绝缘电压（通用9篇）
绝缘电压 篇1
10kV及35kV电网属于小接地电流系统, 该系统中均装有绝缘监察装置, 用以监视电网三相导线对地绝缘情况。实际上, 绝缘监察装置不仅可以监视导线对地绝缘情况, 还可根据三相对地电压表指示的变化, 监视本身和电网的运行状况, 准确无误地判断故障性质及故障位置。
1. 绝缘监察装置电压互感器熔断器熔断故障
(1) 电压互感器熔断器一相熔断故障特征:熔断器熔断相对地电压表指示降低, 熔断器未熔断的两相对地电压表指示正常;熔断器熔断相与另两相间线电压降低, 熔断器未熔断的两相间线电压正常;若出现接地信号, 电压互感器一次侧熔断器一相熔断, 若不出现接地信号, 电压互感器二次侧熔断器一相熔断。
(2) 电压互感器熔断器两相熔断故障特征:熔断器熔断的两相对地电压表指示很小, 接近零, 未熔断的一相对地电压表指示正常;熔断器熔断的两相间的线电压为零, 熔断的两相与另一相间的线电压均降低, 但不为零;若出现接地信号, 为电压互感器一次侧熔断器两相熔断, 若不出现接地信号, 为电压互感器二次侧熔断器两相熔断。
2. 电网接地故障
一条线路单相接地故障特征:三相对地电压表指示不平衡, 一相降低, 另两相升高;出现接地信号;选切引起三相对地电压表指示变化的一条接地线路时, 接地现象仍然存在, 只是此时三相对地电压表指示较前发生了变化, 当选切掉另一条接地线路时, 三相对地电压表指示恢复平衡;投运两条接地线路中的任何一条, 都引起接地现象。
3. 线路断线故障
(1) 线路单线 (相) 断线故障现象:出现电网接地信号;三相对地电压表指示变为不平衡, 若断线导线在电源侧不接地, 则断线相对地电压升高, 其他两相对地电压降低, 若断线导线在电源侧接地, 三相对地电压变化情况同单相接地, 断线相对地电压降低, 其他两相对地电压升高;断线线路供电的负荷逐渐减小, 电流、功率表指示变小, 电动机停下来不能再正常启动, 并出现发热、烧损等现象;断线线路供电的变电所, 线电压不平衡。
(2) 线路两相断线故障特征:电流、功率表指示为零;三相对地电压表指示不平衡, 断线不接地相对地电压升高, 断线接地相和未断线相对地电压降低;出现接地信号;由故障线路供电的变电所, 只有一相电压, 且电流表指示为零。
绝缘电压 篇2
关键词：半绝缘；击穿；短路接地
中图分类号：TM451 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0122-02
1 故障现象
2012年某220 kV变电站35 kVⅡ母线电压互感器发生异常，监控值班员接省调操作命令：退出该变电站
35 kV4#电容器，拉开35 kV4#电容器断路器的同时
35 kVⅡ母电压UB： 20.4 8 kV、UA：41.93 kV、UC：41.92 kV、3U0：105.21 V，并伴随上传35 kV3#、4#电容器装置报警动作、35 kV母联装置报警、接地报警动作，10 min后35 kVⅡ母变为A相全接地，UA：2.1 kV、UB：36.42 kV、UC：
38.22 kV、3U0：106.67 V。初步判断为35kVⅡ段母线有B相瞬间接地现象，随即转为A相永久接地。
2 运行方式
220 kV两条进线两回，220 kV母联联络I、II母运行，一条220kV线路、1号主变在I母运行，2号主变、一条220 kV线路在II母运行，110kVI、II母由母联1150断路器联络运行，三条110 kV线路在110 kV I母运行，一条110 kV线路在110 kV II母运行，35kVI、II段母线分裂运行，35k VI段带一条35 kV线路、一台所用变、
35 kV1号、2号电容器运行，35 kVII段带35 kV3号、4号电容器、两条35 kV备用线路运行。
3 现场检查
35 kV电压互感器柜外观无损坏，打开柜门后，发现A相电压互感器靠B相侧有道裂缝并从裂缝口处流出黑色胶体，表面温度很高（与B.C相表面温度差别很大），B相电压互感器靠A相侧有油渍，如图1、图2所示。C相电压互感器外观完好。35 kV避雷器及放电计数器外观检查良好。
4 处理过程
试验人员到现场首先进行外观检查，得出35kVII母电压互感器A相外观损坏的结论后对该组电压互感器进行诊断性试验。如表1，表2所示。
电压互感器倍频感应耐压无法升压，避雷器试验合格。
由于35 kVII母电压互感器A相已经炸裂，该组电压互感器无法运行，更换三相备品电压互感器，原异常电压互感器组退出运行。
5 原因分析
该电压互感器为半绝缘型电磁式电压互感器，型号为JDZXF71-35N。在值班员对4号电容器进行拉开操作的过程中产生谐振过电压，B相电压互感器出现闪络现象，系统B相瞬间出现接地现象，使A相产生事故短路过电压，从而击穿A相绝缘，导致A相电压互感器炸裂。归纳事故原因如下：
①产品质量欠佳，该电压互感器材料质量部过关，虽然在交接试验时试验项目全部合格，但是在长期工况运行状况下，该绝缘材料逐渐发生劣化，当有冲击电压施加时，导致绝缘击穿。
②半绝缘型电磁式电压互感器属于新技术、新产品，还没有建立完善的试验标准试验规定。
③电磁式电压互感器容易引起铁磁谐振过电压，由于电磁式电压互感器内部的非线性电感与系统对地电容构成LC震荡回路，单电感与系统对地电容成一定比例的时候就会发生铁磁谐振，中性点发生移位，相电压发生变化，线电压不变，从而引起单相过电压。
④当电压互感器铁芯饱和，导致其励磁电流大大增大，严重时能达到额定励磁电流的几百倍，从而引起电压互感器的炸裂、烧毁。而这种情况下会产生3倍左右的过电压，引起绝缘的闪络、击穿乃至爆炸。
⑤在电力系统中半绝缘电压互感器在正常运行中只承受相电压，全绝缘电压互感器运行中可以承受线电压。
⑥半绝缘电压互感器的高压N极必须直接接地方能运行。在系统出现不对称时，很容易出现高幅值的铁磁谐振过电压。
⑦半绝缘电压互感器在发生单相接地等异常情况时，需要承受很高的线电压冲击，这种情况下运行能超过2 h，长期运行可能造成绝缘击穿或炸裂、爆炸等事故。
⑧在全国各电力公司所下辖的变电站内，装有半绝缘电压互感器的变电站运行的安全状况普遍不良，熔断压变熔丝，烧毁电压互感器，甚至引发系统事故，严重影响计量的正确性，使测量数据丢失，危及继电保护和自动装置的正确动作等事故不断，严重影响到了电网的安全稳定运行。
6 防范措施
①加强同厂家、同类设备的巡视测温，发现温度异常要加强监视，做到早预防、早控制，防控结合。
②加强电力设备质量检测准入制度，严禁不合格产品、质量差设备进入电网，加强责任追究制度，对设备的准入责任落实到人。
③尽量采用技术成熟的全绝缘电容式电压互感器。
④选用伏安特性好的电压互感器。
⑤选用高电压等级的电压互感器。
⑥合理安排操作方式。
⑦装设消谐装置。
⑧逐步更换全绝缘电压互感器。
