6kV

6kV（精选11篇）

6kV 篇1

摘要：总结了6kV电缆附件的适用标准, 分析了6kV电缆附件的安装准备条件和安装过程, 并提出安装的注意事项。

关键词：电缆附件,标准,安装

发电厂广泛使用6k V电缆, 而6k V电缆附件对电缆线路的安全可靠运行有很大影响, 因此对6kV电缆附件安装质量要求较高, 本文对6kV电缆附件的安装进行分析。

电缆附件是指连接电缆本体与用电设备的的一种装置, 目前主要有热缩式、预制式、冷缩式等, 由于热缩式附件价格较低, 6kV电缆附件普遍采用热缩式。电缆附件采用介电常数、介电强度、绝缘电阻和介质损耗因数较高的材料制成, 能够保持长期稳定运行。

1 电缆附件适用标准

电缆附件适用标准主要有三个层次。

第一层:IEC标准。

IEC60502《额定电压1kV (Um=1.2kV) 以上至30kV (Um=36kV) 挤出绝缘电力电缆及其附件》。

IEC61442《额定电压6kV (Um=7.2kV) 到30kV (Um=36kV) 电力电缆附件试验方法》。

第二层次:国家标准 (GB标准) 。

GB5589《电缆附件试验方法》。

GB14315《电线电缆导体用压接型铜、铝接线端子和连接管》。

第三层次:行业标准JB标准 (机械行业协会标准) 。

JB/T8 144《额定电压26/3 5kV及以下电力电缆附件基本技术要求》。

JB7829《额定电压26/35kV及以下电力电缆户内型、户外型热收缩式终端》。

JB7830《额定电压26/35kV及以下电力电缆直通型热收缩式接头》。

2 安装环境的要求

为防止电缆附件、本体之间混入水汽、杂物等, 安装必须在天气晴朗、空气干燥的情况下进行, 现场应无飞扬的灰尘或纸屑。

3 附件的检查和保护

安装前一定要打开包装箱对附件主体进行检查, 检查时应注意察看附件主体是否存在细微裂口、破损等。搬运时, 应轻拿轻放。检查完毕, 应将主体重新放回包装箱中, 切不可随意放置, 以免遭遇外来尖锐物件的伤害, 直到要安装主体时再取出。

4 安装前对电缆的检查

对电缆处理前, 应确认电缆是否存在进水或受潮等影响安装质量的问题, 如电缆进水 (特别是缆芯进水) , 必须采取相应措施处理。

剥切电缆时, 应先了解清楚电缆结构, 以免伤及电缆主体绝缘。另外, 剥切时, 用刀不宜过深, 防止损伤电缆绝缘。中低压电缆外半导电有可剥离型和不可剥离型两类, 应区别对待。对可剥离型在环切半导电口时, 用刀不可太重, 不能伤及主绝缘, 拉断时不应使半导电口处有部分翘起, 并当对坡口作倒角处理。对不可剥离型, 在刨刮时不应在半导电断口留有凹坑或台阶等过渡不平滑现象。

电缆主绝缘表面应打磨干净, 尤其是不能有沿电缆轴向分布的并影响到界面特性的缺陷, 如划切过深的刀痕。

5 安装步骤

6kV三芯电缆终端头电缆剥切图如 (图1) 。

(1) 剥切电缆:按图所示尺寸剥去电缆外护层、钢带 (若有钢带) 和内护层。

(2) 剥切屏蔽铜带和半导电层:从分支套指端上部50mm处开始剥去屏蔽铜带。保留20mm半导电层外, 其余剥去, 保留的半导电层端部应按安装工艺一般程序和要求处理。

(3) 剥切线芯末端绝缘:按接线端子孔深加10mm的长度剥去线芯末端绝缘。

(4) 压接接线端子:压接后除去毛刺和飞边。

(5) 安装应力管:用清洗剂擦净绝缘表面。注意:擦过半导电层的清洗布不可再擦绝缘。在绝缘表面均匀地涂一层硅脂, 套入应力管, 应力管下端覆盖到电线屏蔽铜带上面。自下而上地加热收缩, 避免应力管与线芯绝缘之间留有气隙。

(6) 安装绝缘管:用填充胶带绕包应力管端部与线芯绝缘之间的阶梯, 使之为平滑的锥形过渡面。再用密封胶带包绕分支套指端 (二层) ;然后, 套绝缘管, 再由下向上加热收缩。

(7) 安装密封管:切去多余长度的绝缘管。接着用密封胶带包绕填平接线端子压坑以及电缆绝缘与接线端子之间的间隙。最后, 套密封管, 加热收缩。

(8) 套标志管:将红、绿、黄相色标志管套在接线端子压接部位后加热收缩。

(9) 安装雨罩:先将三相雨罩套在三相线芯上, 离分支套分叉处约100mm处, 加热收缩固定, 再套单孔雨罩, 加热收缩固定。

需要说明:当实际安装的热收缩附件产品结构和安装工艺与上述内容有差异时, 应按生产厂提供的安装工艺说明书操作。因为热收缩材料只是在收缩温度以上具有弹性, 在常温下是没有弹性和压紧力的, 所以安装以后的热缩终端头不应再弯曲和扳动, 否则将会造成层间脱开, 形成气隙, 在施加电压时引起内部放电。如果将终端头安装固定到设备上时必须扳动或弯曲, 则应在定位以后再加热收缩一次, 以消除因扳动或弯曲而形成的层间间隙。

6 安装过程注意事项

(1) 电缆附件从开始剥切到安装完成必须连续进行, 一次完成, 防止受潮。

(2) 剥切电缆时不得伤及线心绝缘。密封电缆时注意清洁, 防止污秽与潮气侵入绝缘层。

(3) 同一电缆线心的两端, 相色应一致, 且与连接母线的相序相对应。

(4) 安装完成后还应进行绝缘电阻和直流耐压试验。

6kV 篇2

为保证安全生产，保障现场的作业人员、设备的安全，提供指导原则以满足6KV电机耐压试验操作和维修保运厂的基本安全要求，特制订本作业指导书。

本指导书适用于6KV电机耐压试验作业维修保运一般作业。工作任务

6KV电机耐压试验作业作业前准备工作

3.1

明确作业内容，开具作业票据

开具并办理停送电票。根据作业区域办理相关工作票。办理第一种工作票或第二种工作票。属于临时用电，开具并办理临时用电票。

3.2

人员配置：工种、人数，素质要求，劳保穿戴

3.2.1

试验人员应经过专业技术培训，并经过考核合格。

3.2.1

试验负责人应有经验丰富的技工或技师担任，负责试验工作的指挥、监督和安全以及试验结果的综合评价。

3.2.1

试验必须三人以上进行。

3.3

作业工具：

兆欧表 2500V DC ；温湿度计；机械秒表；交流耐压试验设备；裸铜接地线；高压绝缘鞋，高压绝缘手套，放电棒；安全围栏，警示牌、警示带；力矩扳手。

3.4熟悉作业现场，进行风险辨识

了解电机运行情况，风险主要来源电机运行旋转造成人员受伤，电机损坏；人员触及带电部位给人员造成伤害。试验中操作不当对人员造成伤害。

3.5 落实现场安全措施，并检查确认

3.5.1电机周围拉设围栏，挂警告牌，设专人监护。

3.5.2一次设备操作时要正确使用安全器具。

3.5.3 严格按规程操作。作业步骤、内容、方法和技术

4.1

对电机的不同绕组，如直流电阻的电枢绕组、励磁绕组、交流异步电动机的定子绕组和绕线转子电机的转子绕组、同步电机的定子绕组、励磁绕组及某些自励电机的励磁系统中的电抗器、电流互感器等的绕组等，如果它们的两个线端都已引出到电机机壳之外，则应分别测量每个绕组对机壳的绝缘电阻和各绕组相互间的绝缘电阻。试验时，不参与试验的绕组应与机壳可靠连接。对在电机内部已做连接的绕组，则可只测它们对机壳的绝缘电阻。

4.2

测量时，对于手摇发电的兆欧表，其转速应保持在120r/min左右；读数应在仪表指针达到稳定以后读取。

4.3测量绝缘电阻时，采用兆欧表的电压等级，在本标准未作特殊规定时，应按下列规定执行：

1)

100V以下的电气设备或回路，采用250V兆欧表；

2)500V以下至100V的电气设备或回路，采用500V兆欧表；

3)3000V以下至500V的电气设备或回路，采用1000V兆欧表；

4)10000V以下至3000V的电气设备或回路，采用2500V兆欧表；

5)

10000V及以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V兆欧

4.3

测量绝缘电阻后，应将被测绕组对地放电后再拆测量线。

4.4

耐交流电压试验的方法、电压值及注意事项

1)测试仪器的升压变压器的高压输出端按被试绕组，低压端按地。

2)被试电机外壳（或铁心）及未加高压的绕组都要可靠接地。

3)试验加压时间分为1min和1s两种。

对于电机成品，1min方法耐电压试验电压值1000+2UN，最低为1500V

4)绝缘电阻测量，应使用60s的绝缘电阻值；吸收比的测量应使用60s与15s绝缘电阻值的比值；极化指数应为10min与1min的绝缘电阻值的比值

4.5

直流耐压试验

4.5.1 试验电压为电机额定电压的3倍。

4.5.2

试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，并记录泄漏电流；在规定的试验电压下，泄漏电流应符合下列规定：

1)各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，当最大泄漏电流在20μA以下，各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别；

2)

