电抗器故障范文

电抗器故障范文（精选7篇）

电抗器故障 第1篇

柔性交流输电系统(FACTS)可以克服电力系统中传统电压控制、潮流控制、无功补偿等方面存在的问题[1,2,3,4,5]。静止无功补偿器(SVC)作为第1代FACTS装置在当前电网中获得了广泛应用。通过快速控制无功功率输出,SVC可以调节系统电压、提高系统的暂态稳定性、增加输送容量、减小系统暂态过电压及增强系统的阻尼[6,7,8,9,10,11],是清洁高效、自愈可调的坚强智能电网建设中不可或缺的重要装备之一。晶闸管控制电抗器(TCR)由于性价比较好、响应速度快,已成为SVC技术的主流[12]。

TCR装置作为大容量电力电子设备,触发角不完全导通运行时会产生大量谐波,这些谐波会对接入点的电能质量造成危害,是需要治理的对象。在触发角对称触发,TCR装置三相参数对称及系统参数对称时,产生的3次谐波及3的倍数次谐波属于零序分量,可以通过将TCR装置三相连接成三角形,使其仅在TCR角内流通,而不会流入系统[13]。这样就滤掉了TCR装置正常运行中含量最大的3次谐波,从而简化SVC滤波器设计,对于系统的电能质量及SVC的经济性都是有利的。然而,当TCR角内发生故障时,三相参数不再对称,相电流中的3次谐波中不仅存在零序分量,还会有正序及负序分量[14]。3次谐波的正序及负序分量会流出到角外,对系统及SVC相关设备造成危害。

本文就三相TCR在正常及各种内部故障时TCR线电流中3次谐波含量问题进行了分析。根据实际TCR装置的布置及接线方式,给出了其内部可能发生的各种故障态,引入了TCR线电流中非特征3次谐波电流有效值的定义,并从理论上推导了其计算方法。针对实际工程TCR装置的数值仿真验证其正确性。为后续研究中提出的非特征3次谐波保护方案提供理论基础。

1 故障类型

图1给出了六脉动TCR装置的电气接线图,其由3条TCR支路按三角形连接而成,每一相中的电抗器被拆分成两半,分别放置在反并联晶闸管对的两侧,其目的是当一个电抗器发生短路时,另一个电抗器也可以起到限制短路电流的作用,这样可以从一次设备上有效保护晶闸管阀,大大降低故障的危害程度[13]。角内电流互感器(TA)为穿心式,位于晶闸管阀室内,安装在穿墙套管上,角外TA为支柱式,直接安装于室外或开关柜内。

TCR装置可能发生的故障包括引线间短路、接地短路及相控电抗器匝间短路。由于室内的接线发生故障的概率很小,此处引线仅包括暴露在室外的引线,不包括晶闸管室内的,所以角内TA与晶闸管阀,即图中2,3两点之间可以看成一个整体。引线间短路方式较多(均假设为金属性短路),故障类型包括以下几种。

1)晶闸管阀两端短路,如图1中2,3两点之间短路。

2)晶闸管和一个相控电抗器同时短路,如图1中1,3两点之间短路。

3)整条TCR支路短路,与TCR装置角外相间短路等价,如图1中1,4两点之间短路。

4)1,5两点之间短路。

5)3,5两点之间短路。

其中故障类型1～3属于单相TCR支路引线短路,4和5 属于TCR支路相间引线短路。由于TCR装置是三相对称安装的,其他任意两点间的短路必为以上5种短路情况之一。

接地短路包括单点接地及两点接地,由于TCR装置接入的系统为小电流接地系统,任意两点同时接地,在不计大地阻抗的情况下与引线间短路是等价的。单相接地由于其特殊性,会单独进行讨论。

对于每个空心的相控电抗器,可能发生匝间短路,本文将单个电抗器的完全闪络,如图1中1,2两点之间短路,归为严重的匝间短路。

2 TCR运行特性分析

受文献[15]启发,对于TCR运行特性的分析也是建立在准稳态模型基础上的,则下文推导均有如下假定条件。

1)TCR接入母线电压是对称、平衡的正弦波。

2)六脉动TCR对称触发。

输电网用SVC要求TCR装置是对称触发的,触发脉冲的误差要求在0.1°以内,这可以通过合理地设计控制系统及晶闸管光电触发与检测系统[16] (包括阀基电子板和晶闸管电子板2个部分)来实现。如果TCR接入的为无穷大系统,条件1自然满足,实际中需要考虑系统等值电源及等值阻抗,此时TCR运行产生的谐波会注入系统,产生谐波电压,造成母线电压畸变。该问题可以通过给TCR装置配置完备的滤波支路解决。实际工程都会根据滤除TCR特征谐波的需要及接入点的容性无功需求配置滤波器,组成TCR+滤波电容器组(FC)型SVC,这也是在国内应用最为广泛的SVC型式。为了计算与解释方便,本文的计算公式均在假设接入无穷大系统的情况下得出。

2.1 单相TCR电流分析

TCR电流的有效值是触发角α的函数,α的可控范围是90°～180°。当触发角为90°时,晶闸管全导通,此时TCR中的电流为连续的正弦波。当触发角在90°～180°之间时,TCR中的电流呈非连续的脉冲波形,对称分布于正半波和负半波。

在准静态情况下,i(t)为偶函数且具有半波对称性,进行傅里叶分解后TCR电流仅有余弦项且不存在偶次谐波,基波电流及各次谐波电流有效值的表达式为[13]:

${\rm I}{}_1=\frac{V}{X{}_L}\frac{\sin 2\alpha -2\alpha +2\text{π}}{\text{π}}(1)$

${\rm I}{}_n=\frac{4V(\cos \alpha \sin n\alpha -n\text{s}\text{i}\text{n}\alpha \cos na)}{n(n{}^2-1)\text{π}X{}_L}(2)$

式中:I1为基波电流;V为系统线电压;XL为相控电抗器电抗值;α为触发角;In为谐波电流;n为谐波次数,n=2k+1,k=1,2,。

国内SVC系统主要采取光电触发,为了保证晶闸管能够可靠触发,工程中TCR的触发角一般限制在110°～165°之间[7,11]。根据式(1)、式(2),考虑工程应用的实际情况,可以得到如图2所示的以触发角90°导通时的基波电流有效值为基准,基波与3次谐波电流(标幺值)随触发角变化的曲线。

由图可见,基波电流标幺值在0.007 5～0.573 0之间连续变化,触发角110°时最大,占基准值57.32%,触发角165°时最小,占基准值0.75%;3次谐波电流标幺值在0.007 1～0.137 8之间连续变化,触发角120°时最大,占基准值13.78%,触发角165°时最小,占基准值0.71%。

2.2 三相TCR电流分析

将文献[17]提出的任意周期电流表达式推广到三相系统中,在准静态情况下,各相电流波形为偶函数并具有半波对称性,可以忽略原公式中的直流分量项、偶次谐波项及正弦函数项。则TCR线电流存在的各次谐波分量可以表示为:

$\{\begin{array}{l}i{}_{\text{A}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }a}{}_{\text{A}k}^{(i)}\cos k\omega t\\ i{}_{\text{B}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }a}{}_{\text{B}k}^{(i)}\cos \left(k\left(\omega t-\frac{2\text{π}}{3}\right)\right)\\ i{}_{\text{C}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }a}{}_{\text{C}k}^{(i)}\cos \left(k\left(\omega t+\frac{2\text{π}}{3}\right)\right)\end{array}(3)$

式中:k=2n+1。

当TCR正常运行时,式(3)中a${}_{\text{A}k}^{(i)}$=a${}_{\text{B}k}^{(i)}$=a${}_{\text{C}k}^{(i)}$,则三相电流中除正序基波电流外,还会存在奇次谐波,称之为TCR的特征谐波。由于各次谐波也可以映射到频域中形成相量,只是其旋转角速度为基波相量旋转角速度的谐波次数倍,因此,可以将基波对称分量的概念推广到谐波中。对于六脉动的TCR,三相中的3n次谐波幅值相等,相位相同,属于零序分量;6n+1次谐波幅值相等,相位彼此间相差120°,且与系统在正常对称运行方式下的相序相同,属于正序分量;6n-1次谐波幅值相等,相位彼此间相差120°,且与系统在正常对称运行方式下的相序相反,属于负序分量。为了减小注入系统的谐波,TCR装置一般采用三角形接法,从而使3次及3的倍数次谐波仅在TCR角内流通,而不会流出角外,即TCR装置的线电流中无3次及3的倍数次谐波电流。

