电压不稳范文

导语：如何才能写好一篇电压不稳，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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1、是户外供电线路长，或者外线电线截面小，造成线路损耗大，一旦家里用电量大的设备开启（如电磁炉，电冰箱，空调机等）线路压降大，电压不稳定。您可以向我公司申请改善：①如只是偶发的，非长期性电压不稳定的，建议加装稳压器。②如果是那一种长期电压偏低，电压不稳的，加装自动升降压稳压器。

2、户内配线不合理，主线电线截面过小，用电量大的设备启动时，压降大，造成同一回路电压不稳。建议针对用电量大的设备，单独回路单独配线。

（来源：文章屋网 ）

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关键词：分布式小水电 电压调整 电压管理 问题 措施

1 岚皋县电网现状及分布式小水电站基本情况

1.1 电网现状

①主要电源点：国网安康供电局所属110kV岚皋变（主变40MVA/2台）、110kV月星变（主变31.5MVA/1台）。②岚皋县供电分公司所属35kV及以下配电网现状：35kV变电站7座（均为户外式半高型布置），主变55.35MVA/10台（均为有载调压变压器），35kV线路18条，总长180km。10kV馈路条，线路总长873km，配变46.78MVA/644台，0.4/0.22kV线路总长2450km。

1.2 分布式小水电站基本情况

①全县小水电概况：境内岚河、大道河、洞河三大流域水力资源理论蕴藏量54.8万kW，可开发量达24万kW，已建成小水电站32座，总装机15.2万kW，年发电量约4.5亿kW.h。②接入地方配电网小水电站统计岚皋县供电分公司所属电网接入小水电站24座，装机总容量3.46万kW（其中：35kV专线上网电站4座，装机容量2.18万kW，10kV专线上网电站11座，装机容量1.0万kW，10 kV挂网电站9座，装机容量0.28万kW）。

2 分布式小水电站存在的问题和影响

2.1 小水电站自身管理存在问题

如小水电站建设及竣工验收环节缺失，给小水电站埋下安全隐患，受资金和技术的影响，技术装备落后，安全培训和业务培训不到位，小水电站工作人员业务水平及技能掌握程度不够，导致小水电站运行水平偏低，管理制度不健全、安全工器具不完善，值班人员安全意识不强，线路故障机组不跳闸、配网电压逐渐升高形成安全隐患，丰水期和枯水期对电网电压造成波动和超限等。

2.2 对配电网造成的影响

①小水电接入点造成电网布局不合理。由于电网形成在前，小水电站建设在后，一般就近接入电网（有10kV线路挂网、10kV线路专线上网、35kV线路专线上网几种方式），存在线路过长超供电半径、系统网损增大、故障率升高、经济性下降。②自动化水平不高，继电保护装置不配套。由于小水电多建于偏远山区，设备及自动化水平相对落后，继电保护装置配置简单，运行人员较少且业务技能跟不上，维护调校等工作缺失，系统发生故障时，经常发生保护装置拒动、误动等情况，造成局部地区不能正常供电。③电压越限问题。岚皋县电网在运行过程中经常出现小水电接入点电压越限、变电站母线电压越限、小水电电量不能就地平衡消纳以及上级电网限电导致弃水等各类问题，其中最常见和影响较大的是电压越限问题，其对当地电能质量、供电可靠性、设备安全及电网运行等方面造成较大影响。

3 分布式小水电对配电网电压影响分析

因小水电运行状态不稳定，10kV配电网实际运行中负荷不断变化，导致网络潮流随机性，理论计算比较复杂。为此，仅以单一10kV线路为例，将小水电站简化为一个功率的输入源，只是进行简单直接的电压损失分析。

根据公式：U=PR+QX/U，电压降与线路阻抗和输送的功率成正比。分析得出：①对于1条10kV线路，在没有小水电接入情况下功率潮流从线路首端流向末端，由于线路阻抗的存在，电压从首端至末端逐步降低，距离馈路首端越近对末端电压增加影响越小，当小水电接在馈路末端时，对末端电压影响最大。②当有小水电接入时，会造成线路电压升高，升高的程度与小水电有功和无功的出力有关，越大对电压的影响也越大。

4 分布式小水电造成配电网电压越限的应对措施

①加强监测和调度管理以及考核处罚，控制各小水电站上网电压。在丰水期实际运行中，小水电站因经济利益驱动，为使发电机出力最大化，不断调高出口电压，各小水电站接入点电压上抬，导致整条线路的电压越限。必须合理控制小水电站的上网电压。②要求小水电站在低压侧（或者高压侧）安装TCR（自动无功补偿装置），其具有连续调节能力，可根据小水电运行工况自动投切相应补偿容量，控制小水电站出口电压在合理范围，使得接入点和配电网首、末端电压不越限。③在小水电较多的35kV变电站，将主变更换为宽幅有载调压型，对电压进行有效的调整。如我县35kV铁佛变电站，原主变为普通型，10kV母线电压合格率较低，现更换为宽幅有载调压型后，母线电压合格率大幅提高。④当10kV馈路较长，而在小水电接入点在线路中前端，用电负荷又集中在线路末端时，可采用10kV调压变。如我县10kV铁铜馈路，从35kV铁佛变电站出线，末端至大道镇，线路全长54公里，中间接入解放岩水电站，容量125kW，用电主要集中在末端、铁炉乡和大道镇，最大负荷为2600kW，10kV末端电压越下限严重，最低处10kV电压仅为9kV，居民照明电压仅为160v，用户反响强烈。现在在铁炉乡附近10kV主干线上安装3000kVA调压变1台，配置自动调压装置，将电压设定在10.5kV，通过调查采样，电压质量明显改善，效果较好。⑤局部地区，在有小水电接入的10kV线路上，T接着较长10kV分支线，分散型安装有少数农村配变，可采用调容调压型配电变压器，即可控制投资造价在合理范围，又能有效解决农村偏远地区负荷高峰、低谷差较大，电压质量差的问题。