泄漏电流不应随时间延长而增大；

3)当不符合上述规定之一时，应找出原因，并将其消除。

4)泄漏电流随电压不成比例地显著增长时，应及时分析试运验收

5.1工作票办理终结。恢复检修前状态。

5.2质量验收签字。

危险辨识、安全预防措施和环境控制措施

6.1 主要危险

6.1.1触电、电击

6.1.2

违章操作

6.2 安全预防措施

3.5.1使用合格的高压绝缘手套、绝缘靴、安全间距、警示牌。

3.5.1

加设安全围栏、警示牌、专人监护。

6.3 环境控制措施

6.3.1 拆除的废旧设备和材料放到指定地点。

6.3.2 工作完成对施工现场进行清洁。

6.3.3

施工垃圾不得随意丢放，必须一律放到指定的垃圾箱内。

6.3.4

对使用完的工具放到指定位置。

6.3.5 现场要保持清洁，做到工完料尽场地清。相关记录

7.1 班前班后会记录及作业风险辨识；

坚持中海油的“五想五不干”的工作原则，做好工作前的各种风险分析。将事故消灭在萌芽状态。

7.2 检维修记录

6kV 篇3

摘要：本文通过对6KV小车开关控制回路的研究改造，克服了小车开关回路中开关位置接点没有明显监视点的问题，彻底杜绝了开关接触不良或操作不到位现象的发生，保证了厂用系统的安全稳定运行。

关键词：小车开关监视回路改造位置接点

0引言

在发电厂电气系统中，厂用6KV小车开关是比较常见的一种开关，主要作为厂用高压电机开关以及厂用母线的进线开关。它的稳定运行和快速准确的合、跳闸，对发电厂的安全生产至关重要。在实际运行中，6KV小车开关经常会出现由于开关位置接点接触不良或开关不到位，引起设备不能准确迅速合闸而导致的一些事故。

为此我们对其控制回路进行了改造。

16KV开关的合闸监视回路即绿灯回路的工作原理及缺陷

小车开关合闸监视回路如下图所示：

从该回路图我们可以看到绿灯在该回路中起主要的监视作用，当开关跳闸后，绿灯亮，监视合闸回路的完好性。但从图上我们可以看到绿灯回路接在107处，即在小车开关实验位位置接点SW和工作位位置接点YW之后，这样就不能监视到小车开关的具体位置，虽然这样不影响开关的跳闸，但却影响开关的合闸。比如小车开关推不到位或者虽然推到位但由于机械原因，开关的位置接点接触不良等等都有可能造成开关合不上。而开关的具体位置由于没有直观的观察点，运行人员操作时完全靠感觉和经验极容易出现上述情况，为此我们对该回路进行了改进。

2改造措施

2.1第一次改造

2.1.1改造方法根据标准图纸我们考虑将小车开关的位置接点串入绿灯回路。因为6KV小车开关的位置开关位于开关柜内，当小车推入后无法直观的判断开关是否到位，为避免由于位置接点没有闭合导致小车开关不能合闸，特将位置接点串入绿灯回路，这样不但可以通过绿灯的亮灭来监视合闸回路的完整性，同时还可监视开关是否到位，位置接点是否闭合。改动如下图：即将绿灯的接线位置由原来107处改接在103处。

2.1.2改造效果改造后克服了开关位置监视没有直接观察点的问题，大大提高了运行人员的工作效率

2.1.3存在的问题在本次改造完成后，经过一段时间的试运行我们又发现该回路依然存在问题：开关跳闸后，不能直接再次合闸，而且绿灯亮度不够，只能采取断、合控制电源的方法才能再次启动。

实际测量并对照图纸分析原因如下：针对开关跳闸后绿灯亮度不够，检查发现绿灯两端电压不足220V，说明回路中有分压的地方。逐一查找发现跳跃闭锁继电器TBJ电压线圈一直带电，而在正常情况下，TBJ线圈应处于失电状态。且由于其带电使TBJ一直自保持，TBJ1常开接点闭合，而TBJ2常闭接点打开，切断了合闸回路，造成不能再次合闸。而绿灯通过+KM—103—TBJ1—TBJ电压线圈—-KM构成闭合回路，且由于TBJ电压线圈的分压作用使得绿灯不能正常发光。

为找出TBJ电压线圈带电的原因，我们特地做了几次试验来验证：

首先我们利用扬州华电电气有限公司生产的GKC—D型开关机械特性测试仪对部分6KV小车开关的跳闸时间进行了测试和统计。统计结果如下表：

我们又对上述几个重要辅机的TBJ进行了返回时间的校验。我厂采用的是江苏无锡市昌林自动化科技有限公司生产的TBJ继电器，该继电器的返回时间为不大于60ms，测试得出的数据如下：

可见TBJ的动作返回时间要比小车开关DL的动作返回时间长，因此当开关跳闸时，启动TBJ电流线圈使TBJ1闭合，TJB2打开，跳闸后TBJ电流线圈虽然失电，但由于TBJ的返回时间往往比DL的动作时间长，TBJ1仍处于常闭状态，此时绿灯就会通过TBU电压线圈构成闭合回路将TBJ自保持住，虽然开关已断开，DL已返回常闭状态，但由于TBJ2常闭接点的打开而无法合闸。

2.2第二次改造

2.2.1改造方法针对第一次改造存在的问题我们又提出了两种解决的方法。

2.2.1.1第一种方法 在TBJ电压线圈后串联一分压电阻。我厂TBJ多采用DZB—15B型中间继电器，该型号的继电器有两个线圈：一个电压线圈，一个电流线圈，标准参数为额定电压220V：额定电流2A：线圈阻值是(8900+800)Ω，自保持电压为不大于70％的额定值，且我厂多采用电流线圈启动电压线圈保持型。因此我们只要将TBJ电压线圈的电压降低至自保持电压以下，使其不能自保持即可将TBJ2常闭接点闭合使合闸回路完好。如下图所示(虚线内为改造部分)

串入电阻的阻值计算如下：

自保持电压

220*70％=154V

通过电压线圈的电流

154/8900=0.0173A

串入的电阻值(假定回路只有TBJ电压线圈分担电压)

(220-154)/0.0173=3815Ω

这个阻值在理论上可行，但实际操作时很难找到如此大阻值的电阻，而且即使有合适的电阻在体积上也会很大，在二次回路中不容易连接和固定，因此此法行不通。

2.2.1.2第二种方法考虑利用TBJ的常闭接点将绿灯回路切断。如下图所示(虚线内为改造部分)

我们在绿灯和103处之间串入TBJ的一个常闭接点TBJ3，这样在开关跳闸时TBJ的电流线圈带电使TBJ3打开，跳闸后TBJ的电流线圈失电，在TBJ的返回时间内，TBJ3仍保持常开状态，绿灯没有任何通路，也就切断了TBJ电压线圈的带电回路，使其不能自保持，等到TBJ返回结束后，TBJ2、TBJ3闭合，绿灯通过+KM—TBJ3—103—111—TBJ2—107回到-KM处，合闸回路完好为下次合闸作好了准备。

2.2.2改造效果通过实施第二次改造方法，当小车开关送电时，只要绿灯亮即说明小车开关位置接点接触良好，无需用万用表测量合闸回路电压，减化了运行人员的操作步骤，很好的实现了对小车开关位置的监视，减少了因开关推不到位或接触不良而引起的开关拒动或触头过热现象的发生。

3总结

本文通过对合闸监视回路即绿灯回路的一系列改造，克服了原二次回路中不能直观监视小车开关位置接点的问题，使绿灯在监视合闸回路完好性的同时监视了开关位置，为运行人员的操作和检修人员的检查提供了极大的方便，保证了设备的正常启动，为发电厂的安全稳定运行提供了充足的保障。

参考文献：

[1]新编保护继电器校验中国电力出版社.电力工业部安全监察及生产协调司组编.

[2]发电厂和变电站电气二次回路技术中国电力出版社.广东省电力试验研究所.袁乃志编.

6kV高压电机节能改造方案研究 篇4

根据大量的数据统计发现现阶段我国以火电方式发电的煤耗量比发达国家高出许多。其原因是因为我国现阶段采用的用电率较国外来说偏高, 而机器运行的效率又远远达不到其他国家的水平。这一现象随着装机容量的不断增大, 就会出现部分电网的电容量绰绰有余, 而另一部分电网在处于长时间的低负荷运行状态。随着负荷的峰值差距比那大, 大型高压机组就可能面临着两班制的运行原则。这导致大功率机电设备造成的浪费越来越大。因为原来适用的辅机流量调节方式不能满足要求。造成了电能浪费和矫性特性变差等等不良现象。直接导致了整个机组经济性衰退。浪费了大量的人力和财力, 却得不到较好的经济水平发展。为了减轻这种浪费从而提高火电厂的经济发展水平。很多火电厂已经积极采取各种方式将高压电机进行节能改造。目前的节能改造方案并不是十分完善, 但也在一步步的紧锣密鼓的研究之中。目前也已经取得了一定的效果。能够达到节能的目的, 获得更大的经济效益。

一、变频器型号的比较、变频调速方案的评估和确认

高压变频器只要是经过隔离并降压之后从而达到高压电源的输入, 一般来说6k V变频器在市面上应用比较广泛。它的技术较为先进, 但不足之处是费用较高, 体积较大。相比来说, 低压变频器类属于特殊电压等级。虽然还没有被广泛应用, 但是它的优点非常明显, 例如性能稳定。还能够减少施工时的难度, 但是维护需要一定的费用并存在一定的难度。另一种低压380V变频器相对来说应用更为广泛, 性能稳定并且相对于高压和低压690V变频器来说, 价格上具有很大的优势。缺点是此类低压电机所需用到的电缆较粗, 施工时具有一定的难度。综上所述, 更多的电厂采用性价比更为合适的380V变频器。

