高压并联电容器组

高压并联电容器组（共7篇）

高压并联电容器组 篇1

0 引言

高压并联电容器装置主要用于对6、10、35kV等工频电力系统进行无功补偿, 以提高功率因数, 改善电压质量, 降低线路损耗, 减少用户电费支出。随着科技的进步, 静止无功补偿逐渐由手动转为自动, 并朝动态无功补偿方向发展, 这就需要补偿装置有可靠的控制系统。若控制系统存在缺陷或出现故障, 则会造成设备损坏, 甚至引发电力事故。

1 案例简介

某输油站变电所采用ABB RVT功率因数控制器控制真空接触器来实现串联电抗器的电容器组自动延时投切, 其设计容量为每套4组电容器共1 800 (300×2+600×2) kvar, 共有2套, 分别为所内6kV I、II段母线进行集中式无功补偿。该补偿装置设有自动和手动投切两种模式, 为实现自动投切而又避免瞬时电压波动引起误动, 以及动作频繁造成电容器损坏, 更重要的是防止电容器组不停投切导致供电系统振荡, 将RVT功率因数控制器闭合输出延时设定为30s, 断开输出延时设定为10s。此外, 为保证每组电容器运行安全, 该补偿装置装设了SEL751A综合保护装置, 作为每组电容器的常规电气保护, 其中过电压保护按1.1倍额定电压值整定, 延时3min跳闸。

投产后, 补偿装置选择自动投切模式, 按照控制器中的功率因数目标值和切换顺序自动选择投切电容器组。然而, 在运行中发现被选择的电容器组因SEL751A的过电压保护而频繁投切, 最终导致部分电容器损坏。由于在质保期内, 故厂家将所有单台电容器进行了无偿更换。为避免电容器组因过电压保护而频繁投切, 将过电压保护按1.18倍额定电压值整定, 延时2min跳闸。此后, 运行中发现仍有过电压动作计时信号报警, 动作跳闸频次有所减少, 但在某一时间段 (系统电压升高时) 被选择投入的电容器组仍有频繁投切现象。查看微机报文信息, 发现真空接触器跳合闸间隔极短, 例如某日3:35:49:086#4电容器开关跳闸, 当日3:35:50:071#4电容器开关合闸, 此电容器组投切间隔小于1s, 无法满足电容器组再次投入时的安全要求。GB50227—2008中规定“当电容器再次投入时, 电容器端子上的剩余电压不超过额定电压的0.1倍”且“放电线圈的放电时间应满足电容器组脱开电源后, 在5s内将电容器组的剩余电压降至50V及以下”, 由此可知自动投切的电容器组应该满足电容器组再次合闸前剩余电压小于0.1倍额定电压值, 电容器组在剩余电压为50V时合闸是安全的, 故电容器组的投切间隔一般不小于5s。因此, 该高压并联电容器装置存在控制缺陷, 需再次进行处理, 否则还会导致电容器损坏。

2 缺陷分析

SEL751A综合保护装置电压输入取自与电容器组并联的电压互感器测量线圈, 厂家提高过电压保护定值后, 有效避免了在系统电压升高幅度较小时电容器组因过电压保护而频繁投切, 如果系统电压继续升高, 那么保护装置定会因电容器组运行电压超过保护定值而动作跳闸。真空接触器跳闸后, 电容器组将通过电压互感器放电线圈及内置放电电阻进行放电, SEL751A过电压保护计时动作复归, 0.5s (SEL751A维持跳闸时间缺省值) 跳闸时间结束后跳闸输出接点打开 (图1中1SEL~4SEL为SEL751A跳闸输出接点) , 导致保护跳闸继电器失电 (图1中1KA1~4KA1为保护跳闸继电器) , 继而保护跳闸继电器常闭接点复归, 由于在自动补偿模式下RVT控制器输出延时大于跳闸时间0.5s, 因此电容器组因RVT维持原输出接点而再次自动合闸。真空接触器合闸后, 若系统电压仍然较高且超过保护定值, 则SEL751A过电压保护动作计时, 延时2min后动作跳闸。如此反复, 只要系统电压高于保护定值, 电容器组将频繁投切。此外, 由于SEL751A跳闸时间缺省值为0.5s, 以及RVT延时切换的设置, 导致自动补偿模式下已投入的电容器组过电压保护动作执行0.5s跳闸后自动合闸, 其时间间隔小于1s, 如此控制相当于为补偿装置设置了自动重合闸, 严重违反了GB50227—2008中“并联电容器的投切装置严禁设置自动重合闸”的规定。

上述情况, 只有补偿装置选择自动投切模式时才可能发生, 因为当选择手动投切模式时, 2KA得电, 其常闭接点打开, 将会断开自动分合闸回路, 在SEL751A过电压保护跳闸输出后, 真空接触器跳闸, 电容器组退出, 等待再次手动投入。补偿装置在实际运行中, 为实时准确合理地进行无功补偿, 常选择自动投切模式, 而电容器组的过电压保护又是不可缺少的, 这就无法避免电容器组因过电压保护而频繁投切。为满足电容器组再次投入时的安全要求, 就必须解决电容器组投切间隔小于1s的问题。

3 处理措施

首先, 考虑在不改变原有电气二次回路的前提下, 通过改进电容器控制策略解决控制缺陷。若想延长电容器组再次投入的时间, 最直接有效的办法是进行延时设置。RVT的闭合输出延时和断开输出延时用于控制延时切换, 不能解决上述再次投入延时问题;复位延时是过电压、低电压等保护动作断开输出后再次闭合输出的时间间隔, 但该控制器电压输入取自补偿装置上级母线电压互感器, 无法直接监测电容器组两端电压, 且保护动作将会使4组电容器全部退出, 就不能针对单组电容器进行保护。而SEL751A跳闸输出时间 (跳闸动作持续的最小时间TDURD) 的延长将直接延长再次投入的时间间隔, TDURD设置范围是0.0~400.0s, 缺省值为0.5s, 为符合GB50227—2008规定和避免电容器组切换投入 (RVT切换输出延时30s) , 此跳闸持续时间应大于5s而小于30s。另外, 为避免被选择的电容器组再次投入时合闸涌流对母线电源的不利影响, 将4组电容器的SEL751A跳闸输出时间依次改为11、16、21、26s。这样通过更改延时设置就巧妙地解决了上述电容器组投切间隔小于1s的控制缺陷。

