高压并联电容器（精选八篇）
高压并联电容器 篇1
1.1 测量绝缘电阻
电容器只测量两极对外壳的绝缘电阻, 两极对外壳的绝缘试验可检查出极对壳的绝缘状态。测量时先用导线将两极连接起来, 然后用2500V绝缘电阻表测量两极对外壳的绝缘电阻, 其绝缘电阻值一般都在2000MΩ以上。
现场不必进行极间绝缘电阻测量, 如果需要极间绝缘电阻, 可用自持放电法进行。一般先将兆欧表轻摇几转, 不超过5转, 然后通过电容器两极放电的放电声及放电火花来判断绝缘状况。
1.2 测量电容值
电容量是电容器的一个主要技术数据, 是交接和预防性试验的重要项目。测量电容量的意义在于交接时可以检查产品的实际电容是否与铭牌相符。如果进行了极间耐压试验, 则在试验前后均应测量电容量, 以检查试验时内部有无元件击穿。运行中, 当电容器发生故障时如熔丝熔断等, 或预防性试验时, 测量电容判断内部有无元件击穿。内部元件击穿短跑时, 对于高压电容器反映出电容量增大。
电容器的电容量受温度的变化不大, 电容器的绝缘介质为偶极性材料, 受潮以后, 电容量变化很小。所以不能根据电容量来判断其绝缘是否受潮。但是电容器由许多电容元件串并联组成, 当个别元件因故障击穿或内部连接线、内熔丝断开后, 串并联结构发生变化, 电容量将发生显著变;电容元件击穿短跑, 串联段数减少, 电容量将会增大;元件连接烧断、并联元件数减少, 电容量将会减少。根据产品的串并联数, 可以估算出内部损坏情况, 电容元件部分击穿和引线烧断是电容器运行中的常见故障, 因此可以通过电容量不判断电容器有无缺陷。
电容量的测量方法:可以用电压电流表法、数字电容表法等方法测量电容量。测量电压可根据电源容量和测量表计量程适当选定。测量时要求电源频率稳定, 并为正弦波, 一般要求使用线电压, 使用的电流电压表应不低于0.5级。测量时, 当试验电压升到预定电压时并稳定以后, 同时读取电流电压值, 然后按表计算电容值。
1.3 交流耐压试验
两极对外壳交流耐压试验的目的是检查电容器的主绝缘是否存在缺陷, 并检验其承受短时电压的能力。并联电容器进行两极对外壳的交流耐压试验时, 两极必须短接加压。此项试验能够比较有效地发现电容器油面下降、内部受潮、瓷套管损坏以及机械损伤等缺陷。电容器对外壳的绝缘裕度较大, 如果不是特殊原因, 正常的预防性试验进行交流耐压是不必要的。
两极对外壳交流耐压试验项目主要是针对套管及包封件的绝缘耐电强度进行检验。本试验所需的试验设备容量度不大, 在交接与预防性试验时都可进行。实际试验表明, 它可以发现运行电容器油面下降、受潮、主绝缘劣化等问题。
1.4 冲击合闸试验
冲击合闸试验的目的是检查电容器组补偿容量是否合适, 电容器所用熔断器是否合适以及三相电流是否平衡。在额定电压下, 对电容器进行三次合闸、分闸冲击试验时应监视系统电压的变化及电容器每相电流的大小, 观察三相电流是否平衡以及合闸、分闸是否给系统造成较高的过电压和谐振等现象。
2 交接试验规定
新电容器装置的交接试验项目和标准按GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定进行。试验项目包括:测量绝缘电阻、测量电容值、交流耐压试验和冲击合闸试验。
并联电容器测量绝缘电阻应在极对壳之间进行, 并采用1000V的绝缘电阻表测量小套管对地绝缘电阻。电容值测量时应包括各只、各相、各臂、总的电容值。电容器组中各相电容的最大值和最小值之比, 不应超过1.08。并联电容器电极对外壳交流耐压试验电压值, 应符合下表规定, 若当产品出厂试验电压值不符合下表规定时, 交接试验电压应按产品出厂试验电压值的75%进行。在电网额定电压下, 对电容器组的冲击合闸试验应进行3次, 熔断器不应熔断;电容器组各相电流相互间的总值不宜超过5%。
3 预防性试验规定
电容器装置的预防性试验项目和标准按Q/CSG10007-2004《电力设备预防性试验规程》的规定进行。极对壳绝缘电阻不得低于2000MΩ。测量电容值偏差不超出额定值的-5%~+10%;电容值不应小于出厂值的95%。对集合式电容值, 不应小于出厂值的96%;三相中每两线路端子间测得的电容值最大值与最小值之比不大于1.06每相用三个套管引出的电容器组, 应测量每个套管之间的电容量, 其值与出厂值相差在±5%范围内。渗漏油检查中发现漏油时停止使用。一般每年还进行1次电容器红外测温。
4 现场试验存在的问题
电容器在现场进行预防性试验, 存在一定困难。一是电容器的台数多, 如分散型电容器, 一个变电所内少则数十至数百台, 试验时要逐台将引线断开, 有些接线端子锈蚀, 拆卸安装都有困难, 加上逐项试验, 工作量异常繁重;其次, 在现场试验需要的大功率试验变压器和高精仪器不易解决, 而且电源普遍含有高次谐波, 再加上电场干扰, 不易测得准确数据。此外, 电容器停下来试验, 如时间过长, 会影响电网的无功率供应和电压质量。由于上述原因, 电容器的预防性试验周期、试验项目和方法都应特殊考虑, 周期应适当延长, 项目和方法应简化。由于电容器早期损坏率较高, 所以在新产品投入的最初阶段, 如半年至一年要进行一次预防性试验。以后的正常定期试验可延长至三年。此外, 如运行中发现渗漏油、有电声或油箱鼓肚的电容器, 可单独进行诊断试验, 试验项目应按具体情况确定。
5 试验注意事项
(1) 试验前后对电容器两极之间、两极与地之间均应充分放电, 直接从两个引出端直接放电, 不应在连接板上对地放电, 因两极与连接板之间串有熔断器, 若熔断器熔断, 在连接板上放电不一定能将该电容器的电荷放完。
(2) 在摇测绝缘过程中, 未断开兆欧表以前, 不得停止摇动手柄, 防止反充电损坏兆欧表。
(3) 不允许长时间摇测高压并联电容器两极之间的绝缘电阻, 因电力电容器电容量较大, 贮存电荷也多, 长时间摇测时若不慎易造成人身及设备事故。
(4) 采用的电流、电压表的准确度应不低于0.5级。电流、电压互感器准确度不低于0.2级, 以提高试验的准确性。
(5) 发现电容器有渗漏油时应视该电容器为不合格, 并应立即退出运行并及时更换。
(6) 交流耐压试验仅对两端均绝缘的电容器进行, 若有一端与外壳相连则不能进行, 两极必须连结一起, 不能一极悬浮, 测量试验电压必须在高压侧, 不能在低压侧, 以免因“容升”现象, 使试验电压过高而损坏被试品。
6 结束语
对电容器进行试验, 主要是检查电容内部是否受潮, 电容元件有无击穿短路以及绝缘劣化等缺陷。掌握正确的现场试验方法, 进行合理的试验项目, 能在减少试验工作量的同时, 及时检出不良电容器, 对降低电容器的故障率十分重要。
摘要：在变电站中, 由于负荷化, 电容器成为投切最频繁的电气设备, 由于产品制造原因或设计、运行、维护不当造成严重的并联电容器损坏事故, 会给电网带来巨大损失, 因此对高压并联电容器进行现场试验极其重要。本文主要针对高压并联电容器试验进行了分析, 并提出了相关问题与注意事项。
关键词：高压电容器试验,试验项目,问题,注意事项
参考文献
[1]中华人民共和国建设部.电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].2006.
