电容器组过电压论文（精选7篇）
电容器组过电压论文 篇1
宁夏英力特化工股份有限公司树脂分公司110k V变电所有两台63000k VA的三圈主变, 并列运行, 35k V侧及6k V侧采用分段运行方式。无功补偿装置接在6k V母线上, 每段母线上个两组, 每组容量4800k Var。在投运过程中发生过三次严重过电压事故, 每次都造成多只电容器击穿及单只电容器熔丝发生群爆。第一次事故是在2008年8月大修后投运2#电容器组时, 发生单相过电压。第二次事故发生在2009年2月临时检修完成后, 投运3#电容器组时发生过电压。第三次是2011年3月31。两次都为三相相间过电压。在第二次事故发生后采取了在每组电容器组电抗器两端加装过电压吸收装置的措施, 希望能抑制、吸收操作过程中产生的过电压。经过两年的运行, 虽然该装置起到了一定的作用, 在这两年中的投运未发生故障。但在2011年3月31投运时又出现过电压的现象, 说明该装置并不能从根本上解决真空开关投切电容器产生过电压的问题。
真空度:我们再从投切电容器组的过程来分析发生重燃的原因:电容器组在被投入的瞬间有个短暂的充电过程, 此过程是一个相当于短路的暂态过程, 对于正好处于较高电压相位的相来说, 会有很大的冲击电流流过开关触头, 同时, 由于限流电抗器的存在, 又会因阻容震荡产生很高的谐波过电压, 这是造成电弧成倍增加的根本原因。电容器组在断开前已经被充电, 自身具有一定的电压, 开关接到分闸指令后断开, 电弧熄灭, 外部线路为随着时间而不断变化极性的交流电压, 因此开关断开后将受反向的电压, 使开关断口最大需要承受2倍的正常线路电压, 这是比一般的开断过程要严酷的地方;而且切合电容器组时的电流一般较小, 不超过数百安培, 电流开断过程本身并不存在困难, 因此切合电容器组时发生重燃主要是电压击穿的过程。
从以上分析可见, 真空开关自身的问题并不是其在投切电容器组时产生过电压的真正原因, 过电压的原因是由电容器组的特点造成的。因此, 我们可以想象一种理想的状态———在开关触头合、分的瞬间, 加在触头间的电压为零, 这样, 断口预击穿、截流等过电压产生的原因就会迎刃而解。但传统的操动机构 (弹簧机构和电磁机构) 是一个复杂的机械系统, 零部件多, 运动环节长, 因此运动时间分散性大, 响应速度慢, 且传统操动机构均为三相共轴运动方式, 因而难以在三相交流系统中按时序对各相分别进行精确控制。我公司通过广泛的考察和交流, 选择了锦州拓新电力电子有限公司的时间跟踪过零投切式电容器投切专用开关柜。该装置采用检测母线过零时刻接通电容器的控制方案, 从而消除电容器投切时产生的涌流和过电压。为准确做到过零控制, 设计了一种与分合闸线圈动作时间无关的永磁机构控制器。在该控制器的控制下, 断路器分合闸时间仅与断路器的机械运动时间有关。断路器选用永磁真空机构, 在环境条件相同的情况下, 永磁真空断路器的机械运动特性一致性较好, 保证了同步过零投切的准确性。同时电压无功测控、录波单元对断路器的每次动作进行跟踪分析, 计算每次动作的分合闸时间, 对永磁机构控制器的控制时间进行调整。
1智能式过零分合闸断路器
由可分相操作的真空永磁机构断路器本体与智能过零控制器组成。真空永磁机构断路器本体是一个由德国特瑞德的每相装有永磁机构的单相真空断路器。即A、B、C分相断路器, 为实现断路器过零分合闸操作, 提供了所需的开关设备。
2智能过零控制器
智能过零控制器是该公司自行研制的一种微机控制装置。内置了开关量采集电路, 可以识别断路器的运行状态及有无分合操作的请求;内置了分合闸时间测量电路, 可确知每相断路器的分合闸时间;内置了过零检测电路, 可确知每相断口电压差等于零时的发生时刻和每相断口通过电流过零时的发生时刻;内置了大功率无触点开关电路, 做为驱动断路器分合闸的执行元件, 可准确, 快捷, 保证断路器过零合闸与过零分闸。智能过零控制器采用在母线电压过零时合闸, 在电流过零时刻分闸的控制方案。由于真空永磁机构断路器具有分合闸动作时间一致性好的特点, 在一定的环境条件下断路器的机械运动时间趋于一个常数, 可由该装置的智能单元测量出来。设定其动作时间值为x, 当要投入电容器时, 按相关过零时刻起, 计时等于10- (x/10的余数) 时间时, 由智能过零控制器给出对应的操作指令, 便可以实现电容器过零投切的目的。
我公司于2012年4月利用大修停车机会完成了对电容器投切开关柜的改造, 经多次投切实验, 效果良好。通过改造可以极大的降低在投切电容器时, 发生操作过电压的可能性, 不仅减少电容器组修理维护费用, 延长电容器组使用寿命, 更重要的是有效保证供电系统安全和化工生产线的安全稳定性。
因个人技术水平所限, 难免有错误及纰漏之处, 望各位同行多多提出批评指正, 也希望本文能对各位同行有所帮助和启发。
两种电容器过电压保护方式的研究 篇2
1 电容器组过电压保护方法
引起电容器组故障主要有电容器制造、电容器开关的操作过电压、高次谐波造成电容器组过电流等三方面的原因。对于电容器的保护, 重点在过电压的保护。具体的过压保护方法有以下几种。
1) 选用性能良好不发生重燃的真空开关或SF6开关。
2) 选用具有高能量吸收的氧化锌避雷器及合理的接线布置。
3) 在电抗器两端并联参数合适的阻尼装置。
4) 采用智能装置, 通过控制电容器组开关的分、合闸相位来抑制过电压的产生。
就现有的技术水平而言, 开关发生重燃的情况还不能完全消除。目前, 利用避雷器和阻尼装置保护电容器组操作过电压是生产运行中的主要手段, 但一般只要求利用氧化锌避雷器来限制单相重燃过电压, 对于开关操作发生重燃或者合闸过程中触头有弹跳现象时可能产生的两相重燃过电压, 还不能起到有效的保护作用。
2 电容器组产生操作过电压的几种情况
并联电容器组大部分采用串有限流电抗器的星型接线方式, 对三角型接线可转化为星型接线进行分析。本文均以星型接线为例进行分析。电容器组电气计算模型如图1 所示。
