35kV电力电容器

35kV电力电容器（共9篇）

35kV电力电容器 篇1

某220k V变电站中的35k V1号并联电容器组母线电压不平衡保护动作, 35k V1号电容器组331断路器电流Ⅰ段保护动作跳闸。过流保护一次电流:16.25×300/5=900A (1号电容器组331断路器CT变比300/5) 。故障录波开始及跳闸短时间内35k VⅠ段母线ABC相均存在谐波, 主要为2次谐波, 170m S后跳闸。现场检查发现35k V 1号电容器组A相13、14、15、16、17、6、8号电容器保险熔断, B相除11、12号电容器外, 其余电容器保险全部熔断, C相3、4、5、6、7、8、9、10、18号电容器保险熔断, 其中, C相3号电容器有喷油现象, B相7、13号、A相17号电容器顶部瓷瓶损毁, B相13号、C相3号电容器有鼓包, B相串联电抗器与电容器连接母排变形, 现场检查无小动物、杂物。试验发现35k V电容器组编号为117、29、15、83、91、128、46、125、71号电容器试验不合格, 放电线圈及电抗器试验合格;故障造成35k V1号电容器组9只电容器试验不合格、34只熔断器熔断、2只电容器瓷瓶炸裂。

1 原因分析

1.1 故障起始定位分析

故障开始阶段, 35k VⅠ段母线A相电流整体被抬第, 直流分量方向由35k V母线侧流向主变, B、C相直流分量由主变流向母线侧。A相直流分量大小约为B、C相直流分量大小之和, 初步可得出:首先B、C相电容器组1只或几只电容器故障, B、C相电容量减小, A相电容器组存储的电量通过变压器低压绕组形成回路向B、C相流动。

1.2 熔断器检查情况

35k V 1号电容器组外熔断器一直运行已有7年。外熔断器长时间户外运行, 日积月累, 外熔断器暴露在外部容易锈蚀。外熔断器数量较多, 本身质量存在分散性较大问题等原因导致外熔断器的性能劣化, 正常运行过程中会出现误动, 尤其在合闸过程中, 即使涌流较小, 外熔断器误动的可能性也会更大。另外, 从有关外熔断器的相关参考文献表明, 外熔断器质量问题是普遍存在的现象。所以在能源局反措中规定:户外运行5年的电容器外熔断器应更换。

查阅该熔断器熔断电流可知1号电容器采用熔断器额定电流为28A。根据GB3983-85《并联电容器》标准规定:熔断器额定电流和电容器额定电流之比为1.5-1.6。1号电容器组额定电流为18.2, 该组电容器熔断器额定电流和电容器额定电流比值1.54满足要求, 排除熔断器熔断电流过小导致。

1.3 结论

35k V电容器组群爆原因:35k V 1号电容器组在投运时, 受110k V供电线路负荷或1号电容器组送电冲击, 导致B、C相1只或几只电容器损坏或熔断器误动, 引起B、C相电容量减少。不平衡保护电压定值较电容器实际保护定值大, 保护不能及时隔离开故障电容器, A相通过变压器低压绕组形成回路对B、C相充电, 抬高了A、B、C三相电流, 引起A相、B相、C相电容器熔断器动作、部分电容器烧损, 故障扩大直到过流保护Ⅰ段动作跳开35k V电容器组。

2 暴露的问题及防范措施

2.1 电容器组运行环境谐波超标

电力电容器的运行应在无谐波或谐波较少的情况下运行, 由于电容器组是以开关方式工作的, 在运行中产生的谐波会使电压波动、闪变、三相不平衡, 不仅降低设备的性能, 而且影响电网经济的运行。根据对设备故障录波分析, 35k V电压谐波总谐波畸变率明显超标, 35k V电容器组长期在高频3次谐波的环境下运行。

防范措施:开展变电站35k V线路电能质量谐波测试分析, 必要时加装电能质量在线监测装置。根据测试结果, 核算电抗率是否能够有效抑制谐波。

2.2 电容器熔断器运行时间长

根据《电力设备检修规程》、《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》要求规定, 110k V及以上变电站应6年开展一次电容器组熔断器检查, 熔断器外观完好无锈蚀、破损或裂纹;弹簧完好无锈蚀、断裂。必要时熔断器更换。在能源局反措中规定:对安装五年以上的户外用外熔断器应及时更换。35k V故障电容器组未开展针对安装五年以上户外用外熔断器进行更换。

防范措施:按照国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》第20.2.3.4条的规定, 对安装五年以上的户外用外熔断器应及时更换。

2.3 电容器组串抗率未能对内部存在的3次谐波有效抑制

根据GB50227-2008《并联电容器装置设计规范》要求当谐波为5次及以上时, 电抗率应取4.5%-5%;当谐波为3次及以上时, 电抗率应采取12%, 或者4.5%-5%与12%两种电抗率混装方式。35k V1号电容器电抗率为12%, 3号为5%;但实际运行中仍存在大量3次谐波。

防范措施:在开展设计图审查时审查串联电抗器电抗率与谐波抑制匹配。

2.4 按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》, 电容器保护定值需要设备厂家提供, 实际查询不到设备厂家的按照不平衡保护定值5V设定

对能查到设备厂家的电容器组保护定值进行检查, 并按设备厂家推荐值设定保护定值。

3 结语

变电站中无功功率补偿电容器装置, 对电力系统具有非常重要的作用。所以在电容器的全生命周期管理过程中, 要从不同环节控制电容器组故障绿, 同时严格认真做好维护工作, 让电容器运行状态得到有效的保证, 这样电网才能够安全稳定运行。综上, 本文对220k V某变电站电容器故障进行了分析, 提出了部分合理的防范措施及建议, 以提高变电站电容器的正常运行和电网供电质量。

参考文献

[1]刘海锋, 邸世辉, 孙鹏.一起220kv变电站电容器跳闸故障分析[J].电力电容器与无功补偿, 2013 (02) :72-75.

[2]尹碧源.无功补偿电容器外壳膨胀及功率因数不达标分析及处理[J].电工技术, 2012 (03) .

35kV电力电容器 篇2

时光流逝，不知不觉实习期结束了，在这段时间里通过参观变电站，跟班学习，使我学到了很多书本上所不能学到的知识，通过现场的学习和变电站工作人员的指导，使我进步很快，为今后的工作打下良好的基础。在此，我向关心帮助过我的变电站领导和工人师傅们表示真诚的感谢！

下面，我将自己这段时期以来的工作、学习与思想情况作简要介绍：

一、实习目的

实习的目的就是要理论联系实际，增强我们对社会、国情和专业背景的了解；使我们拓宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神；培养劳动观念，激发敬业、创业精神，增强事业心和责任感；通过本次实习，使我所学的理论知识得以巩固和扩大，增加专业实际知识；为将来从事专业技术工作打下一定的基础；进一步培养运用所学理论知识分析生产实际问题的能力。

二、35kv变电站的优点

相对于中大型变电站，在风险的可控性上，比较能得到分散的效果，且对于相对较松散的用电户（例如边远地区，人口较不密集的地区等），在电力的输配上，能得到较好的效果，不容易产生极度低压的情况（因为变电所已经做了分散调整的作用）发展。

