高压并联电抗器保护（精选七篇）
高压并联电抗器保护 篇1
高压远距离交流输电线路需要高压并联电抗器(以下简称高抗)配合运行,以减少无功功率的输送和限制工频过电压。实际上,对于运行方式变化较大的交流输电线路,要求高抗能够调节自身的容量,以适应不同的补偿需求。因此,可控型高抗比容量固定型高抗具有更为广阔的应用前景,也是未来高抗发展的必然方向。
分级可控型高压并联电抗器(以下简称分级可控高抗)属于可控型高抗[1,2,3]中一种重要的类型,具有调节速度快、成本低等特点。一般由网侧绕组(也称原边)和控制绕组(也称副边)构成,通过高压电力电子开关器件(阀)改变接入控制绕组的负载电抗大小,达到改变高抗并入系统无功容量的目的。其负载电抗由3个大小不一的电抗器构成,当3组电力电子开关器件分别导通与关断时,便可以实现可控型高抗多种不同容量(通常是10%,40%,70%及100%)并入系统的目的。当可控型高抗按照100%额定容量运行时,意味着控制绕组处于短路状态。
控制绕组匝间短路是分级可控高抗一种较为常见的内部故障。分级可控高抗实质是一台带上可调负载的高漏抗型变压器[4,5],也称变压器型可控高抗[6],其短路阻抗要远大于普通变压器。当发生控制绕组匝间短路时,网侧绕组和控制绕组各相电流变化均不明显,故障特征远弱于普通变压器;正常运行时,分级可控高抗的网侧绕组和控制绕组的电流在额定电流的10%~100%间大幅变化,而普通变压器各侧电流变化不大。分级可控高抗发生控制绕组匝间短路故障时,故障电流的波动反而小于正常调挡引起的电流变化,尤其是短路匝数不多时。因此,基于磁平衡原理的差动保护,在工程上,通常能灵敏反映普通双圈型变压器2%以上的副边匝间短路故障,却只能反映分级可控高抗40%以上的控制绕组匝间短路故障。
正因为分级可控高抗的短路阻抗大、正常运行时的电流变化剧烈,控制绕组匝间短路保护一直是分级可控高抗保护配置的难点和重点,控制绕组匝间短路故障的专用保护至今依然是个空白,有必要对其展开深入研究。
本文的分级可控高抗控制绕组匝间保护,是针对线路高抗的使用特点展开研究的,其结论适用于母线高抗。
文献[7]以基于磁平衡的纵差保护反映控制绕组匝间故障,并通过调整控制绕组电流互感器(TA)位置的方式提高保护的灵敏度。文献[8]从控制系统的角度阐述控制策略和控制系统的保护,没有涉及分级可控高抗的本体保护。文献[9,10,11]提出的匝间保护方法与分级可控高抗控制绕组匝间故障特征不符。学者[12]提出以磁平衡差动保护和控制绕组自产零序过流保护反映控制绕组匝间短路故障,存在灵敏性低、动作慢等缺点。具体而言,已有保护存在以下不足。
1)电气量采集单一。仅采集电流进行故障判断,不能有效提取分级可控高抗控制绕组匝间短路故障特征,保护性能局限性明显。
2)灵敏性低。仿真实验表明,按额定容量运行,控制绕组30%匝间故障时,基于磁平衡的差动保护的差流只有0.18Ie(Ie为高抗额定电流标幺值)左右。因此,磁平衡差动保护很难独立反映40%以下的控制绕组匝间短路故障。
3)速动性差。控制绕组零序过流保护的延时一般整定在6s以上,以躲过线路非全相最大运行时间。假如辅以自产零序电压判据闭锁非全相或区外非对称故障的工况,则难以解决控制绕组电流互感器断线或三相合闸不一致导致的保护误动问题。
4)非专用保护,定值整定复杂。磁平衡差动保护和控制绕组自产零序过流保护不是根据分级可控高抗控制绕组匝间故障特点专门开发的保护。因此,进行定值整定时必须协调好保护灵敏性、速动性与可靠性间的矛盾,这无疑是比较困难和复杂的。
1 新型分级可控高抗控制绕组匝间保护
针对以上不足,本文旨在提供一种专门适用于可控高抗控制绕组匝间短路故障的新型保护方法。该保护基于多维度电气量反馈的时域叠加原理,综合利用分级可控高抗的电压、网侧绕组电流和控制绕组电流等电气量,由差动保护元件和零序过流元件以及区外异常闭锁元件共同构成,以避免采集电气量单一而导致的保护不灵敏、动作慢及定值整定复杂等问题。
分级可控高抗的典型结构见附录A图A1,其三相等效电路如图1所示。图中:Xs为系统电抗;X0为中性点电抗。
当其所处电力系统非全相运行或发生非对称性接地故障时,分级可控高抗的零序等效电路如图2所示。图中:Xs0为系统零序电抗;XⅠ为网侧绕组漏抗;XⅡ为控制绕组漏抗;Xm为励磁阻抗;Xload为负载可调电抗。此故障状态下,零序电压源位于区外,线路电压互感器(TV)能够感受到明显自产零序电压3U0,高抗的网侧绕组和控制绕组处均产生较大的自产零序电流;流经网侧绕组首端电流互感器TA1和网侧绕组尾端电流互感器TA2(TA1和TA2构成基于电平衡的绕组差动保护)的电流大小相等,方向相反,无差流;流经TA1和控制绕组电流互感器TA3(TA1和TA3构成基于磁平衡的大差动保护)的电流方向相反,满足磁平衡条件,无差流。
当分级可控高抗的控制绕组发生匝间短路故障时,其零序等效电路如图3所示。控制绕组故障相相当于分级可控高抗的第三绕组,此时零序电压源3U0位于故障相上,加之系统电压很大,因此线路电压互感器感受到自产零序电压极小,可忽略;网侧绕组会产生较小的自产零序电流,而在控制绕组则可产生可观的自产零序电流。流经TA1和TA2的电流大小相等,方向相反,无差流;流经TA1和TA3的电流由于磁平衡条件被打破,产生了一定差流。
分析图2和图3的差异可知,可综合利用高抗的电压、网侧绕组首端三相电流互感器电流和控制绕组的三相电流互感器电流等电气量,采用差动保护元件、零序过流元件和区外异常检测元件,按照逻辑相“与”的方式,构成专门的分级可控高抗控制绕组匝间短路保护。