⑨改进接线方式（电压互感器接线原理图3所示），采用电压互感器一次绕组中性点经零序电压互感器接地，即将主电压互感器的二次开口角回路与零序电压互感器的一个补偿绕组串联后接电压继电器，零序电压互感器增大了直流电阻与交流励磁阻抗，零序测量回路是三相电压互感器的开口三角与零序电压互感器的一个测量绕组按正极性串联的，它包含了三相电压互感器的少部分零序电压，测量更精确，同时由于零序回路不是短接的，避免了因电容放电电流使开口角绕组热容量不够而烧坏的隐患，同时，通过改变零序电压互感器的参数设计，增大了直流电阻与交流励磁阻抗，其热容量得到增大，这样可以有效的抑制超低频振荡过电流导致的零序电压互感器烧坏，因此可以消除铁磁谐振和抑制超低频振荡功能外，还可以有效防止目前运行中经常出现的障碍、事故的发生。
7 结 语
采用成熟稳定的电力设备能大大提高电力系统供电的可靠性与电网的稳定性，采用合理的消谐装置能很大程度上消弱电力系统内的谐振过电压，对电力系统中运行的电力设备的保护起到至关重要的作用。通过这起
35 kV电压互感器绝缘击穿事故的原因分析，大大提高了试验人员对半绝缘电压互感器的事故处理能力。
参考文献：
绝缘电压 篇3
随着科学技术的发展, 人们对于电力的应用也越来越广泛, 但因为电力的发展过于迅速, 国内外在电力的应用中经常会出现油浸互感器的爆炸或者变压器套管爆炸, 并且还会引发主变烧坏等重大事故, 给电力的安全运行带来了很大的阻碍。在这之中, 尤其是对于高电压设备来说, 其安全运行将更大程度保证供电的有效性和高质性。基于此种情况, 大多数高电压设备都采用绝缘在线检测系统, 从而及时并有效的解决高电压设备的绝缘老化。不仅如此, 此系统还需要相应的检修人员对高电压设备绝缘材料的老化规律有深入的认识, 进而有针对性的进行维修工作。下面结合高电压设备绝缘老化的原因和规律, 谈一谈高电压设备绝缘老化的状态维修。
2 高电压设备的绝缘老化
2.1 电老化
根据目前的研究现状来看, 对于绝缘材料在电场中的老化规律还没有一个严格的理论体系。而在实际的应用中, 通常利用L=K/En来充当绝缘材料老化规律的理论依据。其中K是一个常数, 大小由绝缘材料的性质来决定;E为绝缘材料外部电场;n主要代表了电压负荷系数, 大小主要是根据一定的电压和温度测定而来的。经过长期的实践, 很多专业人员都认为绝缘材料发生电老化的原因都是因为其外部电压大于了起始电压, 并且如果绝缘材料的电场阀值大于其所附加的外界电场, 那么相应的绝缘材料就能达到理论上的寿命无限性。上述对于电老化的理论阐述虽然被广大的研究人员和应用人员所普遍接受, 但是还有一部分的学者对此抱有不同的理念。比如部分的学者认为高电压设备绝缘材料的电老化是一个渐变的过程, 与电场阀值并没有太深的联系。这种观点测量方式较为清晰, 并且理论过程也很明确, 但它不能解释高电压设备绝缘材料在电压超过一定数值时突然发生的电流上升现象。因此在实际应用中, 有经验产生的电场阀值在解决高电压设备绝缘材料的电老化方面, 有很广泛的应用。
2.2 热老化
高电压设备在实际运行中会产生大量的热量, 从而增大了绝缘材料的温度。绝缘材料在实际应用中的温度与其所拥有的寿命有很大的联系, 在此方面最著名的就是10℃规则。10℃规则是在1930年由V.M.Montsinger提出的, 它指出当绝缘材料的温度每升高10℃, 材料的寿命就会减半。事实上, 由于各个绝缘材料内在结构的差异性, 此规则只能模糊的展现高电压设备绝缘材料的温度与寿命之间的联系, 并不能用于严谨的理论计算。1948年Dakin提出了此方面的一种新观点, 即他认为高电压设备绝缘材料发生热老化的实质是一系列氧化效应形成的, 其本质是一种化学反应, 因此应该结合材料本身发生化学反应的速率公式进行理论计算。公式为ln L=ln A+B/T, 其中L为绝缘材料的寿命, A和B都是常数, T为绝对温度。
2.3 多应力联合老化
高电压设备绝缘材料的应用经验表明, 其老化的速度与绝缘材料的本身性质和外加应力的类型等有很大的关系。就目前的高电压设备绝缘材料的应用中, 应该根据绝缘材料的各种应力类型与持续时间, 进行深层次的研究, 从而得到绝缘材料的老化规律。在此方面, 很多的应用人员都选择电—热联合应力老化的组合方式, 来探究绝缘材料的老化规律。在这之中, 首先应该认识到高电压设备中普遍存在着机械应力, 并且很容易给绝缘材料带来裂纹和气穴, 是绝缘材料发生多应力联合老化的重要因素;其次对于长期工作在湿度较大的高电压设备, 其绝缘材料的老化还应该综合的考虑湿度的因素, 从而在环境条件下探究绝缘材料的老化规律。
3 基于绝缘老化的高电压设备状态维修
3.1 状态维修的意义
由于高电压设备绝缘材料的老化是一个过程, 并且一旦老化严重, 将带来重大的事故, 这就决定了对于高电压设备绝缘材料进行传统的定期维修和离线实验是不可行的。传统的维修不仅会因为盲目的维修过程而大大浪费不必要的人力物力, 还会因为过度维修而给高电压设备带来新的故障隐患, 同时还不能很好的检测到绝缘材料的绝缘缺陷, 从而给高电压设备的正常安全运行带来了一定程度的干扰。基于此种情况, 对高电压设备绝缘材料进行以在线监测为主、离线试验为辅的状态维修是非常有必要的, 同时也给高电压设备绝缘材料的老化处理带来了积极的意义。
3.2 高电压设备绝缘老化状态维修的实现
首先, 对于高电压设备绝缘老化的状态维修需要准确可靠、简单易行的在线监测技术作为支持, 并在维修绝缘材料的时候提供有效可行的意见。在这之中, 应该对绝缘材料在各种应力和环境条件下的老化规律进行整理, 并结合当前的运行环境对绝缘材料进行科学的分析, 把绝缘材料的运行现状与变化方向直观的展示出来。因此, 对绝缘材料进行非破坏性试验分析是非常有必要的, 并且还应该利用相应的理论知识把分析结果转化为残余击穿电压的形式, 给高电压设备绝缘材料的老化分析打下坚实的基础。
其次, 在线监测在实际应用中还应该解决一系列的问题, 比如在监测变量上的选择等。一般来说, 不同的绝缘老化监测系统的灵敏度是不一样的, 目前应用较为广泛的是油中溶解气体分析与油浸故障分析, 其应用方法主要包括油—纸绝缘变压器监测和便携式光电设备监测。此外, 随着科学技术的不断发展, 超声探测在高电压设备绝缘老化的庄涛维修中也开始逐渐得到应用。此种新技术相比来说更加的经济实用, 并且其检测效果也优于以前检测手段。在此方面, 目前应用最广泛的就是脉冲—回声技术, 其对于材料的绝缘缺陷等方面有很强的监测力度, 通常适用于多层结构的高电压设备绝缘材料。
此外, 很多的研究和应用人员都认为绝缘材料发生局部放电是其老化的重要原因, 因此状态维修应该把引起局部放电的因素考虑在内, 进而构建完善的在线监测系统, 从而在根源上降低高电压设备绝缘材料老化的速率, 全面提高绝缘材料的使用性能和寿命。
结语