二、电气一次系统的原理和实施

在确立了采用低压电机和变频器后, 还需要根据施工现场的实际情况来调试变频调速装置。可以大大规避由于变频器的维护和检修而造成停机的现象。这样一来就可以使机器能够发挥更大的作用。一般情况下是给调速设备配置有两个双掷刀闸和软启动器和变频器组成的一拖一手动旁路, 调试好之后启动变频器即可达到理想的效果。之后再启动软启动器从而对其进行监控。为了确保不因为400V系统250k W低压电机直接启动时所产生的电流过大造成工频启动时压降受到影响。所以当变频器发生故障时就需要通过软启动器来发动电机, 使启动电流降低从而达到机组400V母线电压正常工作。这种方案的优点是费用低, 并且安全。

三、各种节能方案的综合参考评价

1.高压变频机, 一般来说高压变频器的购入费用约为150万元, 其原电机可以利用旧电缆更新。但是这种高压变频机总费用较高, 虽然技术已经非常成熟, 但是仍然会造成很大的能源上的浪费。不能取得较大的经济利益。性价比不高, 所以现在普遍考虑高压变频器的节能问题。用更高效节能的低压变频器完成工作。

2.低压690V变频器的购入价格约为40万元, 远远低于高压变频器。它可以安装在400V配电室内, 目前技术已经非常成熟, 性能稳定。虽然较高压变频器来说, 低压690V变频器的购入费用降低, 但总费用仍高达人民币100万元。并且电机和电缆需要经常检测更新, 工作量较大。

3.低压380V变频器的购入价格为人民币10万元左右, 其价格远远低于其他两种生产中常见的变频器, 它的原电机和电缆都需要检测更新, 电机更新费用约为人民币20万元, 电缆的更新费用约为人民币5万元。和690V低压变频器一样, 它可以工作在400V配电室内, 根据现有的信息发现, 低压380V变频器运行更为可靠, 性能更加稳定, 技术成熟并且性价比极高。整体投入约为人民币50万元左右。但是缺点是工作量较大。但仍是目前集中节能方案中, 性能和费用最合算的一种。

结论

通过论证现有的几种高压变频器节能方式, 我们可以得出现有的较为合算的节能方案。从各种实际情况分析讨论了如何能够减少能源的浪费, 减少高压电机的损失。其主要方法是将现有的6k V高压电机更换为400V低压电机从而达到节能的目的。有利于提高整体的经济效益。并且大大的规避了不必要的能源浪费情况, 降低了整体的工作成本。减少了电机的维修费用, 节省了大量的工作时间。提出了6k V高压电机节能方案改造的更为经济可靠的方案。希望通过本文能够对电厂6k V高压电机节能方案的改造有所贡献。

参考文献

[1]中华人民共和国国家标准GB1094.1-1996电力变压器[S].北京:中国电力出版社.

[2]中华人民共和国国家标准GB1094.5-2003电力变压器[S].北京:中国电力出版社.

[3]中华人民共和国国家标准GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求[S].北京:中国电力出版社.

[4]中华人民共和国国家标准GB/T16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求[S].北京:中国电力出版社.

[5]中华人民共和国国家标准GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].北京:中国计划出版社.

[6]中华人民共和国电力行业标准DL/T596-1996电力设备预防性试验规程[S].北京:中国电力出版社.

6kV 篇5

施工质量问题的原因分析及应对措施研究

摘要：6kV配电线路是油田特有的线路，受气候、地理、环境的影响较大。所以6kV线路的工程质量直接关系到油田电网的安全运行，施工过程中需做好每道工序的质量控制，确保工程质量达到设计及规范要求。本文主要结合6KV线路******改造工程，全面阐述了6KV线路施工过程中常见的质量问题及应对措施。

关键词：6KV； 质量问题； 应对措施

6kV配电线路是油田特有的线路，施工过程中遇到问题如不及时处理，会留下安全隐患，严重影响工程质量。下文将6KV线路施工过程划分为电杆组立、拉线安装、导线架设、杆上金具及设备安装及防雷接地五个关键工序。分别将各工序中常遇到的质量问题进行分析，并提出应对措施。

1、电杆组立过程中常见的质量问题及原因和应对措施

1.1、电杆组立过程中常见的质量问题

1)电杆端部未封堵，杆身出现裂纹； 2)电杆基坑深度不够；

3)电杆倾斜、电杆基础偏离中心线； 4)电杆基础坑回填时未充分夯实；

1.2、电杆组立过程中常见的质量问题原因分析

1)电杆未正常履行进场验收程序；现场运输过程中，施工人员使用机械运输，有拖拽现象导致；

2)基坑开挖完成后，施工人员未测量基坑深度就进行立杆；

3)电杆基槽开挖使用机械开挖，基坑中心点出现偏离中心线；立杆过程中，未压实基地就敷设底盘；回填土施工使用机械，压实不均匀，且施工人员未测量电杆垂直度，造成电杆倾斜；

4)电杆基坑回填时，使用机械进行回填，操作不方便，现场施工负责人监管不到位就造成回填土未夯实；

1.3、电杆组立过程中常见的质量问题应对措施

施工开始前，严格审查施工组织设计，要求施工单位编写的施工组织设计切合实际，真实可行；严格执行进场材料验收程序，对进场电杆、金具、绝缘子等工程材料外观质量检查，金具镀锌层完好无破损，瓷瓶表面光滑，釉面无破损，电缆无扭绞，断股等现象；电杆顶端用水泥封堵对于存在问题的材料要求施工单位清出场地；要求施工技术负责人员对于现场施工人员进行技术交底，使现场施工人员懂得如何去施工，知道施工标准规范；对于现场施工质量各工序验收时，严格执行设计及标准规范要求。

2、拉线安装过程中常见的质量问题及原因和防止措施

2.1、拉线安装过程中常见的质量问题

1)2)3)拉线角度不够，未到达设计及规范要求。线夹安装中尾线留出长度过短。拉线盘敷设深度不够，达不到规范要求。4)拉线开口销子没有全部安装。

2.2、拉线过程中常见的质量问题原因分析

1)现场施工人员不懂标准规范；施工人员为了偷工减料，缩短拉线长度；拉线底盘敷设时，基坑开挖未进行测量定位，造成拉线基坑过于靠近电杆；因地形原因，没有施工条件。2)3)4)拉线施工过程中，现场施工人员下料失误，造成拉线过短；现场施工人员技术力量薄弱，对标准规范具体数据要求不了解。

施工人员安装时，没有按照施工技术规范，拉线底盘基坑开挖深度不够，现场质量检查员监督不到位。

现场施工人员施工粗心大意，现场质量管理松懈。

2.3、拉线安装过程中常见的质量问题应对措施

要求施工技术负责人进行真实可行的现场技术交底，提高现场施工人员的施工技术力量。施工单位质检员、工程监理监管到位，对于现场发现的问题及时处理并整改。要求现场施工负责人员严格执行工程施工程序，应测量定位后开挖基坑，不得施工人员偷懒，杜绝施工人员不进行测量定位直接开挖基坑的现象。

3、导线架设过程中常见的质量问题及原因和应对措施

3.1、导线架设过程中常见的质量问题

1)导线在展开过程中出现扭绞现象； 2)导线各相间弧垂的相对偏差超出规范要求；

3)铝质绞线与金具线夹夹紧时，铝包带缠绕不密实；所缠铝包带露出线夹超过10mm，且未回缠绕线夹内。

3.2、导线架设过程中常见的质量问题原因分析

1)导线在展开过程中，现场没有专门指挥人员，现场施工混乱，导致导线在展开过程中出现扭绞现象；使用机械展开时，机械手在操作中没有听从指挥。

2)导线架设完成后，现场施工人员不按照施工组织设计履行施工程序，未进行弧垂度的测量。

3)施工现场人员不听从指挥，施工过程中偷懒，铝包带缠绕不按照规范要求施工。

3.3、导线架设过程中常见的质量问题应对措施

导线架设过程中，要求施工单位现场有专人指挥，导线展开时，做到首尾呼应，防止出现导线打弯时，线端的施工人员及机械手不知道，造成导线扭绞现象。要求施工现场负责人严格履行施工程序，施工单位质检员做到每道工序做到质量监督到位。

4、杆上金具及设备安装过程中常见的质量问题及原因和防止措施

4.1、杆上金具及设备安装过程中常见的质量问题

1)2)3)4)5)不同金属连接时，直接连接，未使用过渡措施； 电气设备固定螺栓过长，或者长短不一，未加垫片； 横担歪斜，螺栓穿入方向不规范；

金具镀锌层在安装中出现破损现象，未补刷防腐漆； 绝缘子安装时，瓷瓶出现裂纹，釉面破损；

4.2、杆上金具及设备安装过程中常见的质量问题原因分析

1)施工人员为了方便施工，偷工减料未使用不同金属连接的过渡措施；施工单位技术负责人未进行技术交底，现场施工人员不知道该工艺；施工单位未进场该项材料。2)3)4)5)施工人员素质低下，工作随意，不按照标准规范要求施工。现场施工人员不懂施工规范，现场负责人未进行技术交底，容易造成螺栓穿入方向不规范；

金具在运输、安装过程中出现碰撞，磨损金具表面镀锌层，施工人员在安装完成后，对破损镀锌层未进行防腐补刷。

瓷瓶安装时，现场施工人员野蛮施工，不注重施工材料保护，施工瓷瓶在安装过程中碰撞、摔等原因，出现裂纹等质量问题。

4.3、杆上金具及设备安装过程中常见的质量问题应对措施

严格要求施工单位规范现场管理制度，提高现场人员施工素质。对于不服从管理，不听从指挥的人员清出施工现场。确认施工前，每道工序所用工程材料均已进场。要求施工单位技术负责人在杆上电气设备安装前对现场施工人员进行技术交底，施工单位质检员做到质量监督到位，每道工序完成后及时报验。