三、实习情况

怀着激动心情，我走入了这一担负着重要供电任务的35KV变电站。变电站是电力系统中接受电能和分配电能并能改变电压的场所，它是发电厂和电能用户联系的中间环节，同时也是将各级电压网联系起来的枢纽。参加实习的许多人认为，变电站运行值班工作只是简单的抄抄表、巡视设备、办理工作票、进行倒闸操作；但是只有做过的人才知道，作为有高度责任心的值班员来说，要保证一个变电站的安全稳定运行，仅仅完成以上工作是远远不够的；要保证电网安全运行，最重要的就是善于对设备的缺陷进行分析处理，以便能使缺陷和隐患得到及时的控制或消除。经过实地工作和实习，我对变电站的工作和工作的重要性有了全新的认识。实习中，我了解了变电所电气设备的构成、型号、参数、结构、布置方式，对变电所生产过程有一个完整的概念；熟悉了变电所主接线连接方式、运行特点；初步了解了电气二次接线、继电保护及自动装置，还有：

1、初步了解变电所生产运行的全过程。

2、深刻了解发变电所主要设备；包括变压器、所断路器、互感器、隔离开关、电抗器、母线的型式、构造特点、主要参数及作用，对其他辅助设备也应有所了解。

3、着重了解发变电所的电气主接线形式、运行特点及检修、倒换操作顺序。

4、了解厂（站）用电的接线方式、备用方式及怎样提高厂（站）用电的供电可靠性。

5、了解配电装置的布置形式及特点，并了解安全净距的意义。

6、了解控制屏、保护屏的布置情况及主控室的总体布置情。通过这些巩固和加强我们所学理论知识，为今后在工作岗位打下良好基础。同时培养了正确的劳动观念，为今后走向基工作岗位奠定思想基础。

另外，了解了处理事故时必须做到稳（沉着）、准（准确）、敏（迅速），且要根据以下原则采取措施：尽速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备安全的威胁；用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的供电；尽快对已停电的用户恢复送电；调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行。事故时和事故后的联系汇报制度和汇报内容。电力系统的值班调度员领导各变电站值班人员处理系统发生的事故，发生事故时，变电站值班人员应将有关情况及时报告管辖值班调度员、分公司调度、站长。调度员则根据汇报的情况判断分析，做出事故处理决定，下达命令。值班人员的汇报必须做到及时、全面、准确。误报和漏报，会对处理事故造成不良后果.紧急情况可先处理后汇报.如果事故时变电站与调度联系中断，则值班人员按规程规定处理事故，通讯恢复后应立即将事故情况和处理过程详细汇报.并应做好事做记录。

在变电站工作，安全是最重要的一件事，所以要牢记“安全第一、预防为主”的方针，加强《安全规程》学习，提高安全意识。“安全无小事”已在每个实习人员的心中打上深深的烙印。在这次实习中，我收益颇多，为毕业设计收集整理资料，为毕业设计的顺利进行打下基础

35kV电力电容器 篇3

关键词: 35kV 变电站 电气系统 二次电气设计

一、整站配置方案规划设计

1.监控、远动通信服务器、VQC 采用X7000变电站自动化系统的软硬件或PS6000 变电站自动化系统, 走IEC 61850 协议或IEC 60870 - 5- 103 协议, 五防、直流系统及低压保护设备通过规约转换器接入。

2.小电流接地选线功能分块进行实现, 10KV保护测控装置采集零序电流采样值, 通过监控软件的小电流接地选线模块进行判断。

3.监控采用双网双主机, 可同时工作并互为备用。

4.站内配置保护管理机按IEC 61850 规约收集站内信息。

5.35kV 开关的端子箱(或GIS 控制柜)配置智能终端, 输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量, 输出跳合闸命令, 含操作回路。

6.10kV 开关柜内配置智能终端设备采集电流电压信号后送至控制室。

7.变压器保护双重化配置, 接收来自各间隔合并器的信息, 分布式采样。

8.35kV 母线保护双重化配置, 接收来自220kV 各间隔合并器数据, 分布式采样。

9.控制室内屏间传输的开关位置信号、跳闸闭锁信号仍需进行少量电缆连接。

10.保护双重化配置时智能终端按双CPU 架构设计, 各自完成一套独立的操作回路。

11.故障录波采用FT3协议将数据集中器集成在装置内部实现故障录波功能。

二、35kV 变电站电气二次设计实现

1.主要二次电气设备配置。35kV 的二次设备下放到开关柜, 与一次设备距离很近, 开关设备和二次设备间仍采用传统的硬接线交换信息。35kV 电流互感器也采用模拟输出的电子式互感器, 用电缆直接接到二次设备。由于35kV 电压互感器与二次设备间距离较远, 输出数字信号, 用点对点光纤通信线路传输到二次设备。

1.1互感器选用数字接口的光电式互感器, 35kV 电流电压互感器和10kV 电压互感器选用输出数字信号的电子式互感器。10kV 系统的

二次设备下放到开关柜, 选用模拟输出的电子式电流互感器。

1.2开关设备选用传统设备+ 智能终端方案, 35kV 的开关设备用传统开关设备+ 智能终端的方式改造成智能开关, 有利于降低造价和风险, 保证工期, 同时也能满足数字化变电站的要求。10kV 开关设备与二次设备距离小, 与二次设备用硬接线交换信息, 不需智能化改造。个别与二次设备距离较远的10kV 开关设备, 也按传统开关设备+ 智能终端的方式实现智能化。

1.3主要二次设备和系统软件选用改进的成熟产品, 部分现在广泛使用的成熟二次设备和系统软件通过改造可满足数字化变电站的要求。按IEC61850 标准改进产品的通信协议。如果二次设备需与过程层设备直接交换信息, 则为其增加过程层总线接口代替原有的硬接线。

2.继电保护和自动装置配置。

2.1 35kV 配电装置保护配置。根据小电流接地系统线路保护的配置原则, 35kV线路配置如下: 三相式电流闭锁电压速断保护; # 三相式定时限过电流保护; 三相一次自动重合闸: 手动、远动跳闸不重合;%低周减载(带滑差闭锁功能)出口跳闸; & 小电流接地选线及零序2段过流保护; 采用完全星形接线, 不设单独的零序CT, 装置内部合成3 I0。过负荷报警; ( 35kV 分段保护配置: 电流速断和过电流保护。

2.2 10kV 配电装置保护配置。根据小电流接地系统线路保护的配置原则, 10kV 线路配置如下: 三相三段式电流保护; # 三相两次自动重合闸: 手动、远动掉闸不重合(重合闸次数应能选择) ; 低周减载(带滑差闭锁功能)出口跳闸; %小电流接地选线及零序2段过流保护; &采用完全星形接线, 不设单独的零序CT, 装置内部合成3I0。过负荷报警; 10kV分段保护配置: 电流速断和过电流保护。

2.3并联无功补偿装置保护配置。电容器组保护按照)并联电容器装置设计规程*的要求进行设置, 设置如下: 三相式限时电流速断保护; # 三相式过电流保护; 母线过电压保护; %PT 断线闭锁的母线失压保护; & 三次谐波过滤的零序电压保护(开口三角电压)。

2.4安全自动装置配置如下:

2.4.1备用电源自动投切装置: 开关手跳闭锁自投。要求具备运行方式自动识别功能、闭锁/启动备用电源互投装置功能、PT 断线识别和闭锁功能。35kV 备用电源自投: 设为分段自投方式。主变中压后备保护动作闭锁备自投;10kV 备用电源自投: 设为分段自投方式。主变低压后备保护动作闭锁备自投。2. 4. 2 PT 并列: 35kV、10kV 分别设置PT 并列装置, 完成保护、测量电压回路和计量电压回路切换功能。可以手动或自动并列。