5 分布式小水电站与电网企业关联性管理的思考

①成立小水电协会。成立小水电协会是在借鉴国内协会管理经验的基础上形成的管理理念。可以增强小水电站各部门之间的沟通，协调各种发展关系。小水电协会应该由政府授权，主要职能是管理和指导小水电经营行为和遵守电网调度管理。②以安全生产监督为手段，确保电网安全运行。随着社会经济发展，小水电站投资主体逐步多元化。因此，应该高度重视安全管理工作，积极采取有效措施监督和督促小水电企业加大安全投入，配置齐全安全工器具，完善各类标志、标示等，认真开展安全培训工作。为小水电企业安全生产和电网安全运行奠定基础。③加快小水电站技术升级。伴随着科技的发展，各种新技术、新设备以及新工艺在电力企业获得广泛应用。电力企业必须有计划、有步骤地推行新技术的使用。小水电站应该以科技创新为动力，重视科技对电站发展的促进作用，全面提高小水电站的技术装备水平，电网安全可靠运行提供技术保障。④提高管理人员综合水平。小水电站要高度重视管理人员和运行人员综合素质，提高准入门槛，积极鼓励职工通过自学或者培训等方式，提高自身的业务技能和综合素质。应该不定期抽取部分职工参与技能培训，为培育骨干人才打下坚实基础。应该注重小水电站内部改革的重要性，建立健全的法人制度，以有效的奖励机制鼓励企业职工，不断提高小水电站管理人员和运行操作人员的综合素质。⑤把好验收、整改关。小水电站应该注重验收和整改的重要性，建设项目各分项和环节必须符合设计，达到质量要求，实行“零缺陷”投运。在各项验收和竣工验收合格并提供相关资料的前提下，才能并入电网运行。⑥加强小水电调度管理。要求小水电站安装调度信息监测系统，在上网接入点安装智能型真空开关等，通过技术手段逐步实现对小水电的遥信、遥测、遥控。要根据电网情况和小水电实际制定合理的负荷曲线和运行方式，编制和修订调度规程，实现安全经济运行。

参考文献：

[1]彭炽刚，陈晓华.小水电集中上网电网无功电压建模分析与控制策略[J].水电站机电技术，2010（02）.

[2]王利国.错峰发电提升小水电上网线路电压质量[J].农村电气化，2012（05）.

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摘要：

本文中作者通过分析电压不平衡产生的原因，提出了应用于现场试验的解决双端电压不平衡的方法，并通过仿真和现场试验进行了验证。

关键词：

换流变压器；局部放电；电压不平衡

1引言

长时感应电压带局放测量试验是换流变交接过程中的一项重要试验，是换流变投运前的质量控制考核环节，可以验证换流变在运行条件下无局部放电，是目前换流变各项现场试验中考核绝缘比较有效的试验。换流变现场局放试验因励磁变电压等级的限制，一般是从电压等级较小的一端加压，即阀侧加压。角接换流变因其变比较小，在阀侧单边加压存在两个问题：一是所需励磁变电压等级高，运输及现场试验安装十分不便；二是存在阀侧交流耐受试验电压值低于阀侧局放加压最高电压值的情况，如直流角接换流变阀侧交流耐压值为325kV，而局放试验激发电压值高达374.9kV，因此在做阀侧加压局放试验时应采用对称加压方式而不该采用单边加压方式。相关文献认为对称加压试验时，绕组两端都承受电压，更接近实际运行状况，且该方法考核高、低压绕组的轴向绝缘更为严格。另一文献在对向上直流换流变的现场局放试验的总结中亦认为角接换流变采用对称加压方式更为合理、方便。日前，在某工程换流变现场交接试验中，试验人员对角接换流变都采用了对称加压试验方法。在完成多起试验后，试验人员发现在加压过程中每台换流变不同程度地存在电压不平衡问题。两台同样变比的励磁变在同一台变频电源的输出下显示不同的阀侧电压，有时差别较大，需采取有效的措施加以解决。针对这个问题，国内外鲜有学者对此进行研究。为此，本文中笔者在总结阀侧对称加压的基础上针对这个问题进行分析，给出问题产生的原因，列举了其带来的危害，并提出了应用于现场试验的解决电压不平衡问题的方法，结合仿真和现场试验验证了本文中笔者提出的不平衡电压产生原因及解决方法。

2换流变对称加压试验

现场对称加压局放试验接线方法如图1所示，变频电源输出端换相倒接到两个型号相同励磁变网侧，使两励磁变阀侧电压对地呈现相反极性，考虑励磁变短路阻抗及负载差异，换流变阀侧总加压值应为两阀侧电压的矢量和。两边采用相同的补偿电抗，与两阀侧接线端入口电容完成并联补偿。以某站500kV角接换流变为例，其型号为ZZDFPZ-300400/500-250。变频电流输出电压频率可调节范围是30Hz~300Hz，本试验两端采用11.4Ω的固定电抗作为补偿，试验频率为280Hz。规程规定，当试验电源频率等于或小于2倍额定频率时，其全电压下的试验频率持续时间应为60s，当试验频率大于2倍额定频率时，试验电压持续时间为。

3电压不平衡问题

图3是在1.3倍试验电压下各部分的电压和电流值。此时3.1端电压为125.3kV、电流为322.7A，3.2端电压为146.7kV、电流为370.3A。两端电压与励磁变的额定变比存在差别，励磁变额定变比为452.38，3.1端电压与网侧电压的比值为450.72与之较为接近，3.2端电压与网侧电压的比值为542.9与励磁变额定变比相差较大。为分析电压不平衡产生的原因，对3.2端作简化电路图分析，并将两台励磁变的内部阻抗差异忽略不计，漏抗相等，如图4所示。其中C是换流变入口电容、L是补偿电抗、l是励磁变内部漏抗、T是理想变压器（励磁变等效为理想变压器与串联漏抗的形式）。现场试验表明，阀侧两套管的入口电容存在差异，且3.2套管的入口电容较3.1端大，数据将会在后续分析中给出。本试验采用两组相同电感值的电抗器进行补偿，就无法使两端都达到完全补偿的状态。调节试验频率使变频电源输出电流最小、功率因数接近于零时3.2端必然是欠补偿的。由计算可知，A点电压UA比理想变压器输出电压大，即发生了一定程度的串联谐振现象。因励磁变漏抗l通常较小，A点电压抬高不会太多，现场试验数据都在50kV之内。两端补偿情况不一致时，换流变两端电压极性不可能完全相反，其矢量和实际要比完全补偿时小，使施加电压达不到预期效果。其中一个方法就是增加两端电压使两端矢量和等于规定电压，但此方法会增大电压不平衡的问题，并且产生更大的环流。图3中可以看出从变频电源流入到两个励磁变的电流之和比变频输出电流大。这是因为两端补偿状态不同，3.1端此时处于过补偿状态，3.2端处于欠补偿状态，即一端呈现弱感性一端呈现弱容性，两电流在变频电源输出口处完成相互补偿。相当于励磁变2作为励磁变1的无功电流源供给无功消耗，在两个励磁变网侧和变频电源输出处三点之间形成了环流，实际环流大小约为两励磁变输入电流之和减去变频电源输出电流，在图3中约为46A。环流的产生也从侧面证明了3.2端容升效应的存在。这种环流会增大励磁变电流，减小励磁变的有功输出容量，故在试验中应尽量避免环流的产生。