1.1 差动保护元件原理介绍
差动保护判别元件,其动作判据如下:
式中:Id为差动电流工频基波有效值;Iset为差动启动定值;依次为高抗网侧绕组和控制绕组电流。
正常运行时,流经高抗网侧绕组和控制绕组的电流满足磁通平衡原理,差动电流近乎为零;当控制绕组发生匝间短路故障时,控制绕组故障相会流过较大电流,反映到高抗各侧的故障电流相对正常时的差动电流有差异。因此,可以采用差动电流判据有效区分高抗运行的正常工况和异常工况。
1.2 零序过流元件原理介绍
零序过流元件,其动作判据如下:
式中:3I0为高抗控制绕组自产零序电流工频基波有效值;I0set为零序过流动作定值;为三相电流。
发生控制绕组匝间短路时(不考虑三相对称匝间短路),控制绕组三相电流互感器处会产生较为明显的不对称电流,即控制绕组自产零序电流。在系统电压不变时,控制绕组负载越重,该电流则会越大;反之则越小。因此,可以利用控制绕组自产零序过流区分高抗的正常工况和异常工况。
1.3 区外异常闭锁元件原理介绍
该判据对线路故障、线路故障后重合闸、线路或可控高抗投入时的电气特征进行检测,作为闭锁控制绕组匝间保护的判据,防止其在区外故障或系统扰动时误动。
对于分级可控高抗或线路投入运行,以及线路故障后重合闸的工况,电压突变产生的励磁涌流,容易导致基于磁通平衡原理的差动保护判据误开放;若通过抬高差动保护的定值去躲过励磁涌流,则会导致控制绕组轻微匝间故障时保护拒动。
同理,线路非全相运行、线路发生非对称故障时,也可能使得控制绕组零序过流检测方法误判。
于是,设置区外异常闭锁元件闭锁控制绕组匝间保护,防止其在非区内故障时误动。具体判据如下:
式中:Iold为0-1变量,1表示前一时刻存在电流,0表示前一时刻不存在电流;Inow为0-1变量,1表示当前时刻存在电流,0表示当前时刻不存在电流;3U0为电压互感器自产零序电压工频基波有效值;U0set为零序有压判据定值;为三相电压;XOR表示逻辑“异或”;AND表示逻辑“与”。
因此,可以得到区外异常闭锁元件的完整动作逻辑,如图4所示。
综上,分级可控高抗控制绕组的匝间保护方法,由差动保护元件和零序过流元件负责故障检测,由区外异常闭锁元件、电压互感器及电流互感器异常元件作为保护的闭锁判据,防止高抗(或线路)的投入和退出运行、系统非全相、区外故障(包括区外故障切除后的恢复过程、区外转换性故障)等工况时保护误动作,从而在不降低保护可靠性的前提下,大幅提高保护的灵敏性和速动性。其完整的动作逻辑如图5所示。
2 自适应的定值整定
本文的分级可控高抗控制绕组匝间保护新方法,一方面利用基于磁平衡原理的差动保护元件和控制绕组自产零序过流元件负责故障检测,灵敏区分正常工况和异常工况;另一面由区外异常闭锁元件可靠甄别区内故障和区外故障,防止非区内故障时保护误动。两者相互配合,功能独立,定值整定互不影响。
对于差动保护元件,由于和区外异常闭锁判据配合使用,整定差动启动定值时,只需躲过分级可控高抗正常运行且无系统扰动期间的最大不平衡电流,根据工程经验,保护装置程序内部取0.1Ie(Ie为高抗的额定电流)。保护装置自动根据输入铭牌参数去计算,无需用户整定。
对于控制绕组自产零序过流元件,零序过流动作定值,按躲过正常工况控制绕组电流互感器最大不平衡电流整定,根据工程经验,保护装置程序内部取0.1In(In为控制绕组电流互感器一次值或二次值)。保护装置自动根据输入的控制绕组电流互感器铭牌参数去计算,无需用户整定。
对于区外异常闭锁元件的零序有压判据,零序有压判据定值按照躲过正常工况线路电压互感器最大不平衡电压整定,根据工程经验,保护装置程序内部取0.06Un(Un为线路电压互感器一次值或二次值)。保护装置自动根据输入的线路电压互感器铭牌参数去计算,无需用户整定。
综上,需要使用该保护时,只需要输入分级可控高抗的铭牌参数、投入控制绕组匝间保护的控制字,本保护便会自动运行,无需进行额外的定值整定工作。如此,无疑会给使用者带来极大的便利。
3 实验及投运结果
3.1 实时数字仿真系统实验
为验证分级可控高抗控制绕组匝间保护方法的正确性,研制了PCS-917F分级可控高抗成套保护装置,以西北二通道工程沙洲变电站分级可控高抗为原型进行实时数字仿真系统(RTDS)实验。
实验基本参数如下:分级可控高抗三相额定容量为390 MVA,网侧绕组额定电压为800kV,控制绕组额定电压为90.1kV,短路阻抗为0.926(标幺值),励磁阻抗为100(标幺值),网侧绕组中性点电抗一次阻抗值为300Ω,线路额定电压为800kV,线路长度为340km。
分级可控高抗以70%额定容量并入线路运行,控制绕组C相发生4%匝间故障后的PCS-917F保护装置录波图见附录A图A2。从图A2可以看出,无故障时,线路三相电压的工频基波有效值约为445kV,网侧绕组电流工频基波有效值约为190A,控制绕组各相电流约为1 700A。控制绕组C相发生4%匝间故障后,故障相电流降低至约1 450A;控制绕组非故障相及网侧绕组各相电流无变化;线路各相电压无明显变化。故障后约20 ms,保护启动,保护启动后约100ms,控制绕组匝间保护动作。附录A图A3为分级可控高抗以40%额定容量并入系统运行、控制绕组C相发生5%匝间故障后的保护录波图,情形与图A2类似。