无功补偿和并联电容器 篇2
关键词:功率因数 电容器 无功补偿
由于矿山企业使用大功率的电机、变压器等电感性设备,它不仅消耗有功功率,还消耗无功功率,因此必须提高用户功率因数,以减少对电源系统的无功功率的消耗。
1、并联电容器在电力系统中的无功补偿方式
电容器的补偿具有投资小、有功功率损失小、运行维护方便、故障范围小的特点。
电容器的补偿方式,应以无功就地平衡为原则。
电网的无功负荷主要由用电设备和输变电设备引起的。
除了在比较密集的供电负荷中心集中装设大、中型电容器组,便于中心电网的电压控制和稳定电网的电压质量之外,还应在距用电无功负荷较近的地点装设中、小型电容器组进行就地补偿。
安装电容器进行无功补偿可采取三种形式:集中、分组或个别就地补偿。
(1)集中补偿:在低压配电线路中安装并联电容器组,将其集中安装在变电所的一次或二次侧的母线上。
(2)分组补偿:分组补偿是将电容器组分组安装在车间配电室或变电所各分路的出线上,它可与工厂部分负荷的变动同时投入或切除。
(3)个别就地补偿:在单台用电设备处安装并联电容器,直接对其所需无功功率进行补偿。
电容器补偿其优点:(1)因电容器与电动机直接并联,同时投入或停用,可使无功不倒流,保证用户功率因数始终处于滞后状态,既有利于用户,也有利于电网。
(2)有利于降低电动机起动电流,减少接触器的火花,提高控制电器工作的可靠性。
(3)加装无功补偿设备,不但使功率消耗小,功率因数提高,还可以充分挖掘设备输送功率的潜力。
在确定无功补偿容量值时,应注意两点:(1)在轻负荷时要避免过补偿,倒送无功造成功率损耗增加,也是不经济的。
(2)功率因数越高,每千伏补偿容量减少损耗的作用将变小,通常情况下,将功率因数提高到0.95就是合理补偿。
2、电容器组的保护
(1)电容器单台熔丝保护:在每台电容器上都装有单独的熔断器,可避免电容器内部故障击穿短路时油箱爆炸,并波及和影响邻近电容器。
当单台电容器发生故障后,通过熔丝熔断,可避免整组电容器的总开关频繁跳闸,保持了电容器组运行的连续性。
同时不中断无功输出,又可提高系统运行中电压的稳定性。
熔丝保护结构简单、安装方便,便于切除故障的电容器,并有明显的标志,使检修人员容易及时发现故障电容器的位置。
(2)过电压保护:它是防止运行系统过电压危害电容器组安全运行的保护装置。
当运行电压超过电容器组额定电压的1.1-1.2倍时,开关自动跳闸,使电容器组退出运行状态。
电容器组若安装了自动投切装置,则不需要再安装过电压保护装置。
这种保护运行效果较好,已被广泛采用。
(3)过电流保护:一般电容器均采用此种保护。
过电流保护主要是防止短路故障扩大和防止过负荷.当电容器组发生母线短路故障或过负荷超过规定的允许值时,开关自动跳闸,迅速切除故障,还可作为熔断器保护的后备保护。
(4)低电压保护:它主要是防止电容器组合闸损坏.考虑合闸产生的工频过电压和振荡过电压对电容器的危害,当运行母线电压降低到额定值的60%左右时,低电压保护动作于开关进行跳闸,使电容器组切断。
使用该保护可避免变电所事故停电后,再恢复送电时的同时合闸造成的危害。
(5)零序电压保护:电容器发生故障后,由于熔断器熔丝熔断,将故障电容器切除,从而引起电容器组三相电容值不平衡而产生的电压不平衡来启动继电器,使开关跳闸。
单星形接线的电容器组多采用零序电压保护。
(6)不平衡电流保护:它是利用故障相电容器容抗减小后电流增加,利用增加的电流值与正常相电流值之差来启动过电流继电器,从而使开关自动跳闸,从而保护了电容器。
3、电容器组的运行条件
额定电压,电容器组允许在其1.1倍额定电压下短期运行;允许过电流,电容器组不得在其1.3倍额定电流下运行;额定频率,电容器组的频率必须与电网上的工作频率一致,因为电容器的`容抗与频率成反比。
允许温升,电容器运行温度过高,会影响其使用寿命,甚至引起介质击穿,造成电容器损坏。
因此温度对电容器的运行是一个极为重要的条件。
电容器的周围环境温度应遵照制造厂的规定。
若厂家无规定时,一般应为-40-+40℃;允许温升15-20℃;电容器的芯片允许温升不超外壳的30℃。
三相电流不平衡不得超过5%。
4、电容器组的操作规定
(1)在正常情况下的投入或退出运行,应根据无功负荷电流、电压以及负荷功率因数等三种情况来决定。
(2)变电所进行全部停电操作时,须先拉开电容器组开关,后拉开各出路出线开关;变电所恢复全部送电时,须先合上各出线开关,再合上电容器组开关。
(3)在发生下列异常情况之一时,须立即拉开电容器组开关,使其及时退出运行。
1)电容器组母线电流、电压超过电容器组允许值时。
2)电容器油箱外壳最热点温度及周转环境温度超过规定的允许值时。
3)电容器连接线接点严重过热或熔化。
4)电容器内部或放电装置有严重异常响声、电容器外壳有较明显异常膨胀、变形时。
5)电容器瓷套管发生严重放电闪烁;电容器喷油起火或油箱爆炸时。
(4)发生下列情况之一时,不查明原因不得将电容器组合闸送电:1)当电容器组开关跳闸后,不准强送电。
2)当变电所出现事故跳闸,全所无电后,必须将电容器组的开关拉开。
3)熔断器熔丝熔断后,查不明原因,不得更换熔丝强行送电。
4)电容器组再次合闸时,必须在断开3分钟之后进行。
5)电容器组每次拉闸之后,必须通过放电装置随即进行放电,待电荷消失后再合闸。
5、电容器常见故障及应对措施
(1)电容器运行时,电流、电压、温升等超过规定时,应将电容器及时退出工作。
当电容器喷油、着火时,应立即断开设备电源并灭火器灭火。
(2)运行时出现异常声响、渗漏油、外壳鼓胀时,可能运行温度、电压过高或高次谐波引起过电流,应及时退出工作,查明原因。
(3)当电容器熔断丝熔断时,应向调度员汇报并取得同意,在断开断路器。
断电后,对电容器放电,在查原因,若无故障迹象,可更换熔丝继续投入运行。
(4)电容器合闸投入运行前,必须放电完毕。
保护装置自动跳闸后,不得强行送电。
电容器不得安设自动合闸装置。
一起高压并联电容器装置事故分析 篇3
1 事故简介
110 k V欧东变电站,本期共安装3组电容器,其中4#电容器组装置安装于2#主变Ⅱ段母线下。事故当天上午,10 k VⅡ段系统出现接地现象,检修人员经过拉闸排除后发现接地现象仍然存在,人为切掉4#电容器组后,接地现象消失。运维人员赶赴现场发现4#电容器组配套电抗器起明火,柜体外观完好,内壁附着较多黑色烟尘。电容器厂家人员到达现场查看发现电抗器A相损坏严重,B、C相表面完好。
1.1 相关参数
据调度中心提供数据,计算该变电站10 k V母线最大运行方式下短路容量为306 MVA,最小运行方式为142 MVA。
4#电容器装置接于#2主变10 k VⅡ段母线侧,10 k VⅡ段另装有一套容量为3 600 kvar的电容器组设备,串联电抗器串抗率为1%。
电抗器厂家对10 k VⅡ段母线进行为期24 h的谐波数据收集,谐波数据如表1所示。