图1中, 线电压为10.5 kV, 电源内电感为0.9 mH。电容器组容量为4 200 kvar, 电抗器容量L为电容器的6%。电源对地电容CS取0.01 μF、电容器侧线路对地电容C1取0.01 μF、电容器组中性点对地电容C0取0.02 μF。
假定A相为首开相, 且A相在其最大恢复电压时发生单次重燃 (方式1) , 计算结果如表1所示。表1中, UA0、UB0、UC0分别表示A、B、C相电容器侧极地电压;UAZ、UBZ、UCZ分别表示 A、B、C 相电容器组极间电压 (相对中性点) ;UZ0、US0分别表示电容器组和电源的中性点对地电压;过电压均以相电压幅值的倍数 (无注明单位时) 为单位。
由表1可看出, 单相 (A相) 重燃时电容器组中性点对地将会出现较大的过电压, 且通过中性点的传递, 在非重燃相C相将会出现的过电压达5.92倍, 很可能导致C相发生重燃, 主要有以下几种情况。
1) A相重燃过程中, C相由于恢复电压迅速增大而发生重燃 (方式2) 。
2) A、C相相间电压最大时发生 (A、C两相) 重燃 (方式3) 。
3) A相重燃后, C相最大恢复电压时接着发生重燃 (方式4) 。
几种两相重燃方式下计算结果如表2所示。表2中符号及有关说明同表1。
由于中性点不接地系统允许单相接地运行2 h, 因此可能遇到单相接地时开断电容器组的情况;假定电源侧C相单相接地, 对应于上述几种方式, 计算结果如表3所示。表3中符号及有关说明同表1。
一般情况下, 可认为最大极地过电压出现在方式1下, 即所谓单相重燃;最大极间过电压产生在方式3下, 即所谓两相重燃。对于方式1、方式3产生的过电压进行限制后, 方式2、方式4将很少发生, 故从保护角度出发只需对方式1下的极地过电压和方式3下的极间过电压进行保护。
另外, 与无故障情况相比, 接地故障情况下各种方式的过电压均要严重, 且极地过电压要严重的多。所以最好能避免在接地故障情况下开断电容器组, 以改善电容器组的过电压状况。
3 两种电容器过电压保护方式的比较
我们对电容器组中性点串阻尼电阻的保护和放电间隙串电阻与1%电抗器并联的L-RG保护这两种过电压保护方式进行研究。首先对扬州地区的开发变电站和文汇变电站各选一组电容器成套装置进行改造 (两站电容器组故障率较高, 均出现过群爆情况) , 并在四组电容器间隔分别安装一套过电压在线监测装置。
3.1 电容器组中性点串阻尼电阻的过电压保护方式
开发变电站1号电容器, 配有过流速断保护、过电压保护、不平衡电流保护。每台电容器单台容量100 kvar, 总容量4 200 kvar。空芯串联电抗器接于电源侧, 容量为电容器的6%。电抗器和电容器中间接有避雷器, 电容器专用开关VS1 (ZN63A) , 中性点串阻尼电阻R为1 000 Ω, 由专用保护装置控制投切。开发变电站2号电容器, 其技术参数同1号电容器, 维持原习惯配置方式。
开发变电站现场过电压触发电压设置为1.35 (p.u) , 约11 kV (峰值) 。2006年8月1号、2号电容器共投切56次, 其中产生过电压记录26次, 2号电容器切出过程在系统中无记录。典型波形如图2所示, 理论计算过电压如表4所示。表4中符号及有关说明同表1。
由现场测试及计算结果可知:开发变电站电容器组过电压主要在电容器投入过程中产生, 峰值电压幅值并不高, 一般在2.0 (p.u) 以内, 超过1.35 (p.u) 的次数约占电容器总投切次数的1/2, 对电容器组设备损伤较小。理论计算表明 (表4与表1、表2、表3比较) , 在开关单相重燃情况下, 加装接地电阻后电容器组的中性点电压和极地电压大大降低;由于中性点加装电阻, 大大增大了电容放电回路的阻尼, 电容器组中性点电压迅速降到很低的水平, 从而避免了电容器上长时间过电压的存在, 而电阻的加装对极间电压影响不大。
3.2 放电间隙串电阻与1%电抗器并联的L-RG过电压保护方式
文汇变电站1号电容器, 配有电流Ⅰ段、电流Ⅱ段、过电压、低电压、不平衡电压保护。每台电容器单台容量100 kvar, 总容量4 200 kva。干式铁芯串联电抗器接于电源侧, 电抗器和电容器中间接有避雷器, 电容器专用开关VD4, 放电间隙串电阻与1%电抗器并联, 即L-RG保护方式。文汇变电站2号电容器, 其技术参数相同1号电容器, 维持原习惯配置方式。
文汇变电站现场过电压触发电压设置为1.35 (p.u) , 约11 kV (峰值) 。2006年8月1号、2号电容器共投切53次, 产生过电压记录9次。典型波形如图3所示, 理论计算过电压如表5所示。表5中符号及有关说明同表1。
由现场测试及计算结果可知:文汇变电站电容器组过电压也是主要在电容器投入过程中产生的。电压幅值不高, 一般在1.35～1.8 (p.u) 之间。从两组电容器记录的波形比较看, 1号电容器的投入和切出所产生的过电压均较2号电容器的低。说明正常情况下, 采用L-RG的过电压保护方式, 对过电压有一定抑制作用。理论计算表明 (表5与表1、表2、表3比较) , L-RG过电压保护大大降低了电容器组极地电压和中性点电压, 且随着电阻值的降低, 装置对电容器组极地电压和中性点电压的保护效果渐好。对于极间过电压, 该保护方式也可以起到很好的保护作用。
4 结论
1) 电容器运行中发生断路器重燃时会产生较大的操作过电压, 对设备造成危害。电容器在正常运行情况下, 过电压一般出现在合闸过程中, 但电压幅值并不高, 均低于电容器及其附属设备能够承受的电压, 一般不会对设备造成危害。
2) 中性点接地电阻保护方式可抑制极地过电压, 但对极间过电压的保护效果不明显。在断路器工作正常情况时, 中性点加装接地电阻与常规配置方式差别不大。
电容器组过电压论文 篇3
关键词：并联电容器,晶闸管投切电容器,过电压抑制,放电电路
引言
目前配电网中广泛使用无功补偿装置用于补偿电力系统的无功功率,而并联电容器是无功补偿装置中的重要元件,因此电容器的工作状况直接影响着配电网的稳定与电能质量[1]。传统高压电容器投切普遍采用高压断路器,但是由于技术问题,断路器重燃率高,操作难度大,甚至会引发严重的三相重燃事故[2]。目前,由于TSC控制简单,工作过程中不产生谐波,可快速重复投切等优点,该技术在投切电容器方面应用广泛。
