干式电抗器（精选八篇）
干式电抗器 篇1
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。
干式空心电抗器接地体发热问题分析 篇2
关键词：干式空心电抗器；接地体；发热
中图分类号：TM412文献标识码：A文章编号：1000-8136(2009)23-0023-02
忻州供电分公司500 kV忻州变电站35 kV工程于2006年7月投运，投运3组并联电抗器均采用干式空心电抗器。投运后发现，电抗器支持绝缘子的接地引下线发热，经测定达到120℃以上，这不仅造成能量损失、接地体锈蚀。同时还危及设备的安全运行。
1发热问题
干式空心电抗器(以下简称电抗器)因具有起始电压分布均匀、线性度良好、噪声低等优点，而在国内外许多领域得到了广泛的应用。但由于电抗器特殊的结构形式决定了电抗器运行时将在其周围产生比较强烈的磁场，因此处于一定区域范围内的闭合环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。环流和涡流的存在，将使损耗增加，同时也改变了电抗器磁场的分布，并对电抗器的参数造成一定程度的影响。
35 kV并联电抗器投运以来，巡视测温发现电抗器与主地网连接的垂直接地体异常发热，红外线热成像见图1。
2发热问题分析
处于电抗器磁场一定区域内的闭合导体(如围栏、环行地线)一般会产生环流并发热。但参照本站的设计图纸及施工资料可知，500 kV忻州变电站35 kV并联电抗器三相成品字形分别安装，每相由8根支柱支撑，支柱材料为玻璃钢，支柱分别通过绝缘子连接支撑电抗器本体，绝缘子下端通过镀锌扁钢连接后分别且呈发散式与主地网连接，见图2，结合红外线热成像图中接地体不均匀发热现象，可以排除发热为环流因素所致。
导体在磁场中运动，或者导体静止但有着随时间变化的磁场，或者两种情况同时出现，都可以造成磁力线与导体的相对切割。按照电磁感应定律，在导体中就产生感应电动势，从而驱动电流。这样引起的电流在导体中的分布随着导体的表面形状和磁通的分布而不同，在其截面上形成涡流。
从电抗器的磁场分布图见图3中可以看出，在电抗器下方从上到下交变磁场产生的磁力线由密到疏，位于其间的垂直接地体从上到下产生的涡流也由大到小，从而在红外线热成像图中可以明显的看出垂直接地体上部明显发热比下部严重。因此可以初步推断出接地体发热为涡流因素所致。
为了验证发热原因为涡流而非环流所致，在电抗器下方与垂直接地体相应的位置，使用绝缘绳悬挂一根相同材质、相同规格的镀锌扁钢，在磁场中放置一段时间后，发热情况与连接主地网的镀锌扁钢基本相同见图4。由此可以进一步推断出，涡流是造成接地体发热的真正原因。
3问题解决方法
根据对发热问题分析所得出的结论，处于交变磁场中的接地体为了避免涡流所导致的发热现象发生，应使用导电的非铁磁性材料(如铜、铝材料等)。
4结束语
干式电抗器 篇3
笔者现就某变电站新投运的35 k V干式电抗器星形架圆环发热至149.1℃案例,对发热原因展开分析,并提出几点看法。
1 星形架圆环发热现状
某500 k V变电站共6台干式电抗器,1,2,4,5号电抗器较早投运,为A设备厂产品,3,6号电抗器于2014年12月新投入运行,B设备厂生产,新旧电抗器铭牌参数及运行情况如表1。所有电抗器均为CKGKL型,采用高强度铝质星形接线架对线圈分匝和接线,整体用浸渍环氧树脂严密包封,其中星形接线架安装于绕组上下两端,中心圆环为闭合金属环,圆环和铝排采用金属良导体,作用在于把各导电排连接在一起,起汇流及固定支撑作用,属于结构件的部分。
经过长时间对电抗器进行测温跟踪记录,发现A设备厂与B设备厂电抗器局部温度存在35℃差异,且同一电抗器上端星形架圆环比下端温度高出近30℃。
在跟踪过程中,发现6号电抗器圆环出现轻度锈蚀及脱落现象。怀疑为长期发热导致绝缘轻微损坏。
在相同环境条件下,B设备厂电抗器圆环比A设备厂电抗器圆环温度高出35℃。查设备说明书电抗器耐热温升极限参数,最高温度不能超过155℃。而在环境温度23℃,电流为额定电流时,6号电抗器星形架圆环温度最高达149.1℃,已接近极限,对其安全稳定运行存在较大的威胁。
2 发热分析
星形架圆环部件垂直于线圈中心,当电抗器运行时,该部位磁力线最为密集,闭合的圆环部件处在变化磁场中,产生涡流使其发热。