2.4.3三相自动重合闸装置: 保护装置内部已配置有三相自动重合闸插件, 不再独立配置。

2.4.4低周(低压)减载装置: 本站配置一套独立的微机型低周(低压)减载装置。

2.4.5全站配置一套微机型主变过负荷联切装置。

2.4.6全站配置一套微机型故障录波器。

三、结语

数字化变电站是指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站, 基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等。数字化变电站主要是充分利用现在国内最先进的数字化技术对变电站现有的一、二次设备进行改造, 使之能够达到数字化变电站的建设目的。实现变电站信息数字化, 提供实时、可靠、完整的共享信息平台, 并以此为基础提升现有设备和功能的技术水平, 发展新的自动化功能, 以提高变电站的技术性和经济性。数字式变电站实现的基本原理是将现有的电磁式互感器更换为数字式、光电式或者电子式互感器, 主变压器及一次开关设备为传统设备加装智能终端设备, 使之成为智能化的一次设备, 再配以数字化变电站系统, 所有二次设备均通过改造使之能够与上述一次设备进行无缝连接, 真正实现了全站数字化的目的。为此, 本论文主要针对变电站的二次系统, 结合35KV变电站的电气规约展开二次电气设备及数字化系统的设计分析, 以期从中找到可靠可行合理的数字化变电站电气控制设计的方法, 并以此和广大同行分享。

参考文献:

[1]王晓京,500KV大型变电站配电装置的选型问题[J].电力建

设,2001,22(10):30-31,36.

[2]曾庆禹.电力系统数字光电量测系统的应用及效益分析[J].

电网技术,2001,25(5):6-9.

[3]曾庆禹.变电站自动化技术的未来发展二+++集成自动化寿

命周期成本[J].电力系统自动化,2000,24(20):1-5.

35kV电力电容器 篇4

1 电力电容器的危险点

1.1 运行中电容器构架带电

四串五并上下两层布置的双星形接线以及三星形接线电容器组的电容器通过绝缘子安装于金属构架上, 但构架直接和电容器带电部位相连, 并通过支持绝缘子与地绝缘, 运行中构架带电。对于该类型接线的35k V电容器组, 一般上层对地电压可达15k V左右, 下层构架对地电压可达5k V左右。因此, 构架必须作为一个危险点加以控制。

1.2 电力电容器的剩余电荷

1.2.1 当电力电容器高压熔丝熔断时, 如果不进行放电就进行更换工作, 那么放不出去的电荷就会对人体造成危害。

1.2.2 当电力电容器放电压变内部断线时, 这时无法像高压熔

丝熔断时能看得见, 对危险有所预防, 因内部断线位置较为隐蔽, 所以不易观察得到, 同时内部继线时该放电压变所在一组电容器的放电回路均被断开, 这时剩余电荷是这一组电荷的总和, 所以危险性更大。

1.2.3 当电容器内部开路时, 这时就需要对电容器进行拆除, 但

就是把电容器拆除了内部的电荷也是存在的, 所以在拆除时必须采取必要的安全措施, 要不然极易造成触电。

1.3 感应电

作为感性无功补偿设备的低压电抗器, 能就地平衡容性无功, 降低电压, 提高电压合格率, 因此, 在500k V变电站中被广泛地采用。低压电抗器的结构是1个空芯线圈, 层层绕组叠加而成, 运行中的低压电抗器会产生很强的交变电磁场, 使附近的设备产生很强的感应电。而500k V变电站中, 电容器和低压电抗器大多是并排布置, 低压电抗器运行中, 将会使电容器产生极强的感应电。

1.4 环境和气候的影响

500k V变电站采用的电容器容量大, 数量多, 40Mvar的电容器组一般由120只电容器组成, 而容量60Mvar的电容器组由180只电容器组成, 且一般都安装于户外。在户外, 电容器不但要经受严寒酷暑, 而且受到小动物的危害。这些都会引起电容器故障, 并且可能不只是单一故障。

1.5 登高作业

电容器一般都采取构架式结构, 所以高度大多在二米以上, 对于这一高度就能电容器检修带来了困难, 同时检修所面临的危险性也增加, 因此在对电容器检修时, 需要进行登高作业的, 必须制订相关的登高作业规范, 以防止危险的发生。

2 电容器危险点的控制措施

2.1 当电容器组退出运行时, 其中单只电容器仍存在剩余电荷,

并与地有较高电位差;另外, 电容器高压熔丝熔断、放电压变内部断线、电容器内部开路等均会造成电容器剩余电荷不能放尽, 且残压很高。因此, 在电容器上进行工作前, 必须对电容器进行验电、放电和装设接地线。

2.2 电容器退出运行后, 其支持构架仍存在着带电的可能性, 所

以, 在电容器上进行工作前, 必须在电容器构架上验电、放电、装设接地线。

2.3 对电容器上层构架验电、放电、挂接地线或更换高压熔丝

时, 应严格执行登高作业规范, 不能攀缘构架、野蛮作业, 应使用防滑人字绝缘梯。工作中始终保持人体与验电、放电处的安全距离。

2.4 有的电容器组放电压变带有次级, 主要供本身电容器差压保护用。

对于该类型接线的电容器, 还应防止压变二次回路倒送电, 在电容器上进行工作前, 应取下压变次级熔丝 (或拉开压变次级开关) , 确保电容器的所有电源断开, 必要时在压变高压侧挂接地线一组。

2.5 当低压电抗器运行时, 有可能在邻近间隔的电容器上产生

较大感应电。如发现电容器存在感应电而放电不尽, 应将附近间隔的低压电抗器停运。

3 三种典型接线方式电容器的危险点控制措施

3.1 二串十并上下层双星形接线电容器组的危险点控制措施

3.1.1 将电容器改为检修状态, 在下列位置验电、放电、挂上接地线 (共4组接地线) :

(1) 电容器电源侧, 即电容器开关侧; (2) 电容器上、下层中性点; (3) 电容器上层支持构架; (4) 电容器下层支持构架。其中上下层中性点接地线可共用一组, 因电容器相间距离较大, 上下层支持构架接地线需采用加长接地线。

3.1.2 在对电容器进行年度检修时, 需要对每只电容器进行放

电作业, 同时对于有故障的电容器, 对故障维修或更换时要对电容器进行彻底的放电, 同时对于内部断线的电容器, 进行处理时要采取带电作业的方式进行。

3.1.3 在对电容器进行登高作业时, 因构架上有电荷存在, 所以

作业时要使用绝缘梯, 同时在登高时要与带电的部分保证足够的距离, 以保证安全性, 同时要防止滑落的可能, 所以在登高作业时, 必要的安全措施是需要的。

3.2 四串五并上下层双星形接线电容器组的危险点控制措施

每相分前后两组, 每组分为上、下两层, 每层有2台电容器 (上、下共4只电容器) 串联成1个小组, 相同的5个小组并联, 构成四串五并接线方式。上下两层每组各接1只放电压变, 三相共有12只放电压变。前层中性点和后层中性点通过CT相连接, 电容器电源侧接1组氧化锌避雷器。

3.3 四串五并上下层三星形接线电容器的危险点控制措施

每相分前、中、后三组, 每组分为上、下两层, 每层有2台电容器 (上、下共4只电容器) 串联成1个小组, 相同的5个小组并联, 构成四串五并接线方式。放电压变每相每组1只, 共9只, 不设中性点CT, 压变二次值供电容器组差压保护, 电容器电源侧接一组氧化锌避雷器电容器, 每相电容器支持构架比四串五并双星形接线方式多2只, 三相多6只, 共18只支持构架。同四串五并双星形接线电容器组比较, 危险点及其控制措施基本相同, 不同的是构架接地线需增加2组, 构架上共需挂6组接地线。由于放电压变二次侧接有电容器差压保护, 为了保证人员工作的安全, 有必要取下放电压变低压熔丝或拉开压变低压空气开关, 防止压变二次侧倒送电。

