襄陽源創電氣有限公司小王告訴我們:三相交流異步電機在工礦企業、生產和生活中的應用十分廣泛，它的應用和控制成為社會生產所關注的焦點。電機的啟動、停止和運行狀況的好壞，對設備系統有直 接影響。交流異步電機直接起動時，起動電流一般為其額定電流的4—7倍，頻繁起動的電機，過大的起動電流造成電機長期處于過熱狀態，影響電機的壽命；同時 電機繞組在電動力作用下會產生變形；線路壓降增大，造成電網電壓下降。對電網也有不利影響。為此，對一些較大功率電機，一般采用減少從電源側吸收起動電流 的方式來進行電機起動，即降壓起動方式。 一、電機常見降壓起動方式 1．籠型電機的幾種常見的降壓起動方式有：定子串電阻或串電抗的降壓起動，自耦補償起動，星一三角起動，延邊三角形起動，變頻調速起動等。 2．三相繞線式異步電機的起動方法為：轉子串電阻和轉子串接頻敏變阻器。以上幾種起動方式在低壓電機中應用較普遍。高壓電機的起動以前普遍采用的是在定子回路里串電抗器降壓起動方式，目前出于節能等多方面的考慮，其應用已逐漸減少。 二、液體電阻降壓啟動柜 （一）啟動柜的原理 高壓交流電動機液態軟起動裝置正是針對上述不足之處而采用的起動方式，改善了大、中型電動機的起動性能，其特點是在被控電動機的轉子或定子回路中串人一液 體電阻器。電阻值隨著電動機的起動自動投入變阻，并在設定的時間內自動、無級切除該電阻，從而使電動機在起動電流控制到很低的情況下，均勻升速、平穩起 動。對保護電動機及拖動設備、電網不受沖擊等方面效果顯著。采用該控制方法，繞線式高壓電機的起動電流可控制在其額定電流的1．3倍以內；籠式高壓電動機 起動電流可控制在其額定電流的2．5倍以內，起動性能比較理想，因為它是純電阻性的，不會在分、合閘的瞬間產生高壓，影響和損害電機的絕緣，從而在兩方面 都較好地解決了電機的起動和絕緣兩方面的問題，其應用和發展的前景十分廣泛。液阻降壓起動裝置，是用一臺三相電動機作為動力，通過傳遞皮帶帶動螺桿上、下 移動，從而達到液阻的動極板位置的改變而改變液阻的大小。將源創電氣水阻柜上的開關置于自動狀態。起動高壓開關的同時，高壓開關柜聯鎖自動起動源創電氣水阻柜，高壓電動機進入降壓起動運行。經10-40秒(據要求可設定此值)源創電氣水阻柜自動切除，降壓啟動完成。電液變阻啟動柜原理圖如下（圖1）：

 

 

 

    （二）啟動電阻的計算：液阻的調試，應據估算法，算出所需電阻值。

 

 

 

    在源創電氣水阻柜三廂分柜中的A相動、靜極板間，接入如圖所示的測量回路如下圖(圖2)，記錄下V=6.3V時的電流值，根據歐姆定律，計算出測量結果R0。如 果液體電阻取值過大，起動電流可被限制的較低，但液阻溫度就會升的過高，造成液體沸騰，濺出柜外，造成絕緣降低甚至會短路；液體電阻取值過小，液體電阻溫 度雖然不高，但是起動電流又相應增大，兩者兼顧的情況下，根據調試經驗和多組數據計算、比較，對于繞線式電動機，液阻R值取2.6Ω，籠式電動機液阻R取 9Ω。這樣液體電阻的溫度和電機的起動電流都被控制在比較理想的范圍內(繞線式電動機每起動一次，液體溫度上升一度，起動電流控制在1.3Ie內，籠型電 機被控制在2.5Ie內)，從而較好的解決了液阻溫升和起動電流的問題。其它B相、C相分柜調試方法與A相相同。  兩臺高壓電機的數據如下： 繞線式6KV電動機：1000KW，COSΦ：0.782，定子額定電流131A，轉子電流：362A，轉子開路電壓1696V，空載起動電流為124A； 籠式6KV電動機：1290KW，額定電流：145A，空載起動電流362A； 三、結論 根據液體電阻降壓啟動柜的現場實際調試和行結果來看，與過去采用的降壓起動方式相比而 言，這種電液變阻起動器確有它的獨到的優越性，其成本比過去的降壓設備成本低，和老一代高壓電動機降壓的方式相比，具有自動化程度高、起動電流小，性能可 靠、操作方便、液阻和起動時間可按工況隨機調整，可連續起動等特點，減小了對電網其他設備的沖擊，減小了能量損耗，有一定的經濟效益，使用與發展前景較 好。

