330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 DL 5014-92

330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 DL 5014-92
330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 DL 5014-92

330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定

Technical regulation ror designing or reactive for330~500kV substations

DL5014-92

主编部门:能源部东北电力设计院

批准部门:中华人民共和国能源部

施行日期:1993年10月1日

第一章总则

第1.0.1条本规定适用于330、500kV变电所内的330、500kV并联电抗器置,10~63kV并联电抗器和并联电容器装置,0.8~20kV静止补偿装置的新建程,扩建、改建工程可参照执行。

本规定不包括调相机。

第1.0.2条无功补偿装置的设计必须执行国家的技术经济政策,并应根据安装点的电网条件、谐波水平、自然环境、运行和检修要求等,合理地选择装置型式,容量,电压等级,接线方式,布置型式及控制、保护方式,做到安全可靠、技术经济理和运行检修方便。

第1.0.3条遵照本规定设计的无功补偿装置,尚应符合现行的国家和部的有关准、规范、规程和规定。

第二章系统要求

第2.0.1条系统的无功补偿原则上应按就地分区分电压基本平衡,以保证系统枢纽点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求。

第2.0.2条变电所内装设的高低压感性和容性无功设备的容量和型式,应根据力系统近远期调相、调压、电力系统稳定、电压质量标准、工频过电压和潜供电流方面的需要选择。

无功补偿装置应首先考虑采用投资省、损耗小、分组投切的并联电容器组和低压并联电抗器组。由于系统稳定和满足电压质量标准而需装设静止补偿装置或调相机时,应通过技术经济综合比较确定。

第2.0.3条并联电容器组和低压并联电抗器组的补偿容量,宜分别为主变压器容量的30%以下。

无功补偿装置,应根据无功负荷增长和电网结构变化分期装设。

第2.0.4条并联电容器组和低压并联电抗器组的分组容量,应满足下列要求:

一、分组装置在不同组合方式下投切时,不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大;

二、投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的母线电压变动值,不宜超过其额定电压的2.5%;

三、应与断路器投切电容器组的能力相适应;

四、不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量。

为简化接线和节省投资,宜加大分组容量和减少分组数。500kV变电所电容补偿装置的分组容量可选为30~60Mvar,330kV变电所可选为10~25Mvar。并联电抗器组的分组容量参照上述二、三两项要求,可适当增大。

第2.0.5条分组投切的并联电容器组的串联电抗率,需根据电容器组合闸涌流,谐波放大对系统及电容器组的影响等方面的验算确定。由系统进入变电所母线的谐波量,在无实测值时,可按SD126《电力系统谐波管理暂行规定》中规定的各级电压母线的电压波形畸变率及谐波电流允许值计算。一般情况下针对限制5次及以上谐波,串联电抗率可取5%~6%;针对限制3次及以上谐波,串联电抗率可取12%~13%。

第2.0.6条静止补偿装置的型式应通过技术经济比较确定,宜采用晶闸管相控电抗器配合断路器投切的电容器组和电抗器组。相控电抗器的容量可按不小于电容器组和电抗器组两者中的最大分组容量选择。

第三章接线

第一节一般规定

第3.1.1条无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合。

第3.1.2条高压并联电抗器接入系统的电压等级一般为500、330kV,接入主变压器三次侧的无功补偿装置的电压宜选用35kV级,在东北地区宜选用63kV 级。静止补偿装置应连接在主变压器三次侧,主变压器三次侧电压等级可通过对主变压器及其三次侧的开关设备、晶闸管阀(包括是否加中间变压器)等组件进行综合技术经济比较确定。当主变压器三次侧长期只接有晶闸管阀控制(或投切)的静止补偿器时,宜采用15.75kV或20kV电压。

第3.1.3条无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定,并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。

第3.1.4条接入主变压器三次侧的无功补偿装置的接线应满足下列可靠性要求:

一、任一组无功补偿装置故障不应导致主变压器切除;

二、当不装总断路器时,应采取措施减少母线故障,特别是相间故障的几率;

三、与第2.0.4条第一项的要求同。

第3.1.5条无功补偿装置宜采用单母线接线,或按总断路器性能要求采用多段母线。

基于目前国产设备状况,主变压器三次侧无功补偿装置一般可有以下几种接线方式:

一、主变压器三次侧装总断路器,无功补偿各回路经或不经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设负荷开关;

二、主变压器三次侧不装总断路器,无功补偿各回路装设断路器或晶闸管投切装置;

三、主变压器三次侧不装总断路器,在并联电抗器回路的中性点装设断路器(或负荷开关)或晶闸管投切装置,在并联电容器回路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器;

四、主变压器三次侧不装总断路器,在并联电抗器、并联电容器回路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器或晶闸管投切装置;

五、当具有较多组大容量并联电容器时,采用小值串联电抗器限制涌流(以串联电抗率为0.5%~1%的串联电抗器代替串联电抗率为6%的串联电抗器可节省投资),另装设或不装设小容量谐波滤波器的接线方式。

第3.1.6条为保证载波通信质量,330、500kV并联电抗器宜装在阻波器的母线侧,如有布置等其它技术经济上的需要,经计算论证确能保证通信质量及继电保护可靠性时,也可将电抗器装在阻波器的线路侧。

第3.1.7条多组主变压器三次侧的无功补偿装置之间一般不考虑并联运行,并不宜装设相互切换的设施。

第3.1.8条主变压器三次侧无馈线时总断路器的装设条件:

一、当选用单相户外空心干式串、并联电抗器且组数不超过4组时,宜不装设总断路器;

二、当本期仅出现单相并联电抗器组时可不装设总断路器,远期出现并联电容器且回路数较多时,则应按变电所实际的技术经济条件决定是否装设总断路器;

三、当由于各无功补偿回路的选型及布置等原因,难以大大降低发生相间短路的几率,且其开断电器又不能满足开断短路电流时,则应装设总断路器。

第3.1.9条当总断路器检修期间无功补偿装置仍需继续运行时,宜有相应的旁路隔离开关回路供断路器检修时用。

第3.1.10条当有静止补偿装置时,主变压器三次侧母线的接线方式原则上同第3.1.5条,并应符合下列条件:

一、当主回路装设具有切短路故障能力的总断路器,并在分支回路装设负荷开关时,相控电抗器回路可不装设负荷开关;当不装设总断路器时,各分支回路包括相控电抗器回路均应装设具有切短路故障能力的断路器。

二、相控电抗器回路与谐波滤波器回路宜固定连接在一起并为一个分支。

第二节并联电抗器和并联电容器及其

配套设备的接线方式

第3.2.1条低压并联电抗器回路的断路器或负荷开关应根据所供配套设备及最终接线等经技术经济比较确定。

第3.2.2条当母线短路电流超过低压并联电抗器回路的断路器允许值时,可经技术经济比较选择下列接线方式:

一、断路器前加装限流电抗器;

二、选用较高电压等级、额定开断电流符合要求的断路器;

三、只装设大容量总断路器,用来开断短路及负荷电流,分支回路装设负荷开关;

四、断路器装于电抗器中性点侧。

第3.2.3条当低压并联电抗器回路采用会产生较高截流过电压的断路器或负荷开关(含真空断路器或真空负荷开关)时,应加装金属氧化物避雷器加以保护。避雷器应装设在断路器的并联电抗器侧。

第3.2.4条低压并联电抗器宜采用星形接线方式。

第3.2.5条具有串联段的15.75~63kV大容量并联电容器组宜采用中性点不接地的双星形接线。

第3.2.6条电容器装置每相为多段串联时,应采用先并联后串联的接线方式,并联电容器组每个串联段中并联电容器的并联台数应大于最小允许并联台数,同时应小于最大允许并联台数。最大允许并联台数由单个电容器的耐爆容量及熔断器的涌放电流开断能力决定。最小允许并联台数由一台电容器故障切除后其它并联电容器过电压不导致整组电容器停运而定。当在串联段中超过最大允许并联台数时,可在串联段间连接的均压母线处分列,以减少并联台数,但分列后的并联台数仍应满足最小允许并联台数的要求。

第3.2.7条电容器装置应设置满足电容器投切要求的专用断路器,分组断路器不能满足开断短路的要求时,应增设开断短路用的总断路器。

第3.2.8条当合闸涌流超过回路设备允许值时,应在每组回路中设置串联电抗器。

当装设电容器装置引起的高次谐波含量超过规定允许值时,应在回路中设置限制谐波的串联电抗器。

限制谐波的串联电抗器,可兼作限制涌流的串联电抗器。

需要限制短路电流时,串联电抗器可兼作限流电抗器。

当具有较多组大容量并联电容器时,采用小值串联电抗限制涌流另装设或不装设小容量谐波滤波器的方式,应有技术经济论证,并应确保变电所母线的谐波指标满足SD126的要求。

串联电抗器宜选用干式空心电抗器。

第3.2.9条串联电抗器装设在电容器的中性点侧或电源侧,应根据电容器装置的接线方式、电抗器的动、热稳定电流及母线短路容量等经技术经济比较确定。

第3.2.10条为防止过高的操作过电压,电容器回路应采用不重燃的断路器或负荷开关。当采用有重燃几率的断路器或负荷开关时,应装设避雷器进行保护。

并联电容器装置中的避雷器保护接线,应根据电容器装置的实际接线方式,通过计算或试验来确定。

第3.2.11条电容器装置宜装设接地用隔离开关。

第3.2.12条单台电容器宜装设专用的外部熔断器,当电容器的外壳直接接

地时,保护单台电容器的熔断器应接于电源侧。

第3.2.13条当电容器组需自动投切或单台电容器无内放电电阻时,必须加装专用放电装置,放电装置的三相及中性点宜与电容器组直接连接。

第三节高压并联电抗器的接线方式

第3.3.1条高压并联电抗器回路一般不装设断路器或负荷开关,但遇下列情况则可设置断路器或负荷开关:

一、两回线共用一组并联电抗器时;

二、并联电抗器退出运行,过电压水平在允许范围内,并为调相调压需投切并联电抗器的情况。但这种情况应尽量避免,应以低压并联电抗器替代高压并联电抗器;

三、当系统其他方面有特殊要求时。

第3.3.2条高压并联电抗器带有套管型电流互感器,不专设电流互感器。

第3.3.3条保护高压并联电抗器的避雷器应为线路型,并应尽量靠近电抗器装设。线路侧是否装设避雷器宜根据雷电过电压及操作过电压计算或模拟试验确定。

第3.3.4条330、500kV并联电抗器的中性点经小电抗接地,电抗器中性点侧应装设相应电压等级的避雷器。

第四节静止补偿装置的接线方式

第3.4.1条相控电抗器的型式宜为单相空心电抗器,每相晶闸管两侧各设一个线圈,两个线圈一般为上下叠装,宜采用6脉动三角形接线。

第3.4.2条各次谐波滤波器中的电容器及电抗器装置接线可参照本章第二节中的有关条款要求。

第3.4.3条谐波滤波器宜采用单调谐谐波滤波器。

第四章电器和导体选择

第一节一般规定

第4.1.1条无功补偿装置的电器和导体,应根据其技术条件及安装地点的环境条件选择和校验。

第4.1.2条无功补偿装置的电器和导体应满足正常运行、短路故障及操作过程的要求。

第4.1.3条无功补偿装置总回路的电器和导体的长期允许电流,按下列原则取值:

一、不小于最终规模电容器总容量的额定电流,并计入实际可能出现的各次谐波电流的综合值;

二、不小于最终规模电抗器总容量的额定电流的1.1倍。

第4.1.4条无功补偿装置中的导体和电器选择均应符合SDGJ14《导体和电器选择设计技术规定》的有关条文。

第二节并联电容器

第4.2.1条电容器组的额定电压宜与安装处的母线实际运行电压计入因串

联电抗器引起的稳态电压升高相适应。

第4.2.2条 电容器承受的长期过电压不应超过电容器额定电压的1.1倍。 第4.2.3条 电容器的稳态过电流允许值应为其额定电流的1.3倍。对于具有最大电容正偏差的电容器,其过电流允许值应为电容器额定电流的1.43倍。

第4.2.4条 单台电容器的容量选择应按电容器组单相容量和每相电容器的串、并联台数确定,并宜选用大容量的产品。

第4.2.5条 置放在绝缘台上的电容器宜选用单套管结构。

第4.2.6条 单台电容器的技术条件应满足GB3983《并联电容器》、GB6915《高原电力电容器》、GB6916《湿热带电力电容器》、SD205《高压并联电容器技术条件》的规定。

第4.2.7条 电容器组宜采用成套设备。

第4.2.8条 半露天布置的电容器装置的电器应选用户外型设备。

第三节 高 压 并 联 电 抗 器

第4.3.1条 高压并联电抗器可采用单相式或三相式。当采用三相式时,应采用三相五柱式,并应结合设备制造和运输条件综合考虑。

第4.3.2条 高压并联电抗器的主要技术条件应满足: 一、最高工作电压:5503kV ,3633kV 。

二、连接方式:星形连接,中性点经小电抗接地。 三、励磁特性:在14

5503.?kV ,133633.?kV 电压下励磁特性应为直线,大于上述电压时励磁特性曲线的斜率不应低于原斜率的2/3。

四、谐波电流幅值:在额定电压下,每相三次谐波电流的幅值不超过基波电流幅值的3%。

五、感抗偏差:每相偏差不大于±5%,三相间偏差不大于±2%。

六、额定绝缘水平符合GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》的规定。

七、噪声:不超过80dB 。

八、在额定电压下运行时,油箱振动的最大双振幅值不应大于200μm 。

九、高压侧及中性点侧均应装套管式电流互感器。

第4.3.3条 高压并联电抗器中性点小电抗的主要技术条件应满足:

一、额定电压:根据出现在中性点的最大工频过电压值确定。

二、电抗:应根据SDJ161《电力系统设计技术规程编制说明》,按限制潜供电流的要求选择,并应验算谐振过电压。

三、高压并联电抗器中性点和中性点小电抗器的绝缘水平应根据不同中性点小电抗值下出现在中性点的最大工频过电压来确定。

四、高压侧装设套管式电流互感器。

五、噪声:不超过80dB 。

第四节 低 压 并 联 电 抗 器

第4.4.1条 可采用并联层式结构的单相户外干式空心低压并联电抗器或三

相油浸铁心低压并联电抗器,当有条件时优先采用干式空心电抗器。

第 4.4.2条并联电抗器三相间感抗偏差不大于±2%,每相偏差不大于±5%。

第4.4.3条低压并联电抗器的最高运行电压宜为主变压器三次额定电压的1.0~1.05倍。

第4.4.4条低压并联电抗器总损耗一般不宜大于额定容量的0.5%。

第4.4.5条低压并联电抗器在外施电压为1.1倍最高工作电压时,其伏安特性仍为线性。

第4.4.6条低压并联电抗器的绝缘水平符合GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》规定,其中性点为线端全绝缘水平。

第4.4.7条低压并联电抗器的噪声水平,对铁心油浸式不超过75dB;对空心式不超过60dB。

第五节串联电抗器

第4.5.1条限制合闸涌流的串联电抗器的电抗值,应按断路器、电流互感器等设备所允许的涌流值进行选择。

第4.5.2条串联电抗器的电抗值允许偏差:

一、在额定电流下电抗值的允许偏差为额定值的0~+5.0%;

二、空心干式电抗器在所允许的过电流下的电抗值应等于其额定电流下的电抗值;

三、油浸铁心电抗器在1.35倍额定电流下的电抗值应不低于额定值,在1.8倍额定电流下其电抗值下降应不超过5%;

四、电抗器每相电抗值的偏差应不超过三相平均值的±2%。

第4.5.3条串联电抗器的过负荷能力:

一、应能在1.1倍额定电压下连续运行;

二、应能在1.35倍额定电流下连续运行,其谐波电流含量应根据系统具体情况及电抗器型式与制造厂协商确定。

第4.5.4条串联电抗器的最大短时允许电流:

一、装于电源侧的串联电抗率在4%X C以上的串联电抗器,应能承受25倍额定电流、持续2s而不产生任何热的和机械的损伤;

二、装于电源侧的串联电抗率小于4%X C的串联电抗器,应与制造厂协商确定最大短时允许电流值。

第4.5.5条串联电抗器的绝缘水平:

一、地面安装的串联电抗器绝缘水平应符合表4.5.5-1的要求。

二、安装于绝缘台架上的油浸铁心串联电抗器的绝缘水平应符合表4.5.5-2的要求。

第4.5.6条串联电抗器的损耗宜根据容量与型式经技术经济比较选定。

第4.5.7条串联电抗器的噪声水平不超过65dB。

第六节断路器

第4.6.1条用于无功补偿装置回路的断路器,除应满足一般断路器的技术条件(GB1984《高压断路器》)外,尚应符合下列要求:

一、合闸时触头不应有弹跳;

二、分闸时不应重击穿;

三、应有承受合闸涌流的能力;

四、经常投切的断路器应具有频繁操作的能力;

五、当需开断短路电流时,断路器的开断能力应满足由回路固有振荡频率所确定的恢复电压上升速率的要求。

当所选择设备难以满足上述一、二项要求时,必须有操作过电压的防护措施。

第4.6.2条用于并联电容器装置的断路器的长期允许电流,应不小于电容器组额定电流的1.35倍。

第4.6.3条无功补偿装置的总断路器应具有投切其所连接的全部无功补偿装置最大输出电流和短路电流的能力。

第4.6.4条用于无功补偿装置的断路器,除应考虑开断系统短路电流外,还需考虑并联电容器组的放电电流的影响。在选择其动稳定电流时应叠加电容器的放电冲击电流值。在选择其遮断容量时,应叠加电容器相应的放电衰减电流值。

第4.6.5条当回路额定电流、短路开断能力、恢复电压上升速率等要求不能满足时,可采用较高电压等级断口的断路器,必要时也可采取加装并联小电容的方法满足恢复电压上升速率。

第七节熔断器

第4.7.1条保护单台电容器的熔断器宜采用专用外部熔断器。

第4.7.2条熔断器的额定电压不应低于电容器的额定电压,最高工作电压应为额定电压的1.1倍。

第4.7.3条熔断器熔体的额定电流可按电容器额定电流的1.5~2.0倍选择。

第4.7.4条熔断器的耐爆能量应大于并联段全部电容器在1.1倍额定电压下的贮能。

第4.7.5条熔断器应具有开断下列电流的能力,且无重燃:

一、1.5倍熔断器额定电流;

二、当某一个电容器故障短路时通过该电容器的熔断器的故障电流,以及

1.1倍电容器额定电压时,并联支路的全部电容器向金属性短路点的放电电流。

第4.7.6条熔断器在合闸涌流时不应误熔断。

第4.7.7条保护单台电容器的熔断器其它技术性能均应满足能源部颁布的《高压并联电容器单台保护用熔断器技术条件》要求。

第八节电容器放电装置

第4.8.1条当用单相电压互感器代替专用放电线圈时,其技术特性应满足放电装置的要求。

第4.8.2条放电装置的额定电压不应低于电容器组的额定电压,其稳态过电压允许值应与电容器组相一致。

第4.8.3条放电装置的放电特性应满足下列要求:

一、手动投切的电容器组的放电装置,应能使电容器组三相及中性点的剩余电压在5min内自额定电压峰值降至50V以下;

二、自动投切的电容器组的放电装置,应能使电容器组三相及中性点的剩余电压在5s内自电容器组额定电压峰值降至0.1倍电容器组额定电压及以下。

第4.8.4条放电装置的容量应满足在最大放电容量下放电时的热稳定要求,当选用带有二次线圈的放电装置时尚应满足二次负荷及电压变比误差的要求。

第4.8.5条放电装置的中性点应为全绝缘,并有套管引出。

第九节避雷器

第4.9.1条选择保护并联电容器装置的金属氧化物避雷器额定电压应考虑系统单相接地引起的工频电压升高,并留有一定的裕度。

第4.9.2条设计中应校验避雷器的通流容量以确保运行安全。对保护并联电容器组单相重燃过电压的金属氧化物避雷器应以电源侧单相接地时,断路器发生操作重燃过电压为校验其通流容量的条件。

第4.9.3条高压并联电抗器及中性点小电抗器的保护避雷器按第3.3.3条及第3.3.4条选择。

第十节静止补偿装置

第4.10.1条静止补偿装置中各部件应能保证该装置的可靠运行,各部件应符合有关标准和设计规定的要求。

第4.10.2条应对静止补偿装置在最严重运行情况下引起的电压畸变和谐波电流值作出评价,包括非特征谐波的影响,应合理选择谐波滤波器的电气参数,以保证在正常运行时的谐波指标满足SD126《电力系统谐波管理暂行规定》有关条款的要求。

第4.10.3条滤波电容器组额定电压的选取应考虑下列因素:

一、串联电抗器引起的滤波电容器工频电压升高;

二、谐波滤波器接入点的系统最高运行电压;

三、谐波引起的滤波电容器电压升高。

第 4.10.4条谐波滤波器装置中的滤波电容器稳态过电流允许值应满足第4.2.3条的要求,或由用户和制造厂协商确定;其它电器的稳态过电流允许值不应小于滤波电容器的稳态过电流允许值。

第4.10.5条晶闸管元件的动态特性和静态特性应能保证静止无功补偿装置的正常运行。通态电流临界上升率不宜小于100A/μs。断态电压临界上升率不宜小500V/μs。

第4.10.6条晶闸管元件额定电压的选取应考虑其安装点的最高运行电压等因素,并留有一定的裕度。

第4.10.7条晶闸管元件的触发方式宜采用电光电触发,并设置防止晶闸管元件过电压的可靠保护装置。

第4.10.8条晶闸管装置冷却系统必须保证晶闸管元件的正常运行,冷却方式可采用水冷或其它介质的冷却,冷却系统中用的风扇和水泵应设有100%的备用。

第4.10.9条为降低静止补偿装置的运行费用,在选型时,应考虑其损耗特性。

第十一节导体及其它

第4.11.1条单台电容器至母线或熔断器的连接线的长期允许电流,不应小于单台电容器额定电流的1.43倍,并应考虑机械强度的要求。

第4.11.2条电容器装置的电器和导体的长期允许电流,不应小于电容器组额定电流的1.35倍。

第4.11.3条相控电抗器回路和滤波器回路的连接线的长期允许电流不应小于该回路的最大允许稳态过电流,并满足机械强度的要求。

第4.11.4条为防止并联电容器回路合闸涌流在互感器一、二次绕组产生较大的过电压引起的绝缘事故,应对电容器回路及其中性点侧的电流互感器进行验算,确定是否需采取必要的措施,包括加强匝间绝缘或其他保护设备。

