電壓不穩范文

導語：如何才能寫好一篇電壓不穩，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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1、是戶外供電線路長，或者外線電線截面小，造成線路損耗大，一旦家里用電量大的設備開啟（如電磁爐，電冰箱，空調機等）線路壓降大，電壓不穩定。您可以向我公司申請改善：①如只是偶發的，非長期性電壓不穩定的，建議加裝穩壓器。②如果是那一種長期電壓偏低，電壓不穩的，加裝自動升降壓穩壓器。

2、戶內配線不合理，主線電線截面過小，用電量大的設備啟動時，壓降大，造成同一回路電壓不穩。建議針對用電量大的設備，單獨回路單獨配線。

（來源：文章屋網 ）

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關鍵詞：分布式小水電 電壓調整 電壓管理 問題 措施

1 嵐皋縣電網現狀及分布式小水電站基本情況

1.1 電網現狀

①主要電源點：國網安康供電局所屬110kV嵐皋變（主變40MVA/2臺）、110kV月星變（主變31.5MVA/1臺）。②嵐皋縣供電分公司所屬35kV及以下配電網現狀：35kV變電站7座（均為戶外式半高型布置），主變55.35MVA/10臺（均為有載調壓變壓器），35kV線路18條，總長180km。10kV饋路條，線路總長873km，配變46.78MVA/644臺，0.4/0.22kV線路總長2450km。

1.2 分布式小水電站基本情況

①全縣小水電概況：境內嵐河、大道河、洞河三大流域水力資源理論蘊藏量54.8萬kW，可開發量達24萬kW，已建成小水電站32座，總裝機15.2萬kW，年發電量約4.5億kW.h。②接入地方配電網小水電站統計嵐皋縣供電分公司所屬電網接入小水電站24座，裝機總容量3.46萬kW（其中：35kV專線上網電站4座，裝機容量2.18萬kW，10kV專線上網電站11座，裝機容量1.0萬kW，10 kV掛網電站9座，裝機容量0.28萬kW）。

2 分布式小水電站存在的問題和影響

2.1 小水電站自身管理存在問題

如小水電站建設及竣工驗收環節缺失，給小水電站埋下安全隱患，受資金和技術的影響，技術裝備落后，安全培訓和業務培訓不到位，小水電站工作人員業務水平及技能掌握程度不夠，導致小水電站運行水平偏低，管理制度不健全、安全工器具不完善，值班人員安全意識不強，線路故障機組不跳閘、配網電壓逐漸升高形成安全隱患，豐水期和枯水期對電網電壓造成波動和超限等。

2.2 對配電網造成的影響

①小水電接入點造成電網布局不合理。由于電網形成在前，小水電站建設在后，一般就近接入電網（有10kV線路掛網、10kV線路專線上網、35kV線路專線上網幾種方式），存在線路過長超供電半徑、系統網損增大、故障率升高、經濟性下降。②自動化水平不高，繼電保護裝置不配套。由于小水電多建于偏遠山區，設備及自動化水平相對落后，繼電保護裝置配置簡單，運行人員較少且業務技能跟不上，維護調校等工作缺失，系統發生故障時，經常發生保護裝置拒動、誤動等情況，造成局部地區不能正常供電。③電壓越限問題。嵐皋縣電網在運行過程中經常出現小水電接入點電壓越限、變電站母線電壓越限、小水電電量不能就地平衡消納以及上級電網限電導致棄水等各類問題，其中最常見和影響較大的是電壓越限問題，其對當地電能質量、供電可靠性、設備安全及電網運行等方面造成較大影響。

3 分布式小水電對配電網電壓影響分析

因小水電運行狀態不穩定，10kV配電網實際運行中負荷不斷變化，導致網絡潮流隨機性，理論計算比較復雜。為此，僅以單一10kV線路為例，將小水電站簡化為一個功率的輸入源，只是進行簡單直接的電壓損失分析。

根據公式：U=PR+QX/U，電壓降與線路阻抗和輸送的功率成正比。分析得出：①對于1條10kV線路，在沒有小水電接入情況下功率潮流從線路首端流向末端，由于線路阻抗的存在，電壓從首端至末端逐步降低，距離饋路首端越近對末端電壓增加影響越小，當小水電接在饋路末端時，對末端電壓影響最大。②當有小水電接入時，會造成線路電壓升高，升高的程度與小水電有功和無功的出力有關，越大對電壓的影響也越大。

4 分布式小水電造成配電網電壓越限的應對措施

①加強監測和調度管理以及考核處罰，控制各小水電站上網電壓。在豐水期實際運行中，小水電站因經濟利益驅動，為使發電機出力最大化，不斷調高出口電壓，各小水電站接入點電壓上抬，導致整條線路的電壓越限。必須合理控制小水電站的上網電壓。②要求小水電站在低壓側（或者高壓側）安裝TCR（自動無功補償裝置），其具有連續調節能力，可根據小水電運行工況自動投切相應補償容量，控制小水電站出口電壓在合理范圍，使得接入點和配電網首、末端電壓不越限。③在小水電較多的35kV變電站，將主變更換為寬幅有載調壓型，對電壓進行有效的調整。如我縣35kV鐵佛變電站，原主變為普通型，10kV母線電壓合格率較低，現更換為寬幅有載調壓型后，母線電壓合格率大幅提高。④當10kV饋路較長，而在小水電接入點在線路中前端，用電負荷又集中在線路末端時，可采用10kV調壓變。如我縣10kV鐵銅饋路，從35kV鐵佛變電站出線，末端至大道鎮，線路全長54公里，中間接入解放巖水電站，容量125kW，用電主要集中在末端、鐵爐鄉和大道鎮，最大負荷為2600kW，10kV末端電壓越下限嚴重，最低處10kV電壓僅為9kV，居民照明電壓僅為160v，用戶反響強烈。現在在鐵爐鄉附近10kV主干線上安裝3000kVA調壓變1臺，配置自動調壓裝置，將電壓設定在10.5kV，通過調查采樣，電壓質量明顯改善，效果較好。⑤局部地區，在有小水電接入的10kV線路上，T接著較長10kV分支線，分散型安裝有少數農村配變，可采用調容調壓型配電變壓器，即可控制投資造價在合理范圍，又能有效解決農村偏遠地區負荷高峰、低谷差較大，電壓質量差的問題。