CSC-330B可控高压并联电抗器保护装置[12]以磁平衡差动保护和控制绕组自产零序过流保护反映控制绕组匝间短路故障。为了便于对比,本文还将相应模拟量串入此装置。如此,进行上述实验时,两种不同原理的保护装置感受到的故障状况完全一致。实验结果表明,对于故障持续时间500 ms、控制绕组4%或5%匝间短路故障,CSC-330B均无法动作。
利用RTDS,本文还进行了分级可控高抗的线路投入和退出运行实验、线路非全相运行实验、线路单相金属性接地故障等实验。在这些实验中,采用了本文方法的PCS-917F分级可控高抗成套保护装置均能可靠不动作。
RTDS实验表明,本文提出的分级可控高抗控制绕组匝间保护的新方法,在保证可靠性的前提下,能灵敏反映控制绕组4%以上的匝间短路故障,并将保护动作时间缩短至150ms以内,相对传统保护只能反映控制绕组40%以上匝间短路故障或保护延时6s以上等现状,有了根本性的改观;在保证非区内故障可靠不动作的前提下,能够有效提高分级可控高抗不同容量运行时发生控制绕组匝间短路故障的灵敏性和速动性。
3.2 投运结果
采用了本文的控制绕组匝间保护方法的PCS-917F分级可控高抗成套保护装置,于2013年6月27日在西北二通道工程750kV沙洲变电站成功投运,并稳定运行至今。
投运前,在沙洲变电站两条750kV线路上分别进行了线路投切、人工模拟线路单相接地故障等实验,控制绕组匝间保护均能可靠不动作。全站共4套保护装置,自投运至今近两年,其间经历了多次区外故障,运行可靠稳定,没有出现过任何异常。
4 结语
本文针对分级可控高抗的具体特点,根据多维度电气量反馈的时域叠加原理,综合利用电压、网侧绕组电流和控制绕组电流等电气量,将差动保护元件、零序过流检测元件和区外异常闭锁元件有机组合,研制出了分级可控高抗控制绕组的匝间保护方法。在保证可靠性的前提下,能灵敏反映控制绕组4%以上的匝间短路故障,并将保护动作时间缩短至150ms以内,相对传统保护只能反映控制绕组40%以上匝间短路故障或保护延时6s以上等不足,有了进步,有效地解决了传统可控高抗控制绕组匝间短路故障时保护灵敏性低、速动性差、定值整定复杂等问题。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
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高压电网中并联电抗器的应用 篇2
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。
高压并联电抗器保护 篇3
关键词：高压电抗器,过电压,无功补偿,紧凑型线路
近年来, 超高压及特高压电网在我国电网的发展建设中起到越来越重要的作用, 由于输电电压的不断提高出现了线路对地电容越来越大, 操作过电压水平增高, 无功补偿压力增大, 切断负荷时产生的工频过电压以及单相对地短路时非故障相电压增大, 由于超前无功功率过大而使线路端电压上升等一系列问题。现在一般是采用在长距离重载线路及潮流变化大的长距离线路上安装高压电抗器 (以下简称高抗) 。利用高抗可以降低输电系统与外部系统的无功功率交换, 减轻无功补偿压力。目前, 可控高压电抗器是解决限制过电压和无功调相调压之间矛盾的有效手段之一。
1 并联高压电抗器的作用
超高压及特高压电网并联电抗器对于改善电力系统运行状况的功能基本有下列几项。
1) 减轻空载或轻载线路上的电容效应, 以降低工频暂态过电压。
输电线路上的损耗有线路电抗产生的感性无功消耗和线路对地电纳产生的容性无功损耗 (又称充电功率) , 充电功率与线路的电压平方成正比。在高压线路上这部分功率就很大并有可能超过线路本身电抗所消耗的感性无功, 尤其是线路轻载时, 负载及线路本身的感性无功消耗小于其对地电纳产生的充电功率就会产生线路末端电压升高的情况。为限制工频过电压, 在线路末端并联高抗可以抵偿线路的部分或全部充电功率, 从而降低线路的过电压水平。高压线路上安装高抗, 线路轻载时无功平衡和电压控制容易;线路重载时无功平衡和电压控制困难。但在使用时应注意避免线路感抗与容抗接近而引发的谐振。
2) 改善长距离输电线路上的电压分布
在线路末端设置并联电抗器可以补偿线路对地电纳的部分或全部, 减小线路与外部系统的无功交换, 由图1可见, 安装可控高抗后线路与外部系统的无功功率交换基本为0。特高压线路自然功率约为4 300MW左右, 安装高抗后有所降低, 见表1。可控高抗还可降低负荷端电压对负荷变化的敏感度, 当负荷增大时, 负荷端电压的下降比不设电抗器时少。
3) 并联电抗器在高压、超高压线路上主要起无功补偿作用, 它能等效缩短线路的长度, 提高线路的传输能力和确保输电质量, 同时吸收超前无功功率、补偿电容电流, 使轻负荷时线路中的无功功率尽可能就地平衡, 防止无功功率不合理流动, 线路轻载时, 高抗容量大;线路重载时, 高抗容量小;线路开断瞬间, 快速达到最大值。
同时可控高抗也能减轻线路上的功率损失并能有效的限制操作过电压。
4) 在大机组与系统并列时会产生较大冲击, 并联电抗器能降低高压母线上工频稳态电压, 便于发电机同期并列。
5) 防止发电机带长线路可能出现的自励磁谐振现象。
空载或轻载长线的电容电流在电源电抗上同样会引起电压上升, 使线路首端电压高于电源电势, 这也会造成工频过电压。另外, 电源电抗也等效于增加了输电线路长度, 使得空载长线上电压谐振点提前。