第五章安装与布置

第一节一般规定

第5.1.1条无功补偿装置及其配电装置的带电距离应满足SDJ5《高压配电装置设计技术规程》的要求。

第二节并联电容器组的安装与布置

第5.2.1条电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验,选择户外、半露天(即户外搭遮阳棚)或户内布置型式。户外布置的电容器宜使它的小面积侧朝向太阳直射方向。在空气污秽和鸟类、小动物危害严重的地区,宜采用户内布置。

第5.2.2条设计电容器装置的构架时,应考虑便于维护和更换设备,每层不应超过两排,当电容器竖放时分层布置一般不宜超过3层,四周及层间不应设置隔板,以利通风散热。

第5.2.3条每组电容器装置宜分相布置。

第5.2.4条电容器装置的安装尺寸不应小于表5.2.4所列数值。

第5.2.5条电容器装置半露天布置时,应按户外安装尺寸布置。

第5.2.6条电容器装置应设置供正常时巡视,停电后进行检修及更换设备的维护通道。其宽度(净距)不宜小于1200mm。维护通道与电容器间应设置网状遮拦。

电容器框架与墙或框架之间设置检修走道,停电后打开网门方能进行检修和更换设备的走道,其宽度不宜小于1000mm。

第5.2.7条电容器组的绝缘水平应与电网的绝缘水平相配合。电容器与电网绝缘水平一致时,应将电容器外壳与构架可靠连接并接地;电容器绝缘水平低于电网时,应将电容器安装在与电网绝缘水平相一致的绝缘构架上,电容器外壳应与框架可靠连接。连接并联段各台电容器的母线与构架间的绝缘水平应与电容器的绝缘等级相同。电容器为单套管时各并联段构架之间应无电的连接。35、63kV电容器组的绝缘构架应分相设置。

第5.2.8条电容器装置应按具体情况采取防止小动物进入的措施。

第5.2.9条电容器套管与母线间应用软导线连接,不得利用电容器套管支承母线。单套管电容器外壳间的连接,就由外壳端子间的专用线连接。

第5.2.10条熔断器应安装在通道侧,熔断后应有明显的标志,并应避免熔丝熔断时波及邻近设备而引起事故。

第5.2.11条未装设接地开关的电容器装置应设便于挂接地线的端子。

第5.2.12条电容器装置的钢构架应采取镀锌等防锈措施。

第5.2.13条电容器铭牌应面向巡视走廊。

第5.2.14条大容量并联电容器装置宜采用多层、分相布置方式。当电容器超过3层时,宜采用横放电容器及相应布置结构。

第5.2.15条设计电容器组构架时,应验算抗地震能力,当不能满足要求时应采取防震措施。

第三节高压并联电抗器组的安装与布置

第5.3.1条高压并联电抗器的布置应根据电气主接线、配电装置场地条件而定,可有以下几种方式:

一、对于双母线带旁路母线的接线,宜将高压并联电抗器布置在主变压器

同一侧;

二、对于一个半断路器的接线,宜将高压并联电抗器布置在出线侧。

第5.3.2条高压并联电抗器附近应有运输道路。

第四节低压串、并联电抗器组的安装与布置

第5.4.1条空心并联电抗器宜低型品字型布置,空心串联电抗器宜分相中型布置。

第5.4.2条空心串、并联电抗器的围网、围栏、支架、基础内钢筋、接地导体及二次接线应避免形成闭环连接,它们还应满足制造厂所要求的防电磁感应的空间距离。

第5.4.3条低于电网绝缘水平的串联油浸铁心电抗器及空心串、并联电抗器应装设在与电网绝缘水平相一致的绝缘平台上。

第5.4.4条空心串、并联电抗器的板型引接线宜立放布置,电抗器所有组件的零部件宜用不锈钢螺栓。

第五节静止补偿装置的安装与布置

第5.5.1条静止补偿装置的晶闸管元件及其冷却系统,除冷却器外,均宜采用户内布置。

第5.5.2条晶闸管元件宜采用立式结构。

第六章二次接线、继电保护和自动投切

第一节一般规定

第6.1.1条变电所中的并联电容器,高、低压并联电抗器和静止补偿装置等设备的二次接线(包括控制、信号、测量仪表),继电保护和自动投切等,在设计时应

与变电所其他设备的相应回路作统一考虑,务求达到安全可靠、协调配合和便于使用的目的。

第二节控制回路

第6.2.1条并联电容器和高、低压并联电抗器,宜在主控制室集中控制;静止补偿装置宜采用就地控制,但在主控制室应具有远方投切和调整功能;静止补偿装置冷却系统(例如晶闸管用的冷却系统电动机)宜就地控制。

第6.2.2条无功补偿装置的断路器宜采用强电或弱电一对一控制方式。当采用弱电一对一控制时,宜采用48V直流控制电压。

第6.2.3条无功补偿装置的隔离开关和接地开关的操作,应具有安全闭锁(电气的或机械的),以达到防止误操作的目的。

第6.2.4条无功补偿装置的直流电源应使用变电所内的直流电源。

第6.2.5条控制电缆应采用带屏蔽的电缆,其屏蔽层应两端可靠接地。

第三节信号回路

第6.3.1条并联电容器和高、低压并联电抗器应使用变电所内的信号系统。静止补偿装置可根据需要设置专用信号系统。在设置专用信号系统时,除发出就地信号外,还应将有关信号发往主控制室。

第6.3.2条无功补偿装置应分别装设反映事故跳闸的信号、异常运行的预告信号及设备状态的位置信号。

第6.3.3条当变电所设有微机监测装置时,与各种无功补偿装置有关的模拟量、脉冲量和开关量宜输入微机监测装置。

第6.3.4条对需要远距离传输至网调和省调的信息,可根据SDGJ29《电力系统远动设计技术规定》和所属调度自动化系统功能的要求执行。

第四节测量表计

第6.4.1条并联电容器和低压并联电抗器应设置下列测量表计:

一、总回路应分相设置电流表,分组回路中每组可只设一只电流表。

二、中性点非有效接地系统的母线上,接有无功补偿装置时,应装设绝缘检查用的三只电压表和一只相间电压表。

三、总回路应设置无功功率表和无功电能表。当总回路之下既有并联电容器又有低压并联电抗器时,无功功率表应采用双方向表计。总回路无功电能表应有两只,每个均带逆止机构分别记录容性和感性的无功电能量。

第6.4.2条测量表计的量程应满足各无功补偿设备允许通过的最大电流和允许耐受的最高电压的要求。对并联电容器组的电流测量应考虑持续通过的电流为电容器额定电流的1.35倍。

第6.4.3条高压并联电抗器应分相设置电流表。当采用二次仪表测量时,可采用一只电流表和一只转换开关切换。

第6.4.4条高压并联电抗器中性点的接地小电抗中电流,可装设一只电流表进行测量,也可在微机监测系统进行检测或采用电流记录表进行测量并记录。

第6.4.5条当变电所装有微机监测系统时,测量仪表、遥测装置、微机监测系统三者宜共用电流型变送器。

第6.4.6条静止补偿装置就地可装设下列测量表计:

一、参考电压表一只(一般为中压侧)。

二、主变压器中压侧装设电压表一只。

三、静止补偿装置用的中间变压器高压侧宜分相设置电流表。当采用二次仪表测量时,可采用一只电流表和一只转换开关切换。

四、分组电容器回路可装设电流表一只。

五、总回路应装设双方向无功功率表。

六、静止补偿装置所接母线装设电压表一只。

第6.4.7条静止补偿装置在主控制室可装设下列测量表计:

一、参考电压表一只(一般为中压侧)。

二、静止补偿装置用的中间变压器高压侧可装设电流表一只。

三、分组电容器回路可装设电流表一只。

四、总回路装设的测量表计,可参照本规定第6.4.1条装设。

第五节并联电容器组保护

第6.5.1条并联电容器组的继电保护装置,应对下列故障和异常运行方式,

分别作出有选择性的切除或发出信号:

一、并联电容器组的过负荷及引线、套管的短路故障,可装设电流保护,保护分为速断和过流两段。

速断保护动作值按最小运行方式下电容器组端部引线两相短路时灵敏系数为2整定,动作时限应大于电容器组充电涌流时间。

过流保护动作值按电容器组长期允许的最大工作电流整定,动作后带时限切除故障电容器组。

二、并联电容器组内部故障,按并联电容器组的不同接线方式,分别采用下列类型保护装置:

1.单星形接线的电容器组可采用开口三角零序电压保护;

2.多段串并联星形电容器组可采用桥式差电流保护或采用电压差动保护;

3.双星形接线的电容器组可采用中性点不平衡电流保护或不平衡电压保护。

第6.5.2条单台电容器当设置专用的外熔断器作为内部故障及引出线的短路保护时,熔断器应有动作指示。

第6.5.3条并联电容器组应设置母线过电压保护,保护动作值按电容器额定电压的1.1~1.2倍整定,动作后带时限切除全部电容器组。

第6.5.4条并联电容器组应设置母线失压保护。当母线电压降到额定值的60%时,失压保护动作后带时限切除全部失压的电容器组。

第6.5.5条中性点非有效接地低压系统中的电容器、电抗器等无功补偿系统发生一点接地故障时应发出信号。

第六节高压并联电抗器保护

第6.6.1条油浸式的高压并联电抗器应装设瓦斯保护,重瓦斯动作于跳闸,轻瓦斯动作于信号。

第6.6.2条高压并联电抗器应装设纵联差动保护。保护动作值按避越最大不平衡电流整定。当高压并联电抗器内部及其引线发生相间短路故障和单相接地时,该保护动作瞬时切除高压并联电抗器。

第6.6.3条对高压并联电抗器应装设匝间短路保护,动作后带时限切除高压并联电抗器。

第6.6.4条并联电抗器应装设过电流保护作为差动保护的后备。保护动作值按避越最大可能的负荷电流整定。动作后带时限切除高压并联电抗器。

第6.6.5条为防止电源电压升高引起高压并联电抗器过负荷,应装设过负荷保护。保护动作后带时限发出信号。

在过电压运行情况下不应切除高压并联电抗器。

第6.6.6条当高压并联电抗器装有温度监视装置及油位监视装置时,动作后发出信号。当高压并联电抗器装有冷却系统及压力监视装置时,应根据设备的技术要求动作时发出信号或跳闸。