随着社会经济的不断发展, 人们对于电力的应用也会越来越广泛。而高电压设备的绝缘老化状态维修作为保障电气设备安全运行的重要手段, 在未来的发展中必将有其新的意义和内涵。本文通过科学合理的探究, 较为系统的阐述了高电压设备绝缘老化的状态维修, 给广大的高电压设备管理人员带来了操作性较强的实践经验。但由于各个区域在高电压设备应用方面都有所差异, 就造成了这些方法不能很好的应用在所有区域的高电压设备管理中。因此在实际应用中还需要进行相应的改进, 进而更好的完成其绝缘老化的状态维修工作。
摘要：本文介绍了高电压设备在我国的应用现状及问题, 集中阐述了高电压设备发生绝缘老化的主要原因, 并针对高电压设备的绝缘老化对其状态维修进行了科学合理的探究, 给高电压设备绝缘老化及状态维修探究带来了积极的指导意义。
关键词：高电压设备,绝缘老化,状态维修
参考文献
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绝缘电压 篇4
【关键词】特高压 输电系统 过电压 绝缘配合 技术 分析
特高压输电系统可以说是当前技术条件支持下，整个世界范围内最为先进的输电技术之一。特高压输电系统建立在超高压输电系统基础之上所发展起来，以对输电性能的提升为目的，在保障中距离、远距离输电作业得到顺利实现的基础之上，构成一个相对完整与健全的联合性电力系统。与此同时，特高压输电系统在沿线走廊建设方面可以节约大量的资源，这对于土地资源缺失问题严重且人口稠密的地区而言，有着良好的适应性能力，同时也可获取极为良好的经济效益与社会效益。本文试针对以上问题做详细分析与说明。
一、特高压输电系统过电压相关问题分析
（一）特高压输电系统工频暂时过电压的大小及持续时间分析
在当前技术条件支持下，我国所涉及到的特高压线路一般长度较长，同时在輸电系统中配备有一定的，以并联方式连接的高压电抗器设备。实践测定结果显示：工频暂时过电压max数值在绝大部分情况下出现于满足如下条件的情况下：1.断路器三相分闸；2.单相接地故障。与此同时，整个特高压输电系统工频暂时过电压的大小按照发生位置的差异性，也存在一定的差异：一般情况下，发生于母线一侧位置的工频暂时过电压max数值为1.3，而发生于线路一侧位置的工频暂时过电压max数值为1.4。在整个特高压输电系统的运行过程当中，为最大限度的控制工频暂时过电压max现象的持续时间，多采取的方式为：于线路两侧位置增设两侧断路器进行联动处理，在此过程当中还可合理降低MOA对于能量的吸收。而在应用此种方式的过程当中，还需要重视的是对MOA参数的合理选取。需要注意的一点是：常规意义上避雷器额定电压的选择原则为→避雷器额定电压数值≥工频暂时过电压max值。然而：考虑到MOA能够相对于过电压发挥一定程度上的耐受性能，从而可在短时间内指令工频暂时过电压max数值低于避雷器额定电压。
（二）特高压输电系统操作过电压分析
相对于整个特高压输电系统而言，实践运行过程当中所涉及到的过电压主要可以分为三种类型：1.合闸/重合闸空载线路过电压；2.接地故障过电压；3.切除短路故障分闸过电压。首先，对于合闸/重合闸空载线路过电压而言，现阶段对于特高压输电线路这部分过电压所选取的最典型措施在于：将合闸电阻引入线路断路器设备当中。与此同时，还需要将合闸电阻参数控制在600Ω单位之内；其次，对于接地故障过电压而言，在特高压输电系统的运行过程当中，仅采取单相重合闸方式对其进行控制，并未将两相重合闸纳入系统运行中。在此种因素作用之下，若存在两相接地故障问题，则应当充分考虑对三相分闸措施的合理应用。从这一角度上来说，在仅考虑单相接地故障的情况下，故障过电压将始终维持在较低水平，以max值（%）为例，其所对应的过电压标准值也控制在1.5范围之内，这说明：在特高压输电系统的运行过程当中，接地故障过电压并非在整个系统过电压数值设计中的关键控制因素；最后，对于切除短路故障分闸过电压而言，此项过电压主要是指在针对故障线路短路故障予以清除的过程当中，于周边非故障线路位置所表现出的过电压数值。此类过电压的出现将导致周边非故障线路出现绝缘闪络问题，由此可能导致短路故障范围以及严重程度的进一步扩大。在特高压输电系统的实践应用过程当中，可通过装设分闸电阻的方式，将分闸过电压标准值控制在1.7范围之内。
二、特高压输电系统过电压及绝缘配合技术分析
（一）特高压输电系统过电压及绝缘配合基本原则分析
对于我国而言，在当前技术条件支持下，以IEC60071-2标准作为整个特高压输电系统过电压与绝缘配配合的技术性原则。该标准规范内绝缘安全裕度为15%单位，外绝缘为5%单位。
（二）特高压输电系统变电站变压器设备绝缘水平分析
大量的实践研究结果证实，雷电冲击耐受电压以及工频耐受电压可以说是决定整个特高压输电系统变电站变压器设备绝缘性能的最关键因素之一。在当前技术条件支持下，我国绝大部分的特高压输电系统MOA均具备良好的V-A饱和属性，能够将雷电冲击保护水平控制在较低限度。与此同时，通过在变电站进线段位置引入最大绕击电流的措施，可以将变压器设备端部位置的雷电过电压控制在较低水平当中。现阶段，建议将雷电冲击耐受电压max数值控制在2100kV单位以内，同时将操作冲击耐受电压max数值控制在1800kV单位以内。
三、结束语
伴随着科学技术的持续发展与经济社会现代化建设进程的日益完善，社会大众持续增长的物质文化与精神文化需求同时对新时期的电力系统建设事业提出了更为全面与系统的发展要求。大量的特高压输电系统开始在电力行业的建设过程中发挥着极为深入的作用与意义，值得重视。总而言之，本文针对有关特高压输电系统过电压与绝缘配合过程中所涉及到的相关问题做出了简要分析与说明，希望能够为今后相关研究与实践工作的开展提供一定的参考与帮助。
参考文献：
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发电机过电压对绝缘老化的影响 篇5
1 过电压影响绝缘的参量
发电机是一种旋转的电气设备, 其额定电压并不高, 但其绝缘要承受电、热、机械应力和环境等因素的联合作用, 工作环境极其恶劣。高压电机劣化过程如图1所示。
在电力系统中, 旋转电机随时都可能受到来自电网的各种暂态电压的冲击, 使定子绕组的匝间绝缘和主绝缘遭受到高强度的电气损伤, 并逐步削弱其绝缘水平, 最终导致定子绕组绝缘事故。在交流电压作用时, 各线圈上的电压分布是均匀的。但在过电压或操作冲击电压作用下下, 各线圈上的电压分布很不均匀, 特别是在陡波作用下, 每相首只线圈及其匝间承受的过电压最大, 距相首越远的线圈, 承受的冲击电压越小。冲击电压的在绕组上分布与许多因素有关, 如冲击电压的幅值Uc, 波前时间Tf和定子绕组中性点连接状况, 以及对地电容、匝间电容等, 其中影响最大的Uc、Tf。