根据电磁定律,假设所产生磁场在电抗器内部分布均匀,利用相关已知参数可计算得到圆环发热功率约为420.7 W。而实际上电抗器中心部位磁场最密集,因此,实际功率应比计算结果高。圆环裸露在线圈外面,虽然通风散热条件良好,但上端加装了防雨盖,通风条件变差,热量难以散去,造成上端圆环温度接近极限。
查阅GB/T 1094.6—2011《电力变压器第6部分:电抗器》,温升限值参考GB 1094.11—2007《电力变压器第11部分:干式变压器》,具体说明为“铁芯、金属构件及其邻近处材料的温度,不应对变压器任何部分造成损害”;查阅标准DL 462—1992《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》第2.2.7条对温升的规定,具体说明为“对于铁芯、金属部件和与其相邻的材料的温升限值,应取在任何情况下,不会出现使它们受到损害的温度”。
鉴于以上分析,该站做好详细运维计划,重点跟踪发热趋势,联系厂家到现场检测维护。
3 建议与对策
通过以上对星形架圆环发热分析,电抗器局部发热现象不容忽视,现从生产工艺、设计、施工方面及日常维护方面提出几点改进措施。
(1)厂家在满足机械强度条件下应改进星形架圆环结构,并提高制造工艺,减小表面积,使通过的磁通量尽可能小。
(2)在施工过程中,应满足规范要求并按图纸安装,厂家现场进行指导、监护,避免由于安装工艺问题导致电抗器运行时局部发热。
(3)制定详细运维计划,加强对运行电抗器的巡视,特别是红外测温,发现杂音或局部温升异常,应该密切跟踪记录,严重时要及时上报相关部门。
干式电抗器 篇4
日前, 中国西电为±500 kV溪洛渡右岸电站双回送电广东直流输电工程从化站研制的PK-DGKL-500-3556-100干式平波电抗器, 一次性通过全部试验, 各项性能指标达到国家标准和技术协议的要求。
±500 kV干式平波电抗器结构简单, 主要由绕包式线圈、铝质星形架、支柱绝缘子、防电晕环、防雨罩、支架等组成。干式平波电抗器无油, 消除了火灾危险和环境污染, 非常环保。
±500 kV干式平波电抗器是中国西电开发研制的全新产品, 电压高、电流大, 其温升、噪声、抗震等技术性能要求高。为了达到技术要求, 中国西电有针对性地开展了科研攻关和技术研究, 采用自主开发的干式平波电抗器优化计算程序以及其他程序, 对这台产品的电气性能、绝缘裕度、磁场、温度场、机械强度、抗震性能、噪声计算等进行了计算验证, 优化结构, 确保产品安全可靠。经过反复的计算论证和多次设计方案评审后, 制定出了行之有效的设计方案, 较好地解决了关键技术难题。
干式电抗器 篇5
干式空心电抗器具有低损耗、低噪音、电抗值线性度好、设计寿命长、维护简单等优点, 在电力系统中应用越来越广泛。该设备在系统中主要起限制合闸涌流、限制短路电流、补偿杂散容性电流、滤波等作用。干式电抗器属于免维修类设备, 而其受监测方法较少, 主要有采用红外成像仪对干式电抗器定期跟踪测温、在干式电抗器下方安装温度在线监测仪、将温度传感器直接贴于干式电抗器包封壁上等方法[1,2], 但是存在着有效监测面较窄、监测过程不连续、测量精度不高、需外接工作电源等缺点, 其实际应用效果较不理想, 不能及时发现电抗器发热点, 从而电抗器烧毁现象时有发生。近年来, 云南电网公司系统内连续发生了多起35 k V干式电抗器烧损事故, 给电网安全稳定运行带来了不同程度的威胁[3,4,5]。经调查研究, 干式电抗器烧毁主要是由于长时间运行过程中温度骤变热胀冷缩作用下包封层绕组内部导线绝缘劣化, 从而发生匝间短路所致。
基于光纤Bragg光栅传感器可提供了一种波长编码的绝对检测, 且绝缘性能好、抗电磁干扰能力强、耐高温高压、无源检测、结构简单、尺寸小、易贴附等优点[6], 本文研制了一种同时测得温度和应变的分布式光纤Bragg光栅传感器系统, 利用光纤Bragg光栅中心波长移位对温度和形变的响应, 对干式电抗器包封层内部温度和形变进行在线监测, 很好的解决了干式电抗器包封层内部温度和应变测量的难题, 提供了一种间接监测绕组导线匝间绝缘程度的技术手段。
1 传感器系统的原理、结构及标定
1.1 FBG的温度和应变响应原理
当宽带光在FBG中传输时, 其反射光波长应符合Bragg定理:
式中, 表示光栅周期;neff表示光纤有效折射率。根据光纤Bragg光栅其Bragg波长移位与温度变化成线性关系, 即:
式中, αΛ, αn为光纤的热光系数, ST为光纤Bragg光栅的温度敏感系数。
根据如上原理, 本文设计的分布式传感器的光纤Bragg光栅温度传感器将由光纤光栅、陶瓷套管和聚四氟乙烯组装而成的, 传感器一端的光纤放置在聚四氟乙烯套管中, 并采用环氧树脂封装在陶瓷套管内, 而光纤另一端引出部分与耦合器或解调仪相连。其中, 测温光栅一端与光纤相连固定在陶瓷套管上, 而另一端自由悬空以保证该传感器仅受温度影响, 参见图1。
由于光纤光栅对温度灵敏, 因此, 光纤Bragg光栅传感应变力时, 将产生温度效应与应变效应的交叉敏感问题[7]。1989年Morey报告[8], 当FBG同时受轴向应变和变化的温度作用时, FBG的Bragg波长位移可表示为:
式中, SE, Δε表示光栅的应变效应, SE为应变敏感系数, STΔT表示外界温度变化对光栅的影响, ST为温度敏感系数。因此FBG应变传感器测应纯应变拉力时, 可采用温度补偿方法。本文设计的分布式传感器的光纤Bragg光栅应变传感器如图2所示。
文中将采用同时布置光纤Bragg光栅温度传感器和应变传感器, 该处布置的温度传感器测得的温度将主要作为对应变传感器的温度补偿, 因此仅由应变拉力引起的Bragg波长移动量Δλg可通过实测应变传感器的到得波长位移ΔλB减去只有温度变化引起的应变传感器波长位移ΔλBT得到, 即
针对实际实验中布设的FBG温度传感器和应变传感器其参数不同的情况, 需将温度传感器得到的波长位移转化为应变传感器仅由温度引起的波长位移, 从而得到所测试品滤除温度效应以后的应变力公式, 即:
式中:ST、SE分别表示光纤Bragg光栅应变传感器的温度系数和应变敏感系数, 为FBG应变传感器测得的波长, λ0其初始中心波长; (ST) T表示同时布置的光纤Bragg光栅温度传感器的温度系数, λ*为其经温度影响后测得的波长值, λ0*为相应的初始中心波长。
1.2 分布式FBG传感器系统的结构设计
针对需同时监测干式空心电抗器包封层内部不同空间点的温度和应力的要求, 以便及时了解干抗的匝间绝缘情况, 本文设计了基于波分复用的分布式FBG传感器以及相应的检测系统, 实现了多光线传感器的复用以及数据融合, 满足了应变和温度的不同测量要求, 大大降低了整个系统的成本, 减少了连接光纤的数量, 更适用于复杂条件的检测。实验中在干式电抗器内部不同位置植入不同数量和种类的光纤光栅传感器, 通过耦合器将分布在电抗器内各传感器的光信号耦合, 并经光纤多路传输和调制连接到终端解调仪中, 终端PC机将解调仪处理过的数据按照相应的传感器模型处理方案得到所需的温度和应力, 如图3所示。
1.3 实验用分布式FBG传感器标定
考虑到光纤材料的不同, 写入光栅工艺的差异, 均会对光纤光栅的灵敏度造成影响, 因此, FBG传感器需要经过标定试验后才能精确测温和测应力。实验首先应对将在容量为20 000 KVar/35 k V干式空心并联电抗器试品装设的FBG温度传感器T12, T19, T21进行温度标定。标定实验系统由恒温槽, 光纤光栅传感网络分析仪, 二级水银温度计、FBG温度传感器等设备组成, 具体实验测试如图4所示。按照标定温度传感器的相关规定, 对以上3支传感器分别做两次从20℃~90℃的升温试验, 温度每升高10℃记录一次波长移位值。根据2次温度标定实验记录的波长, 可以得到两次实验波长的算术平均值, 计算线性度的拟合曲线选用最小二乘法获得, 图5示出T12, T19, T21算术平均值与温度的拟合曲线, 相关数据见表1。
应变传感器S1、S12的标定应包括纯温度实验和纯应变实验, 以得到公式 (6) (7) 中的参数ST、SE。
应变传感器的纯温度实验标定过程与前述温度标定实验过程相同。其纯应变实验, 在常温下进行, 采用直拉式方法, 通过逐级加载砝码对FBG应变传感器进行应变分析。在实验正式开始之前, 必须进行若干次载荷重复加卸循环的预载试验, 之后弹性元件的变形关系才趋于稳定。具体装置如图6所示。根据1应变对应4.04 N, 可得出常温下FBG应变传感器波长位移同应变的线性关系。应变传感器S1、S12温度特性测试与应变拉力测试结果如表2所示, 拟合曲线如图7所示。