第6.6.7条接于高压并联电抗器中性点的油浸式接地小电抗应装设瓦斯保护。重瓦斯动作于跳闸,轻瓦斯动作于信号。

第6.6.8条当有可能由于三相不对称等原因引起中性点接地小电抗过负荷时,宜装设中性点电抗器的过负荷保护,保护动作后带时限发出信号。

第6.6.9条当高压并联电抗器无专用断路器时,其动作于跳闸的保护,应使线路对侧断路器跳闸。

第七节低压并联电抗器保护

第6.7.1条油浸式低压并联电抗器应装设瓦斯保护,轻瓦斯动作于信号,重瓦斯动作于跳闸。

第6.7.2条低压并联电抗器应装设电流速断保护,保护动作电流值可按最小运行方式下,低压并联电抗器端部两相短路时灵敏系数为2整定,动作后瞬时切除低压并联电抗器。

第6.7.3条作为电流速断保护的后备保护,低压并联电抗器应装设过流保护。保护动作值按避越最大可能的负荷电流整定。动作后带时限切除低压并联电抗器。

第6.7.4条为防止电源电压升高引起低压并联电抗器过负荷,应装设过负荷保护。保护动作后带时限发出信号。

在过电压运行情况下不应切除低压并联电抗器。

第6.7.5条对于双星形接线的低压干式空心并联电抗器组,可装设中性点不平衡电流保护,作为低压并联电抗器组内部匝间短路的主保护。保护设有两个动作值,小动作值动作于信号,大动作值带时限切除低压并联电抗器组。

第八节静止补偿装置保护

第6.8.1条静止补偿装置用的并联电容器、滤波器和干式可控电抗器的继电保护,与第五节和第七节对普通并联电容器和低压并联电抗器规定的保护配置原则相同。三角形接线的可控电抗器可装设差动保护。

第6.8.2条当静止补偿装置经中间变压器与变电所的主变压器连接时,中间变压器的保护配置宜与同容量的电力变压器相同。

第6.8.3条静止补偿装置中的高压晶闸管元件应装设完善的过电压、过电流保护和触发回路的抗干扰保护,防止由于暂态或稳态的过电压或过电流引起晶闸管元件损坏,保护装置动作于切除故障或发出信号。

第6.8.4条静止补偿装置应装设反应高压晶闸管元件冷却系统故障的保护装置。当冷却系统故障,不能保障高压晶闸管元件有效冷却时,应瞬时将高压晶闸管断开。

第6.8.5条静止补偿装置的高压晶闸管触发用的不停电电源必须备有电压监视装置。当该回路由于断线或其它原因造成失去电压时,应立即切除受控的晶闸管或切除全部静止补偿装置。

第九节自动投切

第6.9.1条负担电力系统无功功率和电压调节的并联电容器和并联电抗器,可采用按无功功率的流向和大小、电压高低以及适当的整定时间等条件进行分组自动投切。

第6.9.2条自动投切回路,应有防止继电保护跳闸时误投电容器的闭锁回路,并应设置操作解除开关。

第6.9.3条并联电容器回路严禁设置自动重合闸。

第6.9.4条当主变压器或其三次侧母线手动或自动接入电网时,应将接在母线上的无功补偿装置联锁切除,并闭锁其自动投入回路。

第6.9.5条在设计分组的并联电容器和并联电抗器自动投切时,应使各组无功补偿设备及其断路器轮换进行工作,防止部分无功设备及其断路器使用过于频繁,缩短使用寿命。

第七章防火及采暖通风

第一节防火

第7.1.1条电容器室及半露天布置的遮阳棚为丙类生产建筑物,其耐火等级为二级。

电容器装置的支架及遮阳棚的支架、盖板均应采用非燃烧性材料制作。

第7.1.2条电容器装置与其它生产建筑物或主要电气设备之间的防火距离不应小于10m,否则应设防火隔墙;当电容器装置与其它生产建筑物毗连布置时,应设置不开门、窗、洞口的防火隔墙,防火隔墙距两侧的门、窗距离不得小于2m。

注:电容器的防火间距系指设备凸形外缘与建筑物的墙体外缘的距离。

第7.1.3条电容器装置必须就近设置消防设施,并应设有总的消防通道。

第7.1.4条连接电容器室内的沟管道出入口,应设置防止液体溢流或火势蔓延的保护设施。

第7.1.5条电容器室不宜设置采光玻璃窗。

电容器室的门应向外开启;相邻两电容器室之间的防火隔墙如需开门时,应安装乙级防火门,并能向两个方向开启。

第7.1.6条电容器装置的地面处理:

一、室内宜采用水泥砂浆抹面并压光的作法,也可以采用铺沙处理的作法;

二、室外地面应采取措施防止杂草生长,也可铺碎石或卵石。

第7.1.7条油浸铁心并联电抗器下应设置事故油坑。单相油浸铁心并联电抗器之间应设防火隔墙,并宜利用防火隔墙兼作抑制噪音的措施。

第7.1.8条高、低压油浸电抗器及户内晶闸管装置的防火要求应满足SDJ5《高压配电装置设计技术规程》第4.4.1条~第4.4.8条的规定。

第二节采暖通风

第7.2.1条电容器室的通风量应按消除室内余热考虑。余热量包括设备散热量和通过围护结构传入的太阳辐射热。

第7.2.2条电容器室的夏季排风温度应根据电容器的环境温度类别确定,并且不应超过电容器所允许的最高环境空气温度(见表7.2.2)。

第7.2.3条电容器室和静止补偿装置室的冷却水泵房应优先采用自然通风。当采用自然通风不能满足要求时,可采用自然进风、机械排风。

第7.2.4条位于集中采暖区的静止补偿装置的控制室,晶闸管阀室和冷却水泵房应设置采暖系统,室内采暖计算温度取10℃。

第7.2.5条对于日平均温度低于或等于+5℃的天数每年在70~89天的地区,静止补偿装置的晶闸管阀室宜设置电热采暖。室内采暖计算温度取+5℃。

设置电热采暖时,不得使用直接裸露在空气中的电阻丝的电加热器具,并且应具有良好的接地措施。

第7.2.6条静止补偿装置的配电装置室应设置不少于10次/h换气次数的事故排风装置。事故排风机可兼作通风用。

事故排风机的开关应装在门口便于操作的地点。室内宜安装电源插座,作为检修临时通风的电源。

第7.2.7条静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室应设置自然进风、机械排风装置,通风换气次数不宜少于5次/h。

对于夏季室外通风计算温度高于或等于32℃的地区,静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室还应设置以降温为主的空调系统。空调机型宜选用风冷式。

第7.2.8条静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室的夏季计算热负荷包括以下几项:

一、围护结构传热量和太阳辐射热量;

二、电子仪表及电气设备散热量;

三、照明散热量。

在上述计算中,室内空气计算温度取35℃。

第7.2.9条如果电气设备对环境参数有特殊要求,则应根据电气设备的要求设置采暖和空调系统。

第7.2.10条电容器室和静止补偿装置室各个房间的进排风口应有防止雨雪和小动物进入的设施。在风沙较大的地区,进风宜设过滤装置。在严寒地区,进排风口宜有防寒措施。

附录一谐振容量计算

发生n次谐波谐振的电容器容量,按下面近似计算式计算

Q S

n

A

d

CX

=-

?

?

?

?

?

1

2

(附1.1)

式中Q CX——发生n次谐波谐振的电容器容量(Mvar);

S d——电容器装置安装处的母线短路容量(MV A);

n——谐波次数,即谐振频率与电网频率之比;

A——电容器装置每相感抗(X L)与每相容抗(X C)的比值,即A=X L/X C。

附录二 电容器组投入电网时的涌流计算

一、单组电容器投入电网时涌流的计算

单组电容器涌流计算的等值电路如附图2.1所示。由等值电路可列出回路微分方程,经推导整理可得出合闸瞬间涌流的最大值I y max 为

附图2.1 单组电容器涌流计算等值电路图

L 0—网络每相等值电感;L —串联电抗器和接线每相电感;

C —电容器组每相电容;QF —断路器

附图2.2 并联电容器组涌流计算等值电路图

L 1~L m —第1组~第m 组电容器组每相串联电抗器及接线的电感;

C 1~C m —第1组~第m 组电容器组每相电容;QF —断路器

I I X X y e C L max =+'?? ???21 (附2.1)

f f X X y C

L =' (附2.2)

上二式中 I y max ——合闸涌流峰值(kA);

I e ——电容器组额定电流(kA);

X C ——电容器组每相容抗(Ω);

X 'L ——网络感抗(ωL 0)与电容器组串联电抗器感抗(ωL)的综合值(Ω); f y ——涌流频率(Hz);

f ——电网基波频率(Hz)。

二、并联电容器组追加投入时涌流的计算

设有m 组电容器,最后一组(即第m 组)在电源电压为最大值U max 时投入,电

源产生的涌流不计,母线电感合并到各电容器组串联电抗器电感内,计算第m 组

投入时的合闸涌流。由等值电路图(见图2.2)可导出下列公式

I U C L y e max =∑∑23 (附2.3)

f L C y =∑∑1026

π (附2.4)

式中 U e ——电容器组额定线电压有效值(kV);

C Σ——并联电容器组的等值电容(μF),等于已运行的各组电容器的电容并联再与投入电容器组的电容串联;

I Σ——等值电感(μH),可按等值电容的类似方法求得,当计及母线电感时按1μH/m 考虑。

当并联各组电容器容量相等时,式(附2.3)可改写为

I m m Q L y Cd

max =-120003ω (附2.5)

f LC y =1026

π (附2.6)

式中 m ——电容器分组数,m=2,3,4,…;

Q Cd ——单组电容器容量(kvar);

ω——电网基波角频率,ω=314rad/s ;

L ——串联电抗器及连接线每相电感(μH);

C ——每组电容器每相电容(μF)。

附录三 稳态电压升高(或降低)的计算

(一)电容器(或电抗器)组接入母线后,引起的稳态电压升高(或降低)值可接下式计算

?U U Q S zM C d ≈(附3.1)

式中 ΔU ——电压升高值(kV);

U zM ——电容器(或电抗器)组未接入时的母线电压(kV);

Q C ——接入母线的电容器(或电抗器)组总容量(Mvar);

S d ——电容器(或电抗器)组安装处的母线短路容量(MV A)。

(二)电容器组接入串联电抗器后,电容器的端电压将升高,其值可按下式计算

U U N A C eM =?-311 (附3.2)

式中 U C ——电容器的端子运行电压(kV);

U eM ——电容器装置的母线电压(kV);

N ——每相电容器的串联段数;

A ——电容器装置每相感抗(X L )与每相容抗(X C )的比值,即A = X L / X C 。

附录四 放电装置放电时间的计算

当断路器断开电容器组的电源后,电容器的电容C 通过回路电感I f 及电阻R f 进行放电。

若 R L C f f

=2 时,则

t ext E CU i αα--=2

()t ex r L t CU U αα-+=1

α=R f /2L f

若 R L C f f

>2 时,则

i U R L C E t ex f f t =---242αωsin ()U L CU R L C E t r f ex

f f t =-

+-242

0αωβsin 若 R L C f f

<2

时,则 i U L C R E t ex f f t =---242

αωsin

()U L CU L C R E t r f ex

f

f t =-+-242

0αωβsin 采用放电线圈或电压互感器放电时,放电电流通常是衰减振荡波R L C f f >??

