计算电抗（精选九篇）
计算电抗 篇1
空心电抗器电感仿真计算的原理
空心电抗器通常只有一个励磁线圈, 在交变电流通过时会产生一定的电压降, 线圈在阻止交流的情况下表现出电感的特性, 物理表达式如下式:
L为线圈的电感, 单位为亨 (H) 。
此时, 线圈中磁场能量物理表达式如下式:
W为磁场能, 单位为瓦 (W) , I为有效值电流, 单位为安培 (A) 。
基于此理论, Mag Net软件采用有限元分析的方法, 在3D时谐场求解器 (Time - Harmonic 3D) 中对3D线圈模型进行求解, 通过仿真能直接得出磁场能和磁链的值, 然后通过磁链法或者能量法计算出线圈的电感。
磁链法计算公式:为磁链, 单位为韦伯 (Werber) (1)
以上公式1 和2 中, 电流i均采用有效值进行计算, 两个公式计算的结果完全一致, 本文采用能量法公式2 计算空心电抗器的电感。
空心电抗器电感有限元仿真计算
空心电抗器线圈及空气包模型
Mag Net软件支持2D/3D模型文件的导入/ 导出操作, 类型包括Auto CAD, IGES, SAT, Inventor, Pro/E等文件格式, 也可以直接在软件中绘制线圈的实体模型。本文采用Inventor三维制图软件建立线圈实体模型, 然后将模型导入Mag Net软件中。
本仿真实例为某项目设计的干式浇注空心电抗器, 电感要求5 个抽头, 具体值为4m H, 3.8m H, 3.6m H, 3.4m H, 3.2m H, 电流为200A, 电感允许偏差为±10%. 此空心电抗器设计成圆形, 根据散热需要设置有两个通风气道, 具体模型见图1。为节省计算机计算资源, 此线圈仅建立了1/2 模型。另外需要建立一个空气包 (air box) 模型, 作为该仿真模型的边界条件。对于空心电抗器, 磁场发散范围较广, 一般空气包的尺寸尽量大一些, 至少为线圈尺寸的4 ~ 5 倍, 本例采用8 倍的线圈直径, 注意线圈1/2 模型的截面要与空气包模型的某个面重合。Mag Net仿真软件在设置空气包边界条件时, 对于局部1/2 或者1/4 等模型, 磁力线要么与空气包平面平行, 要么与空气包平面垂直。
模型的材料设置和网格设置
模型建立完成后, 设置线圈导体的材料和空气包的材料, 对于软件系统中没有的材料, 用户需要添加新材料, 然后将对应模型附上相应的材料属性。对于空气包模型, 系统中已经有现成的Air材料 (如图2, 空气包附上Air属性后, 实体模型变成了透明的立体框) 。
对于模型网格的大小, 要根据线圈尺寸的大小、仿真结果的符合性以及计算机仿真运行的经济性, 网格越小, 计算越精确, 仿真耗时越多。当不确定网格大小设置多少合适时, 可以采用先预设一个值, 如可以设置为30mm, 先仿真出一个结果, 再设置成25mm, 再仿真出一个结果, 与30mm网格的仿真结果进行对比, 然后慢慢将网格设置更小一些。本仿真实例对比10mm和5mm网格, 仿真结果基本一致, 但是5mm的仿真耗时却多了一倍以上, 则说明该例网格设置成10mm对结果基本无影响, 且比较经济。最终, 本例线圈模型的网格设置为10mm, 空气包的网格大小可以不设置, 网格设置完成后, 可以查看模型初始网格情况, 如图3。
设置线圈的参数和电流
Mag Net中可以将线圈的模型转化成多端子线圈 (Make Multi - Terminal Coil) , 然后可以对线圈设置匝数、导线截面和电压或电流激励等, 本例中模型可以看成三个独立的双端子线圈, 每个线圈设置相应的匝数、导线截面和激励电流。
因为此空心电抗器有5 个分接, 根据设计的导体绕制方式和匝数等, 可以改变不同分接情况下线圈的模型尺寸, 然后对应的设置匝数, 保证仿真模型的参数设置与实际设计的参数完全一致。对于分数匝, 也可以设置。
边界条件及仿真结果对比
对于此仿真实例, 空气包的模型相当于设置了外部边界条件, 空气包边界看成磁场无穷远处, 磁通量为0。所以模型参数设置完成后, 即可设置求解器及计算收敛方法, 此例采用线性材料类型, 连续迭代方法 (仅适用于3D) 进行计算, 牛顿公差设置成1%, CG公差设置0.01%, 然后选择3D时谐场求解器求解, 仿真完成后, 可以在结果里面查看磁场能量 (Time - averaged energy) , 通过前面介绍的能量法公式2 即可以算出线圈的电感, 注意此线圈模型建立的是一半模型, 磁场能量需要乘以2。
此电抗器设计时采用查曲线图表法计算, 通过工程计算得出的设计值与仿真值基本一致, 且与实测值较相符, 说明有限元仿真方法可以作为工程计算的校验, 甚至可以代替手工计算。
空心电抗器磁场分布图
通过仿真后的场图, 可以查看磁场分布情况, 以及位于线圈模型不同位置的磁感应强度大小、方向等。 另外根据磁场等位线图, 可以得出空心电抗器漏磁场分布的空间范围, 如确定其周围其他电抗器的最经济的空间布置, 另外如果需要安装保护外壳, 也可以得出合适的外壳尺寸, 对工程项目设计有较大的意义。
结束语
天威保变出口印度电抗器启运 篇2
今年8月底，天威保变一举中标印度斯特莱特公司输变电工程22台80MVar/765kV单相并联电抗器和1台125 MVar /420kV三相并联电抗器。这标志着中国自主品牌765kV并联电抗器成功走出国门打入印度市场。在竞标过程中，天威保变凭借并联电抗器的技术优势和良好信誉，先后击败多家国内外著名电气公司最终中标，囊括了这个项目所需的23台电抗器，再次彰显了天威并联电抗器的强劲竞争实力。
据悉，765千伏并联电抗器，是我国目前出口电压最高的电抗器，也是印度正在建设的电压等级最高的输变电工程产品。该批产品各项性能指标均达到国际领先水平，具有结构合理、局部放电量小、损耗小、噪声低、无局部过热等显著优点，确保了产品长期安全可靠运行。
计算电抗 篇3
关键词：无功补偿,谐波治理,电抗率,滤波
随着国民经济的快速发展和持续增长,电力建设取得了令人瞩目的成就,同时电力供应的严重不足已制约了国民经济发展的速度。利用无功功率补偿技术来挖掘现有电力资源潜力,是一种能够迅速见效的、切实可行的措施之一,同时也能够节约大量的电力能源。而各种新型电子设备/装置(主要是非线性负载)的安装使用,在大量消耗无功功率的同时还会产生大量的谐波,对公用电网造成了很大的污染。由于谐波的产生和存在,已对电网的安全运行及用电设备的安全带来很大的危害,而由于谐波原因造成的电力事故和经济损失也是有目共睹的。“谐波”这一电网的公害,现已引起相关部门越来越多的关注。
一般的用户选择滤波补偿型较为经济适用。常见电抗率有5.67%、7%、14%。本文通过建模分析补偿装置的电抗率对电网的影响,仿真计算比较各电抗率的滤波效果。
1 滤波补偿电路
若将负载功率因数从cosφ提高到φ2,需要补偿无功功率Q为:
式中,P为该负载有功功率。
补偿无功功率Q主要与补偿电容的电容值有关,当负载的有功功率,补偿前功率因数和目标功率因数确定下来时,需要补偿的无功功率就确定了,补偿电容值也确定了。选择合适电感值的滤波电抗器,对最大限度地吸收谐波电流,同时又能避免电流谐振现象的发生,对确保补偿装置的安全运用有重要意义。
下面为典型的滤波补偿电路,主要由变压器、传输线、补偿装置和负载组成(见图1)。
在实际中,变压器通常采用型等值电路,同时负载运行时,励磁电流相对较小,可以将励磁支路去掉,得到下面的等值电路图(见图2)。
电路中的相关参数如下:
ZT=RT+jXT,变压器短路阻抗;
ZL=Ri+jXT,传输线阻抗;
,补偿电容器的容抗;
XL=ωL,补偿支路串联滤波电抗的感抗;
将各阻抗合并,则