6) 我国特高压输电线路限制过工频和操作过电压的基本模式是高压电抗器、合闸电阻、大容量线路避雷器相互配合使用, 如图2所示。另外, 通过固定高压并联电抗器及中性点小电抗器能够补偿线路相间及相对地电容, 使相间阻抗接近无穷大, 减小潜供电流的电容分量, 可以将线路上的潜供电流和恢复电压限制在较低值, 以加速潜供电流自动熄灭, 便于采用单相快速重合闸。
7) 并联高抗还可以降低负荷端电压对变压器的变比、发电机电压变化的敏感度。如果要使负荷端电压提高同样幅度, 变压器的变比及发电机电压的提高要比不设电抗器时多。
2 并联高抗的控制方式
并联电抗器按线圈有无铁心可分为带有气隙的铁心电抗器和无铁心的空心电抗器。带有气隙的铁心式电抗器, 其结构主要是由铁心和线圈组成的。由于铁磁介质的导磁率极高, 而且其磁化曲线是非线性的, 故电抗器的铁心必须带气隙。据有关资料表明, 带有气隙的铁心式电抗器通常在140%～150%的额定电压下是线性的, 饱和后电感值约为额定电压下电感值的50%～70%。
目前, 国内使用较多的高抗有固定高抗和可控高抗, 固定高抗在线路轻载时无功平衡和电压控制容易;随着负荷的增加, 并联电抗器的补偿容量可以减少甚至切除, 线路达到重载时无功平衡和电压控制就会比较困难。但如果线路有扰动以致负荷跳闸时, 则又要求立即投入, 也就是希望线路轻载时, 高抗容量大;线路重载时, 高抗容量小;线路开断瞬间, 快速达到最大值。因此, 如果使用可控高抗且能快速反应, 就能够获得较好的效果。可控高抗目前有两种控制方式。
2.1 磁阀式可控电抗器
磁阀式可控电抗器由电抗器主体和控制系统两部分组成, 它的铁芯磁路由大截面段和小截面段串联而成, 如图3所示。
其原理是通过调节直流助磁磁通使两个分铁心在工频的一个周期内轮流达到饱和状态, 当直流助磁电流增加时, 其磁饱和度增加, 电抗下降, 容量减少, 所以, 它的容量取决于铁心在一个周期内的磁饱和程度。在可控电抗器整个容量调节范围内, 大截面段铁芯始终处于磁化曲线的未饱和线性区, 磁阻相对于小截面段可忽略;小截面段的磁饱和度可设计的接近极限值。在这种情况下, 可控电抗器所产生的谐波很小, 大约为晶闸管控制电抗器所产生谐波的一半。此时容量已达到极限值, 所以, 磁阀式可控电抗器过负荷能力较差, 但适合于高压配电网中调压和无功补偿;若不考虑长线过电压限制问题, 亦可用于线路充电功率的补偿。这种高抗的特点是晶闸管控制功率小, 谐波含量低, 损耗小, 动态特性良好, 但容量不大, 响应速度也较慢, 控制时滞后性较明显。在电源的一个工频周期内, 可控硅的轮流导通起全波整流的作用。改变可控硅K1和K2的触发角便可改变控制回路电流的大小, 以改变电抗器的饱和度, 从而平滑连续地调节可控电抗器的容量。
2.2 高阻抗变压器式可控电抗器
该设备类似于有若干个低压副绕组的变压器, 副边由可控硅控制使副边依次工作于短路状态, 为提高控制效果在副边串连小电抗器, 并通过改变控制角α改变电抗器吸取的无功, 能够实现无功从空载功率到额定功率间的分级调节。如, 端电压为定值, 无功与控制角之间大致符合余弦规律。这种高抗容量大、调节速度快, 但目前不能实现连续调节。
有关资料表明:可控高抗对系统暂态稳定的影响主要依赖于它在工况下的状态, 而与其调节方式关系不大;而对系统动态稳定的影响则不仅与其工况下的状态相关, 更主要的是与可控高抗的调节方式相关, 其中, 无滞后环节平滑调节电抗器和多次动作分级投切电抗器在工况满负荷的情况下对系统具有最好的作用。
3 并联高抗在紧凑型线路上的应用
紧凑型线路由于其输送容量大、线路走廊占地少而具有重要意义。紧凑型线路线间距离小, 由此线路电容增加、电感减小、波阻抗降低, 进而可以成倍增加同一电压等级能输送的自然功率, 见下式:
自然功率:undefined
式中:Zλ波阻抗。
undefined
由上式可看出, 在电压等级不变的条件下, 减小线路的波阻抗可有效提高线路的自然功率。
但同时也看到由于线路电容的增加, 线路的电容效应、过电压水平及潜供电流的问题也更为突出, 因此, 紧凑型线路需额外增加并联电抗器容量及中性点小电抗容量以改善线路的无功分布, 与其它高压线路相比, 这种线路上, 用以补偿容性电流的并联电抗器容量更大, 抑制工频电压升高的要求更高, 因此, 线路的工程造价也会相应提高。
4 结论
近年来, 超高压及特高压电网在我国得到了迅速发展, 但电网稳定性的问题也更为突出, 通过目前的研究可以看出, 在高压线路上安装高抗可以有效抑制过电压并改善无功分布, 有利于系统安全稳定运行, 同时, 也可在一定程度上提高系统暂态及动态稳定性。
参考文献
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高压并联电抗器保护 篇4
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
高压并联电抗器保护 篇5
近年来随着超/特高压、长距离电网的建设和发展, 特别是新疆与西北750 kV联网工程的建设投运, 这将对电力系统稳定运行和灵活控制的要求日益提高, 新型的与电力电子技术相结合的设备逐渐增多, 并作为改善输电控制的有效手段被推广应用, 并联电抗器就是其中的重要组成部分[1]。