其次, 电容器组因过电压保护而长时间频繁投切的问题需要值班人员根据微机报文信息做出准确判断, 及时发现异常情况并将补偿装置退出, 待系统电压恢复后再次投用。

4 结束语

并联电容器无功补偿是电力系统重要技术之一, 在使用过程中出现的长时间过电压和频繁投切会对并联电容器造成损坏, 只有配置合理有效的保护装置, 才能保证电容器安全可靠运行。

参考文献

[1]GB50227—2008并联电容器装置设计规范[S]

并联电容器组的保护及应用 篇2

1 并联电容器组可能出现下列故障及异常运行方式

1.1 电容器组和断路器之间连接线短路

1.2 电容器内部故障 (单只开路或短路) 及其引出线短路

1.3 电容器组中, 某些故障电容器切除后所引起剩余电容器的过载或 (和) 过电压, 电容器组的单相接地故障

1.4 电容器组过电压

1.5 所联接的母线失压

电容器在变电所各种设备中属于可靠性比较薄弱的电器, 它比同级电压的其他设备的绝缘较为薄弱, 内部故障机会较多, 运行条件比较严峻, 除了遭受外部过电压和短路故障等一般因素影响外, 还存在操作频繁, 合闸涌流, 高次谐波等特殊问题。因此电力电容器的保护问题比较复杂。

2 电容器组应配置的通用保护装置

对于电压在1千伏及以上的高压电容器组, 总容量不大于100千乏时, 可以用跌开式熔断器保护和控制;100-300千乏时应采用带熔丝的负荷开关保护和控制:大于300千乏时, 则应采用油开关并加装相间电流保护等使之动作于跳闸。电容器组采用熔断器保护时, 其熔丝的额定电流不应超过电容器组额定电流的l.5倍。在装用电压为1000伏以下的低压电容器组时, 应采用带有电流脱扣的自动开关控制和保护。

2.1 对于单台电容器, 最简单、有效的保护方式是采用熔断器, 其熔丝的额定电流可取电容器额定电流的1.5-1.2倍。这种保护简单、价廉、灵敏度高、选择性强, 能迅速隔离故障电容器, 保证其他完好的电容器继续运行。保护熔丝还有明显的标志, 动作以后很容易发现, 运行人员根据标志便可容易地查出故障的电容器, 以便更换。但由于熔断器抗电容充电涌流的能力不佳, 不适应自动化要求等原因, 对于多台串并联的电容器组保护必须采用更加完善的继电保护方式。

2.2 对于电容器组和断路器之间连接线短路故障, 电容器组的过电流和内部连接线的短路, 应设置过电流保护。为避免合闸涌流引起保护的误动作, 过电流保护应有一定的时限, 一般将时限整定到0.5s以上就可躲过涌流的影响。

2.3 电抗器限流保护:与电容器串联的电抗器, 具有限制短路电流、防止电容器合闸时充电涌流及放电电流过大损坏电容器。除此之外, 电抗器还能限制对高次谐波的放大作用, 防止高次谐波对电容器的损坏。

2.4 电容器组的过压和低压保护:电容器组的电压保护是利用母线电压互感器TV测量和保护电容器。电容器电压保护主要用于防止系统稳态过电压和低电压, 过电压保护的整定值一般取电容器额定电压的1.1倍。目前国内外多使用氧化锌避雷器 (MOA) 对并联补偿电容器进行操作过电压保护。

2.5 电容器组的过负荷:电容器过负荷的原因, 一是运行电压高于电容器的额定电压, 另一种情况是谐波引起的过电流。在电力系统中, 并联电容器常常受到谐波的影响, 特殊情况, 还可能在某些高次谐波产生谐振现象, 产生很大的谐振电流。谐波电流将使电容器过负荷、过热、振动和发出异音, 使串联电抗器过热, 产生异音和烧损。谐波对电网的运行是有害的, 首先应该对产生谐波的各种来源进行限制, 使电网运行电压接近正弦波形, 否则应装设过负荷保护。

此外, 并联电容器组是否要装设单相接地保护, 应根据电容器组所在电网的接地方式及电容器装置的绝缘情况来确定。

3 电容器组内部故障的专用保护

电容器组是由许多单台电容器串联组成, 个别电容器故障由其他相应的熔断器切除, 对整个电容器组无多大影响。但是当电容器组中多台电容器故障被熔断器切除后, 就可能使继续运行的剩余电容器严重过载或过电压, 因此必须考虑专用的保护措施。电容器发生故障以后将引起电容器组内部相应两部分之间的电容不平衡, 利用这个特性可以构成各种保护方式。其基本原理是利用电容器组内部某两部分之间的电容量之差形成的电流差或电压差构成的保护, 故称为不平衡保护, 又可分为不平衡电流和不平衡电压两种类型。

高压电容器组的接线方式, 宜采用单星形接线或双星形接线。低压电容器或电容器组, 可采用三角形接线或中性点不接地的星形接线方式。不同的接线形式采用不同的专用保护:

3.1 单星形接线的电容器组, 可采用开口三角电压保护:将放电器的一次侧与单星形接线的每相电容器并联放电器的二次线圈接成开口三角形, 电压互感器的一次绕组兼作电容器放电线圈, 可防止母线失压后再次送电时因剩余电荷造成的电容器过电压。正常运行时, 中性点无位移, 开口三角形两端无电压。当任一台电容器有故障, 中性点产生位移, 开口三角形两端出现零序电压, 达到整定时保护动作。这种保护方式的优点是不受系统接地故障和系统电压不平衡的影响也不受三次谐波的影响灵敏度高安装简单是国内中小容量电容器组常用的一种保护方式。