1.2 事故信息
1)电抗器受损情况
经现场查勘,电抗器本体A相四周开裂,顶部铁芯致密处变疏松,有强烈的散热痕迹,所有进出线端子、绝缘子及紧固螺栓表面完好无烧熔。其他设备如电容器、放电线圈、避雷器及刀闸等,外观良好,所有软线、母排的接点均无异常。
4#电容器组配套电抗器的电抗率为1%,受损电抗器测量参数如表2所示。
mΩ
可以看出,A相绕组直流电阻偏大。
现场对串联电抗器进行解剖后发现电抗器A相烧损严重,A相线圈的上部与铁芯之间有通过大电流的痕迹,A相线圈的绝缘由于大电流的作用已出现破坏。
2)故障电容器组情况
事故电容器组柜体完好,由于电抗器燃烧时出现大量冒烟情况,柜体及电容器外壁沾有较多的黑色灰尘,但无明显的物理损伤现象。电容器厂家对4#电容器组所有电容器单元进行了电容测量,结果4#电容器组电容容值均在合理范围内,电容器完好。
3)故障电容器组(4#)开关柜保护动作记录数据
经过在现场保护装置调取的数值以及调度中心监控后台采集到的记录,可知事故当日保护启动记录如表3所示。
2 原因分析
从10 k VⅡ段收集的谐波数据可知,10 k VⅡ段母线负荷运行时存在谐波电流,根据得到的系统最大运行方式下的短路容量和最小运行方式下的短路容量,可以对系统在谐波作用下的情况进行分析[2,3]。
根据GB 50227—2008《并联电容器装置设计规范》[4]的相关计算公式,发生谐振时的电容器容量可根据下式计算:
式中Qcx为发生n次谐波谐振的电容器组容量(Mvar);Qc为电容器的安装容量;Sd为并联电容器装置安装处的母线短路容量(MVA);n为谐波次数,即谐波频率与电网基波频率之比;A为串联电抗器电抗率;K为谐波电流放大倍数;B为电容器安装容量与谐振容量之比Qc/Qcx。
根据公式(2)计算,在系统最大和最小运行极端方式下,所对应的谐振容量和放大倍数如表4所示。
从计算结果可以看出,虽然1%的电抗率对于11次以下谐振下均使电容器组呈现容性,但在5次谐波下电容器组中的谐波电流放大倍数比较大,其他次谐波如3次、7次在110 k V欧东变电站的最大最小运行方式所涵盖的区域内,谐波电流放大倍数均比较小,可以不予考虑。
该变电站10 k V母线最大最小运行方式所对应的5次谐波谐振容量为9.18 Mvar和4.26 Mvar,而实际电容器组的投入容量为8.4 Mvar和4.8 Mvar,正好在最大和最小运行方式所对应的谐振容量的范围内,根据这一结果可以画出一个运行区域[5],并可看出大致的趋势,如图1所示。
1)在最大最小运行方式所对应的区域中,存在着两个5次谐波的并联谐振点,一个是投入电容器组容量为4.8 Mvar所对应的系统感抗;另一个是投入电容器组容量为8.4 Mvar所对应的系统感抗。
2)白天,当系统在以接近大运行方式的状态运行时,可能投入的电容器容量为4.8 Mvar或8.4 Mvar。
3)在投入4.8 Mvar时,由于系统是大运行方式,系统感抗值接近最大运行方式,因此此时的系统感抗与电容器组的容抗相差较大,运行比较安全,位于区间b。
4)当投入的电容器组容量是8.4 Mvar时,且系统运行在最大运行方式下,即运行在c区时,此时对于5次谐波的放大倍数为10.77倍,由于系统运行的方式是不断变化的,不可能永远保持在最大运行方式下,当系统由最大运行方式向稍小一些运行方式变化时,就会越来越接近8.4 Mvar这个并联谐振点,并有可能进入到并联谐振区域从而产生并联谐振,由于并联谐振是电流谐振,一旦电容器组与系统产生并联谐振,对谐波电流的放大倍数是无穷大,即不论原始谐波电流有多少,只要系统进入并联谐振区域,流过电容器组的谐波电流都会是无穷大。无穷大的电流流过电容器组,同时也流过电抗器,大的电流会在电容器组或电抗器上产生电压降落,则会首先在绝缘相对薄弱的地方引起绝缘损坏,此次电容器组所使用的电抗器的电抗率是1%,正常情况下电抗器的两极间耐受电压为63.5 V,当无穷大电流流过电抗器时,相对电容器而言,电抗器的绝缘裕度小些,因此问题就会出现在电抗器上。
5)如果系统运行在离8.4 Mvar有一定距离,即运行在b区,则此时电容器组与系统处在对5次谐波可能有放大,但放大倍数不是很大的状态,电容器组能够运行。
6)当系统由白天的运行状态向夜间的运行状态转移时,如果投入的电容器组容量是8.4 Mvar,则电容器组运行会安全,但此时投入的8.4 Mvar补偿容量相对于夜间的接近小运行方式是可能会产生过补偿的,因此,此时极有可能投入的电容器组容量会改变成4.8 Mvar,如果系统的运行方式离最小运行方式比较远且离4.8 Mvar对应的系统感抗也比较远(b区)时,此时的谐波电流放大倍数比较小,电容器组能够正常运行。但若系统随着时间不断进入到后半夜,电气用户逐渐减少,相应的运行方式逐渐逼近4.8 Mvar所对应的系统感抗甚至基本等于并联谐振所对应的系统感抗时,此时也会出现如前所述的谐波电流会被放大到无穷大,这时也会使电抗器或电容器出现各种问题。
7)由于白天的运行方式不会瞬变至夜间的最小运行方式,因此a区的情况发生的可能性比较小,除非在系统运行过程中有过将两组电容器组都切除的时段,系统运行方式才能够越过4.8 Mvar所对应的能够出现并联谐振的这个点而进入到a区。
总结:a区域系统小方式运行且投入电容器容量接近4.8 Mvar时,容易产生并联谐振;b区为安全区域,不会发生并联谐振;c区域系统大方式运行且投入电容器容量接近8.4 Mvar时,容易产生并联谐振,本次事故即存在于该区域。
3 事故仿真计算分析
通过以上分析讨论已知,110 k V欧东变电站10 k V系统与电容器组之间极有可能存在并联谐振情况,下面针对该变电站10 k VⅡ段电容器组与系统在并联谐振情况对谐波的放大进行仿真计算[6]。在最小短路容量方式下,只投入4#电容器组(4.8 Mvar)及在最大短路容量方式下,3#和4#电容器组全部投入运行这两种工况下有谐振发生,会对5次谐波进行严重放大,以下对此两种工况进行仿真。
3.1 工况1
工况1(Smin=142 MVA,Qc=4.8 Mvar)时仿真模型见图2,由仿真可以得出,当短路容量为142 MVA时,10 k VⅡ段母线只投入4#电容器组时,10 k VⅡ段母线的电流产生了严重的畸变,有很大的谐波电流流入系统母线,表5为投入电容器组前后的谐波数据对比。
A
从以上数据可以看出,5次谐波电流被严重放大,由于1%电抗器对低次谐波基本无滤波作用[7],所以,放大的5次谐波电流分别流入系统及电容器组,极易造成电容器组元件的损坏。
投入4#电容器组时10 k VⅡ段母线的频率-阻抗曲线如图3所示。从频率-阻抗曲线图很明显可以看出,250 Hz(5次)频率点非常靠近谐振点,当电容器组投入时,靠近谐振点的谐波全部严重放大,对电容器组造成了严重的威胁。
3.2 工况2