将等值电路图进一步化简
由化简等值电路图得到流入补偿电路的n次谐波电流值:
其绝对值Icn为:
类似,可求出流入电网的n次谐波电流绝对值:
在具体的电网环境下,变压器和电网结构参数均不变,即Xm和Rm均是定值。当补偿容量确定后XC与XL的差值也是定值,
补偿电路中的电阻RC相对于电抗值一般都很小,而且不同的补偿电路RC变化不大,对整个结果影响不大,所以补偿回路中的串联电抗器的感抗(或者电抗率)就基本决定了各次谐波电流在电网和补偿回路中如何分配,将具体参数代入上式,可求得流入电网的谐波电流绝对值的函数曲线:
流入电网中的n次谐波电压:
其绝对值:
同样可以求出流入电网的谐波电压绝对值的函数曲线:
该曲线与流入电网的谐波电流绝对值的函数曲线形状类似,只是纵坐标比例系数不一样。
补偿支路的能量损耗为:
2 实例仿真计算与分析
仿真条件:变压器10 00kV·A,短路压降UT=6.7%,XT=10.51mΩ,RT=2.102mΩ,传输线阻抗为0.0107Ω。
被投入的电抗率5.67%,7%和14%,250kvar滤波装置的参数如表2:
根据上述初始条件,得到流入电网的谐波电流绝对值的函数式(12),其中K为滤波幅度值。K=0,表示完全滤除谐波;K<1,表示部分滤除谐波;K>1,表示放大谐波,恶化谐波污染。
下面根据式(12)计算各种电抗率时对各次主流谐波的滤除情况如表2。
从表2可见,对于n≥5的各次谐波,各种电抗率的滤波补偿装置都可以滤除一定幅度的谐波,达到一定程度的滤波效果。但是对于n=3的三次谐波,不同电抗率的滤波补偿装置表现并不相同,5.67%和7%电抗率装置非但不能滤除三次谐波,相反使得三次谐波分别放大40%和59%,起到恶化三次谐波污染的作用,而14%电抗率装置则能够滤除33%三次谐波,达到削弱三次谐波的效果。
3 总结与结论
由上述分析可见,5.67%和7%电抗率的滤波补偿装置其谐振频率位于三次谐波与五次谐波之间,对于五次及以上谐波呈感性,能够滤除这些谐波,而对于三次谐波则呈容性,会放大三次谐波。14%电抗率对于三次及以上谐波均呈感性,能够滤除各次谐波。对于办公建筑、医院、学校、体育场馆等三次谐波较强的场合应选择14%电抗率产品。
三种电抗率的250kvar滤波补偿装置阻抗曲线如下(见图4):
参考文献
[1]林海雪,孙树勤.电力网中的谐波[M].北京:中国电力出版社,1998.
[2]靳龙章,丁毓山.电网无功补偿实用技术[M].北京:中国水利水电出版社,1997.
干式电抗器基础发热的预防措施分析 篇4
关键词：电抗器；基础发热；原因分析；预防措施
中图分类号：TM47 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0078-02
1 抗器基础发热现象
现有的变电站中，多数电抗器金属围栏基础设计均采用预埋槽钢作为其固定的基础，如图1所示，即将金属围栏焊接固定在预埋槽钢上；槽钢共设两处断口，分别单独接地；金属围栏只设一个断口，利用预埋槽钢接地，如图2所示。而且在多数变电站电抗器基础施工过程中，基础预埋钢板支撑钢筋、基础钢筋纵横交叉点、电抗器开环接地引下线均未采取保护措施，如图3所示。
阳江500 kV蝶岭站第三台主变扩建工程35 kV串联电抗器围栏基础的设计就如上所述一致，且施工过程中基础钢筋均未采取保护措施，如图4所示，工程投产当天，35 kV串联电抗器不锈钢围栏及电抗器基础均出现局部发热现象，经红外成像检测仪探测，围栏局部温度达到102.5 ℃，电抗器基础局部温度达到88.5 ℃，参照电流致热设备的过热缺陷判断依据，500 kV蝶岭站35 kV串联电抗器金属围栏及电抗器基础发热故障属于重要缺陷，短期内须尽快安排处理。
2 抗器基础发热的原因分析
经分析发现，由于电抗器的物理性质和特殊的结构形式决定电抗器运行时，在其周围产生了比较强烈的磁场，处于磁场范围内的闭合回路（由电抗器基础钢筋、预埋件、接地引线或是金属围栏等构成的能使电流通过的电路）将产生一定数值的环流，处于变化磁场内的导体也会产生涡流，从而引起电抗器设备基础及金属围栏的发热现象。所以，闭合回路是产生环流的必要原因。
如图2所示，由于预埋槽钢采用多条钢筋支撑固定，当混凝土浇筑时，支撑钢筋受挤压容易互相触碰，形成多条闭合回路：
{1}电抗器基础槽钢有两处接地，金属围栏通过槽钢接地与地网形成了一个大的闭合回路。
{2}金属围栏内部形成多条闭合回路。
{3}当电抗器带电后，在这多条闭合回路（如通过预埋槽钢与各支撑钢筋之间、预埋槽钢与金属围栏、金属围栏内部）中产生环流，从而导致电抗器基础及预埋槽钢发热，在热传导的作用下进而表现为外部接地线、混凝土地面甚至是金属围栏等的发热。
如图3所示，基础预埋钢板支撑钢筋在混凝土浇筑时受挤压容易与基础钢筋接触，形成多个闭合回路：
①电抗器基础钢筋纵横交叉形成多个闭合回路。
②电抗器开环接地引下线在浇筑时受挤压容易与基础钢筋接触而构成闭环回路。
③当电抗器带电运行时，在其周围产生强烈的磁场，从而在上述闭合回路产生涡流，预埋钢板及开环接地线在涡流及热传导的作用下出现发热现象。
3 抗器基础发热的预防措施
电抗器基础发热现象是因为环流、涡流经过热传导表现出来的。切断可能形成的闭合回路，是消除电抗器设备基础及金属围栏发热的关键。针对发热现象进行分析，主要有以下两种基础发热预防措施。
3.1 改进栏基础施工方法
将金属围栏基础设计为混凝土支柱基础，利用膨胀螺丝将金属围栏固定在混凝土支柱上，如图5所示，这样取消了预埋槽钢及相应的支撑钢筋，杜绝因预埋槽钢与各支撑钢筋之间、预埋槽钢与锈钢围栏产生闭合回路的可能性；金属围栏改为独立单点接地，消除了围栏与接地网形成闭合回路的可能性。虽然金属围栏内部还有部分闭合回路的存在，但金属电阻率较小，且围栏离电抗器较远，外部散热空间较大，因此发热现象并不明显。
将上述改进方法对阳江500 kV蝶岭站第三台主变扩建工程出现的电抗器发热故障问题进行整改处理，处理后用红外成像检测仪对电抗器金属围栏进行探测，发现围栏温度为30.5 ℃，在正常温差范围内，即消除了不锈钢围栏的发热缺陷。应用成功后，将此改进方法在±160 kV塑城换流站、500 kV东坡变电站等工程中推广应用，在项目施工前提前向设计单位提出改进意见，确认设计方案有效可行再进行施工。通过采用此改进方法，现已投产的变电站工程中均未出现金属围栏发热现象，实践证明，该措施有效可行。
3.2 接地及基础钢筋施工方法的改进
将电抗器基础预埋钢板的支撑钢筋利用膨胀螺栓进行固定，避免浇筑混凝土时挤压支撑钢筋而变形，从而影响预埋件的施工质量。使用大小适合的绝缘材料（如PVC管、塑料套管或热缩管）对支撑钢筋及开环接地引下线进行保护，使支撑钢筋及开环接地引下线与基础钢筋完全隔离，避免其相互构成闭环回路。基础钢筋矩形方阵交接处用绝缘材料相互隔开，避免基础钢筋构成闭环回路，如图6所示。
将此改进方法应用到新建的220 kV机遇变电站、500 kV东坡变电站、500 kV木棉变电站等工程中，现在所有工程已经顺利投产，电抗器投运过程中开环接地线及底板均未出现发热现象，温差都在合理的范围内，故此，改进措施有效可行。
4 结 语
电抗器基础及围栏发热，严重影响无功补偿设备的正常运行，同时对人身安全造成隐患。所以，对干式电抗器基础发热采取预防措施有必要性。本文通过分析电抗器基础产生发热的原因，进而提出相应的预防措施，希望同行们在干式电抗器基础设计、施工、验收等环节予以重视，特别注意基础接地的设计及施工过程中采取必要的保护措施，避免此类问题的发生。
参考文献：
[1] 陈功.干式电抗器围栏发热原因分析及处理[J].电力安全技术，2013，（2）.