2 传感器在干式空心电抗器中的实验
文中采用该分布式FBG传感器系统检测干式空心电抗器在固化温升过程中其包封层内部温度和应变拉力的变化趋势, 使用容量为20 000 kar/35 k V干式空心并联电抗器作为试品, 并对光纤Bragg光栅温度传感器和应变传感器的布点位置做了相应的设计。
在对干式空心并联电抗器做预埋及固化温升实验的过程中, 将分布式FBG传感器系统中测温部分和应变部分均埋设在如图8所示第五层包封的玻璃丝带外层 (共11层包封) , 且测应力部分将采用2支应变传感器S1、S12与1支温度传感器T21布设在一起。其余测温部分的温度传感器T12, T19将与侧应力部分沿周向间距120°均匀埋设, 具体埋设如图8所示。
干燥室固化温升过程中, 在线监测预埋在干式电抗器第五包封层的分布式FBG传感器所得的结果如图9, 10所示。
从图9可知, 分布式光纤Bragg光栅传感器系统中的三支温度传感器T12, T19, T21测得的温度变化趋势与炉温监测系统的温度基本是相同的, 测温结果很合理。同时T12, T19, T21测得的温度基本相同, 而三只传感器测得的温度之间微弱的差异也说明了干式电抗器包封内绕组不同位置处受外界温度影响的程度是不同的, 也从侧面说明了不同位置的匝间绝缘受外界影响也是不同的。
图10示出了径向布设的S1和轴向布设的S12经温度补偿后的应变值, 以及该应变值与作为温度补偿的T21测得的包封层内该点温度变化的关系。从该图可知, 温度变化造成的应变拉力与干式电抗器对光栅的纯应变拉力是反向的, 同时品字形布置传感器处测得的温度与纯应力的变化趋势是相同的, 该点符合实际情况。从测得数据可知, 电抗器包封层内温度的变化会导致纯应变拉力与温度变化造成的应变拉力有较大的变化, 经计算最高可达3109, 将对干式电抗器的绝缘很不利。
3 结束语
针对需同时监测干式空心电抗器包封层内不同空间点的温度和应变拉力, 以便及时了解干抗匝间绝缘的需求, 本文设计了基于波分复用的分布式光纤Bragg光栅传感器系统, 提出了一种应变和温度测试电抗器预埋式绝缘性能监测技术。在干式空心电抗器生产流程中最关键的固化温升环节中, 通过在线监测已预埋的分布式FBG传感器测得的温度和应变拉力, 证明了温度的变化对匝间绝缘有较大的影响。实验结果证明了该系统可以较为准确的测得干抗包封层内不同点温度和形变, 为避免故障发生以及寻找故障点提供了很好的依据。
摘要：介绍了一种分布式光纤Bragg光栅传感器 (fiber bragg grating, FBG) 系统, 通过在电抗器各包封层内多点预埋温度和应变传感器来测量包封层内的温度和经温度补偿后的应变拉力。经干式空心电抗器固化温升实验过程中的在线监测, 其结果证明了该系统可准确测得干式电抗器包封层内的温度和应变拉力的变化趋势, 将为变电站内干式空心电抗器实时监测提供重要的理论依据。
关键词：光纤Bragg光栅,干式空心电抗器,温度,应变,在线监测
参考文献
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干式电抗器 篇6
特高压交流输电具有输电容量大、距离远、损耗低等特点,我国目前正在建设的浙北—福州特高压交流输电工程是我国第三条特高压交流输电工程。110 k V干式并联电抗器作为该项工程低压侧主设备之一,具有吸收线路电容产生的容性无功功率,抑制长距离输电产生的工频过电压,改善轻载线路中的无功分布并降低线路的有功损耗等作用, 对特高压交流输电线路的稳定运行起着至关重要的作用。针对浙北—福州特高压交流输电工程,进行了110 k V电压等级大容量干式并联电抗器的设计制造。
1主要设计参数
110 k V并联电抗器主要设计参数如表1所示。
2并联电抗器关键技术分析
2.1电抗器绝缘结构设计
电抗器线圈纵绝缘距离主要根据接线端子间端电压和冲击电压选择,纵绝缘距离过低会使电抗器存在安全隐患,而纵绝缘距离过大会增加电抗器的运输难度和制造成本。