工况2(Smax=306 MVA,Qc=4.8+3.6=8.4 Mvar)时仿真模型如图4所示。
由仿真可以得出,当短路容量为306 MVA时,10 k VⅡ段母线3#、4#电容器组全部投入时,10 k VⅡ段母线电流也有很大的畸变,说明也有很大的谐波电流流入系统母线[8],表6为投入电容器组前后的谐波数据对比。
A
同样从以上数据可以看出,5次谐波电流被严重放大,放大后的谐波电流分别流入系统母线及3#、4#电容器组。
3#、4#电容器组全投时10 k VⅡ段母线的频率-阻抗曲线如图5所示。
从以上频率-阻抗曲线图很明显可以看出,250 Hz(5次)频率点也非常靠近谐振点,当3#、4#电容器组全投入时,会对5次谐波严重放大。
以上两部分仿真为系统在两种极端运行方式下的模拟,与真实情况存在一定的差异。
3.3 防范措施
通过对上述情况产生原因的解析,为预防类似事故的再次发生,可采取如下措施。
根据以上分析可知,当系统中存在n次谐波时,流入系统及电容器支路的n次谐波电流分别为[9]:
式中Isn为流入系统的n次谐波电流;Icn为流入电容器支路的n次谐波电流;In为n次谐波电流;n为谐波次数,即谐波频率与电网基波频率之比;XL为串联电抗器电抗值;Xc为并联电容器组电抗值;Xs为系统电抗值。为使Isn和Icn足够小,则需n Xs+(n XL-Xc/n)→∞,即(n XL-Xc/n)→∞,等同于n XL远大于Xc/n,也就是只要串入电容器组电抗器的电感量足够大,就可控制并联谐振点的位置,尽量避开谐波源中所包含的各次谐波[10]。针对该变电站的实际情况,只要将串联电抗率改为5%以上,基本可以避免出现5次谐波的放大,此时的3次谐波的放大倍数也在可耐受范围内。
4 结语
本文分析了一起110 k V欧东变电站并联电容器与系统发生并联谐振导致其串联电抗器烧毁的事故。根据设备运行情况和事故现场调查资料综合分析,对事故进行判断。给出系统在不同运行方式下投入电容器组时的谐振区间,用实例化仿真进一步阐明并联谐振时5次谐波电流被严重放大的情形,针对该变电站的串联电抗器参数设定提出了改进措施。
参考文献
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[9]范希林.电力电容器常见故障及其诊断研究[J].科协论坛,2008(2):19.
高压并联电容器 篇4
介绍并联电容器的常见故障, 分析现有在线监测方法的优点和不足, 提出更为行之有效的监测技术。
1 并联电容器常见故障
并联电容器内部由绝缘纸、铝箔和电容器油构成电容元件, 内部结构外部观测不到。其故障原因通常是在运行中长期承受工作电压, 同时还受到内外过电压、物理及化学等作用逐渐老化而导致绝缘击穿。其常见故障如下。
1.1 渗漏油
电容器是全密封装置, 如果密封不严, 电容器内的绝缘油将发生泄漏而导致内部油面下降。同时, 空气、水分和杂质也可趁机进入油箱内部, 从而直接导致套管内部受潮、绝缘电阻降低、元件上部受潮而击穿放电, 危害极大。
1.2 鼓肚
鼓肚就是油箱膨胀。电容器油箱随温度变化发生少许鼓胀和收缩是正常现象, 但是当内部发生放电, 绝缘油将产生大量气体导致箱内压力剧增, 从而使箱壁变形形成明显的鼓肚现象。发生鼓肚的电容器已经不能再用, 而且不能修复, 应拆下更换新电容器。造成鼓肚的原因主要是产品质量问题。
1.3 绝缘不良
这类故障反映为以下两种现象:
(1) 电容值过高。在长期加热、电压的寿命试验中, 电容值的变化是很小的。电容值的突然增高, 只可能是部分电容元件击穿短路导致的。因为电容器是由多段元件串联组成的, 串联段数减少, 电容才会增高。
(2) 另一部分绝缘不良的电容器则表现为介质损失角过大。因为, 只有电容器发生局部放电和局部过热时, 才会出现介质损失角过大的问题, 而此时往往还会伴随电容器温度上升。
1.4 熔断器熔断
单台电容器均设置熔断器保护, 熔断器质量原因、选型不当或电容器内部元件放电等因素, 均有可能导致熔断器发生故障熔断甚至炸裂, 进而引起群爆故障。目前, 随着加工工艺的提高, 设计选型工作的完善, 熔断器熔断则主要由电容器内部故障导致。利用电容器在线监测、诊断告警技术, 可提前预警并更换故障电容, 有效地避免熔断器熔断, 防止电容器群爆故障。
1.5 电容器“炸裂”
电容器“爆炸”是一种恶性事故。电容器内部元件极间及极对外壳绝缘击穿后, 瞬间与之并联的电容器将对其施以大能量的释放过程, 极可能在保护不当时使其“爆炸”, 并伴随火灾事故发生。
2 并联电容器在线监测方法及原理
并联电容器的上述故障, 严重地影响了电力系统安全稳定的运行, 故定期校验、日常巡检、红外测温等各种监测方法都被用于判断并联电容器的运行状态。但是, 实际运行中存在如下弊端:受并联电容器安装条件的限制, 日常检查只能在网门外进行, 因而无论是目测观察还是红外成像监测, 都必然存在监测盲区;目测能够发现的诸如外壳膨胀变形、锈蚀和渗漏油等故障, 以及红外热像能够发现的电容器表面温度过高和接头过热等故障, 已经不属于早期故障, 需立刻停用相关电容器组并更换;无论运行人员定期巡检还是检修人员采集状态监测信息, 都是有一定固有周期的, 在时间上存在间隔, 无法做到实时不间断监测电容器的运行状态。
而并联电容器在线监测方法能够连续实时监测电容器的运行参数, 判断其运行状态, 并实现预警。
2.1 并联电容器在线监测原理
高压并联电容器在线监测方法主要分为电量和非电量的在线监测。前者主要有对局放信号、电压电流、电容量等的监测;而后者主要有油气在线分析、振动、环境温度等的监测。其中, 电量的在线监测因监测数据易采集、数据处理易操作、状态评估易实现等优点, 被广泛使用。
2.1.1 电气参量在线监测法
电容器运行中出现各种故障, 都将引起运行电压、电流、功率等电气参量的变化。于是, 通过对这些电气参量的在线监测, 便能够实时反映电容器的运行状态并及时发出预警。该方法安全性好, 成本低, 是电容器在线监测技术的基础。
2.1.2 电容量在线监测法
电容量是电容器的直接参量, 任何故障的发生基本都会导致电容量不同程度的变化。而电容器有功损耗很小, 因此流过的电流几乎是纯容性电流。通过电容器的电流以及TV二次电压的高速精确采样, 再利用快速傅立叶变换算法即可以分解出电压电流中的基波与谐波分量, 得到准确的实时数据, 进而通过公式得到电容量, 达到电容量在线监测的目的。该方法的缺点在于电容量的变化往往是故障持续一定时间后的结果, 只有当电容量与正常水平差距较大时才能够被发现, 且无法对故障点进行定位和分析。
2.1.3 局部放电在线监测法