5 分布式小水電站與電網企業關聯性管理的思考

①成立小水電協會。成立小水電協會是在借鑒國內協會管理經驗的基礎上形成的管理理念。可以增強小水電站各部門之間的溝通，協調各種發展關系。小水電協會應該由政府授權，主要職能是管理和指導小水電經營行為和遵守電網調度管理。②以安全生產監督為手段，確保電網安全運行。隨著社會經濟發展，小水電站投資主體逐步多元化。因此，應該高度重視安全管理工作，積極采取有效措施監督和督促小水電企業加大安全投入，配置齊全安全工器具，完善各類標志、標示等，認真開展安全培訓工作。為小水電企業安全生產和電網安全運行奠定基礎。③加快小水電站技術升級。伴隨著科技的發展，各種新技術、新設備以及新工藝在電力企業獲得廣泛應用。電力企業必須有計劃、有步驟地推行新技術的使用。小水電站應該以科技創新為動力，重視科技對電站發展的促進作用，全面提高小水電站的技術裝備水平，電網安全可靠運行提供技術保障。④提高管理人員綜合水平。小水電站要高度重視管理人員和運行人員綜合素質，提高準入門檻，積極鼓勵職工通過自學或者培訓等方式，提高自身的業務技能和綜合素質。應該不定期抽取部分職工參與技能培訓，為培育骨干人才打下堅實基礎。應該注重小水電站內部改革的重要性，建立健全的法人制度，以有效的獎勵機制鼓勵企業職工，不斷提高小水電站管理人員和運行操作人員的綜合素質。⑤把好驗收、整改關。小水電站應該注重驗收和整改的重要性，建設項目各分項和環節必須符合設計，達到質量要求，實行“零缺陷”投運。在各項驗收和竣工驗收合格并提供相關資料的前提下，才能并入電網運行。⑥加強小水電調度管理。要求小水電站安裝調度信息監測系統，在上網接入點安裝智能型真空開關等，通過技術手段逐步實現對小水電的遙信、遙測、遙控。要根據電網情況和小水電實際制定合理的負荷曲線和運行方式，編制和修訂調度規程，實現安全經濟運行。

參考文獻：

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摘要：

本文中作者通過分析電壓不平衡產生的原因，提出了應用于現場試驗的解決雙端電壓不平衡的方法，并通過仿真和現場試驗進行了驗證。

關鍵詞：

換流變壓器；局部放電；電壓不平衡

1引言

長時感應電壓帶局放測量試驗是換流變交接過程中的一項重要試驗，是換流變投運前的質量控制考核環節，可以驗證換流變在運行條件下無局部放電，是目前換流變各項現場試驗中考核絕緣比較有效的試驗。換流變現場局放試驗因勵磁變電壓等級的限制，一般是從電壓等級較小的一端加壓，即閥側加壓。角接換流變因其變比較小，在閥側單邊加壓存在兩個問題：一是所需勵磁變電壓等級高，運輸及現場試驗安裝十分不便；二是存在閥側交流耐受試驗電壓值低于閥側局放加壓最高電壓值的情況，如直流角接換流變閥側交流耐壓值為325kV，而局放試驗激發電壓值高達374.9kV，因此在做閥側加壓局放試驗時應采用對稱加壓方式而不該采用單邊加壓方式。相關文獻認為對稱加壓試驗時，繞組兩端都承受電壓，更接近實際運行狀況，且該方法考核高、低壓繞組的軸向絕緣更為嚴格。另一文獻在對向上直流換流變的現場局放試驗的總結中亦認為角接換流變采用對稱加壓方式更為合理、方便。日前，在某工程換流變現場交接試驗中，試驗人員對角接換流變都采用了對稱加壓試驗方法。在完成多起試驗后，試驗人員發現在加壓過程中每臺換流變不同程度地存在電壓不平衡問題。兩臺同樣變比的勵磁變在同一臺變頻電源的輸出下顯示不同的閥側電壓，有時差別較大，需采取有效的措施加以解決。針對這個問題，國內外鮮有學者對此進行研究。為此，本文中筆者在總結閥側對稱加壓的基礎上針對這個問題進行分析，給出問題產生的原因，列舉了其帶來的危害，并提出了應用于現場試驗的解決電壓不平衡問題的方法，結合仿真和現場試驗驗證了本文中筆者提出的不平衡電壓產生原因及解決方法。

2換流變對稱加壓試驗

現場對稱加壓局放試驗接線方法如圖1所示，變頻電源輸出端換相倒接到兩個型號相同勵磁變網側，使兩勵磁變閥側電壓對地呈現相反極性，考慮勵磁變短路阻抗及負載差異，換流變閥側總加壓值應為兩閥側電壓的矢量和。兩邊采用相同的補償電抗，與兩閥側接線端入口電容完成并聯補償。以某站500kV角接換流變為例，其型號為ZZDFPZ-300400/500-250。變頻電流輸出電壓頻率可調節范圍是30Hz~300Hz，本試驗兩端采用11.4Ω的固定電抗作為補償，試驗頻率為280Hz。規程規定，當試驗電源頻率等于或小于2倍額定頻率時，其全電壓下的試驗頻率持續時間應為60s，當試驗頻率大于2倍額定頻率時，試驗電壓持續時間為。

3電壓不平衡問題

圖3是在1.3倍試驗電壓下各部分的電壓和電流值。此時3.1端電壓為125.3kV、電流為322.7A，3.2端電壓為146.7kV、電流為370.3A。兩端電壓與勵磁變的額定變比存在差別，勵磁變額定變比為452.38，3.1端電壓與網側電壓的比值為450.72與之較為接近，3.2端電壓與網側電壓的比值為542.9與勵磁變額定變比相差較大。為分析電壓不平衡產生的原因，對3.2端作簡化電路圖分析，并將兩臺勵磁變的內部阻抗差異忽略不計，漏抗相等，如圖4所示。其中C是換流變入口電容、L是補償電抗、l是勵磁變內部漏抗、T是理想變壓器（勵磁變等效為理想變壓器與串聯漏抗的形式）。現場試驗表明，閥側兩套管的入口電容存在差異，且3.2套管的入口電容較3.1端大，數據將會在后續分析中給出。本試驗采用兩組相同電感值的電抗器進行補償，就無法使兩端都達到完全補償的狀態。調節試驗頻率使變頻電源輸出電流最小、功率因數接近于零時3.2端必然是欠補償的。由計算可知，A點電壓UA比理想變壓器輸出電壓大，即發生了一定程度的串聯諧振現象。因勵磁變漏抗l通常較小，A點電壓抬高不會太多，現場試驗數據都在50kV之內。兩端補償情況不一致時，換流變兩端電壓極性不可能完全相反，其矢量和實際要比完全補償時小，使施加電壓達不到預期效果。其中一個方法就是增加兩端電壓使兩端矢量和等于規定電壓，但此方法會增大電壓不平衡的問題，并且產生更大的環流。圖3中可以看出從變頻電源流入到兩個勵磁變的電流之和比變頻輸出電流大。這是因為兩端補償狀態不同，3.1端此時處于過補償狀態，3.2端處于欠補償狀態，即一端呈現弱感性一端呈現弱容性，兩電流在變頻電源輸出口處完成相互補償。相當于勵磁變2作為勵磁變1的無功電流源供給無功消耗，在兩個勵磁變網側和變頻電源輸出處三點之間形成了環流，實際環流大小約為兩勵磁變輸入電流之和減去變頻電源輸出電流，在圖3中約為46A。環流的產生也從側面證明了3.2端容升效應的存在。這種環流會增大勵磁變電流，減小勵磁變的有功輸出容量，故在試驗中應盡量避免環流的產生。