然而,当TCR支路参数不对称运行时,相当于三相对称系统接入不平衡负载,式(3)中a${}_{\text{A}k}^{(i)}$≠a${}_{\text{B}k}^{(i)}$≠a${}_{\text{C}k}^{(i)}$,可见对于三相中的基波及各次谐波电流,其相位关系与正常运行时相同,但幅值发生了变化。三相电流中的基波及各次谐波分量不再平衡,均可利用其正序、负序、零序分量表示,有

$\{\begin{array}{l}i{}_{\text{A}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }(}i{}_{\text{A}k+}(t)+i{}_{\text{A}k-}(t)+i{}_{\text{A}k0}(t))\\ i{}_{\text{B}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }(}i{}_{\text{B}k+}(t)+i{}_{\text{B}k-}(t)+i{}_{\text{B}k0}(t))\\ \\ i{}_{\text{C}}(t)={\displaystyle \sum _{n=1}^{\infty }(}i{}_{\text{C}k+}(t)+i{}_{\text{C}k-}(t)+i{}_{\text{C}k0}(t))\end{array}(4)$

式中:

$\begin{array}{l}i{}_{\text{A}k+}(t)={\rm I}{}_{k+}(\alpha )\cos k(\omega t+\phi {}_{+})\\ i{}_{\text{B}k+}(t)={\rm I}{}_{k+}(\alpha )\cos k\left(\omega t-\frac{2\text{π}}{3}+\phi {}_{+}\right)\\ i{}_{\text{C}k+}(t)={\rm I}{}_{k+}(\alpha )\cos k\left(\omega t+\frac{2\text{π}}{3}+\phi {}_{+}\right)\\ i{}_{\text{A}k-}(t)={\rm I}{}_{k-}(\alpha )\cos k(\omega t+\phi {}_{-})\\ i{}_{\text{B}k-}(t)={\rm I}{}_{k-}(\alpha )\cos k\left(\omega t+\frac{2\text{π}}{3}+\phi {}_{-}\right)\\ i{}_{\text{C}k-}(t)={\rm I}{}_{k-}(\alpha )\cos k\left(\omega t-\frac{2\text{π}}{3}+\phi {}_{-}\right)\\ i{}_{\text{A}k0}(t)=i{}_{\text{B}k0}(t)=i{}_{\text{C}k0}(t)={\rm I}{}_{k0}(\alpha )\cos k(\omega t+\phi {}_0)\end{array}$

可见,当三相TCR支路参数不对称时,基波及各次谐波均同时存在正序、负序及零序分量,对于3次谐波而言,TCR装置三角形连接仅能使其零序分量在角内流通,正序及负序3次谐波仍然会流出角外,即TCR线电流中存在3次谐波电流。

3 TCR故障态3次谐波电流分析

如前所述,在TCR装置发生各种可能的故障时,3次谐波的特性谐波即零序分量不会流入角外,而流入角外的正序及负序3次谐波可以称为非特征3次谐波,其有效值定义如下:

${\rm I}{}_{3\text{Ν}\text{o}\text{n}{}_{-}\text{c}\text{h}\text{a}}=\sqrt{{\rm I}{}_{3+}^2(\alpha )+{\rm I}{}_{3-}^2(\alpha )}(5)$

式中:I3Non-cha为TCR线电流中非特征3次谐波的有效值;I3+(α)为TCR线电流中3次谐波的正序分量有效值;I3-(α)为TCR线电流中3次谐波的负序分量有效值。

有必要分析TCR装置在各种故障情况下产生的非特征3次谐波有效值,为后文中非特征3次谐波电流保护新方法的整定提供依据。

准静态模型下TCR系统电路如图3所示,系统阻抗Xs=0,6个相控电抗器的感抗X1=X2=X3=X4=X5=X6=XL/2。

3.1 引线短路

3.1.1 单相支路引线短路

在TCR装置发生单相支路引线短路时,如图3中支路ab发生2,3两点、1,3两点或1,4两点之间短路,即第1节所述引线故障1～3,均相当于将支路中的晶闸管装置短路掉,所以该支路不会产生3次谐波电流,bc和ca支路不受影响,可得非特征3次谐波有效值(具体推导过程见附录A)为:

${\rm I}{}_{3\text{Ν}\text{o}\text{n}{}_{-}\text{c}\text{h}\text{a}}=\sqrt{{\rm I}{}_{3+}^2(\alpha )+{\rm I}{}_{3-}^2(\alpha )}=\frac{\sqrt{6}}{3}{\rm I}{}_3(\alpha )(6)$

式中:I3(α)为TCR正常运行时角内3次谐波,当触发角为120°时3次谐波最大,可以达到TCR全导通时基波电流的13.8%[18],此时发生单相支路引线短路时产生的非特征3次谐波可占基波的11.27%。

3.1.2 引线相间短路

对于三相引线间的短路,三相电流之间有耦合,不能简单地对相电流独立求解,解析表达式很复杂。本文就引线相间短路问题进行了定性分析,说明相间故障会造成TCR装置严重不对称,会产生非特征3次谐波,其幅值通过仿真得到。

TCR装置发生引线故障情况4,即1,5两点间的相间短路时,短路故障拓扑及简化图如图4所示。假设相间发生金属性短路,在1,4,5之间做三角形连接至星形连接的阻抗变换可以得到化简图,不计晶闸管阀的电阻,则单相支路1,7之间对于3次谐波的等值电抗为X3(α)=6πXL/(3sin αcos 3α-cos αsin 3α), 5,7两点之间等值电抗为1,7两点之间等值电抗的一半,对于3次谐波4,5两点之间的等值阻抗为1.5倍的基波电抗,则点4与中性点o之间的等值阻抗Xt(α)=3XLX3(α)/(3XL+2X3(α))。

TCR装置发生引线故障5,即3,5两点间的相间短路时,短路故障拓扑及简化图如图5所示。简化图中各等值阻抗的表达式上文已经给出。

可见,当引线相间发生短路故障时,会造成TCR装置严重不对称,线电流中必然会流过非特征3次谐波。

3.2 匝间短路

以1号相控电抗器(图3中的X1)发生匝间短路为例,其短路比为k[19],则该相控电抗器的阻抗值为:

$X{}_1=(1-0.1k)\frac{X{}_L}{2}k=1,2,\cdots ,10(7)$

与单相支路引线短路分析类似,可得非特征3次谐波有效值(具体推导过程见附录B)为:

${\rm I}{}_{3\text{Ν}\text{o}\text{n}{}_{-}\text{c}\text{h}\text{a}}=\sqrt{{\rm I}{}_{3+}^2(\alpha )+{\rm I}{}_{3-}^2(\alpha )}=\frac{\sqrt{6}}{3}(\lambda -1){\rm I}{}_3(\alpha )(8)$

可见,发生匝间短路时,非特征3次谐波电流受匝间短路程度的影响,匝间短路越严重,非特征3次谐波的幅值也就越大,当该相控电抗器完全闪络时,非特征3次谐波也达到基波的11.27%。

3.3 接地短路

如前文所述,在不考虑大地阻抗的金属性短路情况下,两点接地短路与引线短路等效,在此不再赘述,而就单点接地这个特殊问题将在以后的研究中结合SVC装置的特点进行分析。

4 仿真验证

四川某500 kV变电站SVC装置TCR的实际参数如下:额定容量180 Mvar,额定电压66 kV,触发角110°,角内额定电流909 A 。

附录C图C1给出了TCR正常运行、触发角为110°时,TCR相、线电流的各次谐波分布图。从图中可以看出,角内电流的基波分量与设计值相吻合,TCR装置的3次谐波仅在角内流通,线电流中无3次谐波分量。

附录C图C2给出了TCR装置在触发角为110°时发生1,3两点、2,3两点、3,5两点间及50%匝间故障时相电流Iab与线电流Ia中的基波及谐波分布图,无论哪种故障方式,线电流中总会存在3次谐波电流。附录C图C2(a)中相电流为0是因为互感器的安装位置,1,3两点间短路使其测不到电流。附录C图C2(b),(c)的仿真结果验证了对于TCR装置相间短路定性分析的正确性。需要指出的是,图中的3次谐波电流并不是非特征3次谐波的有效值,该值可以通过将三相线电流中的3次谐波电流用对称分量法分解,然后利用前文的定义获得。