根据并联电抗器的制造经验,为防止电抗器因长期工作表面污湿,出现局部放电现象,电抗器的表面电位梯度不得大于13 k V/m。在该工程中,电抗器的安装方式为两台串联布置,因此单台并联电抗器运行端电压约为30.3 k V,电抗器表面干弧距离至少应大于2.4 m。对于端子间雷电冲击水平,电抗器表面电位梯度应不大于470 k V/m,以保证安全性,据此计算的电抗器干弧距离约为1.8 m。根据以上两种计算方法,选取干弧距离较大者作为参考来设计电抗器的绝缘距离。因此,该工程电抗器端子间的绝缘距离设计为3.28 m,安全裕度为1.37,保证了电抗器运行的安全性。
对于电抗器包封层内匝间绝缘,雷电冲击电压在匝间分布不均匀,电抗器最外层首匝承受的电压最大,后续匝逐渐衰减。在该工程中,并联电抗器最外层匝数为187,考虑冲击分布不均匀系数,匝间最大电压约为4.55 k V,远未达到导线的击穿电压55 k V,安全系数在12倍以上。
2.2电抗器导线选择
干式电抗器一般采用单根导线包绕绝缘膜绕制,每个大包封层又由若干层绕组构成。在该工程中,使用了新型的多股换位铝导线代替单根铝导线。换位铝导线由多股单根铝导线包绕绝缘膜后进行绞合,再包绕绝缘层。与单根导线相比,采用多股内换位铝导线有以下优点:
(1)换位铝导线载流量大,因此每个绕组包封层只需一层换位铝导线,减少了工作量,提高了生产效率。
(2)采用单根导线绕制时,每个导线包封层一般为多层导线并联结构,由于每层导线绕制圈数不同,相邻两层存在电位差,层间绝缘也承受电压。采用换位铝导线后,每个导线包封层仅有一层导线,不存在层间绝缘问题,大大提高了绝缘的安全性。
2.3电抗器温升设计
温升设计是整个电抗器设计中的关键,因为温升是影响设备热老化和使用寿命的关键因素。本产品匝间绝缘耐热等级为H级,整体耐热等级为F级。根据电抗器发热特性,影响电抗器平均温升和各层热点温升的主要参数有损耗、散热系数、散热面积及绕组高度。其中各层损耗占主要决定因素,损耗与各层电流分布有着直接关系,而各包封层电流分布又与各包封层的自感及各层之间的互感有直接关系,电抗器各层导线在绕制时,高度及外径的些许差别,对电抗器各包封层电流分布有着非常大的影响。
该工程招标文件要求绕组间温差小于或等于10 K,这大大增加了设计和制造难度。为了使电抗器各层热点温升接近平均值,降低绕组间的温差, 在并联电抗器生产过程中采取以下优化措施 :
(1)对包封厚度进行修正,由于包封用的纱有一定的弹性,其实际厚度不易控制,如果实际施工时包封的厚度与设计值不同,会直接影响交流电流在各包封层的分布。通过修正设计包封厚度,使其与实际施工值相符,从而保证各包封层电流分布与设计值相符合。
(2)在线圈绕制过程中,增加对绕组周长的控制,也就是在各层导线绕制完成后,对导线绕组周长进行测量,并及时进行修正。增加绕组周长的控制可以更好地保证各包封层电流的分布。
2.4电抗器布置方式及支撑结构设计
根据工程要求,110 k V侧单相感性补偿容量为80 000 kvar,若单相设计为一台线圈,其高度将超过5 m,增加了制造和运输难度。为此,将所需的单相电抗器设计成两台40 000 kvar电抗器,串联为一相分立安装,很好地解决了生产运输难题。
并联电抗器由于容量大,周围工频磁场强度大,对其周围金属部件会产生影响,在变电站实际安装时,为电抗器和其他设备预留了很大距离,增加了土地占用面积。因此,为并联电抗器设计了升高支座,由于电抗器磁场随着离电抗器距离的增加衰减得很迅速,对地面其它设备的影响也大为减弱,节省了占地面积。同时,安装升高支座后,在地震情况下,整个支撑体系受力的最大位置在其和地面的连接部位,而升高支座的抗弯强度要比绝缘子大很多,增加了电抗器支撑结构的安全系数,提高了电抗器的抗震性能。
2.5电抗器防鸟结构设计
装配有防雨罩的大容量电抗器在运行过程中,经常会有鸟类从电抗器和防雨罩间的空隙或电抗器底部飞入电抗器内部,由于鸟类会在电抗器内部进行筑巢、进食、排泄等活动,会严重危害电抗器的安全运行,尤其是鸟类的排泄物会黏着于电抗器风道内,长期积聚后会使电抗器发生闪络事故,其次,鸟类排泄物会沿着电抗器包封层表面下滑,形成一条长长的短路带,使电抗器有发生短路的危险。
为此,率先为110 k V并联电抗器设计了新型防鸟结构。该防鸟罩材质为玻璃钢,其优点是质量小,并且在电抗器运行过程中对电场没有影响。防鸟罩和防雨罩通过螺栓连接,每个防雨罩由四个相同的弧形防鸟罩连接组成,方便现场安装。
3设计参数与试验数据