4仿真分析

為驗證相關結論，建立相同參數的仿真，首先需正確估算入口電容的大小。現場對本臺角接換流變進行單端加壓測試，閥側試驗電壓為1.0Um/姨3/k，3.1端加壓時3.2端接地，反之亦然。調節頻率使其完全補償，記錄此試驗頻率，入口電容與試驗頻率存在以下關系。試驗時記錄下的試驗頻率分別為291Hz和242Hz，總入口電容值可由第1節的對稱加壓試驗中算得為52.2nF。由此可計算兩入口電容為C3.1=21.37nF，C3.2=30.83nF。因此，仿真中設置電源頻率280Hz，3.1端入口電容21.37nF，3.2端入口電容30.83nF，在兩個電容中間接地來模擬端子入口電容，兩補償電抗為11.4Ω，如圖5所示。仿真結果如圖6所示，3.2端電壓因為容升效應其電壓有效值為155kV，3.1端電壓有效值為134kV，這兩個電壓與真實變比下的電壓150.676kV有差別，但與實際情況相符，故本文中筆者所述原因可以解釋現場出現的兩端電壓不一致的情況。對稱加壓電壓不平衡問題的解決辦法通常有兩個。（1）針對入口電容不一致，可以采用補償電抗進行完全補償使輸入到勵磁變的無功電流接近于零，這也是避免勵磁變尾端發生容升效應最有效的方法。用此方法做仿真，結果如圖7a所示，完全補償后勵磁電流接近于零（理想情況下），兩端電壓有效值皆為151kV，表明該方法有效。這種方法在實際試驗中并不常見，讓電抗器在同一頻率下完全補償兩側的入口電容比較困難，可以使用可調感電抗器。（2）針對現場試驗電壓不平衡，如果相差太大，根據現場實際經驗，較有為效的方法是調整勵磁變的擋位，人為地加大（減小）較低（高）電壓端的電壓，從而使兩端電壓盡量接近。原則是在滿足兩端線電壓達到試驗要求電壓的前提下，較低壓的一端的中間變變比變大，如網側從190kV變為220kV，或者較高壓的一端的中間變變比變小。用仿真來模擬將3.2端變比減小后（由190kV變為170kV）的情況，結果如圖7b所示，3.1端電壓不變為134kV，3.2端電壓變為139kV，兩端電壓差值變小了，方法是有效的。3.2端電壓變小可以減小容性電流，使容升電壓變小，達到減少兩端電壓差值，即減小環流的目的。解決電壓不平衡的目的一是減小環流，充分利用勵磁變容量；二是使兩個勵磁變網側電流不超過其額定值。如果出現某端電流大于額定電流的情況，最有效的是方法二。以圖3為例，如果3.2端的勵磁變網側電流大于額定電流2A，而3.1端較小，可以調節兩個勵磁變擋位使3.2端施加電壓變小而使3.1端施加電壓變大。

5結論

角接換流變因其變比較小，局放試驗閥側加壓值較高，現場試驗需采用對稱加壓方式。使用同一臺變頻電源的對稱加壓方法存在兩端電壓不平衡的現象。經現場試驗及仿真分析可知雙端電壓不平衡產生的原因主要是兩側入口電容不一致，在使用相同補償電抗時，在同一頻率下入口電容值較大的一端與勵磁變漏抗串聯，會將此端電壓抬高，即發生了一定程度的串聯諧振。雙端電壓不平衡時，在兩勵磁變首端及變頻電源輸出端之間存在環流，不平衡程度越大則環流越大。為保證勵磁變容量得到有效利用，需盡量減小環流，即抑制電壓不平衡。本文中筆者證明，通過電抗器的完全補償，可以有效地改變雙端電壓不平衡的問題且抑制環流。在現場試驗時也可以通過改變勵磁變分接擋位的方法，使兩側電壓趨于相等，保證勵磁變電流不超額定值。

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[8]GB1094.3-2003.電力變壓器第3部分:絕緣水平,絕緣試驗和外絕緣空氣間隙[S].

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從來沒有一個導演能夠從這樣一個角度把北平的屋頂意像揭示得這么好，四合院的屋頂，在上面飛檐走壁，還要騎自行車，還要飛來飛去，這種充滿了北平的懷舊氣氛，特別好，令人震撼。尤其是體現了姜文導演想象力。姜文導演在中國的導演里面是最富有想象力的。

每一部姜文電影中間都有被傳媒誤解之后姜文真正的內心世界：很敏感，不一定是不自信，姜文用自己的電影抵抗這種現實，姜文在這里面不斷的找自己對于現實的理解。

姜文導演鏡頭下的老北平令人著迷，電影中那個不堵車、下著大雪的北平真美。整出電影就是一首屋頂的詩，有勁，深情。

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關鍵詞：補償系統電壓；不平衡；分析與處理

一、電壓不平衡的產生

1．1補償度不合適所引起的相電壓不平衡網絡的對地電容與補償系統內所有消弧線圈構成以不對稱電壓UHC為電源的串聯諧振回路，中性點位移電壓為：

UN＝〔uo/（P+jd）〕·Ux式中：uo為網絡的不對稱度，一系統補償度：d為網絡的阻尼率，約等于5%；U為系統電源相電壓。由上式可以看出，補償度越小，中性點電壓就越高，為了使得正常時中性點電壓不致于過高，在運行中必須避免諧振補償和接近諧振補償，但在實際情況下卻時常出現：①補償度偏小時，因電容電流和消弧線圈電感電流IL=Uφ／2πfL由于運行電壓、周波的變化，都能引起IC和IL的變化，從而改變了舊的補償度，使系統接近或形成諧振補償。②線路停止供電，操作人員在調整消弧線圈時，將分接開關不慎投在不適當的位置，造成明顯的中性點位移，進而出現相電壓不平衡德現象。③在欠補償運行的電網里，有時因線路跳閘，或因限電、檢修而導致線路停電，或因在過補償電網里投入線路，均會出現接近或形成諧振補償，造成較嚴重的中性點位移，出現相電壓不平衡。

