串联电抗

串联电抗（精选5篇）

串联电抗 篇1

1 并联电容器组使用现况

并联电容器是目前国内较为普遍采用的无功补偿设备,以提高功率因素、稳定系统电压,保证电网的安全运行,同时,无功就地补偿减少线路大量输送无功,降低了电能量的损失。

但实际使用无功补偿装置时会涉及到电容器的合闸涌流问题,它对于供电系统的保护整定、熔断器的选取以及对其他电器件都存在影响。在没有串联电抗器的情况下,合闸涌流如式(1)所示,可见补偿装置的接入处短路容量越大、电容器组的容量越小,则电容器的合闸涌流越大,甚至可达额定电流的几十倍。为了避开合闸涌流对系统的影响,一般采取串联电抗器措施来限制合闸涌流。

式中:IS为电容器组涌流的峰值,A;IN为电容器组的额定电流(均方根值),A;S为电容器安装处短路容量,MV·A;Q为电容器的容量,Mvar。

2 并联电容器组谐波放大

电器组串联电抗器电抗率的选择跟系统短路容量及电容器的补偿容量有关,不当的选择会导致谐波放大。

电力系统的谐波源主要是谐波电流源,当将补偿电容器组接入电网时,如图1所示。

In为系统非线性负荷形成的谐波电流源,XS,XC,XL分别为系统基波感抗、电容基波容抗、串联电抗器基波感抗,各支路的谐波电流和谐波电压分别为式(2～5)所示,可得出系统和并联电容补偿系统对谐波的响应特性的频带分布,如图2所示。

其中hr1,hr2,hk1,hk2分别为电容器组串联谐振点、补偿系统并联谐振点、电容器组谐波电流起始放大点和系统谐波电流起始放大点,分别为式(6～9)所示。电容器组回路的谐波放大率和系统谐波放大率分别为式(10,11)所示,其中,可见谐波放大的情况与该接入点的短路容量Sk、补偿电容器组的容量QCN、电抗率K以及系统谐波次数n有关,对照图2,在电抗率选择时尽量做到电容器组串联谐振频率hr1小于系统中存在的相对较大的谐波电流频率。

当出现谐波放大时,电流、电压的有效值、电压峰值、负荷都会大大超过电容器和电抗器的额定值,长时间运行就会导致电容器介质击穿、串联电抗器匝间绝缘破坏甚至发热烧毁。另一方面,大量的谐波还会导致系统变压器绕组附加损耗增加、某些固件发热甚至局部过热,发生震动和发出噪音,影响变压器的安全运行和使用寿命。

3 故障案例分析

某镁合金加工企业,生产线是浇铸线,10 kV供电,已投运主变容量为2 500 kV·A,在低压侧(380V)安装的电容器无功补偿装置容量为930 kVar,回路中串联了0.8%电抗器,电容器额定电流为38.9A,电抗器额定电流为41.7 A,在电容器组投运一段时间后,回路中的串联电抗器烧毁。

2006年2月20日至2月21日南京供电公司电能检测站的工作人员在用户低压侧进行了24 h跟踪测试,为了解电容器组投运时的系统工况,20日11:30～12:30,操作员临时投入电容器,记录仪记录的3次谐波电流情况,如图3所示,可见在电容器组投运时3次谐波电流有非常明显的放大。

而同时,将SK=10 MV·A、QC=930 kVar、K=0.8%代入式(6～9),计算得理论上系统谐波电流的放大区间为n∈(1,4.3),电容器组的谐波放大区间为n∈(2.28,11),所以3次谐波电流不论是在系统还是电容器组回路中都会放大。

同时,电抗器的阻抗与频率成正比,如式(12)所示,所以发热量也会随着谐波次数的增加而增加,如式(13)所示,长期运行会导致电抗器匝间短路甚至烧毁。

4 对电容器改造工程的启示

近年来,南京地区对所有的220 kV、110 kV和部分35 kV变电站开展了电能质量普查,其中发现多个变电站的5次谐波随电容投切的变化非常明显,如图4～6所示,分别为某变电站10 kV母线基波电压、5次谐波电流、5次谐波电压的走势图,图4中基波电压的瞬间下降和上升从历时和发生时间来看分别为电容切和投的过程,而在图5,6中可以看到在对应的时刻5次谐波电流、5次谐波电压出现了大幅度的降升,这值得警惕。

