内过电压

2024-07-21

内过电压（通用7篇）

内过电压篇1

在高考物理实验考查中, 电阻的测量是重点考查内容, 也是热点考查内容。而电流表、电压表内阻的测量, 是电阻测量在特殊情况下的应用, 也是常考的内容。电压表、电流表内阻的测量与一般电阻的测量不同, 自有它的特殊性及规律性, 它们不仅是被测量的对象, 同时又是测量工具。在测量条件变化时, 测量电路也可有较多的变化, 可以较灵活地考查考生对电路的理解和设计电路的能力, 值得我们下大力气去研究。

一、电压表内阻的测量

【例1】电压表V量程为0～3 V, 内阻3 ～3.5 kΩ, 现要求测其内电阻RV, 实验室提供下列器材:

待测电压表V;电流表A1 (量程100 μA, 内阻2 kΩ) ;电流表A2 (量程1 mA, 内阻100 Ω) ;电流表A3, (量程10 mA, 内阻40 Ω) ;滑动变阻器R (最大阻值50 Ω) , 电源E (电动势4 V) , 开关、导线。

(1) 所提供的电流表中, 应该选用______ (填字母代号) ;

(2) 为了尽量减少误差, 要求测量多组数据, 画出符合要求的电路图。

分析:电流表应选A2, 因为它与V表的满偏电流最接近;测量电路如图1, 若电压表、电流表的读数分别为U、I, 则电压表内阻RV=U/I。图1中, A2表也可用一个与待测电压表满偏电流差不多的内阻已知的电压表 (如量程5 V, 内阻5 kΩ) 代替, 不过此时电源的电动势也要相应的调大些, 以保证电表指针的偏角较大。因为指针的偏角越小, 测量的系统误差越大。

例1中, 若电流表只有A1, 同时还有两个定值电阻R1=220 Ω, R2=330 Ω, 如何测RV?

显然A1的量程太小。A1表满偏时, V表指针的偏角约为满偏的1/10, 测量的系统误差较大。可选R1与A1并联, 以“放大”A1的量程, 使A1、V表可几乎同时达到满偏。局部电路如图2所示。若测量时V、A1表读数分别为U、I, A1表内阻为rA, 通过R1的电流为IR, 则: $Ι_{R} = \frac{Ι r_{A}}{R_{1}}, R_{V} = \frac{U}{Ι + Ι_{R}} = \frac{U R_{1}}{Ι (R_{1} + r_{A})}$ 。

例1中, 若电流表只提供了A3, 同时提供上述两个电阻R1=220 Ω, R2=330 Ω, 如何测RV?

此时A3量程太大, 当V表满偏时, A3指针偏角太小;可选R2与V表并联, 让R2分流, 以控制通过V表的电流, 使A3、V表可几乎同时达到满偏, 局部电路如图3所示。若测量时V、A3表的读数分别为U、I, 通过V表的电流为IA, 则有:

$Ι_{V} = Ι - \frac{U}{R_{2}}, R_{V} = \frac{U}{Ι_{V}} = \frac{U R_{2}}{Ι R_{2} - U}$ 。

可见, 在电流表量程不合适时, 测量电路也要作相应的改变, 以保证两表几乎同时达到满偏。

上例中, 如果没有电流表, 但增加一个0～9999 Ω的电阻箱R0, 如何测量电压表的内阻呢?

分析:实验电路如图4所示, 闭合开关S前, 变阻器滑动片P置于A端, 电阻箱阻值调为零。闭合开关S, 调节滑动片P, 使V表满偏;再调R0, 使V表半偏。此时, R0的读数即为RV的测量值。这种测量通过将RV与R0进行比较, 求出RV的大小, 统称为半偏法。本实验中, RV的测量值偏大, 但因RV≫R, 因此实验误差很小。

二、电流表内阻的测量

【例2】电流表量程10 mA, 内阻rA约为40 Ω, 现要求测其内阻, 实验室提供的器材有:

待测电流表A;电阻箱R0 (0～999.9 Ω) ;滑动变阻器R (0～1500 Ω) :电源E (电动势1.5 V, 内阻不计) ;开关、导线若干。要求:

(1) 画出测量电路图;

(2) 试估计本实验的误差;要想减小实验误差, 应采取什么措施?

分析: (1) 测量电路如图5, S1闭合前, R置于最大阻值处。测量方法为半偏法。

(2) 当S1闭合, S2断开时, 调节R, 使A表满偏, 电路中总电流即为A表的满偏电流Ig=10 mA, 电路中总电阻R总=E/Ig=150 Ω, ∴R接入电路部分的阻值为R=R总-rA≈110 Ω。再闭合S2, 调节R0, 使A表半偏, 可认为rA测=R0。此时A表电流为Ig/2, 两端电压UA=IgrA/2≈0.2 V, ∴电路中总电流 $Ι = \frac{E - U_{A}}{R} \approx 11.82$ mA, 通过A表的电流为Ig/2=5 mA, ∴通过电阻箱的电流为IR0=I-Ig/2=6.82 mA, 由IgrA/2=IR0R0得R0=rA测≈0.733rA相对误差达26.7%, 显然测量误差太大。要想减小实验误差, 必须在闭合S2时, 使电路中总电流的变化较小, 因此, R应远大于rA。

本题中, R还有富余量, 直接将它调大可以吗?

显然不行, 因为电源没有改变, 将R调得较大时, 电流表电流减小, 无法达到满偏, 指针偏角太小, 测量误差也大。要想减小误差, 应将电源换成一个电动势较大的, 比如电动势E′=12 V。此时, 当S1闭合, S2断开时, 调节R, 使A表满偏, 此时电路中总电阻约为R总=E′/Ig≈30 rA≫rA, 且未超过R的最大值, 此时测量误差可小于5%。

【例3】实验室有下列器材:待测电流表A1 (量程10 mA, 内阻r1约40 Ω) :电流表A2 (量程500 μA, 内阻r2=750 Ω) ;电压表V (量程10 V, 内阻10 kΩ) ;电阻R1 (阻值约100 Ω, 作保护电阻用) ;滑动变阻器R (总阻值约50 Ω) ;电源E (电动势1.5 V, 内阻很小) ;电鍵、导线若干。要求选择适当的实验器材, 设计一个电路来测量电流表A1的内电阻, 要求方法简捷, 有尽可能高的测量精度, 并能测得多组数据。

分析:如图6、图7都是测量A1表内阻的局部电路;这些电路都是不符合要求的。因为中学电表多是2.5级的, 要求测量精度高, 测量的相对误差要小于5%, 指针偏转角应大于满偏的一半。图6中A1表的满偏电压约0.4 V, 图7中R1的阻值并非是准确的, 即便准确, 在A1满偏时, V表读数也仅1.4 V左右, 均不满足高测量精确度的要求。因此, 符合要求的测量电路应如图8所示, 滑动变阻器接成分压式是为了满足测得多组数据的要求。

图8电路中, A2等效于一个电压表, 其满偏电压为0.375 V, 与A1表满偏电压差不多, 若实验中测得通过A1、A2的电流分别为I1、I2, 则r1=I2r2/I1。

例3中, 假如测量条件改变, A2的满偏电流仅为100 μA, 内阻r2=1 kΩ, 另有一个电阻箱R0 (0～9999 Ω) , 如何测r1 (其余条件不变)

分析:此时, A2的满偏电压仅为0.1 V, 需要“放大”, 可将A2与R0串联, R0的阻值调至3 kΩ即可, 此时, A2与R0组合成一个量程为0.4 V的电压表, 局部电路如图9所示。若实验中通过A1、A2的电流为I1、I2, 则待测电流表A1的内阻r1=I2 (r2+R0) /I1。

例3中, 假如A2的量程为25 mA, 内阻为60 Ω, 另有一个电阻箱R0 (0～9999 Ω) , 如何测A1的内电阻r1 (其余条件不变)