统计数据表明, 局部放电是电力电容器发生普遍事故 (渗漏油、鼓肚、熔断器熔断、爆炸等) 的初始征兆, 继而会发展为部分元件的击穿事故。而电气参量在线监测法和电容量在线监测法得来的电力电容器电容变化量和介质损耗角变化量均是放电累积到一定程度后产生的滞后结果, 需要放电发生一段时间后方可监测到, 故电气参量及电容量监测技术无法迅速、及时发现早期故障。而局部放电监测法通过罗可夫斯基线圈电流传感器及时检测到局部放电信号, 然后经由信号调理单元对局部放电信号进行滤波与放大, 再经一系列数据存储和处理后, 将数据传输到各监控台和总监控中心, 原理如图1所示。一旦发生数据异常, 监控台及总监控中心均会发出报警, 以便工作人员实时监测, 及时发现局部放电, 从而有针对性地提前采取预防措施, 减少故障发生率。目前, 局部放电在线测量方法主要分为电脉冲测量、超声波测量、甚高频 (VHF) 、特高频 (UHF) 等, 其中应用最广泛、技术最成熟的是依据测量标准IEC60270的电脉冲测量方法。
较之其他在线监测方法而言, 局部放电在线监测技术理论上可行, 器件上易于实现, 能够大大提高发现电容器早期故障的速度和效率, 必将成为电容器在线监测的重要技术手段。
2.2 并联电容器多参量在线监测系统
并联电容器多参量在线监测系统由硬件系统及软件系统构成, 原理如图2所示。
为完成各项任务和实现既定的目标, 还需要相应的软件来实现测量的总体控制、数据采集处理、数据存储和显示等功能。系统软件主要包括主程序模块、数据采集模块、数据处理模块、液晶显示模块和数据存储模块。
2.3 并联电容器在线监测技术特点
(1) 实时性。在线监测技术能够对电容器进行实时监测, 不受时间和设备运行状态限制, 并能够根据监测结果, 随时判断设备运行情况, 从而及时发现设备故障, 对电网稳定运行具有较大意义。
(2) 针对性。在线监测技术可以根据电容器运行状态及时确定检修策略和时间, 具有较强的针对性, 从而最大限度杜绝人力、物力和财力的浪费, 保证电力系统的正常运行。
(3) 可靠性。在线监测技术可以减少设备停电时间和次数, 从而大大提高电力系统供电可靠性。
3 并联电容器在线监测关键技术
3.1 多参量在线监测
在实际应用中, 高压并联电容器的运行环境较为复杂, 长期处于过电压、过电流、温升过高的作用之下, 单独应用电量或非电量在线监测技术, 都不能满足电容器对在线监测的实际要求。因此在实际运行中, 若能够综合使用各类在线监测技术, 对运行中的电容器电压和电流、局放等电量和本体温度、所处的环境温度、压力等非电量进行综合监测, 较单一的监测技术, 其监测精度和速度必定会有提高。同时, 多参量综合在线监测技术丰富了监测信息, 将会提高故障判断的准确率。但是, 这需要有效地解决所监测的各信息量之间的融合分析和综合处理问题, 提升信息状态量的有序度及对目标的识别能力, 最终获得对故障的一致性描述, 使多参量综合在线监测不仅不会割裂各传感器所采集到的状态量之间的有机联系, 同时还可以提高跟踪精度。
3.2 抗干扰技术
高压电容器在线监测技术日益发展成熟, 但在线监测仍然存在干扰导致精度问题, 其中很大程度上是由于监测系统环境复杂, 常有某些因素 (电网的谐波噪声、相间干扰、传感器角差、湿度等) 对监测结果产生干扰, 严重影响监测的精度和准确度。实验室模拟和变电站的实际测试表明, 目前抗干扰技术虽然在很大程度上缓解了种种复杂因素对无功设备的在线监测, 但仍存在5%左右的精度误差, 为达到智能电网的要求, 仍有很大的改善空间。
3.3电容器寿命预测
高压并联电容器在实际的运行过程中, 绝缘介质在电和热的作用下会不断地发生电老化、热老化和电化学老化, 直至击穿。因此, 高压并联电容器的整个运行过程, 就是电容器中的介质材料不断地在电的、热的、化学的作用下逐步老化, 逐步走向其寿命终点的过程。电容器与大多数其它电器不同, 一旦投入电网就将连续在满负荷下运行, 这就决定了电容器的实际使用寿命与运行条件中的温度、电压、谐波、涌流等因素有关。研究、分析这些影响电容器实际使用寿命的因素, 并进行寿命预测, 无疑将大大减少电容器在线监测的压力, 其技术经济效益将是相当可观的。
4结语
并联电容器在线监测技术实现了对电容器运行状态的评估和故障的诊断, 是电容器可靠运行的有力保障。
参考文献
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高压并联电容器 篇5
高压并联电容器装置中装设串联电抗器的主要作用是:(1)限制合闸涌流,使其不超过额定电流的20倍;(2)抑制供电系统的高次谐波。但在实际应用中,由于串联电抗器参数选取、结构选型、安装位置存在的问题,导致了电抗器异响、烧毁、谐波放大等事故的发生。本文就电抗器选取中的一些问题进行了综合分析,有利于合理选用电抗器,从而保证电抗器及整个电容器组可靠、安全运行。
1 串联电抗器参数的选取
串联电抗器的参数选取必须根据电容器参数和系统谐波类型进行综合考虑,统一配置,以免因配置不当造成电容器容量亏损,或者放大谐波。
1.1 额定端电压UL
在电抗器和电容器串联回路中UC=XCI,UL=XLI,所以得出,式中,串联电抗器的感抗与电容器组的容抗之比(即)称为电抗率,用K表示,则UL=UCK,即:串联电抗器的额定端电压与串联电抗率、电容器的额定电压有关。
1.2 额定容量SL
根据,UL=UCK,得出。即:串联电抗器的额定容量等于电容器的额定容量乘以电抗率。
1.3 额定电流IL
串联电抗器的额定电流IL不应小于所连接的电容器组的额定电流IC,其允许过电流值不应小于电容器组的最大过电流值。因为电容器组一旦投入即满负荷运行,如选用的是铁心电抗器,因其铁心磁导率是非线性的,它随通过电抗器的电流的改变而改变,过电流时会使电抗值下降,从而使铁心产生很大的涡流损耗,造成电抗器温度升高。
1.4 电抗率K
合理地选择电抗率,必须首先了解该电容器组接入母线处的系统背景谐波情况,根据实测结果进行选择。串联电抗器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投入时的合闸涌流,调谐电抗器用来抑制谐波电流。电抗率的选取如下。
1.4.1 限制合闸涌流电抗器电抗率的选取
根据电容器装置设计标准要求,电容器组合闸时的涌流必须限制在额定电流的20倍之内,工程上单组电容器的合闸涌流可按公式计算,考虑电容器组电抗率的不同组合配置和投入情况,一般选取电抗率在0.1%～1%之间。具体选取时,可根据回路连线的长短而定,回路连线长可取较低的电抗率,回路连线短,则取较高电抗率。这种电抗器对5次谐波电流放大严重,对3次谐波有轻微放大。
1.4.2 抑制谐波电抗器电抗率K的选取
抑制电力谐波时,应先查明供电系统中的背景谐波含量,再合理确定电抗率。电抗率的配置应使电容器接入处综合谐波阻抗呈感性,以使谐波电流减小,从根本上消除产生谐振的可能。而如果在各次谐波下阻抗呈容性时,会引起谐波放大。