计算电抗 篇5
电力系统中,超/特高压输电线路故障中超过90%为单相接地短路,而其中80%以上又为瞬时性故障[1]。因此,采用单相自动重合闸对于电力系统的安全稳定运行具有重要意义。但此方案在给电力系统带来巨大效益的同时,也存在着一些不容忽视的问题。无论是重合于永久性故障,还是在二次电弧尚未熄灭时盲目重合,都会给系统安全稳定运行带来巨大冲击,也会对电力设备造成严重危害。
同时,现代超/特高压大容量电力系统中,安装一定数量的并联电抗器是必不可少的。在高压长线路或电缆线路上装设并联电抗器主要是为了补偿线路正常运行时的分布电容;装设中性点小电抗主要是进行相间电容补偿,以抑制潜供电弧和避免谐振过电压[2]。电抗器的应用极大地改变了瞬时故障时输电线路的某些电气量特征,使得应用电容耦合电压进行故障识别的典型电压判据法[3,4]以及在此基础上提出的各种电压补偿判据法[5,6]和基于故障相恢复电压的幅值相位[7]等的判据失效。此外,二次电弧的快速熄灭,使得基于电弧特性[8]的判据也不再适用。
为了解决上述问题,本文首先明确了最佳中性点小电抗器的选择,并应用ATP/EMTP软件建立了带中性点电抗器的500 k V输电线路瞬时性故障模型,仿真研究了中性点小电抗器对熄弧时间、潜供电流及恢复电压的影响。通过对仿真结果进行分析,明确中性点小电抗器对单相自适应重合闸存在的影响,从而为进一步改善超高压输电线路单相自适应重合闸性能提供理论支撑。
1 最佳中性点电抗器的选择
为了提高重合闸的成功率,国内外相关文献中提供了多种方案以加速电弧的熄灭,其中最普遍的方法就是在有并补的线路上加装中性点电抗器[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16]。通过中性点电抗器的最优选择,可以达到抑制电弧电流和加速熄弧的目的。尽管这种方案多用于换位导线,但是由于并补及中性点电抗器常安装有断路器,可以灵活投入和退出运行,因此越来越多的无换位输电线路也引入了这种方法[17]。
图1为单端带并联电抗器线路的等效电路。为方便分析,将并联电抗器和中性点电抗器转换为分别对相间电容Cm和对地电容C0补偿的Lm和L0。转换之后,瞬时性故障消失后重合闸之前故障相(假设A相为故障相)的等效电路如图2所示。
图中各参数可通过式(1)—(4)求得:
其中,L为三相并补电感;Ln为中性点小电抗器;F为补偿度;C1、C0为线路正序电容、零序电容;Lm为等效互感;L0为等效对地电感。
分析图2可知,当Ln的取值使得Lm/2与2 Cm形成并联谐振时,电路中无电流,电容耦合电压UA为零,最有利于抑制电弧电流和快速熄弧。若中性点小电抗值按照相间电容全补偿的原则设计,则有:
由式(1)—(5)可求得最佳中性点电抗器取值为:
目前运行的带并联电抗器线路通常为欠补偿方式运行,电压等级为330~500 k V、750~1150 k V的输电线路,其并联补偿度F一般分别为60%~80%和90%~100%[3]。同时,根据两端带并联电抗器线路目前的实际运行情况可知:
a.为了避免串联谐振过电压,中性点小电抗并没有按全补偿相间电容原则来选择,相间阻抗通常呈容性;
b.在西北330 k V运行系统中,没有装设中性点小电抗;
c.目前的实际运行系统中,中性点小电抗值一般按并联电抗器电抗值的1/3来选取[2]。
2 瞬时性故障的电弧模型
瞬时性故障发生后,故障电弧根据电弧电流的大小分为2个阶段。一次电弧从故障开始持续到线路两端断路器跳闸,二次电弧从一次电弧结束一直持续到故障电弧彻底熄灭,它主要由电容耦合电压以及与非故障相的互感电压来维持[10]。
2.1 一次电弧模型
一次电弧阶段线路两端断路器并未跳开,电弧由电源能量维持,因此电流较大。当故障点流过一个如此大的电流时,弧柱不会明显延长,却有一个比较大的横截面,因此一次电弧受风速等外界条件影响很小。一系列试验和研究表明,一次电弧的动态特性可以大致表示为[11]:
其中,gp为一次电弧时变电导;τp为一次电弧时间常数;Gp为一次电弧稳态电导。τp、Gp可分别由式(8)、(9)求得:
其中,α近似等于2.85×105;Ip为一次电流峰值;i为电弧电流;Up为单位长度电弧电压;lp为一次电弧长度。
2.2 二次电弧模型
因为二次电弧是由电容耦合电压及互感电压来维持,因此,相对于一次电弧电流,二次电弧电流与电弧的横截面积都要小很多。同时,二次电弧受外界因素影响较大,如大气环境、磁场力等都会引起二次电弧的非线性变化。二次电弧要经过燃烧、熄灭、重燃、熄灭的反复过程,直到电弧电压不再大于电弧重燃电压后,二次电弧才算是真正意义上的熄灭。虽然二次电弧过程十分复杂,但大量试验分析表明,二次电弧可以表示为:
其中,gs为随时间变化的二次电弧电导;Gs为二次电弧稳态电导;τs为时间常数;Ls为电弧长度;Is为二次电弧的电流峰值;β为比例系数;Us为二次电弧单位长度的电弧电压,单位为V/cm;tr为二次电弧产生的时间;i为电弧电流的绝对值。
此外,二次电弧还有另一个重要特性———重燃特性,随着时间的推移,电弧重燃电压上升,当电弧电压不再大于重燃电压时,电弧才完全熄灭。
3 中性点电抗器对瞬时性故障特征的影响
本文应用ATP/EMTP对500 k V输电线路瞬时性故障进行仿真,考虑输电线路进行导线换位和不换位2种情况,瞬时性故障仿真模型如图3所示。
一、二次电弧模型利用MODELS模块编程实现,电弧电阻通过控制TYPE 91型时变电阻实现。在二次电弧模型中,计算了重燃电压,并将电弧电压与重燃电压作对比,控制TYPE 13型开关的状态,以模拟二次电弧的熄灭和重燃。当电弧电流过零且电弧电压小于重燃电压时,开关断开,电弧熄灭;否则,开关闭合,二次电弧处于燃烧状态。一、二次电弧时变电阻值分别如图4、图5所示。
对比图4、图5可见,一次电弧阶段电弧电阻基本保持一很小的值,因此这一阶段与线路经一小电阻接地时的故障特性相似;而二次电弧阶段电弧电阻随着弧柱的拉长迅速增大,加快了电弧的熄灭。
模型中,线路总长140 km,采用导线换位的方式,线路单位长度的零序、正序充电电容C0、C1分别为0.008 3μF/km和0.011 1μF/km。根据式(6),三相并补的补偿度F与中性点电抗器关系曲线见图6。
设0.1 s时,A相在距离左端母线5 km处短路接地,0.2 s时A相线路两端断路器跳闸。当线路不装设并联电抗器和中性点小电抗器时,潜供电流如图7所示。
线路左端装设并联电抗器,补偿度为F=0.7,则由式(6)可求得最佳中性点电抗器应为1750 m H,此时,潜供电流如图8所示。