附录C图C3给出了TCR单相支路各种故障态非特征3次谐波电流的理论计算值。可见,3种故障态下非特征3次谐波幅值几乎是相同的,与理论值也是符合的,验证了对于单相支路故障态分析的正确性。

附录C图C4给出了TCR装置1,5两点相间短路仿真值及3,5两点相间短路的非特征3次谐波幅值。可见,TCR装置发生相间短路时,线电流中会流过非特征3次谐波,证明前文对该类故障定性分析的正确性。

附录C图C5给出了TCR装置相控电抗器发生50%匝间故障时的非特征3次谐波的理论计算值及仿真值。可见,匝间短路时理论计算值与仿真值相符,证明前文对匝间短路故障分析的正确性。

5 结论

本文介绍了TCR装置运行时可能发生的各种故障状态,在准静态模型基础上对于TCR的运行特性进行分析,引入了非特征3次谐波的概念,并从理论上对各种故障态下线电流中非特征3次谐波幅值进行定性及定量分析。由理论分析及仿真结果可得到以下结论。

1)TCR正常运行时线电流中无非特征3次谐波。

2)TCR支路内部发生除单相接地外的各种故障时,线电流中均存在非特征3次谐波,在发生单相TCR引线间短路及匝间短路时,最大可以达到全导通基波电流的11.27%。

3)在各种故障态下,非特征3次谐波都是触发角的函数。

摘要：晶闸管控制电抗器(TCR)是静止无功补偿器(SVC)的重要组成部分,是SVC安全稳定运行的重要保证。文中根据实际TCR装置的安装及接线方式,详细给出了其运行时的各种故障态,包括引线间短路、接地短路及相控电抗器匝间短路。将直流系统的准稳态模型引入TCR装置建模,在此基础上将任意周期电流表达式推广到三相系统中,得到了TCR装置正常运行时线电流中无3次谐波,内部故障时线电流中存在3次谐波的正序及负序分量的结论。引入非特征3次谐波概念,并对TCR装置在各种故障态下存在的非特征3次谐波进行了定性及定量分析。PSCAD数字仿真结果证明了TCR装置的运行特性及故障态非特征3次谐波计算方法正确。

电抗器故障 第2篇

由于超高压同杆双回输电线路具有出线走廊窄,占地面积少,投资小,建设速度快,输送能力强等优点,因此获得了广泛的应用。运行经验表明,同杆双回输电线中发生的故障大多都为瞬时性故障,当发生故障时,对故障相采用自动重合闸可以保证电力系统的安全稳定运行,保证对用户的连续供电。但若重合于永久故障,电力系统会再次遭受短路电流的冲击,甚至可能使电力系统失去稳定性。因此,在重合闸动作之前必须正确区分故障的性质,进行有选择性的重合,即实现自适应重合闸,有利于系统的稳定和设备的安全。同杆双回输电线路单相自适应重合闸已成为电力系统的一个研究热点[1,2,3,4]。

对永久性故障和瞬时性故障,故障相并联电抗器的电压存在很大的差异,本文详细地分析了超高压同杆双回输电线路瞬时性故障与永久性故障时故障相并联电抗器的电压特性,提出利用故障相并联电抗器电压的计算值与实际测量值之差同中性点小电抗器电压的幅值比来实现故障性质判别的新方法。利用EMTP对瞬时故障与永久故障时故障相的电压特性进行了大量的仿真,验证了理论分析的正确性。表明该方法能够有效的判别故障的性质,可靠地实现同杆双回输电线路自适应重合闸。

1 故障性质的判别原理

文献[5-9]对带并联电抗器的单回输电线路单相自适应重合闸进行了详细的分析研究。本文针对带并联电抗器的超高压同杆双回输电线路,提出了一种判别瞬时性故障与永久性故障的新方法。当发生故障时,无论是瞬时性故障还是永久性故障,该方法都以瞬时性故障为参考模型,在已知中性点小电抗器电压和健全相电压、电流的情况下求取故障相并联电抗器的电压U.LA,再与故障相并联电抗器电压的实际测量值U′LA比较,以实现故障性质的判别。

当发生瞬时性故障时,由于故障模型和参考模型一致,此时故障相并联电抗器电压的计算值U.LA应与实际测量值U′LA相等,即有

当发生永久性故障时,由于故障模型和参考模型不一致,此时故障相并联电抗器电压的计算值ULA与实际测量值U′LA不相等,存在较大的误差,即有

因此可以有效地区分瞬时故障和永久故障。但实际上,在发生瞬时故障时,由于存在一系列的误差,比如断开相电压出现拍频现象等,ULA-U′LA≠0,会影响判据的准确性;另外,中性点小电抗的电压UN主要由健全相电流决定,所以,无论瞬时性故障还是永久性故障,小电抗电压UN变化不大。因此考虑利用U.LA和U′LA的差值与中性点小电抗电压幅值的比值,作为瞬时性故障与永久性故障的判据。如果故障相并联电抗器电压的计算值与实际测量值之差同中性点小电抗电压的幅值比小于1,则判断为瞬时性故障,重合闸动作;如果该幅值比大于1,则为永久性故障,重合闸不动作。即

2 一端带电抗器线路断开相电抗器两端电压的计算

一端带并联电抗器的超高压同杆双回输电线路MN,如图1所示,M为首端,N为末端。首端带有并联电抗器,以Ⅰ回线A相跨II回线B相接地为例,当发生故障后,线路故障相两端断开,随着短路点电弧的逐渐熄灭,输电线路转入非全相运行状态。

L、Ln分别是并联电抗器和中性点小电抗器的电感值,U.LA、U.LN分别为ⅠA相并联电抗器和中性点小电抗器的电压,I.ax、I.bx、I.cx为流过ABC三相并联电抗器的电流,I.N为流过中性点小电抗器的电流,U.MA1、U.MB1、U.MC1为故障时Ⅰ回线M端三相电压。由图可得

U.MB1、U.MC1、I.N是可以实际测得的,U.MA1是未知的,故要求出U.LA,需求出U.MA1。

当线路发生瞬时性故障,短路点电弧熄灭以后,故障点消失。两回线的健全相通过与ⅠA相的电磁耦合和电容耦合使得A相仍存在恢复电压,其工频分量是电磁耦合电压U.xL和电容耦合电压U.y的矢量和。图2是双回输电线路对ⅠA相的等效回路。

其中:;x0为相对地阻抗;x1为相间阻抗;x2为线间阻抗;则电容耦合电压为

双回输电线路健全相对ⅠA的电磁耦合电压为

式中:Zm为单位长度相间互感;Z'm为单位长度线间阻抗;L为输电线路的全长。

将线路分布参数以T型模型等效,可得瞬时性故障时线路端电压的表达式为

将式(12)代入式(7)~(9),即可计算出瞬时性故障时故障相电抗器电压U.LA。

当线路发生永久性故障时,由于故障点始终存在,线路的对地电容可靠放电,因此故障相电压只含有电磁耦合电压,即

式中,l为故障点到线路首端的距离。

将式(13)代入式(7)~(9)即可计算出永久性故障时故障相电抗器两端的电压ULA。

实际应用时,无论线路发生永久性故障和瞬时性故障,都是以瞬时性故障时等效回路为参考模型,计算ULA的值。

3 两端带电抗器线路断开相电抗器两端电压的计算

对于两端带并联电抗器的同杆双回输电线路,同样可以按第2节所述的一端带并联电抗器线路,计算故障相并联电抗器电压的方法,利用式(7)~(13)计算出两端带电抗器线路故障相并联电抗器的电压;再根据第1节所述的故障性质的判别原理区别瞬时性故障与永久性故障。不同的是,对于两端带并联电抗器的同杆双回输电线路,将线路以T形等效电路等效后,利用求电容耦合电压时,0x和xDJ分别是由两端电抗器等效后的相对地阻抗和相间阻抗并联后的值。