5、防雷接地工程常见的质量问题及原因和应对措施

5.1、杆上防雷接地工程中常见的质量问题

1)接地体敷设深度不够，未达到设计及规范要求； 2)接地体之间连接，当使用焊接时，搭接长度不够；

5.2、杆上防雷接地工程中常见的质量问题原因分析

1)2)现场工作人员施工素质低，施工过程中不按照施工规范要求施工；防雷接地装置敷设前电缆沟开挖深度未达到设计及规范要求； 施工人员对标准规范数据不了解，施工单位质检员监管不到位。

5.3、杆上防雷接地工程中常见的质量问题应对措施

加强施工单位质量管理，要求施工队伍现场班组长严格按照施工标准规范施工。隐蔽工程施工前，对隐蔽工程进行检查，达不到设计及标准规范要求，不得进行下一道工序。

综上所述，6KV线路施工过程中，出现的常见质量问题原因分析为以下几点：进场材料质量不合格，铝质导线出现扭绞、断股现象；施工队伍技术力量薄弱，编写施工组织设计没有指导性、可行性；现场人员施工素质低下，施工单位质量管理制度不规范，出现施工人员偷工减料行为；施工单位质检人员工作不到位，不能发现施工过程中出现的问题，不能及时处理。

6kV 篇6

关键词：6kv架空线路；事故分析；防范措施

一、6kV架空线路的常见事故类型及原因分析

（一）故障类型：（1）短路故障：一是线路瞬时性短路故障；二是线路永久性短路故障。（2）接地故障：线路瞬时性接地故障；线路永久性接地故障。

（二）故障形成原因

1、线路金属性短路故障有：（1）外力破坏造成故障，架空线或杆上设备（变压器、开关）被外抛物短路或外力刮碰短路；（2）线路缺陷造成故障，弧垂过大遇大风时引起碰线或短路时产生的电动力引起碰线。

2、线路引跳线断线弧光短路故障：线路老化强度不足引起断线；线路过载接头接触不良引起跳线线夹烧毁断线。

3、跌落式熔断器、隔离开关弧光短路故障有：（1）跌落式熔断器熔断件熔断引起熔管爆炸或拉弧引起相间弧光短路；（2）线路老化或过载引起隔离开关线夹损坏烧断拉弧造成相间短路。

4、小动物短路故障有：

（1）台墩式配电变压器上，跌落式熔断器至变压器的高压引下线采用裸导线，变压器高压接线柱及高压避雷器未加装绝缘防护罩；

（2）高压配电柜母线上，母线未作绝缘化处理，高压配电室防鼠不严；

（3）高壓电缆分支箱内，母线未作绝缘化处理，电缆分支箱有漏洞。

5、雷击过电压。

6、线路瞬时性接地故障有：

（1）人为外抛物或树木碰触导线引起单相接地；

（2）线路绝缘子脏污，在阴雨天或有雾湿度高的天气，出现对地闪络，一般在天气转好或大雨过后即消失。

7、线路永久性接地故障有：（1）外力破坏；（2）线路隔离开关、跌落式熔断器因绝缘老化击穿引起；（3）线路避雷器爆炸引起，多发生在雷雨季节；（4）直击雷导致线路绝缘子炸裂，多发生在雷雨季节；（5）由于线路绝缘子老化或存在缺陷击穿引起，多发生在污秽较严重的地区。

二、6kV架空线路的常见事故类型判断及故障查找

（一）故障判断

不管线路出现的故障是瞬时性或永久性的，断路器重合闸成功与否，都必需对故障线路进行事故巡查，查找出事故发生的原因，特别是对可能发生的故障点的正确判断尤为关键，它是能否快速隔离故障、恢复供电的前提。

1、短路故障：（1）变电所6kV线路一般是采用二段式或三段式电流保护，即电流速断或限时速断和过电流保护，我们可以根据变电所熔断器保护动作情况进行初步判断。如果线路发生的是电流速断保护动作，则可以判断故障点一般是线路两相或三相直接短路引起，且故障点在主干线或变电所较近的线路可能性较大。因为速断或限时速断保护动作的起动电流较大，它是按最大运行方式（即躲过下一条线路出口短路电流）来整定的，故这种故障对线路及设备的损害较大，如线路金属性短路或雷击短路等。如果线路发生的是过电流保护动作，一般属非金属性短路或线路末端分支线路短路引起。（2）因为线路柱上断路器一般只设一种过流保护（最大时限为0.2s），且是采用逐级增加的阶梯形时限特性，故我们可以根据线路断路器保护动作逐级来判断是属哪条线路发生故障。

2、接地故障：线路永久性接地故障，要采用对线路支线断路器进行分段试拉的方法，来判断故障线路段。如果是瞬时性接地故障，则线路的每一点都有可能发生。

（二）故障查找 ：故障查找的总原则是：先主干线，后分支线。对经巡查没有发现故障的线路，可以在断开分支线断路器后，先试送电，而后逐级查找恢复没有故障的其它线路。

1、短路故障的查找：一条6kV线路主干线及各分支线一般都装设柱上断路器保护，按理论上来讲，如果各级开关时限整定配合得很好，那么故障段就很容易判断查找。在发生变电所断路器跳闸的时候，首先应查看主干线柱上分段断路器及各分支线柱上断路器是否跳闸，而后对跳闸后的线路，对照上面讲过的可能发生的各种故障进行逐级查找，直到查出故障点。另外，对装有线路短路故障指示器的架空线，还可借助故障指示器的指示来确定故障段线路。还有一点那就是当查出故障点后，即认为只要对故障点进行抢修后，线路就可以恢复供电，而中止了线路巡查，这样是非常错误的。因为当线路发生短路故障时，短路电流还要流经故障点上面的线路，所以对线路中的薄弱环节，如线路分段点、断路器T接点、引跳线，会造成冲击而引起断线，所以还应对有短路电流通过的线路全面认真巡查一遍。

2、接地故障的查找：线路永久性接地故障点的查找，可以按照上面所讲的在确定接地故障段后，根据它可能形成的原因和各种环境因素进行查找，而对瞬时性接地故障则只能是对全线进行查找。

在故障巡查过程中对架空线路经过的一些特殊地段，如采石场、重污染区、跨河线路、土地开发区等要特别留意，因为人为造成的原因，如违章爆破损伤导线，违章开发破坏杆基。还有各种环境污染以及自然因素对线路形成的腐蚀，都有可能是引起线路故障的起因，所以在线路故障巡查的时候，就要加倍小心，不放过任何蛛丝马迹。

线路故障的发现除自己查找外，还有很多故障信息是来自于广大群众的积极举报，在指挥处理故障的过程中，要与电力抢修服务台联系，收集一切有用的故障信息，采用询问当地居民的方法加以判定。

三、6kV架空线路事故类型及其防范措施举例

国宏6kv线路全长6km，线路沿线地形复杂，穿越工业区、自然村、铁路、公路、河流等地形，跳闸事故频繁发生，鉴于此情况，我们于2005年对该线路进行了现场勘察和测量，根据线路的实际状况，采取了以下改造措施：

（一）加大线径，部分更换绝缘导线。随着经济的发展，用电量大幅增加，线径增大有效地杜绝了过负荷跳闸事故。线路经过闹市、居民区更换了绝缘导线，大大减少了线路雷击故障、闪烙或接地故障。

（二）安装氧化锌避雷器。在空旷地区、多雷地区6kV架空线路上安装线路型氧化锌避雷器；绝缘导线散热性能比裸导线差，在架空绝缘导线两侧加装氧化锌避雷器，线路较长的在线路中段适当位置加装了避雷器；新安装的配网设备如配变、柱上开关、电缆头等也安装了氧化锌避雷器，以加强对6kV线路及设备的防雷保护。由于氧化锌避雷器内部老化损坏失效时，表面无任何痕迹，日常巡视中难以发现，在国宏线改造时选择了带有脱离器的硅橡胶氧化锌避雷器，当避雷器内部老化损坏时，脱离器会自动脱落，便于运行管理人员巡视查寻迅速发现故障点。

电厂6kV系统级联保护方案 篇7

关键词：快速母线保护,电厂供电,反馈电流,母线故障

0 引言

在电厂6 kV供电系统中,由于瓷瓶闪络、电缆头爆炸、污秽闪络、单相弧光接地等各种原因,母线短路时有发生[1,2,3,4,5],引发开关爆炸、母线扭曲、全站失电、起火等严重情况,造成巨大的经济和财产损失。而我国发电厂的6 kV母线一般不装设专用的母线保护。当发生母线故障时,要靠厂用变压器或启动备用变压器低压侧的后备过流保护来切除。

根据IEC298标准附录AA中的规定,开关柜内部燃弧时间是100 ms。也就是说,开关柜可以承受的电弧燃烧时间为100 ms。表1为国外对各种燃弧持续时间下进行试验得出的对设备造成的损害程度[6]。

电弧燃烧的持续时间等于保护动作时间加上断路器分闸时间之和。由于一般后备过流保护动作时间整定值为1.1～1.6 s,所以如果厂用6 kV发生母线短路故障,其现有的保护方案将使电弧燃烧的持续时间达到1.2～1.7 s。这么长的燃烧持续时间显然不能满足厂用6 kV设备不受损坏,更无法迅速恢复设备的正常运行。因此,如果能够实现对6 kV厂用母线的快速保护,在100 ms内切除故障,对提高供电可靠性和保证安全具有重要意义。

在电网系统,一种简易母线保护(或称为母线快速保护,简称快母)得到越来越多的应用[7]。快母是用现有保护装置增加快母功能来实现。其主要思想是用馈线保护装置来闭锁母线速断保护。如果母线故障,则各馈线不会发闭锁信号,快母快速出口跳开进线开关;如果馈线故障,则对应馈线会发闭锁信号闭锁快母。闭锁信号的传输主流趋势是采用GOOSE,具有速度快、可靠性高、不需躲触点抖动等优点。

