自耦变压器调节无功容量的补偿装置的制作方法

本发明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。

背景技术：

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、切次数均为1次，对应的断路器的合分次数为7次、3次、1次，而真空断路器的机械寿命为10000次，对组1的真空断路器使用年限为年，三组电容器的真空断路器的平均使用年限为年。此外，还要考虑最大的分组容量不能超出由单台电容器额定电压uce下的耐爆能量控制的整组最大容量。

例如：对于10kv电容器组采用星形接线，耐爆能量为12kj时，单组容量不能超过10mvar，对有3个分组，其中最大的分组容量为10mvar，则三个分组的总容量约为17.5mvar，也就是说接在同一电压母线上总容量不能超过17.5mvar。当接在同一母线的总容量超过17.5mvar时，则电容器组的分组数要超过3组。

因此，当接在同一母线的补偿容量较大，且要求有较高的容量调节能力(m>7)和均匀的级差容量时，就需要配置4组电容器。以m＝10分析，4组电容器的容量比为1：2：3：4，按级差容量为1、一昼夜投切容量由小到大，再由大到小的顺序进行，则投切一个整循环的次数是投、切各17次，容量最小电容器组的真空断路器使用年限为3年，而4组真空断路器平均使用年限为6.9年。以上所述同样适用其他等级的电压的电容器组。

由此可见，采用按均匀的级差容量进行固定分组的方法，当接在同一母线的总容量超过25mvar时，电容器组的分组要超过4组，调容操作繁琐，转换操作次数多，断路器的使用寿命不长，对运行的安全可靠性和投资费用增加的影响大，也使得固定分组的无功补偿方法经济性好的优点不明显。

现有采用自耦变压器有载调压以调节输出的无功容量的方法，参照附图1，其容量调节能力m仅能达到2.8，满足不了运行所需的m>6～7的要求。若要达到m>6～7的要求，即(um为电网额定电压ue下自耦变压器有载调压输出的最大电压，um＝ube，而umin为自耦变压器有载调压输出的最小电压)，对应的电磁容量为：并以表示，可见，sm随着k的增大而增大。其中sbe为自耦变压器额定容量，等于最大无功补偿容量sm，该sbe由不经自耦变压器回路直接传送的容量sd和经自耦变压器电磁感应传送的电磁容量sm两部分组成，即sbe＝sd+sm，因为自耦变压器的造价取决于电磁容量sm，sm越小则经济性越好，这正好与m值的要求相反，例如，m＝2.8，k＝1.67，取变压器的单价ab(万元/mvar)约为电容器组单价ac(万元/mvar)的3倍，则acb＝(1+0.4×3)ac＝2.2ac，同样的，若m＝7，则acb＝2.87ac，即相同的最大无功补偿容量下，采用一组带自耦变压器调容的电容器组，要比常规电容器组的造价高出1.2倍和1.87倍，因而现有的自耦变压器有载调压的方式难以同时满足技术要求和经济性方面的要求。

技术实现要素：

本发明的目的在于根据现有技术的不足之处而提供一种能够满足无功补偿的技术要求、同时经济性好、调节操作方便的自耦变压器调节无功容量的补偿装置。

本发明是通过以下技术方案途径来实现的：

自耦变压器调节无功容量的补偿装置，其结构要点在于，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，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，在主绕组侧输入电压u，调压绕组电压为ut，具体可有以下两种方案：

方案一：转换选择开关k则包括有固定o端、选择a端和选择b端，其中o端与主绕组的极性端连接，选择b端连接到调压绕组的极性端，选择a端则连接到调压绕组的非极性端，有载分接开关tf的调节端位于调压绕组的分接位置上，有载分接开关tf的固定端连接负载。当k转换接通o端和a端时，主绕组与调压绕组的连接称为同极性方向连接，当k转换接通o端和b端时，主绕组与调压绕组的连接称为反极性方向连接。