4 仿真验证

本文的仿真系统是一个500 k V的超高压同杆双回输电线路,如图3所示。线路全长180 km,系统参数为,M端,正序电抗X1M=92.72Ω,零序电抗X0M=47.49Ω;N端,正序电抗X1N=148.093Ω,零序电抗X0N=45.946Ω。线路参数为,正序电阻R1=0.021 49Ω/km,零序电阻R0=0.153 4Ω/km;正序电抗X1=0.279 14Ω/km,零序电抗X0=0.961 9Ω/km;正序电容C1=0.014 04µF/km,零序电容C0=0.008 43µF/km,线间电容C'm=0.001 44µF/km;线间互感M'=0.070 5 H/km。

两回线均带有并联电抗器,并联电抗器每相为40 Mvar/相,中性点小电抗器为600Ω;线路模型为π型等效电路。

对一端带并联电抗器和两端带并联电抗器的超高压同杆双回输电线路,当发生Ⅰ回线A相跨Ⅱ回线B相接地故障时,利用EMTP分别对不同故障位置和不同过渡电阻接地时的故障进行大量的仿真研究,表1、表2分别给出了一端带并联电抗器线路和两端带并联电抗器线路的仿真结果。由表1、表2分析可知,瞬时性故障时|ULA-U′LA|/|ULN|的值远远小于永久性故障时|ULA-U′LA|/|ULN|的值,故障性质判断准确度高,并且受过渡电阻的影响很小,因此可以根据该判据来准确的区分故障的性质。

5 结论

针对一端和两端带并联电抗器的超高压同杆双回输电线路,通过分析、研究故障相并联电抗器电压的测量值与实际计算值以及中性点小电抗电压特性,提出一种基于故障相并联电抗器电压的计算值与实际测量值之差同中性点小电抗器电压的幅值比来实现永久性故障与瞬时性故障的判别原理。该方法以瞬时性故障为参考模型,当发生瞬时性故障时,由于故障模型与参考模型一致,所以|ULA-U′LA|/|ULN|的值远远小于1;当发生永久性故障时,由于故障模型与参考模型不一致,所以|ULA-U′LA|/|ULN|的值比较大。利用该方法可以有效地区分瞬时性故障与永久性故障,具有较高的灵敏度,受过渡电阻的影响非常小。利用EMTP分别对不同故障位置和不同过渡电阻接地时的故障进行大量的仿真研究,验证了该判据的有效性。

参考文献

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电抗器故障 第3篇

运行经验表明,当超高压架空线路发生故障时,大多数为瞬时性单相接地故障。为确保电力系统安全稳定运行需采用重合闸技术,但盲目重合闸会在短时间内对系统造成二次冲击,危害系统的安全稳定。因此,为保证重合闸动作的准确性,需事先判定故障性质(瞬时性故障或永久性故障)[1,2,3]。截至目前,相关的研究方法已经有很多,包括:1基于电弧阶段的判据[4,5,6],该判据要求互感器能够采集高频信号(即需要较高的采样率),同时故障电弧具有高度的非线性,难以准确模拟,另外并联电抗器加快了电弧熄灭的过程,因此该判据实际应用困难;2基于神经网络的判据[7,8],这种基于智能算法的判据需要大量的数据来模拟得到不同的故障模型,其可用性有待检验;3基于恢复电压特点的判据[9,10,11,12],该判据容易受系统振荡和运行方式的影响,且无法判断熄弧时刻,并联电抗器还降低了故障相恢复电压,其准确性有待提高;4基于瞬时性故障模型的参数识别判据[13,14,15],这类判据缺乏对永久性故障模型的分析,不能反映永久性故障的严重程度,为此文献[16]提出一种基于永久性故障π形等效模型的过渡电阻参数识别方法,然而该方法需要用到双端所有电气量(包括难以精确测量的故障断开相恢复电压),实际应用困难。

本文提出一种基于永久性故障分布参数模型的过渡电阻计算方法,该方法只需要用到故障相跳闸后单端健全相电流和并联电抗器电流。鉴于输电线路接地故障过渡电阻一般不大于500Ω[16],据此可以简便地确定用于识别故障性质的过渡电阻整定值。由于所需电流量可以精确测得,因而实际应用方便。此外,根据过渡电阻的跟踪计算可以有效地确定熄弧时刻,为顺利重合闸做好准备。

1模型分析

1.1单端带并联电抗器模型

以m端带并联电抗器系统为例,当发生A相接地故障时,系统等效 模型如图1所示。图中:分别为线路m端和n端的三相电压;分别为m和n端流向线路的三相电流;分别为m端三相电流;分别为m端并联电抗器的三相电流;Rs和Ls分别为线路单位长度自电阻和自电感;Rm和Lm分别为线路单位长度互电阻和互电感;C0和Cm分别为线路单位长度相对地电容和相间电容;dx为线路一小段 长度元;XL为并联电抗;XN为中性点小电抗;ω为角频率;RF为过渡电阻。

如图1所示,m端各相电压和流向线路的电流分别可以用m端并联电抗器电流表示为:

其中,故障相A相断路器跳闸后,m端A相电流近似为0。为采用均匀传输线方程求解故障点电压、电流,需采用相模变换,将各相端电压和流向线路的电流相 量转变为 对应模量,本文采用 的Karranbauer变换矩阵和变换结果如下:

式中:和分别为m和n端电压模量;和分别为m和n端流向线路的电流模量。

经相模变换可得到完全解耦的阻抗矩阵Z0αβ和导纳矩阵Y0αβ,进而可得到线路各模量的传播常数γ0αβ和波阻抗Zc0αβ。根据均匀传输线方程可求得故障点处与m和n端相关的电压、电流模量分别为:

式中:分别为由m和n端电气量决定的故障点电压、电流模量;lm和ln分别为故障点到m和n端的距离,故障距离能够从故障测距结果中获得,且lm+ln=l(l为线路总长度)。

假设输电线路发生永久性故障,利用双端电气量计算所得的故障点电压、电流相量满足:

式中:分别为由m和n端电气量决定的故障点电压、电流相量。

Infb,Infc分别为由m和n端电气量决定的故障点电压、电流相量。

经相模变换后得到故障点电压和电流模量满足:

根据式 (12)所示电压 边界条件,由式 (6)和式(8)可得:

由式(7)、式(9)、式(14)可得:

令

结合式(13)所示电流边界条件可得:

对于单端带并联电抗器的输电线路,故障相A相断路器跳开后,n端A相流向线路的电流近似为0,则n端流向线路的各电流模量满足:

将式 (18)代入式 (17)后得到的 公式代入式(15),结合ln=l-lm 可得:

式中:μdan(·)为与括号内变量相关的映射函数,由于其表达式过于复杂而未写出;为故障点A相接地电流。

由式 (1)、式 (2)、式 (4)、式 (5)可知,和只与m端三相电流及m端并联电抗器三相电流有关,因此又可以用如下的映射函数来表示:

式中:fdan(·)为与括号内变量相关的单端带并联电抗器模型的单相接地故障电流映射函数。

1.2双端带并联电抗器模型

对于双端带并联电抗器的输电线路,由于n端也装有并联电抗器,则n端电流模量和n端流向线路的电流模量满足:

式中:为n端电流模量。

此外,故障相A相断路器跳开后,n端A相电流近似为0,则n端电流模量满足:

式中:和分别为n端B相和C相电流。

由于n端也装有并联电抗器,因而其故障点电流推导过程不仅有别于单端并联电抗器模型,而且过程更加复 杂,具体推导 过程见附 录A,联立式(14)、式(16)、式(17)、式(21)、式(22)同样可得A相故障点电流满足:

式中:fsh(·)为与括号内变量相关的双端带并联电抗器模型的单相接地故障电流映射函数。

2判别原理

对式(6)所得结果进行Karranbauer反变换可以得到故障点各相电压取A相故障点电压为结合式(20)和式(23)所得A相故障点接地电流,则过渡电阻计算值可以表示为:

由于故障A相断路器跳闸后,m端A相电流Ima′近似为0,则根据式(1)、式(2)、式(4)、式(5)、式(6)、式(20)、式(23)、式(24)可知,过渡电阻Rfa·只与故障相断路器跳闸后m端健全相电流及m端并联电抗器电流和故障测距结果lm有关。

一般来说,永久性故障时,过渡电阻基本稳定在一较小值(不大于500Ω),而瞬时性故障熄弧以后,过渡电阻计算值会迅速上升,据此能够确定故障性质,同时还可以鉴别熄弧时刻。令Rset为过渡电阻整定值,对于单端带并联电抗器线路,取为800Ω,对于双端带并联电抗器线路,取为1200Ω,如果存在过渡电阻计算值满足Rfa>Rset,则判定为瞬时性故障,反之,则判定为永久性故障。