1 晶闸管投切电容器技术
1.1 TSC主电路连接方式
晶闸管投切并联电容器主要是由电容器、双向反并联晶闸管开关和阻抗很小的电抗器组成。电抗器根据其电抗率的不同,功能也有所不同:电抗率为0.1%~1%的电抗器主要用于抑制合闸涌流,电抗率为4.5%~6%的串联电抗器用来抑制三次谐波电流,电抗率为12%~13%的串联电抗器用来抑制五次谐波电流[3]。
三相TSC主电路连接方式有四种情况:根据电容器的连接方式可以分为星型连接和角型连接,星型连接又分为有无中线两种情况,而角型连接也分为角内和角外两种,各主电路接线方式如图1所示[4]。其中,(1)称为角内接法,晶闸管处于电容器三角形的内部,该方法的晶闸管电流定额较小,但电压定额较大;(2)称为角外接法,该方法的弊端在于不易控制,投切时暂态过程时间较长,适用于三相平衡负载;(3)称为星型有中线方法,该方法晶闸管电流定额较大,适用于系统电压波形畸变率很小的情况;(4)称为星型无中线方法,该方法与(3)相较来说去掉了中线,对三次谐波有较强的抑制作用,对系统无污染,该方法适合补偿电网负荷三相不平衡的情况。
1.2 并联电容器投切时刻选取
为了简化分析,选取一相进行分析,同时忽略线路阻抗和晶闸管阻抗的影响,单相TSC等效电路图如图2所示。其中,AC为正弦电压源,L为阻抗很小的串联小电感,VT1和VT2共同构成反并联晶闸管开关,C为电力电容器。
根据基尔霍夫定律,列出电压方程
对式(1)进行拉普拉斯变换,可化为
将式(2)中的电流移到等式左边,再进行拉普拉斯反变换,可求得电流i(t)的表达式
其中各变量分别可表示为
由式(3)可知,投切电容器无过渡过程的条件就在于等式右边后两相为零,即
或
也即电容器过零投切方式和峰值投切方式。
2 仿真模型搭建及投切仿真
2.1 三相TSC仿真模型搭建
利用Matlab软件搭建三相星型连接TSC模型[5]。三相交流电源参数为10 k V、50 Hz,线路参数为50km、R=13.5Ω、L=0.0637 H,三相反并联晶闸管采用星型连接,负载的有功功率设置为3 MW,无功功率设置为3 Mvar,若在理想状态下工作,根据电容器组星型连接时每相电容器组容量公式
代入上述线路参数,计算可得电容器的值为95.5μF。
2.2 峰值投切电容器仿真
峰值投切是指在系统电压峰值时投入电容器,也即章节1.2中式(8)的情况。假设电容器的初始电压为零,A相T2管的触发脉冲参数设定为:延时时间0.045 s,在系统电压峰值时投入电容器,脉冲宽度50%,脉冲周期0.4 s;T1管的触发脉冲时间设定为:延时时间0.055 s,脉冲宽度50%。B、C两相的触发脉冲延时时间依次相差120°,即0.006 7 s。A相T2管的触发脉冲在0.245 s时停止,随后各相触发脉冲依次变为低电位,从而切除电容器。
峰值投入电容器波形如图3所示,以A相为例:
由峰值投切仿真结果可知,峰值投切在投入电容器阶段会产生较大的合闸涌流和合闸过电压,会对电容器寿命产生影响,频繁的投切操作甚至会导致电容器的损坏。
2.3 带残压的过零投切电容器仿真
过零投切是指系统电压过零时投入电容器,也即章节1.2中式(7)情况。电容器在切除之后,由于下一次投切间隔时间较短或放电不完全等缘故,可能会在下一次投入时,两端带有残压,带残压的电容器会对正常投切产生较大的影响。无论下一次投入电容器时的残压值如何,当电容器的残压幅值低于系统电压的峰值时,若在系统电压等于电容器残压时投切,可使得过渡过程最短;当电容器的残压幅值大于系统电压的峰值时,则在系统电压峰值和谷值处投切,可使得过渡过程最短,合闸涌流最小[6]。
仿真模型仍采用章节2.1所述的模型。第一种情况:设定电容器投入时的残压初始值为3 k V,A相T2触发脉冲参数设定中,除延时时间为0.04 s之外,其它与峰值投切时参数设定相同;B、C两相触发脉冲延时时间依次相差120°。第二种情况:电容器投入时的残压初始值为15 k V,各个晶闸管触发脉冲延时时间与前述情况设定一致。
仿真结果以A相为例,如图4和图5所示。
由仿真结果图4可知,当电容器在投入之前两端有残压且残压低于系统电压时,投入暂态过程时间变长,而且会产生相对于峰值投切更严重的过电压,而此时进行投切操作不会产生较大的合闸涌流。
由仿真结果图5可知,若电容残压高于电网电压峰值,电容器投切时会产生较严重的过电压与过电流。分析可知,当电容器在投入操作前,在两端有残压的情况下均会产生较大的过电压和过电流,会对频繁进行投切操作的电容器产生损坏,影响电容器的正常工作和工作寿命。抑制电容器过电压损坏的重点就在于对残压的控制,若其接近为零,则可有效地抑制过电压损坏。
3 放电模块搭建及带放电回路的电容器过零投切仿真
3.1 放电模块搭建
根据第2章的分析可知:电容器残压会导致电容器投入暂态过程中时产生较大的过电压及合闸涌流,对电容器的寿命产生积累损坏效应,久而久之就会引起电容器的损坏。因此搭建适当的放电回路可以有效地抑制电容器投切过程中产生的过电压。放电回路搭建原理如图6所示。
根据图6的放电回路原理,搭建仿真模型中的放电电路模块,如图7所示。
3.2 带放电回路的电容器过零投切仿真
将放电电路添加到仿真模型中。以A相为例,设置脉冲S在0.025 s时发出脉冲,放电回路开始工作,根据放电电阻参数设置公式可求得放电电阻为50Ω,仿真模型中的其它参数均与过零投切时的参数一致,得到的仿真结果如图8所示。
由带放电回路的电容器过零投切仿真图可知:在0.025 s时,ideal switch触发导通,放电回路开始工作,对电容器两端残压放电;在0.04 s时,A相晶闸管承受的系统电压过零,VT2导通,随后B、C两相依次导通,TSC补偿支路投入工作,经过补偿之后,系统的无功功率接近零,达到了无功功率的完全补偿,随后TSC投切支路在0.25 s时断开,投切操作完成。在加入放电电路后,几乎消除了投切过程中的暂态过程,投切操作过电压得到了有效地抑制,合闸涌流也在合理的范围之内。