1.2電壓監視點PT斷線出現的電壓不平衡PT二次熔絲熔斷和一次刀閘接觸不良或非全相操作出現的電壓不平衡的特點是；接地信號可能出現（PT一次斷線），造成斷線相的電壓指示很低或無指示，但無電壓升高相，且此現象只是在某個變單獨出現。

1.3系統單相接地引起的電壓不平衡補償系統正常時不對稱度很小，電壓不大，中性點的電位接近大地的電位。當線路、母線或帶電設備上某一點發生金屬性接地時，與大地同電位，兩正常相的對地電壓數值上升為相間電壓，產生嚴重的中性點位移，其特點有：接地相電壓的電阻不同，兩正常相電壓接近或等于線電壓，且幅值基本上是相等的，中性點位移電壓的方向與接地相電壓在同一直線上，與之方向相反。

1.4線路單相斷線引起的電壓不平衡造成單相斷線后，網內參數發生不對稱變化，使之不對稱度明顯增大造成電網中性點出現較大的位移電壓，致使系統三相對地電壓不平衡。系統單相斷線后，以往的經驗是斷線相電壓升高，兩正常相電壓降低。但是，因單相斷線位置、運行條件和影響因素的不同，中性點位移電壓的方向、大小和各相對地電壓指示，都不盡相同；有時兩正常相對地電壓升高，幅值不等或相等，斷線相電源外對地電壓降低；或一正常相對地電壓降低，斷線相和另一正常相對地電壓升高卻幅值不等。

1.5其他補償系統感應耦合引起的電壓不平衡兩個補償系統分別送電的兩條線路較近且平行段較長，或同桿架設交叉開口備用時，二者經并行線路之間的電容構成串聯諧振回路。出現相對地電壓不平衡。

1.6諧振過電壓出現的相電壓不平衡電網中許多非線性電感元件如變壓器、電磁式電壓互感器等，與系統的電容元件組成許多復雜的振蕩回路。空母線充電時，電磁式電壓互感器各相與網絡的對地電容組成獨立的振蕩回路，可能產生兩相電壓升高、一相電壓降低或相反的相電壓不平衡，這種鐵磁諧振，只在用另外電壓等級的電源，經變壓器對空母線充電時，在這僅有的一個電源母線上出現。在一個電壓等級的系統里，由送電干線對所帶的二次變電所母線充電時，不存在這一問題，要避免空充母線要帶一條長線路一起充電。

二、系統運行中各種電壓不平衡的判斷和處理

系統運行中出現了相電壓不平衡的狀況時，多數伴有接地信號，但電壓不平衡卻并非全屬接地，不能盲目地選線，應從以下幾方面分析判斷：

2.1從相電壓不平衡范圍查找原因

2.1.1如電壓不平衡僅限于一個監視點且無電壓升高相，造成用戶無缺相反應時，則是本單位PT回路斷線．此時只考慮帶電壓元件的保護能否誤動和影響計量間題。不平衡的原因是否因為主回路負載連接不平衡，導致顯示不平衡，還有是否是顯示屏幕出現故障引起的。

2.1.1如電壓不平衡在系統內各電壓監視點同時出現，應檢查各監視點的電壓指示。不平衡電壓很明顯，且有降低相和升高相，各電壓監視點的指示又基本相同，各送電線路末端二次均無缺相反應時，說明系統已接近諧振補償運行。造成電壓異常的情況還有可能如母線壓變接觸不良等很特別情況。也還可能幾種原因混在一起，如仍無法弄清異常原因，將異常部分退出運行，交給檢修人員處理。作為調度及運行人員，判斷出異常原因在母線壓變及以下回路，并恢復系統電壓正常即可。原因可能有：①補償度不合適，或調整操作消弧線圈時有誤。②欠補償系統，有參數相當的線路事故跳閘。③負荷低谷時，周波、電壓變化較大。④其它補償系統發生接地等不平衡事故后，引起該系統中性點位移，補償間題引起的電壓不平衡，應調整補償度。

欠補償運行電網線路跳閘引起的電壓不平衡，要設法改變補償度，調整消弧線圈。網內負荷處于低谷，周波、電壓升高時出現的電壓不平衡，可等不平衡自然消失后，再調整消弧線圈。作為調度員，應掌握這些特征，以準確判斷，快速處理運行中可能出現的各種異常。單一特征的判斷相對容易，兩種及以上情況復合性故障引起的電壓異常，判斷與處理較為復雜。如單相接地或諧振常常伴有高壓熔絲熔斷和低壓熔絲熔斷。而高壓熔絲不完全熔斷時，接地信號是否發出，取決于接地信號的二次電壓整定值和熔絲熔斷程度。從實際運行情況看，電壓異常時，常出現二次回路異常，此時電壓高低與接地信號是否發出，參考價值不大。尋找排查規律，對電壓異常處理尤為重要。

2.2根據相電壓不平衡的幅度判斷原因如系統運行中各變電所都出現嚴重的相電壓不平衡，說明網內已有單相接地或干線部分單相斷線，應迅速調查各電壓監視點的各相電壓指示情況，作出綜合判斷，如是單純的一相接地，可按規定的選線順序選線查找．從電源變電所出口先選，即”先根后梢”的原則選出接地干線后，再分段選出接地段。

2.3結合系統設備的運行變化判斷原因①變壓器三相繞組中某相發生異常，輸送不對稱電源電壓。②輸電線路長，導線截面大小不均，阻抗壓降不同，造成各相電壓不平衡。③動力、照明混合共用，其中單相負載多，如：家用電器、電爐、焊機等過于集中于某一相或某二相，造成各相用電負荷分布不均，使供電電壓、電流不平衡。

綜上所述經消弧線圈接地的小電流接地系統（補償系統）在運行中，相電壓不平衡現象時有發生，并因產生的原因不同，不平衡的程度和特點也不盡相同。但總的情況是電網已處在異常狀態下運行，相電壓的升高、降低或缺相，會使電網設備的安全運行和用戶生產受到不同程度的影響。

參考文獻：

篇6

關鍵詞：立體卷鐵心變壓器、低壓直流電阻、三相平衡、引線

由于立體卷鐵心配電變壓器在鐵心結構上突破傳統工藝，具有節約硅鋼片、變壓器損耗小的特點，深受生產廠家及用戶的歡迎。但在生產過程中會經常出現低壓直流電阻三相不平衡的情況，原因是變壓器的線圈已由傳統的一字排開變成了等邊三角形排列，各相引線的長短不一，會造成線電阻ac會較小，線電阻ab會較大，線電阻bc會最大，線電阻不平衡率往往大于2%，并且隨著變壓器容量越大不平率越大。而用戶都會要求產品按國家要求在2%以內，否則不會輕易接收產品。所以非常有必要采取相關的措施和方法來使立體卷鐵心變壓器低壓直流電阻不平衡率在2%以內滿足用戶的要求。