作为高压长距离输电系统中的重要设备, 并联电抗器具有降低线路有功损耗、补偿长线电容效应、防止谐振过电压、减少潜供电流、限制工频电压升高、抑制操作过电压等多种功能。然而, 传统的并联电抗器具有响应速度慢、连续可控性差的缺点, 不能很好地满足动态无功补偿的需要。与传统的不可控的并联电抗器相比, 可控并联电抗器控制灵活, 能根据线路传输功率的变化, 自动地调节自身容量, 能平滑调节电网系统的无功功率, 对电网系统扰动反应迅速, 提高了电网系统的稳定性, 增大了电网的输电能力, 降低了电网运行的经济负担[1,2,6]。
根据工作原理的不同, 可控高压并联电抗器 (简称可控高抗) 可分为分级投切式和磁阀式。分级投切式可控高抗以其响应速度快、控制原理简单、可靠性高的特点, 成为我国输电系统选用设备的重要研究对象之一。此次, 河西750 kV输电工程敦煌变电站即将投运300 Mvar750 kV分级投切式可控高抗。
1 分级投切式可控高抗的结构及工作原理
分级投切式可控高抗是将变压器和电抗器设计成一体, 理论上将变压器的漏抗设计为100%, 充分利用变压器的降压作用, 使晶闸管阀能工作在低电压状态下, 在变压器的低压侧接入晶闸管阀进行调节, 实现感性无功功率的控制[4]。其原理接线图如图1所示。
图中:分级式可控高抗一次绕组 (工作绕组) 接线端子A、X直接与河西750 kV输电工程中的敦煌变电站母线连接。XK1、XK2、XK3为电抗器, 与可控高抗二次绕组 (控制绕组) 接线端子a、x并联连接;QF1、QF2、QF3是断路器, 分别与相对应的反向并联晶闸管和隔离开关串联组合电路并联, 作用是旁路TR1、TR2、TR3, 从而将电流切换到断路器上;TR1、TR2、TR3是晶闸管阀, 分别为50 %级、75 %级和100 %级, 作用是通过快速通断达到快速调节分级投切式可控高抗阻抗的效果; K1、K2、K3为隔离开关, 作用是将TR1、TR2、TR3接入系统, 进行电路之间的切换操作, 以改变系统的运行方式, 同时还可以防止由于控制操作失误而导致的电气故障。
当分级投切式可控高抗需要退出相应电抗调解自身输出容量时, 反向并联晶闸管快速导通, 将相应电抗旁路, 紧接着旁路断路器合闸, 承担回路短路电流, 然后, 双向晶闸管退出运行。随着负载由空载向额定功率变化, 有规律地控制TR1、TR2、TR3导通或截止, 达到分段调节工作绕组电流的目的, 例如, 在此电路中, 如果TR1断开, TR2导通, 不管TR3导通与否, 此时只有电抗器XK3接入控制绕组中。这时可以通过调节TR2的导通角, 达到逐步调节无功功率的目的。因为电抗器XK1、XK2、XK3只能逐台接入, 所以分级投切式可控高抗的无功功率调节是分段的[5]。
2 谐波分析
在某一个周期内, 当晶闸管始终处于导通状态时, 可以认为绕组电流为不含谐波成分。但是, 假如晶闸管仅在某一周期内的部分时段内导通时, 它所在控制绕组中的电流就会含有谐波成分[7]。根据分级投切式可控高抗的原理, 画出其等效电路图2, 便于对其进行谐波分析。定义电流符号:Inj、inj, 其中I表示有效值, i表示瞬时值, n表示绕组序号 (如图2中所示, n=1、2、3、4、5) , k表示共有k个控制绕组处于短路状态 (k=2、3、4) , k不取1, 原因是25%级控制绕组是从空载直接跳变到其额定值的, 没有通过晶闸管进行调节, 这样也避免了在轻载时将有很大高次谐波电流注入电流。例如, i1, 2表示当25 %级和50 %级两个控制绕组都处于短路状态时, 工作绕组中的电流瞬时值。
假设第k个控制绕组处在调节状态, 且TRk+1的触发角为ϕ, 忽略励磁电流。由图2得到工作绕组的电流为:
定义:
βk=i1, k/I1, k-1 (3)
则 (1) 式变为:
由 (3) 式可知:
即βk为容量递增系数, 当已知可控高抗的额定容量时, 级间容量递增系数就决定了各级的容量, 即决定了控制绕组的数目, 最终决定了可控高抗注入电网电流的谐波系数, 在本文的300Mvar750 kV分级投切式可控高抗中, β2=2, β3=1.5, β4=1.33。
将 (4) 式进行傅立叶级数变换, 可得到工作绕组电流基波幅值的相对值为:
工作绕组h次谐波电流幅值为:
令:
Kk=Ik+1, k/I1, k-1 (8)
αk= (I1, k-Ik+1, k) /I1, k-1 (9)
由式 (3) 、 (8) 、 (9) 可得:
βk=Kk+αk (10)
则式 (6) 、 (7) 变为:
由式 (10) 、 (11) 、 (12) 可得工作绕组电流的h次谐波系数为:
即谐波系数与第k个控制绕组本身的电流及已经处于短路状态的第1、2、…、k-1个控制绕组的电流都有关系。
根据傅立叶分析可知, 使用晶闸管作开关器件不可避免地使控制绕组中的电压和电流中含有谐波, 并且所含谐波的次数为各奇次。由于晶闸管是半控型开关管, 它一旦导通就不能自行关断, 关断晶闸管必须强迫关断即设置关断电路, 因而电流中会含有大量的低次谐波, 谐波序次越低, 谐波的幅值也就越大;当晶闸管控制角越大时, 谐波的幅值也就越大;但是随着谐波次数的增加, 谐波的含量将会减少;这些都是由于晶闸管移相控制的特点所致[10,11,12]。
根据上述公式计算可得到, 当ϕ=30°时, F3=13.8 %, 当ϕ=18°时, F5=5 %, 结合傅立叶分析可知, 当晶闸管触发角在0°～180°之间变化时, 偶次谐波的幅值大小的数量级为10-3, 近似为0, 可以忽略;晶闸管控制角在50°～160°之间变化时3次谐波的幅值还是很大的, 在有些晶闸管控制角度时, 谐波相对基波幅值比例达到了50 %-7 0%, 5次谐波的幅值相对基波幅值比例最大达到60 %。随着谐波的次数增大, 谐波的幅值越小, 根据这些理论分析的数据变化趋势可以发现分级投切式可控高抗控制绕组存在低次谐波污染, 高次谐波污染相对不大。