方案二：有载分接开关tf的调节端位于调压绕组的分接位置上，有载分接开关tf的固定端与主绕组的极性端连接；转换选择开关k则包括有o端、选择a端和选择b端，其中o端连接负载，选择a端连接到调压绕组的极性端，选择b端则连接到调压绕组的非极性端。当k接通o端和a端时，绕组与调压绕组是同极性方向连接，当k接通o端和b端时，两绕组是反极性方向连接。

自耦变压器通过有载分接开关的调节端在调压绕组上的位置变化对电压进行调整，进而实现对无功补偿容量的调节，其具体操作方法如下：

初始状态下，有载分接开关tf的调节端处于0位，并与转换选择开关k的o端相连。

对于方案一：负载接在有载分接开关固定端，当需要增加无功补偿容量时，转换选择开关k切换到a端，此时调压绕组的非极性端与主绕组的极性端相连成同极性方向连接，调节有载分接开关tf的调节端自调压绕组的非极性端向极性端侧移动，加在负载(容性负载或感性负载)的电压也随之逐渐升高，使无功补偿容量与电压平方成正比的相应增加。

当需要减少无功补偿容量时，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的极性端方向向非极性端方向回调，若需进一步降低无功补偿容量，则将有载分接开关tf的调节端归0，之后转换选择开关k连接选择b端，此时调压绕组极性端与主绕组极性端相连接成反极性方向连接，调节有载分接开关tf的调节端从调压绕组的极性端向非极性端移动，加在负载的电压便随之减小使无功补偿容量相应减少。这是因为同极性方向连接的两绕组的电压相加，而反极性方向连接的两绕组的电压是相互抵消的。

对于方案二：负载接在转换选择开关固定o端，当需要增加无功补偿容量时，转换选择开关k连接选择a端，此时调压绕组极性端与负载相连接，调节有载分接开关tf自调压绕组的极性端向非极性端移动时，加在负载的电压也随之逐渐升高，输出的无功容量也相应增加。

当需要减少无功补偿容量时，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的非极性端方向向极性端方向回调，若需进一步降低无功补偿容量，则将有载分接开关tf的调节端归0，之后转换选择开关k连接选择b端，此时调压绕组非极性端连接负载，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的非极性端向极性端移动，加在负载的电压进一步减小，输出的无功容量也相应减少。

上述操作中，无论是调节增加无功容量还是降低无功容量，顺时针调节有载分接开关tf和转换开关k可增加无功容量，反时针调节tf和k可降低无功容量。

本发明的原理分析如下：

现有的自耦变压器调压调容的技术方案中，采用如图1的调压绕组(串联绕组)nt与主绕组ng(公共绕组)同极性方向连接的结构方案，当有输入电压u加在主绕组的非极性端与调压绕组的极性端上时，在ng与nt相应有ug与ut电压，输出电压uc由ug和经有载分接开关调节后的电压utf组成，uc的变化范围为u-ut至u，最大为u，最小为有载分接开关在调压绕组上向上调节即为调升，向下调节即为调降。无功补偿装置的额定电压与电网额定电压是一致的，在电网额定电压下自耦变压器的最大输出电压为输入电压u，令自耦变压器不可调节的绕组匝数为ng，可调节的绕组匝数为nt，则一、二次侧电压比为(为可调节绕组匝数与不可调节绕组匝数之比，也是最大可调节电压与不可调节电压之比，简称为调节率)，当有载分接开关tf的调节端处在ng绕组的极性端时，自耦变压器的电磁容量为自耦变压器额定容量与电磁容量之比容量调节能力由m与m前两式可获得：

本发明改变了现有技术中主绕组和调压绕组的连接方法，调压绕组独立于主绕组，并可利用两个绕组极性端的相互关系，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，在主绕组侧接输入电压u，调压绕组电压为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，由此可以将整个调压绕组同时计入调升和调降电压计算中，大大增加了调压范围，同样是但是容量调节能力却是：