浙北—福州1 000 k V特高压交流输变电工程用110 k V并联电抗器,经过了各项例行试验及型式试验,各项性能指标均满足技术协议书的要求,主要性能数据设计值与试验值的对比如表2所示。
从表2中的实验结果中可以看出,电抗器电感值、 损耗、平均温升及热点温升设计值与实测值基本吻合, 并且满足该工程要求的绕组间温差小于或等于10 K的严格要求,线圈本体耐受了650 k V雷电冲击水平, 因此生产的干式并联电抗器的设计方案是正确的。
4结语
干式电抗器 篇7
电抗器作为无功补偿的手段, 在电力系统中是不可缺少的。并联电抗器是并联连接在系统上的电抗器, 主要用以补偿电容电流。在超高压远距离输电系统中, 通常将其安装在变压器的三次线圈上, 用以补偿长距离输电线路的电容性充电电流, 防止系统出现线端电压升高, 降低系统操作过电压, 抑制电网谐振过电压等众多功能, 从而维持系统电压稳定, 提高系统的传输能力和效率。随着并联电抗器的普遍应用, 其存在的问题也不断暴露出来, 要确保并联电抗器安全运行必须采取新的措施。
2 干式电抗器的结构
目前广泛应用的干式电抗器, 其绕组选用小截面圆导线多股平行绕制, 制成多层同心式筒形线圈, 每根导线表面都用多层绝缘性能良好的聚酯薄膜进行半叠绕包, 所有导线引出线全部用氩弧焊焊接在机械强度高的铝质星形接线架的星形接线臂上, 由于其采用并联平行绕制技术, 使电抗器绕组只承受匝间电位差可在户外安全可靠运行。干式空心并联电抗器由于采用多层线圈并联, 这样, 其导线的并联根数少则几十、多则上百, 如此可把其等效为N个不同阻值的电阻并联, 其等效电路如图1所示。依据电抗器等效电路所示, 导线断股必然会改变原有的线圈直流电阻值。
根据电抗器导线截面积参数和导线截面积与载流量的关系, 并考虑到电抗器运行时的高温及其它一些关系, 在知道导线截面的情况下, 给出一个简单并联导线根数N的估算式:
(1)
其中, IN—电抗器的额定电流 (A) 。
S—绕制电抗器所用铝导线的平均截面积mm2。
3 所用导线根数与不平衡率的关系
目前电抗器判断标准中要求, 三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%。假设绕制电抗器线圈所用的每根绝缘圆铝导线的电阻相等, 均为R。两根导线并联后其阻值为R/2, 三根导线并联后其阻值为R/3, 四根导线并联后其阻值为R/4, 依此类推, 100根导线并联后其阻值为R/100。当有其中一根导线断裂时, 如A相, 其阻值变为R/99, 而B、C相阻值仍为R/100。此时的三相不平衡率可由下式近似求出:
若电抗器由N根导线并联而成, 当其中的一相断线一根, 其不平衡率可近似由下式求出:
若其中的一相断线两根, 其不平衡率可近似由下式计算得出:
依次类推, 当其中一相断线X根后, 其不平衡率可近似由下式计算得出:
(2)
按公式 (2) 推算, 假若电抗器的线圈用100根导线并联绕成, 如果其中一相2根导线断裂, 则该电抗器的不平衡率为:
假若电抗器的线圈用200根导线并联绕成, 如果其中一相2根导线断裂, 则该电抗器的不平衡率为:
假若电抗器的线圈用200根导线并联绕成, 其不平衡率要达到2%, 导线断线的根数为:
即不平衡率达到2%时, 已经断线4根。
按 (公式2) 推算, 假若电抗器的线圈用50根导线并联绕成, 如果A相1根导线断裂, 则该电抗器的不平衡率为:
由此可见, 同是2%的不平衡率判断标准, 反映电抗器线圈的断线根数却不相同, 见下表1所示:
5结束语
通过上述分析可知, “三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值 (不平衡率) 不应大于三相平均值的2%”的标准要求, 是用来判断影响电抗器安全运行的极限断股情况。实际上, 在考虑到上述实测直流电阻不平衡率的影响的条件下, 只要发现实测的不平衡率与按公式推算出的不平衡率不一样或超过其线圈断线1根产生的不平衡率时, 必须查实断线位置并及时处理, 确保电抗器安全运行。在实际工作中, 对电抗器的核心关注点不是其不平衡率是否超过2%, 而是确保其线圈不断线。
4应用效果
4.1导线根数低于50的电抗器
某局110kV星河变电站#2电容器组串联电抗器, 型号为CKDGKL-10-160/831-12W, 系统电压10kV, 额定电流IN=192.5A, 所用铝导线截面积:2.5mm2, 每相电抗器根数为22根。