????2,此时放电时间t 可按下式计算

t L R U U f

f ex r =462.lg

式中 t ——从2U ex 降到U r 的放电时间 (s);

X f ——放电回路的电感 (H );

R f ——放电回路的电组 (Ω);

SVG无功补偿装置

SVG无功补偿装置讲解说明 一、SVG无功补偿装置的应用场合 凡是安装有低压变压器地方及大型用电设备旁边都应该配备无功补偿装置(这是国家电力部门的规定),特别是那些功率因数较低的工矿、企业、居民区必须安装。大型异步电机、变压器、电焊机、冲床、车床群、空压机、压力机、吊车、冶炼、轧钢、轧铝、大型交换机、电灌设备、电气机车等尤其需要。居民区除白炽灯照明外,空调、冷冻机等也都是无功功率不可忽视的耗用对象。农村用电状况比较恶劣,多数地区供电不足,电压波动很大,功率因数尤其低,加装补偿设备是改善供电状况、提高电能利用率的有效措施。 二、SVG无功补偿装置与目前国内其他产品相比的优势 1、补偿方式:国内的无功补偿装置基本上是采用电容器进行无功补偿,补偿后的功率因素一般在0.8-0.9左右。SVG采用的是电源模块进行无功补偿,补偿后的功率因素一般在0.98以上,这是目前国际上最先进的电力技术,国内掌握这项技术的目前就我们一家; 2、补偿时间:国内的无功补偿装置完成一次补偿最快也要200毫秒的时间,SVG在5-20毫秒的时间就可以完成一次补偿。无功补偿需要在瞬时完成,如果补偿的时间过长会造成该要无功的时候没有,不该要无功的时候反而来了的不良状况; 3、有级无极:国内的无功补偿装置基本上采用的是3—10级的有级补偿,每增减一级就是几十千法,不能实现精确的补偿。SVG可以从0.1千法开始进行无极补偿,完全实现了精确补偿; 4、谐波滤除:国内的无功补偿装置因为采用的是电容式,电容本身会放大谐波,所以根本不能滤除谐波,SVG不产生谐波更不会放大谐波,并且可以滤除50%以上的谐波; 5、使用寿命:国内的无功补偿装置一般采用接触器或可控硅控制,造成使用寿命较短,一般在三年左右,自身损耗大而且要经常进行维护。SVG使用寿命在十年以上,自身损耗极小且基本上不要维护。 三、为什么要使用无功补偿装置 无功补偿技术是一种很传统的电力技术,它代表了一个国家电力水平的高

低压无功补偿控制器设计开题报告

毕业设计(论文) 开题报告 课题名称低压无功补偿控制器设计 系别 专业班 姓名 评分 导师(签名) 2011年5月6日 中国石油大学胜利学院

低压无功补偿控制器设计 开题报告 1国内外研究现状 早期的无功补偿装置为同步调相机和并联电容器。同步调相机可理解为专门用来产生无功功率的同步电机,可根据需要控制同步电机的励磁,使其工作在过励磁或欠励磁的状态下,从而发出大小不同的容性或感性无功功率,因此同步调相机可对系统无功进行动态补偿。但是它属于旋转设备,运行中的损耗和噪声都比较大,运行维护复杂,成本高,且响应速度慢,难以满足快速动态补偿的要求。并联电容器简单经济,灵活方便,但其阻抗固定,不能跟踪负荷无功需求的变化即不能实现对无功功率的动态补偿。 随着电力电子技术的发展,近几年出现了多种电力系统无功补偿新技术。电力电子技术是无功补偿技术的基础,电力电子器件向快速、高电压、大功率发展,使采用电力电子器件的无功补偿从根本上改变了交流输电网过去基本只依靠机械型、慢速、间断及不精确的控制的局面,从而为交流输电网提供了空前快速、连续和精确的控制以及优化潮流功率的能力。随着电力电子器件的发展,无功补偿控制器在其性能和功能上也出现不同的发展阶段。无功补偿控制器己由基于SCR的静止无功补偿器(Static Var Compensator-SVC)、晶闸管控制串联电容补偿器(Thyristor Controlled Series Compensator-TCSC)发展到基于GTO的静止无功发生器(Static Var Generator-SVG)、静止同步串联补偿器(StaticSynchoronous Series Compensator-SSSC)、统一潮流控制器(Unified Power FlowController-UPFC)、可转换静止补偿器(Convertible Static Compensator-CSC)等。 (1)静止无功补偿器(SVC) 早期的静止无功补偿装置是饱和电抗器(Saturated Reactor-SC)型,1967年英国GEC公司制成了全世界上第一批饱和电抗器型SVC。饱和电抗器与同步调相机相比,具有静止型的优点,响应速度快,但因其铁心需磁化到饱和状态,因而损耗和噪声都很大,而且存在非线性电路的一些特殊问题,所以未能占据静止无功补偿装置的主流。由于使用晶闸管的SVC具有优良的性能,所以十多年来占据了静止无功补偿装置的主导地位。因此,SVC一般专指使用晶闸管的静补装置。

关于变电站无功补偿容量的确定

关于变电站无功补偿容量的确定 摘要:合理进行无功补偿是保证电压质量和电网稳定运行的必要手段,对提高输送能力和降低电网损耗具有重要意义。本文首先分析了无功功率补偿的目的,进而阐述了变电站补偿容量的确定原则,最后论述了按调压要求并联电容器补偿容量的选择,以供参考。 关键词:变电站无功补偿;容量;确定 随着电力负荷的增加,必然要求电网系统利用率的提高。但由于接入电网的用电设备绝大多数是电感性负荷,自然功率因素低,将会影响发电机的输出功率;降低有功功率的输出;影响变电、输电的供电能力;降低有功功率的容量;增加电力系统的电能损耗;增加输电线路的电压降等。因此,连接到电网中的大多数电器不仅需要有功功率,还需要一定的无功功率。当前,随着电力网的发展而引起的无功潮流的变化,以及用户无功补偿水平的提高,变电站的无功补偿要随时相应的进行调整,有的时候甚至需要拆迁。因此,在确定变电站的补偿容量时,要兼顾近期与远期。 1 无功功率补偿的目的 电网中的无功功率负荷部分属于感性负荷,如异步电动机、输电线路、变压器;而无功功率的电源主要有发电机、并联电容器、同步调相机、静止补偿器。无功功率的产生基本不消耗能源,但是无功功率沿电力网传输却要引起有功功率损耗和电压损耗。合理配置变电站无功功率补偿容量,可改善功率因数,尽量避免发电机降低功率因数运行,减少网络中的有功功率损耗和电压损耗;可改善电压调节,使用户端的供电电压维持在规定范围内;可调节负载的平衡性,使不平衡负载变成平衡负载等。 在具体设置补偿装置时,应遵循分散补偿和降低网损的原则,根据电网电压、系统稳定性、有功分配、无功平衡、调相调压,以及限制谐波电压、潜供电流、暂时过电压等因素,须经过电网计算才能合理的确定补偿位置和补偿容量,以达到节约投资降低网损的效果。 2变电站补偿容量的确定原则 2.1 35kV及以上电压等级的变电站,其无功功率补偿主要在于补偿主变压器的无功功率损耗(包括空载无功功率损耗和负载无功的损耗),因此,35~63kV变电站的补偿容量,一般可按主变压器的10%~15%确定;110kV变电站的补偿容量,一般可按变压器容量的15%~20%确定。 2.2 35kV变电站的无功补偿容量的确定应遵循以下原则:1)变电站的无

无功补偿装置安装作业指导书

目录 1、概述 (2) 2、编制依据 (2) 3、施工内容 (2) 4、施工条件 (2) 5、施工程序合方法 (2) 6、工艺及质量要求 (4) 7、安全和环境保护措施 (7)

1. 概述 高压动态无功补偿装置2套,隔离开关4台。电容器及电抗器由丹东欣泰电气股份有限公司供货。 2. 编制依据 2.1 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ 147-90; 2.2 沈阳市联发城乡电力设计所(有限责任公司)设计图纸; 2.3 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》第二部分高压电器施工质量检 验断路器篇; 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006; 2.5 厂家安装使用说明书; 2.6 《电力建设安全工作规程》。 2.7《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册变电工程分册电气部分》。 3. 施工内容 3.1 设备开箱检查; 3.2 基础螺栓预埋,基础找平; 3.3 安装高压动态无功补偿装置2套。 4. 施工条件 4.1 底座预埋螺栓应符合设计要求。 4.2 施工场地平整,模板、施工设施及余物清除干净,并有足够的安装用地,施工道路通畅,基坑回填夯实。 4.3 设备到货齐全,技术资料齐备,施工前作好安全及技术交底工作。 5. 施工程序和方法 注:隔离开关安装方法详见《66kV屋外配电装置安装作业指导书》。

5.1 施工准备 5.1.1 熟悉掌握设计施工图纸、厂家安装使用说明书、施工作业指导书等技术文件,组织好安全学习。 5.1.2 备用一些撬杠、扳手等工具便于开箱验收和设备安装。 5.2 开箱验收 5.2.1 电容器组包装箱分母线瓷瓶、放电线圈、避雷器、母线及附件、电容器五个部分。开箱后应按随机附带的装箱单、随机安装用品清单、随机专用工具清单进行仔细核对产品部件、随机安装用品及随机专用工具应齐全和完好,并检查产品名牌数据及技术说明书是否合乎要求,在施工中如发现产品遗漏或损坏等应及时通知厂家、甲方及监理。 5.2.2 开箱前包装箱应完整无损伤。 5.2.3 绝缘件应无变形、受潮、裂纹及剥落现象。 5.2.4 瓷件表面应无裂纹、残缺,铸件无沙眼。 5.2.5 出厂证件及资料、备品备件齐全。 5.3 电抗器安装。 5.3.2 电抗器的安装 将电抗器整体吊装离地面1米,连接支柱绝缘子及支撑,连接顺序为电抗器、支撑、瓷瓶。绝缘子安装前应检查瓷件、法兰应完整无裂纹,胶合处填料完整,结合牢固。支柱绝缘子叠装时中心线应一致,固定应牢固,紧固件齐全。 电抗器与支柱绝缘子组装完成后,整体起吊至支柱上方,连接支柱与电抗器下方支柱绝缘子,注意电抗器设备接线端子朝向应与图纸保持一致。 电抗器安装完毕应仔细检查,确保电抗器上无破布、螺栓、泥土等杂物。在相

无功补偿装置的设计要求

无功补偿装置的设计要求 对于电压为lOkV及以下、单组容量为1000kvar及以下的无功补偿电容装置的设计要求如下。 ①电容器装置载流部分(开关设备及导体等)的长期允许电流,G 1214T1UF高压不应小于电容器额定电流的1. 35倍,低压不应小于电容器额定电流的1.5倍。 ②电容器组应装设放电装置,使电容器组两端的电压从峰值(2倍额定电压)降至50V所需的时间,对高压电容器最长为5min,对低压电容器最长为1min。 ③高压电容器组宜接成中性点不接地星形,容量较小时也可接成三角形;低压电容器组应接成三角形。 ④高压电容器组应直接与放电装置连接,中间不应设置开关设备或熔断器。低压电容器组和放电设备之间,可设自动接通的接点。 ⑤电容器组应装设单独的控制和保护装置,但为提高单台用电设备功率因数用的电容器组,可与该设备共用控制和保护装置。 ⑥单台电容器应设置专用熔断器作为电容器内部故障保护,熔丝额定电流为电容器额定电流的1.5~2倍。 ⑦当装设电容器装置附近高次谐波含量超过规定允许值时,应在回路中设置抑制谐波的串联电抗器,串联电抗器也可兼作限制合闸涌流的电抗器。 ⑧电容器的额定电压与电力网的标称电压相同时,应将电容器的