但电厂6 kV系统应用这种保护的还很少。主要问题在于电厂6 kV供电系统有其特殊性。

1)电厂6 kV系统有大量的高压电动机,带来以下一些不利影响:

a.反馈电流问题。当母线故障时,电动机转子绕组的磁通不能突变,从而产生幅值很高的反馈电流。如果电动机保护定值较低的话,会误发闭锁信号,造成母线保护失去速动性。

b.启动问题。电动机的启动电流数值大、启动时间长,可能会使得电动机保护误发闭锁信号。

c.自启动问题。当电动机正常运行时,由于外部回路瞬时故障、电压波动等各种原因,可能会造成电动机短时失去电源。而当电源恢复时,电动机将经历一个类似于启动的过程,电流可达很高的数值,容易引起电动机保护误发闭锁信号。

2)6 kV厂用母线段很多,并且常常采用多级串联方式(见图1)。涉及到各级保护如何配合等复杂问题。

3)闭锁信号的可靠传送问题。电厂负荷分散,出线回路非常多,现地层通信都是用现场总线(LONWORKS,CAN.,PROFIBUS-DP,RS-485,etc),近几年内不会大量使用以太网通信,难以应用61850,从而不能拷贝电网的GOOSE方案。而如果使用电信号就需要使用闭锁通道。如何监视闭锁通道的完好、以及闭锁信号的抗干扰问题都需要认真考虑。否则,将会带来灾难性后果。

上述这些问题都给使用母线快速保护带来一定的困难。本文根据电厂的特殊性,特别设计了一种母线快速保护,这里称之为级联保护。该保护具有动作速度快、稳定可靠的优点,可广泛应用于电厂供电系统和厂矿企业供电系统。

1 级联保护的设计原则

为解决电厂供电方式特殊性给快母带来的这些问题,特提出级联保护的设计原则如下:

1)级联保护功能分散设在各个综保装置上,在各装置上设置级联保护专用段。

2)如果未能可靠闭锁而造成级联保护误动将可能带来严重后果。因此,级联保护出口段宁可拒动,但绝不允许误动,要有足够的冗余措施防止误动。

3)为防止级联保护被误闭锁使得整个保护装置拒动,需要保留装置常规保护功能,并至少投入一段限时电流速断保护作为级联保护的后备保护,以确保母线故障时能够可靠切断故障。

4)正确传送闭锁信号是级联保护能否正确动作的关键。因此,为确保闭锁信号的可靠性,需要对闭锁通道进行监视。

5)尽量简单、易实现、易操作。对现有保护装置的改动尽量小;对运行的要求尽量小。

6)可靠性要尽量高,故障损失最小。

2 级联保护的原理

级联保护要用馈线保护装置来闭锁电源进线母线速断保护。当下级馈线故障时能可靠闭锁上级速断保护,且闭锁出口速度要足够快;而当下级馈线没有故障时,要排除干扰,不误闭锁。

2.1 闭锁信号的处理

根据电厂的现场条件,闭锁信号传输的主要方式目前还是电缆传输硬接点方式。这种方式容易受到干扰。另外,硬接点信号必须去抖,这就必然要增加保护出口时间。如果采用中间继电器重动的办法或者用光缆传输,虽然提高了抗干扰能力,但需要增加很多继电器或敷设光缆,施工和运行都复杂化了,同时去抖时间仍然是不可省略的环节。

本文提出的办法是立即闭锁、自动展宽、保护冗余的综合解决方案。当上级保护收到闭锁信号后,立即闭锁,同时自动展宽20 ms,防止误动;下级保护启动后立即发出闭锁信号,并自动展宽100 ms。这样,当没有收到闭锁信号时,保护可放心地快速出口,最快可在100 ms内出口。由于省去了对闭锁信号进行去抖、确认环节,提高了出口速度和可靠性。

2.2 电动机起动与反馈电流

电动机负荷的特殊性在于其具有起动、自启动、反馈电流等特殊工况。电动机起动电流可达7～8Ie[9];自启动可达6Ie[8];反馈电流可达6～7Ie[8]。如果电动机保护定值较低,就会误闭锁级联保护。这些问题可通过定值与方向元件来解决。

微机电动机保护装置的速断保护一般设为高定值与低定值。电动机起动时,自动取高定值;在电动机正常运行时自动取为低定值。因此,可以将电动机保护的高定值按躲过电动机起动电流来整定,保证在电动机起动时不发闭锁信号;低定值按躲过电动机自启动电流来整定。如果低定值不能躲过电动机反馈电流,须投入方向元件,方向元件指向电动机为正方向。这样,在电动机自启动或母线故障时,电动机保护不会误发闭锁信号。

由于方向判别需要用到母线电压,如果PT断线,会影响方向元件的正确动作。因此,投入方向元件后,必须考虑PT断线后的策略。PT断线后一般有两种选择,一是退出方向元件,二是退出方向元件所闭锁的保护功能。如果选择PT断线退保护,则意味着电动机回路故障不发闭锁信号,级联保护将会误动,造成整个母线失电,后果不堪设想。因此,PT断线后应退出方向元件,直接用电流元件来闭锁。虽然有可能会误闭锁级联保护,但比起级联保护误动切除整条母线来说,后者故障损失更小。

2.3 闭锁方式与闭锁通道监视

闭锁方式的选择与闭锁通道的监视是级联保护能否可靠运行的关键问题,需要认真考虑。闭锁方式可选择允许式或闭锁式。

1)允许式

各馈线闭锁触点采用动断触点,并串联在一起构成一个闭锁信号(开入)送至母线速断保护装置中。正常时各馈线总是发送允许信号,可随时监视此允许信号;馈线故障时,停止发送允许信号,母线速断保护收不到允许信号则闭锁。

其优点是,正常运行时,可随时检查闭锁通道的完好性。如果在一定时间内收不到允许信号,则说明闭锁通道有故障,立即发出告警信号。其另一好处是,如果发信回路故障级联保护不会误动。如果在通道故障期间突发母线故障,其最大故障损失也不过是误闭锁了母线速断保护而已,母线限时速断还能正确动作。

其缺点是,需要保护装置输出两路动断触点,并且该触点不经过启动继电器(QDJ)闭锁。而一般来说,保护装置的触点都是常开的,并大多是经QDJ闭锁的,因此,需要修改原有保护装置的硬件。更重要的是,在馈线检修退出运行时,需要将允许(闭锁)触点短接;而在馈线恢复供电时,需要将允许(闭锁)触点短路片打开。这就给运行增加了额外负担,一旦操作失误或疏忽大意,就会使级联保护失去其速动性。

2)闭锁式

各馈线闭锁触点采用动合触点,并且并联在一起构成一个闭锁信号(开入)送至母线速断保护装置中。正常时不发闭锁信号,馈线发生故障时,发送闭锁信号。正常运行时监视此闭锁信号,保护启动后再判是否有闭锁信号。此开入有上跳沿为闭锁信号。

其优点是,不需要修改原有保护装置的硬件,因为一般来说保护装置都有备用的动合触点可供使用;对运行没有特殊要求。正常情况下,传送电缆不带电,安全性好。

其缺点是,闭锁通道故障会造成级联保护误动,从而造成重大事故。而且正常时无法直接监视闭锁通道的完好性。

根据以上分析,两种闭锁方式各有优缺点。本文采用闭锁式,同时增加了闭锁通道监视功能,以消除此方式的缺陷。

闭锁通道监视在正常运行(保护未启动)时进行,每天在某一确定的时间开始检查一次。

1)检查开始时,各馈线保护装置依据其485地址顺序依次闭合其闭锁触点,脉宽100 ms。各装置之间间隔10 min。各馈线保护装置在闭合其闭锁触点的同时,产生一个虚拟SOE变位信息。

2)在馈线闭锁触点闭合时,进线保护装置应收到闭锁开入,并产生SOE变位信息。

3)后台监控软件可分析馈线保护装置和进线保护装置的SOE变位信息,如果二者同时有,则闭锁通道完好。否则,如果馈线有SOE而进线没有SOE,则说明闭锁通道故障,立即告警;

4)如果进线保护装置总有闭锁开入,则报闭锁通道异常。

3 级联保护的实现

3.1 构成

级联保护不设单独的保护装置,而是将其功能设在各个保护装置上(见图1),在各个保护装置上增加级联保护专用段。专用段有单独的保护定值和压板、单独的出口,不影响保护装置的原有功能。专用段分为快速发信闭锁功能和快速出口功能两部分,所有保护装置均设置快速发信闭锁功能,快速出口功能仅线路保护装置(CSC-211)配置。级联保护可分别通过控制字投退,可选择投入闭锁功能或投入出口功能,也可二者都选择投入。闭锁功能和出口功能共用“级联压板”。

进线处装设的线路保护装置原有功能中的限时速断保护建议投入,作为级联保护的后备保护。

3.2 原理框图

3.2.1 快速出口段

图2中,闭锁信号为下级各馈线送来的闭锁触点信号;KG1.1为级联出口投退控制字。有闭锁信号后,立即闭锁级联保护出口段,并自动展宽20 ms。

3.2.2 快速闭锁段

图3中,KG1.2为级联闭锁段投退控制字。保护启动后后,立即发出闭锁信号,并自动展宽100ms。如果投入方向元件,逻辑图如图4。

4 整定原则

4.1 进线保护

进线保护投入快速出口功能(KG1.1=1),但不需要投入发信闭锁功能。级联快速出口段的电流定值可按母线短路整定,不需要与下级保护配合,以实现母线故障快速出口的目的。

进线保护装置的原有其他保护基本保持不变。但为了确保母线故障能可靠、快速切除,建议投入一段限时速断作为母线故障的后备保护,并按常规方式整定。

4.2 馈线线路保护

1)馈线线路如果处于级联的最末端(例如图1中的2612),则其线路保护装置级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。

2)馈线线路如果处于级联的中间(例如图1中的612、2601),则需要将快速发信段和出口段都投入。整定原则如下:

出口段电流定值应按躲过下级所连接最大负载的速断电流整定,也可按所连接下级电缆或母线短路时能可靠动作整定。

级联快速发信段的电流定值整定同1)。

4.3 所用变保护

所用变保护装置的级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。

4.4 电动机保护

电动机保护装置的级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。

级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。当采用过流定值时,须投入方向元件,方向元件指向电动机为正方向。建议PT断线后退出方向元件(如果选择PT断线退保护,则意味着电动机回路故障不发闭锁信号,级联保护将会误动,造成整个母线失电),此时当母线短路时会误闭锁,可由限时速断保护切除故障。

参考文献

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[8]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中国电力出版社,2002.