实际应用时,由于瞬时性故障消失以后,线路中会存在频率接近于工频的自由分量,这使得根据傅氏算法提取得到的工频电压、电流量呈拍频特性,其幅值的包络线为正弦交变曲线,频率大约为10 Hz左右,从而据此计算得到的过渡电阻也呈现拍频特性(在故障消失以后,过渡电阻计算值不会一直保持在整定值以上),如果只采取某单一时刻的计算值与整定值进行比较可能会出现误判,而由于其拍频振荡周期(大约为100ms左右)远大于一个工频周期,在某一个工频周期内能够满足过渡电阻计算值连续大于整定值[17]。因此,为保证判定结果的准确性,可以采用一个工 频周期 (20 ms)内连续判 定的方法,令20ms内Rfa>Rset 的次数为N>set,半个工频周期(10ms)的采样点数为Nset=20,当满足N>set/Nset>1时即可判定为瞬时性故障。其判别流程如图2所示,图中tset为重合闸设定时间。

为避免故障相跳闸带来的暂态量的影响,本文所提判据可以在故障相跳闸以后延迟几个工频周期再投入使用,根据上述判断流程,首次出现在20ms内满足N>set/Nset>1时即可判定为故障熄弧时刻。

3仿真结果与分析

仿真系统如图3所示,单端和双端带并联电抗器的线路参数见附录B。图中:Ėn和Ėm分别为n端和m端电源;X1n和X0n,X1m和X0m分别为n端和m端系统阻抗的正序和零序分量。

3.1仿真结果

仿真过程中,各系统两端电源相角差为30°,在0.267s时发生A相接地故障,0.3s时A相两端断路器断开,其中瞬时性故障在0.6s时消失,采样频率为2kHz。单端及双端带并联电抗器模型在p=80%(其中p为故障位置距离m端的百分比)位置处不同故障性质下的过渡电阻计算值分别如图4和图5所示。

图4和图5所示仿真计算结果表明,当线路中装有并联电抗器时,对于永久性故障,过渡电阻计算值基本稳定在真实值附近,而对于瞬时性故障,在故障消失以后,由于电感电容元件的储能作用,线路中会存在频率接近于工频的自由分量,这使得计算所得的过渡电阻呈现振荡趋势。由于振荡周期大于工频周期,故障消失后的首个振荡周期内过渡电阻计算值能满足一个工频周期内都大于整定值,因此本文所提判据有效。

为更清楚地说明判据的有效性,下面分别针对前面所述单端和双端带并联电抗器输电线路在不同运行工况下的故障性质识别结果进行了对比分析。其中负荷电流大小用两端电源相角差θ等效表示,瞬时性故障的过渡电阻计算值取故障消失后第1个振荡周期的 最大值,仿真结果 见附录C表C1和表C2。可知,本文所提判据在不同故障位置、不同负荷电流和不同过渡电阻情况下均能可靠判定故障性质。发生永久性故障时,过渡电阻计算值在单端带并联电抗器模型中有较大误差,但也没有超过20%,这相对于整定值来说依然具有很大的区分度,不会影响判别结果,而双端带并联电抗器模型的误差不超过5%,判定的区分度更大;发生瞬时性故障时,在故障消失以后,由于自由分量的存在,两种模型计算得到的过渡电阻均呈振荡趋势,但通过过渡电阻连续计算可知,在故障熄弧以后,第1个振荡周期中,连续保持Rfa>Rset 的次数远大于一个工频周期采样点数,而永久性故障时,Rfa<Rset 始终成立,从而判据N>set/Nset>1具有很大的裕度,可以准确识别故障性质。

由上述分析可见,当线路装有并联电抗器时,对于永久性故障,计算得到的过渡电阻不仅能确定故障性质,而且能反映故障严重程度;对于瞬时性故障,判据的可靠性高,几乎不存在永久性故障误判为瞬时性故障的可能,并能根据过渡电阻连续计算来识别熄弧时间,从而为顺利重合闸做好准备。

3.2模型误差分析

本文根据均匀传输线方程计算过渡电阻时,需要用到故障测距结果、输电线路参数和系统频率,在实际应用时还需考虑这些参数的误差。仿真结果表明,对于单端带并联电抗器的输电线路,上述参数分别在±10%误差范围内时,如果发生永久性故障,根据本文方法计算得到的过渡电阻与真实值偏差不大,与整定值相比留有很大的裕度;如果发生瞬时性故障,计算得到的过渡电阻仍基本保持在整定值以上,因此不会造成误判。

对于双端带并联电抗器的输电线路,发生永久性故障时,如果故障测距结果出现±10%误差,过渡电阻计算值偏离真实值也不大,仍能保持可靠性,如果输电线路参数和系统频率出现±10%误差,过渡电阻计算值与真实值偏差较大,但相比于整定值仍留有一定的裕度,实际应用时可以通过适当增大整定值来提高判据的可靠性;发生瞬时性故障时,如果上述参数分别在±10%误差范围内,计算得到的过渡电阻仍基本保持在整定值之上,因此也不会造成误判。具体仿真结果见附录D表D1至表D6,由此表明该方法具有一定的耐故障测距结果、线路参数和系统频率误差的能力。

4结语

本文利用带并联电抗器的输电线路永久性单相接地故障时的分布参数模型计算得到故障点电压、电流,进而计算得到过渡电阻,并在此基础上提出一种识别永久性故障的方法。该方法具有如下特点。

1)同时适用于单端和双端带并联电抗器的情况,且只需故障相跳闸后单端健全相电流、单端并联电抗器电流和故障测距结果即可实现,实际应用方便。

2)基于永久性故障模型计算得到的过渡电阻,能够反映故障严重程度,且根据过渡电阻的连续计算可以确定瞬时性故障的熄弧时刻,为顺利重合闸做好准备。

大量电磁暂态程序仿真表明,该方法在不同的故障位置、线路负荷和过渡电阻情况下都能准确识别故障性质,同时还具有一定的耐故障测距结果、线路参数和系统频率误差的能力。

电抗器故障 第4篇

关键词：输电线路,单相重合闸,并联电抗器,恢复电压,并联电抗器电流

0 引言

超/特高压输电线路是电能传输的重要通道,其安全可靠运行对于整个系统的安全稳定至关重要[1]。由于超/特高压输电线路相间绝缘距离较大,相间故障的机会大大降低,则单相接地故障为其主要形式。因此,在线路单相跳闸后采用能够避免重合永久性故障时二次冲击的单相重合闸技术对于系统稳定和设备安全意义重大[2,3]。其中,研究单相故障时的电气特征实现重合前识别永久性故障将有利于提高现有单相自动重合闸的重合成功率。

目前超/特高压大容量输电系统都必不可少地安装一定数量的并联电抗器[4],主要用于补偿运行中的容性充电功率、稳定网络运行电压、限制潜供电流及消除非全相操作引起的工频过电压。而电抗器会削弱健全相对断开相的耦合效应,尤其是在并联电抗器中性点小电抗器对相间电容近似全部补偿的情况下,恢复阶段断开相耦合电压幅值可能会很小,将导致利用耦合电压的单相永久性故障判别结果可信度低,难以付诸电力系统工程应用。因此,本文详细分析了带并联补偿电抗器线路单相故障恢复电压阶段的故障相端电压和并联电抗器电流的特性,并结合典型线路系统仿真分析验证了故障相电流量的工频分量和低频分量的幅值关系,结果表明利用测量精度高的并联电抗器电流量进行永久性故障判别具有一定的可行性。

1 故障相端电压、并联电抗器电流特性分析

带并联电抗器的线路在永久性故障情况下由于故障点可靠对地放电,电弧会相对较快地熄灭,断开相电压为健全相的电磁耦合感应电压[5];而瞬时性故障情况下,电弧熄弧时间较长,恢复电压阶段不仅包含有电磁耦合、电容耦合工频分量,还包括电容电感元件之间形成的低频自由分量。以图1所示的一端带并联电抗器线路为例进行分析。图1中:、分别为线路两侧等效电源电势;ZM、ZN分别为线路两侧系统等效阻抗;Lp、Ln分别为并联电抗器和中性点小电抗器电感。