 

    1 液態軟啟動裝置的工作原理及特點 1.1 裝置結構 裝置結構如圖1。圖中1QF為主電機運行斷路器，2QF為短接斷路器，Rs代表電液變阻裝置。電液變阻裝置的三相電阻由相互絕緣的3個絕緣箱體構成，每個 箱體內部分別裝有電液以及1組相對應的導電極板，一動一定。動極板通過柜體上部的傳動機構及控制系統控制運行，啟動開始時，動定極板間距最大，次數1QF 閉合，2QF斷開，電機開始啟動。隨著電機轉速的均勻上升，動定極板間的距離逐漸接近，整個啟動過程均與升速，實現軟啟動。當電機達到額定轉速時，動定極 板間的電阻值接近于零，此時啟動過程完成，2QF閉合，液阻回路被短接，主電機進入運行狀態。

 

 

 

    1.2 工作原理 在電機的定子回路中串接液體電阻，電機的啟動過程中通過水阻柜中 電極板的移動來均與改變液體電阻值的大小，均勻地提高電機端電壓，從而降低電機的啟動電流，減少電網的電壓降，減小對電網的沖擊。電機轉速隨著電阻值的減 小而平滑升高，借以維持或增加啟動轉矩，并為短接時不產生電流沖擊準備條件。當勵磁柜中的檢測設備檢測到電機的轉速達到電機額定轉速的85%時，發出投全 壓信號，液態軟啟動設備中的切換柜合閘，將液體電阻切除，同時電機星點短接，電機繼續升速，當達到電機亞同步轉速時，電機勵磁柜投勵，拉入同步運行，啟動 過程完成。 1.3 技術特點 (1)安全性：設置了過壓、失壓、缺相、接地不良、啟動超時等保護，采取了嚴格的接地和避雷保護措施，并保證整個液態軟啟動產品的液阻箱體在啟動開始前和結束后與高壓電網分離。 (2)液態電阻的可調性。由于液態電阻可以很方便地根據不同的電機參數、負載特征現場調配適當的電阻值，而且采用了PLC控制技術，整個啟動過程可跟蹤啟動電流或啟動轉矩的變化，達到恒流軟啟動，因而可以最好地滿足電機的軟啟動要求。 （3）溫度閉環控制技術：在電機啟動前根據液態電阻箱中液體溫度的變化自動調整電極板之間的距離，實現在不同季節、不同環境溫度、連續啟動情況下，電機啟動電流的一致性。 2 電機啟動仿真與實測 為了保證10KV、6500KW高壓電機的啟動成功，我們首先用仿真來模擬電機的實際啟動過程。電機的啟動仿真曲線如圖2。圖2所示為啟動過程中，電機轉速、啟動電流、電網電壓隨啟動時間變化的曲線。

 

 

 

    在實際電機啟動過程中，實測觀察電機啟動情況，獲得了如下數據：電壓10000V，電液阻值5.4Ω，啟動電流從1500A平穩上升到1750A（≤3Ie），啟動時間42s，母線壓降為9%。

 

    大部分用電設備為感性負載，自然功率因數較低，用電設備在消耗有功功率的同時，還需無功功率由電源送往負荷。功率因數是供用電系統的一項重要技術經濟指標，通過合理采用無功補償技術，可以減少無功功率在電網中的流動。

 

 

 

    提高功率因數后可以達到節約電能、降低損耗的目的，同時用戶也可以減少電費的支出。我國的電價結構包括基本電費、電能電費和按功率因數調整電費三部分。因此，用戶通過合理的無功補償投資，也能獲得較好的經濟效益。而目前許多農電用戶對提高功率因數的重要性認識不足，造成了電能的損失和浪費。

 

 

 

    1 無功補償的技術原則

 

 

 

    無功補償設備的優化配置原則為：“總體平衡與局部平衡相結合；供電部門補償與用戶補償相結合；集中補償與分散補償相結合，以分散為主；降損與調壓相結合，以降損為主。”

 

 

 