变电站10 kV侧无功补偿电容器组配置串抗是供电企业的普遍做法,但是选择适当的电抗率非常重要。

因为一方面串联电抗的使用降低了电容器的无功补偿效率,如式(14)所示。

其中K为电容器组串联电抗器电抗率,所以从经济角度来考虑应尽可能的选择电抗率较小的电抗器;同时,还要防止因为不当的串抗导致电容器组回路发生谐振,所以电抗器电抗率必须根据系统情况而定,比如系统中存在较大的3次谐波电流,就必须选择12%或12%与4.5%～6%混装的电抗器。

参考文献

[1]林海雪,孙树勤.电力网中的谐波[M].北京:中国电力出版社,1998.

[2]全国电压电流等级和频率标准技术委员会.全国电压电流频率和电能质量国家标准应用手册[S].2001.

串联电抗 篇2

1 串联谐振试验原理

在电缆交流耐压试验中,当试验变压器(励磁变压器)的额定电压小于电缆所需耐受电压,但额定电流能满足试品试验电流时,可以采用串联谐振的方法进行耐压试验。等效原理图如图1所示。

当试验频率为:

即发生串联谐振时,有:

式中:XL为电抗器阻抗,XC为电缆等值容抗。

设谐振回路的品质因素为:

此时,被试电缆上获得的试验电压为励磁变压器输出电压的Q倍,被试电缆消耗的容量为励磁变压器输出容量的Q倍。因此利用串联谐振试验方法能够以较小容量试验设备对较大电容量的电力电缆进行交流耐压试验。早期串联谐振设备采用的是调感式装置(50 Hz),由于存在自动化程度差、噪声大、品质因数低等缺点,已逐渐被淘汰[2]。目前,试验单位大都采用调频式(20~100 Hz)试验装置,典型的调频式串联谐振试验装置原理如图2所示。

以某厂家生产的VFS串联谐振成套试验装置为例,该套装置由VFR-P-10谐振电源、YDC-6/3励磁变压器、YDCK-30/18高压电抗器3节、TRF55-0.001电容分压器、TRF-0.025补偿电容器等组成。其中谐振电源调谐精度为0.5 Hz,每节电抗器电感量为55.0 H,直流电阻385Ω,最大输出电流2 A。试验时,根据被试电缆的电容量,选取合适的电抗器组合方式进行补偿,调频电源自动调谐,在一定的频率下,试验回路发生串联谐振,可达到较好的试验效果。

2 电抗器对回路特性参数的影响

2.1 补偿电抗器对谐振频率的影响

串联谐振的频率范围一直是橡塑电缆交流耐压试验中讨论较多的参数,有许多不同意见。国际大电网会议(CIGRE)中相关的工作组在20世纪90年代中期,对电缆试验频率的适用范围做了大量的基础研究工作,得出频率在30~300 Hz,橡塑电缆内部的机械损伤、水树枝等典型绝缘缺陷的击穿特性没有明显差别[3]。这也充分说明了在不同频率下,电缆内部电压分布基本相同,形成了较宽频率适用范围的试验条件。

我国的江苏、广东等地区对电缆谐振试验的频率范围都已经写入地方试验规程。以《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》为例,对橡塑电缆串联谐振试验的频率范围推荐为30~75 Hz的近似工频,在该频率范围内的试验电压能够比较可靠地反映电缆承受正常工作电压和过电压情况下的绝缘缺陷。

当补偿电抗器和被试电缆等值电容发生串联谐振时,有。对于某一被试电缆而言,试品电容量可近似为定值,则谐振频率取决于补偿电抗器的电感量。若谐振频率范围限制为30~75 Hz,则不同电容量电缆在进行谐振耐压试验时,必然需要合适的补偿电抗器相匹配。

以某厂家生产的VFS谐振成套设备为例。根据补偿电抗器的电感参数,计算出不同电抗器补偿方式适用的电容量范围,制定出的试验方案,见表1。

选择电抗器时,除了考虑谐振频率范围的要求,还应考虑在一定的试验电压下,电抗器的通流能力必须满足试验要求。

2.2 补偿电抗器对试验回路品质因数的影响[4]