对比图8和图9可见,在未安装并联电抗器时,潜供电流大约在0.45 s时下降为0,电弧熄灭;而装设并补并配置最佳中性点小电抗器后,由于其对相间电容进行了近似全补偿,在经过大约0.05 s的短暂的暂态过程之后,潜供电弧迅速熄灭。这表明,安装中性点小电抗器对降低二次电弧电流幅值、加速二次电弧熄灭有明显的作用。
当三相并补补偿度F恒为0.7,Ln在0~3000 m H区间内选择不同的电抗值时,在ATP/EMTP中进行仿真,可得潜供电弧熄弧时刻与中性点小电抗器取值关系曲线如图9所示。
可见,当中性点小电抗器的电感值选为按式(6)求出的最佳中性点小电抗器1750 m H时,电弧熄灭时刻最早,而与这一值相差愈大,熄弧时间越长。
中性点小电抗器对潜供电流峰值及恢复电压峰值的影响如图10所示。由图可知,与中性点电抗器对熄弧时间的影响相似,当选择最佳中性点电抗器时,恢复电压和潜供电流最小,而与最佳中性点小电抗器的值相差越大,恢复电压和潜供电流也就越大。
分析图9和图10中图形可以看到,采用最佳中性点小电抗器对抑制潜供电流、降低恢复电压、加速熄弧最为有效,但是需要注意到由于此时对相间电容近似全补偿,极易发生串联谐振而引起谐振过电压。
同时可以看到,以最佳中性点电抗器1750 m H为界,左边为对相间电容进行过补偿状态,相间电容呈感性;右边为欠补偿状态,相间电容仍呈容性。过补偿状态时,熄弧时刻、潜供电流、恢复电压变化较快,曲线斜率较大;相反,欠补偿状态下3条曲线变化较为平缓。由此可以推断,即使不选择最佳中性点电抗器,而采用欠补偿形式,仍能有效抑制潜供电流、降低恢复电压及加速熄弧。因此,在目前实际系统中的中性点电抗器选取为1/3三相并补的3000 m H时,也可以达到不错的灭弧效果。
需要说明的是,前面所有推导、计算及仿真均采用了经过导线换位的输电线路模型,计算所得的最佳中性点电抗器也是基于导线换位的情况。而当三相输电线路不采用导线换位时,三相参数不对称,熄弧时刻随中性点电抗器的变化曲线如图11所示。
可见,无论输电线路是否采取导线换位的方式,总是在中性点电抗器选择在按导线三相参数对称计算得到的最佳中性点电抗值1750 m H附近时,最有利于电弧的快速熄灭。
将导线有换位及无换位情况下,中性点小电抗器的选择对熄弧时间的影响作用作对比,如图12所示。
从图12可以看到,采用按三相参数对称时计算得到的最佳中性点电抗器的情况下,进行过导线换位的线路比未进行导线换位的线路熄弧时间缩短了大约0.6 s。这是因为,未经过导线换位的输电线路三相排列不对称,相间及相对地参数不同,这将引起电力系统电流和电压的不平衡,且由于相间电容不对称,Ln很难取值以达到完全补偿的目的。从图中可以看到,按三相参数对称计算得到的中性点小电抗器,在三相未换位时并未加速电弧的熄灭。而三相导线换位之后,输电线路不平衡度降低,计算得到的中性点小电抗器能对相间电容进行有效补偿,从而达到快速熄弧的目的。
4 中性点电抗器对单相自适应重合闸应用的影响分析
4.1 对基于电压幅值判据的影响
由前面分析可知:瞬时性故障时,故障相恢复电压工频分量由电容耦合电压及互感电压组成;金属接地短路时,断开相电压由互感电压决定;经过渡电阻接地时,断开相两端电压中电容耦合分量不为零,互感电压的幅值和相位也会随着过渡电阻的变化而变化。
因此,传统单相自适应重合闸的判别原理是保证在永久性故障时不重合,考虑最严重的条件,电压继电器的整定值应整定为:
其中,kk=1.1~1.2;UxL为最大负载条件下两相运行时的感应电压。
因此,当测量到的电压大于或等于UD z时,则判定为瞬时性故障,允许自动重合闸动作。
但是,由于并联电抗器和中性点电抗器的补偿作用,使得瞬时性故障情况下的电容耦合电压降低,从而降低了恢复电压幅值,且随着并补对相间电容补偿度接近于1,使得电容耦合电压接近于0,故障相恢复电压完全由互感电压决定,从而不再明显大于金属性接地故障时的恢复电压;另外,线路经过渡电阻接地时,电容耦合分量不为零,因此其恢复电压与瞬时性故障时的大小关系随故障位置及过渡电阻的大小不同而具有不确定性。可见,这种情况下,传统的基于故障相电压幅值判据的单相自适应重合闸失效。
为对上述理论进行验证,特应用ATP/EMTP软件进行了输电线路末端发生瞬时性故障、金属性接地故障、经过渡电阻接地故障的仿真,其中性点电抗器按照最佳值来选择时,线路首端恢复电压频谱分析如图13—15所示。
可见,当按照最佳中性点电抗器配置时,3种故障情况下的电压近乎相等,瞬时性故障时甚至会略低于永久性故障,因此,电压幅值判据失效。
4.2 对基于线路首端电压畸变判据的影响
由二次电弧的重燃特征可知:发生瞬时性故障时,线路两端断路器跳闸后电弧并不会完全熄灭,而是要经历重燃-熄灭-重燃-熄灭的反复过程,直至电流过零且电弧电压不再大于重燃电压时电弧才算完全熄灭。二次电弧的熄灭和重燃会造成线路首端电压的畸变,而永久性故障却不存在这种现象。
但是,前面分析中提到,当装设并补时,电抗器的补偿作用减小了二次电弧电流,加速了电弧的熄灭。按最佳中性点小电抗器配置时,瞬时性故障时二次电弧很快熄灭而进入恢复电压阶段,因此首端电压不会出现明显畸变状态,如图16—18所示。
可见,当并补对相间电容补偿度较高时,首端电压畸变并不明显,甚至当配置最佳中性点小电抗器时,首端电压迅速进入拍频阶段。因此,基于电压畸变的单相自适应重合闸判据将失效。
此外,基于参数识别及利用恢复电压阶段拍频特性的判据不会受到并补补偿情况的影响,可以在瞬时性故障消失之后快速识别故障性质,具有较高的可靠性,但因为判据适用于恢复电压阶段,因此难免会受到熄弧时间的制约。
5 结论
本文根据单端带并补的输电线路模型,推导了最佳中性点电抗器的取值,建立了线路瞬时性故障时的一、二次电弧模型,并在ATP/EMTP中进行了500 k V输电线路瞬时性故障的仿真,明确了不同中性点电抗器的选择对熄弧时间、潜供电流、恢复电压的影响。随后,根据仿真分析发现了传统基于电压幅值、电压畸变的单相自适应重合闸判据的不足。提出了自适应重合闸判据应适应线路导线有无换位、有无并补、有无中性点电抗器、中性点电抗器如何取值等具体情况,从而达到在瞬时故障时,断路器在最佳时间快速重合,永久性故障时不重合的目的,为改善单相自适应重合闸系统提供理论依据,从而最大限度保障电网的安全稳定运行。
摘要：根据单端带并补的输电线路模型,推导了最佳中性点电抗器的取值,以达到对相间电容进行完全补偿并在瞬时性故障时快速熄弧的目的。同时,建立了线路瞬时性故障时的一、二次电弧模型,并在ATP/EMTP中进行了500 kV输电线路瞬时性故障的仿真,仿真包括了输电线路进行导线换位和不换位2种情况,明确了不同中性点电抗器的选择对熄弧时间、潜供电流、恢复电压的影响。由仿真分析发现了传统基于电压幅值、电压畸变的单相自适应重合闸判据的不足。指出自适应重合闸判据应适应线路导线有无换位、有无并补、有无中性点电抗器及中性点电抗器取值大小等情况,从而达到在瞬时性故障时断路器在最佳时间快速重合、永久性故障时不重合的目的。