此时A2的满偏电压为1.5 V, 当A1满偏时, A2指针的偏角太小, 一种方法是将A1与R0串联, 以控制通过A1表的电流;将R0调到110 Ω即可, 局部电路如图10所示。此时, 若已知A1、A2的电流I1、I2, 则r1=I2r2/I1-R0。

另一种测量A1内阻的局部电路可如图11所示, 此时, R0调到27 Ω左右, 以保证A1、A2几乎同时达到满偏。此电路中, R0等效于一个电压表。

若A1、A2表读数分别为I1、I2, 通过R0的电流为I0, 则I0=I2-I1, A1表内阻的测量值为: $r_{1} = \frac{Ι_{0} R_{0}}{Ι_{1}} = \frac{Ι_{2} - Ι_{1}}{Ι_{1}} R_{0}$ 。

图10电路适合于A2表内阻已知且较大的情况, 图11电路对A2表内阻的大小没有限制, 特别是即使A2表内阻未知时也适用。

综上所述, 测量电压表、电流表的内电阻 (非半偏法) 的方法是多种多样且非常灵活的, 但又是有规律可循的。设计电路, 选择仪器时需要掌握的一个基本原则是:在电路工作时两个电表的指针偏角要能同时达到半偏以上, 这样才能满足测量的误差要求。

浅析电网谐振过电压抑制方法篇2

关键词：过电压谐振消弧线圈

电力系统中过电压随时都可能发生，也随时都可以发现。引起电网过电压的原因很多。主要可分为谐振过电压、操作过电压和雷电过电压；其中谐振过电压在正常运行操作中出现频繁，其危害性较大；过电压一旦发生，往往造成电气设备的损坏和大面积的停电事故。多年电力生产运行的记载和事故分析表明，中低压电网中过电压事故大多数都是由谐振现象所引起的。由于谐振过电压作用时间较长，所引起谐振现象的原因又很多，因此在选择保护措施方面造成很大的困难。

在电力生产和电力运行的中低压电网中，故障的形式和操作方式是多种多样的，谐振性质也各不相同。因此，

目前，我国35kV及以下配电网，仍大部分采用中性点不接地方式运行，一部分采用老式的消弧（消谐）线圈接地。从电网的运行实践证明，中性点不接地系统中一方面由于电压互感器铁心饱和引起的铁磁谐振过电压比较多，尽管采取了不少限制谐振过电压的措施，如：消谐灯、消谐器、TV高压中性点增设电阻或单只TV等，但始终没有从根本上得到解决，TV烧毁、熔丝熔断仍不断发生；另一方面由于中性点不接地运行方式的主要特点是单相接地后，允许维持一定的时间，一般为2h不致于引起用户断电，但随着中低压电网的扩大，出线回路数增多、线路增长，中低压电网对地电容电流亦大幅度增加，单相接地时接地电弧不能自动熄灭必然产生电弧过电压，一般为3—5倍相电压甚至更高，致使电网中绝缘薄弱的地方放电击穿，并会发展为相间短路造成设备损坏和停电事故。而采用老式消弧线圈接地方式的系统由于结构的限制，只能运行在过补偿状态，不能处在全补偿状态，所以脱谐度整定的比较大，约在20%～30%，对弧光过电压无抑制效果。并需要手动调节分接头，然而此时却不能随电网对地电容电流的变化及时将电压调整到最佳的工作位置，影响功能发挥，也不适应电网无人值班变电所的需要。

因此，我们可以采用自动调谐原理的接地补偿装置，通过过补、全补和欠补的运行方式，来较好地解决此类问题。目前自动调谐接地补偿装置主要是由五大部分组成：接地变压器、电动式消弧线圈、微机控制部分、阻尼电阻部分、中性点专用互感器和非线性电阻。接地变压器是作为人工中性点接入消弧线圈。消弧线圈电流通过有载开关调节并实现远方自动控制，采用予调节方式，即在正常运行方式情况下，根据电网参数的变化而随时调节消弧线圈的分接头到最佳位置。自动跟踪和自动调谐利用微机控制器实现。通过测量位移电压为主和中性点电流与电压之间的相位，能够准确的计算、判断、发出指令自动进行调整，显示有关参数：电容电流、电感电流、残流和位移电压等。还能追忆、报警、自动打印和信号远送，满足无人值班变电所的需要。

自动调谐接地补偿装置能够实现全补偿运行或很小的脱谐度，主要是由于在消弧线圈的一次回路中串入了大功率的阻尼电阻，降低中性点谐振过电压的幅值使之达到相电压的5%～10%。因为如果当系统的电容电流与消弧线圈工作电流相等时，即在谐振时中性点电压限制在允许值以下，这样就可实现全补偿方式，这是残流为最小的最佳工作方式。接地时残流很小，不会引起弧光过电压。所以，可在消弧线圈的一次回路中串入大功率的阻尼电阻，增大阻尼率的措施来达到。消弧线圈的脱谐率与电压及电网的阻尼率有关，当电网形成后其不对称电压基本是个固定值，消弧线圈为保证在单相接地时有效地抑制弧光过电压的产生，要求脱谐率达到±5%以内，那么只有改变阻尼率，才能改变位移电压，因此应当在消弧线圈回路串入电阻，保证阻尼率，控制中性点位移电压。在低压电网中由于中性点不对称电压很小，为提高测量精度采用特制的中性点专用互感器，提高检测灵敏度；非线性电阻的采用对欠补偿下的断线过电压和传递过电压都有明显的抑制作用。

消弧线圈接入系统必须要有电源中性点，在其中性点上接入消弧线圈，当发生单相接地时，流过变压器的三相同方向的零序磁通，经过油箱壁绝缘油及空气等介质形成闭合的回路，在油箱铁心等处产生附加的损耗，这种损耗是不均匀的，必然要形成局部过热，影响变压器的正常运行和使用寿命。所以接入此类接地变压器的消弧线圈的容量不应超过变压器容量的20%；为满足消弧线圈接地补偿的需要，同时也满足动力与照明混合负载的需要，可采用Z型接线的变压器即ZN，yn11连接的变压器。由于变压器高压侧采用Z型接线，每相绕组由两段组成，并分别位于不同相的铁心柱上，两段线圈反极性相连，零序阻抗非常小。空载损耗低；变压器容量可以100%被利用；并能够调节电网的不对称电压。由此可见，Z型接线的变压器作为接地变压器是一种比较好的选择。

目前新型消弧线圈大部分采用有载调匝式调节方式，调节分接头数一般均大于9，加宽了调流范围，以便能够达到最小的脱谐度；配有有载开关并可以远方电动或自动操作；有载开关在预调方式下工作，即正常调谐是在系统不接地状态下切换，安全可靠。消弧线圈调谐是由微机控制器自动控制的，调谐时消弧线圈不须退出运行，克服了老式线圈的一些缺点，因此，建议目前需要改造的老式消弧线圈采用新型自动调谐消弧线圈方式。

自动调谐接地补偿装置，是将变柜改造为变兼接地变柜，加装开关二组、电流互感器二组及相应二次保护；接地变、消弧线圈为户外布置。消弧线圈选用有载调匝式调节方式，调节档位应大于9个以上，以便能够达到最小的脱谐度；正常运行采用过补偿方式，消弧线圈接地回路串接阻尼电阻，以限制中性点电压；保证脱谐度及中性点的位移电压在限制范围内（脱谐度控制在5%，消弧线圈的位移电压不大于相电压的15%，故障点残流不大于5A为宜）；控制部分采用微机控制自动消谐装置进行自动补偿；能自动检测电网对地电容参数的变化，自动和手动调整消弧线圈的分接头，使其运行在最佳的工作点，保证残流能降低到可靠熄弧的程度；并能远方遥控、遥信、遥测和遥调；以适应佳山变无人值班的需要。接地变选用零序阻抗低的ZN/YN接线方式；并能够调节电网的不对称电压。户外设备与柜内设备用电缆连接。