3.2 双星形接线电容器组, 可采用不平衡电流或电压保护方式:将一组电容器分成容量相等的两个星形电容器组 (特殊情况两个星形电容器组的容量也可不相等) , 在两个中性点间装设小变比的电流互感器, 即构成双星形中性点不平衡电流保护接线。其缺点是要将两个星形的电容器组调平衡较麻烦, 且在同相两支路的电容器发生相同故障时, 中性点间的不平衡电流为零或很小保护不动作。双Y形接线的电容器采用不平衡电压保护时, 可用TV改换TA。即将TV一次绕组串在中性线中, 当某电容器组发生多台电容器故障时, 故障电容器组所在星形的中性点电位发生偏移, 从而产生不平衡电压。

3.3 电容器组为三角形接线时, 通常用于较小容量的电容器组, 其保护采用零序电流保护 (见图1) 。

3.4 每相能接成四个桥臂的单星形电容器组, 可采用桥式差电流保护 (见图2) :当电容器组每相的串联段数为双数并可分成两个支路时, 在其中部桥接一台电流互感器, 即构成桥式差电流保护接线。正常运行时四个桥臂容抗平衡, 因此桥差接线的M和N之间无电流流过。当四个桥臂

中有一个电容器组存在多个电容器损坏时, 桥臂之间因不平衡, 在差接线MN中就流过不平衡差流。由于保护是分相设置的, 根据动作指示可以及时判断出故障相别, 这种保护的缺点是当桥的两臂电容器发生相同故障时, 保护将拒动。

3.5 串联段数为二段及以上的单星形电容器组, 可采用电压差动保护 (见图3) :电容器组每相由两个电压相等的串联段组成 (特殊情况两个串联段的电压可以不相等) , 放电器的两个一次线圈电压相等 (放电器的端电压应与电容器的两段电压相配合可以不相等) 并与电容器的两段分别并联连接, 放电器的两个二次线圈按差电压接线即反极性相串联构成了电压差动保护。这种保护方式不受系统接地故障或电压不平衡的影响, 动作也较灵敏, 根据断电器的动作指示可以判断出故障相别。缺点是使用的设备比较复杂, 特殊情况还要加电压放大回路。当同相两个串联段中的电容器发生相同故障时保护拒动。

为了减少电容器损坏, 防止电容器事故扩大, 并联电容器装置必须有完善和周密的保护装置, 正确选择配备合适的保护方式有利于在事故发生时迅速有效的切除故障, 找出故障产生的原因, 以保障变电所乃至电网的安全稳定运行。

目前实际项目中, 多采用新式的电容器测控保护装置, 它不但配备完善可靠的综合继电保护功能, 还实现了完善的测控功能及强大的网络通信功能, 能够记录丰富的运行操作信息和故障信息, 够更好地实现变电站综合自动化及间隔层单元的信息共享。

摘要：列举并联电容器组的常见故障及异常运行方式, 对电容器组的通用保护和不同接线方式下的不平衡保护, 以及各种保护的优缺点进行分析和总结。

高压并联电容器组 篇3

关键词：高压并联电容器,补偿装置,熔断器,继电保护

0引言

近年来, 随着用电量的日益增加, 供电系统 常常出现 供不应求的现象, 其中一个主要原因是供电系统发生故障率高, 容易造成电能浪费, 降低输配电效率, 电网系统中, 主要是高压电容器组发生故障较 多, 这就要求 对其进行 更全面的 保护。目前, 我国电网中多采用并联电容器组作为补偿装置。为了提高输配电系统的供电质量并降低无功损耗, 无功功率补偿是应用最为广泛的补偿方式。传统的电容器补偿装置保护措施不 够完善, 一般只有内部故障保护和过电流保护, 但是没有设置 多次电容器爆炸和电容器组起火方面的保护措施。多起电容 器爆炸和电容器组起火事故的发生, 证明必须要对电容器补偿装置进行二次保护, 以保证高压电容器能够稳定可靠的工作。随着科技的进步, 相关专业人员也越来越重视高压并联电容器补偿装置的二次保护。下文对此展开讨论。

1高压并联电容器补偿装置二次保护的重要性

高压并联电容器补偿装置的主要组成部分有高压开关柜、并联电容器及其支架、串联电抗器、接地开关、单台电容器保护专用熔断器等。并联补偿装置的主要功能元件包括并联电 容器和与其串联的电抗器。在并联补偿装置中, 将电抗器串联到电容器中, 主要目的是当某些特定谐波通过时, 可以形成一 个高阻抗通路, 该高阻抗 通路可以 使电容器 避免谐波 带来的危害, 保证电容器始终在完全的工频电流条件下工作, 或者仅允许少部分谐波电流流入, 防止电容器超载, 避免事故 发生。传统的简单并联电容器无功补偿方式安全性差、效率低, 所以必须要设计针对不同形式负载条件的高压并联电容器补偿成套装置对其进行补偿, 并且随着用电量的增加和用电电压的提高必须要设计电容器补偿装置的二次保护, 保证整个电网系统可以安全可靠的运行。

2电容器组的保护

电容器组的保护方式有多种, 通常包括 继电保护、内 部熔丝保护和外部熔丝保护等。一旦电容器内部发生故障, 继电保护和外部熔丝保护共同作用, 防止电容器发生爆炸。进口电容器组和有内部熔丝的并联电容器多采用内部熔丝作为电容器的内部保护。下面介绍外部熔丝保护和继电保护的具体形式。

2.1外部熔丝保护

当单台电容器内部发生绝缘损坏时, 很容易产生极间的短路现象, 从而造成运行停止, 甚至发生失火事故。为了 避免短路现象的发生, 在每台电容器都要安装专用的熔断器。专用熔断器可以避免单台电容器损坏而导致极间短路等联锁反应的发生。常用的专用 熔断器有 限流式熔 断器和喷 逐式熔断 器。因为限流式熔断器成本较高, 所以目前我国输配电系统中多采用BRN-10/P型号的喷逐式 作为电容 器保护专 用熔断器。应根据熔断器的时间—电流特性曲线选择电 容器保护 专用熔断器, 合格的熔断器的时间—电流特性曲线应该在被保护电容器外壳爆裂概率曲线的左边, 熔断器的额定电压必须高于被保护电容器组的额定电压, 熔丝额定电流具体计算方法为:

式中, I为熔丝额定电流;Qc为被保护电容器的额定容量;Ue为被保护电容器额定电压。

2.2继电保护

目前我国使用的电容器组接线方式主要有三 角形和不 接地星形。在三角形接线电容器组中, 当电容器被击穿而造成短路时, 会产生很大的故障电流, 很可能造成电容器爆炸事故, 并且三角形接线方式的电容器还存在很多缺点, 比如, 三角形接线电容器没有可靠的保护方式, 并且其对单台保护熔断器有很高的性能要求。所以在20世纪80年代后, 三角形接线方式逐步被淘汰, 多采用星形接线方式, 因此本文主要介绍星形 接线方式, 不再介绍三角形接线方式。单星形接线方式优于双星形接线方式, 因为单星形接线电容器组是采用开口三角电压进行保护, 保护方式简单可靠并且投资少, 灵敏度高, 更容易布 置, 并且单星形接线电容器组没有双星形发生两臂对称故障时不能动作的不足, 所以目前 使用单星 形接线方 式的电容 器组较多。根据接线方式的不同, 继电保护分为以下3种形式:

2.2.1零序电流保护

零序电流保护主要应用于双星形接 线的电容 器组。双星形接线的不平衡电流保护整定计算公式为:

式中, Idz为每台电容器的额定电流 (A) ;I0为中性点 之间流经的电流 (A) , 当电容器 组装有专 用熔断器 保护时, , 当电容器组未安装专用的熔断器保护时, 必须要校验动作值, 否则可能会对正常状态下的不平衡电流产生影响, 即为正常状态下不平衡电流) 。

2.2.2零序电压保护

零序电压保护适用于电容器组单星 接线的形 式。零序电压保护的计算方式为:如果电容器组设有专用的单台熔断器保护, 则如果电容 器组没有 专用的熔 断器保护, 则其中, Udz为动作电 压 (V) ;K为发生故障而断开的电容器数;N为每相电容器串联段数;M为每相串联段并联电容器数;β为击穿1台电容器的百分数;Uex为电容器组额定相电压 (V) 。因为三相电容器是不平衡的, 并且电网本身的电压也具有不对称性质, 所以在正常工作时有不平衡零序电压存在, 应对其进行校核验证, 即Udz≥KKU0bp (KK为可靠系数, 通常取1.2~1.4) 。

2.2.3电压差动保护和桥式差电流保护

电压差动保护多用于多段串联的单星电容器组中;桥式差电保护适用于每相都接成4个桥的电容器组。

3高压并联电容器补偿装置的二次保护

高压并联电容器补偿成套装置的保护 包括:谐波保护、失压保护、过电压保护和过电流保护等。

3.1过电压保护

电容器组在运行过程中对作用在其上的电压是有限制的, 一般作用在电容器组上的电压不能超过1.2倍的额定电压, 如果电容器组长期在 高电压条 件下工作 可能会击 穿电容器 组。目前电容器组都装有母线过电压保护装置, 目的是防止当母线稳态电压突然升高时, 电容器组被击穿现象的发生。电容器组安装的过电压保护装置是带时限动作于信号。

母线过电压保护具体计算公式为:

式中, Udz为保护装置的动作电压;K为电容器组允许的电压与额定电压的比值;Uem为电容器额定电压;A为电容器组每相的感抗与容抗的比值, 通常可以根据不同的系统参照表对电容器组中的过电压保护参数进行整定。

例如, 在装置中安装有危机保护装置, 但是系统 中存在很严重的过电压现象, 就必须在微机保护装置中参照具体参数表设置过电压保护。该方法已经成熟应用于多项工程中, 且实际效果很好。

3.2失压保护

如果系统发生线路故障而导致电容器组失去电源, 而修复故障后又使电容器组的母线带电, 此时电容器的端子存在残余电压, 且该残余电压高于0.2倍的额定电压, 在此条件下, 电容器组将承受高于其允许的1.2倍额定电压, 从而造成电容器击穿破坏。所以应该增加失压保护装置, 且失压保护装置带时限动作于跳闸。

母线失压保护的具体计算公式为:

式中, K为当系统 工作正常 时出现的 最低电压 系数, 通常取0.3~0.5;Uhm为电容器组的母线电压 (V) ;n为电容器 装置的电压互感变化比。

4结语

本文所述保护方式已经成功应用于 输配电、钢铁、石 化等行业用电系统的系统补偿中, 并且高压并联电容器补偿成套装置的二次保护已经在实际运行中得到验证是安全可靠的, 装有本文讨论的保护系统的电容器组设备运行稳定可靠, 没有发生过电容器失火和电容器爆炸等重大危险事故。高压并联 电容器补偿装置的二次保护还有待进一步完善和改进。本文 所做研究可以为以后对于高压并联电容器补偿装置的二次保护的深入研究提供支持。

参考文献

高压并联电容器组 篇4

1 常见故障及其原因分析

1.1 电网谐波产生的影响

电容器产生的热量通常来源于绝缘介质损耗, 正弦波电压下其表达式为:

如果电容器内有谐波分量存在, 则其介质耗损可以表示为:

由此可见, 随着谐波次数的增多、谐波含量的加大, 电容器产生的热量也越来越大。从实际生产过程中的检测数据看, 在10 k V并联电容器组中, 对电容器组运行安全性产生影响最大的就是三次谐波等谐波分量。因此, 在电容器的使用中, 谐波的出现会加大绝缘介质的损耗, 进而缩短电容器的使用寿命, 严重时还会直接引发电容器热击穿。

1.2 设备质量产生的影响

1.2.1 电容器本身质量不合格

随着群爆电容器组分析研究的逐步深入, 故障后电容器大面积烧毁或烧损问题引起了人们的广泛关注。分析结果显示, 故障电容器的额定值、容值比和电容器的绝缘电阻等方面都存在明显的质量缺陷。