干式空心电抗器改进措施分析 篇6
近几年冬季,在我国东北地区,66 k V干式空心并联电抗器极易出现故障,据初步统计2013年底至2014年初,东北三省已有10余台66 k V并联电抗器发生故障。国内电抗器制造厂和电力科研单位研究分析发现 :东北地区66 k V电抗器事故具有共同的特点,即表面放电引发闪络且表面放电多集中在风道表面污秽及裂纹区域,是典型的污湿放电。在电抗器污湿放电领域,20世纪90年代国内多家单位已进行了大量研究,并取得显著成果,普遍认为:涂覆硅橡胶防污闪涂料是解决放电的最佳手段。
如果将现有的66 k V干式空心并联电抗器内部风道也涂覆防污闪涂料,必将有效避免放电,提高运行的安全可靠性。虽然防污闪涂料具有良好的附着性能,但是,现有电抗器风道已吸附了大量污秽, 涂层是否还能牢固地附着,此外,涂层是否会大幅提高现有电抗器的温升。这些未知因素将直接决定能否对现有干式空心并联电抗器采取改进措施。从电抗器风道涂覆的效果、涂层附着可靠性及涂层对 电抗器温升的影响方面,分析了干式空心电抗器风道喷涂防污闪涂料的可行性。
1 电抗器风道涂覆实施分析
1.1 风道涂覆要求
前期已解剖的大量66 k V故障电抗器发现 :电抗器风道放电主要集中在污秽集中区和裂纹区。风道表面鸟屎处放电和撑条与包封接触处裂纹放电。因此,若想避免电抗器内部风道放电,防污涂层必须有效地覆盖风道环氧包封、撑条的表面以及包封与撑条接触的拐角处,特别是拐角处不易喷涂。
1.2 风道喷涂试验
由于电抗器风道窄长,常规喷涂方法仅能在电抗器端环部位形成涂层,而绝大部分风道表面没有任何防护处理。为此研制了风道专用喷涂设备和特殊的喷嘴结构,实现了风道喷涂。最后发现专用设备喷涂的效果较优良,防污涂层能够全部覆盖风道各表面,满足防污湿爬电的要求。
2 风道涂层影响分析
防污闪涂层牢固地粘附于风道表面是其发挥作用的关键因素,如果涂层脱落,不但不能防止放电, 还会因脱落的涂层堵塞风道,导致局部温度升高, 加速绝缘老化,而更容易引发事故。因此,分析风道喷涂防污涂层的可行性应首先考虑涂层在风道上的附着性能 ;其次再考察涂层对电抗器温升的影响程度。
2.1 附着力试验
运行过的电抗器 ( 旧产品 ) 风道表面会吸附大量灰尘,而目前的手段也仅能对风道进行简单处理, 这将影响防污涂层的附着性能。下面分别用标准环氧试片、截取旧产品包封制作的试片进行试验。
用酒精擦拭清洁环氧板样片 ( 标准试样,模拟新产品风道 ),晾干后,喷涂防污闪涂料,制作试样,用划圈法判断附着性能。从旧产品截取 (100×80)mm风道包封,用风机吹掉表面浮尘 ( 不清洗 ), 直接喷涂涂层,制成试样 ( 污染试样 )。因污染试样的表面状态、厚度不符合划圈法试验规定,而用划格法判断附着性能。
标准、污染试样上防污闪涂层的附着力试验结果表明,无论洁净或有污秽的风道表面,涂层都具有良好的附着性能。
2.2 温度变化对附着性能的影响
电抗器的运行条件要求防污涂层必须能经受温度剧变而不影响附着性能。用温变循环试验来模拟温度变化对涂层附着的影响。试样取自解剖的电抗器包封,循环制度及试验结果见表1。循环试验表明 :防污闪涂层具有良好的耐温变性能。可以认为电抗器的温升、环境温度的变化对涂层的附着性能基本无影响。
2.3 涂覆对温升影响
电抗器风道涂覆防污闪涂料后,包封绝缘厚度增加,这必然改变电抗器的传热系数,影响电抗器温升。如果涂覆后,大幅增加电抗器温升,近而影响到产品的使用寿命,此时风道涂覆防污闪涂料的可行性须结合电抗器温升指标重新评价。
利用20 000 kvar/66 k V并联电抗器进行涂覆前、后的温升对比试验,详细数据见表2。
K
表2温升数据表明 :风道喷涂防污闪涂料后, 电抗器的平均及热点温升都略有下降。这可能是因为喷涂后,电抗器风道表面的整洁程度增加,有利于空气流动,提高了对流散热能力 ;另外也可能与测试误差有关。但总体上,可以判定风道涂覆防污闪涂层对电抗器的温升影响不大。
3 结语
试验分析表明 :专用设备可以实现对电抗器风道喷涂防污闪涂料,且涂覆效果优良 ;风道涂层的附着性能较好,涂层对电抗器温升影响程度较低。因此电抗器风道喷涂防污闪涂料是可行的。
电抗器的运行维护及检修 篇7
电抗在电路中是用于限流、稳流、无功补偿及移相等的一种电感元件。从用途上可分为两种：一是限制系统的短路电流，通常装在出线端或母线间，使得在短路故障时，故障电流不致于过大，并能使母线电压维持在一定的水平，用于限制短路电流的电抗器称为限流电抗器；二是补偿系统的电容电流，在330kV及以上的超高压输电系统中应用，补偿输电线路的电容电流，防止线端电压升高，从而使线路的传输能力和输电线的效率都能提高，并使系统的内部过电压有所降低，用于补偿电容电流的电抗器称为补偿（或并联）电抗器。另外，在并联电容器的回路通常串联电抗器，它的作用是降低电容器投切过程中的涌流倍数和抑制电容器支路的高次谐波。同时还可以降低操作过电压，在某些情况下，还能限制故障电流。
电抗器的结构可分为三大类，分别是：空心电抗器、带气隙的铁心电抗器和铁心电抗器。
1.1 空心电抗器
这种电抗器只有绕组但无铁心，实际上就是一个空心的电感线圈，磁路磁导小、电感值也小，且不存在磁饱和现象，它的电抗值在绕组匝数、形状以及频率不变的情况下，始终是一个常数，不随其中通过电流的大小而改变。如限制电力系统短路电流的电抗器（包括分裂电抗器）、高压输电线路载波回路用的阻波器等就属于这种结构。
1.2 带气隙的铁心电抗器
其磁路是一个带气隙的铁心，带气隙的铁心柱外面套有绕组。由于磁路中具有部分铁心，导磁性能较好，所以电抗值比空心电抗器大，但超过一定电流后，由于铁心饱和，电抗值逐渐减小。在容量相同时，其体积比空心电抗器小。常用的消弧线圈、补偿线路电容电流的并联电抗器、大型电机降压启动用的电抗器、整流电路用的平整波纹电抗器与电炉变压器匹配用的电抗器等，均属于这种结构。
1.3 铁心电抗器
其磁路为一闭合铁心，由于铁心具有高的磁导率，电抗器的电抗值很大，在容量相同的情况下，其体积最小。但因铁心的磁导率是随着线圈通过的电流大小而变化，尤其是当电流较大而使铁心达到饱和时，电抗器的电抗值减小的很多，这种电抗值随电流变化的性质对使用者带来一定的不方便。一般形联结的整流电路中用的平衡电抗器、调压和调节功率用的饱和电抗器、动圈式谐振电抗器等均采用这种铁心结构。
2 限流电抗器的种类及特点
2.1 混凝土柱式电抗器