对由电压互感器铁心饱和引起的铁磁谐振过电压的限制铁磁谐振过电压的限制目前虽然采取多种形式，取得了一些效果，但都不够理想。有的装了消谐器还是产生了谐振过电压，这是由于铁磁谐振过电压本身是一个非线性过程，现象比较复杂。我们知道分频谐振有1/2、1/3、1/6及1/8等，高频谐振有2、3次，还有工频谐振，有时几种谐振同时发生，消谐器不能有效的限制。而且在系統上有多台TV时，只在某一台TV的开口三角上装消谐器是很难奏效的，必须要使系统参数发生较大的变化才能将谐振过电压抑制住。

内过电压篇3

但是由于设备都是封闭的, 给高压试验带来一定的困难, 尤其是GIS内电压互感器的耐压。采用一次耐压法, 需要的试验设备体积庞大, 通常需要吊车和货车配合才能运到现场;只能从GIS套管处加压, 由于母线太长, 所产生的电容值特别大, 使试验频率很难调整到100Hz以上, 电压互感器容易发生磁饱和而损坏设备;电压互感器与主回路不能断开, 这会影响到主设备 (CT、开关、刀闸、绝缘支柱等) 的耐压时间, 加重了对主设备的损伤。若采用三倍频从二次绕组感应耐压, 由于电容电流很大, 一般的试验设备容量不够, 增大设备容量后, 重量也相应地增加了, 使得试验人员无法携带, 而且电压互感器二次侧的试验电流往往超过绕组允许的最大电流, 不能达到试验电压值。因此, 现此项目通常是利用变电站投产送电、空载运行来检验内部缺陷, 此方法不能充分考查设备的绝缘情况, 给设备以后的运行带来很大的隐患。

为了提早发现设备缺陷, 使变电站正常投运, 根据从设备结构、工作原理等方面进行分析, 抽取了一定量不同型号的产品进行试验, 得到了大量耐压试验数据。在多次现场应用和调整的基础上, 研制出一套补偿电感可调的二次绕组感应耐压成套装置 (见图1) , 通过不断调整加压和补偿绕组联接方式, 可得出最佳的补偿方案。

1 原理分析

220kV GIS内电压互感器的等效电路图 (见图2) 。

C x为杂散电容;la ln、2 a 2 n为计量、测量绕组, 3a3n、dadn为保护绕组。二次额定电压分别为:。

电压互感器耐压:采用一次法, 设备笨重, 需要吊车货车配合, 浪费人力物力, 而且试验频率经常达不到要求, 通常不采用此方法;二次绕组感应耐压法虽然设备轻便, 能有效防止铁芯饱和, 但是由于GIS结构特殊, 其杂散电容电流比常规户外电磁式电压互感器大很多, 从而使电压互感器二次侧的试验电流超出了绕组允许的最大电流, 不能达到试验电压值。

为了降低耐压时的电流, 现场感应耐压通常从dadn加入150Hz的电压。而一次通过电磁感应升到较高的电压。由于受到杂散电容Cx的影响, 电压互感器的一次带入了一个容性的负载, 二次加压绕组中的电流一部分用于互感器的励磁, 另一部分用于容性负载的消耗, 电压越高, 该容性负载的电流越大。因为结构的原因, 这个杂散电容在GIS中的值较大, 正是杂散电容导致了感应耐压时加压绕组二次电流过大。如果能够采取一种方式, 将电压互感器一次带入的杂散电容导致的电流补偿掉, 就可以降低二次绕组中流过的电流。最直接有效的方式就是在电压互感器的一次接入一个感性的负载来补偿杂散电容。但是受到结构的影响, 这个方法显然不可行。如果直接在三倍频调压装置的出口处并联一个感性负载, 这样虽然可以降低三倍频调压装置的输出电流, 但流过电压互感器二次绕组的电流并不会减小。

通过以上分析, 结合并联补偿的原理, 我们可使用一个合适的补偿电抗器, 在电压互感器的剩余二次绕组提供感性电流以补偿杂散电容电流 (见图3) , 这样不仅能在不改变原有三倍频发生器、调压器、隔离变容量的基础上进行可靠的PT感应耐压, 节约大量的投资成本, 还能减少流过电压互感器二次绕组的电流, 更好的保护被试设备, 安全有效地完成试验。

2 工艺特点

(1) 本工艺采用二次绕组感应耐压, 频率固定为150Hz, 不必担心磁饱和的问题。在其他剩余绕组加装补偿电抗器补偿容性电流, 减少加压绕组的试验电流, 降低试验容量。

(2) 设计出的补偿电抗器依据了现场的实测历史数据, 具有实际性。能满足任何型号220kV GIS内电压互感器的交流耐压。

(3) 根据不同型号的电压互感器试验电流不同, 设计出的补偿装置电抗值可调。若同时用两个补偿电抗器配合, 可串可并 (有20种组合方式) , 更加有效地提高了补偿效果。

(4) 耐压装置和补偿电抗器分成多个元件, 重量减轻形成便携式, 均可两人抬起。

3 施工流程及操作要点

3.1 施工工艺流程

(见图4)

3.2 操作要点

3.2.1 施工准备

试验前, 确保GIS内电压互感器六氟化硫气体压力在额定压力, 且充气24h后测量微水合格, 绕组绝缘电阻、电压比等常规试验项目合格;选择合适的试验仪器, 摆放好设备并接好线 (见图5) , 接取试验电源, 将GIS内与互感器连接的刀闸断开, 母线地刀接地, 在汇控柜处断开与主控室的连接及控制电源, 拆开二次端子箱盖。

3.2.2 试升压

任意选择补偿电抗器的接头, 升电压至耐压值的5%左右, 测试加压绕组和补偿绕组的电流 (见图6) 。

3.2.3 计算参数

根据测试的电流进行线性计算:升到额定值时, 加压绕组和补偿绕组的电流是否会超过额定值;若超过额定值, 则计算选取哪个加压和补偿档位合适。

式中:S试、U试为试验需要的容量、耐压电压值;

U实、I实为耐压值5%时的电压、电流值;

U补、I补、S补为补偿绕组的电压、电流、容量值;

L为可调补偿电抗器电感值;

U0、I0为加压绕组的电压、电流值。

3.2.4 选择档位

根据计算的结果, 选择补偿装置的档位 (参数表见表1) , 并接好试验线。

3.2.5 设备耐压 (见图7)

按要求对设备进行耐压, 耐压值为出厂值的80%, 并且考虑9%容升的影响。在加压过程中时刻监视各侧电压电流, 出现异常马上停止试验, 直到各项指标达到要求。

3.2.6 退出现场

耐压后对设备放电, 拆除接线, 恢复二次端子箱, 恢复汇控柜电源及二次连接, 退出现场 (见图8) 。

4 应用实例

通过现场实测该电抗器补偿效果良好。以某220kV变电站GIS内电压互感器感应耐压为例说明, 实测数据如表2。

5 结语

通信设备防雷及过电压保护篇4

【摘要】大规模集成电路在通信设备中的广泛应用，使得各种先进通信设备对过电压的要求越来越高。因此应采取必要的保护措施来避免因过电压而产生的过电流对线路、设备及人员造成的危害，使产生的危害降低到最低点。

【关键词】通信；设备；防雷；措施

随着科技的迅猛发展，大规模集成电路和智能化在通信设备中的广泛应用，使得通信设备对过电压的要求越来越高。由于雷电在信号线、电源线等上感应的瞬间过电压造成的危害时常发生，因此必须采取适当的保护来避免因过电压所产生的过电流对线路、设备及人员造成危害。