当过电压的Tf=1μs时, 相首线圈承受的电压幅值U1c为过电压Uc的50%, 而在其他条件不变情况下, 仅波前时间缩短 (如采用真空断路器产生高频重燃过电压时) , Tf<0.5μs时, 则相首首线圈承受的冲击过电压将大幅增高。发电机绝缘上承受的过电压作用会导致电因素的绝缘劣化。电老化的实质是, 绝缘内部或者表面发生局部放电所引起的一系列物理化学效应, 它是固体绝缘材料在高电场下老化的最基本形式。当工作电压达到气隙的起始放电电压时, 绝缘中的气隙便发生局部放电, 使绝缘受电老化。即使没有放电也会因为电流通过材料引起的热效应导致材料老化甚至发生热击穿或流过材料表面的电流的热效应使材料表面出现炭化通道。在过电压下冲击电流一般较大, 会引起绝缘介质温度提高, 缩短绝缘寿命。同时, 发电机绝缘在进入老化期后, 其绝缘结构中存在大量的空气隙, 这类缺陷会对电场产生畸变, 在极不均匀电场及过电压在电场的作用下, 介质有明显的不完全击穿现象, 不完全击穿导致绝缘性能逐渐下降的效应称为累积效应。发电机正常运行时, 如果绝缘良好没有局部放电, 那么过电压的侵入会可能会将原有潜在缺陷劣化为事实缺陷, 进而使电场发生畸变, 产生局部放电甚至直接击穿。如果绝缘已有缺陷那么过电压的侵入不仅对潜在缺陷有影响, 而且对已有缺陷影响更大。本来在缺陷处电场已发生畸变, 再加上过电压波叠加到工频上, 电压幅值会大幅增加, 将产生脉冲频率更高的局部放电。局部放电产生的强裂过热, 往往造成绝缘材料的碳化或熔化, 其破坏的速度与局部放电的严重程度和持续时间有关。这样不仅有进一步加剧原有缺陷劣化程度的可能更可能因电压幅值过高而直接击穿绝缘。作用在发电机定子绝缘上的主要特性参数包括:幅值、陡度、频度等。
2 引入过电压因素的发电机剩余绝缘寿命推定计算
大电机主绝缘的老化特性及剩余寿命的研究主要包括主绝缘在多种因子下的老化状态参量、老化数学模型、老化过程以及在它们基础上建立的寿命评估体系。击穿电压特征参量是衡量电力设备绝缘性能优劣唯一可靠的标准。但由于击穿电压是破坏性参量, 不能用来衡量运行中的设备绝缘。而只能用非破坏参量来表征, 通过这些非破坏性参量的变化趋势以及它们和击穿电压的关系, 来评估绝缘的老化状态, 进而达到预测绝缘剩余寿命的目的。目前国内发电机定子绝缘监测和老化鉴定的试验项目仅能反映绝缘的局部老化程度, 不能预测绝缘的剩余寿命。最大放电电荷法是由实测得到的绝缘电阻、极化指数、△I、△tanδ、Qm等参数代入推定击穿电压公式进行计算, 即:
式中VBD—推定击穿电压值 (kV) ;
E—额定电压值 (kV) ;
Qm—最大放电电荷 (pC) ;
△tanδ—介质损耗角正切 (%) (2 kV下) ;
C0—静电容量 (F) (2 kV下) ;
R1—l分钟绝缘电阻值 (Ω) 。
过电压造成绝缘老化甚至击穿的现象, 现在的研究主要是从机理上进行解释。绝缘寿命的预测公式的提出主要也是从经验的方面考虑, 要对其发生过程、影响程度进行量化还需新的电化学理论方面的研究, 同时有关短气隙高场强实验模拟发电机绝缘结构气泡击穿过程电化学方面实验的研究也相当重要。本文认为可通过统计发电机实测过电压数据并结合预防试验得到的老化参量进行绝缘安全预测, 将过电压这一影响发电机绝缘老化的因素引入到预测绝缘寿命公式中来。
因旋转电机的种类和绝缘构成不同, 对旋转电机绝缘老化的判断, 要一概而论的进行讨论是不可能的。但可按照从过去到现在的顺序对绝缘电阻、极化指数、△I、△tanδ、Qm等的测量值来分别进行说明, 以反映不同的老化情况为, 为了表征过电压产生对发电机绝缘老化累积效应改进绝缘寿命预测准确性, 本文提取出过电压平均幅值倍数和发生次数作为主要表征参量。另一方面综合分析这些测量值, 就可以提出关于推算旋转电机剩余寿命的方法, 由这些测量值来得到绝缘击穿电压推定值的方程如下:
式中VBD—推定击穿电压值 (kV) ;
E—额定电压值 (kV) ;
Qm—最大放电电荷 (pC) ;
△tanδ—介质损耗角正切 (%) ;
C0—静电容量 (F) (2 kV下) ;
R1—1分钟绝缘电阻值 (Ω) ;
K—过电压发生次数;
M—过电压平均倍数。
过电压的发生次数K可由收集回的过电压数据统计得到, 大至在50～80次之间。M的确定由实测数据定义, 根据在全国几十个电厂及变电站的统计测量数据, 大致在1.8～3.op u.之间。
新方法的提出是建立在原有最大放电电荷寿命预测法基础之上的, 要获得式中的参量必须通过诊断试验得出。通过以下试验得出Qm、tgδ、R1、C0 (表1) 。
求取上述参量后, 利用“暂态过电压监测仪”在电厂现场测得的过电压数据统计得到K、M。将所有参量数据代入修正后的公式进行计算得出绝缘耐受强度VBD/E, 最后由推定绝缘剩余寿命经验图估计发电机的剩余寿命。
3 结语
综上所述, 过电压因素在新投入的发电机绝缘安全中起到至关重要的作用, 新机组虽绝缘状况良好, 但其事故率较高。导致这种情况的发生是因为新投入的发电机组由于运行经验不足, 及过电压数据不足, 绝缘配合水平不够完善。在暂态过电压冲击下发电机不但有在原有缺陷情况下直接电击穿, 而且会诱使绝缘缺陷产生局部放电, 加速绝缘老化。应用统计方法提取出过电压特征参量, 并引入到绝缘寿命评估算法的方法理论正确, 可有效地应用于工程计算。
参考文献
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[4]欧阳本红, 刘丽兵, 江裕熬, 高乃奎.发电机定子绝缘剩余寿命评估参量的选择.高电压技术, 2005 (1) :l～3
[5]马小芹, 卢伟胜, 马晓薇等.大型发电机主绝缘多因子老化过程中交流电流参量的研究.电工技术学报, 2003 (10) :1～7
绝缘电压 篇6
1) 进行直流系统过电压保护需要布置避雷器。直流输电工程过电压有两种情况, 一是暂态过电压, 二是雷电过电压。这两种情况都需要利用避雷器来进行保护工作。避雷器在绝缘配合中以及在工程造价中都具有很重要的作用。在进行避雷器保护方案的选择时需要注意几个原则。一是如果过电压发生在交流侧时, 需要利用交流侧的避雷器来进行保护。二是过电压发生在直流侧时, 需要利用多个类型的避雷器来进行保护, 比如线路避雷器和母线避雷器等。三是对于关键的设备比如阀门和波滤器等进行保护时需要利用与之紧密连接的避雷器。
2) 进行直流系统过电压保护需要确定避雷器的参数。在避雷器的使用过程中其会承受各种电压的应力, 比如长期工作电压以及瞬时过电压。因此在确定避雷器的参数时, 需要注意几个方面的问题。首先, 要保证避雷器的性能, 即使其在长期工作电压下出现了老化情况也不会损坏其电气的性能。针对这一点, 需要对避雷器的电压值和波形进行计算, 确定出避雷器的最小长期运行电压值。其次, 在选取避雷器的保护水平时, 因为绝缘配合的原因, 需要注意保护水平要低。同时要避免出现避雷器保护水平过低的情况, 否则会使避雷器吸收过大的能量, 从而增加其数量或者体积, 这就给避雷器的制造工作带来了阻碍, 成本也要高出正常水平许多。因此要采用电磁暂态计算的办法来确定能量吸收的水平, 保证避雷器暂态过电压以及雷电过电压的水平处于较低的状态。