4 结论
本文通过构建三相TSC仿真模型,对其投切时刻进行仿真分析。通过对比峰值投切和带残压的过零投切的仿真结果特点,利用阻尼放电回路释放残压,达到限制其操作投切过电压的目的。仿真结果表明,在过零投切时,选取合适的放电电阻参数可以有效地抑制电容器投切阶段暂态过程,抑制过电压的产生,有利于降低电容器损坏率。仿真的结果为实际高压并联电容器的投切故障保护提供了理论支持。
参考文献
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基于同轴电容的过电压传感器研究 篇4
过电压是电力系统在一定条件下出现的超过工作电压的异常电压升高现象。随着电网的迅速发展,电气设备过电压事故发生更加频繁,给电网带来巨大损失。过电压在线监测系统中一个很重要的部分就是要准确实时地获取过电压信号。根据系统要求,本论文研究的过电压传感器要求既可以监测电力系统内部过电压,又可以监测雷电过电压。国内许多学者提出了多种过电压在线监测方法。电阻分压器主要存在热容量问题,且测量误差较大[1,2],只适合于测量幅值和频率不高的过电压。文献[3]提出利用外部电压传感器与变压器套管末屏串联构成分压器获取电压信号,该方法结构简单,但容易导致传感器断路造成末屏放电。文献[4]提出了测量冲击电压的电容电流法,该方法仅能测量冲击电压,且频率响应窄,不能正确测量工频过电压波形。文献[5]提出基于容性设备泄漏电流的电网电压测量方法,该方法虽然结构简单且与高压系统无直接电气连接,但是由于电流互感器线性范围和频带的限制,也只能测量内部过电压信号。文献[6]提出基于空间电场效应的测量装置,这种方法易受环境中的电磁干扰。因此,寻求一种新型的稳定性高的过电压监测方案,实现对电力系统内部和大气过电压的监测是本文研究的重点内容。
本论文研制方案确定了基于同轴电容器的过电压传感器,利用电容分压的思想来测量电压。主要应用在10 kV电压等级,串联在母线上采集过电压,可采集过电压的最大值为5倍相电压即40 820 V,可采集过电压的频率范围在工频至几兆赫兹之间。该传感器特点可以总结为:体积小,绝缘水平高,响应快、频带宽、抗干扰能力强。因此,本文的一个重要工作是确定同轴电容的实际电容值。从国内外的研究情况看,大多是仅从电场数值计算角度对电容环的电容值进行计算,而很少考虑边缘效应对最终结果的影响。因此,本文重点研究同轴电容的结构及性能。
1 同轴电容器的设计
1.1 同轴电容器的结构与尺寸的确定
首先需要说明的是:高压电气设备主要在工频50 Hz交流电压下工作,电极间电压随时间的变化是比较缓慢的,极间的绝缘距离远比相应电磁波的波长小得多(50 Hz交流电压的波长为3 000 km)。即使在电压变化较快的1.2/50μs雷电冲击电压作用下,在电压由零升到幅值的时间内,冲击波虽只进行了几百米距离,但仍比电气设备的尺寸大得多。所以一般电气设备在任一瞬间的电场都可以近似地认为是稳定的,可以按静电场来分析。
同轴电容如图1所示。
此同轴电容器是将1个圆筒状电容环套在导电杆外面,电容环与一次导体之间采用膜纸复合绝缘,内部采用环氧树脂浇注作外绝缘,最外侧为一接地金属屏蔽,由于结构对称,二分之一模型如图2所示,同轴电容的等效电容为[7]:
式中:ε0为自由空间介电常数,其值为8.85×10-12 F/m;εr为相对介电常数,为2.9;b为电容环长度;Rc为一次导体半径;Rr为外侧圆柱半径。
一次导体长l=500 mm,半径Rc=10 mm,外侧圆柱半径Rr=30 mm,电容环长度b=250mm,电容环壁厚。
所以同轴电容器的电容值
由式(2)计算得到的结果是不考虑边缘效应时的理想值。由于圆筒状电容环具有轴对称结构,故问题转换为二维问题,所建立的几何模型如图2所示。用ANSYS[8]软件进行仿真,此时考虑5倍过电压,在一次导体施加50 kV电压,仿真结果如图3所示,图3(a)与图3(b)分别是同轴电容的电位分布云图及电场分布云图。可以明显看出电场在极板间分布不均匀,尤其是在电容环的两端部,最大场强为14.1 kV/cm。由图3可知电场在极板间分布效果与理想的水平均匀分布相差甚远。造成这种结果的原因都是边缘效应。电容的边缘效应将导致由公式计算的理想电容值和实际电容值相差很大。
利用ANSYS的CMATRIX宏命令,可以求取导体系统的对地电容矩阵和集总电容矩阵。装置外壳接地,一次导体、电容环和装置外壳组成了一个三导体系统。其步骤如下:建立模型后,对绝缘介质区域划分网络,一次导体和电容环本身假定为完全导电体,导电体区域不分网络。选择每个导体面上的节点并把它们分组成节点部件,以一次导体作为导体1,电容环作为导体2,外壳装置作为导体3(接地导体)。进入求解过程,执行CMATRIX宏命令,求得一次导体和电容环之间的等效电容(称为C12)。通过ANSYS的CMATRIX宏命令得到电容值为89 pF,而理想电容值为36 pF,可以明显看出由于边缘效应的影响,两者相差较大。
为了减小边缘效应对电容值带来的影响,在电容环两侧安装2个辅助电极,且辅助电极均接地,如图4。此电容器在工作状态下,电容环与辅助电极的电位基本一致。为了计算方便,可看成均为地电位,这种模型的计算结果与实际的电荷分布差异不会太大[9]。从图5(a)与图5(b)中可以看出加上带圆弧辅助电极之后电场、电位分布都有很大改善,在同轴电容端部的场强为9.7 kV/cm,比14.1 kV/cm大大降低。此时用ANSYS的CMATRIX宏命令求取同轴电容,电容值为38 pF,大大接近理论值36 pF。
1.2 内外绝缘设计
为了使分压器尺寸尽量小,采用有机薄膜固体电介质。虽然选用合适的绝缘介质会大大缩小同轴电容的尺寸,但有一点不得不考虑,那就是温度对介质材料的影响,所以内绝缘采用有机薄膜复合绝缘。温度系数是在一定温度范围内,温度每升高1℃时介电常数的相对平均变化率。常用的几种有机介质温度系数见表1。