雷电是一种自然现象，它曾给人类社会带来了不少危害，国际电工委员会已将雷电灾害称为“电子时代的一大公害”，雷击、感应雷击、电源尖波等瞬间过电压已成为破坏电子设备的罪魁祸首。由雷电感应和雷电波侵入造成的雷电电磁脉冲（LEMP）是通信设备损坏的主要原因。按照电信专用房屋设计规范，通信大楼一般都安装有避雷针、避雷网或避雷带，并且均采取了联合接地的方式。发生雷电时，雷电感应通过通信和电力线路侵入，若天线和通信线缆与大地之间直流通路不畅，天线和线缆与大地之间产生高电位而引起过电压，致使通信设施损坏，甚至危及操作人员的人身安全。

随着信建设速度的加快，新的防护体系已从单一防护体系转为多级防护，多级防护包括防直击雷、防感应雷电、防地电位反击引起的瞬间过电压影响等多方面的防护，因此应采取的防范原则是“整体防御、综合治理、多重保护”，力争将其产生的危害降低到最低点，其主要的措施有以下几种方法：

1.外部防护

外部防护主要采用避雷针（避雷网、避雷线和避雷带）和接地装置（接地线、地极）来加以防护。其保护原理是：当雷云放电接近地面时，它使地面的电场发生畸变，在避雷针（避雷线）顶部形成局部电场强度畸变，以影响雷电先导入电的发展方向，引导雷电向避雷针（避雷线）放电，再通过接地引下线、接地装置将雷电流引入大地，从而使被保护物免受雷击。

1.1安装避雷针或接地装置的要求

（1）避雷针应当装在高于天线尖端数米，并有一定的间隔，以防止由于避雷针的存在而损坏天线的辐射图形影响通信效果。一般的做法是避雷针成为天线塔体的主杆，通信天钱却装在避雷针外线大约1.5个波长以外。

（2）避雷地线的直流通路的电阻要求足够低，一般为10-50Ω，以满足有尽量小的电感量。

（3）接地引入线长度应不大于30米，其材料应采用热镀锌扁钢或铜排，截面积应不小于40mm×4mm。地线不能用扁平编织线和绞合线。要尽可能使用3毫米以上的实心导线，且最好是相同的金属材料。

（4）为了增大地表层的过电压的泄放面积，可采用埋设有一定间隔的多根接地体，且相互焊接。如在建筑物的四周以1至2米的间隔埋上10根左右的铜管，并把它们焊接起来。

（5）对一些重要的通信工程来说，可以考虑安装放射性避雷装置。放射性避雷装置的关键部分是放射源，它能连续自行发射α粒子，使周围空气电离产生大量电子。在雷电场的作用下这些电子不断加速，对空气产生连锁的多极电离或雪崩电离，形成与电场强度成正比的电子流，把已有的低电场消除掉，把可能形成的高电场降为低电场，从而有效地防止发生雷击，起到显著的消雷作用。这种放射性避雷装置的防护面积半径大约为260米左右，且安全可靠对人身无伤害。

1.2防感应雷击的方法

除在通信铁塔上安装避雷针或避雷装置的同时，还要注意消除感应雷击，其常用的方法是在天馈系统中安装电涌保护器（SPD）。在天馈系统中安装SPD时应注意以下方面的问题：

一是SPD的接地端必须与地连接可靠，要求接地引线应从天馈线入口处外侧的接地线、避雷带或地网引接，且接地电阻不得大于5Ω。二是因存在一定的插入损耗，对天线辐射信号的强度会造成一定的影响，并且还要注意驻波比，要求天馈系统的驻波比不大于1.5。三是安装通信天线时，天线的支撑杆要与铁塔可靠连接，连接电阻等于零。对重要的通信工程而言，除在天馈系统中安装SPD外，还要注意供电系统的防雷，常见做法是在变压器和配电房安装避雷装置。

2.内部防护

首先是电源部分的防护，对于高压部分，供电部门有专用的高压避雷装置，而线对线的过压则无法控制。因此，对380V低压线路应进行过电压保护，按国家规范要求应分为3部分：建议在高压变压器后端到通信局（站）配电机房总配电盘的电缆内芯线两端对地加装避雷器，作为一级保护；在楼宇总配电盘至楼层配电箱间电缆内芯线两端对地加装避雷器，作为二级保护；在所有重要的、精密的设备以及UPS的前端对地加装避雷器，作为三级保护。

第二是信号部分的防护，建议在所有信息系统进入楼宇的电缆内芯线端时，应对地加装避雷器，电缆中的空线应接地，并做好屏蔽接地。

最后是接地处理，接地系统把雷电流引入大地。一般建筑物的接地系统有建筑物地网（与法拉第网相接）、电源地（要求地阻<10Ω）、逻辑地（也称信号地）和防雷地等。通信设备要求交直流工作地、安全保护地、防雷地必须独立时，如果相互之间距离达不到规范的要求，则容易出现地电位反击事故。

3.结语

接地系统的正确与否直接关系到通信设备和人身的安全。根据国际、国内相关技术的发展以及国际、国家和信息产业部的有关设计规范，可以明确以下几点。

（1）通信局必须按规范建立在联合接地系统、均压等电位分区保护的基础上。

（2）无论是通信大楼，还是通信设施，都必须采用层层防护的原则。

（3）防雷装置的接地电阻应符合《建筑物防雷接地规范》与通信行业防雷接地标准。

（4）防雷装置的接地线应尽量粗、短而直，禁止不必要的弯曲、打圈和迂回，才能达到更佳的防雷效果。

（5）注意避雷元器件使用是否正常，应在每年雷雨季节到来之前和过后对其进行检查，重点测试它们的动作电压和额定电压下的漏电流。

【参考文献】

[1]赖世能，慕家骁.通信系统防雷接地技术[M].人民邮电出版社，2008.

[2]苏邦礼.雷电与避雷工程[M].广州中山大学出版社，1997.

内过电压篇5

随着电网用户设备复杂性的增加,尤其是一些大容量和非线性负载的使用,如牵引机车供电系统、柔性直流输电的整流器和逆变器等,这些都导致中压电网(10~35 k V)谐波问题变得突出[1,2]。谐波包含的众多高频率成分使设备的绝缘问题变得严重,导致部分电气设备出现过早损坏等事故[3,4,5]。Lars Paulsson等人在美国墨西哥边境的Eagle Pass换流站测量到了1~12.4 k Hz的高次谐波,12.4 k Hz谐波幅值约占额定电压的13%~40%(额定电压为24 k V),同时也发现了电缆终端绝缘的损坏事故[6]。

实践证明,在谐波严重场合一些传统的冷缩电缆终端的寿命大幅缩短,甚至导致事故的发生[7,8]。由于电压频率的增加,绝缘的寿命迅速缩短,频率对电缆终端绝缘的影响因素、适合在高频谐波严重的场合使用的电缆终端类型、高频电压的长期作用对电缆终端热点的影响,这些问题都值得关注。目前国内外对此问题的研究主要是对其电场分布进行有限元数值模拟及设计改进[9,10,11],但缺少直观的检测手段对电场的分布加以验证,而且对于高频谐波电压持续作用下的电缆终端的温度、电场特性研究较少[12,13]。

本文通过红外热成像仪测试研究谐波电压对2种不同冷缩电缆终端表面热点的影响,并试图发现频率和热点形成的联系,并进一步探索2种电缆终端热点形成的原因。

1 实验

1.1 实测谐波

图1为笔者曾测到的某动车牵引供电系统的谐波电压及成分,该电压波形叠加了1~5 k Hz之间的大量高次谐波(电压波动达到3 k V)。

1.2 装置及样本

根据实际电网中出现的谐波情况,本研究采用高频高压和工频高压相叠加的方法模拟电网谐波电压。实验装置包括高频高压、工频高压和大电流产生装置。装置原理如图2(a)所示。其中,LC元件主要起滤波作用;2个35 k V冷缩电缆终端T1和T2通过2根连接电缆形成了一个电流回路,电缆终端的下部为剥去了半导电层的聚乙烯层,插入到变压器油中,通过在闭合电流回路中的一个穿心电流互感器(TA)施加工频大电流。整个回路旁安放红外热成像仪,用以观察温度变化。T1终端是应力均匀型,简称为SG型,采用了非线性应力控制管(主要由一些非线性导电材料构成),以达到均匀电场的目的;T2则是几何型终端,简称为GEO型,采用了特殊的应力锥设计,并辅助以半导电材料等,其具有耐高频电压能力。2种类型的电缆终端的几何结构见图2(b)。