4 结束语

35kV电力电容器 篇5

并联电容器是目前国内采用最普遍的无功补偿设施,它是为了减少线路上因大量无功传输而引起的电能损失,解决地区无功电源容量不足,提高功率因素,保证电力系统安全经济运行的重要措施。因此保障并联电容器装置的正常运行在电网安全性和降损节能方面有着重要的意义。

由于电容器是储能设备,内部的工作场强很高,对冲击过电压和高频过电压冲击波都非常敏感。正常工作电压下电容器元件绝缘老化是一个长期的过程,任何元件发生故障都将其余元件上的电压分布改变。如果保护未能及时动作,就会造成一些电容器元件运行电压过高而加速绝缘劣化,导致多个内部元件连续性击穿,从而引起整组电容器群爆事故的发生。近些年来广东省500 k V变电站接连发生35 k V并联电容器群爆事故,本文以500 k V横沥变电站发生的35 k V并联电容器群爆事故为例,从分析电容器内部电压的分布入手,研究内部元件故障引起的电压分布变化情况,并对目前用于反映电容器内部故障的零序差流法保护参数整定提出了准确的整定方法。

1 电容器现场故障情况分析

500 k V横沥站的35 k V无功补偿系统由于过电压引起了电容器组群爆起火事故,整个事故燃烧约1个小时,321并联电容器组B相电容严重烧毁。这次事故不仅造成了设备损坏,变电站部分停电,事故现场的着火、浓烟、爆裂碎片还给运行人员的安全带来极大的威胁。

1.1 事故过程和保护动作情况

横沥站值班人员在接到总调投电容器组的命令后,合上35 k V II母线#1电容器组321开关,四秒中后35 k V II母线#1电容器组ISA-359F保护零序差流保护动作,跳开321开关三相,现场35 k VⅡ母线#1电容器组着火,多个电容器爆裂、漏液,并伴有浓烈的刺激性气味,多个支持绝缘子、放电PT、不平衡CT等附件损坏,保护显示“零序差流保护动作IP=11.38 A”。

1.2 电容器组的参数配置及结构

故障电容器安装在变电站的主变35 k V侧,共有180台,总容量为60 120 kvar。

电容器组型号:TBB35-60120/334-BLW

单台电容器型号:EX-7Li 12 000 V 334 kvarBIL:125 k V

电容器组接线方式为双星形接线,中性点不接地。每相电容器组先并后串,每臂7+8并2串。电容器组采用中性点零序差流保护,单台电容器采用内熔丝保护,8并5串组成一台电容器。

1.3 故障录波电流分析

由现场故障录波图及电能监测装置记录的谐波和电压数据,可以分析此次电容器组故障的发生并不是瞬时谐波过大或系统零序电压引起。同时通过分析现场录波图可以将故障电流分为四个阶段,第一阶段电流约840 A,属于正常运行电流;第二阶段电流约1 500 A,为故障时电流,由于整定不当,保护整定值过大,保护未能启动;第三阶段电流约2 400 A,故障进一步扩大,保护启动;第四阶段约10 000 A,属于三相故障电流,已发展为严重故障。

事故是在电容器正常投入4 s内发生的,我们可以认为电容器组在合闸过程中的过电压造成了电容器的击穿。根据内熔丝电容器的特点,我们可以分析知道当单台电容器内部故障元件数目超过最多允许的数目,其余元件承受的过电压将超过最大允许值。从以上电流的变化过程分析看,当个别电容器元件发生故障时,由于内部故障保护零序差流保护的定值设置偏大,从而不能及时有效地起到保护作用,导致先有一台电容器单体完全被短路,电容器组两串结构变为一串结构,电流增大一倍,约1 500 A。剩余一串在过电压下运行,有连续击穿故障,然后发生短路,电流继续增到2 400 A,并迅速发展为三相短路故障,电流达10 000 A。

2 电容器内部元件故障引起的电压分布变化

电容器上的过电压既与运行时的母线电压水平及串联电抗器的电抗率有关,又与电容器发生内部故障时的不均匀电压分布有关。由于无功补偿电容器装置一般由数只电容器串、并联组成,而每台电容器内部一般又由多个电容器元件按需要串联、并联构成。因此电容器中的任何一个元件出现故障都将引起电压在各电容元件上的重新分布,给电容器的正常运行带来潜在的危险。

带内部熔丝的35 k V无功补偿电容器组接线如图1所示,单台电容器由M个带内熔丝的元件并列而成,每臂再由N台电容器串联而成,分析由于电容器内部元件故障引起的电压分布变化情况。图中,Ua、Ub和Uc分别为电容器组的三相支路电压,Uo为中性点电位。接线方式为双Y形中性点不接地方式,如对于A相,A1和A2各为其中一个Y臂。

当35 k V系统三相对称且电容器组三相完全平衡时,35 k V补偿电容器组的中性点电位Uo为零,流过双Y中性点连线的电流Io也为零。如有电容器发生故障,Uo及Io均不再为零。内部熔丝是用来断开故障的电容器元件,从而使该电容器单元的其余部分以及接有该电容器单元的电容器组继续运行。设电容器组母线相电压为1.0(标么值),每元件容量为c,假设A相一单元内部有F个元件故障被熔丝断开,故障单元电压值、故障单元过电压值倍数分别由算式(1)、(2)可以求得。

无故障时单相单臂电容器组总容抗:

故障后其它完好单元的总容抗:

故障单元电压

故障单元过电压倍数:

由分析可知,Kv>1,即带内部熔丝的电容器组内部某些元件故障后被熔丝断开退出运行,故障元件所在单元剩余完好的电容元件将承受过电压。随着F的增多,剩余完好电容元件承受的过电压也越大。根据电容器内部元件可以承受的过电压倍数,利用公式(2)可以计算出电容器组正常运行最多允许故障元件的个数。

3 双星零差电流保护的整定计算

单台电容器内部元件击穿的最有效保护手段是电容器的零序差流保护,该保护也是整台电容器组故障最有效的保护手段。双星接线电容器中性线零差电流保护的正确整定,对电容器故障的可靠切除起着决定作用。

以500 k V横沥站35 k V电容器组321为例,实际结构如图2所示,保护方式是双星零差电流保护(内熔丝),正确的整定方法如下:

电容器组额定相电压UEX:24 k V

电容器组额定容量QN:60 120 kvar

单台额定电压Un:12 k V

单台额定容量Qn:334 kvar

单台额定电流In:27.8 A

元件允许过电压倍数Kv:1.5

单台串联数N:2单台并联数M:7+8

元件串联数n:5元件并联数m:8

电流互感器变比nl:20/5

电流互感器精度σ(%):0.5

臂间电容偏差ΔZdz*(%):0.5

允许内熔丝动作根数最大值:

零差电流保护整定值(二次):

初始不平衡值(二次):

由于电容器组实际上三相不可能完全平衡,因此需要考虑初始不平衡值,若按照以上计算结果,不平衡电流应取0.2515+0.2624=0.5139 A(二次),取0.5 A,一次值为2 A。虽然原来整定的二次零差电流保护定值为0.27A,但原来使用的电流互感器变比为30/1,所以实际上零差电流保护一次整定值为8.1 A,远远高于内部元件发生故障发生时可以承受的零差电流。当个别电容器元件发生故障时,内部故障保护整定值太高,不能及时地起到保护作用,使得故障进一步扩大。

4 结论

电容器组零序差流保护是反映电容器组一个或几个电容元件损坏后,引起电容器组三相不平衡,从而在中性点产生较大的不平衡电流量,以此不平衡量作为保护动作量构成的一种保护。该保护是反映电容器内部故障的一种经济而有效的方法,但由于目前很多供电局对带内熔丝双星接线的电容器组缺乏现场运行经验,没能根据现场实际的情况对保护参数进行正确整定,保护不能及时起到保护作用,导致在群爆事故接连发生时,造成重大经济损失。为此本文对该类型的电容器组进行了深入的分析研究,并对目前使用的零序差流保护提出了正确的整定方法。

参考文献

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[4]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,2001.