由式(4)可知,谐振回路的品质因数取决于补偿电抗器的电感量和高压试验回路的等效有功损耗电阻。一些谐振设备厂家提供的谐振品质因数指标往往忽略被试电缆的有功损耗,直接以补偿电抗器的电感量和直流电阻为依据,计算设备的谐振品质因数。但是在实际应用中,电缆的有功损耗是无法忽略的,有时甚至超过电抗器的有功损耗,导致在现场应用中,真正的谐振品质因数达不到厂家的设计值。考虑电抗器的直流电阻损耗和被试电缆的电导损耗,令:

式中:RL表示电抗器的直流电阻;RC表示被试电缆等效损耗电阻。对于某一被试电缆和试验环境而言,RC为一定值,RL和L则和电抗器的组合方式有关。

当电缆中间接头较多,试验环境潮湿时,电缆的有功损耗决定了回路总损耗,即RC>RL时,在满足试验频率范围的条件下,适当增加补偿电抗器的电感量能有效提高谐振回路的品质因数;当电缆中间头较少,电抗器的电导损耗决定了回路的总损耗,即RC远小于RL时,在满足试验频率范围的条件下,适当减少电抗器的直流电阻,同样能提高谐振回路的品质因数。

3 试验实例

某用户10 k V橡塑电缆交接试验,单相等值电容量为0.53μF,使用某厂家VFS串联谐振设备对该电缆进行耐压试验,根据表1适用该电容量的电抗器组合方式为3只并联或2只并联。为对比这2种组合方式的补偿效果,对该电缆的A相采取3只并联电抗器的补偿方式进行耐压试验,而对B相电缆采取2只电抗器并联的补偿方式进行耐压,得到如表2的试验数据。

该电缆中间头较多,部分中间头经环网箱环出,所以电缆消耗的功率较多,且试验当天湿度较大,故RC>RL,此时采用增加电抗器补偿电感量,可以提高谐振品质因数,以现有设备实现试验目的。

某变电站10 k V橡塑电缆交接试验,单相电容量为0.65μF,仍按上述方案进行耐压试验,得到如表3试验数据。

该电缆中间头较少,且试验当天天气晴好,电缆消耗的功率相对较少,电缆等效电阻小于电抗器直流电阻,此时电抗器直流电阻的显著减小将提高试验回路的品质因数,所以此时减小电抗器电感量同样能够提高谐振品质因数,达到试验目的。

4 结论

串联谐振耐压试验作为发现电力电缆绝缘缺陷的有效手段已经得到普遍应用。在生产实践中,根据自有谐振设备的特性参数,尤其是补偿电抗器的参数,确定不同电容量电缆耐压试验方案,对于试验的顺利开展有着重要意义。对于长距离大电容量电力电缆的耐压试验方案,在满足试验频率范围的条件下,根据电抗器直流电阻损耗和被试电缆损耗的关系,适当改变电抗器的组合方式,可以提高谐振品质因数,减少了谐振耐压试验时大电容量电缆对试验电源和试验设备容量的要求。

参考文献

[1]陈化刚.电气设备预防性试验方法[M].北京:水利电力出版社,1999.

[2]李建明,朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社,2001.

[3]朱匡宇,鲍清华.关于橡塑电力电缆交流耐压试验参数的讨论[J].安徽电力,2004,(1):33-35.

串联电抗 篇3

电力系统中很多电气设备是高次谐波的发生源,其产生的高次谐波往往引起系统电压波形的畸变,污染电网。谐波电压如果作用于电容器组上,危害更大。其解决办法一般是在电容器组上加装串联电抗器。其作用是抑制高次谐波和限制合闸涌流,避免电容器装置的接入对电网谐波的过度放大和谐振发生。但是串联电抗器绝不能与电容器组任意组合,更不能不考虑电容器组接入母线处的谐波背景。本文着重就串联电抗器抑制谐波的作用展开分析,并提出电抗率的选择方法[1,2]。

1 串联电抗器的功能与作用

1.1 高次谐波对电容器组的危害

由于容抗与电源频率成反比,当高次谐波电压作用于电容器组时,高频率谐波使电容器容抗减小,通过电容器内的电流增大;换言之,在基波电流的基础上又增添了电流谐波分量,这样波形势必发生畸变,使系统阻抗产生谐波过电压叠加于原电压上,造成电压波形畸变放大[3]。同时,通过电容器组的电流还与其电容量有关,容量愈大,容抗愈小,进而使电流更大,故在投入大容量电容器组时,上述畸变过电压更为严重。谐波过电压不仅会使系统电流、电压的波形发生畸变,还会造成电能质量变坏、电气设备损耗增加、电气设备出力降低等危害。特别是因高次谐波激发引起谐振的情况,极易导致电容器过负荷、发热、振动及异常噪声直至最终被烧毁,同时还可能引起过流保护误动作、熔断器熔丝熔断、电容器组无法合闸等[4]。