假定线路A相发生瞬时故障后,故障熄弧后恢复电压阶段的拉普拉斯等效网络如图2所示。

图2中:为熄弧时并联电抗器等值相间电感Lm的电流瞬时值;为熄弧时线路等值相间电容Cm的电压瞬时值;UBC为两健全相等值电势。令uA(t)=Ue sin(ω1t+θ),Ue为额定电压,ω1为工频分量角频率,θ为电压初相角;则。由于线路电感、线路电阻、相间互感参数与电抗器参数相比很小,为了分析简单,予以忽略。

经分析推导得断开相端电压URA(s)为:

同理,可得故障相并联电抗器电流:

由式(2)、式(3)可知,瞬时性故障时故障相端电压和并联电抗器电流量存在两种不同频率成分的周期性分量,导致端电压和并联电抗器电流具有较明显的拍频现象。而且自由分量的衰减时间常数较长,在瞬时性故障重合期间拍频振荡特性将持续存在[6,7];而永久性故障时则由于故障回路可靠对地放电,端电压由电感耦合工频电压决定,故障相并联电抗器电流则主要由衰减直流分量和工频分量构成。

进一步分析表明,二次熄弧时刻一般在电弧电流最接近零轴的时刻,由于并联电抗器衰减直流分量的影响,电弧一般在θ为0°附近熄灭。设0=0°,即有熄弧时刻的储能元件的初始状态为:

以断开相端电压URA(s)为例进行反拉斯变换并简化得:

可知工频分量幅值U1和自振分量幅值U2的关系,即,表明工频分量与自振分量幅值之比为其频率之比,而自振分量频率通常小于工频,可得端电压自振分量幅值U2小于工频分量幅值U1。前述结论是在忽略电磁感应电压影响的前提下得出的;实际上,若线路在轻负荷方式下运行,电磁感应耦合电压幅值较小时或端电压两耦合分量的相位差较大时,电容耦合分量和电磁感应分量的矢量合成电压的幅值较电容耦合分量幅值有一定程度减小,可能出现端电压工频分量幅值小于自振分量幅值的情况。

同理,对于断开相并联电抗器电流iEL(t)也包括工频和低频两种成分的周期分量,其表达式过于复杂,这里不再一一列出。

3 ATP仿真分析

为了验证前面理论分析的正确性,接下来利用EMTP-ATP构建500 kV线路模型进行故障仿真并利用MATLAB软件分析。

3.1 仿真模型参数

以图1所示的一端带并联电抗器、长度为400 km的500 kV线路系统为例,利用电磁暂态仿真软件EMTP-ATP构建如图3所示的仿真模型进行分析。

仿真模型参数如下:

(1)电源电势

(2)线路参数

(3)系统阻抗

(4)电抗器参数

3.2 故障仿真

假定A相为故障相,故障发生时刻为0.039 s,断路器在0.13 s时刻跳开,瞬时性故障在0.179 s时刻消失,仿真观测时间为1 s。图4、图5分别给出了线路距离M端200 km处,发生瞬时性故障和金属性永久接地故障情况下故障相端电压和对应并联电抗器电流波形。

由图4、图5可以看出,电弧熄灭后的瞬时性故障时故障相端电压和电抗器电流有明显的拍频现象;而永久性故障时,电弧熄灭后故障相电压和电抗器电流主要由工频分量构成,因此不存在拍频现象。

对线路不同位置的单相故障熄弧后的断开相端电压和并联电抗器电流幅值的仿真计算结果如表1、表2所示。其中:,,线路额定电压Ue=288.7 kV,并联电抗器的额定工作电流Ie=172.7 A。

表1计算结果表明,瞬时性故障时,断开相恢复电压的工频分量、自由分量的幅值较大,达到了线路额定电压的20%以上;故障相并联电抗器电流的工频和自由分量幅值较大,电流有效值接近并联电抗器正常工作电流30%以上。表2的结果表明,在永久性故障时,故障相端电压基本以工频分量为主,且其幅值很小,最大不超过额定电压的10%;但并联电抗器电流的工频分量幅值则超过正常工作电流的10%。相关分析表明,随着相间电容补偿度的增加,健全相对断开相的耦合作用进一步削弱,断开相的恢复电压的幅值将进一步降低,在相间电容接近全补偿时,即使是瞬时性故障此时断开相端电压幅值亦不足额定电压的5%,这将给基于故障相耦合电压的判别方法带来不便;而并联电抗器电流幅值则仍可以超过正常工作电流的10%,获取该电流信号相对端电压具有较高的精度和可信度。

4 结论

本文对带并联电抗器补偿的输电线路的单相故障时故障相端电压和并联电抗器电流的特性进行了理论分析和相应的仿真计算验证。结果表明,瞬时性故障时,故障相端电压和并联电抗器电流由于存在幅值较大的工频和自由分量,导致具有明显的拍频现象;而永久性故障不存在自由分量,仅有工频分量。对于相间电容低补偿度线路,此时故障相耦合电压幅值较大,基于耦合电压特性判别能够有效使用;对于相间电容高补偿度线路,断开相耦合电压幅值可能不到额定电压的5%,此时该电压信号测量精度不高,而并联电抗器电流量相对端电压具有较高的测量精度。因此,研究利用并联电抗器电流量的超/特高压线路单相永久性故障识别技术更具有工程应用价值。

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电抗器故障 第5篇

干式空心电抗器是用于优化系统电压质量、降低电网损耗的重要无功补偿设备, 关系到电网的安全、稳定、经济运行。为了提高功率因数, 减少电能损耗, 增强供电可靠性, 国内对500 k V系统中的变压器在35k V低压侧安装了大量的低抗、低容。干式空心电抗器 (干抗) 因采用干式绝缘、结构简单、维护量小、损耗低等优点受到广泛使用。但干抗的结构特点易导致其运行温度升高, 再加上日照、盐雾和潮湿影响较大, 造成绝缘降低, 容易出现局部放电、匝间短路等故障。PRTV防污闪涂料具优异的憎水性能、自洁性、不粘性、阻燃性和耐电腐损性, 干抗表面喷涂PRTV防污闪涂料, 可以提高电抗器的绝缘, 防止局部放电和匝间短路故障发生。

1 干式空心电抗器故障原因

1.1 设备制造材料与工艺

对干抗的故障进行调查分析发现, 干抗事故主要原因是运行中热点温度高, 设计选择的绝缘材料耐热等级偏低, 加速聚酯薄膜老化, 当雨水多次渗入时, 造成局部放电和匝间短路故障。制造方面的原因, 包括:绕制绕组时绕线的松紧度不均匀和绕组电阻的变化, 使局部温升增大;接线端子与绕组焊接处的焊接电阻偏大, 产生附件损耗使接线端子处温升过高;另外, 制造过程中产生的撑条裂纹、导线表面的微小毛刺、绝缘材料密封不良等, 极易引起匝间短路导致的局部放电烧损。

1.2 运行环境

干抗在户外运行受到日照、污物的影响, 其表面会有污物沉积, 同时表面的绝缘材料会出现粉化现象, 形成污层。在盐雾和潮湿的环境下, 表面污层会受潮, 导致表面泄漏电流增大, 发热量增加。干抗表面电场集中区域的水分蒸发较快, 造成该区域出现局部电阻改变, 电流在该中断处形成很小的局部电弧。随着时间的增长, 电弧将发展并发生合并, 形成沿面树支状放电, 进一步发展将形成匝间短路, 短路线匝中电流和温度剧增, 造成干抗烧损。

2 PRTV涂料的作用

PRTV电力设备外绝缘用就地成型永久性防污闪复合涂料, 是一种电力系统用新型电气功能材料, 是专为电网及各发、输、用电客户持久彻底地消除、设备污闪隐患而设计的产品。PRTV涂料产品设计使用寿命在10年以上, 具有优良的憎水性和快速、均衡、持久的憎水迁移性, 电气绝缘性优良;耐电蚀损性达TMA4.5级、阻燃性达FV一0级、抗电弧;高模量、高强度、超强附着力;耐酸、碱、盐和强氧化剂腐蚀, 耐油性好;耐紫外线、耐臭氧、抵抗环境侵蚀;不起皮, 不开裂, 维护期内正常状态下免清扫;就地成型, 使用方便, 满足输变电设备现场防污技术措施的需要。