由此可得：

对比上述的(1)、(2)两式可知，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，本发明的自耦变压器电磁容量只有现有技术方案的一半，由此，相应的自耦变压器投资费用也可以下降将近一半。另外，目前已投入运行的自耦变压器调容的电容器组，容量调节能力m＝2.78远小于7。而通过本发明对调压结构的改变，扩大了调压范围，对比(1)、(2)两式可见增加了容量调节能力，能够使m达到7，甚至是7以上，实现在技术上达标，同时经济成本上又可有效降低。

在上述的基础上，本发明进一步具体为：

调节电压下降的绕组匝数nx大于调节电压上升的绕组匝数nt。

本发明创新提出在同一调压绕组上，调节电压下降的绕组匝数nx大于调节电压上升的绕组匝数nt，即当调升和调降的匝数不相同时，调节电压上升的调节率以tt表示，称之为上调节率，而调节电压下降的调节率则以tx表示，称之为下调节率。调节电压升高的匝数小于调节电压下降的匝数，既能满足又能在调升电压时，电压不会超出负载的额定工作电压范围，还能因增大电压调降范围使容量调节能力也相应增大。

当tx>tt时，上述的式(2)就成了：对应相同的tt，能够使进一步增大，通过有效选择上调节率tt和下调节率tx便可获得理想的容量调节能力m，从而能够满足无功补偿的技术要求。上调节率tt确定后，可由求出下调节率(当上、下调节率相同时，调节率用t表示)。

与上、下调节率tt、tx相对应有载分接开关的可调档位分上调档位和下调档位，其中上调档位少于下调档位。(ude为电网母线额定电压)，采用上、下调节率相同的调压绕组时，对应要求的m，有当tx>tt时，也可得到，而m、两式与升降调节率相同时的m、完全相同，即采用tx>tt的调压绕组的自耦变压器其电磁容量也是现有技术方案自耦变压器的一半，相应投资费用也可以降低将近一半。

另外，由nx＝tx×ng便可根据所选的分接开关的位置数ktf计算出每档调压线圈的匝数：

调降电压的档位数调升电压的档位数就可计算补偿装置由额定最大补偿容量qm下调一档后的补偿容量：

最大级差容量：式中tm＝1+tt；

还可计算正常运行情况下，高峰负荷对应的容性补偿容量qf和级差容量δqf：

则因此：

以及低谷时最小输出容量上调1档的级差容量是：

其中tmin＝1-tx，因此：

本发明进一步还具体为：

所连接的负载为电容器组时，每相由多台电容器采用先并联后串联的连接方式，即若干台电容器并联后组成串联段，然后再由多个串联段串联组成电容器组，电容器组的额定电压为ucce，ucce＝(1-kd)uce×nd＝ube＝(1+tt)ude。

电容器组的选择在本发明应用时是一个重要的因素。电容器组的额定电压ucce需要大于电网的额定电压ude，同时还要符合国家或者行业的标准。在常规应用中，通常选取电容器组(含串联电抗器)的额定电压ucce与电网的额定电压ude＝1.05un(un为电网标称电压)一致，然而这样的选择将导致自耦变压器调压绕组与主绕组之间不能实现“既可同极性方向连接，也可反极性方向连接”的方式，否则在同极性方向连接的情况下，调节有载分接开关tf均会使输出电压超过电容器组的额定电压。要实现主绕组与调压绕组之间既可同极性方向也可反极性方向连接，则要选用电容器的额定电压为(nd为串联段数，kd为电抗率)，uce还要符合国家或行业的标准，使自耦变压器的额定电压ube与uce相匹配：