立體卷鐵心變壓器低壓直流電阻不平衡的原因

立體卷鐵心變壓器的三相線圈（a相線圈、b相線圈、c相線圈）在繞制時所采用的線材一樣，每相線圈的長度相當，所以各相線圈的直流電阻基本上是相等的。若按照傳統的方法焊接上引線后，a、c之間的引線長度最短，a、b之間的引線長度要比a、c之間的引線長許多，而b、c之間的引線最長。引線長的電阻會很大，引線短的電阻會很小，這就是三相直流線電阻不平衡的原因所在。以S11-M.RL-630/10為例，若只采用傳統的辦法焊接引線，并在溫度為30℃時檢測線電阻值，得ac=0.001970Ω，ab= 0.001998Ω，bc=0.002030Ω。不平衡率是3%，不能達到國家標準及用戶要求。

立體卷鐵心變壓器低壓直流電阻不平衡的解決辦法

在同一臺變壓器引線內采用不同規格的銅排做引線，引線路徑長的選用規格大的銅排，路徑短的選用規格小的銅排。銅排規格的選取要要遵循一個原則：以變壓器容量額定電流來計算，確定引線最小規格的銅片，此銅排用于路徑最短的引線。隨后再根據路徑的長短選擇大規格的銅排，大銅排選擇規格時以三相電阻不衡率小于2%就可行了，選擇更大規格的則會造成銅排浪費。

引線的走向：用于連接線圈尾部的引線可改變連接方向，增加或縮小某一段引線長度；或可連接成一個圓圈；或可斷開某處增大電阻值。

焊接點的選擇：特別是對于大容量的變壓器，如出2000kVA、2500kVA等大變壓器有些地方不能直接焊上，要通過其他銅排來過渡。

下面是根據以上三個原則來確定出從小80kVA~2500kVA低壓引線銅排規格及焊接位置：

變壓器容量 銅排的規格及焊接方法

80kVA

a相、c相線圈頭出線用3×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用3×30銅排；b相線圈尾采連用3×30銅排。

100kVA

a相、c相線圈頭出線用3×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用3×30銅排；b相線圈尾連線采用3×30銅排。

160kVA

a相、c相線圈頭出線用3×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用4×30銅排；b相線圈尾連線采用4×30銅排。

200kVA a相、c相線圈頭出線用3×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用4×40銅排；b相線圈尾連線采用4×40銅排。

250kVA a相、c相線圈頭出線用3×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用4×40銅排；b相線圈尾連線采用5×40銅排。

315kVA a相、c相線圈頭出線用4×30銅排；a相、c相線圈尾連線采用4×30銅排；b相線圈頭出線采用5×40銅排；b相線圈尾連線采用5×40銅排。

400kVA a相、c相線圈頭出線用4×40銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用5×50銅排；b相線圈尾連線采用6×50銅排。

500kVA a相、c相線圈頭出線用4×40銅排；a相、c相線圈尾連線采用3×30銅排；b相線圈頭出線采用6×60銅排；b相線圈尾連線采用8×60銅排。

630kVA a相頭出線采用5×40銅排， c相頭出線采用5×40排， b相頭出線采用8×80銅排； c、a、b尾連線采用6×60銅連接，連接順序為c-a-b。

800kVA a相頭出線采用5×50銅排； b相頭出線采用8×80銅排； c相頭出線采用5×50銅排； c、b尾連線采用8×60銅排連接；a尾連線采用5×50銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

1000kVA a相頭出線采用6×60銅排； b相頭出線采用8×80銅排； c相頭出線采用6×60銅排； c、b尾連線用8×80銅排連接；a尾連線用6×60銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

1250kVA a相頭出線采用8×60銅排； b相頭出線采用10×100銅排； c相頭出線采用8×60銅排； c、b尾連線采用10×80銅排連接；a尾連線采用8×80銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

1600kVA a相頭出線采用8×80銅排； b相頭出線采用10×100銅排； c相頭出線采用8×80銅排； c、b尾連線采用10×80銅排連接；a尾連線采用10×80銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

2000kVA a相頭出線采用8×80銅排； b相頭出線采用10×120銅排； c相頭出線采用8×80銅排； c、b尾連線用10×120銅排連接；a尾連線用10×80銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

2500kVA a相頭出線采用10×80銅排； b相頭出線采用12×120銅排； c相頭出線采用10×80銅排； c、b尾連線用12×120銅排連接；a尾連線采用10×100銅排引出焊在c、b的連線上靠b側。

以S11-M.RL-630/10為例，通過上述方法來焊接引線，并在溫度為30℃時檢測線電阻值，得ac=0.001970Ω，ab= 0.001990Ω，bc=0.002005Ω。不平衡率是1.76%，完全能滿足國家標準及用戶的要求。其它容量的產品，按照上述方法來做在日常生產也得到驗證是完全可行的、符合要求的。

結論

采用以上方法，可以在立體卷鐵心變壓器的套裝生產過程中解決低壓直流電阻三相不平衡問題，減少因低壓直流電阻三相不平衡返工而帶來的浪費與不便，同時也可使銅排的使用達最節約。

四、主要參考文獻：

[1]尹克寧，變壓器設計原理[M].北京：中國電力出版社，2003.10

[2] 姚志松， 姚磊，新型配電變壓器結構、原理和應用[M].北京:機械工業出版社,2006.12

[3]三相油浸式變壓器技術參數和要求[M].北京：中國標準出版社，1999.10.

篇7

天河城一帶是廣州新中軸的核心，平時就人流洶涌，不要說是亞運會開幕式這個時候了；12日晚上，沒有機會去海心沙現場看亞運會開幕式的人，很多聚集在天河城一帶，試圖通過電視墻看直播。因為這些地方的廣百、天河城、正佳、購書中心、天河體育中心等多處有大型電視墻。

晚上九點多，記者在亞運廣場（天河體育中心對面，原來的宏城廣場舊址）采訪，試圖了解大家對亞運會開幕式的一些看法。一市民梁叔叔很氣憤地說，“你看你看，這周圍那么多大電視屏不直播亞運盛況，簡直是浪費！只有這個亞運廣場一個低低的電視屏，近千人圍在那里，很多人都看不到。來看開幕式的人都熱情高漲，政府這么搞這太令我們失望了！看人家雅典奧運會，開幕式一演，大街上的大電視屏全放開幕式。我們該學學他們了！”梁叔叔指著天河體育中心、購書中心、廣百百貨等方向的電視墻告訴記者。