1.2.2 熔断器设计存在缺陷

通常情况下, 在熔断器熔断后, 弹簧会带动熔丝与消弧管分离, 管内气体会被电弧分解, 从而将电弧吹灭;电弧的长度增加、电阻加大, 也会使电弧快速熄灭。由于现阶段10 k V并联电容器组多使用外熔丝, 其生产厂家数量众多, 产品缺乏统一标准, 质量参差不齐, 很多产品都存在着设计和质量缺陷, 导致其开断性能差, 易造成误动或拒动现象, 严重时还会直接引发电容器组群爆。因此, 作为电容器内部故障的主要保护措施, 外熔丝的可靠性和安全性直接关系着电容器运行的稳定性。结合生产实际可以发现, 我国使用的熔断器在下述2个方面存在明显的缺陷:熔断器内消弧管的质量达不到迅速熄弧的要求;熔丝与铜绞线之间的压接头面积无法达到电流的运行标准。

1.2.3 真空断路器选择不当

我国使用国产真空断路器投切的10 k V并联电容器组占有很大比重。部分国产真空断路器存在质量问题, 导致在投切电容器组时发生多次重燃, 引起重燃过电压, 进而导致电容器组大面积损坏。

1.3 运行环境造成的影响

长时间运行在高温环境中会使电容器的绝缘性能大大降低, 同时, 老化速度加快, 且电容器运行时产生的热量不容易散发出去, 导致内部压力急剧升高, 进而引发故障。此外, 污染严重的并联电容器的绝缘性能也会下降, 容易造成污闪。

2 10 k V并联电容器故障的应对措施

2.1 采用高质量的电容器

从近年来的电容器故障研究结果看, 对于经常发生群爆现象的电容器组, 即使从外观和试验结果上看, 某些电容器是正常的, 但其工作寿命可能已经到达临界值, 在运行过程中易使电容器组再次发生故障。因此, 电容器的选择应优先考虑经验丰富、质量过硬的厂家, 同时, 存在质量问题的电容器应全面更换。

2.2 提高熔断器的质量稳定性

对于电容器外熔丝的选择, 要考虑质量有保障、口碑较好的厂家。对于运行了一定年限的外熔丝, 要及时进行全面更换。安装时应按照技术规范的要求, 避免因安装不到位而降低外熔丝的可靠性。此外, 在设计新变电站时, 可选择质量可靠的采用内熔丝的电容器, 这可很大程度上降低电容器组故障的概率。

2.3 选用适合频繁投切的真空断路器

对于经常发生故障的10 k V并联电容器组, 应对其搭配的真空断路器进行检查, 将重燃率高的真空断路器淘汰。在设计新安装的电容器组时, 优先选用质量可靠、重燃率低的真空断路器。

2.4 避免电容器组受到谐波影响

从特定范围内变电站的实际情况出发, 可从下述3个方面制订谐波防治措施: (1) 对处在谐波严重地区且故障发生率较高的电容器组加以改造或更换; (2) 协助用电客户, 指导其对产生谐波的设备进行改造或更换; (3) 在设计新安装的电容器组时, 设计人员需要从当地谐波的实际情况出发进行监测, 按照监测结果采取相应的控制措施。

2.5 改善电容器组的运行环境

一方面, 要对电容器室的环境温度进行控制, 在设计安装电容器时, 需要保持每个电容器之间至少有50 mm的间距, 同时, 在电容器室内装设具备温度控制的通风系统, 在室温达到一定高度后, 通风系统会自动启动, 降低室内温度;另一方面, 保持电容器室的环境卫生, 保证其有效的绝缘。

3 结束语

1 0 k V并联电容器是现阶段我国采用的最先进的无功功率补偿设备, 且该设备对供电企业的日常运转具有重要意义。然而, 在10 k V并联电容器组的使用过程中, 常会出现各种故障, 进而对电容器组的运行产生不良影响。因此, 10 k V并联电容器组的运维管理人员需要及时对故障发生的原因进行总结分析, 进而采用有针对性的处理措施, 保证电容器组运行时的安全性、可靠性和稳定性。

摘要：对10 kV并联电容器组的常见故障进行了分析, 在此基础上, 结合生产实际提出了10 kV并联电容器组常见故障的发生原因, 以及相应的防范措施。

关键词：并联电容器,绝缘介质,正弦波电压,电容量

参考文献

高压并联电容器组 篇5

关键词：并联电容器,抑制谐波,放大

概述

在现代工矿企业和运输部门中, 非线性负荷在大量增加。硅整流和换流技术的发展, 例如:化工部门在电解中广泛采用硅整流技术;电气化铁路中采用单相交流整流供电的电力机车;高压大容量直流输电中的换流站;家用电器中广泛采用硅整流等;冶金机械工业的发展, 电弧炉所产生的高次谐波日益严重, 非线性负荷从电网吸收非正弦电流引起电网电压畸变, 不对称的谐波源引起电压波动、闪变。现代电力系统中都装有大量的并联电容器组, 不带串联电抗器或串联电抗器参数选择不当的电容器组的投入也使高次谐波放大污染电网。

本文主要研究谐波在电网中的分流和并联电容器的谐波阻抗Z (n) 特性, 以及谐波放大的原理, 并提出了相应的解决方法。

对于50Hz的工频电源, 我们在进行回路计算时, 通常可把它看作为一个内阻抗近似于零的理想电压源。当电网中接入大功率可控硅装置时, 流过该装置的电流中除了基波电流外, 还含有大量的高次谐波电流, 这相当于在电网中接入了一个能量由电网提供的高次谐波电源。这种高次谐波电源与50Hz的工频电源不同, 它具有近似无穷大的内阻抗, 由它发出的高次谐波电流In的幅值不会随着负载阻抗的变化而变化, 这种输出电流基本不变的电源, 通常称为电流源。

1 电力系统的基波电路和谐波等值电路

电力系统的基波电路和谐波等值电路可以近似地用图1~2表示, 图中:

Zs1-系统的基波阻抗;Zr1-可控硅整流装置的基波阻抗;Vs1-电力系统的基波电压;Zc1-电容器装置的基波阻抗;Vb1-负载端母线电压 (基波) ;Is1、Ic1、Ir1-分别为电力系统基波电流。

通过电容器装置的基波电流, 通过可控硅装置的基波电流从电力系统的基波等值电路图解2可以得出:

电力系统的基波阻抗Zs1通常均很小, 电力系统内部压降Zs1×Is1可以忽略, 所以Vb1≈Vs1.