高频高压产生装置的频率可以在50 Hz~10 k Hz之间调节,电压幅值调节范围为0~15 k V,采用了并联谐振的方式以补偿容性电流。随着频率和电压的增加,实验设备的容量受到限制,导致很难精确补偿容性电流,经过试验,整个实验系统的谐振频率在7 k Hz左右,基本接近目前电力系统中出现的高次谐波范围,并可以长期稳定工作。而且,在更高频率下,热点出现的规律和原理也基本一致,因此本研究中的最高谐波频率采用7 k Hz。

1.3 测量

通过3个Tek的高频高压探头(1000∶1)和示波器对图2中电路测量的实际电压波形uhf(高频电压)、upf(工频电压)和us(叠加电压)如图3所示,高频高压最大值4.51 k V,频率7 k Hz;工频高压有效值13.1 k V;最后形成的叠加高压最大值33 k V。

2 结果及讨论

2.1 不同频率下的热点情况

为了研究频率增加对热点的影响,对试样施加有效值12 k V的电压,在不同频率下的红外热场图如图4(a)和图4(b)所示。从图中看出,随着频率增大,SG终端中出现明显的热点,该热点位于图2(b)中SG终端的半导电层截断处附近;而GEO终端的热点则不明显。

为了减少环境温度变化的影响,采用红外热场图的热点温升为研究参数,测试位置为图4(a)中的矩形区域所标注,2种类型终端的热点温升Tr=TmaxTc,其中,Tmax为热点最高温度,Tc为环境平均温度。在不同频率和电压下,2种电缆终端的热点温升Tr测试结果如图5所示(上、下两图分别对应GEO终端和SG终端)。可看出,频率的增加和幅值的增加都会导致2种电缆终端的热点温度升高,但GEO型耐高频终端的温度升高比SG型要小很多,而且在实验中也没有观察到明显的热点出现。工频电压下,随着电压升高,无论是哪种电缆终端,温度几乎没有变化。因此,无论是否叠加工频电压,其对热点温度的贡献不大。而在高频下,电压的增加导致SG终端的热点温度明显增加,说明频率的增加对SG终端热点温度影响较为明显。

2.2 热点成因分析

为了分析热点的成因和变化规律,通过Comsol多物理场有限元仿真软件对SG终端和GEO终端建立轴对称有限元模型,在额定电压下,频率为50 Hz,进行电场有限元分析。SG终端等位线分布如图6(a)所示,在半导电层截断处等位线较密,该处电场最强,电场强度为1.4×106 V/m。而GEO终端在半导电层截断处等位线较为稀疏,电场较小,最大电场为5.5×105V/m,如图6(b)所示。

在不同频率、12 k V电压下进行电场仿真分析。以半导电层截断处为坐标原点,沿着图6中箭头所示方向,得到沿电缆轴向的电场分布如图7所示(x表示距离半导电层截断处距离)。随着频率的增加,SG终端的电场强度明显增加,并在半导电层截断处附近形成最高点,此后逐渐减小。而GEO终端电场随频率变化不大,分布较为均匀,而且电场数值也较小。

根据焦耳定理的微分形式,阻性发热功率密度Q为[14]:

其中,J为电流密度,电导率σ是电场的指数函数[15,16]。

根据式(1),可以进一步计算其阻性发热功率密度,从而分析热点的成因。在7 k Hz频率、12 k V电压下,2种电缆终端的阻性发热功率分布如图8所示。由于频率增加导致SG终端的电场E增大,根据式(1)可知,电场E增大可导致发热功率密度Q增加,因此该终端在高频下更容易形成热点。而且,从图8(a)可知,SG终端在半导电层截断处附近发热功率密度大,对比红外热场图4(b)和几何结构图2(b)也可发现,热点位置和发热功率密度最高点基本吻合,都在半导电层截断处附近,其主要原因是该处电场较强。

因为GEO终端采用了特殊的应力锥结构和半导电材料,有效抑制了最大电场强度,其阻性发热也很小(最大仅为4.5 W/m3),如图8(b)所示。并且,频率的增加对GEO终端电场的影响不大,因而对其阻性发热的影响也很小。从图4(b)的热场图中也可发现,频率的增加对GEO终端的温度影响很小,且基本看不到明显热点。可以认为,频率对GEO终端的阻性发热影响很小,其表面温度变化不大。

2.3 老化对热点的影响

通过持续施加高频电压进行老化(20 k V工频电压加上8 k V、7 k Hz高频电压),测试2种电缆终端表面热点温升变化情况。不同老化时间的热成像如图9所示,老化300 h后SG终端的热点更为明显,而GEO终端则无明显热点出现。2种电缆终端热点温升随着时间的变化规律如图10所示,随着时间的增长,热点温度逐步增加,GEO终端的最高点温度始终小于SG终端。这说明持续电压作用下,GEO终端长期承受高频谐波电压冲击的能力优于SG终端。

3 结论

通过红外热场图和电场仿真分析,研究了高频电压对2种冷缩电缆终端过热点的影响规律及机理,得到如下结论:

a.随着频率的增加,热点温度升高,SG终端在半导电层截断处附近形成明显的热点,而GEO终端的热点不明显;

b.由于频率增加导致SG终端的局部电场增强,发热功率密度增加,进而导致SG终端在高频下的热点形成,因此,SG终端的热点形成的实质是局部电场强度过高的结果;

c.随着老化时间的增加,2种电缆终端的热点温升都有所增加,但GEO终端的温度较低。

摘要：研究了高频谐波电压对35 kV电缆终端温度和电场的影响规律,分析了热点和电场分布之间的联系。首先,对2种不同类型的冷缩电缆终端(应力均匀型和几何型)施加不同频率的电压,通过红外热成像发现,随着谐波频率增加,应力均匀型终端形成明显的热点,而几何型终端温度变化不明显。通过有限元分析发现,应力均匀型终端的热点位置与电场集中点相对应。此外,通过持续工频叠加高频电压电老化实验发现,老化时间增长,应力均匀型终端的热点温度明显增长,而几何型终端则增长略小。

内过电压篇6

随着大规模风电的并网运行, 并网风电的容量持续快速增长, 在电网故障下风电机组运行特性对电网安全稳定性的影响开始集中出现。其中, 低电压穿越能力LVRT (Low Voltage Ride Through) 越来越受到关注, 已逐渐成为并网风电机组的必备功能之一[1,2]。多个国家的风电并网运行导则都对风电场提出了风电机组必须具备低电压穿越能力的技术要求:在规定的故障及外部电网电压跌落期间, 风电场能保证在一定时间范围内不间断并网运行而成功穿越低电压故障, 甚至要求风电场在电网故障发生后提供一定的无功功率以帮助电网电压恢复[3]。近年来, 我国西北、华北地区风电机组大规模脱网事故频发, 大都是由于风电机组抵御电网电压扰动能力较差, 不具备低电压穿越能力所造成的, 这反映出了目前国内风电场在低电压穿越方面存在的诸多问题[4]。为了保证接入电网的风电机组符合并网规定, 对现役风电场进行低电压穿越能力测试仿真评估已成为一项重要而迫切的任务。