1.2 电容回路中串入电抗器可防止涌流

纯电容回路在投入切换瞬间,电容电压不能突变,有可能出现非常大的涌流,从而损坏电容和该回路中的断路器、接触器等电器设备[5]。而电抗器在回路投入切换瞬间电流不能突变,人们有意识地在电容回路中适当串入电抗器,可以限制电流的突然增大,保护电器。

1.3 电容回路中串入电抗器可防止谐波放大

通常认为负载电路是感性电路,补偿电容并联在负载电路上有可能出现并联谐振。理想状态下使并联谐振点在基波频率上,实现完全补偿,此时功率因数为1,但实际由于负载及线路经常变化,做不到完全补偿。过补偿会使整个电路显容性,对电网产生不利影响,因此一般都是欠补偿,功率因数大于0.9而小于1[6]。这样并联谐振点大于基波频率。电路中谐波电流的频率若与谐振点一致,就会被放大。串入电抗器的补偿电容支路,虽然与负载电路并联,也有可能出现并联谐振,但可以通过改变电感量,控制串联支路的谐振点,对大于该谐振点频率的谐波该回路呈感性,就不会与负载电路形成并联谐振,从而避免谐波放大现象发生。串联支路谐振点不随负载变化,易于控制[7]。

2 串联电抗器的选择

2.1 电抗率的选择

电容器装置侧有谐波源时的电路模型及参数在同一条母线上有非线性负荷形成的谐波电流源时(略去电阻),并联电容器装置的简化模型如图1所示。

谐波电流和并联谐波阻抗为:

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式中:n为谐波次数;undefined为谐波源的第n次谐波电流;XS为系统等值基波短路电抗;XC为电容器组基波容抗:XL为串联电抗器基波电抗。由于谐波源为电流源,谐波电压放大率与谐波电流放大率相等,故由式(1)整理推导可得谐波电压放大率:

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式中:K为电抗率(K=XL/XC);s=XS/XC=QCN/Sd;Sd为电容器装置介入处母线的短路容量;QCN为电容器装置容量。

当式(2)谐波阻抗的分子的数值等于零时,即从谐波源看入的阻抗为零,表示电容器装置与电网在第n次谐波发生串联谐振,可得电容支路的串联谐振点:

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当式(2)谐波阻抗的分母的数值等于零时,即从谐波源看入的阻抗为无穷,表示电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振,并可推导出电容器装置的谐振容量为QCN为:

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并联电容器的串联电抗器,IEC标准按照其作用分为阻尼电抗器和调谐电抗器。阻尼电抗器的作用是限制并联电容器组的合闸涌流,其电抗率一般为0.1%～1%;调谐电抗器的作用是抑制谐波。当电网中存在的谐波不可忽视时,则应考虑使用调谐电抗器,用以调节并联电路的参数,使电容支路对于背景谐波中有威胁性谐波的最低次谐波阻抗为感性,据式(4)可得K值:

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即对于背景谐波次数最低为5次的,K>4%;最低为3次的,K>11.1%。

2.2 电抗器安装位置的选择

如果电容器组为三角形接线,串联的电抗器一般皆须安装在电容器组的电源侧,该接线必须要求电抗器具有较高的机械强度,因为在母线短路或者在电容器击穿短路时,电抗器将要承受很大短路电流的冲击;如果电容器组为星形接线,串联的电抗器一般皆安装在电容器组的中性点处,那么对其机械强度的要求可以些许放宽一些,因为此时在任意处发生短路故障,都不至于危急到串联电抗器。另一方面必须指出的是,如果变电所母线安装有两组及以上并联电容器组,此时恰由于某种原因仅在一组电容器上加装了串联电抗器时,就必须要进行审慎的核算,以防止在产生并联谐振时,过大的谐波电流使电容器及电抗器烧毁[8]。

3 试验验证

3.1 电抗率的验证

天津某110 kV变电所新装两组容量2 400 kvar的电容器组,系统及元件的参数如表1所示。由生产厂家提供成套无功补偿装置,先分析选择如下。

经了解分析,该110 kV变电所的10 kV系统存在大量的非线性负载。即使在电容器组不投入运行的情况下,10 kV母线的电压总畸变率也高达4.01%,其中3次谐波的畸变率高达3.48%。在如此谐波背景下,按照式(6)可得K>11.1%,因此选择电抗率12%的电抗器进行配置。试将有关参数代入式(3),经过计算,1～7次谐波电压放大率FVN的结果如表2所示 。