外壳和支架接地。 当电容器的额定电压低于电力网的标称电压时,应将每相电容器的支架绝缘,其绝缘等级应和电力网的标称电压相配合。 ⑨装配式高压电容器组在室内安装时,下层电容器的底部距离地面不应小于0. 20m,上层电容器的底部距离地面不宜大于2. 50m,电容器装置顶部至屋顶净距不应小于1m,电容器布置不宜超过三层。 装配式电容器组当单列布置时,网门与墙距离不应小于1.30m;当双列布置时,网门之间距离不应小于1.50m。 ⑩电容器外壳之间(宽面)的净距不宜小于0.lOm,但成套电容器装置除外。 ⑩设置在民用主体建筑中的低压电容器应采用非可燃性油浸式电容器或干式电容器。

牵引变电所设计原则及其要求

目录 第1章牵引变电所设计基础 (1) 1.1 概述 (1) 1.2 电气主接线设计的基本要求 (1) 1.3 电气主接线的设计依据 (2) 1.4 主变压器型式、台数及容量的选择 (3) 第2章 F所牵引变电所电气主接线图设计说明 (3) 第3章短路计算 (4) 第4章高压电气设备选择及校验 (5) 4.1 高压电气设备选择的原则 (5) 4.2 高压电气设备的选择方法及校验 (7) 4.2.1 高压断路器和隔离开关的选择 (11) 4.2.2 高压熔断器的选择和校验 (13) 4.2.3 电流互感器的选择和校验 (14) 4.2.4 电压互感器 (14) 4.2.5 支柱绝缘子及穿墙套管的选择和校验 (15) 4.2.6 母线的选择和校验 (16) 4.2.7 限流电抗器选择 (16) 4.2.8 避雷器的选择 (17) 后记 (19) 参考资料 (20) 附图 (21)

第1章牵引变电所设计原则及要求 1.1概述 变电所电气主接线设计是依据变电所的最高电压等级和变电所的性质,选择出一种与变电所在系统中的地位和作用相适应的接线方式。变电所的电气主接线是电力系统接线的重要组成部分,它表明变电所内的变压器、各电压等级的线路、无功补偿设备以最优化的接线方式与电力系统连接,同时也表明在变电所内各种电气设备之间的连接方式。一个变电所的电气主接线包括高压侧、中压侧、低压侧以及变压器的接线。因各侧所接的系统情况不同,进出线回路数不同,其接线方式也不同。电气主结线的基本结线形式有但母线结线,双母线结线,桥形结线和简单分支结线。牵引负荷侧电气结线特点主要有:1.每路馈线设有备用断路器的单母线结线;2.具有公共备用断路器的结线;3.但母线分段带旁路母线结线。 1.2 电气主接线基本要求 电气主接线应满足可靠性、经济性和灵活性三项基本要求: 1、灵活性 主接线的灵活性主要表现在正常运行或故障情况下都能迅速改变接线方式,具体情况如下: ①满足调度正常操作灵活的要求,调度员根据系统正常运行的需要,能方便、 灵活地切除或投入线路、变压器或无功补偿装置,使电力系统处于最经济、最安全的运行状态。 ②满足输电线路、变压器、开关设备停电检修或设备更换方便灵活的要求。 设备停电检修引起的操作,包括本站内的设备检修和系统相关的厂、站设备检修引起的站内的操作是否方便灵活。 ③满足接线过渡的灵活性。一般变电站都是分期建设的,从初期接线到最终 接线的形成,中间要经过多次扩建。主接线设计要考虑接线过渡过程中停电范围最少,停电时间最短,一次、二次设备接线的改动最少,设备的搬迁最少或不进行设备搬迁。 ④满足处理事故的灵活性。变电所内部或系统发生故障后,能迅速地隔离故 障部分,尽快恢复供电操作的方便和灵活性,保障电网的安全稳定。

无功补偿装置几种常见类型比较

无功补偿装置几种常见类型比较 常见的动态无功补偿装置有四种:调压式动态无功补偿装置、磁控式动态无功补偿装置、相控式(TCR型)动态无功补偿装置、SVG 动态无功发生器。 ① 调压式动态无功补偿装置 调压式动态补偿装置原理是:在普通的电容器组前面增加一台电压调节器,利用电压调节器来改变电容器端部输出电压。根据 Q=2πfCU2改变电容器端电压来调节无功输出,从而改变无功输出容量来调节系统功率因数,目前生产的装置大多可分九级输出。该装置为分级补偿方式,容易产生过补、欠补。由于调压变压器的分接头开关为机械动作过程,响应时间慢(约3~4s),虽能及时跟踪系统无功变化和电压闪变,但跟踪和补偿效果稍差。但比常规的电容器组的补偿效果要好的多;在调压过程中,电容器频繁充、放电,极大影响电容器的使用寿命。由于有载调压变压器的阻抗,使得滤波效果差。虽然价格便宜, 占地面积小,维护方便,一般年损耗在0.2%以下。 ② 磁控式(MCR型)动态无功补偿装置 磁控式动态无功补偿装置原理是:在普通的电容器组上并联一套磁控电抗器。磁控电抗器采用直流助磁原理,利用附加直流励磁磁化铁心,改变铁心磁导率,实现电抗值的连续可调,从而调节电抗器的输出容量,利用电抗器的容量和电容器的容量相互抵消,可实现无功功率的柔性补偿。 能够实现快速平滑调节,响应时间为100-300ms,补偿效果满足风场工况要求。

磁控电抗器采用低压晶闸管控制,其端电压仅为系统电压的1%~2%,无需串、并联,不容易被击穿,安全可靠。设备自身谐波含量少,不会对系统产生二次污染。占地面积小,安装布置方便。装置投运后功率因数可达0.95以上,可消除电压波动及闪变,三相平衡符合国际标准。免维护,损耗较小,年损耗一般在0.8%左右。 ③相控式动态无功补偿装置(TCR) 相控式动态无功补偿装置(TCR)原理是:在普通的电容器组上并联一套相控电抗器(相控电抗器一般由可控硅、平衡电抗器、控制设备及相应的辅助设备组成)。相控式原理的可控电抗器的调节原理见下图 所示。 通过对可控硅导通时间进行控制,控制角(相位角)为α,电流基波分量随控制角α的增大而减小,控制角α可在0°~90°范围内变化。控制角α的变化,会导致流过相控电抗器的电流发生变化,从而改变电抗器输出的感性无功的容量。 普通的电容器组提供固定的容性无功,感性无功和容性无功相抵消,从而实现总的输出无功的连续可调。 i 相控式原理图 优点: 响应速度快,≤40ms。适合于冶金行业。 一般年损耗在0.5%以下。缺点:晶闸管要长期运行在高电压和大电流工况下,容易被

高低压无功补偿装置设计选型结构

高低压无功补偿装置设计选型结构 1、装置主要由并联电容器、电容器专用熔断器、串联电抗器、放电线圈、氧化锌避雷器、隔离接地开关、支柱绝缘子、连接母线和电容器构架等设备组成。若采用双星形接线中性点不平衡电流保护或单星形接线桥差保护,应有电流互感器。 2、串联电抗器串接在电容器组的回路中,用于抵制高次谐波和限制合闸涌流。 用于抵制5次用以上谐波时,电抗器可按Xl/Xc=4.5%-6%配置。 用于抵制3次用以上谐波时,电抗器可按Xl/ Xc=12%-13%配置。 仅用于限制涌流时,电抗器可按Xl/ Xc=0.5%-1%配置。 3、氧化锌避雷器并接在电容器组线路上,以限制投切电容器所引起的操作过电压。 4、放电线圈并接于电容器组的两端,当电容器组继开电源时,能将电容器两端剩余电压在5秒~20秒内自电压峰值降至0.1倍额定电压或50V以下。 5、根据装置所装置设备(电容器、电抗器等)的布置可分为片架式、柜式、围栏式、模块式、集合式和户外箱式等形式。 片架式 结构即以片架(包括直梁、横梁和横档等)为计量单位的零部件,通过螺栓等系列标准件连接而成电容器组构架,其四周为网门。装置具有价格低、运输方便等特点。6kV和10kV等电压等级的装置适宜采用该结构形式。 柜式 结构即将所配置的元器件均装在类似高压开关柜的构架上,柜门用钢板网或镀锌钢板网制成。装置由电抗器柜、放电柜和电容器柜等三部分组成。装置具有外观整齐,方便安装等特点。6kV和10kV等电压等级容量在300kvar~3000kvar 的装置适宜采用该结构形式。 模块式 结构即将设备安装在用型材制成的单元模块上,安装时只需层层或行行拼接即可。该结构又分立式电容器安装和卧式电容器安装两种形式,且单元电容器宜采用内熔丝电容器,具有外形整齐、安装方便等特点。6kV和10kV等电压等级的装置适宜采用该结构形式。 集合式 结构即由密集型电容器等设备组成的电容器组。具有占地面积小、安装维护方便等特点。6kV、10kV和35kV等电压等级的装置适宜采用该结构形式。 围栏式 结构即将可拆式网门护栏在电容器组和电抗器等设备的四周,围栏和设备间留有检修通道。35kV等电压等级的装置适且采用该结构形式。 户外箱式

无功补偿安装施工技术要求措施

目录 1工程概况及特征 (1) 2 编制依据 (1) 3施工流程 (2) 4作业前的条件和准备 (2) 5主要方法及施工容 (4) 6质量要求 (8) 7安全措施与文明施工 (8)

无功补偿装置安装施工技术措施 1工程概况及特征 康保牧场二期100MW风电工程场址位于市康保县康保牧场境,场址区中心地理位置约为东经114°48′13″,北纬42°03′20″。现场区面积为50km2,海拔高程为1200~1800m。整个场区为高原东南缘的坝上高原,地区相对高差较大,地貌以和山前平原为主,地表植被多为草地。 康保牧场二期100MW风电工程项目采用金风科技股份生产的风力发电机组,共67台。其中南区布置GW70-1500kW-65m风电机组18台,GW77-1500kW-65m风电机组8台,北区布置20台GW87-1500kW-75m风电机组, GW82-1500kW-70m风电机组21台。风电机组基础设计使用年限为50年,基础设计级别为2级,结构安全等级为2级。抗震设防类别为丙类。箱变基础结构安全等级为二级。 康保县位于省西北部的坝上高原,市区的北部。交通以公路为主,G207国道从其东边通过。康保至通过S246省道、G207国道,公路里程为140km;到有G110国道,公路里程为146km。风电场到康保镇36km。境公路纵横连通,对外交通运输条件方便。 2 编制依据: 《#2动态无功补偿装置安装》 13-N00241S-D0902 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规》 GBJ147-1990 《电气装置安装工程母线装置施工及验收规》 GBJ149-1990 《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2002 《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规》GBJ 148-90 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17-2002 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规》GB 50169-2006 输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程(2009) 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规》GB50168-2006 《电力工程达标投产管理办法》(2006版)中电建协工[2006]6号 《中国电力优质工程评选办法(2006版)》中电建协工[2006]1号 《国家优质工程审定与管理办法》(2002年版)