电压在20kV及以下，电流为150-3000A的电抗器常作空心混凝土结构，线圈绕组绕好后，用混凝土浇注成一个牢固的整体。这种结构制造简单、成本低，运行可靠、维护方便，属于户内装置，一般都作成单相。组成三相时，有三种排列方式，即三个单相自下而上重叠垂直排列；两相重叠，一相并列；三相并列水平排列。为了减小相间绝缘的支持瓷瓶承受的拉伸力，在三相重叠的排列时，中间相电抗器的绕组应与上下两相绕组的绕向相反；在两相重叠一相并列的情况时，相重叠的两相电抗器绕组的绕向要相反。
对400A以上的电抗器，其线圈均用两根以上的电缆并列绕制。为使并绕电缆的电流分配均匀，各并联电缆绕制时，要进行换位。
2.2 分裂电抗器
带有中间抽头的混凝土电抗器称为分裂电抗器。分裂电抗器在使用时，中间端子接电源，首末两端接负载。正常工作时，分裂电抗器的臂（即两支路）电流方向相反，而两臂线圈绕向又相同，因此两臂产生的磁通是相互削弱的，这样使得电抗器两臂的有效电抗值很小。另一臂的电流比起短路臂的电流来说仍然很小，所产生的互感磁通对短路臂的影响可以忽略，因此短路臂的有效电抗很大，起着显著的截流作用。
2.3 油浸式限流电抗器
油浸式电抗器多用于户外35kV电压等级，由于电抗器处在铁制的油箱内，漏磁通会在箱壁上造成损耗和发热，为了减小箱壁损耗和发热，在箱壁内装有磁分路或磁屏蔽。
3 并联电抗器的种类及特点
充油电抗器的外形与变压器相似，但内部结构不同。变压器的绕组有一次绕组和二次绕组，铁心磁路中没有气隙，而电抗器只是一个磁路带气隙的电感线圈。由于系统运行的需要，要求电抗器的电抗值在一定范围内恒定，即电压与电流关系是线性的，所以，并联电抗器磁路中必须带有气隙。
并联电抗器按铁心的结构可分为两种，即壳式电抗器和心式电抗器。
3.1 壳式电抗器
壳式电抗器线圈中的主磁通是空心的，不放置导磁介质，也就是线圈内无铁心，在线圈外部装有用硅钢片叠成的框架（铁轭）以引导主磁通。一般壳式电抗器磁通密度较低，为1.5～1.6倍的额定电压，饱和后的动态电感仍为饱和前的60%以上。
壳式电抗器由于没有主铁心，电磁力小，相应的噪声和振动比较小，而且加工方便，冷却条件好，由于铁轭屏蔽了线圈，外部漏磁通小，油箱和其他金属构件中的附加损耗小。但壳式结构线圈内无铁心，磁通密度低，要达到一定的电抗值，则要比心式匝数多，这样，增加了铜的用量，铜、铁损耗也增加，有效材料也要增加。另外，壳式电抗器的线圈通过磁通的辐向分量较大，所以线圈中的附加损耗往往达到线圈电阻损耗的75%～100%，大于心式电抗器。
3.2 心式电抗器
心式电抗器具有带多个气隙的铁心，外套线圈。气隙一般由不导磁的砚石组成。由于其铁心磁通密度高，因此材料消耗少，结构紧凑，自振频率高，存在低频共振的可能性较少。心式结构通常在1.2～1.3的额定电压才能出现饱和。主要缺点是加工复杂，技术要求高，振动和噪声较大。
目前我国制造的高电压大容量并联电抗器只采用心式结构。
并联电抗器可按需要作成单相或三相结构。三相电抗器可以节省材料，附属设备简单，价格便宜，但三相三柱式电抗器的磁路结构有明显的问题。由于三相电抗器的磁路连在一起，互相影响，当三相输电线路非全相运行时，有可能因相间耦合带来谐振和过电压等不良后果。另外采用单相重合闸时，在单相断开后另外两相产生的磁通将通过断开相的铁心，在断开相的绕组感应出一个电压，该电压将使故障相的潜供电流增大，不利于熄弧。500kV及以上电压等级的并联电抗器，由于相间绝缘问题及热量较大，所以大多数采用单相结构。
由于并联电抗器的铁心有气隙，气隙对磁通通过的阻力比铁心大得多，所以磁力线通过硅钢片进入气隙时，存在着明显的气隙边缘磁通扩散现象（即漏磁）。电抗器磁场有如下规律： (1) 在铁轭框架范围内与铁轭平行的空间，由于铁轭框架的存在，漏磁少； (2) 在垂直于铁轭框架空间，两侧铁心不能吸收这部分漏磁，漏磁多。由于并联电抗器内存在着大量空间漏磁，当它穿过金属件时会产生涡流，涡流的热效应会使金属件升温，为了降低漏磁的危害，可在电抗器外壳内壁采取磁屏蔽。
并联电抗器外壳可分为钟罩式和平顶式。钟罩式电抗器的外壳与底部用螺栓连接，现场检修时只需拆除底部螺栓，吊起钟罩即可。平顶式外壳多半采用全部焊成密封结构，密封性能较好，但现场检修时必须割开焊缝，施工较困难。
电抗器的冷却方式为油浸式，免去了油泵附属设备，运行维护比较方便和简单，在变电站失去所用电时也不影响并联电抗器的运行，超高压并联电抗器的外壳及散热片均能承受全真空。为了保证并联电抗器的安全运行，并联电抗器宜采用胶囊或隔膜式储油柜，还应装设压力释放阀、温度测量系统、油位指示器，气体继电器及其他保护装置。
4 电抗器运行注意事项
4.1 电抗器在安装运行前应认真查看并合理安装
电抗器在运行前应对其外表认真查看，检查电抗器在吊装时绕组引出线是否被碰伤，电抗器外表是否有撞伤。然后根据按照规程进行试验并按照制造厂的安装图样进行安装。电抗器在安装时确保连接螺栓全部拧紧；在绝缘子与支座板之间垫上橡胶垫，使每只绝缘子受力均匀。在电抗器底座与水泥基础连接方式上，建议采用槽钢与基础预埋钢板焊接的方法。
电抗器现场安装后。要加设防护金属围栏和接地线。切勿将围栏闭合。一定要在适当处将其断开；连接接地线时，不要将接地线在电抗器的下方形成闭合回路。
4.2 对室内运行的电抗器要经常检查室内环境温度
电抗器运行时，其产生的热量要及时散发。电抗器安装在室内时，运行检测人员要经常观察电抗器室的运行环境温度。避免因散热不好造成环境温度过高的现象，必要时应在电抗器室内安装温度报警器，以便室内通风不良造成温度过高时及时发出告警。
4.3 电抗器运行噪声
干式空心电抗器由于其自身的结构特点，运行中的噪声很小，一般为50dB左右。如果在运行过程中发觉电抗器噪声出现增大现象，一般是由以下原因造成的。
(1）安装时未将螺栓全部拧紧。
(2）电抗器通风道中掉进了金属物，如螺栓、螺母、导线等。
(3）由于电抗器接线端部位的磁场较强，当采用电缆连接时，电缆头插入接线端后未压紧，造成松散导线在强磁场下产生振动。
4.4 定期清理电抗器表面
应定期对电抗器表面进行清理，清理方法可采用擦拭、高压气吹或在晴天时用适当压力的水枪先进冲洗。注意：如果电抗器表面涂的是RTV涂料，清理方法最好在晴天时用适当压力的散射式水枪进行冲洗，这样不会破坏RTV涂料表面的憎水性。
4.5 电抗器进行电磁兼容
某些高压补偿装置中的空心电抗器，对变电所中其他设备（如计算机）有电磁干扰超出净磁区。为了减少电磁干扰，可采用增加屏蔽钢板的厚度和增加屏蔽层两种办法。采用多层屏蔽的效果比增加钢板厚度要好。多层屏蔽的屏蔽层之间并不是彼此直接接触，而是隔有一定的空间。这个空间可以是空气，也可以是任何介质材料。
5 电抗器的故障处理及维护