然而, 对于分级投切式可控高抗的总容量来说, 每个控制绕组的容量只占其一部分, 并且每一个稳定工作状态下只有一个绕组处于调节状态之中, 其它绕组要么始终短路要么始终开路, 所以, 尽管处于调节状态的控制绕组的电流中存在谐波污染, 而且谐波成分占有该控制绕组基波电流的比重可能很大, 不过从工作绕组侧来看, 电流谐波与总工作电流相比并不是很大, 能够满足电网运行对电能质量谐波方面的要求[7]。并且, 将分级投切式可控高抗设计成平滑调节也是为了减少由于晶闸管在一个周期内部分导通时所引起的谐波含量。
3 工程应用
按照国家电网发展规划, 2010年西北主网通过了长达1780 km的750 kV紧凑型输电线路与新疆电网实现交流互联。新疆与西北750千伏联网工程, 是国家深入实施西部大开发战略的重点工程之一, 是实现国家能源战略布局, 促进全国范围内能源资源优化配置的重大举措。该工程横跨新疆乌鲁木齐、吐鲁番、哈密, 通过甘肃河西走廊进入安西、酒泉、金昌, 到达永登, 与已经建成的西北750千伏电网相连。是西北电网发展史上工程规模最大、线路最长、建设环境最为恶劣、系统调试最为复杂的一项输变电工程。
在规划建设的河西750k V输电工程中, 采用紧凑型输电技术。由于线路充电功率大, 并且主要是大容量风电厂作为送端电源, 功率波动频繁, 无功平衡和电压稳定问题亟待解决。所以经相关专题研究后认为[8,9], 本工程需在敦煌变电站母线上装设1组300 Mvar750 kV分级投切式可控高抗。现阶段750 kV分级投切式可控高抗还处于研究阶段, 其技术经济参数和运行特性尚未完全弄清。因此有必要在其应用之前, 对电力系统电压稳定性问题进行简要分析。
750 kV分级投切式可控高抗在敦煌母线上的装设对敦煌—永登750 kV系统来说, 其运行方式的不同将会对敦煌—酒泉线路酒泉侧甩负荷工频过电压产生一定影响。因为该可控高抗装设在母线上, 其输出容量的变化在一定程度上相当于改变馈电侧电源的等值阻抗, 但没有影响到线路充电无功功率的补偿情况, 因此对线路甩负荷工频过电压的影响不大。
4 结束语
(1) 分级投切式可控高抗是将变压器和电抗器设计成一体, 将变压器的漏抗设计为100 %, 理论上可实现无过渡过程控制, 具有响应速度快、功率损耗小、谐波电流小等优点;
(2) 分级投切式可控高抗一次绕组 (工作绕组) 输出电流的谐波含量与处于全导通状态的控制绕组的个数及容量、处于调节状态绕组容量占电抗器总容量的比例、处于调节状态绕组的晶闸管触发角等因素有关。从一次绕组 (工作绕组) 侧来看, 总工作电流的谐波含量较小, 能够满足电网电能质量谐波方面的要求;
(3) 装设在敦煌变电站母线的750 kV分级投切式可控高抗对系统工频过电压影响较小, 当敦煌750 kV母线可控高抗输出容量不同时, 工频过电压的最大变化幅度满足电网对电压稳定性的要求, 不必对其运行控制策略作更多的要求。
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高压并联电抗器保护 篇6
1 故障相电流特性分析
对输电线路两端带并联电抗器的情况，假设A相为故障相。发生单相瞬时性故障时，二次电弧熄灭后，故障相电流iA通过两端并联电抗器、中性点电抗器和线路形成回路。线路发生永久故障时，故障点一直存在，此时iA通过两端并联电抗器、中性点小电抗器和故障点形成回路。显然瞬时故障和永久故障下iA回路明显不同。本文对不同故障时iA的特性进行了具体的研究，以区分故障类型，实现自适应重合闸。
1.1 瞬时性故障时故障相电流分析
1.1.1 故障相电流强制分量分析
以A相故障为例，线路发生瞬时故障电弧熄弧后，故障点消失。B、C相通过与A相的相间电容耦合和电感耦合使A相仍存在恢复电压，在恢复电压的作用下，A相仍然流过一定的工频电流。如图1所示，Cm是线路相间电容，C0是线路相对地电容，L1、Ln为并联电抗器和中性点小电抗器的电感值。
故障相上恢复电压的工频分量是电感耦合电压Ux L和电容耦合电压Uy C的矢量和[13]。
其中，Zm为整条线路相间互感电抗，X0、Xm分别
为线路对地电抗和相间电抗。
M端A相恢复电压：
联立公式(3)～(5)可得，并联电抗器A相电流的强制分量表达式：
由于中性点小电抗对相间耦合电容的补偿作用，使Xm垌X0,Uy C很小，故
从式(6)可知，故障相工频电流与非故障相负荷电流成正比，与故障位置无关。
1.1.2 故障相电流自由分量分析
在有并联电抗器补偿的超高压线路上，当潜供电流熄弧后，线路电容、电感中仍储存有一定能量，因而将产生自由振荡分量。由于潜供电流是容性电流，假设熄弧瞬间能量储存于线路电容中，电容电压以UC(0)表示，线路采用T型集中参数等效模型，则故障相电流自由分量的拉普拉斯等效电路可用图2表示。其中R、L、C为线路正序电阻、电感、对地电容，L0为并联电抗器等效对地电感。
由图2电路可得：
特征方程为
特征根虚部为电流低频分量的频率：
实部为衰减时间常数：
1.2 永久性故障时故障相电流分析
当发生永久接地故障时，故障相电流含有基频分量和衰减的直流分量。因故障点始终存在，线路的对地电容可靠放电，所以断开相工频电压仅由电磁耦合电压和接地点位置决定。