优选符合国标或者行标的uce代入上式，得当tt小于按所需要的m值计算得到的时，则要计算出以使自耦变压器的额定电压ube与uce相匹配。

电容器额定电压uce的选择示例如下：

在10kv电网中应用时，查得生产厂提供(行业标准)的uce2＝8.4kv，uce3＝10.5kv，当kd＝0.05，相应的tt1＝0.132，tt2＝0.317，tt3＝0.647；对应于时，tx1＝0.623，tx2＝0.561，tx3＝0.451(此处tx3<tt3，调压绕组不能充分利用，不宜采用，只有当时才能充分利用，相应的)。对应uce1、uce2、uce3而容量均为10mvar的电容器组的电流分别是462a、417a、318a，均可选用ⅴ(罗马字符，为数字5的同义)型调压开关。综合比较后选用单台uce＝8.4kv的电容器组成星形接线的电容器组。

本发明提供了一种自耦变压器调节无功容量的补偿装置，改变了现有技术中主绕组和调压绕组的连接方法，调压绕组独立于主绕组，并可利用两个绕组极性端的相互关系，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能很好的与国家标准、行业标准规定的电容器额定电压uce相匹配，使得自耦变压器调节无功容量的能力不但能达到所要求的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，本发明的自耦变压器电磁容量只有现有技术方案的一半，由此，相应的自耦变压器投资费用也可以下降将近一半，使得其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。

附图说明

图1所示为本发明背景技术所述现有的自耦变压器调压调容的原理结构示意图。

图2所示为本发明技术方案一所述的自耦变压器调节无功容量的补偿装置的原理结构示意图；

图3所示为本发明技术方案一所述的自耦变压器调节无功容量的补偿装置的调压绕组工作原理示意图；

图4所示为本发明技术方案二所述的自耦变压器调节无功容量的补偿装置的原理结构示意图；

图5所示为本发明技术方案二所述的自耦变压器调节无功容量的补偿装置的调压绕组工作原理示意图；

图6所示为应用本发明的带转换选择开关的调容自耦变压器组成的星形电容器组接线图；

下面结合具体实施方式对本发明做进一步描述。

具体实施方式

最佳实施例：

本发明所述的自耦变压器调节无功容量的补偿装置有两种接线方案：

方案一：参照附图2，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，转换选择开关k则包括有固定o端、选择a端和选择b端，其中o端与主绕组的极性端连接，选择b端连接到调压绕组的极性端，选择a端则连接到调压绕组的非极性端，有载分接开关tf的调节端位于调压绕组的分接位置上，有载分接开关tf的固定端连接负载。当k转换接通o端和选择a端时，主绕组与调压绕组的连接为同极性方向连接，当k转换接通o端和选择b端时，主绕组与调压绕组的连接为反极性方向连接。

上述方案的工作原理参照附图3，具体如下：

所述的转换选择开关k为一种滑动开关，其固定o端与主绕组的极性端处于固定连接的状态，通过其左右滑动转换，分别实现接通o端和选择a端以及接通o端和选择b端，即切换到a端或者切换到b端。初始状态下，有载分接开关tf的调节端处于0位，负载接在有载分接开关固定端，当需要增加无功补偿容量时，转换选择开关k切换到a端，此时调压绕组的非极性端与主绕组的极性端相连成同极性方向连接，调节有载分接开关tf的调节端自调压绕组的非极性端向极性端侧移动，加在负载(容性负载或感性负载)的电压也随之逐渐升高，使无功补偿容量与电压平方成正比的相应增加。

反之，当需要减少无功补偿容量时，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的极性端方向向非极性端方向回调，若需进一步降低无功补偿容量，则将有载分接开关tf的调节端归0，之后转换选择开关k切换到选择b端，此时调压绕组极性端与主绕组极性端相连接成反极性方向连接，调节有载分接开关tf的调节端从调压绕组的极性端向非极性端移动，加在负载的电压便随之减小使无功补偿容量相应减少。

方案二：参照附图4，其组成部件与方案一相同，不同的是有载分接开关tf的固定端与主绕组的极性端连接；转换选择开关k则包括有o端、选择a端和选择b端，其中o端连接负载，选择a端连接到调压绕组的极性端，选择b端则连接到调压绕组的非极性端。当k接通o端和选择a端时，主绕组与调压绕组是同极性方向连接，当k接通o端和选择b端时，两绕组是反极性方向连接。