    《電力系統電壓無功技術導則》中規定：“3.2電力系統的無功電源與無功負荷，在高峰或低谷時都應采用分（電壓）層和分（電）區基本平衡的原則進行配置和運行，并應具有靈活的無功電力調節能力與檢修備用。

 

 

 

    5.7220 kV及以下電壓等級的變電所中，應根據需要配置無功補償設備，其容量可按主變壓器容量的0.10～0.30 確定。在主變壓器最大負荷時，其二次側的功率因數不小于表1中所列數值，或者由電網供給的無功功率與有功功率比值不大于規定數值。

 

 

 

    《國家電網公司電力系統電壓質量和無功電力管理規定》：

 

 

 

    “第五章無功電源建設與無功配置第二十條變電站應合理配置適當容量的無功補償裝置，并根據計算確定無功補償裝置的容量。35～220 kV變電站在主變壓器最大負荷時，其一次側功率因數應不低于0.95；在低谷負荷時功率因數應不高于0.95。”

 

 

 

    《國家電網公司農網“十一五”科技發展規劃綱要》：“節能降損目標是積極推廣應用節能、降損、環保技術、淘汰高耗能變壓器。中壓綜合線損率降到9％以下，低壓線損率降到11％及以下。10千伏母線功率因數達到0.95以上的目標。”

 

 

 

    《電力系統電壓和無功電力管理條例》：“第十二條用戶在當地供電局規定的電網高峰負荷時的功率因數，應達到下列規定：

 

 

 

    高壓供電的工業用戶和高壓供電裝有帶負荷調整電壓裝置的電力用戶功率因數為0.90及以上，其它100 kVA（kW）及以上電力用戶和大、中型電力排灌站功率因數為0.85及以上，躉售和農業用電功率因數為0.80及以上。凡功率因數未達到上述規定的新用戶，供電局可拒絕接電。”

 

 

 

    配電系統中無功補償的方式如圖2所示，方式1為變電所的集中補償，方式2為配電臺區的集中補償，方式3為線路上的無功補償，方式4為分散補償。

 

 

 

    220 kV及以下電網的容性無功補償設備總容量，可按下式計算

 

 

 

    QC =1.15QD－QG－QR－QL

 

 

 

    式中 QC——容性無功補償設備總容量；

 

 

 

    QD——最大自然無功負荷；

 

 

 

    QG——本網發電機的無功功率；

 

 

 

    QR——主網和鄰網輸入的無功功率；

 

 

 

    QL——線路和電纜的充電功率。

 

 

 

    10(6)kV 配電線路上宜配置高壓并聯電容器，或者在配電變壓器低壓側配置低壓并聯電容器。電容器的安裝容量不宜過大，一般約為線路配電變壓器總容量的 0.05～0.10，并且在線路最小負荷時，不應向變電所倒送無功。如配置容量過大，則必須裝設自動投切裝置。變壓器的無功消耗可按下式計算

 

 

 

    ΔQT = [I0％/100＋VK％/100×β2]S e

 

 

 

    式中 I0%——變壓器空載電流的百分數；

 

 

 

    VK％——變壓器短路電壓的百分數；

 

 

 

    S e——變壓器的額定容量，kVA；

 

 

 

    β——變壓器的負載率。

 

 

 

    通常補償容量為變壓器無功消耗的1.2~1.4倍。

 

 

    2 功率因數調整電費的計算方法

 

 

 

    供電部門在為用戶確定供電方案時，除了核準供電容量、確定供電電源點、供電電壓等級、計量裝置的設置、計費方式、用戶注入電網的諧波分量，以及方案有效期外，還對功率因數給定了一個最低限值，分別為0.9、0.85、0.8。

 

 

 

    根據國家現行電價的規定，用戶功率因數分別以0.9、0.85、0.8為基礎，當功率因數高過這些值時，可按比例減少電費；當用戶用電的功率因數低于這些值時，要按比例增加當月電費，具體計算方法是W = (1＋a%)(F1＋F2)

 

 

 

    式中 W——當月電費，元；

 

 

 

    F1——基本電費，元/kVA；

 

 

 

    F2——電量電費，元/kWh；

 

 

 

    a%——功率因數調整電費系數。

 

 

 

    當用戶cosφ > 0.9，0.85，0.80標準時，a%為負值，當用戶cosjφ < 0.9，0.85，0.80標準時，a%為正值，當用戶cosφ = 0.9，0.85，0.80標準時，a% = 0。