PRTV涂料具有非常优异的憎水性、自洁性和不粘性, 当PRTV表面积累污秽后, PRTV内游离态憎水物质逐渐向污秽表面扩散, 从而使污秽层也具有憎水现象。当把PRTV涂料喷涂于干抗表面后, 在遇到盐雾和潮湿天气时, 污秽层很难润湿, 即使吸附少许水分, 也仅仅以不连续的小水珠的形式存在, 不会形成连接的水膜, 从而抑制了泄漏电流及局部电弧的产生和发展。

3 干式空心电抗器表面喷涂PRTV工艺要求

3.1 物面处理

先用清洁剂、抹布等清除电抗器本体表面灰尘及其它物质形成的沾污, 使被涂物表面干净、无油点、污迹及灰尘。用胶带或保鲜膜等包裹支撑绝缘子等, 防止污染。

3.2 喷涂PRTV工艺要求

要求喷涂均匀, 无透底、气泡、流挂及漏涂;待第一层喷涂干后, 检查质量无问题, 再进行第二次喷涂;涂刷喷涂均匀, 无透底、气泡、流挂及漏涂, 且表面光亮;总厚度达0.4mm以上;涂膜表面干燥前, 大风雨及浓雾天气要覆盖防雨、防砂及防雾塑料薄膜, 以免造成涂膜分层、起毛、沾污及产生气泡。

4 结语

干抗故障多由局部放电缓慢发展引起, 即运行中干抗内部发生了局部放电, 造成匝间短路, 干抗烧损事故。预防局部放电的有效方法是对干抗表面喷涂PRTV, 避免绝缘出现过热劣化, 表面龟裂痕迹, 引起故障。

摘要：介绍PRTV涂料在干式空心电抗器故障预防中的应用。

关键词：PRTV,干式空心电抗器,局部放电,匝间短路

参考文献

[1]周培忠, 郭春志, 徐晓雨.干式空心电抗器局部放电检测探究与事故预防[J].东北电力技术, 2013, (03) :51-52

[2]夏长根.一起35 k V干式并联空心电抗器故障分析[J].电力电容器与无功补偿, 2009, (05) :43-45

电抗器故障 第6篇

可控高压并联电抗器(简称可控高抗)是高压电网重要的无功补偿设备,其安全运行关系到线路的输电能力和系统的电压稳定性,意义重大[1,2,3,4,5]。可控高抗本体匝间短路是一种常见的故障形式[6],且匝间故障的概率随着电压等级的升高而增大[7,8],匝间保护是可控高抗本体保护研究的关键。

磁控式并联电抗器(MCSR)作为超/特高压并联电抗器家族的重要成员,其每相控制绕组采用两分支绕组反极性串联的特殊结构,匝间故障时会在励磁系统中形成幅值很高的过电压或过电流,严重威胁设备安全,必须予以重视。MCSR控制绕组发生匝间故障时会在故障相控制支路产生交流不平衡感应电动势,由于超/特高压MCSR控制绕组额定电压很高,即使很小的短路匝比也会引起很大的不平衡感应电动势,基于此且考虑到由于网侧绕组和控制绕组额定电压相差悬殊,当控制绕组发生一相小匝比匝间短路时,反映于网侧的三相不平衡电流很小,难以被保护装置检测出,实际中考虑在直流母线间设置过电压保护作为控制绕组匝间故障主保护。

本文基于一种国外实际工程中已投运的超高压M C S R,简要介绍了其工作原理,对控制绕组匝间短路故障特征进行了理论分析。结合数字仿真和动模实验结果,提出了以过电压保护作为超/特高压MCSR控制绕组匝间短路保护存在延时动作且可能拒动的潜在问题。本文深入研究了上述问题的成因,得出故障后直流母线极间电压中故障特征的出现依赖于总控制电流过零的结论。最后对超/特高压MCSR控制绕组匝间保护方案进行了探讨,提出了以总控制电流中的基波分量作为判据的控制绕组匝间保护新方案。

1 超/特高压MCSR本体结构及工作原理

单相MCSR原理图如图1所示,电抗器铁芯分裂为两部分,网侧绕组和控制绕组均采用分支绕组结构分别绕在两个分裂铁芯上,网侧绕组连接于交流电网,控制绕组反极性串联接干直流电源。

正常运行时,控制绕组中流过的直流电流在两分裂铁芯柱中产生等幅反向的直流偏置磁通,该直流偏置磁通对网侧电压引起的交流磁通分别形成正向和反向偏置,使得两芯柱在交流磁通的正、负半周期内轮流饱和。通过控制直流电流的大小,可以控制芯柱的饱和度,变相改变铁芯磁导率,进而控制电抗器的电抗值大小和工作容量。直流电流越大,铁芯越饱和,磁导率越小,则可控高抗的等效电抗值越小,当电网电压一定时,输出的无功功率越大。

文献[9]中给出了一种已在俄罗斯实际投运的500 kV三相超高压MCSR一次电气接线图(见附录A图A1),其励磁系统结构如图2所示,包括励磁电源、整流变压器、三相桥式全控整流电路、三相控制支路和平衡电阻。其中每相控制支路由两分支控制绕组反极性串联构成,三相控制支路并联于直流母线间。图中:ikA,ikB,ikC分别表示各相控制支路电流;udc为直流母线极间电压。

2 超/特高压MCSR控制绕组匝间故障特性分析

单相控制支路结构如图3所示。图中:ik为控制支路电流;Φp和Φq分别为p,q芯柱主磁通;ep和eq分别为p,q芯柱中由主磁通感应出的电动势;Np和Nq分别为分支控制绕组p,q的匝数;Rp和Rq分别为控制绕组p,q的直流电阻。

忽略漏磁通则有

正常运行时,有

将式(2)、式(3)代入式(1)得到:

由于ik为直流电流,故udc只含有直流分量。

设控制绕组p发生匝间故障,参数Rp和Np发生改变,则

综上分析得出,正常运行时直流母线极间电压udc只含直流分量;当控制绕组发生匝间故障时,铁芯中的交流磁通在两分支绕组中引起的感应电动势不再平衡,会在udc中产生交流不平衡电动势,由于超/特高压MCSR控制绕组额定电压很高,该不平衡电动势幅值很大。因此,实际中采用基于udc的过电压保护作为控制绕组匝间故障的保护方案。

3 超/特高压MCSR控制绕组匝间故障仿真分析

为了考察以udc作为判据的控制绕组匝间保护方案的性能,在MATLAB中建立图4所示模型对MCSR控制绕组匝间故障进行仿真,MCSR本体结构与附录A图A1一致,具体参数设置见附录B。

为了验证MCSR数字仿真模型的准确性,制造了与数字仿真模型相同结构的MCSR低电压物理模型并进行了10%工作容量下控制绕组10%匝间短路的动模实验。MCSR物理模型额定容量为1.5 kvar,网侧绕组、控制绕组、补偿绕组额定电压分别为1.5 kV,77 V,76 V。动模录波结果和数字仿真结果非常接近(见附录C),验证了数字仿真结果的可信度。考虑到物理模型不便于做匝间故障实验,其余故障情形的分析均基于数字仿真结果。

以100%工作容量下A相控制绕组p的50%匝间短路故障为例详细分析,故障时段为4～4.2 s。图5给出了udc、各相控制支路电流ikA,ikB,ikC以及总控制电流it(it=ikA+ikB+ikC)的仿真结果。

依照第2节的分析,在控制绕组发生匝间故障的同时,直流母线极间电压udc中会产生交流不平衡感应电动势,从而在控制绕组故障相电流ikA中产生交流故障分量。图5(b)和(c)所示仿真结果验证了ikA中交流故障分量的存在。然而在图5(a)中匝间故障引起的不平衡感应电动势并未在直流母线极间电压udc中呈现出连续的交流过电压,而是周期性地出现间断的电压尖峰,分析该现象的成因如下。

为了便于观察和分析,取图5(a)和图5(c)的局部放大图如图6所示。

由于电压尖峰每工频周期出现1次,以故障初始时刻至第2个电压尖峰出现这段过程为分析对象,并进一步将该过程分为3个时段T1,T2,T3。

时段T1:匝间故障在故障相控制支路引起不平衡感应电动势Δe,故障相ikA中出现交流故障分量。如图6(b)所示,该时段内it大于零,整流器工作在整流状态,励磁系统电流分布如图7所示。由于晶闸管的导通电阻和整流变低压侧直流电阻远小于控制支路的直流电阻RkA,RkB,RkC,可以认为Δe经RkA被整流阀短路,从而udc中不呈现交流过电压。