3) 进行直流系统过电压保护需要对暂态过电压进行保护。和交流系统不同, 直流系统的暂态过电压有另外的成因和过程。因此, 直流系统出现过电压情况时, 它的波形和幅值和交流系统有很大的区别, 其波形的长度要更大, 达到了数十甚至上百毫秒的程度。另外, 直流系统上述两方面的影响因素也很多, 除了操作故障而引起之外, 避雷器的保护水平以及直流的控制保护也会影响到其波形和幅值。这就决定了在不同的工程中, 会出现不同形式的暂态过电压。
4) 进行直流系统过电压保护需要对换流站采取雷电过电压保护的措施。直流输电工程的换流站出现雷电过电压的情况是由雷电侵入波侵入到输电线路造成的。在交流侧设备上, 雷电过电压通过交流输电线路而传入, 而对于直流侧设备, 雷电过电压是通过直流输电线路以及接地极而传入。首先, 对交流侧的雷电过电压进行说明。雷电侵入波的幅值受到两个因素的影响, 一是交流输电线路的绝缘水平, 二是雷击的位置。在对交流侧设备的雷电过电压进行限制时是通过三种避雷器进行限制的, 一是入口避雷器, 二是交流母线避雷器, 三是换流变压器端避雷器。在这种情况中, 雷电侵入波一般比较陡, 所以距离效应起到很重要的作用, 安装避雷器的位置需要掌握好, 可以通过计算来进行确定。其次, 对直流侧的雷电过电压进行说明。直流输电线路的雷电侵入波受到直流极线避雷器的限制。当雷电过电压传递到各直流设备时, 相应位置上的避雷器会进行限制。换流变压器以及平波电抗器具有屏蔽作用, 所以在设计换流变阀侧时不需要考虑雷电过电压的保护。另外, 接地极线路的雷电侵入波受到几个装置的限制, 一是中性母线避雷器的限制, 二是冲击吸收电容器的限制。使用冲击吸收电容器能够有效的抑制雷电冲击产生的陡冲击波。
2 在直流输电工程中进行绝缘配合的方法
1) 在直流输电工程中绝缘配合需要注意其一般的原则。绝缘配合最终目标是确定电气设备的绝缘水平。它有两个依据, 一是系统设备的过电压水平, 二是相应避雷器的保护水平。一般采用惯用法来进行直流换流站的绝缘配合。这一方法是在雷电冲击绝缘水平与操作冲击绝缘水平这两者之间存留一定比例的裕度。
2) 进行绝缘配合需要对设备的绝缘水平进行选取。首先, 要对雷电冲击绝缘水平进行选择。雷电过电压影响直流换流站的区域有三个, 一是在换流站的交流侧, 过电压从交流线路的入口进入到换流变压器。二是在换流区段, 过电压从换流变压器进入, 然后直到直流平波电抗器。三是在换流站的直流开关场区段, 雷电过电压从直流线路的入口进入, 然后到直流平波电抗器。在换流站中一般安装有交流滤波器组以及电容器组, 所以会对雷电过电压具有一定程度上的阻尼作用, 这就保证了换流站的交流设备所受到的雷电过电压比一般的交流变电站要低。因此, 在进行设备的绝缘水平选取的时候可以按常规的方式来选取。其次, 要对操作冲击绝缘水平进行选择。换流站中避雷器的操作冲击保护水平限制着各个设备的操作过电压。从数据上来分析, 在2k A雷电流下, 直流母线避雷器的雷电冲击保护水平一般在1398k V左右。将绝缘配合的裕度设为1.15, 那么操作冲击绝缘水平就是1608k V左右。再按照标准电压等级来考虑, 那么直流母线设备需要选择1675k V左右的操作冲击绝缘水平。
3 针对直流输电线路的防雷措施
当出现对地闪雷时, 大部分情况下其雷电流的极性基本是负极性, 所以可以明确在直流输电线路中, 正电压的正极幅值更高, 相比负极更加容易出现闪络。从我国进行±500k V直流输电工程建设的情况来看, 这一点是比较准确的, 由此可以得出正极雷击闪络相比负极更容易出现故障。如果工程建设采用的是具有更高电压的±800k V输电线路, 更加需要注意雷电的防护。因此±800k V输电线路不仅绝缘子串的长度更大, 而且其杆塔也更高, 雷电影响避雷线屏蔽作用的程度也更高。因此需要从成本的角度来确定杆塔上避雷线的保护角, 并且要保证其合理性。有时输电工程建设时会出现雷击塔顶的情况, 此时正极通常会先行闪络, 负极一般不会出现闪络。
4 小结
输电工程在运行时需要采取必要的措施进行过电压保护, 同时需要相应的绝缘配合。进行直流系统过电压保护首先需要布置避雷器, 然后需要对暂态过电压进行保护, 并且对换流站要采取雷电过电压保护的措施。进行绝缘配合需要对设备的绝缘水平进行选取。直流输电线路需要做好防雷措施, 确定好杆塔上避雷线的保护角。
参考文献
[1]周浩, 王东举.±1000k V特高压直流换流站过电压保护和绝缘配合[J].电网技术, 2012.
绝缘电压 篇7
目前,国内外学者已经开展绝缘子研究工作,通过试验获得大量的绝缘子数据[3]。 由于这些环境信息与绝缘子的污闪电压具有非线性关系,因此,传统的数学方法很难建立环境信息与污闪电压的数学模型。 很多学者提出了新的预测方法,比如最小二乘回归、神经网络模型、支持向量机模型等。 文献[4]针对传统最小二乘法存在的局限性, 采用迭代加权最小二乘的稳健回归法来确定特征指数,该方法具有很好的稳健性。文献[5] 利用人工神经网络建立环境信息与污闪电压的关系,神经网络模型能够逼近任意非线性输入输出关系,但是该算法不能得到全局最优解,收敛速度慢。为了克服神经网络的缺点,文献[6,7]通过支持向量机建立污闪电压预测模型,支持向量机(SVM)引入了核函数的概念,大大减少了计算量,核函数的Mercer条件也保证了该算法能够得到全局最优解。
相关向量机(RVM)理论是Tipping M E在2000年首次提出的[8,9],一种基于稀疏贝叶斯理论的机器学习算法,其结合了贝叶斯理论、最大似然估计等理论。RVM与SVM相比,具有如下优势:减少了相关向量数目, 稀疏性更好; 核函数选择更灵活, 无须满足Mercer条件;泛化能力更好;参数计算简单,收敛速度加快。 而且,RVM模型较之BP神经网络、SVM网络,处理小样本效果更好、精度更高。 RVM已经在电力系统负荷预测[10]、风速预测[11]、故障诊断[12]等领域取得了很好的效果,但尚未应用于绝缘子污闪电压的研究。由于RVM模型的核函数宽度和组合核函数权重都是通过人工确定的,因此精度很难保证。 鉴于此,文中采用差分进化(DE)算法改进相关向量机对污闪电压进行建模,输入样本选择盐密和灰密,输出样本为绝缘子污闪电压, 与其他污闪电压预测模型相比, 改进后的RVM模型的精度更高。
1 DE算法的基本原理
DE算法[13,14]是一种基于群体进化的算法,其本质是一种基于实数编码的具有保优思想的遗传算法,通过种群内个体间的合作与竞争来对问题的解进行优化。 其算法主要包括变异、交叉和选择3 个基本步骤。