很多市民也表示，“這些大型電視墻不播放亞運會開幕式是有點浪費，這是國家的大事，本應放完直播還要放重播！否則真浪費！”；“在這里看不到也沒有關系，可以在別的地方看，回去看電視重播、網絡……”有市民說；一位在拍照的姐姐也表示理解：“這電視直播可能要經過授權吧”。在廣百百貨、天河城附近，盡管有很多人在圍觀、拍照，可是直到開幕式結束，記者在這些地方對路過的市民進行采訪，大部分都稱沒有看到直播開幕式。

篇8

關鍵詞：試壓數值鍋筒壓力試驗壓力

中圖分類號：TK223 文獻標識碼：A 文章編號：

一蒸汽鍋爐：

從鋼架的開始吊裝，到完成受熱面管焊接后的探傷，是整個本體的安裝階段，下一步的工作內容就是本體的砌筑。在本體的安裝和砌筑之間有一個非常重要的檢查步驟----試壓。鍋爐的試壓是一個非常關鍵的節點，它時檢驗鍋爐本體安裝質量的一個重要步驟。政府監督部門（鍋爐監督檢驗部門）、監理、業主都會在現場全程的檢查。鍋爐的試壓一般指的是鍋爐本體的試壓，但是廣義上的鍋爐試壓工作，還應該包括鍋爐本體試壓、省煤器的試壓，有再熱器的鍋爐，再熱器還需要單獨試壓。過熱器可以同本體試壓。

那么，鍋爐的試壓數值是怎么樣確定的呢？在鍋爐的技術文件中試壓值有的會給出的，也有的不給。要施工單位在施工方案中算出，報監理、業主方及政府監督檢驗部門審查。一般意義上，鍋爐在制造時，依據的是《鍋爐安全技術監察規程》TSG G0001-2012 （以下簡稱《規程》）表4-3；鍋爐在安裝、現場試壓等后期工序的依據是《鍋爐安裝工程施工及驗收規范》GB50273-2009 （以下簡稱《規范》）表5.0.4-1。但往往現場安裝的鍋爐試壓也采用《規程》標準。其實，《規范》的試壓標準就是依據《規程》來的，它們在內容上基本是一致的。只是在描述上略有不同。《規程》重于鍋爐的制造，《規范》重于鍋爐的安裝。

見下表：

表4-3 水壓試驗壓力（MPa）

注：4-3：表4-3中的鍋爐本體的水壓試驗，不包括本表中的再熱器和鑄鐵省煤器。

表5.0.4-1鍋爐本體水壓試驗的試驗壓力（MPa）

注：試驗壓力以上鍋筒或過熱器出口集箱壓力表為準。

二 ：但是，我們是否發現一個細小的差別？就是《規范》規定的試驗壓力（以下簡稱Ps）中的“注”。在《規程》上是沒有這句話的。也就是說，Ps不但以上鍋筒的壓力表為準，還應以過熱器出口集箱的壓力表為準。就是這個“注”給我們在施工上解決了非常大的問題。如果沒有這個“注”，我們確定帶過熱器或再熱器的鍋爐試壓值，是比較困難的。例如，某帶過熱器的蒸汽鍋爐額定工作壓力PN=2.5MPa（以下簡稱：PN-X），其試驗壓力PS=1.25倍的鍋筒壓力（以下簡稱“Pg”），Pg是多少？是PN2.5？當然不是。帶過熱器的鍋爐，它的PN值應該是過熱器蒸汽出口聯箱壓力表的值。如果沒有過熱器，Pg=PN,而有過熱器的鍋爐，Pg是大于PN的，因為，鍋筒內的蒸汽經過過熱器時，需要克服過熱器蛇形盤管的沿程阻力和局部阻力。由此，我們看出，Pg在鍋爐運行之前是未知的，按《規程》上的要求確定Ps,是很困難的。正是《規范》中有了可以“按過熱器出口集箱壓力表為準”這句話，使PN的確定成為一個直接的數值。2005年，筆者在黑龍江省的牡丹江市安裝一臺B級、2.5MPa帶過熱器的蒸汽鍋爐，在確定Ps時，當地的鍋檢所的某位專家竟然按過熱器阻力是PN的10%來確定Pg。后來在鍋爐試運時，我看了下Pg與PN的差值也僅0.1MPa左右。

三 下面舉例說明：

1帶過熱器的蒸汽鍋爐：PN=2.5MPa，Ps=1.25*PN2.5=3.125MPa。Ps即確定，但是一定要說明，這塊壓力表的位置-----在過熱器出口聯箱上。依據的是《規范》上的“注”。

2省煤器Ps的確定：省煤器的Ps一般在鍋爐隨設備帶來的技術文件中規定，因為鑄鐵省煤器需要現場逐根試壓。如果技術文件中沒有規定，按《規程》中的要求，“鍋筒的任何壓力下，PS=1.25倍的省煤器工作壓力。”省煤器的工作壓力在鍋爐運行前又是個未知量。那我們看《規范》中是如何規定省煤器的Ps。表5.0.4.2

表5.0.4.2鍋爐部件水壓試驗的試驗壓力（MPa）

3由表中看出鑄鐵省煤器的Ps與《規程》中略有出入，如果不在技術文件中預先規定，兩種方式的Ps都是難以確定的。省煤器的工作壓力，是由鍋爐給水泵提供的，在鍋爐運行時，以省煤器的下聯箱上的壓力表為準，鍋爐運行壓力最高點是泵出口，其次就是省煤器的運行壓力。如某橡膠廠的SZL30-1.25-AII型號的鍋爐，采用的是可分式鑄鐵省煤器，在隨機技術文件中，列出了省煤器額定工作壓力：1.35MPa,整體水壓試驗壓力：2.07MPa。由些可看出，省煤器的工作壓力高于鍋爐PN值0.1MPa。

4省煤器的工作壓力按計算的方法是比較難的確定的，它的壓力要大于（Pg+省煤器工作地點的與鍋筒之間靜壓強+省煤器自身的阻力+附屬管路及閥門的阻力）該值以出廠技術文件為準，現場單根試壓。組裝后又隨同鍋爐本體試壓。