6kV 篇8

一、停送6KV开关的检查

停送6KV小车开关前, 要对小车开关进行全面检查, 对检修过的开关要进行绝缘, 确实做到万无一失。检查开关的具体项目有:开关触头、少油开关的油色、油位、开关机构是否灵活无卡涩、跳合闸线圈是否良好、分合指示是否正确到位、储能电机是否良好、放过电压装置是否完好。如有疑问应及时询问检修, 不可在有疑问的状态下送电, 以免发生事故危险。

二、6KV开关的操作

倒闸操作是电气运行人员的一项很重要的工作, 直流操作熔断器的操作也是倒闸操作的一项重要内容, 若发生误操作事故, 将会导致设备损坏, 危及人身安全, 甚至会造成全厂停电, 给生产造成很大损失。为了防止误操作事故发生, 必须采取必要的措施, 保证安全生产。

众所周知, 操作熔断器对于保障人身和设备安全起到了积极的作用。在倒闸操作中, 电气设备在安全措施拆除后, 断路器送电前, 操作熔断器有两种操作方法。第一种操作步骤是:装上断路器的操作熔断器;检查断路器在断开位置;合上断路器的隔离开关;装上断路器的合闸熔断器;合上断路器。第二种操作步骤是:检查断路器在断开位置;合上断路器的隔离开关;装上断路器的合闸熔断器;装上断路器的操作熔断器;合上断路器。以上两种操作方法, 笔者认为第一种方法比较切合实际, 对于防止误操作, 将会起到积极的作用, 其优点为:

(一) 可以尽早发现合闸回路是否正常。按第一种方法首先装上操作熔断器后, 根据红绿灯指示可以清楚地知道合闸回路是否正常。若绿灯亮证实合闸回路良好, 下面操作可继续进行;而按第二种方法要到最后一步断路器合上前才能发现合闸回路是否有问题, 如此时发现问题将会增加不必要的操作。

(二) 可防止带负荷合隔离开关。按第二种方法, 如检修人员试验开关后断路器仍在合闸位置, 运行人员没发现或断路器就地开合指示器失灵, 运行人员错误地认为断路器已断开, 合隔离开关时将会造成带负荷合隔离开关;而第一种方法在装上操作熔断器后, 根据红绿灯指示, 若红灯亮证实断路器已在合闸状态, 便应立即拉开, 以防带负荷合刀闸。

(三) 可在操作一次设备前投入保护。先装上操作熔断器后, 信号回路、继电保护回路都已正常工作, 当出现误操作一次故障时, 继电保护能正确动作, 断路器自动跳闸。

操作熔断器的操作顺序, 虽然在安全工作规程中没有明确规定, 但它在电气设备倒闸操作中占有十分重要的位置, 一旦操作失误, 将会对人身或设备造成很大危害, 因此, 我们必须严格规程, 认真操作, 保障安全。

三、6KV开关的常见故障分析

设备在多次使用过程中, 难免会出现缺陷, 要及时发现缺陷消除缺陷。如何发现缺陷、处理缺陷, 这就要求在生产过程当中总结经验, 细致谨慎。

在开关的常见故障中, 分闸线圈、合闸线圈的故障占了开关故障的90%以上。该厂6k V配电系统采用天水长城开关厂及包头开关厂生产的少油开关和真空开关, 操作机构配的都是CD10。现对其分、合闸线圈常见故障进行分析并提出相应的具体措施:

(一) 分闸线圈烧毁的原因。

1.分闸控制回路辅助开关接点使用不当。分闸控制回路上接有一对延时动合接点, 该延时目的是为了保证断路器在合闸过程中出现短路故障时能完成自由脱扣。然而, 当断路器开关合闸时间极短, 远小于断路器的分闸时间, 断路器未来得及脱扣时就已合闸到位, 此时, 分闸控制回路的延时接点的延时作用将失去意义。相反, 该延时接点在分闸过程中, 由于辅助开关动静触头绝缘间隙较小, 经常出现拉弧现象, 频繁拉弧, 久而久之使辅助开关的触头烧毁, 继而引起分闸线圈烧毁。

2.辅助开关分合闸状态位置调整不当。在断路器分合闸状态时, 应调整辅助开关使其指示到标示的范围内, 然而实际调整断路器开距和超行程等参数时, 会改变断路器分合闸的初始状态, 而辅助开关分合位置的初始状态未作相应的调整, 将导致辅助开关不能正常切换分合闸回路而使分闸线圈烧毁。

3.辅助开关拐臂螺丝松动。由于开关在正常分合时, 振动力比较大, 长期的开关分合闸会导致辅助开关拐臂螺丝松动, 使辅助开关不能正常、准确地切换, 导致开关的分闸线圈烧毁。

4.分闸电磁铁机械故障。线圈松动造成开关分闸时电磁铁芯位移, 使铁芯卡涩, 造成线圈烧毁。

5.开关拒分。控制回路正常时, 开关出现拒分的故障均为四连杆机构问题, 死点调整不当, 使开关分闸铁芯顶杆的力度不能使机构及时脱扣, 使线圈过载, 造成分闸线圈烧毁。

(二) 防止分闸线圈烧毁的措施。一是将分闸回路的延时动合接点改接为一对普通的常开接点, 经常检查辅助开关的接点及辅助开关的拐臂螺丝, 正确调整辅助开关的位置, 使辅助开关与开关分合闸位置正确、有效地配合。二是固定好分闸线圈, 经常检查分闸线圈的铁芯有无卡涩。三是正确调整好开关的四连杆机构, 经常检查开关的自由脱扣是否正常, 开关的低电压动作试验是否满足要求。

(三) 合闸线圈烧毁的原因。

1.开关机构故障。当开关合闸控制回路正常时, 开关出现拒合的大部分故障为断路器灭弧室内导电杆的导向板损坏, 使导电杆偏离垂直运动轨迹。当开关合闸时, 导电杆不能正常运动, 开关合闸铁芯受到一个反作用力, 使合闸铁芯过载, 引起线圈烧坏。

2.辅助开关位置不当。正常合闸时, 开关的合闸接触器的线圈回路与辅助开关的常闭延时接点串联, 开关合闸后, 辅助开关接点自动切断合闸回路, 当辅助开关位置不当时, 可造成合闸线圈通电时间过长, 致使合闸线圈烧坏。

3.合闸接触器故障。开关合闸时, 由于合闸电流比较大, 控制回路不能直接控制合闸线圈, 只能通过合闸接触器间接接通合闸线圈。因此, 当合闸接触器发生故障时, 不能及时断开 (例如:合闸接触器主接点粘死) , 使合闸线圈通电时间过长, 烧毁线圈。另外, 合闸接触器的线圈电阻变大, 会使合闸接触器正常通电时吸合力度不够, 主触点产生拉弧, 久而久之, 合闸接触器的主触点接触电阻增大, 间接地影响开关合闸线圈的励磁电流, 使合闸线圈的励磁力度不足, 铁芯不能正确动作, 使线圈过载, 造成线圈烧毁。

(四) 合闸线圈烧毁的预防措施。一是将少油开关的导向板材质更换成环氧树脂板, 有利于避免导向板损坏。二是正确调整辅助开关的位置。三是经常检查开关合闸接触器线圈的电阻及主触点。

开关的触头也是应注意的问题, 检查触头是否完好是防止触头烧损甚至开关爆炸的必要措施:一是触头金属表面日久氧化或表面产生积垢, 从而造成接触不良。检查时, 应先拆开观察, 若银触头氧化, 可不用处理, 因为氧化银不影响其导电率;若铜触头氧化, 可用小刀轻刮, 或用锉刀细心锉。在处理过程中, 应保持触头原来的外形。触头上的积垢可用四氯化碳清洗, 清洗中不准吸烟及有火源。二是金属气化, 弹簧损坏。由于电弧的作用使金属气化, 电源电压太高或太低等原因造成触头磨损, 修理时需检查触头的超行程值 (即当静触头移去后动触头压到与支架相碰时移动的距离) , 若超行程原来小一半, 应更换触头。三是触头因受机械损伤使弹簧变形, 造成压力不够。在修理时, 可用一纸条来测定触头的压力。具体做法是将一条比触头稍宽的纸条夹在动、静触头之间, 用手拉纸条, 若纸条很轻易被拉出, 说明触头压力不够, 应更换弹簧。用纸条测定触头的压力需凭经验, 一般小容量的电器, 稍微用力纸条就可拉出, 较大容量的电器设备触头, 纸条被拉出后有撕裂现象, 一般认为这样的触头比较合适, 若纸条被拉断, 说明压力太大, 需调整。四是因弹簧压力不够, 触头闭合时发生跳动或灭弧装置失效而不能熄弧等都会造成触头烧坏。修理时, 应先查明原因, 排除故障, 再把触头凸凹不平的部分锉平, 但不能改变原来触头的几何外形, 必要时要更换触头。