DE算法首先在N维可行解空间随机生成初始种群X0=[x10,…x0Np],其中xi0=[x0i1,…xi0N],Np为DE种群数量。 DE算法的核心思想在于采取变异和交叉操作生成试验种群,然后对试验种群进行适应度评估,再通过贪婪思想的选择机制, 将原种群和试验种群进行一对一比较,择优进入下一代。
1.1 变异操作
对每一代进化目标进行变异操作如下:
式中,vit+1表示变异后得到的种群;t表示当前种群代数;F∈[0,2],为缩放因子,它是DE的主要参数,用来实现种群的全局搜索;xtr1,xtr2,xtr3为从种群中随机抽取的3 个不同个体。
1.2 交叉操作
交叉操作能够增加群体的多样性, 不会陷入局部最优解,操作如下:
式中:ui,jt+1表示交叉后得到的种群;rand(j)为[0,1]之间的随机数,j表示第j个变量;randn(i)为[1,…,N]之间的随机量,用于保证试验向量至少有一维是有变异向量贡献的。CR为交叉概率,取值在[0,1]之间。
1.3 选择操作
DE算法通过贪婪选择模式, 从原种群和试验种群中选择适应度更高的个体进入下一代,操作如下:
1.4 算法步骤
DE算法的基本步骤如图1 所示。
2 RVM原理
RVM是基于贝叶斯理论的一种机器学习算法,通过引入超参数对权值赋零来确保模型的高稀疏性;采用最大似然函数方法对超参数进行计算,计算方便,同时收敛时间短。
设输入集为,输出集定义为,则RVM回归模型表达式为:
式中:wi为权重向量;K (x,xi) 为核函数;N为样本数量;ε 为服从N(0,σ2)分布的各独立样本误差。 RVM模型的概率公式为:
其中N是高斯分布函数,期望为y(xi;w),方差为 σ2。对于相互独立的输出集,样本的似然函数为:
根据概率预测公式,所求的条件概率为:
为了避免最大似然函数法求解w和 σ2产生过拟合现象,贝叶斯方法对w加上先决条件,赋予w分布为零的标准正态分布,同时引入超参数 α=[α0,α1,α2,…,αN]T,可得:
因此,概率预测式改为:
RVM通过超参数 α 实现对每个权值赋先决条件,对该条件多次更新之后,大部分 αi会趋于无限大,其对应的权值w趋于0,而其他的 αi会趋近于有限值,与之对应的向量xi称之为相关向量, 通过这种计算实现相关向量机的高稀疏性。
在定义了先验概率分布及似然分布以后, 根据贝叶斯定理,能够得到所有未知参数的后验概率分布为:
其中,后验协方差矩阵为:
通过迭代算法计算最佳的超参数, 从而进一步确定模型的权值,即
式中:Ψi,i为后验协方差矩阵中的第i个对角元素; μi为第i个后验平均权;N为样本数量。
3 基于DE-RVM的绝缘子污闪电压预测模型
3.1 输入输出样本的选择
绝缘子表面污秽中的导电物质受潮后形成的电导,是导致污闪发生的根本原因。导电物质一般为各种盐类,用等值附盐密度(ρESDD,mg/cm2)表征,不溶性物质用灰密(ρNSDD,mg/cm2)表征。 文中的RVM模型的输入样本选择盐密和灰密,输出样本选择污闪电压。同时实验结果表明,绝缘子污闪电压与盐密、灰密之间存在一种非线性关系,RVM模型有很强的处理非线性关系能力,并引入差分进化算法发挥其全局最优、快速收敛等优点,建立盐密、灰密与污闪电压的关系模型,对污闪电压进行预测。
3.2 样本数据的预处理
训练样本的盐密度、 灰密和训练目标值污闪电压存在数量级的差异, 为了减少计算误差, 提高预测效果,需要对原始数据进行标准化处理。
式中:为标准化后的数据值;xmax,xmin分别为样本数据的最大值和最小值。
3.3 基于差分优化算法的RVM参数优化
RVM是基于核函数方法的机器学习算法,核函数的引入提高了算法的非线性处理能力。 每一种核函数都有自身的优点, 不同的核函数构成的RVM模型性能也不同。 混合核函数的思想[15]就是将不同类型的核函数组合起来,从而得到性能更优的核函数。
核函数大致可以分为两大类: 局部核函数和全局核函数。 由中心极限定理可知,在众多核函数中,高斯核函数是具有优异特性的局部核函数, 而多项式核函数是全局核函数,因此,考虑将这两种核函数进行线性组合,作为最终的RVM模型核函数。
其中:G(xi,xj)为高斯核函数;P(xi,xj)为二项式核函数;λ 为权重系数,0≤λ≤1,λ=0 或 λ=1 时分别为单一核函数。
核函数及其参数的选择对模型精度有很大的影响。 绝缘子污闪电压RVM模型中超参数 α 的最优解可以通过训练自适应得到,权重系数 λ 和核函数宽度σ 采用差分进化算法获得。
基于DE算法的RVM参数寻优步骤如下。
步骤1:选择样本数据,并将数据分为训练集和测试集。
步骤2:初始化种群大小Np,最大迭代次数tm,缩放因子F,交叉概率CR,核函数宽度 σ 和权重 λ 的上下限值,随机产生这2 个参数。
步骤:3: 利用RVM模型对训练样本进行训练,得到训练结果。
步骤4: 以训练后输出值与实际值的相对误差作为DE算法的目标函数, 判断误差大小是否满足要求或者迭代次数t是否达到tm,若满足其中任一条件,则转至步骤7,否则进行下一步。
步骤5:t = t +1,进行下一次迭代。
步骤6:通过公式(1)(2)(3)进行变异、交叉和选择操作,最后产生新的核函数宽度 σ 和权重 λ,然后返回步骤3。
步骤7:将新的 σ 和 λ 作为模型的参数,对测试样本进行预测,得到最终的预测结果。
基于基于差分进化算法的RVM参数优化流程如图2 所示。
3.4 绝缘子污闪电压预测模型的评价标准
采用平均绝对百分比误差(eMAPE) 和绝对误差(ePE)来评价,其表达式为:
式中:Y,分别为目标数据和网络预测数据。
4 算例分析
文中选择的数据是在人工雾室中采用均匀升压法获得的110 k V绝缘子在不同盐密、灰密条件下的污闪电压,部分数据见表1。 设置种群大小Np=100,最大迭代次数tm=100,缩放因子F =0.6,交叉概率CR=0.5,选择29 个训练样本,6 个测试样本, 建立基于差分进化算法的RVM污闪电压预测模型,预测结果见表2。
分别建立BP神经网络模型、SVM模型、RVM模型, 预测结果与差分进化算法优化的RVM模型进行比较,表3 列出了不同预测模型的预测结果,BP网络、SVM网络、RVM网络预测模型的收敛时间分别为:121.24 s,98.17 s,75.85 s。
从不同污闪电压预测模型得到的eMAPE可以看出,BP神经网络、SVM网络、RVM网络预测值的平均eMAPE分别为6.29%,3.09%,2.75%,RVM网络的预测精度优于其余两种模型而且收敛时间更短,BP神经网络因为采用梯度下降法优化权值, 只能保证收敛到一点,容易陷入局部极小点、性能较差;SVM网络能够得到全局最优解,但是稀疏性较差、收敛速度慢。 文中通过差分进化算法对RVM模型的参数进行优化, 克服人为因素的影响,模型的平均eMAPE为1.69%,改进后的RVM模型预测精度更高,性能更好,从而也验证了RVM理论在绝缘子污闪电压预测中的可行性,具有一定的推广价值。