并联电容器装置的基波阻抗Zc1=jωL-1/jωC=j (1-1/K) ωL, 其中K=X1/Xc为一个小于1的数。所以Zc1通常为一个负值, 为容性电流与电力系统中的感性电流的方向相反, 从而起到提高电力系统的功率因数的作用。

2 电力系统的高次谐波电路和电力系统高次谐波等值电路

电力系统的高次谐波电路与基波电路是不同的, 每一次谐波都有其相应的谐波电路。电力系统第n次谐波电路和其相应的等值电路如图3~4所示。

3 不同电抗率混装

(1) 如果电力系统中既含有一定量的3次谐波, 又含有一定量的5次及以上高次谐波时, 如上所述, 单独装设某一种电抗率的电抗器将不适合实际情况, 特别是大型变电站, 有大容量的并联电容器组, 如果每个支路都装设11%以上的串联电抗器, 这样可使3次及以上的谐波不被放大, 然而从电抗器的投资和并联电容器的容量利用率来讲, 每组电容器都增大电抗是很不经济的。而且对5次谐波的换制效果又不明显, 因此建议大型并联电容器组中采用混装型式的串联电抗器, 具体分析如下:

假如串联电抗器型式有两种, 电抗率k1, 装设m1组, 电抗率k2, 装设m2组, 如图5所示:

串联谐振点N1= (1/K1) 0.5 (3)

并联谐振点N0= (m1/m2+1) / (m1/m2×k2+k1) ) 0.5 (5)

对于3, 5次谐波, 要求N1<3, N23, 就可以保证电容器组对3次及5次谐波, 目前主要采用12%和5%的混装型式。

由式 (3) ~ (5) 可推得:m2/m1。

对于已运行的变电站, 并联电容器组数已知 (m1+m2) , 依此可算出串联电抗器匹配方案, 当然实际工程中还要考虑安全裕度和系数。

(2) 几个引起注意的问题

(1) 带有串联电抗器的电容器组的容量不能任意改变

如果将开关K1打开, 切除50%的电容器, 电容器的容抗增大一倍, 串联电抗率降为原来的一半, 如果原来12%的电抗率变为6%, 5%变为2.5%, 这将造成3, 5次谐波放大。同样, 当电容器组中的熔断器发生群爆后, 仍继续运行, 也将使串联电抗率下降, 并由此造成某次谐波的放大。

(2) 在并联电容器组中装设的串联电抗器的容量均应与电容器组相配合, 否则将引起某次谐波放大。

(3) 当电容器组投入电网时, 在涌流的作用下, 串联电抗器可能出现铁芯饱和从而产生:”涌流→铁芯饱和→电抗下降→谐波放大→铁芯饱和”的恶性循环, 最终可能导致过流保护动作。对此应选用抗涌流性能好的串联电抗器 (例如干式空心电抗器) 或采取相应的限止涌流的措施。

(4) 在电网中, 已有带有串联电抗器的电容器组运行, 在没有进行计算或核算前, 不允许又投入一组不带电抗器的电容器组, 以免造成已经投入的电容器组的早期损坏。

4 不同电抗率混装

(1) 带有串联电抗器的电容器组的容量不能任意改变如果将开关K1打开, 切除50%的电容器, 电容器的容抗增大一倍, 串联电抗率降为原来的一半, 如果原来12%的电抗率变为6%, 5%变为2.5%, 这将造成3, 5次谐波放大。同样, 当电容器组中的熔断器发生群爆后, 仍继续运行, 也将使串联电抗率下降, 并由此造成某次谐波的放大。

(2) 在并联电容器组中装设的串联电抗器的容量均应与电容器组相配合, 否则将引起某次谐波放大。

(3) 当电容器组投入电网时, 在涌流的作用下, 串联电抗器可能出现铁芯饱和从而产生:”涌流→铁芯饱和→电抗下降→谐波放大→铁芯饱和”的恶性循环, 最终可能导致过流保护动作。对此应选用抗涌流性能好的串联电抗器 (例如干式空心电抗器) 或采取相应的限止涌流的措施。

(4) 在电网中, 已有带有串联电抗器的电容器组运行, 在没有进行计算或核算前, 不允许又投入一组不带电抗器的电容器组, 以免造成已经投入的电容器组的早期损坏。

5 小结

(1) 不带串联电抗器的电容器组投入含有谐波的电网必然会引起电网中的谐波放大。

(2) 电网中谐波电流分流计算和谐波阻抗Z (n) 的特性分析是研究电容器组对电网中的谐波影响, 正确选择合适串联电抗率的有效方法。

(3) 为了防止谐波放大, 在电容器组中应串接一定电抗率的电抗器, 对5次及以上谐波k=5%, 对3次及以上谐波则串有k=12%。

(4) 在有大型并联电容器组补偿的变电站, 以及附近有谐波源的变电站内的并联电容器组, 为防止谐波放大, 应采取混装型式的串联电抗器, 采取什么型式的匹配方式, 应根据谐波无功功率平衡计算, 验证确定, 并应考虑某一组发生故障退出运行的情况。对于有谐波源的用户, 应监测其向电网注入的谐波量。

参考文献

[1]林海雪, 电力系统中的谐波问题[J].中国电力科学研究院.

[2]邱关源.电路.高等教育出版社.