由计算结果可以看出,选择12%的串联电抗器对3次谐波电压放大率仅为0.5。因此电抗率按照12%配置是值得进一步验算。

3.2 电抗率选择的进一步验证

值得一提的是我国的电网普遍存在3次谐波,故不同电抗率所对应的3次谐波谐振电容器容量Qcx3应该引起足够的重视。由式(5)计算可得,选择12%的串联电抗器后,3次谐波谐振电容器容量为:

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即选择12%的串联电抗器,电容器的容量只为电容器装置接入母线的短路容量的0.89%,不会发3次、5次谐波并联谐振。

4 结 语

电容器装置中串联电抗器的选择必须慎重,不能与电容器任意组合,更不能不考虑电容器装置接入处的谐波背景。 对于已经投运的电容器装置,其串联电抗器选择是否合理需进一步验算,并组织现场实测,了解电网谐波背景的变化。对于电抗率选择合理的电容器装置不得随意增大或减小电容器组的容量;对于电抗率选择不合理的电容器装置必须更换匹配的串联电抗器[9]。电能质量的综合治理是系统工程,必须遵循谁污染谁治理、多层治理分级协调的原则[10]。

摘要：介绍了高次谐波对电容器组的危害,提出用加装串联电抗器的方法可以防止发生涌流和谐波放大现象。建立了并联电容器装置模型,通过电路分析方法推导出电抗率K的计算公式。又通过天津某110kV变电所工程实例,进一步计算验证并联电抗器的电抗率的选择。最后得出结论:对于还没有投运电容器组的电抗器装置,应串联电容器装置并充分考虑电容器组接入母线处的谐波背景;对于已经投运电容器的电抗器装置,其串联电抗器选择是否合理需进一步验算,并组织现场实测,了解电网谐波背景的变化。

关键词：电容器组,串联电抗器,高次谐波,涌流

参考文献

[1]邵如平,韩正伟,林锦国.电能质量指标分析[J].电力系统及其自动化学报,2007(3):118-121.

[2]陈春玲.电能质量扰动分析与监测研究[D].沈阳:沈阳农业大学,2009.

[3]钟晨.电能质量监测仪的设计与实现[D].苏州:苏州大学,2009.

[4]毛晓波.电力参数的交流技术及软硬件设计研究[J].仪器仪表学报,2001.

[5]吕润馀.电能质量技术丛书第三分册:电力系统高次谐波[M].北京:中国电力出版社,1998.

[6]程佩青.数学信号处理教程[M].3版.北京:清华大学出版社,2006.

[7]李洪池.基于DSP的电能质量监测系统的设计与实现[D].镇江:江苏大学,2010.

[8]韩正伟.电能质量监测装置的研究与开发[D].南京:南京工业大学,2007.

[9]许大宇,李先允,王苏.电力系统运行参数交流同步采样算法研究[J].南京工程学院学报:自然科学版,2005(z1):195-196.

串联电抗 篇4

岳阳电业局从2005年到2009年发生过4台次10kV干式空芯串联电抗器过热流胶、起火燃烧的事件。事故后,这些电抗器只能全部退出运行,经济上带来了巨大损失。为了预防此类事故的发生,提高电容器成套设备运行的可靠性,下面举例分析电抗器热流胶、起火燃烧原因,并提出防范措施。

1 干式空芯串联电抗器过热故障情况简介

110kV泉新变电站#304集合式电容器型号为,其额定电压为,额定容量为4 200kvar,额定电流为220A;电抗器型号为GKDK-10-84/-6,其额定电压为10kV,额定容量为84kvar,额定电流为220A,感抗为1.728Ω(有名值),电抗率为6%(可消除5次谐波)。集合式电容器为上虞2002年6月产品;电抗器为桂林五环电器有限公司2002年4月产品。电容器、电抗器均于2003年5月投运。近几年该电抗器在运行中经常出现过热现象:环境温度在32℃左右时,A、B、C三相线圈的上部温度分别在83、88、76℃左右,下部比上部约低8～12℃。高温季节,线圈温度超过90℃,造成电抗器线圈匝间的绝缘胶融化滴落。2009年11月检修人员到现场对电容器设备进行了检查、试验,其各相绝缘电阻、电容量均接近铭牌值,可以认为该电容器仍处于正常状态,排除电容器造成电抗器过热的可能。