5 结束语
绝缘电压 篇8
通常, 在正常运行时, 电压互感器的感抗XL远大于电网对地电容的容抗XC, 即XL与XC不会形成谐振, 但由于某些原因, 例如单相接地故障、线路合闸、雷电冲击等等, 使电压互感器的电感量发生变化, 如果XL与XC匹配合适则将产生谐振。
由于电网中性点不接地, 正常运行时互感器中性点N'和电源中性点对地同电位, 即中性点不发生位移, 当发生谐振时, 互感器一相、两相或三相绕组电压升高, 各相对地电位发生变动, 但因电源电势由发电机的正序电势所决定, EA、EB、EC保持不变, 在电网这一部分对地电压的变动则表现为电源中性点发生位移, 而出现零序电压, 这就是说, 谐振的发生是由于中性点位移而引起的。而采用分级绝缘电压互感器能有效的防止谐振的发生。
分级绝缘电压互感器俗称接地式电压互感器或半绝缘结构电压互感器, 其结构、运行方式和电磁式电压互感器是一样的, 通常三台为一组 (星形接法) , 在运行时高压绕组A端接相线, 其高压中性点 (X端) 均直接接地。
此类电压互感器典型型号为JDZX、JDX、JDZXF等型号, 该系列产品呈容性、具有不谐振、耐过电压无油化、阻燃烧、防爆炸、小维护、环保等特点。用特殊的户外材料注封后, 具有能耐受户外的风、沙、雨、雪、露、光, 温差大等恶劣环境气候。
为了检查分级绝缘电压互感器中是否存在电磁线圈质量不良, 如露铜、漆膜脱落和绕线时打结等原因造成的主绝缘和纵绝缘方面的缺陷, 需要对分级绝缘电压互感器进行耐压试验。分级绝缘的电压互感器一次绕组末端绝缘水平很低, 只有5kV左右, 因此一次绕组末端不能与首端承受同一试验电压。可以用以下两种试验方法, (1) 在被试品的高压侧加压; (2) 在被试品的低压侧加电压, 使高压侧感应至试验电压。为避免工频耐压试验电压过高引起铁心饱和及励磁电流过大损坏被试电压互感器, 通常进行多倍频耐压试验。在制造厂, 这种电压互感器的交流耐压试验是采用频率为150赫芝的发电机组作电源、感应加压的方法。而供、用电的基层单位一般不具备这一条件。在新装投入、定期预试、大修竣工等规程均规定对分级绝缘电压互感器进行交流耐压试验。由于没有150赫芝的交流电源, 此试验无法进行。针对这些情况, 我们进行了分析, 总结了一些经验, 供大家参考学习。
一、多倍频耐压试验的试验方法
在被试品的高压侧加压, 此方法需要升压变、电源及电源控制箱。具体接线方式详见图1
采用感应耐压的加压方式.即把电压互感器一次绕组末端接地, 从某个二次绕组加压, 在一次绕组感应所需要的试验电压。此方法只需电源、调压器及中间自藕变压器, 相对设备较轻。具体接线方式详见图2
现场无中频电源时可使用正弦波多倍频电源。但不得采用磁饱和式三倍频发生器作电源, 因它容易造成波形严重畸变, 使峰值电压与真有效值电压之间的幅值关系不是√2倍的倍数关系, 造成一次绕组实际电压峰值过高, 使被试品损坏, 所以必须采用中频发电机或正弦波多倍频电源作为励磁电源。
二、多倍频耐压试验的电压测量方法
对在被试品的高压侧加压的多倍频耐压由于其试验容量只取决于升压试验变的容量, 因此可以采用阻容分压器和低压侧测量。低压侧测量必须考虑电压互感器的容升效应。
对分级绝缘电压互感器低压侧进行倍频感应耐压试验时应尽量从高压侧直接测量电压, 以避免在低压侧测量时因忽视容升电压而造成对高压绝缘不应有的损伤。高压测量装置可采用电压互感器或高压静电表, 但不宜采用普通阻容分压的分压器测量电压, 因阻容分压的分压器造成二次负荷增加, 但可采用等效电容为≤20pf的阻容分压的分压器测量电压。以JDZXF71为例, 其二次额定容量为30VA, 二次极限输出容量为1500VA。阻容分压器等效电容为≥100pf, 以100pf计算一次侧电容电流为I=2πfcU, 其中U为试验电压, 取76kV时电容电流为I=7.16mA。电压互感器二次容量S2=S1=UI=76000×0.00716=544VA, 严重时烧毁二次加压绕组。采用等效电容为≤20pf的阻容分压器时, 电容电流为I=1.43mA, 电压互感器二次容量S2=S1=UI=76000×0.00143=108VA。因此做倍频感应耐压试验时在二次侧需要加一电流表防止二次绕组烧毁。分级绝缘电压互感器倍频感应耐压试验高压测量接线见图3
当试验现场不具备从高压侧直接测量电压的条件时, 可从二次绕组侧测量。对单台分级绝缘电压互感器的倍频感应耐压试验接线见图4。对二次绕组ax端施加倍频耐压, 从辅助绕组a DxD端测量。
对两台分级绝缘电压互感器同时试验时接线见图5。从一台电压互感器二次绕组ax端施加倍频耐压, 从另一台电压互感器二次绕组ax端测量。
三、电压互感器的容升电压
在倍频感应耐压升压时应考虑电压互感器的容升电压, 电压互感器的容升电压与其漏抗及杂散电容有关。在倍频感应耐压时, 容性电流在绕组上产生的漏抗压降造成实际作用到互感器一次绕组上的电压值超过按变比计算所输出的电压值, 产生容升效应电压互感器的漏抗及电容性越大.容升效应越明显电压互感器一次绕组的容升电压值.略去回路电阻的影响, 可按公式 (1)
式 (1) 中△U为电压互感器一次绕组容升电压值:U为施加在电压互感器一次侧绕组的电压值:Cx为电压互感器的电容量;Xk为电压互感器漏抗 (归算到高压侧) ;ω为角频率 (2πf) 。因此不同结构、不同电压等级电压互感器的容升电压也不相同以JDZXF型分级绝缘电压互感器为例.三倍频耐压时各电压等级的电压互感器容升电压见表1
如35 kV互感器感应耐压为76 kV.考虑容升电压, 则二次绕组测得试验电压换算到一次绕组为76 kV时, 一次绕组实际电压已达76× (1+3%) =78.28 kV, 因此在二次绕组施加的倍频电压应相应降低, 才能保证一次感应电压值的准确性。
四、倍频感应耐压试验电压持续时间
在对分级绝缘电压互感器进行倍频感应耐压试验时.当试验电压频率等于或小于2倍额定频率时.全电压下试验时间为60S:当试验电压频率大于2倍额定频率时.全电压下试验时间t按下式计算
式中t为试验电压持续时间s;f1为额定频率Hz;f2为试验电压频率Hz
当试验频率为150Hz时, t=120× (50÷150) =40s
试验电压持续时间不应小于15s如果耐压试验过程中途因故失去电源.造成试验中断.则在恢复电源后应重新进行全时间的持续耐压试验.而不能仅进行“补足时间”的试验。
五、倍频感应耐压试验前后的空载试验结果对比