4仿真分析

为验证相关结论，建立相同参数的仿真，首先需正确估算入口电容的大小。现场对本台角接换流变进行单端加压测试，阀侧试验电压为1.0Um/姨3/k，3.1端加压时3.2端接地，反之亦然。调节频率使其完全补偿，记录此试验频率，入口电容与试验频率存在以下关系。试验时记录下的试验频率分别为291Hz和242Hz，总入口电容值可由第1节的对称加压试验中算得为52.2nF。由此可计算两入口电容为C3.1=21.37nF，C3.2=30.83nF。因此，仿真中设置电源频率280Hz，3.1端入口电容21.37nF，3.2端入口电容30.83nF，在两个电容中间接地来模拟端子入口电容，两补偿电抗为11.4Ω，如图5所示。仿真结果如图6所示，3.2端电压因为容升效应其电压有效值为155kV，3.1端电压有效值为134kV，这两个电压与真实变比下的电压150.676kV有差别，但与实际情况相符，故本文中笔者所述原因可以解释现场出现的两端电压不一致的情况。对称加压电压不平衡问题的解决办法通常有两个。（1）针对入口电容不一致，可以采用补偿电抗进行完全补偿使输入到励磁变的无功电流接近于零，这也是避免励磁变尾端发生容升效应最有效的方法。用此方法做仿真，结果如图7a所示，完全补偿后励磁电流接近于零（理想情况下），两端电压有效值皆为151kV，表明该方法有效。这种方法在实际试验中并不常见，让电抗器在同一频率下完全补偿两侧的入口电容比较困难，可以使用可调感电抗器。（2）针对现场试验电压不平衡，如果相差太大，根据现场实际经验，较有为效的方法是调整励磁变的挡位，人为地加大（减小）较低（高）电压端的电压，从而使两端电压尽量接近。原则是在满足两端线电压达到试验要求电压的前提下，较低压的一端的中间变变比变大，如网侧从190kV变为220kV，或者较高压的一端的中间变变比变小。用仿真来模拟将3.2端变比减小后（由190kV变为170kV）的情况，结果如图7b所示，3.1端电压不变为134kV，3.2端电压变为139kV，两端电压差值变小了，方法是有效的。3.2端电压变小可以减小容性电流，使容升电压变小，达到减少两端电压差值，即减小环流的目的。解决电压不平衡的目的一是减小环流，充分利用励磁变容量；二是使两个励磁变网侧电流不超过其额定值。如果出现某端电流大于额定电流的情况，最有效的是方法二。以图3为例，如果3.2端的励磁变网侧电流大于额定电流2A，而3.1端较小，可以调节两个励磁变挡位使3.2端施加电压变小而使3.1端施加电压变大。

5结论

角接换流变因其变比较小，局放试验阀侧加压值较高，现场试验需采用对称加压方式。使用同一台变频电源的对称加压方法存在两端电压不平衡的现象。经现场试验及仿真分析可知双端电压不平衡产生的原因主要是两侧入口电容不一致，在使用相同补偿电抗时，在同一频率下入口电容值较大的一端与励磁变漏抗串联，会将此端电压抬高，即发生了一定程度的串联谐振。双端电压不平衡时，在两励磁变首端及变频电源输出端之间存在环流，不平衡程度越大则环流越大。为保证励磁变容量得到有效利用，需尽量减小环流，即抑制电压不平衡。本文中笔者证明，通过电抗器的完全补偿，可以有效地改变双端电压不平衡的问题且抑制环流。在现场试验时也可以通过改变励磁变分接挡位的方法，使两侧电压趋于相等，保证励磁变电流不超额定值。

参考文献：

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[8]GB1094.3-2003.电力变压器第3部分:绝缘水平,绝缘试验和外绝缘空气间隙[S].

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从来没有一个导演能够从这样一个角度把北平的屋顶意像揭示得这么好，四合院的屋顶，在上面飞檐走壁，还要骑自行车，还要飞来飞去，这种充满了北平的怀旧气氛，特别好，令人震撼。尤其是体现了姜文导演想象力。姜文导演在中国的导演里面是最富有想象力的。

每一部姜文电影中间都有被传媒误解之后姜文真正的内心世界：很敏感，不一定是不自信，姜文用自己的电影抵抗这种现实，姜文在这里面不断的找自己对于现实的理解。

姜文导演镜头下的老北平令人着迷，电影中那个不堵车、下着大雪的北平真美。整出电影就是一首屋顶的诗，有劲，深情。

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关键词：补偿系统电压；不平衡；分析与处理

一、电压不平衡的产生

1．1补偿度不合适所引起的相电压不平衡网络的对地电容与补偿系统内所有消弧线圈构成以不对称电压UHC为电源的串联谐振回路，中性点位移电压为：

UN＝〔uo/（P+jd）〕·Ux式中：uo为网络的不对称度，一系统补偿度：d为网络的阻尼率，约等于5%；U为系统电源相电压。由上式可以看出，补偿度越小，中性点电压就越高，为了使得正常时中性点电压不致于过高，在运行中必须避免谐振补偿和接近谐振补偿，但在实际情况下却时常出现：①补偿度偏小时，因电容电流和消弧线圈电感电流IL=Uφ／2πfL由于运行电压、周波的变化，都能引起IC和IL的变化，从而改变了旧的补偿度，使系统接近或形成谐振补偿。②线路停止供电，操作人员在调整消弧线圈时，将分接开关不慎投在不适当的位置，造成明显的中性点位移，进而出现相电压不平衡德现象。③在欠补偿运行的电网里，有时因线路跳闸，或因限电、检修而导致线路停电，或因在过补偿电网里投入线路，均会出现接近或形成谐振补偿，造成较严重的中性点位移，出现相电压不平衡。

