系统电压下降，网络的功率因数降低，使电气设备得不到充分利用，导致网络传输能力下降，损耗增加，严重时，还会造成设备损坏，系统解列。解决好网络容性无功补偿问题，对网络降损节能有着极为重要的意义，因此变电站一般都要装设容性无功补偿装置，以提高供电质量，降低电网的输送线路损耗。当容性无功过剩则会使系统电压超出允许值，危及电气设备的安全，此时需要装设感性无功补偿装置。通常电网中装设无功补偿装置的无功容量调节方法如下：方法1：采用断路器投入或切除成套的无功补偿装置(电容器组/电抗器组)，以减少或增大接于交流母线的电抗(容抗/感抗)，达到增加或减少无功补偿容量(其表达式)，这种直接调节电抗的补偿调容方式是目前普遍应用于变电站的调容方式。它的主要问题是要减小调容的级差容量就要降低每分组的容量，对于要求同一最大补偿容量，分组组数就要增加，相应断路器、保护、控制等设备亦要增加，一旦增加，就会失去其原本经济性好的优点。方法2：通过变压器有载调压开关改变接于变压器二次侧电抗X2(容抗或感抗)的电压，则一次侧的等效电抗为对变压器一次侧而言，就等效调节了X1，从而实现了调容。上述公式中，U1为一次侧电压，U2为二次侧电压。由于变压器功率因此U2减小等效于X1增大，将使无功容量S变小；而U2增大等效于X1减小，将使无功容量S变大。方法3：电容器组加磁控电抗器。利用铁磁材料导磁率与磁场强度的非线性变化的关系，通过控制线圈的直流电流以改变线圈的电感，也就是改变了线圈的感抗XL，在保持加入电压U不变的情况下，其感性无功容量随相应发生改变，从而实现整套装置容性无功容量的调节。方法4：电容器组加晶闸管控制的电抗器。通过控制晶闸管的导通角以控制电抗器线圈的电流i间接地改变电抗器的无功容量，从而实现无功补偿装置容性无功容量的调节。方法5：利用电力电子元件产生一个可调节大小的、能滞后或超前所接入电网电压90°的电流源，经变压器接到电压母线，它对变压器一次侧而言，也是等效调节了X1。以上列举的各方法中，除方法1是直接投切改变电抗值外，其余各方法均采用中间环节共同完成对电抗值的调节。然而增加中间环节也意味着增加投资费用，同时也会不同程度地降低运行可靠性。以方法1为基准，每次投切无功的容量按母线电压波动≤2.5％控制，其技术方面和经济方面比较如下：方法1分组组数少，投资省，但投、切的级差容量较大，因此对装置的电冲击也较大，容量补偿的反应时间长。方法2调节性能较好，反应速度较方法1快，但容量调节能力(即调节输出的最大容量与最小容量之比)差，不到2.8，且投资成本较方法1多。方法3、方法4和方法5调节性能较好，反应速度也快，但投资成本均较方法2高，其中方法5性能和速度最佳，但是投资成本也是最高，难以广泛应用。对于方法1的调容方式，若不经转换操作能控制级差容量在总补偿容量S的10％～15％，则要将总补偿容量等分成7～10组，要比常规的3～4组多出4～6组，将较大幅度地增加投资费用，失去了经济性好的优势。以上所述的级差容量是指每次投入或切断操作完成后，所增加或减少的容量。对于并不要求无功快速补偿的大多数变电站，只要无功调节的级差容量不大，断路器转换操作少，能达到电网安全可靠运行的要求即可。上述转换操作是指要增、减一档级差容量，需要操作2台及以上断路器。根据GB50227-2008《并联电容器装置设计规范》：“3.0.1并联电容器装置接入电网的设计，应按全面规划，合理布局，分层分区补偿，就地平衡原则确定最优补偿容量和分布方式”。“3.0.2变电站的电容器安装容量，应根据本地区电网无功规划和国家现行标准中有关规定计算后确定，也可根据有关规定按变压器容量进行估算。用户并联电容器安装容量，应满足就地平衡的要求”。DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》：“7.2.1主变压器容量和台数的选择......。凡装有两台(组)及以上主变压器的变电所，其中一台(组)事故停运后，其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的70％时不过载，并在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷......”。在GB50059-2011《35kV～110kV变电站设计规范》中，“3.1.3装有两台及以上主变压器的变电站，当断开一台主变压器时，其余主变压器的容量(包括过负荷能力)应满足全部一、二级负荷用电的要求。”根据上述规范、规程的要求，无功应就地平衡，变电站的电容器安装容量可按变压器的容量进行估算，通常变电站装设的电容器装置主要是补偿主变压器运行时消耗的无功。考虑到昼夜负荷的变化及一台主变压器退出，其余主变压器应保证全所负荷的70％不过载，或计及主变压器过载能力后应满足全部一、二级负荷用电，以装有两台主变压器的变电所为例，当一台主变压器退出时，剩下一台应承担全所负荷的70％不过载，对于全部都是一、二级负荷的变电所，剩下的一台应承担全部负荷77％不过载，可由计算出正常运行时，两台主变压器所承担的负荷。其中，SB为正常情况下，每台主变压器所带的负荷；SBe为主变压器的额定容量，n为变电所安装的主变压器台数(正常情况下运行的台数)，k为其中一台主变压器退出运行时，其余主变压器满容量运行所带的负荷占所内全部负荷的比例。取k＝0.77，即高峰负荷时，主变压器运行在65％SBe；低谷负荷时的而一台主变压器退出运行另一台主变压器可过载30％SBe两小时时，其主变压器所带负荷SB″＝1.3SBe，这样，对应高峰负荷、低谷负荷以及一台退出另一台过载三种情况相应主变消耗的无功功率之比是2×0.652:2×0.3252:1.32＝0.845:0.211:1.69＝4:1:8。在两台主变压器所带的电容器组均接入母线的情况下，要保证主变压器过载运行时供电电压水平和功率因数水平，电容器补偿装置的容量应为正常高峰负荷下的补偿容量的2倍，或为正常低谷负荷下的补偿容量的8倍。即最大补偿容量与低谷补偿容量之比，简称容量调节能力，用M表示。同样的，对于装有3台或4台主变压器的变电所进行分析，对其负荷高峰、低谷以及其中一台主变压器退出时其余主变压器要带变电所全部负荷不过载所需要补偿容性功率的容量(即最大补偿容量)，其容量调节能力M>6。按M＝7，并设定最小容量为1作为基准值，则最大容量为7，要能实现调节的级差容量等于1，需要配置3组电容器，其容量比为1：2：4。配置3组电容器一昼夜投切的情况如下表所示(假设投切容量是由小到大，再由大到小的顺序，即从容量为0-7依次投入，用→表示，再从7-0依次切除进行，用←表示)：“√”表示投入，“√”表示维持投入状态，“×”表示切断，“×”表示维持切断状态，“-”表示初始状态，为切除状态。由上表可以看出，组1的电容器投、切次数均为7次，组2的电容器投、切次数均为3次，组3的电容器投、切次本文档来自技高网...