什么叫无功补偿装置

什么叫无功补偿装臵 总的来说“无功补偿装臵”就是个无功电源。 一般电业规定功率因数为低压0.85以上,高压0.9以上。为了克服无功损耗,就要采用无功补偿装臵来解决。 电力系统中现有的无功补偿设备有无功静止式补偿装臵和无功动态补偿装臵两类,前者包括并联电容器和并联电抗器,后者包括同步补偿机(调相机)和静止型无功动态补偿装臵(SVS)。 并联电抗器的功能是: 1)吸收容性电流,补偿容性无功,使系统达到无功平衡; 2)可削弱电容效应,限制系统的工频电压升高及操作过电压。其不足之处是容量固定的并联电抗器,当线路传输功率接近自然功率时,会使线路电压过分降低,且造成附加有功损耗,但若将其切除,则线路在某些情况下又可能因失去补偿而产生不能允许的过电压。

改进方法是采用可控电抗器,它借助控制回路直流的励磁改变铁心的饱和度(即工作点),从而达到平滑调节无功输出的目的。 工业上采用 1.同步电机和同步调相机; 2.采用移相电容器; 目前大多数采用移相电容器为主。 无功补偿对于降低线损有哪些作用? 电网的损耗分为管理线损和技术线损。管理线损通过管理和组织上的措施来降低;技术线损通过各种技术措施来降低。无功补偿是利用技术措施降低线损的重要措施之一,在有功功率合理分配的同时,做到无功功率的合理分布。按照就近的原则安排减少无功远距离输送。对各种方式进行线损计算制定合理的运行方式;合理调整和利用补偿设备提高功率因数。 1、提高负荷的功率因数

提高负荷的功率因数,可以减少发电机送出的无功功率和通过线路、变压器传输的无功功率,使线损大为降低,而且还可以改善电压质量、提高线路和变压器的输送能力。 2、装设无功补偿设备 应当根据电网中无功负荷及无功分布情况合理选择无功补偿容量和确定补偿容量的分布,以进一步降低电网损耗。 农村低压客户的用电现状以及无功补偿在低压降损中的作用有哪些? 90年代以前,农村低压用电以居民生活用电为主,其负荷主要是照明用白炽灯,不仅用电量少而且负荷性质基本是纯电阻性(COSφ≈1),而低压动力用户的负荷功率因数虽然较低,但其用电量占总售电量的比例较小,故影响不大。近些年来,由于各种现代家用电器的迅速普及和大量使用,居民生活用电不仅用电量有了较大的增长,更重要的是其负荷性质有了很大的改变。与此同时,低压动力客户电量增长迅速,近几年已经占到了农村总用电量比重的60%~70%,主要以纺织行业、机械加工为主,而且动力客户的用电量明显呈现出继续增长趋势。这些动力客户,其设备自然功率因数较低(COSφ=0.6~0.7),且经常处于低功率因数运行状况。

智能无功补偿器的设计和实现

修改稿收到日期:2010-03-22。 第一作者董鹏飞,男,1984年生,现为郑州大学自动化专业在读硕士研究生;主要研究方向为模式识别与智能系统。 智能无功补偿器的设计和实现 Desi g n and I m p l e mentati o n o f I ntelli g ent Co mpensator for Reacti v e Power 董鹏飞 李建华 李 盛 (郑州大学电气工程学院,河南郑州 450001) 摘 要:针对电力系统中无功补偿装置的发展现状,通过对无功补偿原理和方式的分析研究,设计了基于P I C18F4520单片机的智能无功功率补偿控制仪。该控制仪以九域图原理作为投切电容器的依据,并通过RS 232/485串行口与GPRS 模块连接,实现与主控中心进行实时数据的传输和交换。实测应用证明,该系统避免了复杂的参数计算,简化了系统结构,且价格低廉、软件编程简单、抗干扰能力强。 关键词:无功补偿 控制器 功率因数 串口通信 GPRS 中图分类号:T M 46 文献标志码:A Abstract :In accordance w it h t he current stat us o f reacti ve po w er compensati on i n electric po w er syste m,t hrough anal y sis and research on the co mpensation pri nci ple and mode ,t he compensati on controll er based on P I C18F4520si ng l e chi p co mputer has been desi gned .The contro ll er a dopts t he ni ne zone graphic t heory as t he criteria o f connecti ng or disconnecti ng the capac i tor ,and t hrough RS 232/485serial port to connect w ith GPRS modul e t o m i ple ment rea l tm i e dat a trans m i ssi on and exchange w ith ma i n contro l center .T he rea l t est verifi es t ha t t he complicated ca l cu l ati on of the parameters is avo i ded by the syste m ;and t he s yste mati c structure is sm i p lified .The syste m features l o w cos,t ease program m i ng and off ers h i gh anti i nterf erence capability . K ey words :Compensati on for reactive power Controller Power fact or Seri a l co mmunica ti on GPRS 0 引言 随着国民经济的发展,工厂自动化和办公自动化程度的不断提高,电子设备对供电电源的供电质量要求也越来越高。工厂内碳硅炉的整流设备、电焊机和电子设备等会产生大量的无功功率及高次谐波,这将会严重污染电网,降低电网的运载能力和电能损耗,影响电子设备的正常运行 [1] 。为提高用户的用电质量、 净化电网、提高电网的运载能力、降低电能损耗,避免随之引起的危害和损失,应对无功功率进行治理,而电力网络性能要求的提高增加了无功补偿控制装置的成本。为了解决成本与性能之间的矛盾,设计了以P I C18F4520单片机为核心的智能无功功率补偿装置,系统在降低网损的同时,也有效地提高了配电系统的电压质量。 1 系统的总体结构设计 在电力系统中,由于各用电器的参变量基本相同,通过对这些参变量的数据分析,基本上可以实现对线 路中的设施进行自动控制的目的。无功补偿方式一般采用三相固定补偿、三相动态补偿和单相动态补偿相结合的方式。系统框架如图1所示。 图1 系统架构图F i g .1 Structure of t he sy stem 系统一般在强交电磁场环境中工作,为防止干扰信 号所造成的开关误动作,系统必须具有较强的抗干扰能力。因此,控制器的数据处理部分选用抗干扰能力和计算能力强的PI C18F4520单片机,输入端信号采用双光耦合的线性耦合器件进行隔离。同时,为保证提供的变量以及参变量数据的精度,前级采样互感器采用精度为 5%的互感器,运放采用失真较小的L M 134系列,A /D 转换部分采用AD7656。此外,系统选用20MH z 晶振, 智能无功补偿器的设计和实现 董鹏飞,等

无功补偿成套装置安装施工方案

张公220kV变电站新建工程无功补偿成套装置 施工方案 四川巴中和兴电力责任有限公司 2015年03月10日

批准:____________ ________年____月____日技术审核:____________ ________年____月____日编写:____________ ________年____月____日

1、编制依据 1、国家电网公司关于进一步提高工程建设安全质量和工艺水平的决定国家电网基建〔2011〕1515号 2、国家电网公司基建质量管理规定(基建/2)112-2015 3、国家电网公司输变电工程优质工程评定管理办法国网(基建/3)182-2015 4、国家电网公司输变电工程验收管理办法国网(基建/3)188-2015 5、国家电网公司输变电工程标准工艺管理办法国网(基建/3)186-2015 6、国家电网公司输变电工程流动红旗竞赛管理办法国网(基建/3)189-2015 7、关于深化标准工艺研究与应用工作的重点措施和关于创优工作的重点措施基建质量〔2012〕20号 8、国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施基建质量〔2010〕19号 9、关于应用《国家电网公司输变电工程施工工艺示范》光盘的通知基建质量〔2009〕290号 10、电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/TT5161.1-5161.17-2002 11、接地装置冲击特性参数测试导则DL/T 266-2012 12、国家电网公司输变电工程施工安全风险识别、评估及预控措施管理办法 13、1000kV及以下串联电容器补偿装置施工质量检验及评定规程Q/GDW 1852-2012 14、1000kV及以下串补装置施工及验收规范Q/GDW 1853-2012 15、1000kV及以下串联电容器补装置安装施工工艺导则Q/GDW 1854-2012 2、作业准备 2.1、人员组织 序号作业组单位数量备注 1 施工负责人:冯建国人 1 负责人员组织、质量、安全工作 2 技术负责人:贾忻雁人 1 负责全面技术工作