通过表1可以看出聚酯薄膜介质(ε=3.2)具有正温度系数,聚丙烯薄膜介质(ε=2.2)具有负温度系数。通过聚丙烯膜电容器容量的负温度系数和聚酯膜电容器容量的正温度系数进行补偿,将各不同温度点的温度系数进行搭配比例的计算,理论上在每个温度点温度系数均为零[10]。在一个要求的温度范围内将各个温度点达到零温度系数的比例进行统计,计算各个最佳比例的平均值,用此比例进行聚丙烯膜电容器和聚酯膜电容器的容量搭配,就能得到一种温度稳定性良好的电容器,这不仅可以大大降低电容的温度系数,而且还提高了介电强度[11]。本论文被复合的电介质选择并联方案,并联后介电常数为2.9,击穿场强大于100 kV/cm,远远大于一次导体区域出现的最大场强49.3 kV/cm。
该分压器采用环氧树脂浇注作为外绝缘。对带有易受污秽的瓷绝缘子的户外型电子式电压互感器,极轻污秽地区,根据运行经验可采用标称爬电比距最低为16 mm/kV。为了获得足够的爬电距离,同时降低分压器本体高度,表面加工成伞裙。环氧树脂浇注件的最大长期允许运行电场强度有一定范围,为20～35 kV/cm(有效值),由图5(b)可知外绝缘部位最大场强为9.7 kV/cm,外绝缘满足要求。
2 分压单元的设计
低压壁分压单元采用多个电容值相同的电容并联且按照同轴圆柱排列,目的就是减小该分压单元的杂散电感[12,13]。云母电容是用金属箔或者在云母片上喷涂银层做的电极板,极板和云母一层一层叠合后,再压铸在胶木粉或封固在环氧树脂中制成。云母电容的特点是介质损耗小,绝缘电阻大、温度系数小,有优良的高频特性,所以选择CYHM型云母电容器作为该分压器的低压臂电容。该分压单元与50Ω电阻一起密封在铝合金盒中,以防外界噪音干扰,前端接一阻值为100Ω的阻尼电阻以减小电感存在引起的震荡。
3 过电压传感器的等效电路模型
C1为同轴电容的电容值,构成了该分压器的高压臂电容;RS为阻尼电阻,主要是为了抑制回路中由于电感的存在所带来的震荡;RP为匹配电阻;CS为低压臂电容。
C2为电容环对地的杂散电容,可视为与Cs并联,但C2的电容值远小于Cs的电容值;同轴电缆采用首端匹配,阻值为电缆的特性阻抗Z=50Ω。进入电缆时电压波为:
因为同轴电缆采用的是首端匹配,所以电压波到达末端时发生全反射,此时电压波为:
所以,分压器最终的分压比为:
4 测试
由式(3)可得,该分压器的最终分压比由分压电容Cs决定,本文C,的等效电容为100 nF,分压比为2 739。测试环节的冲击电压发生器采用三级双边高效率雷电冲击电压发生器,每级最高充电电压150kV,整体最高额定电压为450 kV。冲击分压器为TCF450/0.0012型电容分压器,额定电压450 kV,额定分压比5 000:1。实物图如图8、图9所示,接线图如图10所示。
施加幅值为30 kV的雷电冲击过电压,系统测试结果如图11与图12。
过电压在线监测系统采样频率设置为5 MHz。由图11和图12可以看出同轴电容分压器输出波形与标准分压器测得波形基本一致,通过反复多次试验测得的波头时间误差、半峰时间误差小于8%、幅值误差小于1 0%,基本满足过电压的要求。
5 结论
电容器组过电压论文 篇5
在过去的10年中,全世界的风力发电产业以年均28%的速度快速增长,成为发展最快的可再生能源[1]。随着风电机组安装容量的不断上升,风电系统在电网故障情况下的运行变得尤为重要,电网导则要求风电机组在电网电压瞬间跌落一定范围内不脱网运行[2],即要求风电机组具备低电压穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT)能力。目前对双馈式异步风力发电系统的低电压穿越能力[3,4,5,6,7]研究较多,对于双馈式系统电网发生故障的过渡过程中,电机电磁转矩会出现较大的波动,对风机齿轮箱等机械部件构成冲击,影响风机的运行和寿命。直驱式永磁同步风电系统定子经全功率背靠背变流器与电网相连,发电机和电网不存在直接耦合,电网电压的瞬间降落导致的主要问题是直流母线电压上升,当变流器直流侧电压在一定范围波动时,电机侧变流器一般都能保持可控性,在电网电压跌落期间,电机仍可以保持较好的电磁控制[8]。所以直驱式永磁同步风电系统的LVRT实现相对双馈式异步风力发电系统而言较为容易[9]。直驱式永磁同步风电系统在电压跌落期间,可通过对系统控制方法的改进在一定程度上提高LVRT能力,但是提高能力有限,对于较长时间的深度故障,需要增加硬件电路以提高LVRT能力[10],如在直流侧增加卸荷电路或储能电路。
本文在直流侧增加了超级电容器储能电路,在电网电压跌落期间,由于变流器的热容量有限,必须对输出电流进行限制,从而导致输出功率减少,而发电机的输出功率瞬时不变,通过控制储能电路将电网未吸收功率存储到超级电容器中,保证功率的匹配,并限制直流母线电压的上升,且在故障消失后系统可快速恢复至正常运行,增强了系统的低电压穿越能力。
1 低电压穿越要求及穿越方法
2009年2月颁布的《国家电网公司风电场接入电网技术规定(修订版)》[11]对国内风电场提出了低电压穿越的要求,如图1所示。仅当电网电压在时间或数值上处于图中阴影部分时,场内风电机组才允许从电网切出;处于非阴影部分时,风电机组必须保证并网运行,等待电网恢复。如图1所示,当电网电压跌落到额定电压的20%时,风电场应保持并网625 ms。
直驱式永磁同步风电系统在电压跌落期间的主要问题在于能量不匹配导致直流电压的上升。若不增加额外硬件电路,可以在设计变流器时,选择较高耐压和过流值的电力电子器件,并提高直流电容的额定电压,以储存多余的能量,但是在长时间和严重故障下,功率不匹配严重时,有可能超出器件容量而损坏器件[8]。也可以通过改进发电机侧控制策略减小风电场发出功率来实现功率平衡,如可通过控制电机转速上升来储存部分风机能量,有效减小发电机的输出功率,若功率不匹配程度严重,可控制风机桨距角从根本上减小风机输入功率,但以上两种方法都降低了风电场风能利用效率。若要保持发电机侧控制方法不变,可通过在直流侧增加硬件耗能或储能电路来消耗或存储多余的功率。其中在直流侧增加卸荷电路是一种常用的方法,当直流侧电压超过设定的上限时,投入卸荷电阻,消耗多余的能量限制直流侧电压,当直流侧电压低于设定的下限电压时,再切出卸荷电路,该方法虽可以达到功率匹配、抑制直流侧电压过高的功能,但是仅以直流侧电压作为判断条件,只有当直流侧电压高于一定值时卸荷电路才工作,始终会造成直流侧电压有一定的波动,这将影响直流侧电容的使用寿命[10],且同样存在降低风电场风能利用效率的问题。