35kV电力电容器 篇6

原有35kv控制运行电路存有一定的缺陷, 主要是因为内部穿过的磁通量较多, 造成电路极易出现谐振现象。并且设备元器件在高频状态下, 容易造成同频干扰。但通过现有模式的整改, 使其减少了原有的缺陷。不但降低了设备的故障率, 而且还提高了运行效率。

1 电容式电压互感器及熔断器运行工作原理

1.1 电容式电压互感器运行工作原理

电容式电压互感器在高压电力系统中, 能够完成对电流数据的侦测、传输以及保护等, 使之保证电路系统的稳定性。该互感器与电磁式相比, 其造成成本低, 安全系统稳定性能高, 主要因为该互感器不会与电压系统发生磁铁谐振等现象。电容式互感器分为五部分, 包括:分压电容、补偿电抗器、中间变压器、阻尼器以及运行附属装置。当分压电容逐渐降低电路电压时, 其互感器的绝缘性会有一定程度的降低。补偿电感根据补偿系数的要求进行电压补偿, 一般输出的补偿电压为100, 输出值与分压电容器的电压值具有一致性, 保证两种电容器在运行控制电路中发生工频串联谐振。当运行控制电路恢复至正常状态时, 电压便会升高。此时的运行的电路电压值会超过整个运行控制保护电路中的临界值, 会对阻尼器等设备造成一定的伤害, 并且此时电容器的铅芯出现铁磁谐振现象。所以需要对调谐电抗器以及电感进行二次负荷的计算, 保证运行控制电路的稳定性。

1.2 电容式熔断器运行工作原理

熔断器在结构上由5部分组成, 分别为:熔体管、瓷套、棒式支柱绝缘子、紧固法兰以及接线端帽, 熔体管内含有等值较高的灭弧介质, 当电路中通过较大的电流或电压时, 便会击穿熔体管内的金属丝, 电弧效应产生的蒸气便会在管内, 经过石英砂流出其装置。熔断器开断时产生的电压分为2种类型, 一种是爆炸电压, 一种是燃弧电压;现如今主要产生的是爆炸电压, 爆炸电压是熔断器瞬间断开, 形成脉冲波形的电压。溶液内温度达到一定数值时, 便会受到电磁收缩力的影响, 产生“液珠”现象。此时电流密度大, 并且产生的蒸气对电介质具有一定的冲击力, 造成在短时间内造成内部压力的爆炸。熔断器熔断过程不但与电流大小、熔体沸点以及内部压力的大小, 并且与石英彼此之间的撞击程度也有一定的关联。例如:当内部运行控制电路中, 电流不断上升, 内部压力凝聚, 并且内部控制温度已达到熔丝的沸点, 此时熔断器便会处于断开状态。内部石英由初始的静止状态, 便会转变为开始位移, 然后在容器内被压缩, 最终流出容器装置。该装置主要起到的作用, 便是防止过大电流对电路的击穿, 切断最大短路电流的界限。

2 电容式电压互感器高压熔断器熔断因素

电容式电压互感器高压熔断器熔断是由于短时间内承载的电荷量较多, 无法在有效时间内将过多的电荷分散至大地, 造成内部电路的击穿。例如:在遭遇雷雨天气时, 由于避雷针将大量的点电荷传输至大地。但残余的电压部分便会施加于电容式电压互感器及熔断器两侧, 导致内部线路的击穿。出现这种现象的主要因素是因为35kv架设的线路离地面较长, 线路部分产生的电容对仪器造成一定的威胁, 所以这种现象对互感器或熔断器出现熔断的几率很大。其次造成这种熔断现象的另一种原因便是磁铁协调振荡造成的高压电流击穿内部电路, 使其发生熔断现象。当电路发生故障时, 激磁电感L数会随着电流的突变而减小, 造成电容式电压互感器高压熔断器内部的非线性磁通量饱和, 使其在短时间内不能达到正常的工作运行状态, 发生铁磁协调振动的现象, 致使电压互感器及熔断器出现熔断现象。

3 电容式电压互感器高压熔断器熔断原因分析

电容式电压互感器高压熔断器熔断原因可从两方面进行分析, 一方面是由于电容器磁通量过大, 另一方面高频干扰的影响。由于内部磁通量分布不均匀, 造成电压互感器一次电压数值达到峰值。随着运行控制电路内部温度的不断升高, 电容两端的电荷量也会随之增加, 增加至一定范围时, 便会出现电路击穿的现象。其次当电容器及熔断器之间的电容采用并联连接的方式时, 由于励磁电抗与附属设备产生电抗的数值较大, 便会造成谐波振荡现象。中压互感器两端施加的电压因协调振动较高的频率, 也会有较大的变化, 并且运行电流长期高于额定电流, 造成互感器及熔断器出现熔断的现象。

4 电容式电压互感器高压熔断器熔断解决措施

为了解决电容式电压互感器高压熔断器熔断现象, 在解决措施上可改变磁通量的大小可实现对电路电流的控制。在电路中将绕组进行并联, 实现电路无阻尼振动。此时互感器伏安特性二次曲线的拐点要明显高于电压过载环境下的运行状态, 这种措施的实现可以使电容分压器的电容相对较低, 有利于一次性减弱高压强电流的现象。其次在解决措施上可采用线性电感及电容器件, 线性电感及电容器件在高频干扰情况下, 可以防止其他高次谐波的侵袭, 原有高频率谐波无规律振荡, 使电路电流产生阻尼谐波振动, 当波动值超出额定范围时, 便会造成电路部分的击穿, 但是通过改变谐波振动的条件, 可有效降低互感器以及熔断器的熔断条件。

5 结语

通过对电容式电压互感器高压熔断器的分析研究, 使得笔者对此该结构有了更为深刻的认知。改变控制运行电路中的磁通量可减少谐波振动的几率, 使其保证电路运行的稳定性。这种措施现逐步在供电站进行实施, 并取得了较好的业绩成果, 以此带动国内产业经济的发展。

摘要：为了解决35kv电容式电压互感器高压熔断器熔断问题, 笔者在此进行了探究分析。其中包括:运行控制工作原理、熔断因素以及解决措施, 在原因分析中由于电容两端承载过多的点电荷, 造成电路部分中互感器及熔断器的击穿。笔者通过详细的分析研究, 以便于提供可参考性的依据。

关键词：35kv,电压互感器,高压熔断器,工作原理

参考文献

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[3]陆建.保险丝熔断时间测试系统的研制[J].价值工程, 2011, 30 (18) :49-50.