1) 电抗器导线根数的确定, 依据公式 (1) 推算的该电抗器所用铝导线的根数为:
N=IN/ (3.6×S) =192.5/ (3.6×2.5) =192.5/9=21.39 (根) , 21.39根与实际每相电抗器的22根是吻合的。
2) 电抗器不平衡率与导线断线根数的比较, 理论推算导线断股数对不平衡率的影响情况。依据公式 (2) 可推算出该电抗器导线断线1股时的不平衡率为:
不平衡率的实测与应用:2010年08月23日, 对110kV星河变#2电容器组串联电抗器试验时发现其实测直流电阻分别为:A相62.51 mΩ;B相61.53 mΩ;C相63.10 mΩ;不平衡率为2.552%。超过 (GB 50150-2006) 中“三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2%”的要求。其不平衡率虽然超过了2%的标准要求, 但远小于4.76%, 初步结论为“电抗器正常”, 但为了进一步验证所下结论的可靠性, 仍然对电抗器进行了全面仔细的检查, 确实没发现断股现象。
4.2导线根数高于100的电抗器
某局500kV变电站并联电抗器, 型号为BKGKL-20000/33.5W, 系统电压33.5kV, 额定电流IN=1034A, 所用铝导线截面积:2.5mm2, 每相电抗器根数为115根。
1) 电抗器导线根数的确定, 依据公式 (1) 推算的该电抗器所用铝导线的根数为:
N=IN/ (3.6×S) =1034/ (3.6×2.5) =1034/9=114.8 (根) , 114.8根与实际每相电抗器的115根是吻合的。
2) 电抗器不平衡率与导线断线根数的比较, 理论推算导线断股数对不平衡率的影响情况。依据公式 (2) 可推算出该电抗器导线断线1根时的不平衡率为:
该电抗器导线断线2根时的不平衡率为:
摘要：从电抗器的结构、绕制电抗器所用导线根数及导线截面积等因素出发, 阐述了绕制电抗器所用导线根数的不同, 断股后其对直流电阻不平衡率的影响也各不相同的理论, 并将这一理论应用到实际工作中。同时推导出电抗器断股后其直流电阻不平衡率的上限计算公式。
关键词：电抗器,导线根数,直流电阻,不平衡率,规程规定
参考文献
[1]《电抗器》GB10229-1988[S].
[2]《电力工程设计手册》.
[3]《电力设备预防性试验规程》[S].Q/CSG114002-2011.
[4]《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》[S].GB50150-2006.
干式电抗器 篇8
干式空心电抗器由于没有铁心, 所以不存在磁饱和现象。且由于干式空心电抗器与传统的油浸式铁心电抗器相比, 具有结构简单、质量轻、体积小、线性度好、损耗低、维护方便等优点, 在维持电力系统电压稳定、限制短路电流、进行无功补偿等方面有重要作用, 而其匝间绝缘状态是影响干式电抗器安全稳定运行的一个非常重要的因素[3,4]。因此, 对即将投运或已经投运的干式电抗器匝间绝缘状态进行现场试验, 将对发现其安全隐患、避免事故发生和防止事故扩大都有非常积极的作用。干式电抗器匝间绝缘状态现场试验技术的研究与推广是状态检修和智能电网发展战略中的重要环节, 对提高电力系统设备安全运行水平具有重要意义。
然而, 干式空心电抗器由于其层数和匝数较多, 匝间绝缘故障的灵敏检测一直是难以解决的问题。通常采用的试验方法有倍频倍压试验和冲击电压试验。倍频倍压试验作用时间较长, 能量较高, 但试验电压比较低, 电抗器匝数较多时难以检测缺陷;冲击电压试验作用电压较高, 但是作用时间较短, 能量较低, 也难以发现电抗器故障[1,2]。
本文将通过ANSYS软件, 利用有限元法对干式空心电抗器进行建模, 并分析其匝间绝缘特性以及匝间绝缘故障时, 匝间电场强度的变化。分析结果表明:当匝间绝缘故障时会导致其周围电场强度激增, 从而导致该区域温度升高, 从而加剧了对干式空心电抗器绝缘结构的损害。
1 ANSYS仿真模型建立
ANSYS将模型分为实体模型和有限元模型两大类。实体模型由关键点、线、面和体组成, 用来直接描述所求问题的几何特性[5]。