在工程中可按公式(n为谐波次数,确定电抗率K值,当系统背景谐波为5次及以上时,电抗率应大于4%,才能有效地抑制谐波电流,同时也满足限制合闸涌流对的要求,通常选取4.5%～6%的电抗器。
电抗率为6%的电抗器抑制5次谐波效果好,但有明显的放大3次谐波作用。它的谐振点(204Hz)远离5次谐波的频率(250Hz),裕量较大。如果抑制5次及以上谐波,同时又要兼顾减小对3次谐波的放大,可选电抗率为4.5%的电抗器,它对3次谐波放大轻微。但它的谐振点(235Hz)与5次谐波的频率间距较小。
当系统中背景谐波为3次及以上时,应配置电抗率为12%～13%的电抗器。
实际应用中选取电抗率时要考虑一定的裕度,但并不是越大越好,因为电抗值越大,电容器组的端电压升高越多,可能造成电容器过电压。
1.4.3 电抗器电抗率选取时的注意事项
1.4.31电容.组串联电抗器引起的电容嚣端电压升高
电容器组运行中承受的长期工频过电压,应计入因串联电抗器后引起的电容器运行电压升高,使电容器组实际承受的端电压不大于电容器额定电压的1.1倍,否则将造成电容器过热。串联电抗器后电容器组实际承受的端电压可按下式计算:
式中:UC为电容器端子运行电压,kV;US为人民服务并联电容器装置的母线电压,kV;S为电容器组每相的串联段数。
1.4.3.2分组电容器按各种容量组合运行时应避免引起谐振
根据电容器装置设计标准要求,电容器分组容量应根据加大单组容量、减少组数的原则确定。当分组电容器按各种容量组合运行时,不得发生谐振。谐振电容器容量,可按下式计算:
式中:QCX为发生n次谐波谐振的电容器容量,Mvar;Sd为并联电容器装置安装处的母线短路容量,MVA;n为谐波次数,即谐波频率与电网基波频率之比;K为电抗率。
多组电容器中,一般不允许同一母线上只有部分电容器串联电抗器,而另外一部分电容器不串联电抗器,如果必须这样做,则应校验有无发生并联谐振的可能。
2 电抗器的结构和特点
电抗器的结构形式主要有空心和铁心两种结构,具体有以下几种。
2.1 铁心电抗器
铁心电抗器分为干式铁心电抗器和油浸铁心电抗器。油浸式铁心电抗器较干式铁心电抗器体积大些,噪音较小,散热较好,安装方便,适用于户外使用。
2.2 干式空心电抗器
干式空心电抗器的主要优点是:线性度好,无噪声,过流能力强,具有很强的限制短路电流的能力。散热能力强,机械结构简单、坚固,户内、户外都可使用,基本上免维护。缺点是:损耗大,体积大,不适合装在柜中。
2.3 半心式电抗器
半心式电抗器的性能和外形基本介于铁心和空心电抗器之间,具有铁心电抗器和空心电抗器的优点。半心电抗器线圈直径比空心电抗器直径小20%,损耗低25%,线性度接近于直线,阻抗不随电流增加而减小,噪声低于50dB,适于柜内安装,是无功补偿比较好的串联电抗器。
2.4 干式半心磁屏蔽电抗器
优点是:无油,无噪音,体积小,线性度好,无漏磁,过流能力强,是以后发展的趋势。
3 电抗器的安装位置
高压电容器组一般采用星形接线,串联电抗器既可以装设在电容器组的电源侧,也可以在其中性点侧,其作用对限制合闸涌流和抑制谐波来说是一样的。当电抗器装设在电源侧时,因它承受短路电流的冲击,电抗器对地电压也高(相对于中性点侧),应当校验动稳定电流和热稳定电流。这种情况下不宜采用铁心电抗器,易引起铁心饱和。
当电抗器装设在中性点侧时,一般不受短路电流的冲击,对动、热稳定没有特殊要求,且电抗器承受的对地电压低,此时采用干式空心、铁心干式、铁心油浸式均可以。
4 结束语
高压并联电容器装置中串联电抗器的选择必须慎重,应先根据接入处的谐波背景选择好适当的电抗率,再根据电容器组的额定电压、额定容量及电抗器的电抗率选择电抗器的参数、结构形式,并确定其安装位置,一般选择装设在电容器组的中性点侧,如果装设在其电源侧,则应当校验其动稳定电流和热稳定电流。同时,要校验串联电抗器后引起的电容器端电压升高是否超过其允许值,还要避免发生谐振。只有科学、合理地选用电抗器,才能保证电抗器及整个电容器组可靠、安全运行。
摘要：介绍实际应用中电抗器参数选取、电抗器结构选型以及电抗器的安装位置问题，有利于合理选用电抗器，以保证电抗器及整个电容器组可靠、安全运行。
关键词：并联电容器,串联电抗器,电抗率
参考文献
一起电力并联电容器故障分析 篇6
关键词：电力,电容器,故障分析
并联电容器是用途最广、生产量最大、最基本的一种电力电容器。它用于电力设备和电力系统, 以补偿电压和提高功率因数[1]。电容器通常是由两块导电极板中间隔以绝缘材料组成, 运行中电容器容易发生熔丝熔断、爆裂、爆炸等事故。电容器发生击穿故障时, 会造成其串连回路上完好的电容器承受过高的电压, 若不配备完善的保护, 迅速切除电源, 将可能出现连锁反应, 更多的电容器发生击穿, 造成重大损失。熔丝是针对单台电容器的第一道保护。
1 故障情况
2009年6月22日某换流站一组500kV并联电容器投入运行1.7s后, 发生C相C1电容器不平衡保护1、2段告警, 3段动作跳闸, 后台监控工作站显示C相不平衡计数为9。保护装置录得跳闸瞬间C相电流如图1所示。
2 故障分析
2.1 保护动作分析
电容器组采用48串4并H型接线, 桥式差电流保护, 测量不平衡电流的电流互感器接在H型电路的中部, 该并联电容器保护配置如图2所示。
其中, C1电容器不平衡保护配置如表1。
查阅厂家技术资料得知, C1电容器不平衡保护4段 (短路保护) 是为了保证在C1电容器发生严重故障时快速切除故障, 其动作判据为|ΔIT2/IT3|>58.2%+0.1%。当C1电容器不平衡4段保护动作时, 直接将C1不平衡总计数器数值置为30, 并利用C1电容器不平衡3段出口回路进行跳闸。从图1电流波形分析, 本次故障中, ΔIT2=-14.7%-3%=-17.3%, |ΔIT2/IT3|=86.5%, 超出58.2%的定值, 因此C1电容器不平衡4段出口跳闸。但由于C1电容器不平衡4段与3段共用跳闸出口逻辑, 后台监控工作站仅报C1电容器不平衡3段动作。
根据后台监控工作站的界面设置, 以及保护装置与工作站的通讯数据所限, 监控工作站中显示的不平衡计数值为1位数, 即显示范围为0~9。故虽然本次C1电容器不平衡动作为4段动作, 不平衡计数值被直接置为30, 但监控工作站中显示最大数值9。
2.2 电容异常分析
该电容器组单台电容器额定电容为23.664μF, 每相电容器组额定电容为1.972μF。单台电容器内部元件按14并4串连接, 如图3所示。
跳闸后, 检修人员对单台电容器电容进行测量, 发现额定容量为23.6μF, 编号为1648的一台电容器电容值为31.7μF, 电容明显偏高, 而其他电容器电容正常。故障电容器额定电容23.6μF, 由于电容器内部结构为14并4串, 即4个串连段的总电容为23.6μF, 则单个串联段容量为:23.6μF×4=94.4μF。正常情况下内熔丝电容器有元件损坏的话电容会减小, 而当电容器内部元件损坏而内熔丝动作不正常时则相当于有一个串联段短路, 此时电容器的容量为:94.4μF÷3=31.5μF, 此计算值与实测值非常接近, 因此从计算值判断, 该电容器内部有一个串联段发生短路。