1.2电压监视点PT断线出现的电压不平衡PT二次熔丝熔断和一次刀闸接触不良或非全相操作出现的电压不平衡的特点是；接地信号可能出现（PT一次断线），造成断线相的电压指示很低或无指示，但无电压升高相，且此现象只是在某个变单独出现。

1.3系统单相接地引起的电压不平衡补偿系统正常时不对称度很小，电压不大，中性点的电位接近大地的电位。当线路、母线或带电设备上某一点发生金属性接地时，与大地同电位，两正常相的对地电压数值上升为相间电压，产生严重的中性点位移，其特点有：接地相电压的电阻不同，两正常相电压接近或等于线电压，且幅值基本上是相等的，中性点位移电压的方向与接地相电压在同一直线上，与之方向相反。

1.4线路单相断线引起的电压不平衡造成单相断线后，网内参数发生不对称变化，使之不对称度明显增大造成电网中性点出现较大的位移电压，致使系统三相对地电压不平衡。系统单相断线后，以往的经验是断线相电压升高，两正常相电压降低。但是，因单相断线位置、运行条件和影响因素的不同，中性点位移电压的方向、大小和各相对地电压指示，都不尽相同；有时两正常相对地电压升高，幅值不等或相等，断线相电源外对地电压降低；或一正常相对地电压降低，断线相和另一正常相对地电压升高却幅值不等。

1.5其他补偿系统感应耦合引起的电压不平衡两个补偿系统分别送电的两条线路较近且平行段较长，或同杆架设交叉开口备用时，二者经并行线路之间的电容构成串联谐振回路。出现相对地电压不平衡。

1.6谐振过电压出现的相电压不平衡电网中许多非线性电感元件如变压器、电磁式电压互感器等，与系统的电容元件组成许多复杂的振荡回路。空母线充电时，电磁式电压互感器各相与网络的对地电容组成独立的振荡回路，可能产生两相电压升高、一相电压降低或相反的相电压不平衡，这种铁磁谐振，只在用另外电压等级的电源，经变压器对空母线充电时，在这仅有的一个电源母线上出现。在一个电压等级的系统里，由送电干线对所带的二次变电所母线充电时，不存在这一问题，要避免空充母线要带一条长线路一起充电。

二、系统运行中各种电压不平衡的判断和处理

系统运行中出现了相电压不平衡的状况时，多数伴有接地信号，但电压不平衡却并非全属接地，不能盲目地选线，应从以下几方面分析判断：

2.1从相电压不平衡范围查找原因

2.1.1如电压不平衡仅限于一个监视点且无电压升高相，造成用户无缺相反应时，则是本单位PT回路断线．此时只考虑带电压元件的保护能否误动和影响计量间题。不平衡的原因是否因为主回路负载连接不平衡，导致显示不平衡，还有是否是显示屏幕出现故障引起的。

2.1.1如电压不平衡在系统内各电压监视点同时出现，应检查各监视点的电压指示。不平衡电压很明显，且有降低相和升高相，各电压监视点的指示又基本相同，各送电线路末端二次均无缺相反应时，说明系统已接近谐振补偿运行。造成电压异常的情况还有可能如母线压变接触不良等很特别情况。也还可能几种原因混在一起，如仍无法弄清异常原因，将异常部分退出运行，交给检修人员处理。作为调度及运行人员，判断出异常原因在母线压变及以下回路，并恢复系统电压正常即可。原因可能有：①补偿度不合适，或调整操作消弧线圈时有误。②欠补偿系统，有参数相当的线路事故跳闸。③负荷低谷时，周波、电压变化较大。④其它补偿系统发生接地等不平衡事故后，引起该系统中性点位移，补偿间题引起的电压不平衡，应调整补偿度。

欠补偿运行电网线路跳闸引起的电压不平衡，要设法改变补偿度，调整消弧线圈。网内负荷处于低谷，周波、电压升高时出现的电压不平衡，可等不平衡自然消失后，再调整消弧线圈。作为调度员，应掌握这些特征，以准确判断，快速处理运行中可能出现的各种异常。单一特征的判断相对容易，两种及以上情况复合性故障引起的电压异常，判断与处理较为复杂。如单相接地或谐振常常伴有高压熔丝熔断和低压熔丝熔断。而高压熔丝不完全熔断时，接地信号是否发出，取决于接地信号的二次电压整定值和熔丝熔断程度。从实际运行情况看，电压异常时，常出现二次回路异常，此时电压高低与接地信号是否发出，参考价值不大。寻找排查规律，对电压异常处理尤为重要。

2.2根据相电压不平衡的幅度判断原因如系统运行中各变电所都出现严重的相电压不平衡，说明网内已有单相接地或干线部分单相断线，应迅速调查各电压监视点的各相电压指示情况，作出综合判断，如是单纯的一相接地，可按规定的选线顺序选线查找．从电源变电所出口先选，即”先根后梢”的原则选出接地干线后，再分段选出接地段。

2.3结合系统设备的运行变化判断原因①变压器三相绕组中某相发生异常，输送不对称电源电压。②输电线路长，导线截面大小不均，阻抗压降不同，造成各相电压不平衡。③动力、照明混合共用，其中单相负载多，如：家用电器、电炉、焊机等过于集中于某一相或某二相，造成各相用电负荷分布不均，使供电电压、电流不平衡。

综上所述经消弧线圈接地的小电流接地系统（补偿系统）在运行中，相电压不平衡现象时有发生，并因产生的原因不同，不平衡的程度和特点也不尽相同。但总的情况是电网已处在异常状态下运行，相电压的升高、降低或缺相，会使电网设备的安全运行和用户生产受到不同程度的影响。