基于双馈感应电机DFIG (Doubly Fed Induction Generator) 的变速风电机组是目前风电市场的主流机型, 具有变速恒频运行的特性, 风能利用系数高;能实现发电机输出有功、无功的解耦控制, 改善风电场的功率因数及电压稳定性[5,6,7]。但由于DFIG定子侧直接与电网连接, 电网发生故障时, 电网电压跌落会直接导致机组机端电压跌落。为维持定子磁链不变, 定子侧电流迅速增加, 并在转子侧感应出较大的转子过电流[8]。另外, 电压降低会导致发电机电磁转矩减小, 引起风电机组超速, 影响风电场的安全运行。为限制转子过压过流和直流过电压, 防止损坏机组和转子侧变换器, 在不太严重的电网故障下, 可优先通过改进变换器控制策略增强DFIG低电压穿越能力[8,9]。对于严重的电网故障, 则需要增加附加转子撬棒硬件保护电路为过电流提供流通回路[10]。

在风电场仿真分析时, 一般认为一个风电场内部各台风机之间的电气联系紧密, 在系统大扰动故障情况下, 各台风机的反应相似[11,12]。因此常把风电场看作是一个等效的整体来简化计算过程, 对于结论也并不会产生很大的误差。然而, 在研究风电场内部风机的动作特性时, 风电场实际运行特性与仿真结果均表明, 在电压跌落的扰动中, 风电场内部的所有风机由于感受到的短路阻抗不同, 并不总是体现出相似的运行特性[11]。对于一些布置较为极端的风电场, 内部的风机甚至会存在明显的差异性。目前, 国内还很少有文献对此做出具体的研究分析。

本文为了表征出大规模风电场内部各风机在电网发生严重的短路故障下表现出的不同故障反应特性, 在DIg SILENT/Power Factory中对接入实际电力系统的整个风电场进行详细建模, 模型计及了风电场内部的集电线路损耗, 且每台风机均包括独立的原动机模型 (风速模型、气动模型、机械模型、桨距控制模型) 、转子侧变换器控制模型和网侧变换器控制模型[13]。在此基础上对整个风电场的低电压穿越能力进行模拟仿真, 分析了在不同的电压跌落下风电机组的运行特性, 计算并确定整个风电场是否满足低电压穿越要求, 并提出了相应的改善措施。

1 风电机组低电压穿越能力

1.1 双馈风电机组的转子撬棒保护模型

DFIG的转子撬棒保护如图1所示, 在低电压过程中用于保护变换器不被转子过电流所损坏。当转子侧电流达到预先设定的保护定值时, 撬棒保护被触发, 立即将转子绕组短接, 电机中感应的过电流通过转子短路器的旁路流通, 而不再流过变换器, 转子侧变换器同时闭锁。在整个保护过程中, 双馈风电机组将失去控制能力, 整个DFIG工作在异步运行状态, 会从电网吸收大量的无功功率, 这将进一步促使机端电压下降, 恶化电网故障恢复能力[14,15]。

1.2 风电场低电压穿越能力

图2所示为中国风电机组的低电压穿越要求[16]。图中, U表示风电场变电站高压侧电压, 为标幺值;t表示时间, 单位为s。风电场并网点电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时, 场内风电机组必须保证不间断并网运行;并网点电压在图中电压轮廓线以下时, 场内风电机组允许从电网切出。

中国规定的风电场低电压穿越要求具体如下。

a.在电网电压恢复后对风电机组有功功率恢复的要求。对故障期间没有切出电网的风电场, 其有功功率在故障切除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少每秒10%额定功率的功率变化率恢复至故障前的值。

b.在电网电压跌落期间风电机组的无功功率支撑能力的要求。假设电力系统发生三相短路故障, 进而引起风电场并网点电压的跌落, 如果其在额定电压的20%~90%区间内时, 要求风电场具备无功支撑能力以辅助电网电压恢复。具体要求是从并网点电压跌落出现为起始点, 风电场提供的无功支撑响应时间要≤75 ms, 并能至少持续550 ms。

2 基于DIg SILENT的风电场低电压穿越仿真

算例系统为某个接入无穷大系统的实际风力发电场, 所涉及的模型及参数均来自该风电场的实际数据。该风电场如图3所示, 布置105台1.5 MW的双馈风电机组, 一期工程58.5 MW, 二期工程43.5 MW, 三期工程55.5 MW。风电场配备3台额定容量为50 MV·A的主变, 每台风电机组均配备额定容量为1.6 MV·A的箱变。风电场集电线路11回, 采用LGJF型架空线路与YJY23-26/35 k V电缆混合线路。

在DIg SILENT中建立风电场详细模型, 风电机组采用恒功率因数控制的双馈变速风电机组, 定子出口额定电压为690 V, 电机参数为:rs=0.002 3p.u., xs=0.021 p.u., xm=1.108 p.u., rr=0.002 3 p.u., xr=0.021 p.u.。

风电机组的惯量为:HT=4.02 s, HG=1.07 s, 轴系的刚度系数Ks=80.27 (N·m) /rad, 等效的阻尼系数D=1.5 (N·m·s) /rad。撬棒保护旁路电阻Rcb=0.1p.u., 投入门槛电流icb=1.5 p.u., 投入时间tbybass=60 ms。在暂态电压波动的过程中, 认为风速是恒定的, 且忽略尾流效应各风电机组均取额定风速12 m/s, 运行在大功率输出 (P>90%×PN) 范围内。

2.1 风电场侧故障仿真

风电场内各机组的低电压保护整定均按照图2所示曲线要求, 即每台风机均具备了低电压穿越能力, 对该情况下的风电场进行低电压穿越的仿真。

2.1.1 故障1 (故障深度0.5 p.u., 持续时间1.212 s)

取严重情况下的风电场侧故障, 假定主变压器高压侧母线在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.2+j 2.1 p.u., PCC电压跌落到其额定值的50%, t=1.212 s时短路故障消除。对风电场中的1~105号机组进行测量, 观察其机械和电气参数的变化。

该风电场内部各风机机端电压 (标幺值) 、转子电流 (标幺值) 、有功功率和无功功率出力曲线如图4所示。各风电机组机端电压 (见图4 (a) ) 跌落到其额定值的62.3%~71.6%不等, 根据检测波形的大概形状可对风电机组进行分类归并。结合风电场内部各机组具体的接线长度和分布可发现, 各机组机端电压主要取决于离故障点的电气距离。

如图4 (b) 所示, 各发电机的转子电流在电压跌落瞬间和恢复瞬间迅速增加达到其正常运行时的2~3倍, 转子过流的程度与电网故障情况、故障地点离风电机组的远近有密切关系。该故障中虽然转子电流在0 s时刻超过了保护电流整定值1.5 p.u., 但由于冲击电流时间太短 (小于转子撬棒电路投入的判定时间0.001 s) , 未达到的电流保护整定的触发条件, 不需要将撬棒电路投入将转子绕组短接。

如图4 (c) 所示, 在故障期间, 当DFIG端电压降低时, 定子侧的有功功率输出能力会大幅下降, 基本与电网电压的跌落深度成比例关系。如图4 (d) 所示, 电网电压跌落后, 无功功率输出相对给定的无功功率有所增加, 在故障期间提供无功功率支撑, 只是在电网电压跌落瞬间和恢复瞬间出现了波动。

由于该风电场属于狭长型风电场, 场内的所有风机运行状况差异较大。图5为风电场内风电机组均运行在大工况 (P>0.9PN) 下的潮流计算, 绘制的各机组机端电压随线路长度的变化曲线, 其中1期39台风机以A#1塔为参考点, 2期、3期66台风机以另一座A#1塔为参考点。可见, 一般各集电线路上的风机具有相似的电压水平, 而位于风电场越末端的风机往往具有更高的电压水平, 如22号风机电压为0.978 p.u., 而105号风机电压为1.049 p.u.。在故障期间, 具有同样的规律, 取本故障电压跌落最严重的0.1 s时刻, 绘制各风电机组机端电压分布图如图6所示。可见, 离短路点越近的风机面对的电压跌落越严重。