电抗器出现下列故障时要及时进行维护处理。
5.1 电抗器局部发热
若发现电抗器有局部发热现象，则应减少该电抗器的负荷，并增强通风，必要时可采取临时措施，加装强力风扇吹风冷却，待有机会停电时再进行消除缺陷工作。
5.2 电抗器支持瓷绝缘子等故障的处理
若发现水泥支柱损伤、支持瓷绝缘子有裂纹、线圈凸出和接地时，则应用备用电抗器，或断开线路断路器将故障电抗器停用，并进行修理，待缺陷消除后再投入运行。
5.3 电抗器烧坏
如发现电抗器水泥支柱和支持瓷绝缘子断裂以及电抗器部分线圈烧坏等现象时，应首先检查继电保护是否动作，如保护为动作，则应手动断开电抗器的电源，停用故障电抗器，将备用电抗器投入运行。
5.4 电抗器表面放电
干式空心并联电抗器在干燥状态下不存在任何形式的表面放电现象。但在降雨时，温升较低的部位出现会导电性水膜盒较大的表面泄漏电流，在表面泄漏电流集中的端部汇流铝排附近，以及腰部表面的瑕点会出现污湿放电现象，并逐渐产生漏电痕迹。憎水性涂层则可大幅度抑制表面泄漏电流，防止任何形式的表面放电。端部预埋环形均流电极的结构改进措施可克服下端表面泄漏电流集中现象，即使不喷涂憎水性涂层或者憎水性涂层完全失效，也能防止电极附近干区出现电弧。顶戴防雨帽和外加防雨夹层，可在一定程度上抑制表面泄漏电流，是目前较好的结构改进措施。
5.5 电抗器高压套管升高螺钉断裂
故障第一个原因是本体的振动频率与均压环的振动频率不一致。均压环因为有变压器油的阻尼作用，其振动频率降低，加上均压环为单点、铝片焊接，其机械强度相对较差。在长期运行中，电抗器接地片（铝片、焊接）受与均压环振动频率不一致的振动影响，发生金属疲劳，产生裂纹。解决方法为，将升高座与本体尽量固定，减少振动不同步；故障的第二个原因是磁漏较大产生的环流发热，以及高压出线的设计缺陷和螺钉的表面氧化，使单个螺钉内产生局部涡流发热而导致其机械强度下降。解决方法是将升高座的固定螺钉更换为不锈钢螺钉，减少漏磁的影响。
5.6 气相色谱分析法诊断电抗器故障
一般充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料在热和电的作用下会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及WO2、WO等气体并溶解在油中，当存在潜伏性过热或放电故障时，这些气体的产生速度就会加快。因此，在设备运行过程中采用气相色谱分析法定期分析溶解于油中的气体，根据气体的组份和各种气体的含气量及其逐年的变化情况等，可以判断故障可能的种类、部位和程度等，能尽早发现设备的潜伏性故障，并随时掌握故障的发展情况。
5.7 气体常见故障
铁芯电抗器运行故障多为运行中振动大，引起紧固件松动、噪声偏大，一般只需对紧固件再次紧固即可。另外还有铁心气隙分布设计不合理引起的局部温升过高；空心电抗器局部温升过高，导致绝缘损坏击穿，局部放电电弧烧毁，造成匝间短路，线圈被雨淋后出现包封表面爬电、过电压等。铁心电抗器出现故障时可以进行分解检修，更换损坏的部件；而空心电抗器如果线圈包封内部出现故障，通常无法修复，只能整体报废。铁心电抗器的故障率远远小于空心电抗器，而且具有较高的可靠性。
综上所述，我们可以知道，电抗器的运行维护及检修重要性和必要性。在实际应用中，应全面考虑种种因素的影响，给电抗器提供必要的运行条件，发现问题，应及时解决。尽可能减少电抗器使用过程中存在的隐患。那么，电抗器就能够正常稳定的工作。
参考文献
[1]芮静康主编《常见电气故障的诊断与维修》机械工业出版社2007年5月
[2]雷玉贵主编《变电检修》中国水利水电出版社2006年5月
10kV电抗器烧毁现象分析 篇8
2015年5月17日, 运行人员在对110 k V GIS气体压力表故障处理完成后, 开始对110 k V韩牛变电站冲击送电, 期间顺利完成了2台主变压器 (本文简称主变) 、110 k V GIS设备、35 k V母线、10 k V母线冲击送电工作。
18∶05开始对10 k V电容器进行冲击送电。按照送电方案、操作步骤, 首先对3号电容器进行冲击送电, 期间送电正常。18∶20准备开始对1号电容器进行冲击送电, 18∶22合上611断路器, 随后在保护上发现相位角变化, 电容器室内发出异响, 并伴有明显黑烟, 18∶28保护过流动作, 611断路器跳闸, 随即将电容器室门打开, 发现室内有明火。
2事故现场勘察情况
2.1现场情况
电抗器外层绝缘 (环氧树脂) 烧毁;接地铝排烧毁;柜体及电容器室房顶有明显电弧烧伤痕迹;10 k V电容器开关柜出线电缆烧坏;框架式电容器接地铝排烧坏。
2.2电抗器装置及直流电阻测试情况
(1) 电抗器为铁芯串联电抗, 型号为CKSC180/10-5, 电抗器后置布置方式。装置于17日18∶22投运, 查故障记录18∶28速断过流保护动作, 动作电流为68.27 A, 电流互感器的变流比为800/5, 经计算当时电流为10.92 k A。10 k V电压互感器开关柜二次消谐装置有接地记录。
(2) 现场设备有多处明显放电点, 特别是隔离开关母线连接处发生过尖端放电, 很可能造成相间短路。
(3) 电抗器U相与V相有明显烧灼痕迹, 但在厂家直流电阻试验过程中, 厂家记录数据与直流电阻试验一致, 据厂家解释, 电抗器没有匝间短路。
(4) 在现场实地勘察时, 发现U相避雷器已被击穿。
3事故分析
3.1分析一
经现场测试电容器三相电容量分别为94.5, 94.5, 94.4μF, 电抗器V及W相的直流电阻与出厂值相吻合, 没有故障存在。由此排除高电压引发的强大电流经过电容器。另外, 放电回路在电容器成套装置后部分。具体分析如下。
(1) 电抗器星点U相出线端烧伤严重, 出线铜牌已完全熔化, 出线部位严重缺肉。烧焦部位周边及内部的绝缘颜色均无变化, 因电抗器是环形绕制而成且进线端子完好无损, 由此可肯定大电流没有流经电抗器, 电抗器内部没有损伤。如果电抗器出现了匝间短路会出现短路环, 短路环因环流的存在会在沿电抗器的一圈形成烧伤的圈痕。因电抗器的电抗率为5%, 当电抗器全部匝间短路的情况下也只会影响电容器支路5%的电抗, 不会使母线电流超过保护整定值, 所以电抗器均处于无保护状态。另外, 如果大电流流经并联电容器支路会使电容器爆炸、电抗器进出线处全部烧毁。所以断定故障点发生在电容器前端。
(2) 电抗器星点连接的接地铝排烧断;V相隔离开关与接地刀闸有严重的发黑现象;框架上有严重的电弧放电黑痕;进线电缆有一道严重的烧焦线痕。