5綜上論述，鍋爐本體的試壓數值確定，首先要知道PN在哪個位置；省煤器的試壓數值確定，需要以出廠資料為準。

那么，我們不禁要問，如果隨鍋爐帶來的技術文件沒有規定試壓值，我們還要按《規范》去確定Pg以得到Ps。那豈不是束手無策嗎？其實，我們還有一條路徑可走，來確定Pg。這就是以安全閥的整定壓力（以下簡稱Pz）來反推鍋筒工作壓力。《規范》中的表6.3.2對0.8---3.82MPa的鍋爐安全閥的Pz為1.04*Pg1和1.06 *Pg2，其中《規范》中強調了：“對于有過熱器的鍋爐，按較低的整定壓力調整…..”這就是說，鍋筒上的安全閥整定壓力應為：Pz=1.06*Pg2（在安全閥安裝中，技術文件也指定安全閥的位置，同時Pg按《規范》就是安全閥裝設地點的工作壓力）。而安全閥的整定壓力是出廠時就已經確定好的。這樣鍋筒壓力自然就得出了：Pg=Pz/1.06。現舉例說明：某帶過熱器的鍋爐，PN=2.5MPa，鍋筒安全閥整定壓力Pz=2.71MPa則Pg=2.71/1.06=2.556MPa。可見它高于過熱器聯箱出口的壓力，也就是PN，0.556MPa。

6省煤器的工作壓力確定也是同樣的原理，利用安全閥的Pz來反推出省煤器的工作壓力。

四：鍋筒、過熱器（當有再熱器時）、省煤器的Pg，對于安裝鍋爐來說是必須要掌握的，是鍋爐運行的壓力節點參數，也是試壓節點參數。盡管它們對于PN的差值并不大，但卻有著絕對的實際的意義，具體有以下幾點：

（1）鍋爐本體試壓的依據；

（2）鍋筒強度力學計算的重要參數。

（3）能為鍋爐的汽水平衡做一個參考；

（4）最高點的工作壓力，為電儀方面調整差壓等參數提供依據；

（5）是安全閥整定壓力復核的依據；

（6）對鍋爐本體閥門的選定做參考。

五：鍋爐工作點壓力Pg的確定，對施工階段的試壓是非常重量要的，主要是前面講的兩個標準，全部以工作壓力作為試壓的條件。從以上的論述中，得到一些結論：

鍋爐額定壓力PN：是末端部件出口壓力！有再熱器的，是再熱器聯箱出口的壓力，有過熱器的，是過熱器聯箱出口壓力，兩者都沒有的，就是鍋筒的壓力。

省煤器的工作點壓力是鍋爐系統中最高的壓力，鍋筒的工作壓力是鍋爐汽相系統運行中的最高壓力。

同一部件的工作壓力，安裝位置高度大的，要考慮靜壓的影響（比如鍋筒上的壓力表，有一塊需要引到爐前可見位置）。

總結：鍋爐鍋筒的工作點壓力，是決定鍋爐試壓數值的最重要條件，部件的試壓數值確定，也是以Pg為中心。確定好鍋筒的工作壓力，即確定了試壓的數值。對于鍋爐的施工方來說，鍋筒工作壓力

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關鍵詞：變壓器；直流電阻；三相電阻不平衡率

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.03.146

1 引言

我公司生產的三相三繞組110kV電力變壓器，中壓35kV側調壓開關多采用三相集中調壓的無勵磁分接開關，型號多為WSL型。它的優點是：便于集中安裝，極間距離充裕，排線美觀，變壓器油箱開孔少，減少了變壓器整體的滲漏點，變換檔位三相同步可靠。

針對某變壓器SFSZ10-31500/110有載調壓電力變壓器，中壓側直阻三相不平衡問題進行簡要分析。中壓為38.5±2×2.5%kV，中壓開關選用WSLⅡ600/63-6×5A型無勵磁三相集中調壓分接開關。

2 問題描述及原因分析

該開關裝設在A相繞組側面，在變壓器內與高壓有載調壓開關并列。該變壓器引線冷壓焊接完畢后，測試中壓直流電阻如表1。

以上數值雖滿足國家標準對于三相電阻最大不平衡率≤2%的要求，但1、2、4、5檔電阻不平衡率與3檔比明顯偏大，存在異常。

（1）查線圈三相中壓電阻測試值：

RAmXm=0.05603Ω，RBmYm=0.05606Ω，Rcmzm=0.05573Ω

中壓原線圈電阻三相最大不平衡率為0.59%，合格。

（2）對引線焊接質量及開關的接觸電阻進行檢查測試，均符合要求。經分析發現，中壓三相繞組Am、Bm、Cm到中壓開關的水平距離依次為1000mm、2350mm、3700mm（圖1所示）。

（3）開關接線示意圖如圖2所示。

（4）中壓從繞組到開關分接引線的截面為150mm2，以上三個水平單距的電阻分別為0.00011Ω，0.00026Ω，0.00041Ω；變壓器引線裝配完畢后，由開關接線圖可以看出，額定檔（即第三檔）每相引線長度即為圖1所示距離乘1，即由K點引出到開關的“―”端，然后直接從開關的“1”引到Om；其余檔每相引線長度為圖1所示距離乘3。以第1檔為例，從K到開關的“+”端為一個單距，另外每相調壓繞組的頭尾均要接到開關即增加了兩個單距，一共為圖1所示距離乘3。

扣除引線水平段的電阻后，每檔的電阻值應如表2所示。

根據以上分析，可以看出中壓側1、2、4、5檔三相電阻最大不平衡率偏大是由此種分接開關結構引起。以后使用這種開關必須注意線圈、分接引線的合理選配，如選擇不當，會引起變壓器三相電阻的不平衡。

參考文獻：

[1]賀以燕，楊治業.變壓器試驗技術大全[M].沈陽：遼寧科技技術出版社，2006.

[2]JB/T501-2006電力變壓器試驗導則.

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【關鍵詞】電力資源；電源不穩定；因素；方法

隨著我國經濟建設的蓬勃發展，社會對電力資源的需求日益增長，用戶對電力系統的要求也越來越高。供電的可靠性和穩定性已經成為保障經濟增長和滿足用戶需求的重要問題。影響電源穩定的因素主要是兩點：不穩定電壓和諧波。下面著重從這兩方面分析探討。

1.電壓不穩定的危害及解決辦法

1.1電壓不穩定的危害

在現代工業用電中，一種電氣設備出現故障就會導致流水線、甚至整個工廠作業的中斷，造成難以想象的損失。對于普通用戶，家用電器長時間在非額定電壓或頻率下工作，會嚴重影響電氣設備的使用壽命。例如：長期在低于額定電壓下工作的計算機，容易出現重啟、程序紊亂、燒毀硬盤等情況。因此在比較重要的信息采集、數據檢測分析工作點，都要裝設在線式UPS以保證無間斷供電。