高压并联电容器组 篇6

某变电站两组运行中的高压并联电抗器, 其型号为BKD-50000/500, 所附零抗型号为XKD-540/63, 在进行第一次预防性试验时, 发现其高低压套管末屏对地的电容量与交接和出厂时的数值相差很大, 现将其测试数据、原因分析及计算结果介绍如下, 供同行借鉴。

2 测试数据比较

500kV高抗套管主屏和末屏的预防性试验结果、交接试验数据如表1:

从表中可以看出, 不论是高压侧套管还是低压侧套管, 其主屏电容量的预试值与交接时的数据均相差不多, 符合《江苏省电气设备交接和预防性试验规程》的规定, 而其末屏电容量的预试值与交接数据相关很大。

3 原因分析

500kV高压并联电抗器的套管是电容量型套管, 其等值电路如下图:

图中:C1-套管主屏电容C2-套管末屏电容

出厂试验时单独对套管进行测量, 主屏电容C1采用正接法施加10kV电压测量, C测=C1。末屏电容C2采用反接法施加2kV电压测量, C测=C2。

预防性试验时, 测量套管的主末屏电容量是连同电抗器线圈一起进行的, 其等值电路如图2:

当测量高压侧套管主屏电容时, 低压侧套管末屏接地, AB两点短接, 高压线接A端, 测量线接高压侧套管末屏, 施加10kV电压, 由此可见:套管主屏电容的测量值与末屏电容、低压侧套管电容、线圈对地电容无关, C12测=C11。这就是说, 连同电抗器线圈一起测量套管主屏的电容量, 其数值应与出厂值和交接值接近, 其误差应符合规程规定。

当测量高压侧套管末屏电容时, 低压测套管末屏接地, 采用反接法, 测量线接高压侧套管末屏, 施加2500kV电压, 此时, C12测=C12+C11串 (C线+C21) …… (1) 。

同理, 测量低压侧套管末屏电容时, 其测量值就为C22测=C22+C21串 (C线+C11) …… (2) 。

从以上两式不难看出, 电抗器高低压套管末屏的测量值肯定要比实际值大。

据此可以推断, 交接试验的末屏电容量与出厂值相符的原因是:交接试验是在套管未装上电抗器前单独测量套管所致。

4 计算结果比较

由于C12测、C22测是高低压套管末屏电容器的测量值, 是已知数, C11、C21是高低压套管主屏的电容量测量值, 也是已知数, C线是电抗器线圈对地电容量, 可以根据测量绕组连同套管对地电容的数值计算出, 因此, 根据式 (1) 、 (2) 可计算出高低压套管末屏对地电容量C12、C22。

根据现场的实际测量可知:C线>>C11、C线>>C21, 故式 (1) 、 (2) 可简化为:

根据式 (5) 、 (6) 分别计算出高低压套管末屏对地电容量列于表2:

从表2可以看出, 末屏电容的计算值与末屏交接数据比较, 其误差大幅度下降, 尤以电抗器高压侧套管末屏电容更为明显, 其最大误差为5.8%。电抗器低压侧套管末屏电容量与交接数据比较, 误差仍较大, 最大为38%。

图中:C11-高压侧套管主屏电容;C12-高压侧套管末屏电容;C21-低压侧套管主屏电容;C22-低压侧套管末屏电容;C线-电抗器线圈对地电容

结束语

单独测量电容型套管的电容量与套管装上电抗器后测量其电容量两者比较, 其主屏电容量应无变化, 而末屏电容量有很大误差, 应经计算后进行比较, 方能得出正确数据。电抗器高压侧套管末屏电容量, 根据测量值计算出真实值后与原始数据比较误差很小, 但低压侧套管末屏电容量根据测量值计算出真实值后与原始数据比较仍有较大误差, 这有待在今后的工作中与同行进一步探讨

参考文献

[1]江苏省电力公司:输变电设备交接和状态检修试验规程.

高压并联电容器组 篇7

并联电容器是目前国内采用最普遍的无功补偿设施,它是为了减少线路上因大量无功传输而引起的电能损失,解决地区无功电源容量不足,提高功率因素,保证电力系统安全经济运行的重要措施。因此保障并联电容器装置的正常运行在电网安全性和降损节能方面有着重要的意义。

由于电容器是储能设备,内部的工作场强很高,对冲击过电压和高频过电压冲击波都非常敏感。正常工作电压下电容器元件绝缘老化是一个长期的过程,任何元件发生故障都将其余元件上的电压分布改变。如果保护未能及时动作,就会造成一些电容器元件运行电压过高而加速绝缘劣化,导致多个内部元件连续性击穿,从而引起整组电容器群爆事故的发生。近些年来广东省500 k V变电站接连发生35 k V并联电容器群爆事故,本文以500 k V横沥变电站发生的35 k V并联电容器群爆事故为例,从分析电容器内部电压的分布入手,研究内部元件故障引起的电压分布变化情况,并对目前用于反映电容器内部故障的零序差流法保护参数整定提出了准确的整定方法。

1 电容器现场故障情况分析

500 k V横沥站的35 k V无功补偿系统由于过电压引起了电容器组群爆起火事故,整个事故燃烧约1个小时,321并联电容器组B相电容严重烧毁。这次事故不仅造成了设备损坏,变电站部分停电,事故现场的着火、浓烟、爆裂碎片还给运行人员的安全带来极大的威胁。

1.1 事故过程和保护动作情况

横沥站值班人员在接到总调投电容器组的命令后,合上35 k V II母线#1电容器组321开关,四秒中后35 k V II母线#1电容器组ISA-359F保护零序差流保护动作,跳开321开关三相,现场35 k VⅡ母线#1电容器组着火,多个电容器爆裂、漏液,并伴有浓烈的刺激性气味,多个支持绝缘子、放电PT、不平衡CT等附件损坏,保护显示“零序差流保护动作IP=11.38 A”。

1.2 电容器组的参数配置及结构

故障电容器安装在变电站的主变35 k V侧,共有180台,总容量为60 120 kvar。

电容器组型号:TBB35-60120/334-BLW

单台电容器型号:EX-7Li 12 000 V 334 kvarBIL:125 k V

电容器组接线方式为双星形接线,中性点不接地。每相电容器组先并后串,每臂7+8并2串。电容器组采用中性点零序差流保护,单台电容器采用内熔丝保护,8并5串组成一台电容器。