35kV电力电容器 篇7

电容补偿器的基本原理是把具有容性负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路, 当容姓负荷释放能量时, 感性负荷吸收能量;而感性负荷释放能量时, 容性负荷却在吸收能量, 能量在两种负荷之间互相交换, 这样, 感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿。

一、加强电网无功补偿的意义

在电力系统中有着很多无功功率负荷, 这会造成电力系统在有功功率传输的同时传播着大量的无功功率。还有就是无功补偿装置配置不足, 往往会造成农网配电网线损增大、电压降低及输送容量不足等问题。对于农村电网来说, 其供电距离较远、电网线路过长。变电所中的配电变压器和系统供电变压器容量之间有较大的悬殊。还有就是农业用电有着昼夜负荷变化大及季节性较强的特点, 因此, 农村供电系统的功率因数一般偏低。通过相关资料表明, 农村电力系统功率因数通常在0.6左右, 山区的则要更低点, 这就导致农村供电系统网络出现较高的损耗。对于输电线路而言它既是无功负荷同时又是无功电源, 它的线路中的无功损耗是系统中无功负荷一个重要的组成部分, 而线路充电功率则是系统无功的一个重要的来源。这些电网中的特点对供电系统的供电质量及稳定运行性都有着严重的影响。但对无无功补偿以及改造却来说是不尽合理的, 特别是近几年国家出台了一些政策来对农村进行扶持, 使到农村经济发展具有良好的稳定的发展态势, 农村电力负荷和非线性负荷用户呈现了快速增长, 对原本无功配置不足的配电网同时也加重了负担。正是如此, 保持无功平衡以及加强中低压配网的无功补偿优化配置, 这是可以降低电网损耗, 提高电网的输送能力, 保证电能质量以及提高设备的利用率, 因此这有着重要的作用与意义, 这也是与国家的“十一五”农网无功的发展规划纲相一致的。

二、电容补偿器的选择原则

对于35kV以下变电所, 电容补偿器的选择必须要结合电网自身的特点进行选择。对无功补偿应首先必须要全面规划, 要按照合理布局, 就地平衡以及分级补偿的原则来确定最优的分布方式和补偿容量, 具体内容有:

1分散补偿与集中补偿相结合。以分散补偿为主, 对此就要求在负荷集中的点下补偿, 在对变电站进行大容量集中补偿的同时, 又要在配电变压器、配电线路以及用电设备处进行分散补偿, 达到无功就地平衡, 从而把变压器及线路的损耗降到最低。

2使到局部的无功平衡和总体的无功平衡相结合。在满足供电网的总无功需求的同时, 也使到分线、分站的变电站和各用户间的无功平衡。

3调压和降损相结合。做到降损为主, 并兼顾调压。这是适用于供电分支较多, 半径较长, 自然功率因数低以及负荷比较分散的线路。这类线路负荷率相对较低, 供电变压器多数是空载或轻载的工况下进行工作, 造成了线路损失大, 因此对此线路补偿, 便可提高线路的供电能力。

4采用低压补偿和高压补偿相结合。做到以低压补偿为主, 对于高压无功补偿装置要在变压器的主要负荷侧装置, 如果条件不充许, 也可在变压器的第三绕组侧装设, 对于高压侧无负荷的, 则不能在高压侧装设补偿装置。

(1) 静态补偿器的应用

静态补偿器它是由电力电容器和可调电抗并联组成的。通过让电容器以发出无功功率由电抗器吸收, 同时可, 根据调压需要进行调电抗器的无功功率, 来对静止补偿其输出的无功功率的方向及大小进行调节。静态补偿器是一种技术先进的动态无功功率补偿装置, 它具有使用方便、调节性能及性能良好的优点。使用静态补偿器可以平稳快速地对无功功率进行调整, 从而达到无功补偿装置的要求。用静止补偿器与同步调相机相比, 其运行维护更简单, 功率损耗更小, 它可以使分相补偿来满足负载不平衡的变化, 也有很强的适应能力对于冲击负荷, 因此使到静止补偿器在电力系统中的应用越来越广泛。

(2) 电力电容器的应用

电力电容器在使用时在变电所母线上按三角形及星形接法进行连接。它提供的无功功率值是与所节点的电压关系成正比的。对电力电容器的装设容量是可大可小的, 既可集中对其进行安装, 也可以分散来装设来对接地无功率进行供应。此外, 因为它是没有旋转部件的, 因此维护也比较方便。在运行中为了调节电容器的功率, 可以将电容器连接成几组, 再根据负荷的变化, 进行分组投入及切除。

三、补偿容量的测定

配电网的无功补偿以配电变压器低压的集中补偿为主, 以高压补偿为辅, 配电变压器无功补偿装置的容量如果无法了解负荷的工作情况及系统参数, 可按变压器最大负荷率为75%, 负荷功率因数为0.70来进行考虑, 当补偿到变压器最大负荷时, 其高压侧的功率因数不可以低于0.95, 或按变压器容量的20%~40%来进行配置。

通常用户对功率因数有什么特殊要求时, 可以通过选择合适的补偿容量来使功率因数满足用户的要求值。

1 电动机定补

电动机的定补容量根据电动机的空载电流来确定, 电动机的空载电流在额定电流中约占25%~40%。为了防止电机退出运行时产生自激过电压, 电补偿的容量通常不应该大于电动机的空载无功, 通常取QC= (0.95~0.98) UeI0

对于排灌电动机等所带机械负荷轴惯性较大的电机, 可适当加大补偿容量, 大于电机空载无功负荷, 但要求小于额定无功负荷。相对于排灌用普通电机, 可按下式确定补偿容量:

QC= (0.5~0.6) Pe (kvar)

2 随器补偿

变压器在轻载及空载时的无功负荷主要是变压器的空载励磁无功。

Q0=I0%Se×10-2 (kvar)

随器补偿只能补偿配变的空载无功Q0。如果当补偿容量比变压器的空载无功大时, 则在配变接近空载时会造成过补偿, 很容易产生铁磁谐振。因此推荐选用的补偿容量为QC= (0.95~0.98) 。

想要得到理想的补偿效果, 要先制定合理的补偿方案以及计算出准确的需要补偿容量。现阶段比较常见的补偿方法有固定式电容器组非自动的插拔熔断器控制补偿容量法、随机单装置的就地电容补偿法以及集中电容器自动补偿法。这几种补偿方法中, 传统的补偿方法相对较简单, 但补偿精度不高、对手动依赖程度大、风险大及受人为因素影响过多。

单个设备的就地补偿方法是为了弥补单台设备的缺点在当地过行补偿的, 它的优点是从设备需求点进行补偿, 深入到需求补偿位置, 补偿的范围广, 不足之处是难以确定补偿容量。因为随着电动机自身运行状态的变化, 其各种参数也在不停地发生变化, 同时又由于动态变量变化因素过多, 因此要确定准确的无功补偿需求量极其不容易。不同的生产设备对于选配电动机时的启动容量是有区别的, 因此, 在设备运行中电动机的饱和程度也是各不相同的;其次电动机的实际工作状态也是经常变化的。在确定单台设备就地补偿法的补偿容量后, 是通过固定的补偿容量, 去对平衡随时变化的动态工况, 因此, 要得到满意的、精度较高的补偿效果是很难的。

如果采用的是成组设备集中自动补偿法, 则可根据当时整体运行工况需要, 对补偿容量进行自动投入所需容量, 从而使到补偿精度达到较为理想的程度高。当补偿设备的步长越小而补偿精度则越高。而且无论任一台电机工作运行时, 补偿电容器都是可以根据线路中的总体需要而投入运行, 这样可使到各组中的补偿电容器得到充分的利用。

结语

对35kV以下的变电所加强无功管理, 有着重大的意义, 对配备无功补偿容量及无功补偿装置的设置进行合理优化, 对我国配电网而言是节能降损与改善电压状况的有效途径, 同时在“新农村、新电力、新服务”的发展战略上应重视无功补偿规划与实施, 想方设法使电力损耗降到最低, 着力提高配电网经济运行。

参考文献

[1]刘娅.变电站无功补偿分析[J].电力电容器与无功补偿, 2009.