6kV真空断路器绝缘的试验 篇9

绝缘的缺陷通常可分为两种。一类是集中性缺陷:裂缝、局部破损、气泡等;二类是分布性缺陷指整体绝缘性能下降, 如内绝缘受潮、老化、变质等。

绝缘试验可分为两大类。其中一类是非破坏性试验或称绝缘特性试验, 是在较低的电压下或用其它不会损坏绝缘的办法来测量的各种特性参数, 主要包括测量绝缘电阻、泄漏电流、介质损耗角正切值等, 从而判断绝缘内部有无缺陷。

高压电气设备在运行中必须保持良好的绝缘, 为此从设备的制造开始, 要进行一系列绝缘测试。这些测试包括:在制造时对原材料的试验、制造过程的中间试验、产品的定性及出厂试验;在使用现场安装后的交接试验;在电力系统运行中为维护核保证设备运行良好而进行的绝缘预防性试验等, 以及更进一步的是设备在运行过程中的在线检测。

2 绝缘试验的介绍

2.1 试验的对象

本试验的对象为某型号6k V真空断路器。真空断路器与别的断路器不同之处是其灭弧介质。真空断路器的绝缘材料为真空, 。该断路器一般用于电压等级比较低的厂用电配置中。真空断路器利用断路器动触点断开瞬间, 真空熄灭电弧, 迅速切断电流, 从而断开线路或设备。

2.2 试验的仪器

本试验的仪器是绝缘电阻测试仪。绝缘电阻测试仪是专门用来测试电气设备绝缘材料的绝缘电阻值大小的专业仪器。

使用步骤如下。 (1) 接线。把仪表的两个‘E’端接到被测物的地或零端, 以及大地。把仪表的‘L’端接到被测线路端, 例如断路器导体部分, 电缆芯线。把仪表‘G’端接到被测回路需要消除表面电阻泄漏影响的保护环。 (2) 预选测试电源电压。把‘高压预选’旋钮开关选向需要的测试电源电压。 (3) 接通工作电源。把本仪表‘电源开关’拨向通, 开关上方的指示灯即亮, ‘k V’电压表显示应0.00k V。 (4) 测试启动。把‘高压控制’按钮按入, 这时高压从L端输出, ‘k V’表显示L-E之间的电压值, ‘秒表’开始计时。 (5) 电阻值读数。通过MΩ/GΩ表读取电阻值。秒表在高压输出后的15秒、60秒、每隔60秒报时。便于操作者记录。

吸收比=R60/R15 (第60秒的电阻读数÷第15秒的电阻读数)

极化指数=R10/R1 (第10分钟的电阻读数÷第1分钟的电阻读数)

3 试验结果

3.1 铭牌及主要技术参数:

3.2 导电回路接触电阻测试 (单位:μΩ)

3.3 绝缘电阻及交流耐压试验

4 影响绝缘电阻测量的因素及改善措施

4.1 温度对绝缘的影响。

测量绝缘电阻时, 试品一般应在10℃~40℃之间。

4.2 湿度对绝缘的影响。

当绝缘物在湿度较大的环境中时, 其表面会吸收潮气形成水膜, 致使其表面电导电流增加, 使绝缘电阻显著下降。针对这一情况, 应加上等电位屏蔽。

4.3 残余电荷的影响。

重复测量时, 由于残余电荷的存在, 使重复测量时所得到的充电电流和吸收电流比前一次小, 造成绝缘电阻假增现象。因此, 每测一次绝缘电阻后, 应将被测试品充分放电。

4.4 污秽对绝缘电阻的影响。

测试品表面容易附着灰尘或油污等污秽物质, 这些污秽物质大多能够导电, 使绝缘物表面电阻降低。针对这一情况, 通常要用清扫手段, 把绝缘体表面揩拭干净, 这样被测试物的绝缘电阻值就会大大提高。

参考文献

[1]赵智大.高电压技术[M].中国电力出版社, 2000.

[2]张红.高电压技术[M].中国电力出版社, 2009.

6kV母线电弧光保护的必要性 篇10

但是, 电弧光保护也有不尽如人意的地方, 有时也会造成事故扩大。比如, 某发电厂6k V引风机断路器柜发生故障时, 由于电弧光保护的不正确动作造成机组停机, 使事故扩大。就此问题在此分析探讨。

事故发生的经过及概况分析

事故前的运行方式

某发电厂有2台600MW发电机组, 事故前2台机组双机运行, 1号机组有功负荷584MW, 无功负荷2.89MVar, 2号机组有功负荷490MW, 无功负荷-22MVa。

事故经过

2014年某日的16时12分, 1号炉1号引风机6k V出线断路器、1号机1A段工作电源进线 (615A) 断路器同时跳闸, 工作人员发现1号引风机断路器后柜电流互感器起火, 使用灭火器灭火后执行安全隔离措施开始进行设备检查, 在对1A段母线、1号引风机6k V出线断路器柜、1A段进线615A断路器检查过程中, 1号机组维持19MW负荷运行。17时19分, 因发电机轴瓦振动大而停机。在1号机组停机解列过程中, 发变组程序逆功率保护动作进行厂用切换。当时1A段母线已停电, 无法切换。1B段工作电源进线 (615B) 断路器跳闸, 1B段备用电源进线断路器 (605B) 断路器未切换成功。运行人员远方操作将1B段备用电源进线断路器 (605B) 断路器合闸。

事故设备检查情况

事故发生后, 为了更准确的分析事故原因, 制定防范措施, 对发生事故的设备、保护的定值以及保护的动作情况进行了检查。

设备外观检查

对1号炉1号引风机断路器柜后柜检查发现:B相电流互感器断路器侧爆裂, 电流互感器一次连接铜板有明显熔化痕迹, 相邻A、C相电流互感器及柜体均有放电烧伤痕迹, 1号引风机左右相邻间隔柜体也有电弧放电痕迹;

对1号炉1号引风机保护检查发现:CSC-236差动保护的“差动速断”动作灯亮, CSC-237A电动机保护的“过流I段”动作灯亮;

对1A段母线保护检查发现:1A段615A断路器CSC-211线路保护的“过流II段”动作灯亮;6k V1A段母线电弧光保护“trip1、trip2、trip3、trip4”动作灯亮。与1号引风机处在同一母线段的1号一次风机、1号送风机、浆液循环泵等间隔的CSC-237A电动机保护“低电压”动作灯亮;

对1号发变组故障录波器检查发现:“录波启动”灯亮, 故障录波器中有“高厂变低压侧A分支电流突变量启动”等故障录波信息。

保护定值检查

1号炉1号引风机保护:电流互感器变比1200/1, 保护配置为电动机差动、差动速断、电流速断、负序过流、零序保护。其中电动机额定电流0.66A, 差动保护定值0.66A, 差动速断保护定值3.28A, 延时0S;过流速断保护定值6.9A, 延时0S。

1A段615A断路器保护:电流互感器变比5000/1, 保护配置为过流I段、过流II段、过负荷保护。其中过流I段保护定值6.2A, 延时0S, 过流II段保护定值为2.2A, 延时1.5S。

保护动作情况检查

检查了1号炉1号引风机的保护装置及工作进线615A断路器的保护装置动作记录, 调取了保护装置故障录波波形。得到详细动作记录如下:

16:12:38’557”, 1号炉1号引风机差动保护装置启动, 延时16m S差动速断保护动作出口, 二次电流最大值为27.98A;

16:12:38’612”, 1号炉1号引风机综合保护装置启动, 延时14m S过流速断保护动作出口, 二次电流最大值为26.31A;

16:12:38’589”, 1号机组6k V厂用电1A段615A断路器综合保护装置启动, 延时41m S过流II段保护动作出口, 二次电流最大值为5.49A。

事故发生后继电保护专业人员立即对615A断路器所配置的CSC-211型数字式线路保护测控装置进行了事故后校验。校验发现:CSC-211保护装置逻辑板DI6接入的开关量为合位时, 过流II段保护将加速动作, 动作延时由定值整定的1.5S减少至20m S左右。经检查确认, DI6开关量取自6k V母线段配置的电弧光保护装置动作跳闸接点。CSC-211保护装置中对DI6开入量的控制字定义为“快切投入”。

影响保护动作的因素分析

引风机综合保护的动作行为

1号炉1号引风机间隔B相电流互感器断路器侧故障, 故障点属引风机保护死区, 电流互感器二次本不能检测到二次电流, 但从保护录波记录中可看出在经1/4个周波左右, 故障由A、B相间故障迅速发展为三相短路故障, 判断此时短路电弧已发展至电流互感器负荷侧, 二次短路电流最大为28A, 其中B相电流因电流互感器内部故障且在短路电流很大的情况下电流互感器已饱和, 二次电流已产生严重失真, 1号引风机电动机、差动保护装置在故障超出保护死区范围后, 采到短路电流, 保护启动随即无延时跳闸, 如录波图1所示。

1号引风机间隔电流互感器故障后, 因1A段母线电弧光保护装置的装置电源在送电状态, 在故障产生的短路电弧作用下, 使1A段母线电弧光保护动作。 (机组建设期间因两次发生过电弧光保护误动跳闸事件, 经批准, 全厂6k V厂用电母线电弧光保护退役, ) 因已拆除电弧光保护跳工作 (备用) 进线硬压板。故电弧光保护动作后, 未直接动作跳开1A段615A进线断路器。

1号引风机间隔电流互感器断路器侧故障的同时, 因故障点在电流互感器断路器侧, 属1号引风机负荷保护装置的保护死区, 相间短路电流造成1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段达到电流定值启动, 本应经过流保护延时1.5S后动作跳闸, 但因接入了电弧光保护动作接点, 使CSC-211过流II段加速动作, 错误的导致1A段615A断路器过流II段保护无延时出口跳闸, 如录波图2所示。