分级绝缘电压互感器的线圈在耐压试验时因绝缘击穿发生匝间短路.流过的环流引起的损耗会使空载损耗增加.空载电流增大, 因此为检查分级绝缘互感器线圈是否有绝缘损伤.在倍频感应耐压试验前后均应进行一次额定电压时的空载试验.读取空载电流值.并将两次试验的测得值进行比较.不应有明显差别, 当分级绝缘电压互感器在试验前线圈匝间已经发生短路.如果再进行倍频感应耐压试验.试验前后的空载电流值同样没有变化.因此并不能仅以此作为判断被试互感器是否合格的依据.还应与同一批次的电压互感器的试验结果进行比较.空载电流值不应有明显差别方能判定其合格
六、耐压值
交接和预试耐压试验, 应在出厂试验值的80%下进行。
七、结语
本局使用较多的分级绝缘电压互感器型号为JDZX、JDZXF系列电压互感器, 在对分级绝缘电压互感器进行倍频耐压试验时.必须考虑容升电压的影响试验前后均应进行空载试验.且不仅要比较被试电压互感器耐压试验前后的空载电流值.还要与同一批次的电压互感器的试验结果进行比较.以此作为判断被试电压互感器是否合格的依据。
参考文献
[1]DL/T596—1996.电力设备预防性试验规程。
[2]GB50150—2006.电气装置安装工程电气设备交接试验标准。
绝缘电压 篇9
关键词：直流输电,过电压保护,绝缘配合
引言
直流输电换流站过电压保护与绝缘配合的目的是为了寻求一种避雷器设置和参数选择方案, 保证换流站所有设备在正常运行中故障期间以及故障后的安全, 并且使用全系统的费用最省。根据国家相关规定, 在当前的直流输电工程项目中, 各种输电形式不断应用, 因此在输电中需要进行深入细致的研究。不管是对直流数段工程还是交流输电工程, 都应当结合实际情况综合分析过电压产生原因, 并对故障形成方式分析, 提出合理有效的操作方法, 这对绝缘保护措施的选择起着决定性作用。
1 过电压保护
输电系统中过电压的保护经历了保护间隙、碳化硅有间隙和金属氧化物无间隙避雷器三个发展阶段。在应用的过程中早起的直流输电工程中大多都是采用保护间隙作为主要的过电压保护装置, 它的结构简单, 价格低廉, 坚固耐用, 通流能力大等优势成为应用的主要措施, 但是其在应用的过程中没有自动灭弧能力, 而且放电电压不稳定。因此在直流输送系统中有着完善的控制调节系统, 在保护间隙之后能够自动降低电压。直流避雷器的运行条件和原理与交流避雷器有着很大差异, 其主要是交流避雷器可以利用直流自然过零的时机来切换许留, 二至六避雷器没有电流过零点可以利用, 因此灭弧困难。碳化硅避雷器虽然比起火花间隙的保护特性有了很大的提高, 但是由于其保护特性不理想, 不能够有效的降低残压, 即是通过配合电流下的残压与避雷器额定电压的比值高。为了降低设备绝缘水平, 必须降低避雷器额定值, 因此为了保证避雷器本身安全必须串联间隙, 因此仍然带来了不确定性。
2 直流系统过电压保护
2.1 避雷器布置
对于当前的直流数段工程, 在应用的过程中不论是暂时的过电压还是雷电过电压, 都需要通过技术氧化避雷器进行限制。所以, 在一般情况之下对直流输电工程的绝缘配合有着决定性作用, 同时是工程造价成本探析的主要方式。选择避雷器保护方案的基本原则: (1) 在电压产生中的原因和过电压的大小, 应当尽量避免由于避雷器限制问题所带来的影响因素和要求。 (2) 在直流侧产生的过电压。应当采用直流线路避雷器、直流母线避雷器等, 并且对直流和交流过电压要进行限制。 (3) 关键的设备应由与该设备紧靠相连的避雷器保护, 如阀、交流和直流滤波器设备等。
2.2 避雷器参数的确定
M0A在运行使用过程中要承受各种电压的应力, 有长期工作电压和各种瞬时过电压在确定M0A性能参数时, 首先应能保证M0A在长期工作电压下的老化性能不会引起其电气性能的裂坏或自身的损坏所以, 应首先计算该工程在各种运行工况下安装M0A各点的长期各种电压值和波形, 以确定M0A最小长期运行电压值对于M0A保护水平的选取, 从绝缘配合的角度, 当然是M0A保护水平越低越好但M0A保护水平取得过低, 会使其吸收的能量过大, 即需要的M0A数量或体积非常大, 这势必给M0A制造带来困难, 也增大M0A制造成本所以, M0A保护水平和吸收能量一般是通过细致的电磁暂态计算确定, 使设备上的暂态过电压水平和雷电过电压水平尽可能低, 同时控制M0A的造价。通过计算, 可初步确定向家坝换流站和南汇换流站交、直流母线M0A的额定参数。
2.3 暂态过电压保护
直流系统暂态过电压的产生机制, 即电磁暂态过程。与交流系统有所不同所以, 其过电压的波形 (持续时间) 和幅值与交流系统是不同的, 其持续时间可长达数十至上百毫秒此外, 影响直流系统暂态过电压幅值和持续时间的因素除操作故障种类外, 还与避雷器的保护水平、直流控制保护等因素有关不同工程的暂态过电压也会因此而略有不同计算研究结果表明, 逆变侧交流最后一台断路器跳闸 (甩负荷) 操作, 在换流站交、直流设备上产生的操作过电压值较高并且, 导致换流站交直流侧过电压幅值、持续时间和避雷器能耗的大小与直流保护方式、动作时间及保护方式的配合均有关可采用逆变侧投入旁通对后整流侧移相闭锁或切除全部交流滤波器后直流闭锁的保护方式, 或同时采用这2种措施限制
3 换流站电气设备的绝缘配合
3.1 绝缘配合原则
绝缘配合是根据系统设备上可能出现的过电压水平, 同时考虑相应避雷器的保护水平来选择确定电气设备的绝缘水平直流换流站绝缘配合的一般方法与交流系统绝缘配合的方法相同, 采用惯用法进行绝缘配合惯用法是在电气设备上可能出现的最大过电压与惯用的雷电或操作冲击耐受电压之间应留有一定的裕度, 即与惯用的基本雷电冲击绝缘水平 (BIL) 和基本操作冲击绝缘水平之间留有一定的电压度。
3.2 设备绝缘水平的选取
高压直流换流站对于雷电过电压可分为三个区域: (1) 换流站交流侧, 从交流线路入口到换流变压器的网侧端子; (2) 换流区段, 从换流变压器的阀侧端子到直流平波电抗器的站侧端子之间: (3) 换流站直流开关场区段, 从直流线路入口到直流平波电抗器的线路端换流站交流母线产生的雷电过电压的原因与常规的交流变电站相同由于换流站安装有多组交流滤波器和电容器组, 它们对雷电过电压有一定的阻尼作用, 使得换流站交流设备上的雷电过电压不比常规的交流变电站严重所以换流站交流设备的绝缘配合和设备的雷电冲击绝缘水平可按常规的交流变电站设备选取, 即交流母线和变压器电网侧的雷电冲击绝缘水平可按1550k V选取换流区段的设备, 由于有换流变压器和平波电抗器的屏蔽作用, 来自交、直流侧的雷击波传递到该区段后, 其波形类似操作波形, 因此应按操作冲击配合考虑。
换流站直流开关场设备上的雷电过电压是由直流线路的雷电侵入波引起的, 它由直流线路避雷器DB来限制。接在直流母线上的设备的雷电冲击绝缘水平是由避雷器DB的雷电冲击保护水平决定的, 直流母线避雷器DB在20k A雷电流下的雷电冲击保护水平为1651k V。则雷电冲击绝缘水平为1981k V按标准电压等级, 直流母线设备 (包括直流滤波器、平波电抗器、接在直流母线上的开关和分压器等) 的雷电冲击绝缘水平建议选2100k V
结束语