由式(9)(10)可得，并联电抗器A相电流的基频分量表达式：
其中，Zm为线路从故障点到M端的互感电抗;从式(11)可知永久性故障时故障相电流基频分量与非故障相负荷电流及故障点位置有关。
设开关跳开瞬间线路能量均存于线路电感中，电抗器电感中初始电流为Ip(0)，则在此初始电流的作用下将产生一衰减的直流分量Ip，可表示为
其中，R、L为线路正序电阻、电感，L0为并联电抗器等效对地电感;L0,L垌R，可知τ数值很大，直流分量Ip的衰减速度较慢。
2 仿真系统参数及仿真结果
2.1 仿真系统及其参数
为验证上述理论分析的正确性，现采用EMTP-RV电磁暂态程序进行数字仿真实验。采用线路两端带并联电抗器系统，其线路参数：R1=0.019Ω/km;R0=0.167 5Ω/km;L1=0.913 4 m H/km;L0=2.719m H/km;C1=0.014μF/km;C0=0.008 34μF/km。
2.2 故障相电流仿真波形
仿真设定在0.1 s时发生故障，断路器经4个周期后跳闸，在0.8 s时重合。单相瞬时性故障时，电弧模型采用EMTP-RV自带的组件模型，参考文献[14,15,16]，电弧参数设置如下：α=-0.5，τ0=1 ms,l0=2.3 m,U0=1 100 V,R0=22.0 mΩ，gmin=40μS·m,d R/d t=30 MΩ/(s·m)。为使分析更具普遍性，仿真时分析了不同故障点、不同过渡电阻情况下故障相iA的波形。
分别对故障点距线路始端0、50%、75%、100%处进行了仿真分析。图3、4分别为线路中点瞬时性故障和永久性故障时iA的仿真波形。
2.3 仿真波形分析
从图3可以看出，瞬时性故障时在0.4 s后二次电弧熄灭，进入恢复电压阶段，此时故障相电流呈明显的拍频特性。采用快速傅里叶变换对恢复电压阶段的0.4～0.8 s仿真波形进行分析，可得到故障相电流的频谱如图5所示。
从图5、6中可以看出，瞬时性故障时，故障相电流中含有一明显的低频分量，频率f在40 Hz附近，其幅值高于基频电流分量幅值;将线路参数代入式(8)，可得f理论值为41.7 Hz。而永久性故障时，故障相电流中含有一衰减直流分量，不含低频分量。仿真结果表明，故障相电流的仿真分析与理论分析结果一致，因而采用提取低频电流分量判断故障性质的方法是完全可行的。
3 自适应重合闸判据的提出及其分析
3.1 低频电流分量的识别方法
因低频分量频率与基频比较接近，利用傅里叶变换分离基波与低频分量需要较长数据窗，使得不能快速判断故障性质。为此，本文定义了一个能量函数，能利用较短数据窗检测出低频分量的差异。定义时间窗n T(T为基波周期)内的能量函数为
其中，n为设定值，一般n=1,2;t0为时间窗的初始时刻，iA(t)为测得的故障相电流，iA(t+nT)为iA(t)平移n T时间后的电流量。可知iA(t+nT)-iA(t)后基本消除了基频分量和直流分量Ip，其实质是有一定相位差的原始低频分量相减。则E(t0)反映的是iA(t+n T)-iA(t)在时间nT内的能量值，同时也反映了原始低频分量在时间nT内的幅值大小。应用此方法可以在2 nT时间内检测出故障相电流中低频分量的大小。
3.2 故障性质判断
对故障相电流进行连续采样，便可计算不同时刻能量函数E(t0)的值。表1～3列出了2.1节仿真系统不同故障处、不同时间窗初始时刻t0时能量函数的计算值。t0值分别取400、500、600、700 ms;n=2;故障点位置以线路M端为基准。
由表1～3可看出，永久故障情况下，因无低频电流分量，其能量函数值很小，瞬时故障情况下在不同故障位置，能量函数的值均远高于永久性故障，且要高出几个数量级，可以确保故障性质判断的可靠性。因此，可确定一个有较大裕度的能量门槛值Eset=1，判断故障性质的判据为E>Eset，如果计算出的故障相电流的能量函数值超过门槛值，则判断为瞬时故障，否则为永久故障。
4 结论
本文首先分析了电压判别法的缺陷，针对带并联电抗器的超高压输电线路，提出了根据恢复电压阶段并联电抗器中的低频电流分量判别故障性质的新方法。然后从理论和仿真两方面分析了不同故障时故障相电流的特点。为快速提取低频电流分量，定义了一个能量函数E(t0)，通过其大小来判别低频电流含量的幅值，理论分析和大量仿真证明，此识别方法可以准确区分线路的故障性质，能大幅度提高重合闸成功率。
摘要：针对带并联补偿的超高压输电线路,提出了根据恢复电压阶段并联电抗器中故障相电流的低频分量判别故障性质的方法,并定义了一个能量函数,用于检测低频分量的含量,能在2～4个基波周期内快速识别故障性质。详细分析了并联电抗器中故障相的电流特性,并基于该特性区分永久性和瞬时性故障:永久性故障时,并联电抗器故障相电流只含有基频分量和衰减较慢的直流分量;瞬时性故障时,故障相电流中除基频外还含有低频分量,其幅值接近基频分量。理论分析和EMTP仿真结果表明,该识别方法可以准确区分线路的故障性质,大幅度提高重合闸成功率。
高压并联电抗器保护 篇7