1A段615A断路器过流II段保护跳闸后, 按保护闭锁逻辑闭锁1A段快切装置, 使其不能动作切换, 1A段母线失电。

电弧光保护的不正确动作分析

从上述分析可以看出, 本次事故发生在1号引风机间隔, 假设没有电弧光保护的存在, 故障后的保护动作情况应该为:

1号引风机差动保护装置在16:12:38’557”启动, 延时16m S差动速断保护动作出口;1号引风机综合保护装置在16:12:38’612”启动, 延时14m S过流速断保护动作出口, 足以在最短的时间内将故障切除。

1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段达到电流定值后启动, 需延时1.5S后才能动作跳闸, 当1号引风机保护装置将故障切除后会自动返回, 以保证1A段工作母线的正常运行。

当时, 1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流保护采集到的最大故障二次电流在5.49A时, 故障消失。如果, 1号引风机的保护装置不动作, 故障电流升至1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流I段保护定值6.2A时, 将无延时出口跳闸。同时, 1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段保护启动, 经过延时1.5S后也能动作跳闸, 将故障切除。

但是, 在本次事故中电弧光保护起到了不应有的作用, 由于DI6开关量取自6k V母线段配置的电弧光保护装置动作跳闸接点。CSC-211保护装置中对DI6开入量的控制字定义为“快切投入”, 使CSC-211过流II段加速动作, 1号机组6k V厂用电1A段615A断路器CSC-211保护装置在16:12:38’589”启动, 延时41m S过流II段保护动作出口。错误的导致1A段615A断路器过流II段保护无延时出口跳闸。

由此可见, 电弧光保护在本次事故中起到了扩大事故的作用, 如果说没有他的存在, 1号引风机差动保护装置和1号引风机综合保护装置能在最短的时间内将故障切除, 不至于使1A段工作母线失电。

电弧光保护不正确动作的处理及防范措施

处理方法

1.断开电弧光保护装置的电源开关, 避免电弧光保护装置误动。

2.将电弧光保护装置的出口跳闸硬压板退出并拆下。以防止电弧光保护不正确动作造成6k V母线进线断路器误跳闸, 确保6k V系统运行正常。

3.打开电弧光保护装置跳闸接点接入CSC-121保护装置中DI6的开入量接线, 切断电弧光保护动作后加速CSC-121过流II段出口的条件, 从而使6k V母线和进出线保护能够可靠快速切除故障保证系统的正常运行而完全不受电弧光保护装置的影响。

防范措施

1.对1号炉1号引风机综合保护装置进行定值核对和装置校验。以保证在6k V出线1号引风机断路器故障时保护能可靠正确动作, 将故障切除, 也保证了运行设备的使用寿命。

2.对6k V母线进线断路器所配置的CSC-121保护进行定值核对和装置校验。以保证在母线故障情况时, 正确发挥继电保护装置的可靠性, 从而弥补了前期保护装置不能正确动作所带来的故障后果, 更加突出了继电保护装置动作的四性。

改进效果评价

(1) 实施以上措施后, 相当于将电弧光保护完全退出, 从根本上解决了电弧光保护误动造成6k V母线停电的事故, 以确保6k V母线的正常运行, 即减少了经济损失, 也保护了运行设备的使用寿命。

(2) 对6k V母线进线断路器所配置的CSC-121保护中的过流I段、过流II段以及过负荷保护进行定值核对和装置校验。可以保证, 在6k V母线有故障时第一时间将故障切除。改进后的保护装置更具有专一性、针对性, 能正确迅速的第一时间切除故障, 减少了故障时停电时间及停电范围, 从而提高了电力系统的经济性和可靠性。

结语

(1) 6k V断路器电弧光保护装置的不正确动作, 是造成这次扩大的主要原因。

(2) 通过断开电弧光保护装置电源、退出其装置出口压板及跳闸接点接入CSC-121保护装置中DI6开入量的接线, 切断电弧光保护动作后加速CSC-121过流II段出口的条件, 解决了电弧光保护装置误动对其它保护受到的影响。

(3) 在保护智能化较低, 动作速度慢, 可能延长故障切除时间的情况下, 采用电弧光保护是必要的。

6kV 篇11

1 现状分析

在中国铝业兰州分公司的供电系统中, 除电解槽这些纯电阻负载外, 还包括一些电动机、电力变压器和工频变压器这些感性负载, 在运行中电网需要向其输送相应的无功功率。据统计, 电动机在建立并维持三相旋转磁场所消耗的无功功率约占线路输送的全部无功功率的60%, 变压器在建立并维持交变磁场所消耗的无功功率也约占30%。若在电网中装设无功补偿装置, 就可以提供感性电抗所消耗的无功功率, 减少了无功功率在线路中的流动, 从而降低了线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗。此外, 无功还要保持平衡, 我公司为响应中铝公司节能降耗的号召, 关停了产能低, 耗能高的80KA老系列电解槽, 与其配套的一些附属电机、变压器也相继停电, 这样原供电系统参数发生了改变, 与原系统配套使用的6KV无功补偿装置无法再正常投入使用。若补偿退出运行, 将会使系统功率因数和电压降低, 使电气设备得不到充分利用, 促使网络传输能力下降, 损耗增加;若补偿投入运行, 系统功率因数将会达到96%以上, 在这种状态下长期运行, 供电系统极易发生振荡, 该安全供电带来隐患。因此, 重新计算补偿容量, 合理调整补偿的参数成为我们急需解决的问题。

2 无功补偿的原理、作用及6KV补偿主回路图

2.1 补偿原理

通过电力电容器输出的容性无功功率平衡系统感性负荷所需的感性无功功率, 达到提高功率因数的目的 (见图1) 。

(a) 等效电路 (b) 相量图

2.2 作用

提高功率因数, 消除力率电费;增加设备出力;降低功率损耗;改善电压质量, 抑制电压闪变。 (见图2)

3 无功补偿系统容量的计算及验证

3.1 基本情况

中国铝业兰州分公司厂用电6KV系统补偿电容器如果不投入运行, 功率因数将保持在0.89~0.90之间, 这将不能达到供电局和公司下达的供电指标;如果投入运行, 功率因数将会达到0.96以上左右。

经查变电所运行记录, 6KV供电系统日平均负荷按9000KW计算, 无功电量为1800Kvar。

3.2 计算方法

补偿容量是根据用电情况来确定的, 可用下面的公式计算得到:

其中:P-最大负荷月平均有功功率;

COSφ1-补偿前功率因数

COSφ2-补偿后功率因数

Q-所需无功补偿容量

3.3 具体参数计算

(1) 原始运行数据:

单相Qc=600Kvar;Qle=36Kvar

(2) 改造后数据计算:

功率因数从0.91提高到0.94, 日平均负荷按9000KW,

则需补偿容量为:Q补=P (tg￠1-tg￠2) =837Kvar

单相补偿容量为:Q单=279 Kvar

实际单相电容量为100 Kvar, 故只需3块电容。

(3) 谐振验证:

(1) 当F=50HZ时, Xc不等于Xl。

(2) 当F=3×50HZ时, XC=1÷ (314×3×67) =15.8Ω;XL=314×3×4.65=4.380Ω, Xc不等于Xl。

(3) 当F=5×50HZ时, Xc=1÷ (314×5×67) =9.5Ω;XL=314×5×4.65=7.3Ω, Xc不等于Xl, 但存在谐振的可能性。

4 需调整的补偿系统组成接线

并联电容器成套装置通常由主电容器、串联电抗器、放电线圈、熔断器、断路器、断电保护和控制屏等部分组成。为避免电容器击穿造成相间短路而引发箱壳爆炸的恶性事故发生, 高压并联电容器装置通常采用星形结线, 选用单相、额定电压为线电压的电容器作为主电容。低压并联电容器装置经常分散装设在负载附近, 在电容器内连接成三角形, 带内部熔丝。高压并联电容器装置中加入串联电抗器主要是为了防止输配电系统中因直接投入并联电容器组引起谐波分量放大。此外, 还能有效地抑制电容器投入电网时产生的涌流, 以及有助于防止和减轻开断电容器组时发生重燃。其容量可按下式选取:

式中Qc——电容器组容量;

n——高次波谐次数。

从安全以及限制涌流和过电压的要求出发, 在并联电容器内部应设置放电电阻, 此电阻能在10min内把电容器上的残留电压自降到75V或更低。当电容器可能在很短的时间间隔内投、切时, 在电容器组的端子上应并接放电线圈, 使电容器再次接入时, 端子上的电压不高于其额定电压有效值的10%。放电线圈的二次线圈还可作电压测量和继电保护用。电容器组投入时, 电容器两端会产生暂态过电压和电容器流过数倍额定电流的涌流;电容器组开断时, 如果断路器触头间发生重燃, 电容器要经受高倍数的过电压。因此, 选取断路器时要求触头间绝缘恢复时不发生重燃, 能耐受合闸时的高频涌流

5 结束语

通过计算和按其接线重新调整容量后的6KV补偿电容器系统满足了供电的要求, 充分发挥了降损节能的作用, 改善电能的质量, 提高输变电设备的有功出力, 使电气设备在最佳经济状态下运行, 为公司的节能降耗工作做出了应有的贡献。

摘要：本论述分析了中铝兰州分公司6KV供电网络现状和运行情况。结合实际需求, 对6KV补偿系统补偿容量进行了重新计算, 合理调整了补偿容量, 从而达到了供电系统功率因数的指标, 提高了供电质量, 为公司节能降耗工作做出了贡献。

关键词：供电系统,供电质量,节能降耗,无功补偿

参考文献

[1]任应科.浅析既有铁路的电气化改造工程[J].甘肃科技纵横, 2009, 38 (01) :38.

[2]罗庆扬.电气化铁路接解导线[J].中国铁路, 1981 (22) .