直流侧增加储能电路,当电网电压瞬降导致功率无法送出时,储能单元不仅可吸收多余功率,并有助于故障期间保持直流电压,且有利于随后故障系统的恢复。超级电容器是介于传统物理电容器和电池之间的一种优秀的储能元件,它所存储的能量比传统物理电容器大一个数量级以上,同时保持了传统物理电容器释放能量速度快的特点[12]。较电池储能,超级电容器存储释放速度更快,循环寿命更长,不需要经常的充放电维护,且对环境无污染。
2 带储能单元的直驱式风力发电系统仿真模型建立
带储能单元的直驱式风力发电系统结构如图2所示,系统包括风机、永磁同步发电机、背靠背变流器、无穷大电网以及储能单元。
风机模型[13]依照公式(1)建立,式中Tw为风机转矩;ρ为空气密度;r为风机转子半径;β为桨距角;叶尖速比λ=ωmr/v,ωm为风机转速,v为风速;Cp为与桨距角β和叶尖速比λ有关的风能利用系数;λi为最佳叶尖速比。
变流器模块采用Matlab中自带模块,主要设计其控制模块。控制电机侧变流器来调节发电机输出的功率以实现最佳风能跟踪。在风速变化时及时调整风力机转速,使风力机始终保持最佳叶尖速比运行,从而可保证系统运行于最佳功率曲线上,实现最佳风能跟踪[14]。因此,结合发电机的最佳风能跟踪控制原理,电机侧变流器控制外环可采用转速外环,内环采用电流内环[15],而在电网故障时,由于中间直流环节的隔离作用,且有储能单元吸收多余功率,永磁同步电机及电机侧变流器运行将相互不受影响,电机侧变流器控制方法也不变,仍保持最大风能捕获与输出。
网侧变流器采用电压外环和电流内环的控制方式[16],通过调节网侧的dq轴电流,可控制直流侧电压,实现网侧有功无功的解耦控制。网侧变流器通常运行在单位功率因数状态,无功功率输出为零。在风电场功率波动较大时,通过设定d轴电流内环给定值id*的最大最小限值,并与储能单元相配合,可抑制并网功率的波动。当风电场功率已超出设定上限值时,超级电容器吸收多余功率;而当风电场功率低于下限值时,超级电容器提供差额功率。从而将风电场并入电网的功率波动限制在一定范围内。当电网电压降落时,电流迅速增大,很可能超出变流器限值,当达到最大限值时,电压外环饱和,对直流侧电压的控制作用失效,此时直流侧电压的调节由储能单元承担。
当系统正常运行时,直流侧电压正常,超级电容器缓慢充放电维持其电压,当电网故障电压瞬降,造成功率不平衡,网侧变流器外环对电压控制失效后,通过超级电容器吸收多余功率,并实现直流侧电压的控制。因直流侧电压平稳,当故障消除后,系统可快速恢复至正常运行。
3 仿真结果分析
在Matlab/Simulink仿真环境下建立了整个系统的仿真电路。参考图1中低电压穿越要求,电压降落至额定电压的20%时保持并网625 ms,测试了所搭建系统的低电压穿越特性。
仿真系统电路参数:
(1)风机参数:桨距角为0°,桨叶半径为3.509 3 m,空气密度为1.293 kg/m3,最佳叶尖速比和最大风能利用系数分别为8.1和0.48,风速为10 m/s时,风机功率为12 k W。
(2)永磁同步发电机参数:极对数为8,定子电感和电阻分别为8 m H和0.002Ω,转子永磁体磁链为0.2 Wb。
(3)背靠背并网变流器参数:直流侧电容为5 m F,直流侧给定电压为600 V,并网滤波电感为5 m H。
(4)超级电容器储能单元:超级电容器模块电容为165 F,电压为90 V。
控制系统参数:电机侧变流器控制模块中转速外环控制器参数kωP=0.5、kωI=50,电流内环控制参数ki P=50、ki I=40;电网侧变流器控制模块电压外环参数kVP=60、kVI=100,电流内环控制参数ki P=30、ki I=80;储能单元电压外环控制参数kP=5、kI=5。
当电网电压跌落时,为了将功率送出,并网电流必将增大,但由于变流器的热容量有限,必须对输出电流进行限制。本文设置电流限值为额定电流的1.5倍,仿真波形如图3所示。本仿真系统在0.5 s时,电网电压跌落至额定电压的20%,见图3 a)。若要保持输出功率不变,电流将增加到原来的5倍,但由于器件热容量的限制,电流最大为正常工作时1.5倍,这将导致输出功率大大减小,见图3 d)。而风电场输入功率并未变化,造成功率不匹配,多余电能储存在直流侧电容里,引起直流侧电压持续上升,见图3 e)。并网625 ms后电网电压恢复,由于电流不能突变,且堆积在电容上的能量开始释放,使得输出功率出现较大超调,直流侧电压和并网电流都恢复得非常缓慢,可见该低电压穿越能力明显较差。但仿真中发现电机侧运行并未受到影响,输出功率基本保持不变,可见网侧的短时电压跌落对电机侧影响不大,体现了直驱式风力发电系统直流侧良好的隔离作用,相对电机定子直接并网的双馈式风力发电系统具有明显的优势。
增加超级电容器储能单元后,仿真波形如图4所示。在电压跌落期间,电流同样增大,输出功率减小,但多余电能并未造成直流侧电压的升高,而是储存进超级电容器中,由图4 e)可看出在故障期间超级电容器吸收多余能量电压上升。而直流侧电压基本保持不变,见图4 c),且故障消失后,系统恢复迅速,电网电流和功率恢复到正常运行状态的时间短。
4 结语
电容器组过电压论文 篇6
控制电压接近额定值是供电系统运行调整的重要任务, 电压过高或过低都会影响用户的生产生活, 直接干扰着电网的稳定及电力设备的安全运行。造成电压质量下降的主要原因是系统无功功率不足或无功功率分布不合理。因此, 想要解决电压稳定的问题就需要从根本上解决无功功率补偿与分布的问题。具体实现可用调节变压器分接头和电容器的投切共同实现。