1.3 故障录波电流分析

由现场故障录波图及电能监测装置记录的谐波和电压数据,可以分析此次电容器组故障的发生并不是瞬时谐波过大或系统零序电压引起。同时通过分析现场录波图可以将故障电流分为四个阶段,第一阶段电流约840 A,属于正常运行电流;第二阶段电流约1 500 A,为故障时电流,由于整定不当,保护整定值过大,保护未能启动;第三阶段电流约2 400 A,故障进一步扩大,保护启动;第四阶段约10 000 A,属于三相故障电流,已发展为严重故障。

事故是在电容器正常投入4 s内发生的,我们可以认为电容器组在合闸过程中的过电压造成了电容器的击穿。根据内熔丝电容器的特点,我们可以分析知道当单台电容器内部故障元件数目超过最多允许的数目,其余元件承受的过电压将超过最大允许值。从以上电流的变化过程分析看,当个别电容器元件发生故障时,由于内部故障保护零序差流保护的定值设置偏大,从而不能及时有效地起到保护作用,导致先有一台电容器单体完全被短路,电容器组两串结构变为一串结构,电流增大一倍,约1 500 A。剩余一串在过电压下运行,有连续击穿故障,然后发生短路,电流继续增到2 400 A,并迅速发展为三相短路故障,电流达10 000 A。

2 电容器内部元件故障引起的电压分布变化

电容器上的过电压既与运行时的母线电压水平及串联电抗器的电抗率有关,又与电容器发生内部故障时的不均匀电压分布有关。由于无功补偿电容器装置一般由数只电容器串、并联组成,而每台电容器内部一般又由多个电容器元件按需要串联、并联构成。因此电容器中的任何一个元件出现故障都将引起电压在各电容元件上的重新分布,给电容器的正常运行带来潜在的危险。

带内部熔丝的35 k V无功补偿电容器组接线如图1所示,单台电容器由M个带内熔丝的元件并列而成,每臂再由N台电容器串联而成,分析由于电容器内部元件故障引起的电压分布变化情况。图中,Ua、Ub和Uc分别为电容器组的三相支路电压,Uo为中性点电位。接线方式为双Y形中性点不接地方式,如对于A相,A1和A2各为其中一个Y臂。

当35 k V系统三相对称且电容器组三相完全平衡时,35 k V补偿电容器组的中性点电位Uo为零,流过双Y中性点连线的电流Io也为零。如有电容器发生故障,Uo及Io均不再为零。内部熔丝是用来断开故障的电容器元件,从而使该电容器单元的其余部分以及接有该电容器单元的电容器组继续运行。设电容器组母线相电压为1.0(标么值),每元件容量为c,假设A相一单元内部有F个元件故障被熔丝断开,故障单元电压值、故障单元过电压值倍数分别由算式(1)、(2)可以求得。

无故障时单相单臂电容器组总容抗:

故障后其它完好单元的总容抗:

故障单元电压

故障单元过电压倍数:

由分析可知,Kv>1,即带内部熔丝的电容器组内部某些元件故障后被熔丝断开退出运行,故障元件所在单元剩余完好的电容元件将承受过电压。随着F的增多,剩余完好电容元件承受的过电压也越大。根据电容器内部元件可以承受的过电压倍数,利用公式(2)可以计算出电容器组正常运行最多允许故障元件的个数。

3 双星零差电流保护的整定计算

单台电容器内部元件击穿的最有效保护手段是电容器的零序差流保护,该保护也是整台电容器组故障最有效的保护手段。双星接线电容器中性线零差电流保护的正确整定,对电容器故障的可靠切除起着决定作用。

以500 k V横沥站35 k V电容器组321为例,实际结构如图2所示,保护方式是双星零差电流保护(内熔丝),正确的整定方法如下:

电容器组额定相电压UEX:24 k V

电容器组额定容量QN:60 120 kvar

单台额定电压Un:12 k V

单台额定容量Qn:334 kvar

单台额定电流In:27.8 A

元件允许过电压倍数Kv:1.5

单台串联数N:2单台并联数M:7+8

元件串联数n:5元件并联数m:8

电流互感器变比nl:20/5

电流互感器精度σ(%):0.5

臂间电容偏差ΔZdz*(%):0.5

允许内熔丝动作根数最大值:

零差电流保护整定值(二次):

初始不平衡值(二次):

由于电容器组实际上三相不可能完全平衡,因此需要考虑初始不平衡值,若按照以上计算结果,不平衡电流应取0.2515+0.2624=0.5139 A(二次),取0.5 A,一次值为2 A。虽然原来整定的二次零差电流保护定值为0.27A,但原来使用的电流互感器变比为30/1,所以实际上零差电流保护一次整定值为8.1 A,远远高于内部元件发生故障发生时可以承受的零差电流。当个别电容器元件发生故障时,内部故障保护整定值太高,不能及时地起到保护作用,使得故障进一步扩大。

4 结论

电容器组零序差流保护是反映电容器组一个或几个电容元件损坏后,引起电容器组三相不平衡,从而在中性点产生较大的不平衡电流量,以此不平衡量作为保护动作量构成的一种保护。该保护是反映电容器内部故障的一种经济而有效的方法,但由于目前很多供电局对带内熔丝双星接线的电容器组缺乏现场运行经验,没能根据现场实际的情况对保护参数进行正确整定,保护不能及时起到保护作用,导致在群爆事故接连发生时,造成重大经济损失。为此本文对该类型的电容器组进行了深入的分析研究,并对目前使用的零序差流保护提出了正确的整定方法。

参考文献

[1]徐林峰,林一峰.500kV变电站电容器组爆裂的故障分析[J].电力电容器,2004(4):43-44.XU Lin-feng,LIN Yi-feng.Failure analysis of capacitor bank in500kV substation[J].Power Capacitor,2004(4):43-44.

[2]杨宇,闫晓玲,韩富春.变电站无功补偿装置过电压保护探讨[J].太原理工大学学报,2001,32(4):414-416.YANG Yu,YAN Xiao-ling,HAN Fu-chun.Discussion on the improvement of substation reactive power compensation overvoltage protections[J].Journal of Taiyuan University of Technology,2001,32(4):414-416.

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[4]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,2001.