1.2引起電壓不穩定的原因及解決辦法

按供電系統節點來看，電壓波動可分為高壓側電壓波動和低壓側電壓波動。高壓側電壓波動又可分為進線電源處電壓不穩定和高壓母線上電壓不穩定。

1.2.1進線電源處電壓不穩定原因分析

原因之一是上一級電源質量不高。解決方法是更換電源或在上一級負荷處重新架設一條供電線路。原因之二是傳輸過程中（進線電纜）存在問題。解決方法是檢查是否存在電纜破損、電纜質量、電纜選型不正確的情況，有針對性地加以改善。

1.2.2高壓母線上電壓不穩定原因分析

原因之一是變壓器三相空載導致高壓側母線電壓不穩定。解決方法是重新計算變壓器的負載率，更換更大一級容量的變壓器。原因之二是在變壓器負載時，大功率設備沖擊電網造成高壓側母線電壓不穩定。解決方法如下 一是對大功率設備采用變頻啟動或軟啟動方式，來減少對電網的沖擊。二是大功率設備盡量采用高壓電機，以優化電能質量。三是對個別大功率設備，采用單獨無功補償裝置穩定電壓。

1.3低壓側電壓波動可分為電纜出線端電壓不穩定、設備入線端電壓不穩定和低壓母線上電壓不穩定

（1）電纜出線端和設備入線端電壓不穩定原因分析。原因之一是外接負載功率較大導致的啟動電流沖擊。解決方法是優化設備啟動方式。一是對大功率設備采用變頻啟動或軟啟動方式，來減少對電網的沖擊。二是大功率設備盡量采用高壓電機，以優化電能質量。三是對個別設備采用單獨無功補償裝置穩定電壓。原因之二是傳輸過程中存在問題。解決方法一是檢查電纜是否存在電纜破損等質量問題，如有則更換電纜，如非質量問題則存在電纜選型問題，應重新計算電纜壓降，從配電柜出線端到設備進線口的電纜壓降，看是否超過了5%，如果超過了，要更換大一級的電纜來進行電能的傳輸。

（2）低壓側母線電壓不穩定原因分析。其原因是整個供電系統功率因數的問題。解決方法是提高整個供電系統的功率因數，增大無功功率，使功率因數提高到90%以上。

（3）按交流和直流來分。按交流與直流來分，低壓側母線電壓不穩定可分為交流電壓波動和直流電壓不穩定。交流電主要承擔煤礦除工藝集中控制外的所有負荷；直流電主要負責供給工藝集中控制信號的電源。直流電壓不穩定原因有三：一是電源；二是負載；三是接觸不良。解決方法一是更換電源或改善傳輸路徑；二是提高負載供電等級；三是檢查接觸裝置按設備負載。

（4）按負載來分。按設備負載來分，低壓側母線電壓不穩定可分為帶沖擊負載的電動機引起電壓波動、由反復短時工作負載引起電壓波動、大型電動機啟動時引起電壓波動和供電系統短路電流引起的電壓波動。

（5）帶沖擊負載的電動機引起的電壓波動。由于生產工藝的需要，有些設備的電動機負載是沖擊性的。如沖床、壓力機和軋鋼機等。其特點是在工作過程中負荷產生劇增和劇減變化，并周期性地交替。這些設備一般采用帶飛輪的電，力拖動系統。由輪的儲能和釋能作用，拉平了電動機軸上的負載，從而降低了電動機的能耗。但因其機械慣性較大沖擊電流依然存在，所以伴隨負荷產生周期替的電壓波動不可避免。

（6）由反復短時工作負載引起電壓波動。這類負載的特點是呈現周期替的增減變化。但其交替的周期是不定值，且交替的幅值也是不定值，如吊運工件的吊車，手工交直流電焊機等。當前企業為節能降耗在交直流電焊機上都裝設了自動斷電裝置，因此在節電的同時電動機的啟動電流和焊接變壓器的涌流卻加劇了所在電網的電壓波動。

（7）大型電動機啟動時引起電壓波動。目前，企業使用的電動機功率越來越大，其啟動電流（為額定電流的4～7倍）所引起的電壓波動成為一個不可忽視的問題。啟動電流不但數值很大，而且具有很低的滯后功率因數，故其電壓波動將更大。

2.諧波的危害及消除諧波的措施

2.1諧波的危害

（1）加大電力運行成本。由于諧波的頻率較高，且無法自然消除，因此當大量諧波電壓、電流在電網中游蕩并積累疊加會導致損耗增加、電力設備過熱，從而加大了電力運行成本，增加了電費的支出。

（2）降低了供電的可靠性。諧波電壓在許多情況下能使正弦波變得更尖，不僅導致變壓器、電容器等電氣設備的磁滯及渦流損耗增加，而且使絕緣材料承受的電應力增大。諧波電流能使變壓器的銅耗增加，所以變壓器在嚴重的諧波負荷下將產生局部過熱，從而加速絕緣老化，大大縮短了變壓器、電動機的使用壽命，降低供電可靠性，極有可能在生產過程中造成斷電的嚴重后果。

（3）引發停電事故。繼電保護自動裝置對于保證電網的安全運行具有十分重要的作用。但是，由于諧波的大量存在，易使電網的各類保護及自動裝置產生誤動或拒動，特別在廣泛應用的微機保護、綜合自動化裝置中表現突出，引起區域電網瓦解，造成大面積停電惡性事故。

（4）對弱點系統設備產生干擾。對于計算機網絡、通信、有線電視、報警與樓宇自動化等弱點設備，電力系統中的諧波通過電磁感應、靜電感應與傳導方式耦合到這些系統中，產生干擾。其中電感應與靜電感應的耦合強度與干擾頻率成正比，傳導通過公共接地耦合，有大量不平衡電流流入接地極，從而干擾弱點系統。

（5）對電力電纜的危害。由于諧波次數高頻率上升，再加上電纜導體截面積越大趨膚效應越明顯，從而導致導體的交流電阻增大，使得電纜的允許通過電流減少。

2.2消除諧波的措施

（1）改善供電系統和環境。諧波的產生不可避免，但通過加大供電系統短路容量、提高供電系統的電壓等級、加大供電設備的容量、盡可能保證三相負載平衡等措施都可以提高電網抗諧波的能力。選擇合理的供電電壓并盡可能的保持三相平衡，可以有效的減少諧波對電網的危害。

（2）三相整流變壓器采用Yd或Dy聯結。這種聯結可以消除3的整數倍的高次諧波。由于電力系統中的非正弦交流對橫軸對稱，不含直流分量和偶次諧波分量，因此系統中只有影響較小5、7、11……等次諧波分量，這是抑制整流變壓器產生高次諧波干擾的最基本方法。

（3）加裝無功補償裝置。在諧波源處并聯裝設靜止無功補償裝置，可有效較少波動的諧波量，同時，可以抑制電壓波動、電壓閃變、三相不平衡，還可補償功率因數。

【參考文獻】