[2]靖文革, 英铁志.6kV供电系统无功补偿自动控制系统[J].包钢科技, 2003.

35kV电力电容器 篇8

关键词：电容式电压互感器,一次熔断器,不接地系统,原因

1、电容式电压互感器工作原理

电容式电压互感器是由串联电容器抽取电压, 再经变压器变压作为表计、继电保护等的电压源的电压互感器, 同时还可以将载波频率耦合到输电线用于长途通信、远方测量、选择性的线路高频保护、遥控、电传打字等。因此和常规的电磁式电压互感器相比, 电容式电压互感器除可防止因电压互感器铁芯饱和引起铁磁谐振外, 在经济和安全上还有很多优越之处。

电容式电压互感器主要由电容分压器和中压变压器组成。电容分压器由瓷套和装在其中的若干串联电容器组成, 瓷套内充满保持0.1MPa正压的绝缘油, 并用钢制波纹管平衡不同环境以保持油压, 电容分压可用作耦合电容器连接载波装置。中压变压器由装在密封油箱内的变压器, 补偿电抗器和阻尼装置组成, 油箱顶部的空间充氮。一次绕组分为主绕组和微调绕组, 一次侧和一次绕组间串联一个低损耗电抗器。由于电容式电压互感器的非线性阻抗和固有的电容有时会在电容式电压互感器内引起铁磁谐振, 因而用阻尼装置抑制谐振, 阻尼装置由电阻和电抗器组成, 跨接在二次绕组上, 正常情况下阻尼装置有很高的阻抗, 当铁磁谐振引起过电压, 在中压变压器受到影响前, 电抗器已经饱和了, 只剩电阻负载, 使振荡能量很快被降低。

2、电压互感器的高压熔断器保护范围

2.1电压互感器一般经隔离开关和高压熔断器接入母线。在110kV及以上的系统中, 由于相应的电压互感器采用单相串级绝缘, 绝缘裕度大, 并且这种系统多为中性点直接接地系统, 每相设备不能长期承受线电压, 也不允许接地, 所以110kV及以上系统中的电压互感器一次侧不装熔断器, 而经过隔离开关直接与母线相连;35kV及以下配电系统, 由于高压熔断器完全可满足系统运行要求, 电压互感器可以直接通过隔离刀闸和高压熔断器与母线连接。

2.2电压互感器的高压熔断器保护范围为:电压互感器内部故障 (相间、匝间短路等) 或电压互感器与电网连接线的短路故障。

2.3当电压互感器内部故障或与电网连接线发生短路时, 高压熔断器熔断, 切断故障点或将电压互感器与故障源隔离, 从而缩小故障范围, 保护设备的安全。但是高压熔断器不是用来保护电压互感器过载的。当发生故障时应尽可能快地切断电压互感器的电源, 以便限制故障的影响。10k V～35k V高压熔断器均采用尽可能小的额定电流, 一般为0.5A～1A的高压熔断器。因此保护电压互感器的高压熔断器只须按工作电压与开断能力来选择。选择熔断器不能仅靠额定电流, 且应考虑短路电流的影响。RW10～35/0.5型为保护区35kV电压互感器专用的户外产品。

2.4 35kV高压熔断器一般采用在母线PT与母线的连接端。在线路上的电压互感器是不采用高压熔断器的。

3、电压互感器一次熔断器熔丝熔断原因分析

3.1铁磁谐振过电压可引起电压互感器一次熔断器熔丝熔断

3.1.1在中性点不接地系统中, 正常运行时, 由于三相对称, 电压互感器的励磁阻抗很大, 大于系统对地电容, 即XL>XC, 两者并联后为一等值电容, 系统网络的对地阻抗呈现容性, 电网中性点的位移基本接近于零。但会对系统产生扰动。如下所述:

3.1.1.1单相接地, 使健全相的电压突然升高, 电压升至线电压;

3.1.1.2单相弧光接地, 由于雷击或其他原因, 线路瞬时接地, 使健全相电压突然上升, 产生很大的涌流;

3.1.1.3当电压互感器突然合闸时, 其一相或两相绕组内出现巨大的涌流;

3.1.1.4电压互感器的高压熔丝不对称故障等。

总之, 系统的某些干扰都可使电压互感器三相铁心出现不同程度的饱和, 系统中性点就有较大的位移, 位移电压可以是工频, 也可以是谐波频率 (分频、高频) , 饱和后的电压互感器励磁电感变小, 系统网络对地阻抗趋于感性, 此时若系统网络的对地电感与对地电容相匹配, 就形成三相或单相共振回路, 可激发各种铁磁谐振过电压。

3.1.2铁磁谐振过电压的危害及现象

工频和高频铁磁谐振过电压的幅值一般较高, 可达额定值的3倍以上, 起始暂态过程中的电压幅值可能更高, 危及电气设备的绝缘结构。工频谐振过电压可导致三相对地电压同时升高, 或引起“虚幻接地”现象。分频铁磁谐振可导致相电压低频摆动, 励磁感抗成倍下降, 过电压并不高, 一般在2倍额定值以下, 但感抗下降会使励磁回路严重饱和, 励磁电流急剧加大, 电流大大超过额定值, 导致铁心剧烈振动, 使电压互感器一次侧熔丝过热烧毁。电网发生铁磁谐振过电压较明显的现象为系统有接地信号, 电压表计指针不停地摆动, 电气设备有较强烈的电晕声。

3.1.3防止铁磁谐振的措施。在电力系统中, 消除铁磁谐振的措施主要有以下几种方法:

3.1.3.1选用励磁特性较好的电压互感器或使用电容式电压互感器;

3.1.3.2增大对地电容, 破坏谐振条件;

3.1.3.3在零序回路加阻尼电阻, 即在一次绕组中性点或开口三角绕组处加装消谐器或非线性电阻。

3.2电压互感器一、二次绕组绝缘能力降低或消谐器绝缘下降可引起电压互感器一次熔断器熔丝熔断

不难想象电压互感器的一、二次绕组和消谐器绝缘下降会引起一次熔丝熔断, 尤其是电网出现位移过电压、单相接地等情况将可能会加速熔丝熔断。

3.3雷云闪电时, 可引起电压互感器一次熔断器熔丝熔断

1 0～3 5 k V架空线路, 在空旷的野外, 没有架空地线, 三相导线暴露在空中, 在雷云电荷的作用下, 三相导线都感应相同数量的束缚电荷。当雷云放电, 三相导线上的束缚电荷向线路两侧运动, 对变电站形成侵入波。此侵入波的电压并不高, 熔断器熔丝熔断是发热的结果, 只有电流的幅值高且持续时间又长的侵入波, 才会使高压熔丝熔断, 而大部分侵入波都不同时具备此两种条件。故在大多数雷雨天气里, 雷击引起电压互感器高压熔丝熔断仍是个概率事件。

从上述的分析可知, 安装在电压互感器尾端的消谐电阻, 不能限制雷击时通过入口电容的冲击电流, 因此只能依靠提高熔丝本身的抗冲击电流的通流能力来避免或减少熔断器熔丝熔断。

4、结论

4.1雷击时, 变电站10kV中性点不接地系统电压互感器一次侧高压熔丝熔断有多种原因, 要根据不同的情况分析处理, 在一次绕组的接地端串接性能良好的消谐器通常能有效防止这一现象的发生。