在500 k V电力系统中, 高压并联电抗器是一个维护电网安全稳定运行的重要设备, 其在改善沿线工频电压分布、抑制操作过电压、补偿无功等方面起到了关键的作用。由于高压并联电抗器内部结构的固有特性, 内部铁芯出现漏磁现象不可避免, 如出现产品在制造过程中相关技术环节把握不当、设备安装基础不符合要求、设备长期过负荷运行等情况, 漏磁通进入油箱或其他构件, 就会导致电抗器在运行过程中造成较大的振动现象, 从而引发内部构件连接松动、局部过热、低能放电等故障现象。根据国家电网公司《500 (300) k V变压器及电抗器质量调查报告》统计, 高压并联电抗器由于振动过大和局部过热引发的故障设备台数占所有故障台数的近一半。因此, 在高压并联电抗器运行过程中, 采取各种检测手段对其电气部分、油样等进行检测, 以判断其运行状况是否良好就显得十分重要。本文针对500 k V上寨站一起并联电抗乙炔含量超标的事件, 对其进行故障原因查找分析、缺陷处理, 并提出了科学的防范措施。
1 事件经过及问题分析
河源供电局上寨站500 k V嘉上乙线, 型号为BKD2-50000/550并联电抗器, 投产时间为2010年5月, 2015年5月27日进行油样化验发现油样色谱异常, 乙炔含量为4.11 μL/L, 超过注意值1 μL/L。次日再次取样试验, 乙炔含量为4.2 μL/L。29日, 试验人员将油样品送往广东省电力科院研究院进行色谱试验, 乙炔含量为3.18 μL/L (表1) 。28日, 变电管理所技术人员抵达现场对500 k V嘉上乙线线路高压并联电抗器三相的上层油温、一次电流、铁芯电流、夹件电流进行了检查, 并未发现异常 (表2) 。30日, 对该组电抗器停电进行高压试验, 试验项目为绕组连同绕组绝缘电阻、绕组连同绕组介质损耗、线圈直流电阻、铁芯及夹件绝缘电阻, 试验结论均在合格范围内。
通过一系列的相关技术检测, 电抗器在电气检测手段下均未发现异常, 而几次气相色谱分析数据表明, 乙炔含量均超过电力设备预防性试验规程的要求 (≤1 μL/L) , H2、总烃则未见异常, 根据三比值法 (表3) 初步确定故障类型为低能放电兼过热, 可能引起的原因有引线对电位未固定的部件之间连续火花放电、不同电位之间油中火花放电等。
2 电抗器放油开孔检查
2015年6月7日, 变电管理所组织专业人员对500 k V嘉上乙线C相电抗器色谱异常进行检查, 抽油过程中拆除运输定位盖板, 对铁芯饼首次加压, 第一次加压50 MPa, 扣紧螺母无松动, 第二次加压70 MPa, 扣紧螺母无松动。抽完油后进入油箱进行全面检查:
(1) 铁芯接地和夹件接地引线绝缘及芯柱地屏接地引线绝缘无异常;
(2) 铁芯两端拉螺杆无异常;
(3) 器身上部磁屏蔽接地无异常;
(4) 铁芯拉带螺杆无异常;
(5) 铁芯两端上下侧梁压紧螺杆无异常;
(6) 铁芯上梁及底座压紧螺杆无异常;
(7) 器身上部两边压钉无异常;
(8) 油箱两边磁屏蔽无异常;
(9) 出线侧器身下部磁屏蔽及电屏蔽接地无异常。
在检查冷却侧器身下部磁屏蔽及电屏蔽时发现电屏蔽接地螺杆有轻微松动 (图1) , 用万用表检测电屏蔽对地有接触电阻。目测电屏蔽铜板与接地座接触面有放电痕迹 (图2) 。
根据上述现象分析判断, 本台电抗器油色谱异常, 是因为冷却侧电屏蔽接地连接螺栓松动导致地电位接触不良放电产生乙炔。
3 原因分析
该型号高压并联电抗器为了在过电压下铁芯不出现饱和、保持电抗值基本不变, 铁芯主磁路都设计成带空气间隙的结构, 从而很大一部分漏磁通进入油箱或其他构件。这些设计和制造原因使得电抗器振动偏大, 经进入内部检查发现电屏蔽层接地连接部位紧固螺栓均未采取防松动措施, 长期运行在振动过大的环境下, 螺栓出现松动, 接地电阻变大, 从而造成放电。
4 故障处理
为了有效防止螺栓再次松动, 结合高压电抗器的运行要求, 在电抗器电屏蔽接地连接螺栓上增加防松碟簧 (图3) 。螺栓增加碟簧后紧固完毕, 用万用表测量接地良好。
电屏蔽接地螺栓增加碟簧紧固后, 再次对器身内部进行整理确认无异常后, 对高压电抗器进行抽真空, 并保持压力133 Pa/24 h。由于高压电抗器油中溶解了含量超标的乙炔, 现场采用滤油机对其进行真空滤油脱气。保持滤油机出口温度50 ℃, 油箱内40 ℃。热油循环24 h后, 取样进行油色谱、微水、介损、耐压、颗粒度等项目的试验, 数据均符合规程要求。高压电抗器内保持真空时间达到要求后, 用真空滤油机向高压电抗器注油, 内部循环滤油48 h, 做密封试验良好。然后进行排气, 静置72 h。高压试验人员进场分别进行以下试验:绕组连同套管绝缘电阻、绕组连同套管介质损耗、绕组直流电阻、吸收比和极化指数、铁芯、夹件绝缘电阻测试、套管介质损耗、电容值、末屏绝缘电阻、油化验, 测试数据均符合《电力设备预防性试验规程》相关要求, 高压电抗器投入正常运行。
5 结语
本次高压电抗器出现的故障是由于高压电抗器在运行过程中长期存在较大的振动, 导致内部构件连接部位螺栓松动, 接触电阻增大引起构件之间不等电位放电造成。在此类故障的检查过程中, 对油样的化学试验结合器身的电气试验进行系统、科学的分析有着重要意义。同时, 针对此类问题, 我们建议在500 k V高压电抗器的制造、安装、维护等方面注意以下几点:
(1) 增强铁芯强度、油箱强度, 加强油箱对器身的固定并在其间实现能阻尼振动的连接, 改进防松止退措施, 减少电抗器本身运行时的振动。
(2) 提高内部附件间的连接强度, 并采取防松动措施, 防止构件之间不等电位放电。
(3) 安装油在线色谱监测装置, 加强对高压电抗器运行状态的实时监测。
参考文献
[1]Q/CSG114002—2011电力设备预防性试验规程[S].
[2]国家电网公司人力资源部.油务化验[M].北京:中国电力出版社, 2010.
[3]汪正范.色谱定性与定量[M].2版.北京:化学工业出版社, 2007.