2.3 电容器解剖分析
去掉故障电容器上盖, 倒出电容器内部芯体, 测得各串联段容量如图4所示。
可见, 第1、2、3串联段电容正常, 第4串联段已短接。与前面分析一致。
对第4串进一步查找, 发现第4串第一个元件已击穿, 熔丝动作, 第二个元件也已击穿, 但熔丝未动作, 其余十二个元件正常, 总容量为82.1μF。
损坏的两个元件的照片如图5。
从击穿的两元件来看, 首先是第4串第1个元件击穿, 熔丝动作, 然后该元件损坏后产生的热量及冲击使相邻的第2个元件击穿, 不平衡电流保护动作。其发展过程推断如下:从第1个元件的击穿点来看, 由元件外表面向内击穿, 所以第1个元件的故障点原外表面存在相对绝缘薄弱点 (如该处薄膜材料上存有电弱点或混入微小杂质) , 电容器运行时, 在电场或外来的冲击电压作用下, 该处绝缘进一步变差。合闸瞬间, 在冲击作用下该元件击穿, 同时熔丝动作。而击穿点刚好位于残留的3股熔丝位置, 与熔丝导通, 整个串联段出现短路;同时击穿点处通过整台电容器的电流, 急剧发热, 从而使相邻元件烧穿, 烧穿时整串处于短路状态, 所以第2个元件熔丝没有动作。此时, 整个串联段由于烧穿的元件及其熔丝使整个串联段处于金属性短路状态, 保护动作。
3 建议进行的工作
换流站在换流器的整流或逆变过程中, 产生大量谐波, 在谐波的影响下, 并联电容器容易出现过负荷现象, 电容器的运行条件较普通变电站恶劣。运行经验表明, 虽然并联电容器及交流滤波器断路器分合经相位角监测装置控制, 可以有效地避免操作过电压对电容器的影响, 但是换流站还是常常发生电容器不平衡保护跳闸现象。电容器制造厂家应提级分析, 查出制造工艺上的薄弱环节, 提高电容器制造水平。
做好电容器的检测工作, 在年检或具备条件时, 加强电容器电容值监测, 及早更换存在异常的电容器, 确保电容器组无故障运行。
4 结语
检修人员对电容值偏高的电容器进行更换后, 该并联电容器试投成功, 并运行正常, 说明此次原因分析和故障定位准确, 正确地排除了故障点。
参考文献
低压并联电容器装置的选型 篇7
关键词：无功补偿,电容器,低压
电容器补偿分为集中补偿、分组补偿、就地补偿。目前, 变电所应用比较多的是集中补偿和就地补偿。一般小型设备的补偿, 采用在变压器低压侧装设电容补偿器的方式进行集中补偿;当电机功率大于1 250kW时, 就地设置补偿柜进行就地补偿。
在低压电气系统中, 尤其在电厂低压设备中存在大量的感性设备, 此部分设备在工作时会产生感性无功消耗。为了避免感性无功消耗传递到上端系统, 造成系统配置升高、资源浪费, 一般采用电容补偿器进行集中容性无功补偿, 补偿系统中的感性无功消耗。
云南金山永保水泥有限公司4 500t/d新型干法水泥熟料生产线余热发电工程, 配套一台容量为9 MW的纯凝式汽轮机、一台容量为9 MW的无刷励磁发电机。该文根据项目配置的主要辅机负荷, 进行无功补偿计算后, 对电容补偿器及补偿柜内的其他设备选型做详细的说明。
1 变压器低压侧无功功率补偿容量的计算
下面通过需要系数法, 确定有功功率、无功功率和视在功率。
首先介绍下需要系数, 需要系数Kx是用电设备组实际所需要功率与额定负载时所需要功率的比值, 用公式表示为
式中, Psb为用电设备组实际所需功率;Psn为用电设备组额定功率。
需要系数的确定是极为繁琐的过程, 既需要大量实际工作经验辅助, 也要综合考虑用电设备组的负荷状态、工作制 (连续、短时、重复短时工作) 和同类设备的同时工作几率等方面因素。实际工程中, 需要系数可通过相关技术手册查询, 其数值一般是工作经验中统计数据的平均值。
变压器低压侧负荷相关计算公式如下
式中, Kyt为有功同时系数;Kwt为无功同时系数;tgф为功率因数角正切值。
根据此余热发电工程相关设备的运行情况、主要负荷及公式 (1) , 求出相关各参数值, 列于表1。
2 电容器选型及电抗率的计算
根据ABB电容器规格, 选取与计算得到的补偿容性无功容量 (312kVar) 相近似的一档, 则选定补偿容性无功容量规格为300kVar。补偿分组数不宜太多, 以免切换太频繁而损坏接触器, 低压电容器连接方式采用为三角形或星型连接均可。另外, 由于辅机负荷中的变频设备较多, 根据相关软件的计算, 变频设备产生的5次及7次谐波占比较高, 应选择相应电抗率的电容器组进行滤波。
如果要滤除频率n次波, 那么应使XL-XC>0 (XL为感抗, XC为容抗) , 即nωL>1/ (nωC) (L为电感, C为电容, ω为角频率) , 转换后可得电抗率K=ωL/ (1/ωC) >1/n2 (n=5, 7) >1/25 (即高于4%) 。为了使电容电抗器组在谐波频率下保持感性, 以限制谐波电流对电容器的冲击, 一般取电容器电抗率为7%。
3 电容器额定电压的选择
电容器应能承受1.1倍的长期工频过电压, 接入电抗器后应计及电抗器引起的运行电压的升高。串联电容器后, 电容器的运行电压按下列公式计算
式中, Uc为电容器运行电压 (kV) ;Us为并联电容器的母线装置运行电压 (kV) ;S为电容器组每相的串联段数;K为电抗率。
根据以上公式, 结合制造厂给出的参数, 得出电容器的运行电压为480V (此部分参数可参见制造厂样本给出的数据) 。另外, 电容电抗器分组以各种组合方式投切时, 应避开系统的谐振容量。
4 熔断隔离开关、接触器及避雷器的选择
由于电容器合闸容易出现合闸涌流, 熔断器隔离开关的电流一般选用电容器额定电流的1.35倍以上, 并且每个分组回路配置一个熔断器进行保护。接触器选用电容器专用接触器, 其触头带阻尼电阻, 防止触头损坏。避雷器每相选用一个单相避雷器, 三个单相避雷器星型连接后接地。
5 电容补偿器及补偿柜内的相关设备选型实例
经过以上的分析和计算, 云南金山永保水泥有限公司4 500t/d新型干法水泥熟料生产线余热发电工程的电容补偿器及补偿柜内的相关设备配置, 见图1中AAN03柜内设备。
6 结语
电容器作为电力系统的重要设备, 对补偿系统无功功率、提高功率因数、降低电能损耗、提高电压质量和设备利用率、改善系统潮流分布, 具有重要的作用。只有合理地选择电容器, 才能使电力系统更加有效、稳定地运行。
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10kV并联电容器运行维护探讨 篇8