2变压器分接头调压
变压器的高压绕组终端区隔一些线匝就抽出一个接头, 电源接在不同的抽头上高压绕组的实际线匝数就不同, 而低压绕组的线匝数是固定的, 这样, 变化的高压绕组匝数和不变的低压绕组匝数就构成了不同的变比, 根据变压器变压的原理, 低压绕组就可以随高压绕组接不同的抽头而变出不同的电压。220KV以下的变压器抽头一般设在高压绕组的电源侧, 220KV以上的变压器抽头就设在高压绕组的中心点侧。
有载调压就是将绕组抽头都接在有灭弧能力的开关上, 在外部通过远方控制手动或自动调节好这些抽头的连接, 从而达到随时调整低压绕组输出电压的目的。调整时, 这些开关先与需要的那个抽头接上, 然后断开原来接通的抽头, 因为有电压和运行电流的存在, 所以跳开的开关与我们使用的其他电源开关一样, 要灭弧后断开。
变压器分接头调整应遵循以下条件和要求: (1) 多台主变压器并列运行时, 必须保证同步调档, 且并列运行的各主变压器必须同时升降。 (2) 确保有载调压分级进行, 每次只能调一挡, 前后2次调档应有一定的延时。 (3) 档位上下限应有限位措施。 (4) 调档命令发出后要进行校验, 发现拒动或滑档应闭锁调档机构。 (5) 变压器过负荷时应自动闭锁调压功能。
有载调压前提:并列后的变压器仍然能够按照预期值有效地对母线电压进行控制。调整分接头必须能减小循环电流, 循环电流是由不正确的分接头位置造成的。当系统运行方式发生变化时, 控制器必须保证“自动”和“正确”地动作。有载调压分接头控制器的基本功能是调节电压。假设, 可调整的电压范围为±5%, 若分接头有16档 (17个档位) , 每个档位调节电压的幅度是0.625%。用调压变压器或改变变压器分接头进行调压, 属于重新分配无功, 由于这种调压措施本身不产生无功, 只能改变无功的分布, 因此在整个系统无功不足的情况下不可能用这种办法来提高全系统的电压水平。
3电压无功调节的VQC控制
设计出具有有载调压功能的微机变压器测控装置、微机电压无功调节装置和微机电容器保护装置, 三者配合使用可实现电压的无功控制。
微机变压器测控装置提供有载调压动作方式, 通过RS485通讯与综合无功调节装置一同完成变压器档位分接头调整。本装置接收综合无功调节装置的命令, 开出升压或降压接点, 实现有载调压功能。
当主变分接头位置发生滑档时, 本装置可自动判别, 并闭锁无功调节装置发来的任何调解命令, 必须复位使之恢复正常;如果无功调节装置判断出滑档故障时发出滑档命令则本装置的反应同自动判别。
具体控制流成如图1。
微机电压无功综合调节装置适用于220KV以下变电站, 最多可监控两台主变, 实现电压无功综合调节功能。装置采用CAN总线, 经总控单元和变压器测控装置、电容器保护监控装置相联, 通讯规约参照IEEE870-5-103协议。变压器测控装置对主变的潮流量、开关量、档位实行监测, 执行该装置的分接头升、降命令, 并配有检测主变滑档执行急停的功能。
微机电容器保护监控装置具有投电容、切电容等功能。
电压无功控制的九域图如图2。
VQC控制策略如下:a.区域———Q正常, U越上限。控制策略为:分接头下降, 档位到最低时切电容器, 调节动作;降压;切电容。b.区域———Q越上限, U越上限。控制策略为:分接头向下调节, 如果已到最低档则切除电容器, 调节动作;降压;切电容。c.区域———U正常, Q越上限。控制策略为:如果已到最低档或电压大于UGB不动作, 其它情况投入电容器, 投电容。d.区域———U越下限, Q越上限。控制策略为:投入电容器, 如果电容器已投完, 分接头向上调节, 投电容;调节动作;升压。e.区域———U越下限, Q正常。控制策略为:分接头向上调节, 如果已到最高档则投入电容器, 分接头向上调节, 如果已到最高档则投入电容器。f.区域———U越下限, Q越下限。控制策略为:分接头向上调节, 如果已到最高档则投入电容器, 分接头向上调节, 如果已到最高档则投入电容器。g.区域———U正常, Q越下限。控制策略为:如果已到最高档或电压小于UDB不动作, 其它情况切除电容器, 切电容。h.区域———U越上限, Q越下限。控制策略为:切除电容器, 如果电容器已切完, 分接头向下调节, 切电容;调节动作;降压。
电容器组的投切操作应满足以下条件和要求: (1) 电容器组的投切应实行轮换原则, 即保证最先投入者最先切除。最先切除者最先投入。 (2) 电容器组轮换投切应考虑运行方式的影响, 当每台主变压器既有关联又有独立性时, 应各自投切本身所带的电容器组。 (3) 人工投切的电容器组也应参加排队。 (4) 变电站低压母线, 电压过高或过低时应闭锁电容器组的投切。 (5) 电容器检修或保护动作时应将电容器组投切闭锁。
4结论
本文运用有载调压变压器的调压分接头和电容器补偿共同调压调无功来实现无功电压控制。采用有载调压OLTC, 具有降低电网环流, 防止非预期无功功率交换, 降低并列运行线路的损耗, 改善电网功率潮流、提高供电可靠性等优点, 因此有载调压变压器在电力系统网中广泛使用。而且, 有载调压变压器与电容器组合即无功电压控制VQC可实现无功电压控制, 即调节电压又保证无功正常输出, 对提高电网安全运行水平和电压质量具有重要意义。电压无功综合控制装置能做到安全、可靠的运行。
摘要：变电站调压通常采用有载调压变压器和补偿电容器两种方法。有载调压变压器可以在带负荷的条件下切换分接头, 从而改变变压器的变化, 可以起到调整电压降低损耗的作用。而合理地配置无功功率补偿容量, 可以改变网络中的无功潮流分布, 改善功率因数, 减少网损和电压损耗, 从而改善用户的电压质量。这两种措施都有调整电压的作用, 可原理作用和效果是不同的。只有将两者有机结合起来, 才可能达到良好的控制效果。
关键词：有载调压变压器,无功电压控制,九域图
参考文献
[1]徐正亚.变压器及中低压网络数字式保护[M].北京:中国水利水电出版社, 2004.