时段T2:如图6(b)所示,it过零并为负。由于控制绕组的额定电压很高(见图6(a)),匝间故障引起的Δe幅值远大于整流变副边电压,故在时段T2内,整流器所有晶闸管承受反向电压,且由于it过零,原先导通的晶闸管关断。此时励磁系统电流分布如图8所示,it降落在平衡电阻Rw上,使得udc中出现故障特征,呈现为正向电压尖峰。

时段T3:如图6(b)所示,总控制电流it为正,相应地,电压尖峰呈现负值,此时晶闸管承受正向电压,但由于触发脉冲尚未到来,整流阀仍处于关断状态。励磁系统电流分布如图9所示,时段T3相较于时段T2时的it流向相反。

当触发脉冲到来时,整流阀导通,励磁系统又回到时段T1的运行状态,udc中的电压尖峰消失。此后重复时段T1至时段T3的过程直到故障切除。

综上,控制绕组匝间故障时,it由整流输出的直流分量叠加故障产生的交流分量构成,当it为正、整流阀导通时故障产生的交流不平衡感应电动势被短路,udc不显示故障特征(即交流过电压),当it过零并为负、整流阀关断时,udc呈现过电压。可见故障特征的出现依赖于整流阀的关断,而整流阀的关断又依赖于it的过零。可以推论MCSR的工作容量越大(it直流分量大)或短路匝比越小(it的故障交流分量小),故障时udc呈现的故障特征越不明显,当it不存在过零点时,udc将不显示故障特征。

图10和图11给出了100%工作容量下10%匝间故障和10%工作容量下10%匝间故障时udc和总控制电流it,的仿真波形,故障时段为8～8.2s。

对比图5和图10,在相同工作容量下,短路匝比较小时,总控制电流it没有过零点,直流母线极间电压udc不呈现故障特征;对比图10和图11,相同的短路匝比,工作容量较小时udc重新呈现出故障特征,仿真结果与前文推论一致。表1第3列给出了控制绕组匝间故障在更多短路匝比及工作容量下udc是否呈现故障特征的比较结果。

4 超/特高压MCSR控制绕组匝间故障保护方案探讨

4.1 过电压保护存在的问题

从仿真结果可以看出,udc中的电压尖峰并非伴随故障发生而立即出现,而是直到总控制电流it过零时方才显现,这势必造成过电压保护的延时动作。另外本文第3节的分析指出,在大工作容量或小短路匝比的故障情况下,udc会因为it没有过零点而不显示故障特征,造成保护拒动。

4.2 保护新方案探讨

该结构的MCSR正常运行时总控制电流it中只含有整流输出的直流和6 k(k=1,2,3,)次谐波分量,理论上不含基波分量,而当控制绕组匝间故障时,故障相控制支路电流ikA和总控制电流it含有幅值较高的交流故障分量,可以利用该故障特征作为控制绕组匝间短路故障的判据。故本文提出以总控制电流it中的基波分量构成控制绕组匝间保护,保护判据为:

式中:It1为总控制电流中基波分量有效值;krel为可靠系数;Itl_unb.max为正常运行时总控制电流中因系统参数不平衡或设备制造误差等原因引起的最大不平衡基波电流。

表1最后一列给出了不同短路匝比和工作容量下控制绕组匝间短路时总控制电流it基波分量的有效值,可以看出正常运行情况it几乎不含基波电流,而匝间故障情况下基波电流有效值较大,保护新方案在2%小匝比匝间短路情况下也具有较高的灵敏度。

5 结语

本文研究了超/特高压MCSR控制绕组匝间故障的故障特征,得出故障后直流母线极间电压中故障特征的出现依赖于总控制电流过零,以直流母线极间过电压保护作为控制绕组匝间保护的方案存在延时动作且可能拒动的问题,不宜采用。

本文提出了基于总控制电流基波分量的控制绕组匝间保护新方案,该方案原理简单,只需在直流母线上装设一个电流互感器,工程上易于实现,仿真结果显示在2%小匝间短路情况下仍然具有较高的灵敏度,为超/特高压MCSR控制绕组匝间保护提供了有效的新手段,对实际工程具有指导意义。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

参考文献

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[8]ANSI/IEEE C37.109—1988 Guide for the protection of shunt reactors[S].1988.

电抗器故障 第7篇

1问题的提出

SS40158号以后的机车使用的TXP7型平波电抗器为油浸式变压器, 与主变压器共用油箱。如果要检查平波电抗器, 需要解体变压器才能实现。如SS40825机车在2007年8月开始在途中多次发生瞬间主回路接地, 使用兆欧表测量主回路绝缘正常, 使用直流耐压测试仪主回路各部泄漏电流不超标, 不能确认接地点。历经多次库内检查、添乘未能确认故障点, 最终在库内检查出现接地点接死后才确认是平波电抗器接地。在这个过程中还对主变压器油样作耐压和色谱分析, 均未发现异常。解体平波电抗器后发现其拉杆紧固螺母松脱, 导致拉杆松脱后与绕组接磨造成接地。拉杆紧固螺母松脱的原因是拉杆螺栓紧固螺母使用的全金属锁紧螺母在使用过程中防缓片折断, 失去防缓作用而松脱。

虽然故障原因已经确认, 但从故障处理过程看, 该故障表现为动态的主回路接地, 很难判断。分析出现这种情况的原因, 一是由于平波电抗器松动部件在机车运行中会因振动造成动态接地故障;二是SS4型机车主回路采用有源接地保护模式, 一旦出现一点接地, 接地保护装置通过110V电源回路进行接地保护, 而接地电流很小, 不会造成变压器油理化参数的明显变化, 这样就给故障处理带来很大困难, 因此有必要探讨有效判断平波电抗器接地故障的方法, 为现场作业提供技术支持。

2放油测量方法

通过分析目前测量工艺过程, 认为不能确认故障的原因主要是由于SS4型机车平波电抗器采用油浸式结构。故障机车在测量绝缘值时无论是使用兆欧表还是使用TY测量, 脱落部件与绕组间的主要绝缘介质是变压器油, 由于其绝缘击穿电压远远高于空气绝缘:SS4型机车使用的40#变压器油在间隙2.5 mm时击穿电压应大于30 kV;而空气绝缘击穿电压在不均匀电场情况下最高为10 kV/cm。因此, 在日常测量SS4型机车主变压器内部绕组绝缘时, 只要带电部件与接地部分有很小的间隙或有一定的爬电距离, 绝缘难以击穿, 就难以确认故障, 导致对变压器的绝缘测量不能正确反映其内部绝缘状态。为验证这一分析, 决定在变压器充油和非充油状态下对平波电抗器绝缘进行测量。

根据《SS4型电力机车大修规程》规定, 大修时平波电抗器工频耐压试验要求为:50 Hz正弦波6 kV电压, 历时1 min无击穿、闪络, 因此确定对变压器进行直流耐压的测量电压为5 kV。表1是对3台故障机车进行绝缘测量时的记录。

其中SS40924、0946机车解体后发现平波电抗器拉杆螺栓脱落后与绕组接磨造成接地 (如图1所示) ;6118机车下车后发现绕组内部绝缘击穿。

(a) SS40924平波电抗器绕组接地点 (b) SS40946平波电抗器绕组接地点

从测量结果与解体后的结果对照比较来看, 通过测量放油后的平波电抗器直流耐压可以确认其绝缘状态, 说明放油测量平波电抗器泄漏电流的测量方法方式是安全可行的, 可以解决变压器充油后绕组绝缘状态难以确认的问题。这一测量方式对其他充油变压器绕组同样适用。

3结束语

放油后进行直流耐压测量这一方式对现场作业有很大的实际意义, 可以在不解体变压器的情况下确认变压器内部绕组故障, 提高作业效率, 避免不必要的人力、物力浪费。同时建议在机车单次中修时进行直流耐压测量, 便于及时发现变压器内部故障, 减少变压器运用中的故障。

摘要：对SS4型电力机车主变压器内部绕组接地故障的判断方法进行了探讨和分析, 并提出初步判断方法。