参考文献：

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关键词：立体卷铁心变压器、低压直流电阻、三相平衡、引线

由于立体卷铁心配电变压器在铁心结构上突破传统工艺，具有节约硅钢片、变压器损耗小的特点，深受生产厂家及用户的欢迎。但在生产过程中会经常出现低压直流电阻三相不平衡的情况，原因是变压器的线圈已由传统的一字排开变成了等边三角形排列，各相引线的长短不一，会造成线电阻ac会较小，线电阻ab会较大，线电阻bc会最大，线电阻不平衡率往往大于2%，并且随着变压器容量越大不平率越大。而用户都会要求产品按国家要求在2%以内，否则不会轻易接收产品。所以非常有必要采取相关的措施和方法来使立体卷铁心变压器低压直流电阻不平衡率在2%以内满足用户的要求。

立体卷铁心变压器低压直流电阻不平衡的原因

立体卷铁心变压器的三相线圈（a相线圈、b相线圈、c相线圈）在绕制时所采用的线材一样，每相线圈的长度相当，所以各相线圈的直流电阻基本上是相等的。若按照传统的方法焊接上引线后，a、c之间的引线长度最短，a、b之间的引线长度要比a、c之间的引线长许多，而b、c之间的引线最长。引线长的电阻会很大，引线短的电阻会很小，这就是三相直流线电阻不平衡的原因所在。以S11-M.RL-630/10为例，若只采用传统的办法焊接引线，并在温度为30℃时检测线电阻值，得ac=0.001970Ω，ab= 0.001998Ω，bc=0.002030Ω。不平衡率是3%，不能达到国家标准及用户要求。

立体卷铁心变压器低压直流电阻不平衡的解决办法

在同一台变压器引线内采用不同规格的铜排做引线，引线路径长的选用规格大的铜排，路径短的选用规格小的铜排。铜排规格的选取要要遵循一个原则：以变压器容量额定电流来计算，确定引线最小规格的铜片，此铜排用于路径最短的引线。随后再根据路径的长短选择大规格的铜排，大铜排选择规格时以三相电阻不衡率小于2%就可行了，选择更大规格的则会造成铜排浪费。

引线的走向：用于连接线圈尾部的引线可改变连接方向，增加或缩小某一段引线长度；或可连接成一个圆圈；或可断开某处增大电阻值。

焊接点的选择：特别是对于大容量的变压器，如出2000kVA、2500kVA等大变压器有些地方不能直接焊上，要通过其他铜排来过渡。

下面是根据以上三个原则来确定出从小80kVA~2500kVA低压引线铜排规格及焊接位置：

变压器容量 铜排的规格及焊接方法

80kVA

a相、c相线圈头出线用3×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用3×30铜排；b相线圈尾采连用3×30铜排。

100kVA

a相、c相线圈头出线用3×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用3×30铜排；b相线圈尾连线采用3×30铜排。

160kVA

a相、c相线圈头出线用3×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用4×30铜排；b相线圈尾连线采用4×30铜排。

200kVA a相、c相线圈头出线用3×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用4×40铜排；b相线圈尾连线采用4×40铜排。

250kVA a相、c相线圈头出线用3×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用4×40铜排；b相线圈尾连线采用5×40铜排。

315kVA a相、c相线圈头出线用4×30铜排；a相、c相线圈尾连线采用4×30铜排；b相线圈头出线采用5×40铜排；b相线圈尾连线采用5×40铜排。

400kVA a相、c相线圈头出线用4×40铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用5×50铜排；b相线圈尾连线采用6×50铜排。

500kVA a相、c相线圈头出线用4×40铜排；a相、c相线圈尾连线采用3×30铜排；b相线圈头出线采用6×60铜排；b相线圈尾连线采用8×60铜排。

630kVA a相头出线采用5×40铜排， c相头出线采用5×40排， b相头出线采用8×80铜排； c、a、b尾连线采用6×60铜连接，连接顺序为c-a-b。

800kVA a相头出线采用5×50铜排； b相头出线采用8×80铜排； c相头出线采用5×50铜排； c、b尾连线采用8×60铜排连接；a尾连线采用5×50铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

1000kVA a相头出线采用6×60铜排； b相头出线采用8×80铜排； c相头出线采用6×60铜排； c、b尾连线用8×80铜排连接；a尾连线用6×60铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

1250kVA a相头出线采用8×60铜排； b相头出线采用10×100铜排； c相头出线采用8×60铜排； c、b尾连线采用10×80铜排连接；a尾连线采用8×80铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

1600kVA a相头出线采用8×80铜排； b相头出线采用10×100铜排； c相头出线采用8×80铜排； c、b尾连线采用10×80铜排连接；a尾连线采用10×80铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

2000kVA a相头出线采用8×80铜排； b相头出线采用10×120铜排； c相头出线采用8×80铜排； c、b尾连线用10×120铜排连接；a尾连线用10×80铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

2500kVA a相头出线采用10×80铜排； b相头出线采用12×120铜排； c相头出线采用10×80铜排； c、b尾连线用12×120铜排连接；a尾连线采用10×100铜排引出焊在c、b的连线上靠b侧。

以S11-M.RL-630/10为例，通过上述方法来焊接引线，并在温度为30℃时检测线电阻值，得ac=0.001970Ω，ab= 0.001990Ω，bc=0.002005Ω。不平衡率是1.76%，完全能满足国家标准及用户的要求。其它容量的产品，按照上述方法来做在日常生产也得到验证是完全可行的、符合要求的。

结论

采用以上方法，可以在立体卷铁心变压器的套装生产过程中解决低压直流电阻三相不平衡问题，减少因低压直流电阻三相不平衡返工而带来的浪费与不便，同时也可使铜排的使用达最节约。

四、主要参考文献：

[1]尹克宁，变压器设计原理[M].北京：中国电力出版社，2003.10

[2] 姚志松， 姚磊，新型配电变压器结构、原理和应用[M].北京:机械工业出版社,2006.12

[3]三相油浸式变压器技术参数和要求[M].北京：中国标准出版社，1999.10.