简析变电设计中无功补偿装置的设计方式

简析变电设计中无功补偿装置的设计方式 发表时间:2018-02-08T15:52:08.367Z 来源:《防护工程》2017年第29期作者:孙超 [导读] 随着社会经济发展水平的不断提高,电网建设规模逐渐扩大,但是我国的国情决定了变电站分布不均的现实情况。 国网冀北电力有限公司秦皇岛供电公司河北省秦皇岛市 066000 摘要:随着社会经济发展水平的不断提高,电网建设规模逐渐扩大,但是我国的国情决定了变电站分布不均的现实情况。无功补偿装置,能够有效提高电网电能的传送质量,对于减少电网运行过程中的线路损耗问题起到良好的促进作用。在变电设计工作中做好无功补偿装置的设计工作,能够有效维持电网运行的安全性和稳定性,同时在很大程度上还能够促进社会经济的发展,保障人们的生产生活。本文就变电设计中无功补偿装置的设计方式进行分析。 关键词:变电设计;无功补偿装置;设计方式 在经济建设快速发展过程中,电网建设与电网普及覆盖面不断扩大,但是由于我国电网建设起步较晚,易出现供电不良、供电分布不均等现象,这对城市用电造成了一定的影响,而无功传输可以减少电网电压输送损耗,因此为了能够更好的提高电网电能输送量,为居民用电量提供有效保障,加强变电设计中无功补偿装置设计方式研究就显得越发重要。 1 变电设计中进行无功补偿的必要性 电力传输系统中最常见的用电设备有变压器、异步电动机、输电线路等,大部分设备都是属于感性负荷性质的元件,在运行的过程中应该要向这些设备提供相应的无功功率,无功电源主要有发电机、静电电容器、静止补偿器等,无功功率的产生一般不会产生太多的能耗,但是无功功率在传输的过程中会产生电压以及功率的损耗。如果是由发电企业直接向用户提供无功功率,则会导致输电线路以及变压器因为输送大量的无功功率造成能量损耗,对经济效益是一种损耗。因此在电能的传输过程中,为了最大限度地减少无功功率在传输过程中的损耗,提高输电、配电设备的功率,应该要加强无功补偿设备的配置,按照分级补偿和就地平衡的原则进行合理的布局。合理地布置无功功率的补偿容量,改变电力网的无功潮流分布,可以减少电能传输网络中的有功功率的损耗以及电压的损耗。从而对用户端使用的电能的质量进行改进。在进行无功补偿装置的设置过程中,应该要根据电网的电压、系统的稳定性、无功平衡等多方面的要素,对补偿装置的设置地点、补偿装置的容量、种类形式等进行确认。电气的安装过程中,应该要从安装地点的自然环境、各种装置的接线方式、布置形式等方面出发,避免装置引起的操作过电压和谐振过电压对电能产生影响。 2 无功补偿的概念和原理 在供电系统中,所谓的无功补偿是对无功功率补偿的简称,主要功能是提高供电效率,降低输电线路损耗以及供电变压器,提高电网的功率因数,改善供电环境。所以,无功补偿在电力系统中占据着不可缺少的地位。对无功补偿装置进行合理的配置,可以提高供电质量,减少电网损失,假如选择不合适的电网,就可能导致电压不断波动,谐波不断增大等诸多问题。在电网输出的功率中,包括了无功功率和有功功率两部分,无功功率不可以直接消耗电能,把电能转化成另一种形式的能,而这种能是电气设备做功不可缺少的条件,与此同时,它还可以实现和电能的周期性转换;有功功率主要是直接消耗电能,把它转化成其他形式的能,比如化学能、热能等,并且利用这些能做功。 所说的无功补偿的原理指的是,把具有感性功率负荷的装置和具有容性功率负荷的装置在同一个电路上实现并联,使能量可以在两种负荷之间可以相互流通,进而利用容性负荷输出的无功功率,对感性负荷所需要的无功功率进行补偿。从实质方面分析,就是用交流电容器代替原来的变压器或者电网,进而提供相应的无功功率。 3 变电设计中无功补偿装置的设计方式 3.1 调相机设计 在进行变电设计无功补偿装置设计时,调相机设计是以往最常使用的一种设计方式,具体而言,调相机无功补偿设计方式应用过程中,主要是利用了同步调相机这一装置设备,此种装置设备与发电机的原理大致相同,是通过励磁运行作用让电力系统中接收到无功功率,而当欠励磁运行时,电力系统又可以将感性电磁再次传输出去,这样就实现最佳的无功负荷运行效果。因此在进行调相机无功补偿设计时,重要的就是对励磁运行装置进行调节控制,从而实现同步调相机对装置中无功功率电压的吸收或者输出,为电力系统的安全运行提供最大限度的保障。但是值得注意的是,在进行调相机无功补偿设计时,由于同步调相机属于旋转式机械,在运用的过程中有功损耗比较大,因此若是使用的同步调相机容量比较小,易造成成本方面的浪费,因此在电网系统运行需求量不断增加的今天,利用调相机进行无功补偿设计还应不断进行改进。 3.2 电容器设计 电容器设计也是变电设计中无功补偿装置设计的一种常见方式,电容器无功补偿设计,就是在电网中并联电容器,从而实现容性负载提升,这样电网系统在进行容性功率吸收或者输出时,就可以更好的实现线路中感性负荷方面的无功要求,进而实现最佳的无功补偿效果。同时利用电容器进行无功补偿设计,投资费用比较少,并且调试方便,既可以集中式的进行使用,也可以分散性的进行设置,因此此种设计当时的灵活性是比较好的。由于电容器无功补偿设计具有如此多的优势,因此有数据调查显示,在我国已经有90%的电网系统利用电容器设计进行无功补偿。但是在利用电容器进行无功补偿时,必须要保障无功功率与节点电压数值之间呈现一种正比例关系,这样才能减少电力系统之中电压的损耗,若是在进行电容器无功补偿设计时,无法满足这一要求,实际补偿效果也会受到一定的影响,这是现下应用电容器无功补偿设计方式的一大难点,为此还需不断的加强电容器无功补偿设计方式方面的研究。 3.3 无功补偿器(SVC)设计 无功补偿器是第二代无功补偿装置,通常而言是指静止无功补偿器,其应用范围有输电系统的负载无功补偿以及波阻补偿。具有代表性的有晶闸管投切电抗器(TCR)、晶闸管控制电抗器+固定电容器(TCR+FC)、晶闸管投切电容器(TSC)。实现无功补偿的原理就是通过控制晶闸管触发角,来改变接入系统的等效电纳,从而实现调节系统中无功功率的输出的目的。但是该种装置尚存在问题:由于晶管具备班控的特点,一旦被触发导通,则只有等到流经它的电流不超过维持电流之后才能够关断,因此在半个电源周期时间范围内,反并联

35kV~220kV变电站无功补偿装置设计技术规定学习笔记

35kV~220kV变电站无功补偿装置设计技术规定学习笔记 5.0.3 SVC与STATCOM的区别:STATCOM较SVC电压稳定效果好、系统稳定和动态特性好、投资收益佳 高压静止动态无功补偿装置 SVC(Static Var Compensator)是一种静止无功补偿器。静止无功补偿器是由晶闸管所控制投切电抗器和电容器组成,由于晶闸管对于控制信号反应极为迅速,而且通断次数也可以不受限制。当电压变化时静止补偿器能快速、平滑地调节,以满足动态无功补偿的需要,同时还能做到分相补偿;对于三相不平衡负荷及冲击负荷有较强的适应性;但由于晶闸管控制对电抗器的投切过程中会产生高次谐波,为此需加装专门的滤波器。 目前,中国电网的建设和运行中长期存在的一个问题是无功补偿容量不足和配备不合理,特别是可调节的无功容量不足,快速响应的无功调节设备更少。近年来,随着大功率非线性负荷的不断增加,电网的无功冲击和谐波污染呈不断上升的趋势,无功调节手段的缺乏使得母线电压随运行方式的改变而变化很大。导致电网的线损增加,电压合格率降低。此外,随着电网的发展,系统稳定性的问题也愈加重要。动态无功补偿技术是一种提高电压稳定性的经济、有效的措施。另外,静态无功补偿技术在风电场、冶金、电气化铁路,煤炭等工业领域的客观需求也很大。在目前情况下,静止型动态无功补偿装置(SVC)对于解决各种负载所产生的无功冲击是很有效的。使电网电压波动明显改善,功率因数明显提高,是一种技术含量高、经济效益显著的新型节能装置。 SVC如图接入系统中,电容器提供固定的容性无功Qc,补偿电抗器通过的电流决定了补偿电抗器输出的感性无功QTCR的大小,感性无功和容性无功相互抵消,只要能做到系统无功QN=Qv(系统所需)-Qc+QTCR=常数(或者0),则能够实现电网功率因数=常数,电压几乎不波动,关键是准确控制晶闸管的触发角。得到所需要的流过补偿电抗器的电流。晶闸管变流装置和控制系统能够实现这个功能。采集母线的无功电流值和电压值,合成无功值,和所设定的恒无功值进行比较,计算得到的触发角大小。通过晶闸管触发装置,使晶闸管流过所需要的电流。 STATCOM——静止同步补偿器(Static Synchronous Compensator, 简称STATCOM,又称SVG)是当今无功补偿领域最新技术的代表,属于灵活柔性交流输电系统(FACTS)的重要组成部分。STATCOM并联于电网中,相当于一个可控的无功电流源,其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化,自动补偿电网系统所需无功功率,对电网无功功率实现动态无功补偿。

关于牵引变电所无功补偿研究

关于牵引变电所无功补偿研究 梁俊 (华东交通大学电气与电子学院电气(城轨)2009-1) 摘要:为克服现有牵引变电所固功率因数低,谐波含量大和通过牵引变电所向电力系统注入波动的负序电流,改善电能质量,要进行进行无功补偿。并联电容补偿的缺陷经济有效的方式是采用并联补偿,而对于电力部门采用的发送正计的计量方式,固定无功补偿已经满足不了要求,需采用动态补偿方案,而动态补偿方案的确定需根据牵引负荷的特点来最终确定。 关键字:牵引变电所;无功补偿;固定补偿;动态补偿;功率因数 电力牵引负荷波动范围很大,一般机车电流很难保持30 s平稳不变,有时还会在更短的时间发生更突然的变化,使得日平均负荷与最大负荷相差很大。同时,现在国内外普遍采用交—直型机车,产生整流型牵引负荷,这使牵引负荷具有功率因数低和谐波含有大(主要是奇次)的特点。因此,功率因数低,谐波含量大和通过牵引变电所向电力系统注入波动的负序电流即为电力牵引自身具有的三大技术课题,这不仅使牵引供电系统自身的技术指标变坏,还使电力系统的电能质量受到损害。 改善电能质量的有效措施之一就是进行无功补偿。所谓的无功补偿方案, 就是补偿基波下的牵引负荷的无功功率,以提高功率因数,滤除指定谐波。为提高电力系统的容量利用率和供电质量,各国对各级电网及各类电力用户功率因数有着明确的规定,并采用经济手段进行管理。我国将大宗工业用户经济功率因数定为0.90,高于0.90奖励,低于0.90惩罚。 我国幅员广大、地质情况多样,各地区发展程度不一,许多欠发达地区普遍具有电网容量小,公用电网负荷中铁路占比重过大的问题。现有的无功补偿方案一般是设置固定电容进行并联补偿,实际运营后发现,在铁路轻载和空载的条件下,过补偿问题严重。补偿后造成无负荷时电压抬升,变电所月平均功率因数反而降低,罚款增加等问题。因此研究一种能提高电能质量,又不用大量追加一次性投资的补偿方案是非常必要的。 1 补偿方案 近几年,结合国外的先进技术,我国电气化铁道变电所无功补偿与谐波综合治理提出了多种无功补偿方案,无论哪种方案,都是力求基波下补偿牵引负荷的感性无功功率,提高功率因数,降低负序,并构成有效的滤波通路,滤除(或抵消)指定谐波。主要方案有: (1)安装固定电容器和电抗器组成单调谐滤波器。在设计时,滤除指定的谐波,并兼顾提高功率因数,降低负序。这种方案的优点是结构简单,投资少,但很难适应牵引负荷变化剧烈的特点,对于过补、欠补问题无法解决,在电力部门使用“返送正计”的无功计量方式情况下,功率因数很难满足要求。 (2)分组投切电容器。可采用晶闸管进行投切电(TSC)晶闸管投切电容器的单相电路图如图1 所示,其 图1 晶闸管投切电容器电路图

110KV 变电站无功补偿规格书

华恩机械有限责任公司35kV变电所SVG无功补偿装置 技术规格书 山西金鹤电力设计有限公司 2011年12月18日

1总则 1.1 本设备技术规格书适用于华恩机械35kV变电所的2套10kV无功补偿装置(SVG)。规格书提出设备的功能、设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。供方提供的设备应是符合本技术要求、完整的设备。 1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节作出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,供方应提供符合工业标准和本规格书要求的优质产品。 1.3若供方没有以书面形式对本技术条件提出异议,则意味着卖方提供的设备完全符合本技术条件和国家标准要求;如有异议,不管多小,都应在投标书中以“对技术条件的意见和同技术条件的差异”为标题的专门章节中说明 1.4本技术规范书经双方确认后,作为商务合同的附件,与商务合同具有同等的法律效力,随合同一起生效。 1.5本技术规格书未尽事宜,由供需双方协商确定。 1.6供方须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要现行标准如下。下列标准所包含的条文,通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。本技术规范出版时,所示本均为有效。所有标准都会被修订,供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。有矛盾时,按现行的技术要求较高的标准执行。 (1) DL/T672 《变电所电压无功调节控制装置订货技术条件》 (2) DL/T597 《低压无功补偿控制器订货技术条件》 (3) GB11920 《电站电气部分集中控制装置通用技术条件》 (4) GB1207 《电压互感器》 (5) SD325 《电力系统电压和无功电力技术导则》 (6) SD205 《高压并联电容器技术条件》。 (7) DL442 《高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件》。 (8) GB50227 《高压并联电容器装置设计规范》。 (9) GB311.2~311.6 《高电压试验技术》。 (10)GB11 024 《高电压并联电容器耐久性试验》。

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