[2]程浩中, 吴浩.电力系统无功与电压稳定性[M].北京:中国电力出版社, 2004.
电容器组过电压论文 篇7
电容式电压互感器 (CVT) 在国外诞生于二十世纪五十年代, 已有半个世纪的发展历史, 在各个电压等级中都得到了普遍应用。电容式电压互感器 (CVT) 一般由电容分压器和中间电压电磁单元组成。电容分压器又包括高压电容器C1 (主电容器) 和串联电容器C2 (分压电容器) , 其中C1由C11、C12、C13三个电容串联组成, C2为分压电容, 其抽头由瓷套从底座引至电磁装置的油箱内, 电磁装置由中间变压器、补偿电抗器和阻尼器组成。
1运行异常现象
2010年3月, 运行人员运行监视中发现500k V线路后台电压指示为Uab529.26k V、Ubc525.94k V、Uca525.96k V, Uab电压明显偏大。随即对线路PT二次进行单相测量, 发现A相电压高于其它两相0.84V, 立即组织二次运检人员实地检查了PT端子箱、保护装置、录波器、后台监控装置的各绕组各相数值, 并与其它线路做了比较。
2检查及试验情况
2.1立即对该电压互感器检查, 外观检查无异常, 电容器单元及电磁箱无渗漏情况。
2.2随后进行停电诊断性试验。综合交接及历史数据分析可以看出A相主电容C11、C13电容量在交接及2008年测试数据为正常, 但到2010年发现电压异常后测试时电容量数据异常, 电容量较出厂值和交接至明显增加。
2.3电容式电压互感器原理, 电容分压器的主电容为C1=1/ (1/C11+1/C12+1/C13+1/C14) , 分压电容为C2, 则电容分压器的分压比为:K= (C1+C2) /C1, 系统电压设为U1, 分压电容分压设为U, 则有:
2.4现场分析结论:通过电容量试验发现该电压互感器主电容电容量变化异常, 由于电容式电压互感器电容单元全部为串联元件, 当其中一个电容元件击穿后, 总电容量就会增加, 总电容量设为C, 则有:
3原因分析
3.1故障点查找该产品的运行情况是电容式电压互感器的二次输出电压异常。因此, 对该台互感器进行了准确度及分体后电容、介损测量, 试验数据详见表2。
从表2试验结果和出厂数据对比看, 编号为04-2306分压器的介损在合格范围, 从电容量的变化判断内部可能击穿1~2个元件;编号为04-2310分压器 (电容、介损) 均正常;编号为04-2305分压器的介损在合格范围, 从电容量的变化判断C13内部可能击穿2~3个元件。
3.2检查电磁单元连接线及其他部件情况经检查电磁单元中各处连接点, 未发现任何异常情况。
3.3上节分压器的元件耐压试验将上节分压器 (04-2306) 和下节分压器 (04-2305) 的顶盖上的油塞拧开后, 有油冒出, 说明分压器内油压正常。接着松开各连接部位的紧固件, 将芯子从瓷套中取出, 仔细检查各连接部位, 各连接部位的连接均牢固可靠, 未发现异常情况。
3.4对击穿元件的解剖情况从芯子中抽出击穿元件进行解剖, 上节分压器 (04-2306) 元件击穿点在元件内部大面;下节分压器 (04-2305) 一个元件击穿点在元件内部大面皱折处, 另一个元件击穿点位于引线片边沿。
4综合分析
从本次解剖情况来看, 元件并无明显的制造缺陷, 元件的设计场强约为10k V/mm, 元件的介质材料本身就存在个别的“电弱点”, 这是难以避免的。
从本次解剖情况来看, 元件并无明显的制造缺陷, 元件的设计场强约为10k V/mm, 元件的介质材料本身就存在个别的“电弱点”, 这是难以避免的。而出厂试验只是短期的试验, 可以检出大部分“电弱点”, 可能有极少数“电弱点”被漏检出, 如提高出厂试验电压值或延长试验时间, 可以提高“电弱点”检出率, 但有可能对正常元件造成潜在的损伤, 这也是不可取的。因此, 即使通过了出厂试验, 还是有可能会有“电弱点”存在。这些“电弱点”在长期运行过程中受电场、热场的作用, 逐步老化, 日积月累, 原来微小的“电弱点”会逐渐扩大, 最终导致元件彻底击穿损坏。
5问题及措施
5.1加强电容式电压互感器例行试验中电容单元电容量的监督管理, 由于电容式电压互感器电容单元有一百三十多个电容元件串联而成。
5.2从原材料存放、元件卷制、元件试验、元件传送、心子压装、心子装配等工序全部在高洁净度的厂房内完成, 相关厂房的所有窗户均密封, 恒温恒湿, 洁净度严格控制在规定的范围内。
5.3原材料严格控制:进厂检验要求严格, 有专门的材料储存间来保存原材料。
5.4生产工艺:在恒温无尘环境中使用全自动的元件卷绕机;采用先装入瓷套后再真空浸渍处理。
5.5设计结构改进:元件引出采用引线片结构, 元件与元件之间的连接采用对压方式, 不再使用焊锡焊接, 避免焊接过程对心子的二次污染和烫伤。
摘要：500k V某变电站运行人员运行监视中发现500k V线路后台电压指示为Uab529.26k V、Ubc525.94k V、Uca525.96k V, Uab电压明显偏高。随即对线路PT二次进行单相测量, 发现A相二次电压高于其它两相0.84V。
关键词：电容式电压互感器,电压异常,消除措施
参考文献
[1]国家电网公司.输变电设备状态检修试验规程[S].2014-2-10.
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