篇7

天河城一带是广州新中轴的核心，平时就人流汹涌，不要说是亚运会开幕式这个时候了；12日晚上，没有机会去海心沙现场看亚运会开幕式的人，很多聚集在天河城一带，试图通过电视墙看直播。因为这些地方的广百、天河城、正佳、购书中心、天河体育中心等多处有大型电视墙。

晚上九点多，记者在亚运广场（天河体育中心对面，原来的宏城广场旧址）采访，试图了解大家对亚运会开幕式的一些看法。一市民梁叔叔很气愤地说，“你看你看，这周围那么多大电视屏不直播亚运盛况，简直是浪费！只有这个亚运广场一个低低的电视屏，近千人围在那里，很多人都看不到。来看开幕式的人都热情高涨，政府这么搞这太令我们失望了！看人家雅典奥运会，开幕式一演，大街上的大电视屏全放开幕式。我们该学学他们了！”梁叔叔指着天河体育中心、购书中心、广百百货等方向的电视墙告诉记者。

很多市民也表示，“这些大型电视墙不播放亚运会开幕式是有点浪费，这是国家的大事，本应放完直播还要放重播！否则真浪费！”；“在这里看不到也没有关系，可以在别的地方看，回去看电视重播、网络……”有市民说；一位在拍照的姐姐也表示理解：“这电视直播可能要经过授权吧”。在广百百货、天河城附近，尽管有很多人在围观、拍照，可是直到开幕式结束，记者在这些地方对路过的市民进行采访，大部分都称没有看到直播开幕式。

篇8

关键词：试压数值锅筒压力试验压力

中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：

一蒸汽锅炉：

从钢架的开始吊装，到完成受热面管焊接后的探伤，是整个本体的安装阶段，下一步的工作内容就是本体的砌筑。在本体的安装和砌筑之间有一个非常重要的检查步骤----试压。锅炉的试压是一个非常关键的节点，它时检验锅炉本体安装质量的一个重要步骤。政府监督部门（锅炉监督检验部门）、监理、业主都会在现场全程的检查。锅炉的试压一般指的是锅炉本体的试压，但是广义上的锅炉试压工作，还应该包括锅炉本体试压、省煤器的试压，有再热器的锅炉，再热器还需要单独试压。过热器可以同本体试压。

那么，锅炉的试压数值是怎么样确定的呢？在锅炉的技术文件中试压值有的会给出的，也有的不给。要施工单位在施工方案中算出，报监理、业主方及政府监督检验部门审查。一般意义上，锅炉在制造时，依据的是《锅炉安全技术监察规程》TSG G0001-2012 （以下简称《规程》）表4-3；锅炉在安装、现场试压等后期工序的依据是《锅炉安装工程施工及验收规范》GB50273-2009 （以下简称《规范》）表5.0.4-1。但往往现场安装的锅炉试压也采用《规程》标准。其实，《规范》的试压标准就是依据《规程》来的，它们在内容上基本是一致的。只是在描述上略有不同。《规程》重于锅炉的制造，《规范》重于锅炉的安装。

见下表：

表4-3 水压试验压力（MPa）

注：4-3：表4-3中的锅炉本体的水压试验，不包括本表中的再热器和铸铁省煤器。

表5.0.4-1锅炉本体水压试验的试验压力（MPa）

注：试验压力以上锅筒或过热器出口集箱压力表为准。

二 ：但是，我们是否发现一个细小的差别？就是《规范》规定的试验压力（以下简称Ps）中的“注”。在《规程》上是没有这句话的。也就是说，Ps不但以上锅筒的压力表为准，还应以过热器出口集箱的压力表为准。就是这个“注”给我们在施工上解决了非常大的问题。如果没有这个“注”，我们确定带过热器或再热器的锅炉试压值，是比较困难的。例如，某带过热器的蒸汽锅炉额定工作压力PN=2.5MPa（以下简称：PN-X），其试验压力PS=1.25倍的锅筒压力（以下简称“Pg”），Pg是多少？是PN2.5？当然不是。带过热器的锅炉，它的PN值应该是过热器蒸汽出口联箱压力表的值。如果没有过热器，Pg=PN,而有过热器的锅炉，Pg是大于PN的，因为，锅筒内的蒸汽经过过热器时，需要克服过热器蛇形盘管的沿程阻力和局部阻力。由此，我们看出，Pg在锅炉运行之前是未知的，按《规程》上的要求确定Ps,是很困难的。正是《规范》中有了可以“按过热器出口集箱压力表为准”这句话，使PN的确定成为一个直接的数值。2005年，笔者在黑龙江省的牡丹江市安装一台B级、2.5MPa带过热器的蒸汽锅炉，在确定Ps时，当地的锅检所的某位专家竟然按过热器阻力是PN的10%来确定Pg。后来在锅炉试运时，我看了下Pg与PN的差值也仅0.1MPa左右。

三 下面举例说明：

1带过热器的蒸汽锅炉：PN=2.5MPa，Ps=1.25*PN2.5=3.125MPa。Ps即确定，但是一定要说明，这块压力表的位置-----在过热器出口联箱上。依据的是《规范》上的“注”。

2省煤器Ps的确定：省煤器的Ps一般在锅炉随设备带来的技术文件中规定，因为铸铁省煤器需要现场逐根试压。如果技术文件中没有规定，按《规程》中的要求，“锅筒的任何压力下，PS=1.25倍的省煤器工作压力。”省煤器的工作压力在锅炉运行前又是个未知量。那我们看《规范》中是如何规定省煤器的Ps。表5.0.4.2

表5.0.4.2锅炉部件水压试验的试验压力（MPa）

3由表中看出铸铁省煤器的Ps与《规程》中略有出入，如果不在技术文件中预先规定，两种方式的Ps都是难以确定的。省煤器的工作压力，是由锅炉给水泵提供的，在锅炉运行时，以省煤器的下联箱上的压力表为准，锅炉运行压力最高点是泵出口，其次就是省煤器的运行压力。如某橡胶厂的SZL30-1.25-AII型号的锅炉，采用的是可分式铸铁省煤器，在随机技术文件中，列出了省煤器额定工作压力：1.35MPa,整体水压试验压力：2.07MPa。由些可看出，省煤器的工作压力高于锅炉PN值0.1MPa。

4省煤器的工作压力按计算的方法是比较难的确定的，它的压力要大于（Pg+省煤器工作地点的与锅筒之间静压强+省煤器自身的阻力+附属管路及阀门的阻力）该值以出厂技术文件为准，现场单根试压。组装后又随同锅炉本体试压。