有限元模型是实际结构和物质的数学表示方法。在ANSYS中, 可以用单元来对实体模型进行划分, 以产生有限元模型, 这个过程称为实体模型网格化。另外也可以直接利用单元和节点生成有限元模型。
1.1 建立模型
本文以BKGKL-20 000 kvar/35 k V型并联电抗器第二包封为例, 包封壁材料为环氧树脂浸渍过的玻璃纤维, 电抗器线圈采用铝导线, 匝间绝缘材料以及层间绝缘材料为绝缘性能优良的聚酯薄膜材料。对电抗器的匝间绝缘和层间绝缘进行电场仿真分析, 结构尺寸见表1。图1和图2为电抗器第二包封模型。
1.2 模型加载
在电抗器模型中, 采用电压激励源, 由于电抗器额定电压为KV, 如前所述, 假定在电压峰值时电抗器不会放电击穿, 则在其他电压值下也不被击穿, 故加入的瞬时电压值为峰值电压28171 V, 而在包封外表面则认为电压是0 V。因此, 需要加入的是两个电压值作为激励源条件。
2 ANSOFT模型仿真结果
假设电抗器内每一层绕组上的电压是呈线性分布, 即电抗器顶端与接地端之间的电压是平均加载在每一匝绕组上的, 为一个常数。图3、图4为正常运行时ansoft对电抗器第二包封的电场及电位仿真情况。由图3可以看出, 电抗器顶端场强最大, 约为1.132 7*e7V/m, 这是因为顶端第一匝绕组所加电压是最高值, 因此电抗器最大场强分布在电抗器顶端。越靠近接地端, 所加电压越小, 因此场强值越小。层间和匝间场强相对较小, 分别约为5.219*e6V/m和0 V/m。
3 绝缘故障仿真结果与分析
国内外空心电抗器的实际运行情况表明:线圈匝间绝缘短路故障是干式空心电抗器烧毁的主要原因。而且这种事故往往会造成电抗器发生匝间绝缘短路, 导致电抗器烧毁, 造成很大的直接或间接损失。
3.1 线圈结构
当包封内出现匝间绝缘故障时, 表现为两匝线圈之间的绝缘层破坏, 使得本应由绝缘层分隔开的两匝线圈相互接触。因此本节采用将短路的上层线圈向下平移与下层线圈接触的形式来表现由结构变化引起的匝间绝缘。
图5 (a) 为包封内第三匝和第四匝绝缘短路的仿真结果。仿真结果可知, 两种情况下, 电抗器包封内最大场强为1.332*e7V/m。与正常运行情况下包封内匝间电场强度为5.219*e6 V/m相比, 出现匝间绝缘短路故障的包封在第四匝和第五匝线圈之间的电场较高, 约为10.5*e6V m。图5 (b) 为在两匝短路线圈下方场强较高的区域, 图5 (c) 为区域内线上的场强分布。
出现这种结果是由于当第三匝和第四匝线圈相接触的时候, 第四匝线圈的电压明显升高, 电压值与第三匝线圈电压值相同。这就造成了第四匝和第五匝线圈之间的电势差升高, 电场强度增大。
3.2 工艺缺陷
在实际生产中, 由于工艺水平的差异, 包封内部每层匝数并不都是相同的。因此在同一个包封内部的匝间与层间的绝缘, 由于其剖面几何形状极其不均匀, 所以包封内部的层间的电场分布也极其不均匀。本例中包封2的三层线圈中, 从左到右匝数分别为55、53、47。由图6可看出, 层间最大场强出现在中间层和最右层线圈之间, 出现这种情况的原因是由于中间层和最右层线圈的匝数差最大。因此, 两层线圈的电势差也相差最大, 从而导致了两层线圈之间的场强增大。
3.3 匝间绝缘层破坏
在电抗器绕制的过程中, 铝线的选择是十分重要的。若构成包封绕组的铝导线表面有微小的毛刺, 则包封内的聚酯薄膜绝缘层很容易被刺穿, 而聚酯薄膜的损伤会直接从内部引起铝导线的匝间短路。所以在生产时应该特别注意对铝导线表面毛刺和内部杂质的检验, 决不能采用不合格的铝导线绕制电抗器。下图为被铝导线表面直径为0.02 mm的毛刺刺穿绝缘层发生匝间短路的情况。由图7可知, 在两匝短路的线圈下方, 出现了高场强值。出现这种现象的原因与线圈结构变化时所导致的场强升高情况原因相同。
4 结束语
根据干式空心电抗器出现的三种匝间绝缘故障仿真分析:
1) 当匝间绝缘故障时会导致其周围电场强度激增, 从而导致该区域温度升高, 从而加剧了对干式空心电抗器绝缘结构的损害;
2) 电抗器制造过程中, 应改善工艺条件, 提高工艺水平, 改善工艺环境;
3) 绝缘胶应保证与导线具有良好的亲和性, 在运行条件和运行环境下, 确保不产生裂纹和开裂现象;
4) 加强对铝导线表面毛刺和内部杂质的检验, 决不能采用不合格的铝导线绕制电抗器。
参考文献