一般可以用串联电容器和并联电容器来划分电容器, 其在电力系统正常运行中, 发挥着十分重要的作用。在线路中串接串联电容器, 可以促使线路末端电压、线路输电能力和系统稳定性得到提高, 受电端电压波动得到降低, 系统潮流分布得到了极大改善。在系统母线上并联电容器, 则可以对系统的容性无功功率有效吸收, 将感性无功发给系统, 电压和功率损耗得到减少, 线路输电能力得到显著提升。电容器在长时间的运行中, 元件老化程度加深, 出现击穿现象, 进而导致设备故障问题的产生。
1 变电站10 k V电容器运行现状
笔者以某地区为例。近些年来, 在一定程度上升高了变电站运行的10 k V并联电容器故障率; 去年在变电一部管辖的50座110 k V及以上变电站的40 组10 k V并联电容器中, 发生的电容器故障达到了70 起。这些故障的发生, 较大程度上影响到变电站的正常运行。
2 10 k V并联电容器故障及原因
通常情况下, 由电击穿和热击穿两个方面的原因损坏到了并联电容器, 主要表现在有变形问题出现于本体鼓肚、熔断外熔丝或者内熔丝等。结合该变电站的具体情况, 主要有以下原因导致了电容器的损坏。
2. 1 谐波因素
在科学技术不断革新的今天, 供电系统开始广泛应用多样化非线性负荷的新型用电设备, 高次谐波对电网造成了十分巨大的危害。结合近些年来电容器故障率居高不下的问题, 测试了本地区50 座变电站10 k V母线谐波电压状况, 结果表明, 在总谐波中, 很大一个部分为三次谐波, 谐波电压含有率超标的变电站有20 个, 达到了变电站总数的30% , 因此, 谐波污染问题非常严重。从理论角度上来讲, 三次谐波属于零序分量, 它的关闭可以借助于变压器变低侧的三角形接线来完成, 以便避免影响到系统。因此, 在设计过程中, 为了对5 次及以上的谐波分量有效抑制, 在设计中, 将6% 电容器组应用了容抗量的串联电抗器; 但是调查研究表明, 电容器组安全运行受到威胁的主要谐波分量是并联电容器组的三次谐波。根据相关研究表明, 越大的谐波容量和次数, 电容器就会出现越严重的发热问题, 特别是电容器有较大的介损, 这个问题就更加严重。有谐波出现于电容器运行过程中, 绝缘介质的损耗和绝缘老化问题就会加速。
2. 2 保护造成的影响
调查表明, 在该地区的10 k V并联电容器组保护方面, 主要运用两种保护方式, 分别是继电保护和电容器内外熔丝保护。结合统计资料显示, 在近些年来的电容器故障中, 有2 /3以上的是外熔丝保护导致的10 k V并联电容器故障。目前, 很多10 k V并联电容器外熔丝有较多的缺陷存在于设计、厂家质量保证等方面, 这样就没有较好的开断性能, 电容器熔断器拒动、误动问题很容易发生, 甚至电容器组群爆炸也会出现, 这样就在较大程度上降低了外熔丝的可靠性, 威胁到电容器的安全运行。熔断器出现的问题主要有, 铜绞线和熔丝之间的压接头面积与运行电路要求不符; 有质量问题存在于熔断器内的消弧管中。在正常情况下, 熔断器动作, 会脱离尾线和树脂管, 有气体从消弧管内分解出来, 对电弧强力吹灭, 在自身弹力作用下, 拉长电弧, 迅速熄灭电弧。但是在高温影响下, 加速了消弧管的老化程度, 熔断器动作, 虽然有气体从电弧中分解出来, 但是消弧管内产生的气压达不到相关要求, 这样熔断熔断器后, 无法及时脱离铜绞线和树脂管。
3 10 k V并联电容器运行维护
3. 1 避免电容器受到谐波的不良影响
在日常运行维护中, 可以从以下方面有效解决谐波问题:对新建变电站电容器组的设计隐患有效消除; 在过去设计新站的过程中, 没有充分调查当地负荷的谐波情况, 通常将6% 电容器组容抗量的串联电抗器运用到无功补偿设计过程中, 三次谐波的影响遭到了忽略, 导致有故障频繁出现于投运之后。因此, 在设计新的电容器组之前, 工作人员需要仔细监测当地谐波情况, 结合监测结果, 采取针对性的对策。对用户方面的谐波源科学处理; 如果电容器频繁出现故障, 或者三次谐波比较严重, 就需要科学改造。为了对三次谐波有效地抑制, 在设计时, 需要按照12% 的标准来进行。
3. 2 电容器保护
研究发现, 继电保护基本上不会导致电容器故障的出现。很多电容器故障的发生, 都是电容器外熔丝保护导致的。因此, 针对这个问题, 就可以采取这些措施; 如今, 有较多的厂家生产10 k V并联电容器外熔丝, 有着差异化的产品质量, 系统运行的安全性和可靠性得不到保证, 那么, 就需要全面更换现阶段存在诸多运行问题的电容器外熔丝; 严格验收新增电容器, 结合实际要求来选择熔断器型号。结合运行要求, 科学选择安装位置和角度, 促使电容器外熔丝的质量得到保证。在设计新增电容器组时, 不将外熔丝纳入考虑范围。
3. 3 提高电容器质量
结合调查的故障情况, 全面更换出现质量问题的并联电容器。如今, 已经对大部分只有较低电阻的电容器组进行了更换。研究发现, 有效降低了电容器的故障率, 保证了10 k V无功补偿系统运行的稳定性和可靠性。
3. 4 对电容器运行温度严格控制
1) 要对电容器工作温度严格控制。根据相关要求, 电容器工作过程中内部介质温度需要控制在65℃ ~ 70℃之间, 否则热击穿或者鼓肚现象就很容易出现。为了对电容器工作温度有效的监视, 将50℃ ~ 60℃ 为熔点的温度蜡运用到电容器外壳, 在测温过程中, 运用红外线技术, 如果有电容器过热现象, 可以及时发现和解决。
2) 对电容器室的环境温度严格控制。如果电容器在高温环境下长期运行, 就会在较大程度上影响到其绝缘性能, 电容器的绝缘老化速度加快。因此, 在设计安装电容器时, 就需要按照10 mm的最低标准来控制单台电容器之间的间隙, 并且将通风装置科学设置于电容器室。无人值班变电站需要将温控自动驱动通风装置加装于室内, 如果温度达到了一定数值之后, 电容器室的通风装置就会自动启动, 以便保证电容器的安全运行。
3. 5 做好电容器组的日常维护工作
要做好电容器组的日常维护工作, 以便促使电容器组能够安全稳定的运行。借助于日常维护工作的开展, 可以将电容器运行过程中的缺陷及时找出来, 以便促使电容器故障率得到有效降低。
4 结语
在无功功率补偿装置中, 10 k V并联电容器是非常重要的一种, 有效支持了供电企业的稳定运行。但是在长期运行过程中, 因为多种因素的影响, 会有较多的故障出现, 电容器组运行的安全性和稳定性受到影响。因此, 工作人员就需要做好运行维护工作, 结合容易出现的故障, 采取针对性的维护措施, 促使电气容器运行的安全性和可靠性得到保证。
摘要：电力电容器运行过程中的故障会对整个电网无功系统运行的安全性和稳定性产生直接影响。因此, 需要做好电容器的运行维护工作, 降低故障发生率, 及时解决出现的各种故障, 保证电力系统的正常运行。简要分析了10 kV并联电容器运行维护。
关键词：10kV并联电容器,运行维护,无功系统
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