1号风电机组转速 (标幺值) 、桨距角、吸收风能功率 (标幺值) 和风速曲线如图7所示。可见, 由于故障后机端电压降低, 风电机组送出的有功功率大幅下降, 若风力机机械功率保持不变, 机械转矩大于电磁转矩会引起风电机组转子加速, 导致风电机组的转速保护动作, 将风电机组切除。因此在低电压持续过程中需通过桨距角控制来配合降低风力机的机械转矩, 从源头上减少风力机吸收的风功率, 实现低电压穿越功能。DIg SILENT中桨距角控制框图如图8所示, 输入信号为实际发电机转子转速与故障情况下发电机转速给定值的偏差, 当电网发生故障, 风电机组转速超出其参考值时, 桨距角控制开始动作, 以降低风能捕获系数和风力机的机械转矩。

图7 1号风电机组转速、桨距角、吸收风能功率和风速Fig.7 Rotor speed, pitch angle, wind power and wind speed of unit 1

2.1.2 故障2 (故障深度0.2 p.u., 持续时间0.625 s)

假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.05+j 0.54 p.u., t=0.625 s时短路故障消除。考察风电场内各机组均具有低电压穿越能力时各风机的电压跌落曲线。如图9所示, 各机组机端电压呈现出差异较大的不同特性, 可见对故障的反应具有较大的区别。

故障发生后, 在0.006 s时刻, 15~26、40~75、79~83号机组转子电流超过预先设定的保护定值, 撬棒保护动作将转子绕组短接, 进入异步电机运行状态。随后, 各达到电压0.2 p.u.下限的风机低电压保护启动, 定子并网接触器相继动作, 脱网时序见表1。

从风电场脱网时序可以看出, 离短路点电气距离越近的风机越早脱网, 且每条集电线路按照由近到远的过程连锁脱网。最终在该故障下, 有53台风机由于低电压切除运行。如图10所示, 位于风电场脱网域内的风机将会无法穿越低电压故障。在PCC故障电压为0.2 p.u.时, 虚线区域内的风机在低电压期间将会无法穿越故障;在PCC故障电压为0.179 p.u.时, 点划线区域内的风机在低电压期间将会无法穿越故障;在PCC故障电压为0.127 p.u.时, 风电场所有风机均无法穿越故障。可见, 即使风电场所有风机均具有低电压穿越能力, 风电场仍会出现部分风机脱网的情况。这是由于风电场内部各风机的布局不同, 单台风机具有不同的特性且风机之间存在相互的影响造成的, 因而对同一故障感受到的严重程度并不相同。

2.1.3 故障3 (故障深度0.7 p.u., 持续时间2 s)

假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.2+j4.7 p.u., t=2 s时短路故障消除, 考察故障持续时间较长情况下各风机的电压跌落曲线。如表2所示, 风电场内所有机组在140 ms内相继脱网, 由于故障瞬间电压下降速率不是很大, 全过程所有机组并未涉及撬棒保护动作。

如图11所示, 在1.766 9 s, 由于风电场母线近端8台机组 ( (1) ) 电压水平最低, 首先达到图2所示低电压轮廓线以下, 从电网切除, 并在脱网时刻引发剩余机组电压再次下降。在1.7844 s, 10台机组 ( (2) ) 运行至低电压轮廓线以下, 从电网切除, 且在脱网时刻引发剩余机组电压再次下降。依此类推, 至1.9074 s风电场所有机组全面崩溃。可见风电场内部各风机之间存在较强的耦合关系, 当某群机组脱网后会交互影响剩余的机组电压再次恶化, 从而诱发更多的机组从风电场脱离。

2.2 风电场含部分无穿越能力的风电机组情况仿真

若风电场某线14台风机不具备低电压穿越能力, 考察风电场含部分无穿越能力风机对整个风电场的影响。假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路, 故障深度0.24 p.u., 持续时间0.625 s。

如图12所示, 在同样的故障情况下, 由于56~62、40~46号的风机不具备低电压穿越能力, 电压过低导致提前跳闸切除, 导致风电场65~67、71~75号机组从风电场脱网。其脱网的原因演化过程如下:电压第一次下降, 由于短路故障导致机组机端电压降落;电压第二次下降, 在0.003 s时刻, 部分无低电压能力的风机提前跳闸切除, 场内集电线路送出的功率减小, 集电线路上风机与母线之间的电压降落变小, 由于场内风机电压均高于母线电压, 从而恶化剩余机组机端电压进一步下降;电压第三次下降, 在0.006 s时刻, 撬棒保护动作, 进入异步电机运行状态吸收大量无功功率促使电压进一步下降。最终在0.024 s时刻, 从风电场切除运行。

3 改善风电场低电压穿越能力的措施

假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路故障, 设置短路接地阻抗Z=0.07+j 0.72 p.u., PCC电压跌落到其额定值的25%, t=0.625 s时短路故障消除。如图13所示, 为风电场无撬棒保护与装设有撬棒保护2种情况下各风电机组的机端电压曲线。在配置有撬棒保护时, 由于65~67、71~75号机组转子电流超出1.5倍转子额定电流, 0.006 s时刻保护动作将转子绕组短接。整个DFIG切入普通异步发电机运行状态, 从电网吸收大量的无功功率, 进一步恶化了电压的下降。从曲线下陷的深度可发现, 撬棒保护投入很大程度地加大了风电场某些机组脱网的可能性。

3.1 提高转子电流保护整定值

为了降低撬棒保护对电流的敏感, 减少动作次数, 可以在保证转子侧变换器安全的条件下, 适当提高撬棒保护触发电流定值, 这可以增强风电场的低电压穿越能力。假定并网点在t=0 s时刻发生三相短路, 故障深度0.2 p.u., 持续时间0.625 s。考察风电机组撬棒保护触发电流限值icb=1.5 p.u.与icb=2.0 p.u的2种情况。这2种情况下撬棒保护超过电流定值的判定时间均为0.001 s, 保护电路均在固定的60 ms后自动切除。

如图14所示, 当icb=1.5 p.u.时, 63~69、71~75号机组转子电流超出1.5倍转子额定电流, 在0.006 s时刻其撬棒保护动作导致其机端电压下降, 在0.021 s时刻风机低电压保护启动, 该12台风机均从风电场脱网。在将icb提高到2.0 p.u.后, 风电场风电机组无撬棒保护动作, 全部成功穿越故障, 低电压穿越能力明显得到了提高。

3.2 网侧变换器作无功补偿装置运行

在正常工作情况下, 网侧变换器运行在单位功率因数下尽可能为转子侧变换器提供有功功率。在一般普通故障下, 转子侧变换器未被短路时, 可通过转子侧变换器进行无功控制, 修改转子侧变换器无功功率给定值Q*r-ref, 为电网电压提供支持。在严重电网故障时, 转子侧变换器由于被撬棒保护装置短路失去控制能力, DFIG切入异步运行状态, 并从电网吸收大量的无功功率, 进一步恶化了系统电压的恢复能力。而此时, 网侧变换器并没有被阻断, 完全可以工作在STATCOM状态来产生尽可能多的无功功率为电网电压提供支撑。因此, 在转子侧变换器被短路期间, 可以通过将网侧变换器从正常的零无功控制模式切换到电压控制模式, 修改网侧变换器无功功率给定值Q*g-ref, 来提高电网转子短路时DFIG的无功支撑能力。当故障清除, 电压重建后, 转子侧变换器再重新启动, 风电机组回到正常运行状态。