5综上论述，锅炉本体的试压数值确定，首先要知道PN在哪个位置；省煤器的试压数值确定，需要以出厂资料为准。

那么，我们不禁要问，如果随锅炉带来的技术文件没有规定试压值，我们还要按《规范》去确定Pg以得到Ps。那岂不是束手无策吗？其实，我们还有一条路径可走，来确定Pg。这就是以安全阀的整定压力（以下简称Pz）来反推锅筒工作压力。《规范》中的表6.3.2对0.8---3.82MPa的锅炉安全阀的Pz为1.04*Pg1和1.06 *Pg2，其中《规范》中强调了：“对于有过热器的锅炉，按较低的整定压力调整…..”这就是说，锅筒上的安全阀整定压力应为：Pz=1.06*Pg2（在安全阀安装中，技术文件也指定安全阀的位置，同时Pg按《规范》就是安全阀装设地点的工作压力）。而安全阀的整定压力是出厂时就已经确定好的。这样锅筒压力自然就得出了：Pg=Pz/1.06。现举例说明：某带过热器的锅炉，PN=2.5MPa，锅筒安全阀整定压力Pz=2.71MPa则Pg=2.71/1.06=2.556MPa。可见它高于过热器联箱出口的压力，也就是PN，0.556MPa。

6省煤器的工作压力确定也是同样的原理，利用安全阀的Pz来反推出省煤器的工作压力。

四：锅筒、过热器（当有再热器时）、省煤器的Pg，对于安装锅炉来说是必须要掌握的，是锅炉运行的压力节点参数，也是试压节点参数。尽管它们对于PN的差值并不大，但却有着绝对的实际的意义，具体有以下几点：

（1）锅炉本体试压的依据；

（2）锅筒强度力学计算的重要参数。

（3）能为锅炉的汽水平衡做一个参考；

（4）最高点的工作压力，为电仪方面调整差压等参数提供依据；

（5）是安全阀整定压力复核的依据；

（6）对锅炉本体阀门的选定做参考。

五：锅炉工作点压力Pg的确定，对施工阶段的试压是非常重量要的，主要是前面讲的两个标准，全部以工作压力作为试压的条件。从以上的论述中，得到一些结论：

锅炉额定压力PN：是末端部件出口压力！有再热器的，是再热器联箱出口的压力，有过热器的，是过热器联箱出口压力，两者都没有的，就是锅筒的压力。

省煤器的工作点压力是锅炉系统中最高的压力，锅筒的工作压力是锅炉汽相系统运行中的最高压力。

同一部件的工作压力，安装位置高度大的，要考虑静压的影响（比如锅筒上的压力表，有一块需要引到炉前可见位置）。

总结：锅炉锅筒的工作点压力，是决定锅炉试压数值的最重要条件，部件的试压数值确定，也是以Pg为中心。确定好锅筒的工作压力，即确定了试压的数值。对于锅炉的施工方来说，锅筒工作压力

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关键词：变压器；直流电阻；三相电阻不平衡率

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.03.146

1 引言

我公司生产的三相三绕组110kV电力变压器，中压35kV侧调压开关多采用三相集中调压的无励磁分接开关，型号多为WSL型。它的优点是：便于集中安装，极间距离充裕，排线美观，变压器油箱开孔少，减少了变压器整体的渗漏点，变换档位三相同步可靠。

针对某变压器SFSZ10-31500/110有载调压电力变压器，中压侧直阻三相不平衡问题进行简要分析。中压为38.5±2×2.5%kV，中压开关选用WSLⅡ600/63-6×5A型无励磁三相集中调压分接开关。

2 问题描述及原因分析

该开关装设在A相绕组侧面，在变压器内与高压有载调压开关并列。该变压器引线冷压焊接完毕后，测试中压直流电阻如表1。

以上数值虽满足国家标准对于三相电阻最大不平衡率≤2%的要求，但1、2、4、5档电阻不平衡率与3档比明显偏大，存在异常。

（1）查线圈三相中压电阻测试值：

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

中压原线圈电阻三相最大不平衡率为0.59%，合格。

（2）对引线焊接质量及开关的接触电阻进行检查测试，均符合要求。经分析发现，中压三相绕组Am、Bm、Cm到中压开关的水平距离依次为1000mm、2350mm、3700mm（图1所示）。

（3）开关接线示意图如图2所示。

（4）中压从绕组到开关分接引线的截面为150mm2，以上三个水平单距的电阻分别为0.00011Ω，0.00026Ω，0.00041Ω；变压器引线装配完毕后，由开关接线图可以看出，额定档（即第三档）每相引线长度即为图1所示距离乘1，即由K点引出到开关的“―”端，然后直接从开关的“1”引到Om；其余档每相引线长度为图1所示距离乘3。以第1档为例，从K到开关的“+”端为一个单距，另外每相调压绕组的头尾均要接到开关即增加了两个单距，一共为图1所示距离乘3。

扣除引线水平段的电阻后，每档的电阻值应如表2所示。

根据以上分析，可以看出中压侧1、2、4、5档三相电阻最大不平衡率偏大是由此种分接开关结构引起。以后使用这种开关必须注意线圈、分接引线的合理选配，如选择不当，会引起变压器三相电阻的不平衡。

参考文献：

[1]贺以燕，杨治业.变压器试验技术大全[M].沈阳：辽宁科技技术出版社，2006.

[2]JB/T501-2006电力变压器试验导则.

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【关键词】电力资源；电源不稳定；因素；方法

随着我国经济建设的蓬勃发展，社会对电力资源的需求日益增长，用户对电力系统的要求也越来越高。供电的可靠性和稳定性已经成为保障经济增长和满足用户需求的重要问题。影响电源稳定的因素主要是两点：不稳定电压和谐波。下面着重从这两方面分析探讨。

1.电压不稳定的危害及解决办法

1.1电压不稳定的危害

在现代工业用电中，一种电气设备出现故障就会导致流水线、甚至整个工厂作业的中断，造成难以想象的损失。对于普通用户，家用电器长时间在非额定电压或频率下工作，会严重影响电气设备的使用寿命。例如：长期在低于额定电压下工作的计算机，容易出现重启、程序紊乱、烧毁硬盘等情况。因此在比较重要的信息采集、数据检测分析工作点，都要装设在线式UPS以保证无间断供电。

1.2引起电压不稳定的原因及解决办法

按供电系统节点来看，电压波动可分为高压侧电压波动和低压侧电压波动。高压侧电压波动又可分为进线电源处电压不稳定和高压母线上电压不稳定。

1.2.1进线电源处电压不稳定原因分析

原因之一是上一级电源质量不高。解决方法是更换电源或在上一级负荷处重新架设一条供电线路。原因之二是传输过程中（进线电缆）存在问题。解决方法是检查是否存在电缆破损、电缆质量、电缆选型不正确的情况，有针对性地加以改善。