 

 

 

    3 應用實例

 

 

 

    某一用戶的變壓器容量為6.3MVA，月用電量為35×105 kWh，平均功率因數為0.8。若該用戶的功率因數標準為0.8，計算該用戶補償到0.92時的經濟效益。基本電費按每kVA每年180元、電量電費按 0.4元/kWh計算。補償裝置每kVA的投資按60元，資產折舊率為10％，無功補償設備的有功損耗為其額定容量的3%。計算過程如下。

 

 

 

    3.1 計算補償容量

 

 

    補償前cosφ 1= 0.8，tanφ 1 = 0.75，平均有功功率為P1=350×10000/30/24 = 4861（kW），無功功率為Q1 = P1×tanφ 1 = 3645.75（kvar）。

 

 

 

    假設補償電容器容量為xkvar，經補償后，功率因數為 cosφ 2 = 0.92，tanφ 2 = 0.426，無功功率為Q2 = Q1-x，而用戶的有功功率P2 = P1   0.03x，于是tanφ 2 = Q2/P2=0.426，解得x = 1569 ≈ 1600（kvar）。

 

 

 

    3.2 補償前用戶的年支出費用

 

 

 

    基本電費為6.3×1000×180/10000 =113.4（萬元）；

 

 

 

    電量電費為350×12×0.4 = 1680（萬元）；

 

 

 

    用戶總支出電費為113.4   1680 = 1793.4（萬元）。

 

 

 

    3.3 補償后用戶年支出費用

 

 

 

    電容器年運行時間按8000小時估算，則電量電費為0.4×1600×0.03×8000/10000   1680 = 1695（萬元），總電費為113.4   1695 = 1808.4（萬元）。

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    按功率因數調整后電費為1808.4×(1-0.013) =1784.9（萬元）；

 

 

 

    無功補償設備投資為1600×60/10000 =9.6（萬元），則資產折舊費為0.96萬元；

 

 

 

    用戶年總支付費用為1784.9   0.96 = 1785.9（萬元）；

 

 

 

    補償后每年經濟效益為1793.4-1785.9= 7.5（萬元）。每年節約電費為1793.4-1784.9 = 8.5（萬元），投資可在1.1年左右回收。

 

 

 

    若該用戶的平均功率因數為0.85，功率因數標準也為0.85，其它計算條件不變，計算該用戶補償到0.94時的經濟效益，計算過程如下：

 

 

 

    計算補償量：補償前cosφ1 = 0.85，tanφ 1 = 0.62，平均有功功率為P1 =350×10000/30/24 = 4861（kW），無功功率為Q1 = P1×tanφ 1 = 3013.82（kvar）。

 

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    假設補償電容器容量為x kvar，經補償后，功率因數為cosφ 2 = 0.94，tanφ 2 = 0.363，無功功率為Q2= Q1-x，而用戶的有功功率P2 = P1   0.03，于是tanφ 2 = Q2/P2 =0.363，解得x = 1235≈1200（kvar）補償前用戶年支出費用如上述計算，仍為1793.4萬元。

 

 

 

    補償后用戶年支出費用。電容器年運行時間按8000h估算，則電量電費為0.4×1200×0.03×8000/10000  1680 = 1691.5（萬元），總電費為113.4   1691.5 =1804.9（萬元）。

 

 

    按功率因數調整后電費為1804.9×(1-0.011） = 1785（萬元）；

 

 

 

    無功補償設備投資為1200×60/10000 =7.2（萬元），則資產折舊費為0.72萬元；

 

 

 

    用戶年總支付費用為1785   0.72 = 1785.7（萬元）；

 

 

 

    補償后每年經濟效益為1793.4-1785.7= 7.7（萬元）。每年節約電費為1793.4-1785 = 8.4（萬元），投資可在0.86年左右回收。

 

 

 

    由以上的計算可以看出，無功補償的效益非常明顯，無論從0.8補到0.92還是從0.85補到0.94，用戶投資可在一年左右回收，而且上述計算還沒有包括因補償減少視在功率對用戶的收益。用戶補償后也使電網降低了損耗，提高了電壓質量。因此，提高功率因數不但為國家節約了電力資源，而且給用戶節約了資金，為企業創造了可觀的經濟效益，是一件利國利民的好事。