2 原因分析

2.1 电抗器容量不够

目前,110kV泉新变的10kV运行方式允许投运的电抗器的单相额定容量为:

式中,IL为电抗器每相额定电流;XL为电抗器每相感抗值,1.728Ω。

式中,UC为电容器额定相电压,;A为电抗率,6%;XΣC为单相额定总容抗;QC为每相电容器容量,1 400kvar。

经计算IL=IΣC=233.78A,QL=94.44kvar,XΣC=28.8Ω。而实际所配电抗器的额定容量每相只有84kvar(铭牌额定值电流为220A),即为实际允许容量QL的88.94%,略为偏小。对于每相额定电流,根据设计规程,串联电抗器允许长期过电流的倍数为1.35,即实际允许运行电流可达297A,而计算知每相额定电流为233.78A,在正常范围之内。

2.2 绝缘耐热材质问题

电抗器在额定允许运行电流、电压下发生过热并将其层间(匝间)绝缘胶融化的原因应该是绝缘层的耐热等级不够。特别是在长期高温作用下,绝缘胶融化可能造成某点匝间短路,使得电抗器绕组电流增大,进一步造成绝缘相对薄弱处发生匝间短路最终形成贯穿性放电。当环境温度较高时,尤其在太阳直射下绝缘层可能被加热到燃点起火。

按《输变电设备技术规范汇编》中的规定:电抗器绕组导线股间、匝间、包封的绝缘材料耐热等级不应低于F级。但电抗器绕组所流的是沥青类材质的胶,属于B级,其绝缘耐热等级只有130℃,低于规定要求。

2.3 电容器与电抗器额定电压不同

按国家电网公司《输变电设备技术规范汇编》要求:“……电抗器最高运行电压应该不低于系统最高运行电压”。电容器额定电压为11kV,电抗器额定电压为10kV,这使得电抗器长期运行在高于其额定电压10%的状态下,加之系统电压的波动,必然会导致电抗器绝缘层加速老化。当温度、电流、电压诸条件具备时,过热起火就成为必然。

2.4 电抗器铝导线电流密度超标

按GB 10228—1997《干式电力变压器技术参数和要求》规定:电抗器铝导线电流密度不得大于1.2A/mm2,但粗略计算知电抗器铝导线电流密度却达1.46A/mm2,超过国标要求。

3 电抗器是否投用讨论

终端变电站设置串联电抗器可限制系统涌流,抑制谐波。如果不用电抗器,单独投运电容器,需要解决以下问题:

(1)投电容器时产生的涌流。

(2)投切过程中可能产生5次谐波放大问题。

3.1 合闸涌流问题

《电力工程电气设计手册》规定:“当变电站仅有1组电容器时,涌流不大,在母线短路容量不大于80倍电容器额定容量时,涌流倍数小于10,而10倍以内涌流不会对设备造成危害,故不需上电抗器,即单独投电容器不会造成涌流危害”。

对于110kV泉新变电站(该变电站仅有1组电容器),其最大合闸涌流为:

式中,Em为电源侧电压幅值,kV;UCn为电容器额定线电压,kV。

因Im是电容器额定电流的5.79倍;又根据2009年调度所相关数据,10kV母线三相短路容量Sd为118MVA,是电容器额定容量4.2Mvar的28.1倍。所以110kV泉新变不带电抗器投集合式电容器时产生的涌流不会造成危害。

3.2 谐波放大问题

据计量中心提供的相关资料,110kV泉新变10kV系统谐波以5次、7次为主,5次谐波电压实测为0.44%,7次谐波电压实测为0.31%,均未超标;3次谐波电压实测为0.78%,略高于5次、7次谐波电压实测值。

若电容器组中未串联电抗器,系统发生谐振的谐波次数为:

不串电抗器,系统避开了3次谐波,但却可能发生5次谐波谐振。不过由于5次谐波含量很低,在无电抗器时其流入电容器的电流为:

式中,En为实际5次谐波电压,0.44%;XKn为5次谐波下电抗值,XK为电源侧电抗值取5%(以10Mvar为基数,下同);XΣCn为5次谐波下单相电容器容量1.4Mvar容抗百分比折算到10Mvar基数下的值,0.143。因此,在无电抗器时的5次谐波电压放大值为:

由以上计算可知,在投切过程中产生的5次谐波电压放大(U5/En)约为1.33倍,这个倍数不高。又由于5次谐波电流、电压实际含量很低,因此在选择性能良好的无重燃真空断路器和配置相应金属氧化物避雷器的情况下可以考虑投切时不带电抗器。

4 防范措施

针对110kV泉新变电站#304电抗器过热原因,可采取以下措施:

(1)电抗器选型应特别注意其绝缘材料的耐热等级,避免电抗器绝缘过早出现过热老化现象。

(2)加强对电抗器的运行维护工作,定期察看其表面是否有龟裂,及时进行红外测温以监视其发热情况及发热部位等。

(3)干式空芯串联电抗器是由多个串联的包封组成,由于设计和工艺上存在问题,其包封电流密度不同,从而使局部温度较高,因此设计、制造部门应该考虑有效控制导体内电流的不均匀性的方法。

(4)建议涌流小于10倍电容器额定电流,母线短路容量不大于80倍电容器额定容量,同时经现场测试5 次、7次谐波未超标,放大倍数较低(如低于6倍)的变电站可以考虑不用干式空芯串联电抗器。

参考文献

[1]西北电力设计院.电力工程设计手册电气一次部分(上册)[M].北京:水利电力出版社,1998

[2]GB 10228—1997干式电力变压器技术参数和要求[S]

[3]GB 50227—1995并联电容器装置设计规范[S]

[4]DL—462—1992高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件[S]

串联电抗 篇5

1 高压串联电抗器的应用

目前，高压限流电抗器已广泛应用在国外超高压电网中，在华东500 kV电网也有相关应用，可有效降低短路电流水平，避免电网结构大规模调整，保证电网的可靠运行。

(1）上海泗泾站。上海泗泾、黄渡和南桥500 k V变电站500 kV断路器遮断容量为50 kA。至2005年一批大机组相继投产，在调整优化网络结构的同时，黄渡、南桥短路电流仍逼近开关遮断容量，有必要对短路电流进行限制。因此在500 kV黄渡—泗泾双回线路泗泾站出口变电站内安装了2组500 kV高压串联电抗器。加装后，可将黄渡短路电流控制在50 k A以下，明显降低了南桥短路电流，对降低整个上海500kV电网短路电流水平有一定作用，并对上海电网的运行方式有较强的适应性[2]。

(2）巴西Tucurui水电厂。该水电厂规划装机容量8361 MW，分二期建设：一期12×353 MW；二期11×375 MW。如果一、二期机组550 kV母线直接相联，短路电流将超过断路器遮断容量40 k A，因此在一、二期机组串与串之间装设串联电抗器，既实现一、二期机组高压母线的互联，提高系统的可靠性，又将短路电流控制在40 kA以下。该电抗器额定阻抗为20Ω，额定电流2.6 kA，额定容量为3×135 MV·A，已于2004年月底完成交接[3,4]。其接线如图1所示。

(3）美国345 kV电网。2001年，美国纽约电网的联合爱迪生系统由于新机组的接入，345 kV电网短路电流超过了现有断路器遮断容量，因此，345 kV系统中的M51/52和M71/72线路上串接了4台电抗器，以满足断路器遮断容量要求[3]（如图2所示）。

2 高压串联电抗器在南京220 kV电网的应用

2.1 南京市区电网短路电流问题

南京市区220 kV电网呈双环网结构，保证了市区的供电可靠性，但是电网结构的紧密带来了短路电流水平较高的问题。根据规划，为了控制短路电流，2016年500 kV秦淮变投运，将目前的“O型”环网结构改成“C型”结构运行。2016年南京市区220 kV电网结构如图3所示。

在正常运行方式下，南京市区220 kV三相短路电流最高点为220 kV尧化门变的220 kV母线，达到51.077 kA，已超过其断路器50 kA的遮断能力。尧化门变的三相短路电流较高的原因主要是它位于南京市区“C型”电网结构的中点附近，且与500 kV龙王山变和华能金陵燃机电厂电气距离较近。

2.2 南京市区电网限制短路电流措施

220 kV尧化门变三相短路电流水平超过其断路器遮断容量，可采用如下措施降低其短路电流，包括调整电网结构（方案一）；更换附近变电站的断路器及相关设备（方案二）；安装高压串联电抗器（方案三）。其经济技术比较详见表1。