1.2.2高压母线上电压不稳定原因分析

原因之一是变压器三相空载导致高压侧母线电压不稳定。解决方法是重新计算变压器的负载率，更换更大一级容量的变压器。原因之二是在变压器负载时，大功率设备冲击电网造成高压侧母线电压不稳定。解决方法如下 一是对大功率设备采用变频启动或软启动方式，来减少对电网的冲击。二是大功率设备尽量采用高压电机，以优化电能质量。三是对个别大功率设备，采用单独无功补偿装置稳定电压。

1.3低压侧电压波动可分为电缆出线端电压不稳定、设备入线端电压不稳定和低压母线上电压不稳定

（1）电缆出线端和设备入线端电压不稳定原因分析。原因之一是外接负载功率较大导致的启动电流冲击。解决方法是优化设备启动方式。一是对大功率设备采用变频启动或软启动方式，来减少对电网的冲击。二是大功率设备尽量采用高压电机，以优化电能质量。三是对个别设备采用单独无功补偿装置稳定电压。原因之二是传输过程中存在问题。解决方法一是检查电缆是否存在电缆破损等质量问题，如有则更换电缆，如非质量问题则存在电缆选型问题，应重新计算电缆压降，从配电柜出线端到设备进线口的电缆压降，看是否超过了5%，如果超过了，要更换大一级的电缆来进行电能的传输。

（2）低压侧母线电压不稳定原因分析。其原因是整个供电系统功率因数的问题。解决方法是提高整个供电系统的功率因数，增大无功功率，使功率因数提高到90%以上。

（3）按交流和直流来分。按交流与直流来分，低压侧母线电压不稳定可分为交流电压波动和直流电压不稳定。交流电主要承担煤矿除工艺集中控制外的所有负荷；直流电主要负责供给工艺集中控制信号的电源。直流电压不稳定原因有三：一是电源；二是负载；三是接触不良。解决方法一是更换电源或改善传输路径；二是提高负载供电等级；三是检查接触装置按设备负载。

（4）按负载来分。按设备负载来分，低压侧母线电压不稳定可分为带冲击负载的电动机引起电压波动、由反复短时工作负载引起电压波动、大型电动机启动时引起电压波动和供电系统短路电流引起的电压波动。

（5）带冲击负载的电动机引起的电压波动。由于生产工艺的需要，有些设备的电动机负载是冲击性的。如冲床、压力机和轧钢机等。其特点是在工作过程中负荷产生剧增和剧减变化，并周期性地交替。这些设备一般采用带飞轮的电，力拖动系统。由轮的储能和释能作用，拉平了电动机轴上的负载，从而降低了电动机的能耗。但因其机械惯性较大冲击电流依然存在，所以伴随负荷产生周期替的电压波动不可避免。

（6）由反复短时工作负载引起电压波动。这类负载的特点是呈现周期替的增减变化。但其交替的周期是不定值，且交替的幅值也是不定值，如吊运工件的吊车，手工交直流电焊机等。当前企业为节能降耗在交直流电焊机上都装设了自动断电装置，因此在节电的同时电动机的启动电流和焊接变压器的涌流却加剧了所在电网的电压波动。

（7）大型电动机启动时引起电压波动。目前，企业使用的电动机功率越来越大，其启动电流（为额定电流的4～7倍）所引起的电压波动成为一个不可忽视的问题。启动电流不但数值很大，而且具有很低的滞后功率因数，故其电压波动将更大。

2.谐波的危害及消除谐波的措施

2.1谐波的危害

（1）加大电力运行成本。由于谐波的频率较高，且无法自然消除，因此当大量谐波电压、电流在电网中游荡并积累叠加会导致损耗增加、电力设备过热，从而加大了电力运行成本，增加了电费的支出。

（2）降低了供电的可靠性。谐波电压在许多情况下能使正弦波变得更尖，不仅导致变压器、电容器等电气设备的磁滞及涡流损耗增加，而且使绝缘材料承受的电应力增大。谐波电流能使变压器的铜耗增加，所以变压器在严重的谐波负荷下将产生局部过热，从而加速绝缘老化，大大缩短了变压器、电动机的使用寿命，降低供电可靠性，极有可能在生产过程中造成断电的严重后果。

（3）引发停电事故。继电保护自动装置对于保证电网的安全运行具有十分重要的作用。但是，由于谐波的大量存在，易使电网的各类保护及自动装置产生误动或拒动，特别在广泛应用的微机保护、综合自动化装置中表现突出，引起区域电网瓦解，造成大面积停电恶性事故。

（4）对弱点系统设备产生干扰。对于计算机网络、通信、有线电视、报警与楼宇自动化等弱点设备，电力系统中的谐波通过电磁感应、静电感应与传导方式耦合到这些系统中，产生干扰。其中电感应与静电感应的耦合强度与干扰频率成正比，传导通过公共接地耦合，有大量不平衡电流流入接地极，从而干扰弱点系统。

（5）对电力电缆的危害。由于谐波次数高频率上升，再加上电缆导体截面积越大趋肤效应越明显，从而导致导体的交流电阻增大，使得电缆的允许通过电流减少。

2.2消除谐波的措施

（1）改善供电系统和环境。谐波的产生不可避免，但通过加大供电系统短路容量、提高供电系统的电压等级、加大供电设备的容量、尽可能保证三相负载平衡等措施都可以提高电网抗谐波的能力。选择合理的供电电压并尽可能的保持三相平衡，可以有效的减少谐波对电网的危害。

（2）三相整流变压器采用Yd或Dy联结。这种联结可以消除3的整数倍的高次谐波。由于电力系统中的非正弦交流对横轴对称，不含直流分量和偶次谐波分量，因此系统中只有影响较小5、7、11……等次谐波分量，这是抑制整流变压器产生高次谐波干扰的最基本方法。

（3）加装无功补偿装置。在谐波源处并联装设静止无功补偿装置，可有效较少波动的谐波量，同时，可以抑制电压波动、电压闪变、三相不平衡，还可补偿功率因数。

【参考文献】