上述方案的工作原理参照附图5，具体如下：

负载接在转换选择开关固定o端，当需要增加无功补偿容量时，转换选择开关k连接选择a端，此时调压绕组极性端与负载相连接，调节有载分接开关tf自调压绕组的极性端向非极性端移动时，加在负载的电压也随之逐渐升高，输出的无功容量也相应增加。

当需要减少无功补偿容量时，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的非极性端方向向极性端方向回调，若需进一步降低无功补偿容量，则将有载分接开关tf的调节端归0，之后转换选择开关k切换到选择b端，此时调压绕组非极性端连接负载，有载分接开关tf的调节端从调压绕组的非极性端向极性端移动，加在负载的电压进一步减小，输出的无功容量也相应减少。

本发明的应用参照附图6，用于电网的电容器组每相由多台电容器并联或有多个由多台电容器组并联而成的串联段串联组成的星形接线时，要实现自耦变压器调容，需要自耦变压器调升的最高电压(ude为电网额定电压)，与电容器组额定电压一致，由此可确定自耦变电压调升的绕组匝数其中，ube的取值宜与电容器生产厂家或者依照国标/行标制造的产品参数相匹配。再由容量调节能力m用求出下调节率再由，求得如下关系：在正常运行情况下，负荷高峰的补偿容量sf与低谷时补偿容量smin之比假设m＝9(或者m＝7)，而mf不大于5(或者mf不大于4)，(或者)，对应的电容器组运行电压uc≤0.745ube(或者uc≤0.756ube)，即绝大部分运行时间，电容器组运行在小于75％uce(76％uce)条件下，可大为延长电容器的运行寿命，也可大幅度降低断路器分、合电流，考虑到自耦变压器的漏电抗还可替代串联电抗，因而可取消或减少串抗的容量。

本发明相比固定分组方法以及现有技术的自耦变压器调容方法，其经济性比较如下：

对于现有技术中的自耦变压器调容方法，容量调节能力m＝k²＝(1+t)²，此时(ibe为自耦变压器额定电流)，所以，之前提过，自耦变压器的造价由sm决定，t越小，则造价就越小。但是m则会随t变小而更快速下降，设变压器的单价为ab，电容器组的单价为ac，通常ab：ac大约在2.5～3.5之间，增加了自耦变压器调容环节后，就相当于电容器组的单价要升高至取ab：ac＝3，若t＝0.2，那么acb＝1.5ac，若t＝0.3，那么acb＝1.69ac，若t＝0.4，那么acb＝1.86ac，若t＝0.5，那么acb＝2ac，此时对应的m＝(1+t)²则分别为：1.44、1.69、1.96和2.25，这都远小于所要求的m>7。目前已投入运行的自耦变调容的电容器组，其因此m约为2.78，此时的acb＝2.2ac，即容量相同条件下，采用一组带自耦变压器调容的电容器组，要比常规电容器组造价高1.2倍以上，而其容量调节能力2.78还远小于7。若要使m＝7，需将原容量的电容器组分成容量可调和固定不可调的两组，其中可调电容器组容量约为0.85s，固定电容器组容量则约为0.15s，但这样一来，会使整套的补偿装置投资更高，其固定电容器组的zn开关的寿命可达13.7年，而变压器的带负荷分接开关的机械寿命为80万次，电气使用寿命为20×10⁴次，若按每昼夜操作分接开关30～20次，则其电气使用寿命为18.26年～27.4年。

另外例举三个应用方案进一步说明本发明的经济性。

例1，在10kv电网中，接在主变10kv母线的容性无功补偿容量qce＝10mvar，按m＝7实施时，自耦变压器的额定容量sbe＝10mva，电磁容量上、下调节率相同时按国标、行标选电容器参数时，大于ude＝6.06kv的电容器额定电压有7.22kv、8.4kv，此时ube＝(1-kd)uce＝(1+tt)ude，ube为自耦变压器在主变压器10kv母线额定电压ude下调压输出的最大电压，可得：取kd＝0.05，uce＝7.22kv，则tt＝0.132；取kd＝0.05，uce＝8.4kv，则tt＝0.317。选择tt＝0.317，由可得：tx＝0.502。