综合表1的结果，可以看出三类措施均可解决短路电流越限的问题。方案一，根据电网的情况，调整电网结构可选择开断尧化门—经港线路，尧化门变短路电流将大大降低，但是断线运行会造成潮流问题，因为尧化门变周边为500 kV龙王山变向西送电的主要通道，若断线运行，部分线路发生N-1或N-2故障时，将存在线路潮流过载的问题，影响电网的供电可靠性。方案二，采用更换周边变电站的断路器及相关设备，造价高，经济性差，且停电时间长、范围广，影响较大。方案三，安装高压串联电抗器体积较大，需占用场地资源，但投资较少；同时，若串联电抗器的数值过大，可能增大所在线路的电压损耗，造成电压降不符合相关规定；虽华东地区暂无220 kV串抗运行管理经验，但可借鉴500 kV串抗运行管理经验。

综上所述加装高压串联电抗器最利于降低南京尧化门变短路电流，且影响最小。

2.3 高压串联电抗器装设地点选择

计算尧化门变各支路提供的短路电流及潮流（见表2）。根据表2的结果，尧化门—经港支路提供的短路电流最大，且潮流较小，为了同时满足短路电流的控制效果以及对潮流的影响最小，选择在尧化门—经港线路（下称尧经线）加装高压串联电抗器。

2.4 高压串联电抗器容量选择

2.4.1 对短路电流的影响

在220 kV尧经线加装高压串联电抗器，限制220k V尧化门变的短路电流，计算不同电抗值对尧化门变及相关变电站短路电流的影响，计算结果见表3。由表3可以看出，尧经线加装高压串联电抗器，对南京市区220 k V电网整体短路水平存在一定程度的降低作用，离安装高压串联电抗器的电气距离越近，短路电流降低效果越明显，因此，在尧经线加装高压串联电抗器，对尧化门变及经港变220 kV短路电流降低效果最好。但随着高压串联电抗器数值的增大，对短路电流限制效果在降低。

2.4.2 对潮流的影响

在尧经线安装一定数值的串联电抗器后，将影响该支路及周边支路的潮流情况，部分支路潮流结果详见表4。尧经线是龙王山向西环网送电的重要通道之一，根据潮流计算的结果，在尧经线路加装串联电抗器仅对尧化门—经港/尧化门—铁北存在潮流的影响，基本不影响龙王山的降压以及龙王山向西环网送电的功率。另外，由于尧化门变短路电流越限程度不大，所需的高压串联电抗器数值不大，经计算，加装6Ω高压串联电抗器后，尧化门—经港线路电压降增加0.16k V，由此可见，加装高压串联电抗器不足以对线路的电压降产生根本性的影响。

综合算例中短路电流、潮流计算结果，在220 kV尧化门—经港线路加装高压串联电抗器，可以有效控制220 kV尧化门变的短路电流，且对潮流影响较小。为了预留一定的裕度，将尧化门变的短路电流控制在48 kA左右，串联电抗值可选择6Ω。

注：*表示越限；500 kV龙王山变分段打开运行，故存在Ⅰ和Ⅱ两段母线的计算数值。

MW

3 结束语

华东地区500 kV电网加装高压串联电抗器的成功实践，使该设备的运用越发趋于普及化。针对南京市区220 kV电网的问题，进行算例的计算分析，可以看出，在220 kV电网加装高压串联电抗器限制短路电流的效果明显，可以解决尧化门变短路电流超标的问题，可以避免采用常规手段对电网可靠性产生的不良影响。但是，高压串联电抗器体积较大，需占用一定的用地资源，且运行期间噪声较大，一般220 kV变电站距离居民区较近，工程实施需采取相应的消除噪声手段另外，加装高压串联电抗器后，还可能引起暂态恢复电压的问题，需详细论证，合理选择串联电抗器相应的对地电容数值。

参考文献

[1]茅嘉毅,蒋平,胡伟.采用粒子群算法优化配置限流电抗器的研究及应用[J].江苏电机工程,2010,29(5):21-25.

[2]尹天明,谢天喜,周志成.500 k V线路安装串联电抗器后断路器TRV分析[J].江苏电机工程,2014,33(6):45-47.

[3]殷可,高凯.应用串联电抗器限制500 k V短路电流分析[J].华东电力,2004,32(9):7-10.