3.3 配置一定容量的无功补偿装置

为了提高风电场低电压穿越能力, 改善电网故障恢复能力, 可加装SVG、SVC等补偿装置进行动态无功补偿。在本模型风电场35 k VⅡ段母线侧配置SVC无功补偿装置, 其中TCR支路47 Mvar、FC支路47 Mvar (按整个风电场装机容量的30%补偿) 。在故障深度0.7 p.u.、持续时间1.8 s下进行仿真比较。如图15所示, 风电场无SVC装置下共49台风机脱网, 配置SVC改善风电场暂态电压稳定性后, 共21台风机脱网, 风电场低电压穿越能力得到了有效的改善。可见, 配置的SVC能够根据风电场电压水平变化提供动态的无功支持 (如图16所示) , 帮助风电机组故障后恢复机端电压。但是由于SVC装置的补偿能力受机端电压影响比较大, 在外部电网电压偏低时, 补偿效果相对于额定电压时有所下降。在电压重建期间, 无功功率支撑能力逐渐变强, 有利于电网电压的恢复。

4 结论

本文在风电场低电压穿越测试数据及相关参数的基础上, 基于DIg SILENT对大规模风电场详细建模。对整个风电场的低电压特性进行详细描述, 计算确定整个风电场低电压穿越能力。在风电场布置图上, 以直观的区域简单划分出电压跌落对风电场范围内风电机组的影响程度。分析得到如下结论。

a.在低电压期间, 风电场内部各机组运行状况存在不同程度的差异性, 机端电压主要取决于与短路点间的电气距离, 因此各风机对同一故障感受到的严重程度并不相同, 且风机转子过流程度也与电网故障情况、故障地点离风电机组的远近有密切关系。

b.风电场内部各风机之间存在较强的耦合关系, 脱网时序按照每条集电线路由近到远的过程连锁脱网。某群机组脱网后, 会交互影响剩余的机组电压再次恶化, 从而诱发更多的机组从风电场脱离。

c.在条件允许情况下, 适当提高撬棒保护整定值, 网侧变换器灵活运行和采用SVC等装置进行动态无功补偿均有利于提高风电场低电压穿越能力。

摘要：在江苏地区各风电场相关参数及低电压穿越能力测试数据的基础上, 在DIgSILENT中对基于双馈风电机组的大规模风电场进行建模, 可详细描述风电场内各风机低电压穿越的动态特性。在不同的电压跌落场景下, 对风电场内部各风电机组的不同故障反应特性进行比较分析, 确定整个风电场的低电压穿越能力并得出规律性结论。通过严重故障仿真得到风电场内部风机的脱网时序分布, 分析了风机之间交互影响机理与连锁脱网的详细过程。最后, 提出适当提高撬棒保护整定值、网侧变换器灵活运行和采用SVC等装置进行动态无功补偿可以提高风电场低电压穿越能力。

内过电压篇7

关键词：过电压；铁磁谐振

1 概述

铁岭发电厂220kV变电所安装的断路器均为LW—220H型六氟化硫断路器，每台断路器有两个断口，为提高其开断能力每个断口均有一支2500PF的均压电容器与其并联。所安装的母线电压互感器为JCC5—220串级电磁式电压互感器。每台电压互感器外侧并联一台防止过电压性能较好的Y10W—220型氧化锌避雷器。

在一次操作中，当由220kV铁调线向220kV I段母线充电时，曾发生一起断路器均压电容与母线电磁式电压互感器所引起的铁磁谐振过电压事故。现将事故的经过、现象、原因分析及有关抑制铁磁谐振的措施简述如下。

2 事故经过及其现象

此次操作，准备由调兵山一次变经铁调线220kV线路向铁岭电厂220kV I段母（空母线）充电。操作过程中，先将220将kV I母线PT一次刀闸合上。17时25分，将铁调线线路侧隔离刀闸合上。17时30分，在将铁调线I母线侧隔离刀闸合上瞬间（当时断路器在开位），母线电压表指示满刻度（330kV），变电所出现强烈的弧光，并伴有异常响声，待充电的I母线（管形铝母线）发生较大幅度较长时间的抖动。

17时33分，将铁调线母线侧刀闸拉开，母线电压指示回零，异音消失，母线抖动减弱。17时35分，到现场检查设备，发现I母A相PT顶部有微弱渗油现象。次日对断路器、CT、I母PT进行了高压试验，所试项目均合格，有色谱分析结果各气体组分亦均合格。

3 事故原因分析

根据上述操作程序及异常现象，可以确认本次事故属一起铁磁谐振过电压事故。更确切地说这是一起由断路器断口均压电容器抗与I母线上的电磁电压互感器一次绕组非线性激磁感抗的不利组合而产生的铁磁谐振过电压。

本次铁磁谐振过电压的产生是由于当合上铁调线线路侧和母线侧刀闸后，带电的铁调线通过合位刀闸将220kVI段母线对地电容、母线PT一次绕组电感与待合处于热备用状态的断路器均压电容、铁调线对地电容均接入系统构成电气回路。一旦其回路中的容抗和感抗匹配（不利组合），即便引起了铁磁谐振。

铁磁谐振一旦发生，便产生比较高的过电压，励磁电流也很大，有关资料介绍220kV的电磁电压互感在发生铁磁谐振时，其励磁电流最大可以达额定空载电流的70多倍。如此巨大的过电流在较短时间内就可以使互感器损坏。

由于三相电磁式电压互感器的励磁特性分散较大，在发生谐振时，互感器二次侧三相电压大小不同。因此，过电流大小及其后果也不相同。同时，互感器开口三角也反映有相当高的电压。铁岭厂发生的该次铁磁谐振，设备之所以没有遭到损坏，一是本次谐振消除得及时持续时间短，二是保护性能较好的Y10W—220氧化锌避雷器发挥了良好的作用。

上述所发生的谐振是断路器开断状态接受充电时发生的。反之，若上述系统已带电，准备停电时，在断开已合的断路器时，也有可能发生类似的谐振过电压，所以也必须引起高度的重视。

4 谐振一旦发生所采用的应急措施

凡是没有采用任何抑制谐振措施的系统，在操作过程中一旦发生铁磁谐振，必须采取应急措施，以便在短時间内有效地消除，确保系统稳定和设备安全。因此，首先应能正确地判断所发生的异常现象是否为铁磁谐振。为此，在投切母线（特别是空母线）操作过程中，必须监视母线三相电压，这种电压有可能在一相、二相或三相中发生，各相的过电压幅值也不尽相同，所以必须同时监视三相电压是否出现异常升高的现象。

一旦确认发生的异常为谐振，此时必须严禁合电源断路器向母线充电。否则会造成严重的不良后果。轻则会使虽然谐振的威胁而没有损坏的设备遭到损坏。重则会使已因经谐振有可能受损的互感器的损坏程度扩大，以至造成互感器爆炸。

一旦系统发生谐振，并得以确认，必须及时采取有效的应急措施，破坏其谐振条件，使谐振予以消除。可供采用的有效应急措施如下：

①向已谐振的系统投入空载变压器或空载长线路；

②拉开处于谐振系统之断路器两侧的隔离刀闸（采用远方操作）。

5 抑制铁磁谐振过电压的技术措施

目前，在电力系统中已被采用的有效措施大致有下述几种。

①对新建的或扩建的变电所，宜采用电容式电压互感器，有经济条件的可将原电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器。

②对采用电磁式电压互感器的，应选用伏安特性（即饱合特性）较好，且三相近于相同的。

③对于系统原有的电磁式电压互感器，必须持定期检测其伏安特性和感应耐压试验，对于特性差的和试验结果不好的及时予以更换特性好的产品。

④对于可能造成处于热备用状态的断路器和带电磁电压互感器的空母线串联工况的（即感抗和容抗匹配的工况），应采取合理的操作程序，即采用带电投切电压互感器的方式，避免形成谐振回路。

⑤在电压互感器二次侧开口三角处加装非线性电阻，如消谐灯，高瓦数白炽灯，对谐振加以阻尼。

⑥在电磁电压互感器二次测或一次侧串联或并接阻尼电阻，使其在正常运行时推出运行，只有操作时才投入，以免增大系统有功损耗。