由nx＝tx×ng便可根据所选的分接开关的位置数ktf计算出每档调压线圈的匝数：

调降电压的档位数调升电压的档位数由额定最大补偿容量qm下调一档后的补偿容量：

最大级差容量：

对m＝7，正常运行情况下，高峰负荷对应的补偿容量：

则因此：

低谷时最小输出容量上调1档的级差容量是：

其中tmin＝1-tx，因此：

在上述计算的基础上：

将m＝7，tx＝0.502，tt＝0.317，tm＝1.317，kx＝11，kt＝7，tmin＝0.498代入△qm、△qf、△qmin三式，可算得由额定最大输出容性无功容量下调一档的级差容量为6.8％qm；正常运行高峰负荷输出的容性无功容量下调一档的级差容量为5.1％qm；正常运行低谷时输出的容性无功容量上调一档的级差容量为2.7％qm；可调档数为kx+kt＝18档。

相应的一次设备；高压开关柜(akg)、有载分接开关(atf)、自耦变压器(azb)、并联电容器装置(ac)的投资费用：

a∑tk＝akg+atf+azb+ac＝10+9+(1+0.31×2.5)×25＝63.4万元

固定分组有三组，其容量分别为1.5mvar，3mvar，6mvar，因此其投资费用为：

a∑g＝akg+ac＝3×10+30＝60万元

现有的自耦调容方案的投资费用为：

a∑t＝akg+a’tf+azb+ac＝10+14+(1+0.622×2.5)×25＝87.9万元

其中的a’tf：固定电容器组的额定电压与电网额定电压相同，10mvar的额定电流为550a，需选用600a的有载分接开关，可调档数18档)。

例2：当接在主变10kv母线的容性无功容量qce＝20mvar，对m＝7则要选用2台自耦有载调容变压器，每台自耦变压器的m＝3.5，t＝0.303，ube＝(1-kd)uce＝(1+tt)ude，同样，取kd＝0.05，ude＝6.06kv，uce＝8.4kv，tt＝0.317。可取tx＝tt＝0.31。由m^-1＝0.236sbe，选分接开关的位置数ktf＝12时，可调档数为2*22档，△qm＝2.15％，a∑tk＝2[10+9+(0.2362.5+1)25]＝117.5万元；

固定分组有四组，其容量分别为3mvar，6mvar，6mvar，6mvar，因此其投资费用为：

a∑g＝akg+ac＝410+229＝98万元

现有的自耦调容方案的投资费用为：

a∑t＝[10+14+(1+0.47×2.5)×25]×2＝156.8万元，可调档数2×17＝34档。

例3：当接在主变10kv母线的容性无功容量qce＝3×10mvar，m∑＝7，要选用3台自耦调容变压器，每台自耦变压器的m＝m∑/3＝2.33，t＝0.209，取kd＝0.05，uce＝7.22kv，tt＝0.132，取tt＝0.15，则tx＝0.25，m^-1＝0.173，选分接开关的位置数ktf＝12时，kx＝11，kt＝7，

a∑tk＝3×[10+9+(1+0.173×2.5)×25]＝164.4万元，可调档数54档。

固定分组有四组，其容量分别为4.2mvar，8.4mvar，8.4mvar，8.4mvar，q∑＝29.4mvar，因此其投资费用为：

a∑g＝410+329＝127万元

现有的自耦调容方案的投资费用为：

a∑t＝3×[10+14+(1+0.346×2.5)×25]＝211.9万元，可调档数3×17＝51档。

本发明未述部分与现有技术相同。

上述各个计算技术经济性比较的内容具体见下表：

附表：技术经济比较表

注：