(3) 由于单相接地电弧放电持续时间较长, 产生很高的过电压导致U相避雷器损坏, 导致铝排被电弧烧断, 框架烧黑变色。将近11 k A的短路电流使与之连接的电抗器U相出线臂温度急剧升高, 并迅速引燃线圈根部, 因电抗器的环氧树脂为F级绝缘, 耐温为155℃, 远小于铜的熔点温度, 快速的热传导导致与铜牌连接处烧出了一个与铜牌相同比例的熔面, 且造成电缆快速烧焦并老化。因电弧还可能会使周围的气体发生电离, 导致发生相间短路使断路器速断保护信号动作。
(4) 存在断路器合闸弹跳产生过电压, 造成中性点铝牌对框架电弧放电的可能性。
在十八项反事故措施中明确规定电容器开关柜为专用断路器, 必须为适合频繁操作且开断时重燃率极低的产品, 如选用真空断路器, 则应要求厂家进行高电压大电流老炼处理, 厂家应提供断路器整体老炼试验报告。
3.2分析二
(1) 当电抗器接入最大匝数, 同时投入最大电容时, 造成极大涌流及高次谐波, 对电抗器极具破坏力, 造成电抗器烧毁。
(2) 设备自身绝缘性能、抗过电流及过电压能力不足, 也可造成烧毁电抗器, 即产品存在质量问题。
(3) 过电压造成隔离开关处三相母线尖端放电, 进而三相短路, 柜体内部发生弧光放电烧毁电抗器。
(4) 电抗器自身发生匝间短路, 烧毁电抗器, 并引发高温燃烧, 造成V相绝缘损坏, 形成电抗器相间短路放电。
(5) 现场查看期间发现U相避雷器烧毁, 无法降低过电压带来的冲击, 因此质疑避雷器是否存在质量问题或接地电阻值存在问题, 不能及时放电, 造成烧毁。
高压电网中并联电抗器的应用 篇9
电网建设中, 负荷的快速增长对无功的需求也大幅上升, 在超高压、大容量的电网中, 安装一定数量感性的无功补偿装置, 其主要目的是补偿容性充电功率, 在轻负荷时吸收无功功率、控制无功潮流、稳定网络的运行电压, 从而降低系统损耗、提高系统供电效率, 进一步改善电压质量, 维持输电系统的电压稳定。
2 无功补偿方式
1) 同步调相机。
同步调相机属于早期无功补偿装置的典型, 它不仅能补偿固定的无功功率, 对变化的无功功率也能进行动态补偿。
2) 并补装置:
并联电容器是无功补偿领域中应用最广泛的无功补偿装置, 但电容补偿只能补偿固定的无功, 尽管采用电容分组投切相比固定电容器补偿方式能更有效适应负载无功的动态变化, 但是电容器补偿方式仍然属于一种有级的无功调节, 不能实现无功的平滑无级的调节。
3) 并联电抗器:
目前所用电抗器的容量是固定的, 除吸收系统容性负荷外, 用以抑制过电压。 以上几种方式在电力系统中已经有多年的应用经验, 并取得了一定效果。
3 安装并联电抗器的必要性
在超高压、大容量的电网中, 需要安装一定数量的感性无功补偿装置 (包括并联电抗器和静止无功补偿器) 来补偿容性充电功率, 或在轻负荷时吸收无功功率、控制无功潮流、稳定网络的运行电压、维持输电系统的电压稳定。高压并联电抗器可以吸收系统容性无功功率、限制系统的过电压和潜供电容电流、提高重合闸成功率。线路并联电抗器还可以削弱空载或轻载时长线路的电容效应所引起的工频电压升高, 改善沿线电压分布和轻载线路中的无功分布并降低线损减少潜供电流, 加速潜供电弧的熄灭, 提高线路自动重合闸的成功率, 有利于消除发电机的自励磁。可以通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压。
4 并联电抗器的选择
4.1 结构型式的选择
1) 按相数分, 有单相电抗器和三相电抗器两种。
2) 按其本体的结构特点分, 有干式和油浸式两种。干式电抗器一般用于35kV及以下的电压, 可装在户内或户外, 又分为干式空芯和干式铁芯两种。干式空芯电抗器是目前用得较多的一种型式, 它具有结构简单、重量轻、便于运输和安装、噪音低、无渗油问题、维护方便、无铁芯饱和等优点。但干式空芯电抗器对所使用的绝缘材料和技术要求较高。油浸式电抗器的结构和电力变压器相似, 不同的是其铁芯带有气隙, 主要由线圈、铁芯和油箱等部件组成, 在运行中可能发生绝缘、铁芯漏磁、振动噪音和渗漏油等问题, 但从安全可靠性和经济价值等方面比较有显著的优点。
4.2 额定电压的选择
安装并联电抗器的目的是补偿充电功率, 把过高的电压降低到正常运行的水平, 而当系统电压低于正常运行水平时就应将电抗器切除。正常运行电压是电抗器长时期承受的电压, 电抗器的额定电压的合理取值应该按正常运行电压来确定。额定电压如果按最高电压确定, 正常运行时, 其输出容量将会降低, 即损失容量。而目前系统电压偏高, 会使电抗器在高于其额定电压的条件下运行, 从而因过负荷过热而加速绝缘老化。运行中出现的一些问题与额定电压选得过低也不无关系。因此, 并联电抗器的额定电压应该在最高电压和标称电压之间选择, 具体数值需要参考主变压器三次侧的额定电压和系统的正常运行电压。
4.3 安装容量的选择
超高压并联电抗器容量的选择与许多因素有关, 需进行技术经济综合论证, 但应首先考虑限制工频过电压的需要, 同时兼顾系统同期并列点的合理选择、检验系统发生自励磁的条件、满足大小运行方式时无功平衡的要求, 以及潜供电流、提高单相快速重合闸的成功率的要求。最后确定的并联电抗器容量, 可以用补偿度K表示:
K=Ql/Qc,
式中:Ql―并联电抗器的容量 (MVA)
Qc―线路的充电功率 (Mvar)
一般取补偿度K=40%～80%。
4.4 安装位置的选择
除了直接接在超高压线路上的超高压并联电抗器外, 还有接在超高压变电站变压器三次侧的l0kV～63kV中压并联电抗器, 其容量一般为30Mvar或45Mvar。。随着大城市地下电缆配电系统的不断扩展, 电缆容性充电电流引起的轻负荷期的电压升高也日益引起重视。一些供电部门要求在变电站低压侧装设10kV、35kV三相并联电抗器, 容量为5Mvar～10Mvar, 以稳定电压。
在安装地点方面, 有户内和户外两种安装方式。户内装置的漏磁对建筑物有一定影响;户外装置可以减少磁场对建筑物的影响, 但对绝缘材料的耐候性要求较高。
5 安装并联电抗器的优点
1) 提高了电网运行的经济性。由于投切电杭器可对线路的无功潮流进行调控, 故减少了无功流动所造成的有功损耗, 有利于降低线路损失。
2) 改善了电网运行的安全性。
3) 有利于提高系统稳定性和线路的送电能力, 有利于网络的并列运行。
4) 有利于消除同步发电机带空载长线路时可能出现的自励磁谐振。
5) 有利于潜供电弧的消灭和装设单相快速自动重合闸。
6 结束语
电抗器作为无功补偿手段, 在电力系统中是不可缺少的, 需求也相应增长, 电力电子技术的发展会对电力系统和电力装备带来很多变化, 但作为无功补偿元件的电抗器在目前是不可缺少的。
摘要：论述了并联电抗器在高压电网中应用的必要性, 并从结构型式、额定电压、安装容量、安装位置等几方面论述高压并联电抗器的选择要求。