【技术保护点】
自耦变压器调节无功容量的补偿装置，其特征在于，包括有自耦变压器、转换选择开关K和有载分接开关Tf，其中自耦变压器包括有主绕组和调压绕组，匝数为NT的可调节的调压绕组独立于匝数为NG的不可调节的主绕组，两个绕组能够通过转换选择开关K实现调压绕组NT和主绕组NG的同极性方向接入和反极性方向接入，在主绕组侧输入电压U，则调压绕组两端电压为UT，当调压绕组同极性方向接入时，经有载分接开关调节的输出电压UC>U，调压范围为U～U+UT，当调压绕组反极性方向接入时，经有载分接开关调节的输出电压UC<U，调压范围为U～U‑UT，自耦变压器容量调节能力具体为：

【技术特征摘要】
1.自耦变压器调节无功容量的补偿装置，其特征在于，包括有自耦变压器、转换选择开关K和有载分接开关Tf，其中自耦变压器包括有主绕组和调压绕组，匝数为NT的可调节的调压绕组独立于匝数为NG的不可调节的主绕组，两个绕组能够通过转换选择开关K实现调压绕组NT和主绕组NG的同极性方向接入和反极性方向接入，在主绕组侧输入电压U，则调压绕组两端电压为UT，当调压绕组同极性方向接入时，经有载分接开关调节的输出电压UC&gt;U，调压范围为U～U+UT，当调压绕组反极性方向接入时，经有载分接开关调节的输出电压UC&lt;U，调压范围为U～U-UT，自耦变压器容量调节能力具体为：

【专利技术属性】
技术研发人员：罗明览，林崇，王劲军，王致珍，林红，陈松华，罗湘梅，
申请(专利权)人：福建省电力勘测设计院，罗明览，
类型：新型
国别省市：福建,35