4.2当发生雷云闪电时, 在空旷的架空线路上, 感应雷形成侵入波, 当侵入波的波头陡时, 通过入口电容的冲击电流幅值高, 有可能将电压互感器高压熔丝熔断。

35kV电力电容器 篇9

关键词：35kV,设备,电力线路设计

近年来, 随着人们生活水平的不断提升, 对电力系统的稳定、安全运行的要求也越来越高;随着科学技术的不断进步, 电力线路设计及相关设备也在不断更新和完善。根据以往的统计数据显示, 在输电线路运输中, 绝大多数的跳闸事故都是由雷击事件引发的, 事故高达60%多, 跳闸率相当高, 为了改变这一状况, 使输电线路运行达到良好的状态, 相关电力线路设计专业人员, 做了较多的试验研究, 本文就主要对这些研究成果进行简要分析。

1 35k V及以下的电力线路设计

在电力工程中, 在设计35k V及以下的输电线路时, 大致分为三个阶段: (1) 具有可行性的研究分析阶段, 在整个电力设计过程中, 这是最初步的设计, 要以工程的实施为基础, 做大量的规划和调研工作, 主要细节包括:一是给出具有合理性、实用性的设计方案;二是在设计方案的基础上, 对项目进行预测和判断;三是给出具有可行性、论证性的研究报告。在对具体方案进行设计时, 首先要对所设计的输电线路进行事实论证, 这也是给出具有可行性的研究报告的关键之处, 只有在方案的设计过程中, 带着极其慎重的工作态度, 在今后的工作环节中才能更好地进行。在研究报告中所涉及的数据和内容, 必须具有真实性、可靠性、可行性。在真实数据和内容的基础上, 对于所要进行的项目给予具有洞察力的预测和判断, 有助于项目在将来的实施过程中, 避免不良状况的出现。对于整个项目, 设计人员必须系统性的分析各种影响因素, 得到最佳的项目设计报告, 使其具有较强的论证性; (2) 初步设计阶段, 在整个电力线路设计中, 是最为重要的关键阶段, 如图1所示, 为35k V输电线路电缆沟基础设计图纸。在进行线路设计时, 在初步设计中, 必须明确提出相应的设计原则, 在给出设计方案时, 要综合考虑多方面因素, 比如路径、技术、经济条件等, 尽量使最终的设计方案达到最佳状态, 对于相关协议可以达成一致, 比如砍伐树木、搬迁房屋、占用土地等。在初步设计中有几个方面必须明确:一是确定导线、避雷线, 随着经济的飞速发展, 对于刚刚建成的输电线路很快就会被大量负荷所充斥, 因此, 在设计输电线路时, 必须要从长远发展出发, 具有长久的规划性;二是选择气象条件, 在实际运行中, 输电线路很容易受到天气的影响, 所设计的输电线路必须具有耐用性和耐腐蚀性, 可以抵御比较恶劣的天气因素;三是防雷设计, 在设计过程中可以使避雷线和导线联合使用, 在具体的设计过程中, 要严格按照相应的设计规范进行, 要以线路的安全性为前提条件;四是选择杆塔必须具有合理性, 在工程设计中, 杆塔设计必须具有成熟性, 在线路的实际输运中, 设备和线路必须具有较好的稳定性, 能够经受住实际环境的考验;五是设计较好的通信保护, 在线路设计中, 如果遇到电力线路与通信线路交叉时, 应该根据相关规定对交叉角进行设计; (3) 设计合理的施工图, 在电力线路设计中, 属于最后环节, 主要是建立在上述可行性的设计方案和研究报告的基础上, 施工图的设计是综合设计方案和研究报告形成的。

2 在线路设计中易出现的相关问题和注意事项

(1) 在设计35k V及以下输电线路时, 必须合理选择进出线和终端引线、架空线路和终端引线, 使两者之间的配合具有适用性, 在设计架空线路时, 必须符合进出线, 同时对于设备所在地, 必须做好相应的衔接工作, 比如架空线和防雷保护、设备和防雷保护, 将两者之间的范围进行合理设计; (2) 在实施放线测量过程中, 必须有专业的设计工程师在现场进行亲自监督和指导, 在实践中, 保证不能脱离相应的设计理论; (3) 在设计线路过程中, 必须做好相应的考察工作, 比如线路所经的地质情况、线路沿途的地形情况, 对于电杆根部要做好相应的处理工作, 总之, 各方面都要做好详细的勘测; (4) 对于设计中一些具体数值或其他情形必须严格注明, 比如钢芯绞线的横截面积、输电线路的路径等, 在注明的过程中, 必须具有通俗易懂性, 避免妨碍现场操作; (5) 主要的设计工序原则为先勘测后设计方案和施工, 绝对不能出现勘测、设计方案、施工同时进行的局面; (6) 在设计输电线路时, 对一定风速下, 风偏角的准确计算, 有利于导线与绝缘子串的有效衔接。电线风偏角的计算:

其中, 表示电线风偏角, 单位为度;表示风比载, 单位 (N/mm2) ;表示电线自重比载, 单位 (N/mm2) 。

3 线路设计中常用设备

3.1 新型电杆

这里主要介绍的新型电杆为混泥土电杆和钢质电杆:

(1) 大弯矩电杆, 电杆的钢筋是使用φ20的螺纹钢做成的, 与普通的混凝土电杆相比, 虽然外形看起来一样, 这种电杆的优点在于:在具体的线路设计过程中, 可以根据要求进行自由组合, 在两个电杆之间的连接可以由电焊形成, 杆段属于钢质, 最大优势在于具有较大的弯矩, 尤其在根部, 与普通混凝土电杆相比, 弯矩可达3倍左右, 锥度比为75:1, 在现场安装过程中非常方便;

(2) 薄壁的离心钢管混凝土电杆, 杆塔的结构为复合型, 在外观上, 与其他电杆没有区别, 其结构特点在于钢管壁比较薄, 可以明显看到离心环上的混凝土内衬, 在此设计基础上, 钢材具有较强的受拉性, 也可以增加混凝土的耐压性, 使电杆的工作性能不断增强。

3.2 防雷设计

(1) 绝缘子防雷。在并联放电间隙绝缘子可以进行疏导型防雷, 在国外此种防雷技术应用的比较成功。在35k V及以下输电线路中, 该技术的主要目的就是提高重合成功率, 是比较好的防雷治理技术, 将一对金属电极 (招弧角或引弧角) 并联在绝缘子串的两端, 构成保护间隙, 其距离一般不能超过绝缘子串的串长, 当遭遇雷击时, 第一时间保护瞬间就会放电;

(2) 降低杆塔接地电阻。在输电线路的运行过程中, 应该做好接地电阻的检测工作, 比如接地接地装置的完好情况、接地电阻的超标情况。使杆塔接地电阻降低的方式:一是爆破接地技术:是一种比较新型的降低接地电阻的技术, 通过爆破制裂, 使用压力机对电阻率材料进行强行压爆破裂, 使土壤的导电性得到大范围的改善;二是接地电阻降阻剂:将降阻剂敷设在接地电极的周围, 便可以将接地极外形的尺寸增加, 进而起到降低与周围土地介质之间接触电阻的作用, 如图2所示, 35k V及以下线路典型防雷保护接线平面图。

4 结束语

综上所述, 在设计35k V及以下的输电线路时, 提出的线路设计和研究报告必须具有可行性和适用性, 必须建立在实际勘测工作基础上, 再加上选择合适的输电设备, 可以有效促进输电线路的可靠性与稳定性。

参考文献

[1]谢春雷.35kv及以下电力线路设计及其设备探讨[J].科技风, 2013 (11) .